Đồ Án Đồ án công nghệ chưng cất dầu thô thiết kế nhà máy lọc dầu năng suất 6,7 triệu tấnnăm (thuyết minh

MỤC LỤC
CHƯƠNG I : TỔNG QUAN VỀ DẦU THÔ VÀ SẢN PHẨM
I.1. Tổng quan về dầu thô
I.1.1. Tổng quan.
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.
Hiện còn tồn tại hai quan điểm lí 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 (như dầu Monie – Australia)
đến nâu đen (dầu Ghawar – Saudi Arabia), có mùi của H2S, nhựa thông hay đơn giản 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 như dầu Minas (Indonesia) hay dầu Bachaquero (Venuezela).
Để hiểu hơn về đặc điểm của loại nhiên liệu hóa thạch này, chúng ta hãy xem xét
tổng quan về thành phần hóa lý và các đặc trưng cơ bản của nó.
I.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. Thành phần chung của các nguyên tố được cho ở bảng
dưới đây :
Nguyên tố C H S O N Me
% 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 : paraffine,
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, 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.
I.1.3. Các đặc trưng hóa lý
Các đặc trưng hóa lý của dầu thô phụ thuộc chủ yếu vào thành phần nguyên tố và
thành phần hóa học của nó. Một vài đặc trưng cơ bản của dầu thô như sau :
• Tỷ trọng :
Đây là đặc trưng nổi bật nhất của dầu thô. 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 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. Công thức tính độ API theo tỷ trọng tiêu chuẩn như sau :
• 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 của 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 chất nữa. Nhiệt độ tại thời điểm dầu thô không còn khả năng lưu chất gọi là
điểm chảy (Pour point). Sự tạo thành các tinh thể trong dầu thô chủ yếu do các hợp chất n-
paraffine dễ kết tinh khi hạ nhiệt độ.
Điểm chảy của dầu thô thường nằm trong khoảng từ -30 đến 60

o
C. Việc xác định
điểm vẩn đục và điểm chảy sẽ cho phép điều kiện vận hành, tồn chứa, vận chuyển, công
suất bơm.
• 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 mm
2
/s.
• Áp suất hơi 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 bars, 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.
• Thành phần phân đoạn :
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.
I.2. Tổng quan về sản phẩm dầu mỏ
Các sản phẩm của quá trình lọc dầu nói chung được chia thành 2 loại : các sản phẩm

sử dụng cho mục đích năng lượng và sản phẩm sử dụng cho mục đích phi năng lượng.
I.2.1. Các sản phẩm năng lượng
I.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 bars, nhiệt độ môi trường. Hai dạng 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 C
2
-
từ phân xưởng chưng cất khí quyển, và phần khí thu được trong phân xưởng FCC giàu các
hydrocacbon C
3
, C
4
loại olefine. Ngoài ra, LPG còn thu được từ các quá trình cracking
nhiệt, giảm nhớt, HDS,…
I.2.1.2. Xăng
Người ta phân biệt chủ yếu 2 loại xăng thường và xăng SUPER, tùy thuộc vào trị số
octane của nó, trong đó xăng SUPER có RON lớn hơn nhiều.
Xăng động cơ không phải đơn thuần là một sản phẩm của một quá trình, mà nó
được phối trộn từ nhiều nguồn khác nhau, được lấy ra từ các quá trình khác nhau. Tùy thuộc
chất lượng của xăng, yêu cầu và đặc tính của dầu thô mà các nhà máy lọc dầu 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 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…
I.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 180 – 230
o
C. 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,…
I.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
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, vì chỉ số cetane là yêu cầu dễ
đạt được mà không phải qua các quá trình chuyển hóa phức tạp. 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 thuôc 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 dân
dụng.
− 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.
I.2.1.5. Dầu đốt dân dụng
Hiện nay, nhu cầu về sản phẩm này đang dần bị thu hẹp lại do sự phát triển của
năng lượng hạt nhân, năng lượng điện và nguồn khí tự nhiên. Tuy nhiên, cho đến nay, 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. Do đó, việc
phối trộn nó không gặp nhiều khó khăn.
I.2.1.6. Dầu đốt công nghiệp
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.
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,…
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 : LCO và HCO có độ nhớt nhỏ hơn nhiều so với các nguồn phối liệu là cặn, cặn chưng
cất chân không và cặn giảm nhớt lại có hàm lượng S khá cao.
I.2.2. Các sản phẩm phi năng lượng
I.2.2.1. Dung môi hydrocacbon
Các dung môi hydrocacbon là các phân đoạn dầu mỏ tương đối nhẹ, nằm trong
khoảng 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 theo nhiệt độ sôi.
− Xăng đặc biệt : phân bố trong khoảng 30 đến 205
o
C
− White-spirits : 135 – 205
o
C, hàm lượng aromatic thấp, chủ yếu dùng làm dung môi
pha sơn.
− Lamp oils : từ C10 đến C14, khoảng sôi từ 160 – 300
o
C, chủ yếu làm dung môi
cho các loại mực in.
− Các sản phẩm aromatic tinh khiết (BTX) : làm dung môi cho keo dán, 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 :
− Độ bốc hơi : đặc trưng bằng đường cong chưng cất hay áp suất hơi, ảnh hưởng 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 chất

