Thiết kế phân xưởng chưng cất dầu nặng loại 1 tháp

ước khi chưng cất 13 1. ổn định dầu nguyên khai 13 2. Tách các tạp chất cơ học, nước, muối khoáng 13 2.1. Tách bằng phương pháp cơ học 14 2.2. Tách nhũ tương nước trong dầu bằng phương pháp hoá học 15 2.3. Tách bằng phương pháp dùng điện trường 15 III. Sản phẩm của quá trình chưng cất 16 1. Khí hydrocacbon 17 2. Phân đoạn xăng 17 3. Phân đoạn kerosen 17 4. Phân đoạn diezel 17 Phân đoạn mazut 18 Phân đoạn dầu nhờn 18 7. Phân đoạn gudron 18 Chương II. Công nghệ chưng cất dầu thô I. Vai trò, mục đích và ý nghĩa của quá trình chưng cất dầu thô 19 1. Vai trò 19 2. Mục đích 19 3. ý nghĩa 19 II. Cơ sở lý thuyết của quá trình chưng cất 21 1. Chưng đơn giản 22 1.1. Chưng cất bằng cách bay hơi dần dần 22 1.2. Chưng cất bằng cách bay hơi một lần 22 1.3. Chưng cất bằng cách bay hơi nhiều lần 23 2. Chưng phức tạp 24 2.1. Chưng cất có hồi lưu 24 2.2. Chưng cất có tinh luyện 24 3. Chưng cất chân không và chưng cất hơi nước 26 III. Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình chưng cất 27 1.Chế độ nhiệt của tháp chưng luyện 27 2. Yếu tố áp suất của tháp chưng luyện 29 3. Điều khiển, khống chế chế độ làm việc của tháp chưng cất 30 IV. Các loại sơ đồ công nghệ 31 1. Sơ đồ công nghệ bay hơi một lần và một tháp tinh cất 31 2. Sơ đồ công nghệ bốc hơi hai lần và tinh luyện hai lần trong hai tháp nối tiếp nhau 32 V. Lựa chọn sơ đồ công nghệ và chế độ công nghệ của quá trình chưng cất 33 1. Phân tích và lựa chọn sơ đồ công nghệ 33 2.Thuyết minh sơ đồ công nghệ chưng cất loại một tháp 34 3. Sơ đồ công nghệ 35 VI. Thiết bị chính trong dây chuyền 36 Phần II Tính toán công nghệ Tính cân bằng vật chất 38 1. Lưu lượng các sản phẩm 38 1.1. Lưu lượng sản phẩm khí 38 1.2. Lưu lượng xăng 39 1.3. Lưu lượng dầu hoả 39 1.4. Lưu lượng diezel 39 1.5. Lưu lượng cặn 39 2. Tính tiêu hao hơi nước 39 2.1. Lượng hơi nước dùng cho đáy tháp chưng 40 2.2. Lượng hơi nước dùng để tách các sản phẩm 40 II. Vẽ đường cong điểm sôi thực (PRF) của dầu thô và đường cong cân bằng (VE) của các sản phẩm dầu 40 1. Đường cong điểm sôi thực PRF 40 2. Đường cong cân bằng VE 42 2.1. Đường cong VE của xăng 42 2.2. Đường cong VE của dầu hoả 43 2.3. Đường cong VE của diezel 44 III. Xác định các đại lượng trung bình của sản phẩm 45 1. Tỷ trọng trung bình 45 2. Nhiệt độ sôi trung bình phân tử 46 3. Phân tử lượng trung bình của các sản phẩm 47 IV. Tính chế độ của tháp chưng cất 47 1. Xác định áp suất trong tháp 47 1.1. áp suất tại đỉnh tháp 47 1.2. áp suất tại đĩa lấy dầu hoả 47 1.3. áp suất tại đĩa láy diezel 47 1.4. áp suất vùng nạp liệu 47 2. Xác định nhiệt độ trong tháp 48 2.1. Nhiệt độ tại vùng nạp liệu và nhiệt độ đáy tháp 48 2.2. Nhiệt độ tại đĩa lấy diezel và dầu hoả 49 2.3. Nhiệt độ tại đỉnh tháp 54 2.4. Tính chỉ số hồi lưu trên đỉnh tháp 57 V. Tính kích thước của tháp 58 1. Tính đường kính tháp 58 2. Tính chiều cao tháp 60 3. Tính số chóp và đường kính chóp 61 Phần III Tính toán kinh tế I. Mục đích 62 II. Chế độ công tác của phân xưởng 62 III. Nhu cầu về nguyên liệu và năng lượng 64 1. Nhu cầu về nguyên liệu 64 2. Nhu cầu về năng lượng 64 IV. Xác định nhu cầu công nhân cho phân xưởng 65 V. Tính khấu hao cho phân xưởng 66 VI. Chi phí khác cho một thùng sản phẩm 67 VII. Xác định hiệu quả kinh tế 68 Phần IV Xây dựng công nghiệp I. Chọn địa điểm xây dựng nhà máy 69 1. Đặc điểm của địa điểm xây dựng 69 2. Vị trí xây dựng nhà máy 69 II. Giải pháp thiết kế tổng mặt bằng 70 1. Bố trí mặt bằng phân xưởng 70 2. Tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật cơ bản 71 Phần V An toàn lao động và tự động hoá I. An toàn lao động 73 1. Giáo dục về an toàn lao động 73 2. Trang bị bảo hộ lao động 73 3. Các biện pháp kỹ thuật về an toàn lao động 74 4. Công tác vệ sinh lao động 74 II. Tự động hoá 74 1. Mục đích và ý nghĩa 74 2. Các ký hiệu dùng trong tự động hoá 75 3. Các dạng tự động hoá 76 4. Cấu tạo một số thiết bị tự động 78 Kết luận .81 Tài tiệu tham khảo ............................................................................82 Mở đầu Công nghệ chế biến dầu mỏ được xem như bắt đầu ra đời vào năm 1859 khi mà Edwin Drake (Mỹ) khai thác được dầu thô. Lúc bấy giờ lượng dầu thô còn rất ít, chỉ phục vụ cho mục đích để đốt cháy, thắp sáng. Sang thế kỷ XIX, dầu được coi như là nguồn nhiên liệu chính cho mọi phương tiện giao thông và cho nền kinh tế quốc dân. Hiện nay, dầu mỏ đã trở thành nguồn năng lượng quan trọng nhất của mọi quốc gia trên thế giới. Khoảng 65 đến 70% năng lượng được sử dụng đi từ dầu mỏ, chỉ có 20 đến 22% năng lượng đi từ than, 5 đến 6% năng lượng đi từ nước và 8 đến 12 từ năng lượng hạt nhân. Ngành công nghiệp dầu khí do tăng trưởng nhanh đã trở thành ngành công nghiệp mũi nhọn của thế kỷ XX. Đặc biệt sau đại chiến Thế giới thứ II, công nghiệp dầu khí phát triển nhằm đáp ứng hai mục tiêu chính là : - Cung cấp các “sản phẩm trắng“ cho nhu cầu về nhiên liệu động cơ, nhiên liệu công nghiệp và các sản phẩm về dầu mỡ bôi trơn. - Cung cấp các hoá chất cơ bản cho ngành tổng hợp hoá dầu và hoá học, tạo ra sự thay đổi lớn về cơ cấu phát triển của chủng loại sản phẩm của ngành hoá chất và vật liệu. Hoá dầu đã thay thế dần hoá than đá và vượt lên công nghệ chế biến than. Công nghiệp chế biến dầu phát triển mạnh là nhờ các đặc tính quý riêng của nguyên liệu dầu mỏ mà nguyên liệu từ than hoặc các khoáng chất khác không thể có, đó là giá thành thấp, thuận tiện cho quá trình tự động hoá, dễ khống chế các điều kiện công nghệ và có công suất chế biến lớn, sản phẩm thu được có chất lượng cao, ít tạp chất và dễ tinh chế, dễ tạo ra nhiều chủng loại sản phẩm đáp ứng mọi nhu cầu của các ngành kinh tế quốc dân. Cùng với sự phát triển mạnh mẽ của công nghiệp dầu khí trên thế giới, ở Việt Nam dầu khí cũng đã được phát hiện từ những năm 1970 và đang trên đà phát triển. Chúng ta đã tìm ra nhiều mỏ dầu với trữ lượng tương đối lớn như mỏ Đại Hùng, mỏ Rồng, mỏ Rạng Đông vùng Nam Côn Sơn, các mỏ khí như Tiền Hải (Thái Bình), Lan Tây, Lan Đỏ. Đây là nguồn tài nguyên quí để giúp nước ta có thể bước vào kỷ nguyên mới của công nghệ dầu khí. Nhà máy lọc dầu số 1 Dung Quất - Quảng Ngãi với công suất 6,5 triệu tấn/năm, sắp hoàn thành để đưa vào hoạt động và đang tiến hành phê duyệt dự án tiền khả thi nhà máy lọc dầu số 2 tại Nghi Sơn - Thanh Hoá với công suất 7 triệu tấn/năm. Như vậy ngành công nghiệp chế biến dầu khí ở nước ta đang bước vào thời kỳ mới, thời kỳ mà cả nước ta đang thực hiện mục tiêu công nghiệp hoá và hiện đại hoá. Chắc chắn sự đóng góp của ngành dầu khí sẽ rất có ý nghĩa, không những chỉ bằng các chỉ tiêu kinh tế cụ thể mà ngành kinh tế mũi nhọn này còn góp phần xây dựng đất nước, để sau vài thập niên tới sánh ngang với các nước tiên tiến trong khu vực và trên thế giới. Hiệu quả sử dụng dầu mỏ phụ thuộc vào chất lượng của quá trình chế biến. Theo các chuyên gia về hoá dầu ở Châu Âu, việc đưa dầu mỏ qua các quá trình chế biến sẽ nâng cao được hiệu quả sử dụng của dầu mỏ lên 5 lần và như vậy tiết kiệm được nguồn tài nguyên quí hiếm này. Trong đồ án này sẽ tiến hành đề cập tới các vấn đề lý thuyết có liên quan đến chưng cất dầu thô. Trên cơ sở đó thiết kế dây chuyền chưng cất dầu thô ít phần nhẹ với công suất 4 triệu tấn/năm. Để từ đó giúp cho sinh viên củng cố và nắm vững các kiến thức cơ bản về hoá học dầu mỏ. Phần I Tổng quan lý thuyết CHƯƠNG I NGUYÊN LiệU Và sản phẩm CủA QUá TRìNH CHƯNG CấT I. Nguyên liệu: Nguyên liệu của quá trình chưng cất chính là dầu thô. Chúng là