TỔNG QUAN VỀ DẦU THÔ VÀ CÁC SẢN PHẨM DẦU MỎ

ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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.

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

Trang 1


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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

Trang 2


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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

Phân xưởng chưng cất chân không .................................................................. 41

2.2

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

Trang 3


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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 H2 tiêu thụ ............................................................................................ 52
2.4.3.1 Lượng H2 để khử S ............................................................................................................. 52
2.4.3.2 Lượng H2 để no hóa Aromatic ........................................................................................... 53
2.4.3.3. Lượng H2 để no hóa olefin................................................................................................ 53
2.4.3.4. Tổng lượng H2 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
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 4


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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 Δtmavtheo tv và S ............................................................................... 83
Hình 2: Độ nhớt động học - hiệu suất thu cặn (%) khối lượng..................................... 84
Hình 3: Mass molarie - hiệu suất thu xăng C5+ 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
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 5


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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 C1 - C5 .................................................................... 96
Hình 14: Hiệu suất thu xăng (80oC - 150oC) - %S bị khử............................................. 96
Hình 15: Biểu đồ xác định lượng H2 tiêu thụ cho việc no hóa Aromatic ...................... 97
Hình 16: Biểu đồ xác định lượng H2 để khử 1%S và lượng H2 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 BIPP ......................................................... 101
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................... 105
PHỤ LỤC ………………………………………………………………...…………...80

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

Trang 6


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT
Từ viết tắt

Mô tả

Ý nghĩa

LN

Light Naphtha

Xăng nhẹ

HN

Heavy Naphtha

Xăng nặng

KER

Kerosene

Kerosene

LGO

Light Gas Oil

Gasoil nhẹ

HGO

Heavy Gas Oil

Gasoil nặng

AR

Atmospheric Residue

Cặn chưng cất khí quyển

VD

Vacuum Distillate

Phần cất chân không

VR

Vacuum Residue

Cặn chưng cất chân không

LCO

Light Cycle Oil

Gasoil cracking xúc tác

HCO

Heavy Cycle Oil

Cặn cracking xúc tác

ADU

Atmospheric Distillation Unit

Phân xưởng chưng cất khí quyển

VDU

Vacuum Distillation Unit

Phân xưởng chưng cất chân không

FCC

Fluid Catalytic Cracking

PX cracking xúc tác tầng sôi

CR

Catalytic Reforming

Phân xưởng reforming xúc tác

HDS

Hydro DeSufurization

Phân xưởng xử lý lưu huỳnh

VB

Vis-Breaking

Phân xưởng giảm nhớt

tF

Flash point

Nhiệt độ điểm chớp cháy

tP

Pour point

Nhiệt độ điểm chảy

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

Trang 7


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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
Nguyên tố

C

H

S

O

N

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

Me
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,
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 8


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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 d154, 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

API =

141.5
- 131.5
S60
60

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 chảy của dầu thô thường nằm trong khoảng từ -30oC đến 60oC.Việc xác định
điểm vẩn đục và điểm chảy sẽ cho phép điều kiện vận hành, tồn chứa, vận chuyển,
công suất bơm.

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

Trang 9


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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.
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 10


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

Các nguồn sản xuất LPG chủ yếu trong nhà máy lọc dầu: phân đoạn khí đã tách C2từ 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,…
1.2.1.2. 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…
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
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 11


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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.
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 12


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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:
 Độ bốc hơi: đặc trưng bằng đường cong chưng cất hay áp suất hơi, ảnh hưởng
đến thời gian sấy khô sản phẩm và khả năng tái sinh.
 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.
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:

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

Trang 13


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

 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…
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.
 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, 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
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 14


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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:

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

Trang 15


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

Sơ đồ công nghệ của nhà máy lọc dầu Dung Quất

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

Trang 16


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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:
 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.
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 cân bằng vật liệu cho mỗi phân xưởng và toàn bộ nhà máy.
 Tính phối liệu sản phẩm đáp ứng nhu cầ u thị trường.
 Tính lại CBVC toàn nhà máy theo sơ đồ dây chuyền công nghệ đã chọn.
 Tính cân bằng nhiệt lượng của nhà máy.
SVTH: Nguyễn Hữu Lâm – Nguyễn Thế Huy – Nguyễn Thị Minh Huệ

Trang 17


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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
Phân đoạn

GAS

LN

HN

KER

LGO

HGO

AR

VD

VR

Ti - Tf(oC)

Ti - 20

20 - 70

70 - 175

175 - 235

235 - 300

300 - 360

360+

360 -550

550+

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 - % mTi
Trong 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:

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

Trang 18


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN
T - T1
T2 - T1

%V = %V1 +

 %V2

- %V1  .