của lưu huỳnh, olefine, aromatic,…
− Mùi : không khó chịu
− An toàn và tính độc : liên quan đến nguy cơ cháy nổ, có thể đánh giá bằng
điểm chớp cháy, và hàm lượng benzene có trong dung môi.
I.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 :
− Thành phần : diễn tả qua đường cong chưng cất, có thể đi kèm với tỷ trọng và áp
suất hơi.
− Độ tinh khiết : được xác định thông qua màu sắc hoặc bằng phương pháp test
thông dụng như ăn mòn lá đồng, kiểm tra nồng độ rượu, ether, mercaptane,…
I.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 nhớt, giảm điểm chảy, chống mài mòn, chống oxy
hóa, chống tạo bọt,…
I.2.2.4. Sáp và paraffine
Trong quá trình sản xuất dầu gốc khoáng, phần n-paraffine loại trừ ra được chia
thành 2 loại : paraffine 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, xi…
I.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.
− 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 nhớt cao hơn
bitume lỏng.
Bitume thường được sử dụng để làm đường giao thông, làm tấm lợp, bọc ống,
cách điện, cách âm,…
I.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 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 điesel với chỉ số cetane cao. Các quá trình
chuyển hóa như CR, ankyl hóa, isome hóa,…có thể có hoặc không tùy vào năng lực của
mỗi nhà máy.
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 :

I.4. Nhiệm vụ của đồ án và hướng giải quyết
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 :
− 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 liệu cặn 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.
−Phân xưởng FCC xử lý phần cất chân không.
− Phân xưởng reforming xúc tác với nguồn nguyên liệu là xăng nặng chưng cất khí quyển và
xăng giảm nhớt.
− Phân xưởng giảm nhớt xử lý phần cặn chưng cất chân không, nhằm tạo nguồn phối liệu chủ
yếu phối trộn dầu đốt công nghiệp.
− Phân xưởng HDS nhằm tách loại lưu huỳnh các nguồn phối liệu cơ sở như gasoil 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.
CHƯƠNG 2 : CÂN BẰNG VẬT CHẤT CHO TỪNG PHÂN XƯỞNG
Trong phần này, chúng ta tính cân bằng vật chất cho mỗi phân xưởng theo năng
suất tối đa, và tính toán 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 nguôn 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 (GAS),
xăng nặng (BZN), kerosene (KER), gasoil nhẹ (LGO), gasoil nặng (HGO) và cặn
chưng cất khí quyển (RA). 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 350
o
C đến 370
o
C.
2.1.1. Tính phần trăm thể tích, phần trăm khối lượng cho các phân đoạn :
Điểm cắt phân đoạn của các phân đoán sản phẩm được cho ở bảng sau :
Phân đoạn GAZ GAS BZN KER LGO HGO RA
T
i
- T
f
< 20
20 -
70
70 -
180
180 -
230
230 -
310
310 -
380
>380
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) 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 (%V) và % khối lượng (%m) từng phân đoạn được tính
theo công thức :
%V = %V
Tf
- %V
Ti
%m = % m
Tf
- % m
Ti
Trong đó : %V
Tf
và % m
Tf
là % thể tích và khối lượng ứng với điểm sôi cuối.
%V
Ti
và % m
Ti
là % thể tích và khối lượng ứng với điểm sôi đầu.
Các quy tắc nội suy được áp dụng :
%V = %V
1
+ (%V
2
-%V
1
).
%m = %m
1