những khoáng vật phong phú nhất trong thiên nhiên và có mặt ở nhiều nơi trong lòng đất gọi là các mỏ dầu. Trong thiên nhiên dầu mỏ nằm ở dạng chất lỏng nhờn, dễ bắt cháy. Khi khai thác ở nhiệt độ thường nó có thể ở lỏng hoặc đông đặc, có màu từ vàng đến đen . Dầu mỏ không phải là một đơn chất mà là hỗn hợp của rất nhiều chất trong đó có hàng trăm các cấu tử khác nhau. Mỗi loại dầu mỏ được đặc trưng bởi thành phần riêng và sự khác nhau về số lượng cũng như về hàm lượng của các hợp chất có trong dầu thô dẫn đến sự khác nhau về thành phần của dầu. Tuy nhiên về cơ bản chúng đều có các hydrocacbon là thành phần chính (chiếm từ 60 đến 90 % trọng lượng dầu thô), còn lại là các hợp chất khác. Và nhìn chung dầu mỏ chứa càng nhiều hydrocacbon, càng ít các thành phần dị tố thì chất lượng dầu càng tốt và loại dầu thô đó càng có giá trị kinh tế cao. 1.Thành phần của dầu mỏ: 1.1. Thành phần nguyên tố: Tuy trong dầu có chứa tới hàng trăm các hợp chất khác nhau nhưng hai nguyên tố cơ bản chiếm phần lớn đó là cacbon C (chiếm 82-87%) và hydro H (chiếm11-14%). Ngoài hai nguyên tố chính trên trong dầu thô còn chứa các nguyên tố khác như lưu huỳnh, nitơ, oxy và một lượng nhỏ (tính bằng phần triệu) các halogen (clo, iot,...), các kim loại như niken, vanadi, volfram,... 1.2. Thành phần hóa học: 1.2.1. Hydrocacbon- thành phần chủ yếu của dầu thô: Các loại dầu thô trên thế giới đều khác nhau về thành phần hóa học và đặc tính vật lý, trong đó thành phần chủ yếu và quan trọng nhất quyết định chất lượng dầu thô chính là các hợp chất hydrocacbon chứa trong nó. Hầu như tất cả các loại hợp chất hydrocacbon đều có mặt trong dầu chỉ trừ hydrocacbon olefinic là không có trong hầu hết các loại dầu thô hoặc nếu có thì hàm lượng cũng rất nhỏ. Sau đây là các loại hợp chất hydrocacbon cụ thể: a. Hydrocacbin parafin RH: Các hydrocacbon parafin có công thức tổng quát là CnH2n+2 (n là số nguyên tử cacbon có trong mạch) hay còn gọi là ankan là loại hydocacbon phổ biến nhất. Trong dầu mỏ chúng tồn tại ở 3 dạng: khí (C1 đến C4), lỏng (C5 đến C17), rắn (> C18). Các hydrocacbon khí, khi nằm trong dầu mỏ, do áp suất cao cho nên chúng hoà tan trong dầu. Sau khi khai thác do áp suất giảm, chúng thoát ra ngoài tạo nên khí đồng hành gồm metan, etan, propan và butan. Trong khí đồng hành C3, C4 chiếm phần chủ yếu (khác với khí thiên nhiên, C1 chiếm tới 80 % thể tích), ngoài ra còn có một lượng rất nhỏ pentan bay hơi ra cùng. Về cấu trúc hydrocacbon parafin có hai loại: loại mạch thẳng (n-parafin) và loại có cấu trúc mạch nhánh (iso-parafin) trong đó n-parafin chiếm đa số (25 - 30% thể tích).  Các hydrocacbon parafin từ C5 đến C10 nằm trong phần nhẹ (trong xăng) của dầu, với các cấu tử có nhánh là những cấu tử tốt của nhiên liệu xăng, vì làm cho xăng có khả năng chống kích nổ tốt (chỉ số octan cao). Trong khi đó , n-parafin lại có tác dụng xấu cho khả năng chống kích nổ của xăng (n-C7 có trị số octan = 0). Các hydrocacbon parafin có số nguyên tử cacbon từ C10 đến C16 nằm trong phần nhiên liệu phản lực và nhiên liệu diezel, khi có cấu trúc thẳng lại là các cấu tử có ích cho nhiên liệu diezel, vì chúng có khả năng bắt cháy tốt (chỉ số xetan cao). Trong chế biến dầu, những RH chứa trong phần nhẹ của dầu hay trong khí đồng hành lại là nguyên liệu rất tốt cho quá trình sản xuất olefin thấp như etylen, propylen, butylen và butadien. Đó là những nguyên liệu “cơ sở” cho tổng hợp hoá học, để sản xuất sợi, chất dẻo, cao su nhân tạo,... Cần chú ý rằng các n-parafin có số cacbon bằng hoặc lớn hơn C18, ở nhiệt độ thường chúng đã là chất rắn. Các parafin nay có thể hoà tan trong dầu hoặc tạo thành các tinh thể lơ lửng trong dầu. Khi hàm lượng các parafin rắn quá cao, dầu bị đông đặc gây khó khăn cho vấn đề khai thác, vận chuyển. Hàm lượng của chúng càng cao thì nhiệt độ đông đặc càng lớn. Ví dụ dầu Minas (Indonexia) có 13% parafin rắn, nhiệt độ đông đặc +300C ; còn dầu Libi, có 10 % parafin rắn, nhiệt độ đông đặc là 180C ... Như vậy, đối với những mỏ dầu có nhiệt độ đông đặc cao như dầu Minas khi khai thác, vận chuyển người ta phải áp dụng các biện pháp chuyên biệt như gia nhiệt đường ống, cho thêm phụ gia, tách bớt parafin rắn tại nơi khai thác để hạ điểm đông đặc. Các biện pháp này gây tốn kém, làm tăng giá thành khai thác dầu thô. Tuy nhiên, các parafin rắn tách được từ dầu thô lại là nguồn nguyên liệu quí để tổng hợp hoá học như điều chế chất tẩy rửa tổng hợp, tơ sợi nhân tạo, phân bón, chất dẻo,... b. Hydrocacbon naphtenic: Hydrocacbon họ naphtenic trong dầu mỏ là những hydrocacbon vòng no (xyclo parafin, công thức tổng quát CnH2n), thường ở dạng vòng 5, 6 cạnh có thể ở dạng ngưng tụ 2, 3 vòng. Naphtenic là một trong số hydrocacbon phổ biến và quan trọng trong dầu mỏ. Hàm lượng của chúng có thể thay đổi từ 30 đến 60% trọng lượng. Hydrocacbon naphtenic là các thành phần rất quan trọng của nhiên liệu và dầu nhờn. Các naphtenic một vòng làm cho xăng có chất lượng cao, những hydrocacbon naphtenic một vòng có mạch nhánh dài là thành phần rất tốt của dầu nhờn vì chúng có độ nhớt cao và độ nhớt ít thay đổi theo nhiệt độ. Đặc biệt, chúng là các cấu tử rất quí cho nhiên liệu phản lực, vì chúng cho nhiệt cháy rất cao, đồng thời giữ được tính linh động ở nhiệt độ thấp, điều này rất phù hợp khi động cơ phải làm việc ở nhiệt độ âm. Ngoài ra, những naphtenic nằm trong dầu mỏ là nguyên liệu quí để từ đó điều chế được các hydrocacbon thơm: benzen, toluen, xylen (BTX), là các chất khởi đầu để điều chế tơ sợi tổng hợp và chất dẻo. Hydrocacbon họ naphenic là một thành phần quan trọng có hàm lượng khá lớn, cấu trúc và sự phân bố của chúng trong các phân đoạn có ảnh hưởng rất lớn đến hiệu suất và chất lượng sản phẩm thu được. Mặt khác, trong quá trình chế biến dầu mỏ để sản xuất nguyên liệu cơ sở cho tổng hợp hoá dầu thì các hydrocacbon naphtenic trong các phân đoạn nhẹ (phân đoạn xăng) có ý nghĩa quan trọng, quyết định hiệu suất các hydrocacbon naphten tạo thơm nhận được qua phản ứng khử hydro naphten, tạo thơm của quá trình reforming xúc tác. Một số ví dụ về các RH naphtenic có trong dầu mỏ như sau : R R (CH2)10- CH3 R Dầu mỏ càng chứa nhiều hydrocacbon naphtenic thì càng có giá trị kinh tế cao. c. Hydrocacbon aromatic (hydrocacbon thơm): Hydrocacbon họ aromatic (công thức tổng quát CnH2n-6), trong dầu mỏ thường chiếm tỷ lệ ít hơn hai loại trên khoảng 30%, chúng thường là những loại vòng thơm. ảnh hưởng của hydrocacbon loại này trong thành phần các sản phẩm dầu mỏ thay đổi khác nhau. Loại hydrocacbon aromatic thường gặp là loại một vòng và đồng đẳng của chúng (BTX). Các chất này thường nằm trong phần nhẹ và là cấu tử làm tăng khả năng chống kích nổ của xăng. Các chất ngưng tụ 2, 3 hoặc 4 vòng thơm có mặt trong phần có nhiệt độ sôi trung bình và cao của dầu mỏ; hàm lượng các chất này thường ít hơn. CH3 CH3 CH3 Dưới đây là một số loại aromatic thường gặp trong dầu : benzen toluen xylen naphtalen antraxen phenantren diphenyl pyren Hydrocacbon thơm trong xăng là các cấư tử có trị số octan cao nhất nên chúng là những cấu tử quý cho xăng. Nhưng nếu chúng có mặt trong nhiên liệu phản lực hay nhiên liệu diezel thì lại làm giảm chất lượng của các loại nhiên liệu này. Các loại dầu mỏ điển hình chứa nhiều hydrocacbon aromatic trên thế giới là dầu thô ở đảo Bornéo, Sumatra và Java của Indonexia, hoặc dầu thô Đại Hùng ở Việt Nam, những loại dầu thô này chứa từ 30 đến 40 % aromatic trong phần nhẹ. d. Hydrocacbon loại hỗn hợp naphten - thơm: Loại này rất phổ biến