%m = %m1 +

 %m 2

- %m1  .

T - T1
T2 - T1

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

Phân đoạn

GAS

Ti - Tf(oC)

Ti - 20 20 - 70 70 - 175 175 - 235 235 - 300 300 - 360

LN

HN

KER

LGO

HGO

AR

VD

VR

360+

360-550

550+

2,23

4,73

17,04

10,1

11,93

10,84

43,13

28,03

15,1

1,5

3,64

14,79

9,39

11,55

10,99

48,14

30,14

18

%V
%m
2.1.2. Tính chất cơ bản của mỗi phân đoạn
2.1.2.1Xác định tỷ trọng và độ API
 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

d V
i

Từ đó suy ra: d  =

i

i

VΣ

Trong đó:
 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 = 1.002d 154
 Độ API: được tính theo công thức đã đưa ra ở mục I.3.1
 Tính chi tiết cho từng phân đoạn ta có:

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

Trang 19


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

 Phân đoạn GAS
Bảng 2.2: Tỷ trọng phân đoạn khí

Nhiệt độ

%V

d6060

d6060.V

C2

0.02

0.3740

0.0075

C3

0.36

0.5079

0.1828

iC4

0.21

0.5631

0.1183

nC4

1.08

0.5840

0.6307

20oC

0.56

0.6136

0.3436

∑

2.23

d∑

1.2829

Lúc đó: d6060∑(GAS)=

∑di.Vi
V∑

=

1.2829
2.23

= 0.575

d154∑(GAS)= d6060∑(GAS)/1.002 = 0.575/1.002 = 0.574
 Phân đoạn xăng nhẹ LN
Bảng 2.3: Tỷ trọng phân đoạn xăng nhẹ

Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

28

0.21

0.6238

0.1313

40,5

1.54

0.6299

0.9719

70

2.98

0.6586

1.9945

∑

4.73

d∑

3.0977

Lúc đó: d∑(LN)=

∑𝐝𝐢.𝐕𝐢
𝐕∑

=

3.0977
4.73

=0.655

d154∑(LN)= d6060∑(LN)/1.002 = 0.655/1.002 = 0.654

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

Trang 20


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

 Phân đoạn xăng nặng HN
Bảng 2.4: Tỷ trọng phân đoạn xăng nặng

Lúc đó: d∑(HN)=

Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

85

1.64

0.6977

1,.1442

100

2.1

0.7111

1.4933

120

2.8

0.7268

2.0350

135

2.8

0.7404

2.0731

150

2.8

0.7547

2.1132

160

1.9

0.7640

1.4516

175

3

0.7749

2.3247

∑

17.04

d∑

12.6351

∑𝐝𝐢.𝐕𝐢
𝐕∑

=

12.6351
17.04

= 0.741

d154∑(HN)= d6060∑(HN)/1.002 = 0.741/1.002 = 0.740

 Phân đoạn kerosene KER
Bảng 2.5: Tỷ trọng phân đoạn kerosene

Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

190

2.8

0.7835

2.1938

205

2.3

0.7941

1.8264

220

2.5

0.7958

1.9895

235

2.5

0.8026

2.0065

∑

10.1

d∑

8.0162

Lúc đó:
d∑(KER)=

∑𝐝𝐢.𝐕𝐢
𝐕∑

=

8.0162

10.1

= 0.794

d154∑(KER)= d6060∑(KER)/1.002 = 0.794/1.002 = 0.792

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

Trang 21


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

 Phân đoạn LGO
Bảng 2.6: Tỷ trọng phân đoạn LGO

Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

250

2.6

0.8079

2.1047

265

2.7

0.8177

2.2121

280

2.8

0.8307

2.3307

295

2.9

0.8386

2.4369

300

0.93

0.8436

0.7831

∑

11.93

d∑

9.8675

Lúc đó:
∑𝐝𝐢.𝐕𝐢

d∑(LGO)=

𝐕∑

=

9.8675
11.93

= 0.827

d154∑(LGO)= d6060∑(LGO)/1.002 = 0.827/1.002 = 0.825

 Phân đoạn HGO
Bảng 2.8: Tỷ trọng phân đoạn HGO
Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