+ (%m
2
-%m
1
).
Trong đó T là nhiệt độ cần nội suy giữa 2 giá trị nhiệt độ T
1
và T
2
. Tra bảng
ARABIAN LIGHT DATA có :
Bảng 1 :Khoảng thể tích và phần trăm thể tích các phân đoạn thu được (%V)
GAZ GAS BZN KER LGO HGO RA
T
i
-T
f
<20 20-70 70-180 180-230 230-310 310-380 >380
%V
0-
2,22
2,22-
6.96
6.96-24.93
24,93-
33,23
33.23-47.9
47.9-
60.33
60.33-100

%Vol 2,22 4.74 17.97 8.3 14.66 12.44 39.67
Bảng 2 : Khoảng % khối lượng và phần khối lượng các phân đoạn thu được
%m)
GAZ GAS BZN KER LGO HGO RA
T
i
-T
f
<20 20-70 70-180 180-230 230-310 310-380 >380
Khoảng
%m
0-1,5 1,5-5.14 5.14-20,79
20,79-
28.5
28.5-42.66
42.66-
55.48
55.48-
100
%m 1,5 3.64 15.65 7.71 14.16 12.83 44.52
2.1.2. Tính tỷ trọng cho từng phân đoạn.
Từ phần trăm khối lượng được tính ở trên, tra bảng Assay dầu thô, tra được giá
trị của tỷ trọng.
Tỷ trọng của mỗi phân đoạn được tính theo phương pháp cộng tính thể tích :
Dựa vào Assay dầu thô, nh được tỷ trọng của mỗi phân đoạn theo phương pháp cộng nh thể
ch (hoặc có thể tra đồ thị rồi từ công thức cộng nh thể ch suy ra tỷ trọng).
 Phân đoạn khí GAZ :
Dựa vào Assay dầu ARABIAN LIGHT ta có :
Phân đoạn %m d
60

/
60
d
15
/
4
C
2
0.01 0.374 0.373
C
3
0.21 0.508 0.507
I-C
4
0.14 0.563 0.562
n-C
4
0.74 0.584 0.583
nC
4
- 20
o
C 0.4 0.613 0.612
 Phân đoạn xăng nhẹ GAS :
Từ hiệu suất thu khối lượng xăng nhẹ là 3.64%, tra đồ thị quan hệ giữa hiệu
suất thu xăng và tỷ trọng d
15
/
4
của dầu ARABIAN LIGHT .

Ta được : d
15
/
4
(GAS) = 0,647
Các phân đoạn sau cũng dùng đồ thị hiệu suất thu xăng và tỷ trọng d
15
/
4
của
dầu ARABIAN LIGHT.
 Phân đoạn xăng nặng BZN :
Từ hiệu suất tổng thu xăng nhẹ và xăng nặng là 19,29% khối lượng, tra đồ thị
quan hệ giữa hiệu suất thu xăng và tỷ trọng ta được d
15
/
4
(GAS + BZN) = 0,722
Từ đó bằng phương pháp cộng tính thể tích tính được tỷ trọng của phân đoạn
xăng nặng :
d
15
4(BZN)
=
 Phân đoạn kerosene KER :
Từ hiệu suất tổng thu GAS, BZN và KER là 27% khối lượng, tra đồ thị quan
hệ giữa hiệu suất thu xăng và tỷ trọng ta được d
15
/
4