trong dầu, chúng thường nằm ở phần có nhiệt độ sôi cao. Cấu trúc của chúng rất gần với cấu trúc trong các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo thành dầu, nên càng có độ biến chất thấp sẽ càng có nhiều RH loại này. Một số RH hỗn hợp naphten-thơm thường gặp trong dầu mỏ có cấu trúc như sau: tatralin indan xyclohexyl benzen -CH2- CH2- xyclohexyl -2- phenyl etan 1.2.2. Các thành phần phi hydrocacbon: Những hydrocacbon thường hay gặp trong dầu khí là CO2, H2S, He, Ar... (trong khí thiên nhiên) và các hợp chất chứa lưu huỳnh, nitơ, oxy, các chất nhựa, asphanten và kim loại trong dầu mỏ. a. Các hợp chất hữu cơ chứa lưu huỳnh: Các chất hữu cơ chứa lưu huỳnh là loại hợp chất phổ biến nhất, chúng làm xấu đi chất lượng của dầu thô. Người ta đã phát hiện trong dầu có khoảng 450 loại hợp chất khác nhau, thì các hợp chất chứa S đã chiếm tới 380 hợp chất. Các loại dầu chứa ít hơn 0,5% lưu huỳnh là loại dầu tốt, còn dầu chứa từ 1 đến 2% lưu huỳnh trở lên là dầu xấu. Các chất chứa lưu huỳnh thường gặp ở các dạng như: - Mercaptan : R- S - H - Sunfua : R- S -R’ - Disunfua : R- S -S-R’ S - Thiophen : - Lưu huỳnh tự do : S , H2S Các hợp chất chứa lưu huỳnh của dầu mỏ có thể ở dạng khí hoà tan trong dầu (H2S) hoặc ở dạng lỏng phân bố hầu hết trong các phân đoạn dầu mỏ. Phân đoạn càng nặng các hợp chất chứa lưu huỳnh càng nhiều so với các phân đoạn nhẹ. Các chất hữu cơ có chứa lưu huỳnh là loại hợp chất phổ biến nhất, làm xấu đi chất lượng của dầu thô. Nói chung, các hợp chất chứa S trong dầu là các chất có hại, vì ảnh hưởng của các hợp chất chứa lưu huỳnh chủ yếu là gây ăn mòn thiết bị công nghệ khi chế biến, ăn mòn động cơ khi sử dụng, các sản phẩm chứa nhiều lưu huỳnh gây ô nhiễm môi trường. Vì vậy dầu mỏ chứa nhiều các hợp chất chứa lưu huỳnh phải sử dụng nhiều quá trình công nghệ phụ thêm để làm sạch các sản phẩm cũng như sử dụng các thiết bị công nghệ với các vật liệu chịu ăn mòn (tháp chưng sơ khởi), do đó giá thành tăng; các sản phẩm khi chế biến dầu mỏ nhiều S, rất nhiều sản phẩm cũng không đạt chất lượng mong muốn. Do vậy mà hàm lượng lưu huỳnh được coi là một chỉ tiêu rất quan trọng để đánh giá chất lượng của dầu thô và các sản phẩm dầu. b. Các hợp chất chứa nitơ: Các chất chứa nitơ thường rất ít trong dầu mỏ (chiếm từ 0,01 đến 1% trọng lượng), chúng nằm ở phần có nhiệt độ sôi cao; thường có 1, 2 hoặc 3 nguyên tử N. Những hợp chất có một nguyên tử N thường có tính bazơ và là loại chính; còn các chất chứa từ 2 nguyên tử trở lên thường rất ít. Những chất này thường có xu hướng tạo phức với kim loại như V, Ni ... Một số hợp chất chứa một nitơ như : N N N pyridin quinolin izo-quinolin N NH NH acridin pyrol indol Tuy các hợp chất chứa N có số lượng nhỏ hơn các hợp chất chứa S, nhưng các hợp chất chứa N cũng là có hại, rất độc cho xúc tác trong quá trình chế biến, đồng thời chúng phản ứng tạo nhựa, làm tối màu sản phẩm trong thời gian bảo quản. Khi có mặt trong nhiên liệu, các hợp chất chứa N cháy tạo ra khí NOX là những khí rất độc, gây ăn mòn mạnh. Do vậy, cũng như các hợp chất chứa S, khi hàm lượng các hợp chất chứa N vượt quá giới hạn cho phép, thì cũng tiến hành loại bỏ chúng trước khi đưa vào các quá trình chế biến. c. Các hợp chất chứa oxy: Các hợp chất chứa oxy có trong dầu ở các dạng axit hữu cơ, phổ biến là axit naphtenic, phenol, xeton, ete, este... Trong đó, các axit và phenol là quan trọng hơn cả, chúng thường nằm ở phần có nhiệt độ sôi trung bình và nhiệt độ sôi cao. Các axit naphtenic chủ yếu là loại vòng 5 hay 6 cạnh. Người ta cũng tìm thấy các axít hữu cơ mạch thẳng với số nguyên tử cacbon từ C20, C21 trở lên. Các axit thường có một chức và nhiều nhất ở phần nhiệt độ sôi trung bình, còn ở nhiệt độ sôi cao hơn hàm lượng axít giảm. Các hợp chất chứa oxy thường gặp là : OH CH3 OH OH phenol crezol b-naphtol d. Các hợp chất cao phân tử và các kim loại nặng: Các hợp chất cao phân tử là nhóm các chất nhựa, asphanten, cacben và cacboit thường gặp ở phần có nhiệt độ sôi cao của dầu. Hàm lượng nhựa và asphanten dao động trong giới hạn khá rộng: nhựa có thể từ 4 đến 18%, còn asphanten có thể từ 0 đến 6%. Những hợp chất nhựa, asphanten làm xấu đi chất lượng của dầu mỏ và sản phẩm dầu, dễ tạo cặn, cốc khi cháy. Ngoài ra còn gây ngộ độc xúc tác trong các quá trình chế biến. Tuy nhiên khi có mặt trong phần cặn chúng là những cấu tử có lợi để sản xuất bitum, nhựa đường hoặc sản xuất cốc dầu mỏ... Các kim loại nặng có trong dầu thường không nhiều và tồn tại dưới dạng phức chất cơ kim, phổ biến nhất là các hợp chất của niken, vanadi...và một ít các kim loại khác như sắt, đồng, chì... Hàm lượng các kim loại này càng nhiều sẽ gây trở ngại cho các quá trình chế biến có xúc tác, gây ăn mòn kim loại thậm chí có thể gây thủng lò khi sử dụng làm nhiên liệu đốt lò. e. Nước lẫn trong dầu mỏ (nước khoan): Trong dầu mỏ bao giờ cũng lẫn một lượng nước nhất định, chúng tồn tại ở dạng nhũ tương. Khi khai thác dầu, để lắng nước sẽ tách ra khỏi dầu. Trong trường hợp nước tạo thành hệ nhũ tương bền vững, lúc đó muốn tách được hết nước phải dùng phụ gia phá nhũ. Cần chú ý rằng, một số muối khoáng trong nước bị thủy phân tạo ra axít, gây ăn mòn thiết bị, bơm, đường ống theo các phản ứng sau: MgCl2 + 2 H2O Mg(OH)2 + 2 HCl MgCl2 + H2O Mg(OH)Cl + HCl Vì vậy, phải nghiên cứu kỹ về nước khoan và có biện pháp ngăn ngừa sự ăn mòn đó. 2. Phân loại dầu thô: Dầu thô muốn đưa vào chế biến hoặc buôn bán trên thị trường, cần phải xác định xem chúng thuộc loại nào: dầu nặng hay dầu nhẹ; dầu có chứa nhiều parafinic, naphtenic hay aromatic; dầu có chứa nhiều lưu huỳnh hay không? Từ đó mới xác định được giá trị của dầu trên thị trường và hiệu quả thu được của các sản phẩm khi chế biến. Có nhiều phương pháp để phân loại dầu mỏ, song chủ yếu dựa vào hai phương pháp, đó là: dựa vào bản chất hoá học và bản chất vật lý. 2.1. Phân loại dầu thô dựa vào bản chất hoá học: Phân loại theo bản chất hoá học có nghĩa là dựa vào thành phần của hydrocacbon có trong dầu. Nếu trong dầu, họ hydrocacbon nào chiếm phần chủ yếu thì dầu sẽ mang tên loại đó. Ví dụ, dầu parafinic thì hàm lượng RH parafin trong đó phải chiếm 75% trở lên. Trong thực tế, không tồn tại các loại dầu thô thuần chủng như vậy, mà chỉ có các loại dầu trung gian, chẳng hạn: dầu naphteno-parafinic, có nghĩa là hàm lượng parafin trội hơn (50% parafin, 25% naphten, còn lại các loại khác). Có nhiều phương pháp khác nhau để phân loại theo bản chất hoá học. a. Phương pháp của Viện dầu mỏ Nga: Phương pháp này phân tích hàm lượng của từng loại RH trong phân đoạn có nhiệt độ sôi từ 250 đến 3000C, kết hợp với xác định hàm lượng parafin rắn và asphanten có trong dầu, rồi tuỳ theo số liệu có được để xác định loại dầu. b. Phương pháp của Viện dầu mỏ Pháp: Phương pháp này đo tỷ trọng (d415) của phân đoạn 250 đến 3000C của dầu thô, trước và sau khi xử lý với axit sunfuric. Sau đó dựa vào khoảng tỷ trọng để phân loại dầu tương ứng. c. Phương pháp của Viện dầu mỏ Mỹ: Chưng cất dầu thô sơ bộ, tách ra làm hai phân đoạn: phân đoạn 250 đến 2750C và phân đoạn 275 đến 4150C, sau đó đo tỷ trọng ở 15,60C (600F) của mỗi phân đoạn. So sánh chúng với các giá trị tỷ trọng để xếp loại dầu thô. d. Phân loại theo Nelson, Watson và Murphy: Theo các tác giả này, dầu mỏ được đặc trưng bởi hệ số K, là một hằng số vật lý quan trọng, đặc trưng cho bản chất hoá học của dầu, được tính theo công thức: K = d T : nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, 0R d : tỷ trọng dầu thô, xác định ở 15,60C (600F) so với nước ở cùng nhiệt độ. Giới hạn hệ số K đặc trưng để phân chia dầu mỏ như sau : Dầu mỏ họ parafinic : K = 13 á 12,15 Dầu mỏ họ trung gian : K = 12,1 á 11,5 Dầu mỏ họ naphtanic : K = 11,45 á 10,5 Dầu mỏ họ aromatic : K = 10 2.2. Phân loại dầu thô theo bản chất vật lý: Cách phân loại này dựa theo tỷ trọng. Biết tỷ trọng có thể chia dầu thô theo ba cấp: Dầu nhẹ : d415 < 0,830 Dầu trung bình : d = 0,830 á 0,884 Dầu nặng : d > 0,884 Hoặc có thể phân loại theo 5 cấp sau : Dầu rất nhẹ : d415 < 0,830 Dầu nhẹ vừa : d = 0,830 á 0,850 Dầu hơi nặng : d = 0,850 á 0,865 Dầu nặng : d = 0,865 á 0,905 Dầu rất nặng : d > 0,905 Ngoài ra, trên thị trường dầu thế giới còn sử dụng độ 0API thay cho tỷ trọng và được tính như sau: 0API = 141,5 d15,6 15,6 - 131,5 Dầu thô thường có độ 0API từ 40 (d = 0,825) đến 10 (d ằ 1) . 