310

1.87

0.8453

1.5807

325

2.7

0.8519

2.3001

343,3

3.3

0.8686

2.8664

355

2.1

0.8883

1.8654

360

0.87

0.8898

0.7741

∑

10.84

d∑

9.3867

Lúc đó: d∑(HGO)=

∑𝐝𝐢.𝐕𝐢
𝐕∑

=

9.3867
10.84

= 0.866

d154∑(HGO)= d6060∑(HGO)/1.002 = 0.866/1.002 = 0.864

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

Trang 22


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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

Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

370

1.73

0.8927

1.5444

385

2.6

0.8939

2.3241

400

2.4

0.8967

2.1521

415

2.5

0.9024

2.2560

430

2.4

0.9100

2.1840

445

2.3

0.9159

2.1066

455

1.6

0.9206

1.4730

475

2.9

0.9248

2.6819

490

2.2

0.9321

2.0506

510

2.6

0.9365

2.4349

520

1.5

0.9390

1.4085

535

1.6

0.9452

1.5123

550

1.7

0.9490

1.6133

565

1.5

0.9548

1.4322

656

13,6

1.0254

13.9454

∑

43.13

d∑

41.1193

Lúc đó:
d∑(AR)=

∑𝐝𝐢.𝐕𝐢
𝐕∑

=

41.1193
43.13

= 0.953

d154∑(AR)= d6060∑(AR)/1.002 = 0.953/1.002 = 0.951

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

Trang 23

ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

 Phân đoạn phần cất chân không VD
Bảng 2.10: Tỷ trọng phân đoạn phần cất chân không

Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

370

1.73

0.8927

1.5444

385

2.6

0.8939

2.3241

400

2.4

0.8967

2.1521

415

2.5

0.9024

2.2560

430

2.4

0.9100

2.1840

445

2.3

0.9159

2.1066

455

1.6

0.9206

1.4730

475

2.9

0.9248

2.6819

490

2.2

0.9321

2.0506

510

2.6

0.9365

2.4349

520

1.5

0.9390

1.4085

535

1.6

0.9452

1.5123

550

1.7

0.9490

1.6133

∑

28.03

d∑

25.7417

Lúc đó:
d∑(VD)=

∑𝐝𝐢.𝐕𝐢
𝐕∑

=

25.7417
28.03

= 0.918

d154∑(VD)= d6060∑(VD)/1.002 = 0.918/1.002 = 0.917

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

Trang 24


ĐỒ ÁN CÔNG NGHỆ 1

GVHD: TS NGUYỄN THỊ THANH XUÂN

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

Phân đoạn

%V

d6060

d6060.V

565

1.5

0.9548

1.4322

656

13.6

1.0254

13.9454

∑

15.1

d∑

15.3776

Lúc đó:
d∑(VR)=

∑𝐝𝐢.𝐕𝐢
𝐕∑

=

15.3776
15.1

= 1.018

d154∑(VR)= d6060∑(VR)/1.002 = 1.018/1.002 = 1.016
Ta có bảng tổng kết sau:
Bảng 2.12: Bảng tỷ trọng các phân đoạn

SG(d6060)

d154

0

GAS

0.575

0.574

114.460

LN

0.655

0.654

84.565

HN

0.741

0.740

59.329

KER

0.794

0.792

46.782

LGO

0.827

0.825

39.577

HGO

0.866

0.864

31.906

AR

0.953

0.951

16.919

VD

0.918

0.917

22.579

VR

1.018

1.016

7.445

API

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).
Khi đó:
d =

 V .d
i

V

i

=

 %V .d
i

i

%V

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

Trang 25