(GAS + BZN +KER) = 0,741
Từ đó bằng phương pháp cộng tính thể tích tính được tỷ trọng của phân đoạn
kerosene : d
15
4(KER)
= 0,793
 Phân đoạn gasoil nhẹ LGO :
Tương tự như phương pháp tính đối với KER và BZN.
Ta có:
d
15
/
4
(GAS + BZN +KER +LGO) = 0,769 theo hiệu suất tổng là 41.16%wt
Tính được: d
15
4(LGO)
= 0,847
 Phân đoạn gasoil nặng HGO :
Tương tự như phương pháp tính đối với KER và LGO. Ta có:
d
15
/
4
(GAS + BZN +KER +LGO+ HGO) = 0,786 theo hiệu suất tổng là 53.98
%wt
Tính được: d
15
4(HGO)
= 0,848

 Phân đoạn cặn RA :
Tra đồ thị theo hiệu suất thu khối lượng cặn là 44,52%, ta có d
15
4(RA)
= 0,959
Bảng 3 : Tỷ trọng của các phân đoạn.
Phân đoạn %m %v d
15
/
4
Khí 1.50 2.22 0.574
GAS 3.64 4.74 0.647
BZN 15.65 17.97 0.742
KER 7.71 8.30 0.793
LGO 14.16 14.66 0.847
HGO 12.83 12.44 0.848
RA 44.52 39.67 0.959
2.1.3. Tính cân bằng vật chất cho phân xưởng.
Tính lưu lượng khối lượng và lưu lượng thể tích của các phân đoạn :
Năng suất của nhà máy : F = 7600 (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 : m
i
= %m
i
.F
Trong đó m
i
là lưu lượng thể tích của phân đoạn thứ i (kt/năm).
Từ tỷ trọng tính được, ta tính lưu lượng thể tích của mỗi phân đoạn theo công

thức : V
i
= m
i
/d
i
 Phân đoạn khí GAZ :
Kết quả tính toán cho ở bảng sau :
Phân đoạn %m d
15
/
4
(kg/l) m (kt/năm) V (km
3
/năm)
C2 0.01 0.373 0.76 2.04
C3 0.21 0.507 15.96 31.49
I-C4 0.14 0.562 10.64 18.93
n-C4 0.74 0.583 56.24 96.50
nC4 – 20
o
C 0.4 0.612 30.4 49.97
 Phân đoạn xăng nhẹ GAS :
Khối lượng xăng nhẹ GAS :
m
GAS
= %m GAS * F
= 3.64* 7600 = 276.64
Tính được thể tích xăng nhẹ GAS:
V

GAS
= = = 427.57
Tính toán tương tự cho các phân đoạn khác ta được:
Bảng 3 : Tóm tắt cân bằng vật chất phân xưởng chương cất khí quyển
Phân đoạn %m m(kt/năm) %v v(km
3
/năm) d
15
/
4
C
2
0,01 0,76 0,02 2.04 0,373
C
3
0,21 15.96 0,36 31.49 0,507
I-C
4
0,14 10.64 0,21 18.93 0,562
n-C
4
0,74 56.24 1,08 96.50 0,583
nC4-20oC 0,40 30.40 0,55 49.67 0,612
TOTAL gaz 1,50 114.00 2,220 198.62 0,574
GAS 3.64 276.64 4.74 427.57 0,647
BZN 15.65 1189.15 17.97 1603.10 0,742
KER 7.71 586.21 8.30 739.24 0,793
LGO 14.16 1075.85 14.66 1270.31 0,847
HGO 12.83 974.88 12.44 1149.05 0,848
RA 44.52 3383.27 39.67 3527.91 0,959