3. Các đặc tính vật lý quan trọng cuả dầu thô: 3.1. Tỷ trọng: Tỷ trọng của dầu là khối lượng của dầu so với khối lượng của nước ở cùng một nhiệt độ và thể tích xác định. Đây là đặc tính vật lý quan trọng để đánh giá chất lượng dầu thô: dầu nặng hay nhẹ, mức độ biến chất cao hay thấp, khả năng chứa lưu huỳnh nhiều hay ít... Trị số tỷ trọng của dầu dao động trong khoảng rộng từ 0,8 á 0,99 và tùy thuộc vào từng loại dầu. Tỷ trọng càng nhỏ dầu càng nhẹ, hàm lượng các sản phẩm trắng cao và càng chứa ít lưu huỳnh do đó sẽ có giá trị kinh tế cao khi dùng làm nguyên liệu để sản xuất nhiên liệu chất lượng tốt. Ngược lại, dầu càng nặng thì khả năng sản xuất các sản phẩm bitum, cốc càng có giá trị. 3.2. Thành phần phân đoạn: Như ta đã biết dầu mỏ không phải là một đơn chất mà là một hỗn hợp rất phức tạp của nhiều chất nên không có nhiệt độ sôi cố định mà có thể thay đổi từ nhiệt độ thường cho đến 7500C và được chia thành từng phân đoạn, trong đó sự phân bố về hàm lượng các phân đoạn trong dầu thô gọi là thành phần phân đoạn của dầu thô. Có 2 cách phân chia như sau: - Phân chia dầu thô thành 3 phân đoạn : Phân đoạn nhẹ là phân đoạn gồm các cấu tử (C5 á C10) có khoảng nhiệt độ sôi từ 30 á 2000C dùng làm nguyên liệu để sản xuất xăng cho động cơ hay để tổng hợp hóa dầu. Phân đoạn trung bình có nhiệt độ sôi từ 200 á 3500C (gồm các cấu tử C10 á C20) dùng làm nguyên liệu để chế tạo nhiên liệu phản lực diezel hoặc làm nguyên liệu cho quá trình Cracking. Phân đoạn nặng (C20 á C60) có nhiệt độ sôi trên 3500C dùng để chế tạo dầu nhờn, nhựa đường hoặc làm nguyên liệu cho quá trình Cracking, hydrocracking. - Phân chia dầu thô dựa trên các sản phẩm chế biến gồm có 7 phân đoạn sau: khí, xăng, kerosen, diezel, mazut, dầu nhờn và gudron (sẽ nói rõ hơn ở mục sản phẩm của quá trình chưng cất). Các phân đoạn xăng, kerosen, diezel là các sản phẩm sáng màu nên được gọi là sản phẩm trắng và với mỗi loại dầu thô khác nhau hiệu suất các phân đoạn trên sẽ khác nhau. 3.3. Hệ số đặc trưng K: Hệ số đặc trưng K được dùng để phân loại dầu thô, tính toán thiết kế hay chọn điều kiện công nghệ chế biến thích hợp. Dựa vào hệ số đặc trưng K người ta biết được dầu thô mang đặc tính của loại hydrocacbon nào là chính. Dầu thô mang đặc tính parafinic thường cho hiệu suất xăng, kerosen, gasoil cao, cho dầu nhờn chất lượng tốt. Còn dầu thô mang đặc tính naphtenic thường cho hiệu suất sản phẩm trắng thấp nhưng chất lượng xăng cao, khả năng reforming lại cao nên hiệu suất tạo BTX lớn. Ngoài các đặc tính cơ bản trên dầu thô còn có nhiều đặc tính quan trọng khác như trọng lượng phân tử, độ nhớt, nhiệt độ đông đặc, hàm lượng các hợp chất chứa nguyên tố dị thể hay nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô...Từ các đặc tính vật lý trên chúng ta có thể phân tích đánh giá dầu thô để đưa ra phương án sử dụng dầu thô sao cho hợp lý và hiệu quả nhất. II. CHUẩN Bị NGUYÊN LIệU TRƯớc KHI CHƯNG CấT: Nguyên liệu dùng cho quá trình chưng cất ở đây là loại dầu nặng do đó để phù hợp với yêu cầu này chúng ta chọn dầu thô Mandji. Đây là loại dầu có chứa nhiều lưu huỳnh, là hợp chất có hại cho quá trình chưng cất cũng như các quá trình chế biến khác. Chúng chủ yếu gây ăn mòn hệ thống đường ống, các thiết bị gia nhiệt và tháp chưng luyện sơ khởi. Vì vậy trước khi tiến hành chưng cất cần phải qua công đoạn xử lý lưu huỳnh. Phương pháp làm sạch lưu huỳnh thường dùng đó là làm sạch bằng phương pháp hóa học (sử dụng axit H2SO4, kiềm NaOH, hay dùng dung dịch hấp phụ phenolat natri, kaliphotphat) hoặc làm sạch bằng hấp phụ và xúc tác (chất hấp phụ như đất sét, silicagel; chất xúc tác Mo-Co/Al2O3, Ni-Mo/Al2O3) hay dùng dung môi chọn lọc để làm sạch lưu huỳnh. Trong các phương pháp trên thì phương pháp làm sạch bằng xúc tác là đem lại hiệu quả cao nhất. Mặt khác dầu thô vừa khai thác lên ngoài thành phần chính là hydrocacbon ra còn chứa nhiều tạp chất cơ học, đất đá, nước và cả muối khoáng. Chúng lẫn vào trong dầu và nằm phổ biến ở dạng nhũ tương nên khó tách ở điều kiện thường. Nhưng nếu không tách các tạp chất này khi vận chuyển hay tồn chứa và đặc biệt là khi chưng cất dầu chúng sẽ tạo cặn bùn và các hợp chất ăn mòn, phá hỏng thiết bị làm giảm công suất chế biến. Vì thế trước khi đưa vào chế biến, dầu thô phải được cho qua các bước xử lý khác nhau như sau: 1. ổn định dầu nguyên khai: Dầu nguyên khai còn chứa các khí hoà tan như khí đồng hành và các khí phi hydrocacbon. Đại bộ phận chúng dễ tách ra khi giảm áp suất trong lúc phun ra khỏi giếng khoan. Nhưng dù sao vẫn còn lại một lượng nhất định lẫn trong dầu và cần phải tách tiếp trước khi đưa chúng vào chế biến nhằm mục đích hạ thấp áp suất hơi khi chưng cất dầu thô và nhận thêm nguồn nguyên liệu cho chế biến hóa dầu vì các khí hydrocacbon nhẹ từ C1 á C4 là nguyên liệu quý cho quá trình sản xuất olefin nhẹ. ổn định dầu thô thực chất là chưng tách bớt phần nhẹ; để tránh bay hơi cả phần xăng tốt nhất là tiến hành chưng cất ở áp suất cao khi đó chỉ có các cấu tử nhẹ hơn C4 bay hơi, còn phần tử từ C5 trở lên vẫn còn lại trong dầu. 2. Tách các tạp chất cơ học, nước, muối khoáng: Muốn xử lý dầu thô trước khi đưa vào chưng cất chúng ta phải trải qua những bước tách cơ bản : Nước lẫn trong dầu ở dưới mỏ chỉ ở dạng tự do chứ không có dạng nhũ tương. Khi khai thác, bơm, phun dầu, các quá trình khuấy trộn thì nước cùng với các tạp chất tạo thành ở dạng nhũ tương. Vì vậy rất bền và khó tách nhưng nếu để vậy đưa đi chế biến thì không thể được mà phải khử chúng ra khỏi dầu. Việc khử nước và muối này tiến hành ở nơi khai thác là tốt nhất. Có 3 phương pháp tách như sau: 2.1. Tách bằng phương pháp cơ học (lắng- lọc- ly tâm) Khi dầu và nước trong dầu chưa bị khuấy trộn mạnh và nước ở trong dầu ở dạng tự do với hàm lượng lớn có thể gần 50% và cao hơn. 2.1.1. Phương pháp lắng: Phương pháp này dùng khi dầu mới khai thác ở giếng khoan lên dầu và nước chưa bị khuấy trộn nhiều nên nhũ tương mới tạo ít và nhũ tương chưa bền vững, nước ở dạng tự do còn tương đối lớn. Bản chất của phương pháp này là dựa vào sự khác nhau về tỷ trọng của dầu và các tạp chất đất đá, nước, muối. Dầu khi để lắng lâu ngày, nhờ tỷ trọng của các tạp chất này lớn hơn dầu nên sẽ lắng xuống tạo thành hai lớp và có thể tách ra dễ dàng. Tốc độ lắng của các hạt được tính theo công thức Stockes nếu kính thước hạt lớn hơn 0,5 mm. V= (1) Trong đó: V: tốc độ lắng, cm/s r: đường kính hạt d1,d2: tỷ trọng nước và dầu tương ứng, g/cm3 g: gia tốc trọng trường, cm/s2 h: độ nhớt động học của hỗn hợp. Từ công thức (1) ta thấy nếu kích thước hạt càng bé, tỷ trọng của dầu và hạt khác nhau càng ít và độ nhớt của hỗn hợp càng lớn thì._. tốc độ lắng càng nhỏ nghĩa là thời gian để phân thành 2 lớp càng lớn. Muốn tăng tốc độ lắng người ta phải gia nhiệt để giảm độ nhớt của hỗn hợp. ở các nhà máy chế biến dầu tách nước thường gia nhiệt để lắng, khống chế nhiệt độ từ 120 á 1600C và p = 8 á 15 at để cho nước không bay hơi. Quá trình lắng thường xảy ra trong thời gian 2 á 3 giờ. 2.1.2. Phương pháp ly tâm: Nhờ tác động của lực ly tâm mà các tạp chất (nước, đất đá) được tách ra khỏi dầu. Lực ly tâm càng lớn khả năng tách càng cao. Giá trị lực ly tâm xác định theo phương trình sau: F = K.m.r.n2 K = m: khối lượng hạt nước (g) r: bán kính quay (cm) n: số lượng vòng quay của máy ly tâm (vòng/phút) Lực ly tâm và tốc độ tách thay đổi tỷ lệ thuận với bán kính quay và tỷ lệ với bình phương số vong quay của roto. Trong công nghiệp thường dùng máy ly tâm có vòng quay từ 3500 á 50000 vòng trong một phút. Nhưng nếu số vòng quay càng lớn thì khả năng chế tạo thiết bị càng khó khăn và không thể chế tạo thiết bị với công suất lớn. Do đó, phương pháp này ít được sử dụng vì nó có nhược điểm là công suất máy bé, khả năng phân chia không cao, vốn chi tiêu lớn. 2.1.3. Phương pháp lọc: Phương pháp này dựa vào tính thấm ướt chọn lọc của các chất lỏng khác nhau lên các chất lọc khác nhau. Khi đó người ta cho vào dầu một chất dễ thấm nước, dễ giữ nước và tách chúng ra khỏi dầu. Phương pháp lọc tuy đơn giản, đạt hiệu quả cao đồng thời có thể tách cả nước lẫn muối nhưng vấn đề khó khăn là phải liên tục thay thế màng lọc do bẩn hay quá tải mà đôi khi việc thay thế cũng rất tốn kém phức tạp. 2.2. Tách nhũ tương nước trong dầu bằng phương pháp hoá học: Bản chất của phương pháp hoá học là cho thêm một hoá chất hoạt động bề mặt để phá nhũ tương. Khi các điều kiện thao tác như nhiệt độ, áp suất được chọn ở chế độ thích hợp thì hiệu quả của phương pháp cũng rất cao nhưng khó khăn nhất là phải chọn được chất hoạt động bề mặt thích hợp không gây hậu quả khó khăn cho chế biến sau này cũng như không phân huỷ hay tạo môi trường ăn mòn thiết bị. 2.3. Tách bằng phương pháp dùng điện trường: Đây là một phương pháp hiện đại, công suất lớn quy mô công nghiệp và dễ tự động hóa nên được sử dụng rất nhiều. Các tạp chất là các hạt dễ nhiễm điện vì vậy dưới tác động của lực điện trường mạnh sẽ làm thay đổi đIện tích các hạt và sẽ đông tụ lại hoặc phát triển thành hạt có kích thước lớn rồi lắng xuống và dễ dàng tách ra khỏi dầu. Sơ đồ như hình vẽ: Máy biến áp Máy trộn Van điều khiển Bơm Bộ phận trao đổi nhiệt. I- Dầu thô II- Nước sạch III-Dầu đã tách muối và nước IV- Muối, nước Sơ đồ công nghệ khử nước, muối bằng điện Nguyên lý làm việc như sau: Dầu thô được đốt nóng trong các thiết bị trao đổi nhiệt rồi trộn với một lượng nước sạch để tạo thành nhũ tương chứa muối. Lực va chạm giữa các hạt tích điện làm chúng lớn lên, ngưng tụ thành hạt có kích thước lớn và chúng dễ tách thành lớp nước nằm dưới dầu. Trên thực tế người ta pha thêm nước vào dầu một lượng từ 3 - 8% so với dầu thô, có thể pha thêm hoá chất rồi cho qua van tạo nhũ tương. Sau khi qua thiết bị trao đổi nhiệt ở nhiệt độ từ 130 đến 1500C, muối trong dầu thô được chuyển vào nhũ tương. Khi được dẫn vào khoảng cách giữa hai điện cực có hiệu điện thế từ 20.000 vôn trở lên chúng tích điện, va vào nhau và tăng dần kích thước cuối cùng tách thành lớp nước nằm ở dưới dầu. Để tránh sự bay hơi dầu do tiếp xúc ở nhiệt độ cao, áp suất ở trong thiết bị tách muối được giữ từ 9 đến 12 kG/cm2, bộ phận an toàn được bố trí ngay trong thiết bị. Khi tách một bậc người ta có thể tách 90 đến 95% muối, còn tách hai bậc hiệu suất tách muối lên tới 99%. III. Sản phẩm của quá trình chưng cất: Khi tiến hành chưng cất sơ khởi dầu mỏ, chúng ta nhận được nhiều phân đoạn và sản phẩm dầu. Chúng được phân biệt với nhau bởi giới hạn nhiệt độ sôi (hay khoảng nhiệt độ chưng), bởi thành phần hydrocacbon và nhiều tính chất khác. 1. Khí hydrocacbon : Khí hydrocacbon thu được chủ yếu là C3, C4 có thể ở thể khí hay được nén hóa lỏng tùy thuộc vào công nghệ chưng cất. Phân đoạn này thường được dùng làm nguyên liệu cho công nghiệp tổng hợp hoá dầu hoặc dùng làm nhiên liệu dân dụng. 2. Phân đoạn xăng : Gồm có phân đoạn xăng nhẹ và xăng nặng Phân đoạn xăng nhẹ chủ yếu là C5, C6 có nhiệt độ sôi từ 30 á 350C đến 85 á 950C. Phân đoạn xăng nặng gồm các cấu tử từ C7 trở lên có nhiệt độ sôi từ 95 á 1800C. Phân đoạn xăng được dùng làm nguyên liệu cho quá trình isome hóa, reforming xúc tác hoặc dùng làm dung môi cho công nghiệp trích ly dầu, pha chế mỹ phẩm. 3. Phân đoạn kerosen : Phân đoạn kerosen có nhiệt độ sôi trong khoảng 120 á 2400C được dùng làm nhiên liệu cho động cơ phản lực. Phân đoạn này còn được gọi là dầu lửa do đó có thể dùng để thắp sáng, sưởi ấm. Nhiên liệu dùng cho động cơ phản lực được chế tạo từ phân đoạn kerosen. Do đặc điểm cơ bản nhất của nhiên liệu đùng cho động cơ phản lực là làm sao có tốc độ cháy lớn, dễ dàng tự bốc cháy ở bất kỳ nhiệt độ và áp suất qui định, cháy điều hoà không bị tắt trong dòng không khí có tốc độ xoáy lớn nghĩa là quá trình cháy phải có ngọn lửa ổn định. Để đáp ứng yêu cầu trên người ta thấy trong thành phần các hydrocacbon của phân đoạn kerosen thì các hydrocacbon naphtenic và parafinic thích hợp với đặc điểm của quá trình cháy trong động cơ phản lực nhất. Vì vậy phân đoạn kerosen và phân đoạn xăng của họ dầu mỏ naphteno - parafinic hoặc parafino - naphtenic là nguyên liệu tốt nhất để sản xuất nhiên liệu cho động cơ phản lực. Nếu hàm lượng lưu huỳnh hoạt động (mercaptan) cao, người ta phải tiến hành làm sạch nhờ xử lý hydro. 4. Phân đoạn diezel : Phân đoạn diezel hay còn gọi là phân đoạn gasoil nhẹ, có khoảng nhiệt độ sôi từ 140 á 3600C (3800C), chứa các hydrocacbon có số cacbon từ C16 á C20, C21. Phân đoạn này được dùng làm nhiên liệu cho động cơ diezel tuy nhiên trong nhiên liệu sẽ có chứa nhiều lưu huỳnh nên cần phải được hydro hoá làm sạch. Ngoài ra đối với phân đoạn 200 á 3200C cũng cần phải tách n-parafin rắn, n-parafin rắn tách ra sẽ dùng để sản xuất parafin lỏng, sáp ... 5. Phân đoạn mazut : Đó là phân đoạn cặn chưng cất khí quyển dùng làm nhiên liệu đốt lò cho các lò công nghiệp, lò phản ứng hay dùng làm nguyên liệu cho các quá trình chưng cất chân không để nhận các cấu tử dầu nhờn hay nhận nguyên liệu cho quá trình cracking xúc tác, cracking nhiệt và hydrocacking. 6. Phân đoạn dầu nhờn : Phân đoạn này có nhiệt độ từ 350 á 5000C, 350 á 5400C và được gọi là gazoil chân không. Đó là nguyên liệu cho quá trình cracking xúc tác hay hydrocracking. Còn phân đoạn dầu nhờn có nhiệt độ sôi hẹp từ 320 á 4000C; 300 á 4200C; 400 á 4500C được làm nguyên liệu cho sản xuất các loại dầu nhờn bôi trơn khác nhau như: dầu nhờn bôi trơn, dầu nhờn bảo quản và dầu nhờn cho các lĩnh vực khác. 7. Phân đoạn Gudron: Là sản phẩm cặn của quá trình chưng cất trong chân không được dùng làm nguyên liệu cho quá trình cốc hoá để sản xuất cốc hoặc để chế tạo các loại bitum khác nhau hoặc để chế tạo thêm phần dầu nhờn nặng. Trong các phân đoạn trên thì phân đoạn xăng, kerosen, diezel là những phân đoạn quan trọng, chúng được gọi là các sản phẩm trắng, vì chúng chưa bị nhuộm màu. Phân đoạn mazut, dầu nhờn, gudron người ta gọi là sản phẩm đen. Do vậy trong dầu mỏ loại nào có trữ lượng các sản phẩm trắng cao thì đó là loại dầu rất tốt cho quá trình chế biến thu các sản phẩm về nhiên liệu. Chính vì thế mà tiềm lượng sản phẩm trắng được xem là một trong những chỉ tiêu đánh giá chất lượng của dầu thô. CHƯƠNG II CÔNG NGHệ CHƯNG CấT Dầu thô