TOTAL liq 98,50 7486 97.78 8717.18 0,859
TOTAL
brut
100.00 7600 100.00 8915.81 0,852
2.1.4. Hàm lượng S trong các phân đoạn (%S)
Hàm lượng S trong mỗi phân đoạn được tính theo phương pháp cộng tính khối
lượng:
Do đó: =
Tính toán chi tiết cho từng phân đoạn như sau :
 Phân đoạn GAS :
Xem như hàm lượng S trong phân đoạn khí là vô cùng nhỏ. Từ giản đồ quan hệ
giữa hiệu suất thu xăng và %S, ta tra được %S cho phân đoạn xăng nhẹ :
%m
GAS
= 3.64 % suy ra %S
GAS
= 0,024 %m (tra đồ thị d
15
/
4
và % S của dầu
ARABIAN LIGHT )
 Phân đoạn BZN :
Tính theo phương pháp cộng tính khối lượng : ban đầu, tra %S tương ứng với
nhiệt độ sôi cuối của các phân đoạn nhờ vào giản đồ quan hệ %m - %S (%S này là
%S tổng) ; sau đó từ %S tổng, cộng tính khối lượng được %S các phân đoạn.
Ta có %m
∑ BZN
= 19.29 % . Tra đồ thị ta được %S
∑BZN

= 0.033
Và %m
GAS
= 3.64 % , %S
GAS
= 0,024
 Phân đoạn KER :
Tính tương tự như xăng nặng BZN.
Ta có %m
∑ KER
= 27 % . Tra đồ thị ta đượ,c %S
∑KER
= 0.053
Và %m
∑BNZ
= 19,29 % , %S
∑BNZ
= 0,033

 Phân đoạn LGO
Hàm lượng S trong LGO và HGO được tính theo cộng tính khối lượng :
Tính cho phân đoạn LGO, tính tương tự như trên.
Ta có %m
∑ LGO
= 41,16% . Tra đồ thị ta được %S
∑LGO
= 0,288
%S (LGO) = = = 0,736
 Phân đoạn HGO
Hàm lượng S trong LGO và HGO được tính theo cộng tính khối lượng :

Tính cho phân đoạn HGO, tính tương tự như trên.
Ta có %m
∑ HGO
= 53,98% . Nội suy ta được %S
∑HGO
= 0,501
%S (HGO) = = = 1,184
 Phân đoạn RA :
Hàm lượng S của phân đoạn RA được tra trực tiếp từ giản đồ quan hệ giữa
hiệu suất thu cặn (%m) và hàm lượng S. Từ %m(RA) = 44.52 suy ra %S (RA) = 3,22
%m
Bảng 4 : Hàm lượng S trong các phân đoạn thu được từ phân xưởng CDU
Phân đoạn %m %S
GAS 3,64 0,024
BNZ 15,65 0,035
KER 7,71 0,103
LGO 14,16 0,736
HGO 12,83 1,184
RA 44,52 3,22
2.1.5. Nhiệt độ sôi trung bình thể tích các phân đoạn
Tính T
mav
theo công thức: T
mav
= T
v
+ ΔT
v
Trong đó:
ΔT

v
là độ chênh lệch hiệu chỉnh tra theo độ dốc S (Slope) và giá trị T
v
Các giá trị T
10
, T
50
và T
90
là nhiệt độ tương ứng với 10, 50, 90% chưng cất trên
đường ASTM;
Độ dốc S =
Để tính các giá trị T
mav
trên đường ASTM, tiến hành theo 3 bước sau:
• Bước 1: Chuyển đổi từ đường TBP dầu thô sang đường TBP các phân đoạn, bằng
cách lấy 2 giá trị điểm đầu và điểm cuối của phân đoạn trên đường TBP dầu thô dời
về 2 giá trị IP (0%) và FP (100%) trên đường TBP phân đoạn. Ví dụ tính cho phân
đoạn GAS như sau:
Điểm đầu 20
o
C trên đường TBP dầu thô tương ứng với 2,22% được chuyển về
0%; điểm cuối 80
o
C trên đường TBP dầu thô tương ứng với 8,05% được chuyển về
100%, từ đó suy ra các giá trị nằm giữa. Ta có bảng sau:
Nhiệt
độ,
o
C

20 28 29,33 32,22 36,07 43,02 53,81 64,60 70
%CC,
%vol
2,22 2,44 - - 3,98 - - - 6,96
GTCĐ
, %vol
0 3,77 10 30 37,13 50 70 90 100
Tương tự cho các phân đoạn tiếp theo. Ta có bảng sau:
Bảng 6 : Chuyển đổi từ TBP dầu thô sang TBP phân đoạn
Phân đoạn d
15
4
T
10
T
30
T
50
T
70
T
90
T
95
GAS 0,647 29,33 32,22 43,02 53,81 64,6
BZN 0,742 84,42 111,80 133,11 152,32 170,86
KER 0,793 166,64 199,75 205,04 227,63 229,21 229,61
LGO 0,847 238,46 255,53 271,54 286,40 302,13 306,07
HGO 0,896 314,60 323,80 344,49 358,47 372,82 376,41
RA 0,959 404,29 454,56 510,49 553,18 561,06

• Bước 2: Chuyển đổi từ TBP các phân đoạn sang đường ASTM các phân đoạn, bằng
cách sử dụng công thức chuyển đổi Riazi – Daubert:
Trong đó: T
ASTM
và T
TBP
tính bằng
o
C; các hệ số thực nghiệm a, b như sau:
a b
T
10
1,71243 0,91743
T
30
1,29838 0,95923
T
50
1,10755 0,9827
T
70
1,13047 0,9779
T
90
1,04643 0,98912
Tra bảng 4.16a – tr 165- TECHNIC I
Kết quả tính được tổng hợp trong bảng sau:
 Phân đoạn GAS.
Dùng công thức biến đổi trên, ta được.
T

10
= 1,71243.(29,33 + 273,15)
0.91743
-273,15
= 50,06.
T
30
= 1,29838.(32,22 + 273,15)
0.95923
-273,15
= 40,8.
T
50
= 1,10755.(43,02 + 273,15)
0.9827
-273,15
= 43,28.
T
70
= 1,13047.(53,81 + 273,15)
0.9779
-273,15
= 52,07.
T
90
= 1,04643.(64,90 + 273,15)
0.98912
-273,15
= 58,59.
Tương tự cho các phân đoạn khác ta được bảng sau.

Bảng 7 : Chuyển đổi từ TBP phân đoạn sang ASTM phân đoạn
Phân
đoạn
IP - FP T
10
T
30
T
50
T
70
T
90
GAS 20 - 70 50,06 40,8 43.28 52,07 58,59
BZN 70 - 180 103,67 119 132.39 147,61 161,66
KER 180 - 240 182.48 202,3 202,85 220,30 218,14
LGO 240 - 330 250.30 270,3 267,82 276,86 288,63
HGO 330 - 380 321.35 337,6 338,95 346,04 356,86
RA 380 + 404.08 441,4 500,26 532,12 538,12
• Bước 3: Tính các giá trị T
mav
của các phân đoạn:
Tính T
mav
theo công thức: T
mav
= T
v
+ ΔT
v

Giá trị ΔT
v
được tra theo độ dốc và giá trị Tv, nếu Tv lớn hơn 300
o
C hay nhỏ
hơn 100
o
C thì xem như ΔT
v
= 0
 Phân đoạn GAS.
Độ dốc của phân đoạn slope S = = 0.03
T
v
= = =49,08
o
C <100
o
C
Nên ta cho ΔT
v
= 0
Vậy T
mav
= T
v
+ ΔT
v
= 49,08
o

C
 Phân đoạn xăng nặng BZN.
Độ dốc của phân đoạn slope S = = 0.73
T
v
= = =132,53
o
C >100
o
C