Chưng cất dầu thô là một quá trình chế biến vật lý trong đó các cấu tử có trong dầu thô không hề bị biến đổi mà chúng chỉ được phân chia đơn thuần thành các nhóm sản phẩm gọi là các phân đoạn. Phương pháp này bao gồm quá trình sôi và bay hơi hỗn hợp chất lỏng sau đó ngưng tụ hơi và làm lạnh bằng nước. Như vậy hơi nhẹ bay lên ngưng tụ thành lỏng, chất lỏng thu được này sẽ tinh khiết hơn nguyên liệu ban đầu mà thành phần chất vẫn không thay đổi. Thực chất của quá trình chưng cất là dựa trên sự khác nhau về nhiệt độ sôi của các cấu tử trong hỗn hợp lỏng. Đây là quá trình quan trọng nhất trong nhà máy tinh chế nhằm tách các sản phẩm đáp ứng nhu cầu thị trường. I. Vai trò, mục đích và ý nghĩa của quá trình chưng cất: 1.Vai trò: Quá trình chưng cất là quá trình đầu tiên làm cơ sở cho các quá trình chế biến khác. Và phân xưởng chưng cất dầu thô là phân xưởng quan trọng số 1 trong mỗi nhà máy lọc dầu, có nó thì các phân xưởng chế biến tiếp theo mới hoạt động được. 2. Mục đích: Mục đích của quá trình chưng cất dầu thô là chia dầu thô (là nguyên liệu ban đầu) thành những phân đoạn hẹp để tiện lợi cho các quá trình chế biến về sau, chẳng hạn như các quá trình cracking, reforming hay quá trình sản xuất dầu nhờn... Trong đó yêu cầu của quá trình chưng cất là không xảy ra các phản ứng phân hủy và độ phân chia càng cao càng tốt. 3. ý nghĩa: Trong công nghiệp chế biến dầu, dầu thô sau khi đã được xử lý qua các quá trình tách nước, muối và tạp chất cơ học sẽ được đưa vào chưng cất. Tùy theo bản chất của nguyên liệu và mục đích của quá trình mà chúng ta sẽ áp dụng chưng cất dầu ở áp suất khí quyển AD (Atmospheric Distillation) hay chưng cất trong chân không VD (Vacuum Distillation) hay kết hợp cả 2 công nghệ AD-VD gọi tắt là AVD (hình 1d). - Với mục đích nhận các phân đoạn xăng (naphta nhẹ, naphta nặng), phân đoạn kerosen, phân đoạn diezel (nhẹ, nặng) và phần cặn còn lại sau chưng cất người ta sử dụng công nghệ AD (hình 1a). - Còn khi muốn chưng cất sâu thêm phần cặn thô nhằm nhận các phân đoạn gasoil chân không hay phân đoạn dầu nhờn người ta dùng chưng cất chân không VD (hình 1b, 1c). Phân đoạn gasoil chân không là nguyên liệu cho quá trình Cracking nhằm chế biến xăng có trị số octan cao. Phân đoạn dầu nhờn được dùng để chế tạo các sản phẩm dầu mỡ bôi trơn, còn phân đoạn cặn gudron dùng để chế tạo bitum, nhựa đường hay làm nguyên liệu cho quá trình cốc hóa sản xuất cốc dầu mỏ. Như vậy tùy theo tính chất dầu thô và mục đích chế biến mà người ta áp dụng loại hình công nghệ chưng cất cho thích hợp. Hình 1a: Sơ đồ chưng cất dầu thô loại AD Hình 1b: Sơ đồ chưng cất dầu thô loại VD Hình 1c: Sơ đồ chưng cất dầu thô loại VD nhận dầu nhờn Hình 1d: Sơ đồ chưng cất kết hợp AVD Chú thích: 1. Thiết bị trao đổi nhiệt; 2. Lò đốt; 3 Làm lạnh; 4. Tháp chưng cất; 5. Tháp tái sinh hơi; 6. Bể chứa; 7. Tháp chưng cất chân không; I. Dầu thô; II. Xăng; III. Khí; IV. Xăng nặng; V. Hơi nước; VI. Kerosen; VII. Gazoil nhẹ; VIII. Gazoil nặng; IX. Cặn AD; X, XI, XII, XIII, XIV, XV. Các loại dầu nhờn. II. Cơ sở lý thuyết của quá trình chưng cất: Quá trình chưng cất dầu thô là một quá trình phân đoạn. Quá trình này được thực hiện bằng các biện pháp khác nhau nhằm tách các phần dầu theo nhiệt độ sôi của các cấu tử trong dầu mà không xảy ra sự phân huỷ. Hơi nhẹ bay lên và ngưng tụ thành phần lỏng. Tùy theo biện pháp tiến hành chưng cất mà người ta phân chia quá trình thành chưng đơn giản, chưng phức tạp, chưng cất trong chân không và chưng cất với hơi nước. 1. Chưng đơn giản : Chưng đơn giản là quá trình chưng cất được tiến hành bằng cách bay hơi dần dần, một lần hay nhiều lần, một hỗn hợp chất lỏng cần chưng được mô tả trên hình 2 (a, b, c). 1.1. Chưng cất bằng cách bay hơi dần dần: Sơ đồ chưng cất bay hơi dần dần được trình bày trên hình 2a gồm: thiết bị đốt nóng lên tục, một hỗn hợp chất lỏng trong bình chưng 1 từ nhiệt độ thấp tới nhiệt độ sôi cuối khi liên tục tách hơi sản phẩm và ngưng tụ hơi bay lên trong thiết bị ngưng tụ 3 và thu được sản phẩm lỏng trong bể chứa 4. Phương pháp này thường được áp dụng trong phòng thí nghiệm. Hình 2a 1.2. Chưng cất bằng cách bay hơi một lần: Sơ đồ chưng cất bằng cách bay hơi một lần được trình bày trên hình 2b, phương pháp này còn gọi là phưng pháp bay hơi cân bằng. Hỗn hợp chất lỏng I được cho liên tục vào thiết bị đun sôi 2 và được đốt nóng đến một nhiệt độ xác định và ở áp suất p cho trước. Pha hơi thu được cho qua thiết bị ngưng tụ 3 rồi vào bể chứa 4, từ đó nhận được phần cất II; còn pha lỏng được lấy ra liên tục và ta nhận được phần cặn III. - Ưu điểm của quá trình chưng cất cho phép áp dụng trong điều kiện thực tế chưng cất dầu, tuy với nhiệt độ chưng cất bị giới hạn nhưng vẫn cho phép nhận được một lượng phần cất lớn hơn. - Nhược điểm của phương pháp là độ phân chia chưa cao. Hình 2b 1.3. Chưng cất bằng cách bay hơi nhiều lần: Đây là quá trình gồm nhiều quá trình chưng bay hơi một lần nối tiếp nhau ở nhiệt độ tăng dần hay áp suất thấp hơn đối với phần cặn (được trình bày ở hình 2c). Phần cặn của chưng cất lần một là nguyên liệu cho chưng cất lần hai sau khi được đốt nóng đến nhiệt độ cao hơn. Từ đỉnh của thiết bị chưng lần một ta nhận được sản phẩm đỉnh, còn đáy chưng cất lần hai ta nhận được sản phẩm cặn. Phương pháp chưng cất dầu bằng bay hơi một lần và bay hơi nhiều lần có ý nghĩa rất lớn trong thực tế công nghiệp chế biến dầu, ở đây các dây chuyền hoạt động liên tục. Quá trình bay hơi một lần được áp dụng khi đốt nóng dầu trong các thiết bị trao đổi nhiệt, trong lò ống và quá trình tách rời pha hơi khỏi pha lỏng ở bộ phận cung cấp, phân phối của tháp tinh luyện . Chưng đơn giản, nhất là với loại bay hơi một lần thì không đạt được độ phận phân chia cao. Do đó khi cần phân chia rõ ràng các cấu tử thành phần của các hợp chất lỏng, người ta phải tiến hành chưng cất có tinh luyện đó là chưng phức tạp. Hình 2c 2. Chưng phức tạp : 2.1. Chưng cất có hồi lưu: Quá trình chưng cất có hồi lưu là một quá trình chưng khi lấy một phần chất lỏng ngưng tụ từ hơi tách ra cho quay lại tưới vào dòng bay hơi lên. Nhờ có sự tiếp xúc đồng đều và thêm một lần nữa giữa pha lỏng và pha hơi mà pha hơi khi tách khỏi hệ thống lại được làm giàu thêm cấu tử nhẹ (có nhiệt độ sôi thấp hơn) so với khi không có hồi lưu, nhờ vậy có sự phân chia cao hơn. Việc hồi lưu lại chất lỏng được khống chế bằng bộ phận phân chia đặc biệt và được bố trí phía trên bộ phận chưng. 2.2. Chưng cất có tinh luyện: Chưng cất có tinh luyện còn cho độ phân chia cao hơn khi kết hợp với hồi lưu. Cơ sở của quá trình tinh luyện là sự trao đổi chất nhiều lần về cả hai phía giữa pha lỏng và pha hơi chuyển động ngược chiều nhau. Quá trình này được thực hiện bằng phương pháp tinh luyện. Để đảm bảo cho sự tiếp xúc hoàn thiện hơn giữa pha hơi và pha lỏng trong tháp được trang bị các đĩa hay đệm. Độ phân chia một hỗn hợp các cấu tử trong tháp phụ thuộc vào số lần tiếp xúc giữa các pha (số đĩa lý thuyết) vào lượng hồi lưu ở mỗi đĩa và hồi lưu ở đỉnh tháp. Công nghệ hiện đại chưng cất sơ khởi dầu thô dựa vào quá trình chưng cất một lần và nhiều lần có tinh luyện xảy ra trong tháp chưng cất phân đoạn có bố trí nhiều đĩa. Sơ đồ nguyên lý làm việc của tháp chưng cất: Pha hơi Vn bay lên từ đĩa n lên đĩa thứ n-1 được tiếp xúc với pha lỏng Ln-1 chảy từ đĩa n-1 xuống, còn pha lỏng Ln từ đĩa n, chảy xuống đĩa phía dưới n+1 lại tiếp xúc với pha hơi Vn+1 bay từ dưới lên. Nhờ quá trình tiếp xúc như vậy mà quá trình trao đổi chất xảy ra tốt hơn. Pha hơi bay lên ngày càng được làm giàu thêm nhiều cấu tử nhẹ, còn pha lỏng chảy xuống phía dưới ngày càng chứa nhiều cấu tử nặng. Số lần tiếp xúc càng nhiều, sự trao đổi chất ngày càng tăng và sự phân chia ngày càng tốt, hay nói cách khác, tháp có độ phân chia càng cao. Đĩa trên có hồi lưu đỉnh, còn đĩa dưới cùng có hồi lưu đáy. Nhờ có hồi lưu đỉnh và đáy mà làm cho tháp hoạt động liên tục, ổn định và có khả năng phân tách cao. Ngoài đỉnh và đáy người ta còn thiết kế hồi lưu trung gian bằng cách lấy sản phẩm lỏng ở cạnh sườn tháp cho qua trao đổi nhiệt làm lạnh rồi quay lại tưới vào tháp. Như vậy theo chiều cao của tháp tinh luyện ta sẽ nhận được các phân đoạn có giới hạn sôi khác nhau tuỳ thuộc vào chế độ công nghệ chưng cất nguyên liệu dầu thô ban đầu. Thân tháp Tới tháp bay hơi phụ Cửa tháo hồi lưu Hơi Vn+1 Ln Vn Ln-1 Đĩa chụp Hồi lưu trung gian Hình 3: Sơ đồ nguyên lý làm việc của tháp tinh luyện 3. Chưng cất chân không và chưng cất hơi nước : Hỗn hợp các cấu tử có trong dầu thô thường không bền, dễ bị phân huỷ khi tăng nhiệt độ. Trong số các hợp chất dễ bị phân huỷ nhiệt nhất là các hợp chất chứa lưu huỳnh và các hợp chất cao phân tử như nhựa. Các hợp chất parafin kém bền nhiệt hơn các hợp chất naphten và naphten lại kém bền hơn các hợp chất thơm. Độ bền nhiệt của cấu tử tạo thành dầu không chỉ phụ thuộc vào nhiệt độ mà còn phụ thuộc cả thời gian tiếp xúc ở nhiệt độ đó. Trong thực tế chưng cất, đối với các phân đoạn có nhiệt độ sôi cao, người ta còn tránh sự phân huỷ nhiệt khi chúng bị đốt nóng. Đối với dầu không có hay có chứa ít lưu huỳnh không nên đốt nóng quá 400 á 4200C, còn đối với dầu có và nhiều lưu huỳnh thì nhiệt độ đốt không quá 320 á 3400C. Sự phân huỷ khi chưng cất sẽ làm xấu đi các tính chất của sản phẩm, như làm giảm độ nhớt và nhiệt độ chớp cháy của chúng, giảm độ bền oxi hoá. Nhưng quan trọng hơn cả là chúng gây nên nguy hiểm cho quá trình chưng cất, vì chúng tạo thành các tạp chất ăn mòn và làm tăng áp suất của tháp. Để giảm sự phân huỷ, thời gian lưu của nguyên liệu ở nhiệt độ cao cũng cần được hạn chế. Khi nhiệt độ sôi của hỗn hợp ở áp suất khí quyển cao hơn nhiệt độ phân huỷ nhiệt của chúng, người ta phải chưng cất chân không VD hay chưng cất với hơi nước để tránh sự phân huỷ nhiệt. Chân không làm giảm nhiệt độ sôi, còn hơi nước cũng có tác dụng làm giảm nhiệt độ sôi tức là giảm áp suất riêng phần của cấu tử hỗn hợp làm cho chúng sôi ở nhiệt độ thấp hơn. Hơi nước được dùng ngay cả trong chưng cất khí quyển. Khi tinh luyện, hơi nước được dùng để tái bay hơi phân đoạn có nhiệt độ sôi thấp còn chứa trong mazut hay trong gudron hoặc dầu nhờn. Kết hợp dùng chân không và hơi nước khi chưng cất phần cặn sẽ cho phép tách sâu hơn phân đoạn dầu nhờn. Tuy nhiên, tác dụng của hơi nước làm tác nhân bay hơi còn bị hạn chế, vì nhiệt độ bay hơi khác xa so với nhiệt độ đốt nóng chất lỏng. Vì thế nếu tăng năng lượng hơi nước thì nhiệt độ và áp suất hơi bão hoà của dầu giảm xuống và sự tách hơi cũng giảm theo. Do vậy lượng hơi nước có hiệu quả tốt nhất chỉ trong khoảng từ 2 á 3% so với nguyên liệu đem chưng cất khi mà số cấp tiếp xúc là 3 hoặc 4. Trong điều kiện như vậy, lượng dầu tách ra từ phân đoạn mazut đạt tới 14 đến 23%. Khi chưng cất với hơi nước số lượng phân đoạn tách ra được có thể tính theo phương trình sau: G = Z Trong đó : G và Z: số lượng hơi dầu tách được và lượng hơi nước. Mf: phân tử lượng của hơi dầu. 18: phân tử lượng của nước. P : áp suất tổng cộng của hệ. Pf : áp suất riêng phần của dầu ở nhiệt độ chưng. Nhiệt độ của hơi nước cần phải không thấp hơn nhiệt độ của hơi dầu để tránh sản phẩm dầu ngậm nước. Do vậy, người ta thường dùng hơi nước có nhịêt độ từ 380 á 4500C, áp suất hơi từ 0,2 á 0,5 MPa. Hơi nước dùng trong công nghệ chưng cất dầu có rất nhiều ưu điểm: làm giảm áp suất hơi riêng phần của dầu, tăng cường khuấy trộn chất lỏng tránh tích nhiệt cục bộ, tăng diện tích bề mặt bay hơi do tạo thành các tia và bong bóng hơi. người ta cũng dùng hơi nước để tăng cường đốt nóng cặn dầu trong lò ống khi chưng cất chân không. Khi đó đạt mức độ bay hơi lớn cho nguyên liệu dầu, tránh sự tạo cốc trong các lò đốt nóng. Tiêu hao hơi nước trong trường hợp này vào khoảng 0,3 á 0,5% với nguyên liệu. III. Các yếu tố ảnh hưởng đến quá trình chưng cất: Các thông số công nghệ ảnh hưởng trực tiếp tới hiệu suất và chất lượng của quá trình chưng cất là nhiệt độ, áp suất và phương pháp chưng cất. Trong đó phương pháp chưng cất ra sao sẽ được nói rõ hơn ở mục lựa chọn sơ đồ công nghệ. Còn 2 yếu tố quan trọng ảnh hưởng trực tiếp tới quá trình làm việc của tháp chưng cất đó chính là nhiệt độ và áp suất mà 2 yếu tố này lại liên quan đến lượng dầu thô ban đầu, vào mục đích và yêu cầu của quá trình hay chủng loại sản phẩm cần thu. Cụ thể như sau: 1. Chế độ nhiệt của tháp chưng luyện: Nhiệt độ là một thông số quan trọng nhất của tháp chưng, bằng cách thay đổi nhiệt của tháp sẽ điều chỉnh được chất lượng và hiệu suất của sản phẩm, chế độ nhiệt của tháp gồm: nhiệt độ của nguyên liệu vào tháp, nhiệt độ đỉnh tháp, nhiệt độ trong và đáy tháp. Nhiệt độ của nguyên liệu (dầu thô) vào tháp chưng được khống chế tuỳ theo bản chất của loại dầu thô, mức độ cần phân chia sản phẩm, áp suất trong tháp và lượng hơi nước đưa vào đáy tháp nhưng phải tránh được sự phân huỷ nhiệt của nguyên liệu ở nhiệt độ cao, do vậy nhiệt độ lò ống đốt nóng phải được khống chế chặt chẽ. - Nhiệt độ đáy tháp chưng luyện phụ thuộc vào phương pháp bay hơi và phần hồi lưu đáy. Nếu bay hơi phần hồi lưu đáy bằng một thiết bị đốt nóng riêng thì nhiệt độ đáy tháp sẽ ứng với nhiệt độ bay hơi cân bằng ở áp suất tại đáy tháp. Nếu bốc hơi bằng cách dùng hơi nước quá nhiệt thì nhiệt độ phần đáy tháp sẽ thấp hơn nhiệt độ vùng nạp liệu. Nhiệt độ đáy tháp phải chọn tối ưu tránh sự phân huỷ các cấu tử nặng nhưng phải đủ để tách hết hơi nhẹ khỏi phần cặn đáy. - Nhiệt độ đỉnh tháp phải được khống chế nhằm đảm bảo sự bay hơi hoàn toàn sản phẩm đỉnh mà không gây sự cuốn theo các phần nặng. Muốn vậy người ta phải dùng hồi lưu đỉnh tháp. Để tách xăng khỏi các phân đoạn khác nhiệt độ đỉnh tháp chưng khi chưng cất ở áp suất khí quyển cần giữ trong khoảng 100 á 1200C. Còn với tháp chưng chân không khi áp suất chưng từ 10 á70 mmHg thường không quá 1200C để tách hết phần gazoil nhẹ còn lẫn trong nguyên liệu. Dùng hồi lưu sẽ tạo điều kiện phân chia tốt. Hồi lưu đỉnh tháp thường có 2 dạng: + Hồi lưu nóng được thực hiện bằng cách cho ngưng tụ một phần hơi sản phẩm đỉnh ở nhiệt độ sôi của nó, sau đó cho tưới lại đỉnh tháp. Như vậy, chỉ cần cung cấp một lượng nhiệt để bốc hơi. Tác nhân làm lạnh có thể dùng nước hay chính sản phẩm lạnh, công thức tính lượng hồi lưu nóng : Rn = Trong đó: Rn : lượng hồi lưu nóng, kg/h Q : nhiệt lượng hồi lưu cần lấy để bốc hơi, kcal/h L : nhiệt ngưng tụ của sản phẩm lỏng, kcal/h Do thiết bị hồi lưu nóng khó lắp ráp và có nhiều khó khăn cho việc vệ sinh, đặc biệt công suất thấp nên ngày nay ít được dùng. + Hồi lưu nguội là loại được thực hiện bằng cách làm nguội và ngưng tụ toàn bộ sản phẩm đỉnh rồi tưới trở lại đỉnh tháp. Khi đó lượng nhiệt cần thiết để cấp cho phần hồi lưu bao gồm nhiệt cần để nung nóng nó đến nhiệt độ sôi và nhiệt cần để hoá hơi, do vậy hồi lưu nguội tính bằng công thức: Rng = = Trong đó: Rng : lượng hồi lưu nguội. Q : lượng nhiệt mà hồi lưu cần. : hàm nhiệt của hơi. : lượng nhiệt của lỏng hồi lưu. i : nhiệt lượng phần hơi cần. C : nhiệt dung của sản phẩm hồi lưu. t2, t1 : nhiệt độ của hơi và của lỏng tương ứng. Hồi lưu nguội được sử dụng tương đối rộng rãi, vì lượng hồi lưu thường ít, làm tăng rõ ràng chất lượng mà không làm giảm nhiều năng suất của tháp chưng. Ngoài hồi lưu đỉnh, đáy người ta còn sử dụng hồi lưu trung gian để tăng cường chất lượng của các sản phẩm cạnh sườn và điều chỉnh nhiệt độ trong tháp. + Hồi lưu trung gian: quá trình hồi lưu trung gian được thực hiện bằng cách lấy một sản phẩm lỏng nằm trên các đĩa có nhiệt độ t1 đưa ra ngoài làm nhiệt độ t0 rồi tưới hồi lưu lại tháp. Khi đó chất lỏng hồi lưu cần thu một lượng nhiệt để đun nóng nhiệt độ từ t0 đến t1. Xác định lượng hồi lưu trung gian theo công thức: gtg = Trong đó : gtg : lượng nhiệt hồi lưu lấy đi (kcal/h) , : hàm lượng nhiệt của hồi lưu ở pha lỏng ứng với nhiệt độ t1 và t0, (kcal/kg) ưu điểm: giảm lượng hơi đi ra ở đỉnh tháp, tận dụng được một lượng nhiệt thừa rất lớn của tháp chưng để đun nóng nguyên liệu ban đầu, tăng công suất làm việc của tháp. Người ta thường kết hợp hồi lưu trung gian với hồi lưu lạnh cho phép điều chỉnh chính xác nhiệt độ của đỉnh tháp chưng, dẫn đến đảm bảo hiệu suất và chất lượng sản phảm của quá trình. 2. Yếu tố áp suất của tháp chưng luyện: Khi chưng cất dầu mỏ ở áp suất khí quyển, áp suất tuyệt đối trong tháp thường cao hơn một chút so với áp suất khí quyển, mặt khác áp suất trong toàn tháp và ở mỗi tiết diện cũng khác nhau. áp suất trong mỗi tiết diện của tháp chưng luyện phụ thuộc vào lực thuỷ tĩnh khi hơi đi qua các đĩa nghĩa là phụ thuộc vào số đĩa và cấu trúc đĩa, lưu lượng riêng của chất lỏng và hơi. Thông thường từ đĩa này sang đĩa khác áp suất giảm đi 5 á 10 mmHg từ dưới lên, ở áp suất thấp qua mỗi đĩa giảm đi từ 1 á 3 mmHg. áp suất làm việc của tháp phụ thuộc vào nhiệt độ, bản chất của nguyên liệu và áp suất riêng phần của từng cấu tử. áp suất hơi nước đưa vào cũng ảnh hưởng đến áp suất chung của tháp. Nếu tháp chưng luyện dùng hơi nước trực tiếp cho vào đáy tháp thì hơi nước làm giảm áp suất riêng phần của hơi sản phẩm dầu mỏ, cho phần chất lỏng bay hơi ở nhiệt độ thấp hơn. Lượng hơi nước tiêu hao phụ thuộc vào áp suất chung của tháp và áp suất riêng phần của sản phẩm dầu mỏ. Lượng hơi nước dùng cho tháp chưng ở áp suất khí quyển khoảng 1,2 á 3,5% trọng lượng. Khi chưng cất ở áp suất chân không thì thường tiến hành ở áp suất 10 á 70 mmHg. Độ chân không càng sâu càng cho phép chưng sâu hơn, nhưng nếu áp suất quá thấp sẽ khó chế tạo thiết bị với năng suất lớn. 3. Điều khiển, khống chế chế độ làm việc của tháp chưng cất: Để duy trì sự làm việc ổn định của tháp chưng cất chúng ta phải thực hiện các nguyên tắc sau: + Điều chỉnh áp suất trong tháp làm thay đổi điểm sôi của chất lỏng. + áp suất tăng lên thì chất lỏng sôi ở nhiệt độ cao hơn. Nếu áp suất tăng quá cao, lượng chất lỏng trong tháp sẽ nhiều dẫn đến hiện tượng sặc làm giảm hiệu quả phân chia. + Nếu các điều kiện khác trong tháp là cố định thì sản phẩm đỉnh, sản phẩm sườn và sản phẩm đáy sẽ nhẹ hơn nếu áp suất trong tháp tăng lên. + Nếu nhiệt độ cấp liệu vào tháp quá thấp, lượng hơi trên các khay đĩa sẽ nhỏ cho nên phần lỏng nhiều và chảy xuống phía dưới vào bộ phận chưng càng nhiều. + Nếu nhiệt độ của reboiler quá thấp sẽ không tách hết phần nhẹ trong cặn và làm tăng lượng cặn. + Nếu nhiệt độ đỉnh tháp quá cao, sản phẩm đỉnh nặng và có nhiều sản phẩm hơn so với thiết kế và ngược lại nếu nhiệt độ đỉnh quá thấp thì sản phẩm đỉnh sẽ quá nhẹ và có ít sản phẩm. + Nhiệt độ cần thiết tách phân đoạn dầu thô nặng sẽ cao hơn so với dầu thô loại nhẹ. + Chú ý nhất là nhiệt độ đỉnh tháp, tránh nhiệt độ quá cao mà nguyên nhân có thể là làm lạnh không đủ dẫn đến thay đổi chế độ hồi lưu, ảnh hưởng đến chất lượng sản phẩm. Tóm lại, khi thiết kế quá trình chưng cất chúng ta cần phải xem xét kỹ và kết hợp đầy đủ các yếu tố ảnh hưởng trên để quá trình đạt hiệu quả kinh tế cao nhất. IV. Các loại sơ đồ công nghệ: Có 2 sơ đồ công nghệ chưng cất dầu thô thường được sử dụng phổ biến trong công nghiệp chế biến dầu, đó là: 1. Sơ đồ công nghệ bay hơi một lần và một tháp tinh cất: Xăng Phân đoạn 1 Phân đoạn 2 Phân đoạn 3 Cặn Mazut Dầu thô Hình 4: Sơ đồ chưng luyện bốc hơi một lần ưu điểm : - Quá trình chưng chất cho phép áp dụng trong điều kiện chưng cất dầu thô. Tuy với nhiệt độ chưng bị giới hạn, nhưng vẫn cho phép nhận được một lượng cất lớn. - Sự bốc hơi đồng thời các phân đoạn sẽ giảm được nhiệt độ bốc hơi và nhiệt lượng đun nóng dầu trong lò. - Thiết bị đơn giản, gọn gàng. Nhược điểm: - Đối với loại dầu có chứa nhiều khí hoà tan (> 1,2 %), cũng như có nhiều phân đoạn nhẹ, nhiều tạp chất lưu huỳnh thì gặp nhiều khó khăn trong quá trình chưng cất, do áp suất trong các thiết bị trong sơ đồ lớn, chịu được áp suất cao. Chính vì vậy, đòi hỏi thiết bị phải có độ bền lớn làm bằng vật liệu đắt tiền, cho nên làm tăng chi phí về chế tạo thiết bị. - Đôi khi có hiện tượng nổ, hỏng thiết bị do áp suất trong tháp tăng đột ngột. 2. Sơ đồ công nghệ bốc hơi hai lần và tinh luyện hai lần trong hai tháp nối tiếp nhau: Loại này có 2 loại sơ đồ: sơ đồ 1 (hình 5), sơ đồ 2 (hình 6). * Thiết bị chưng cất theo sơ đồ 1 gồm hai tháp nối tiếp nhau, quá trình bốc hơi hai lần và tinh luyện hai lần trong tháp nối tiếp nhau. Loại này thường áp dụng để chế biến các loại dầu có chứa nhiều phần nhẹ, nhiều hợp chất chứa lưu huỳnh và nước. Nhờ các cấu tử nhẹ được tách sơ bộ ở tháp thứ nhất và tháp thứ hai không có hiện tượng tăng áp suất đột ngột. Mặt khác, các hợp chất chứa lưu huỳnh gây ăn mòn thiết bị đã được thoát ra ở tháp thứ nhất. Như vậy trong tháp chưng thứ hai không cần dùng vật liệu đắt tiền, có thể sử dụng thép thường. Những hydrocacbon nhẹ được loại ra ở tháp thứ nhất cho phép đun dầu làm việc với hệ số trao đổi nhiệt lớn, giảm đáng kể công suất cần thiết kế của lò đun dầu chính. Nhờ loại này loại bỏ được nước ngay ở tháp thứ nhất nên tháp chính thứ hai làm việc an toàn. Nhược điểm của sơ đồ này là phải đun dầu trong lò với nhiệt độ cao hơn 5 đến 10% so với sơ đồ trên. Có thể hạn chế hay khắc phục hiện tượng này bằng cách cho hơi nước vào những ống cuối cùng của lò để giảm áp suất riêng phần của các hydrocacbon. Dầu nóng Xăng Phân đoạn 1 Phân đoạn 2 Mazut Khí Hình 5 * Thiết bị chưng cất theo sơ đồ 2 (hình 6) là hệ thống bốc hơi hai lần và tinh luyện một lần trong tháp chưng luyện. Sơ đồ loại này dùng phổ biến, ở sơ đồ này có sự tinh luyện phần nhẹ và phần nặng xảy ra đồng thời trong cùng một tháp chính thứ hai. Như vậy có phần nào giảm bớt nhiệt độ đun nóng dầu trong lò. Xăng Phân đoạn 1 Phân đoạn 2 Phân đoạn 3 Dầu thô Mazut Hình 6 V. Lựa chọn sơ đồ công nghệ và chế độ công nghệ của quá trình chưng cất : 1. Phân tích và lựa chọn sơ đồ công nghệ: Việc lựa chọn sơ đồ công nghệ và chế độ công nghệ chưng cất trước hết hoàn toàn phụ thuộc vào các đặc tính của nguyên liệu và mục đích của quá trình chế biến. Trên cơ sở đó chúng ta phải chọn được sơ đồ công nghệ nào phù hợp nhất, đáp ứng được yêu cầu của nhà máy đồng thời đem lại hiệu suất và hiệu quả kinh tế cao nhất. Với dầu mỏ chứa lượng khí hoà tan bé từ 0,5 đến 1,2%, trữ lượng xăng thấp từ (12 đến 15% phân đoạn có nhiệt độ sôi đến 1800C) và hiệu suất các phân đoạn cho tới 3500C không lớn hơn 45% thì thuận tiện nhất và cũng phù hợp hơn cả là nên chọn sơ đồ chưng cất AD với bay hơi một lần và một lần chưng cất. Với dầu mỏ chứa nhiều phần nhẹ, tiềm lượng sản phẩm trắng cao (50 đến 65%), chứa nhiều khí hoà tan > 1,2%, chứa nhiều phân đoạn xăng (20 đến 30%) thì nên chọn sơ đồ chưng c._.