Thiết kế phân xưởng chưng cất dầu thô loại hai tháp

. 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 các chủng loại sản phẩm của ngành hoá chất, vật liệu. Hoá dầu đã thay thế dần hoá than và vượt lên công nghiệp chế biến than. Công nghiệp chế biến dầu phát triển mạnh là nhờ các đặc tính quý riêng của nguyên liệu dầu mỏ và 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. Ngày nay với sự phát triển và tiến bộ của khoa học kỹ thuật, dầu mỏ đã trở thành nguyên liệu quan trọng hàng đầu trong công nghệ hoá học. Trên cơ sở nguyên liệu dầu mỏ, người ta đã sản xuất được hàng nghìn các hoá chất khác nhau, làm nhiên liệu cho các động cơ, nguyên liệu cho các ngành công nghiệp khác. Cùng với sự phát triển mạnh mẽ của công nghiệp dầu khí trên thế giới, dầu khí Việt Nam cũng đã được phát hiện từ những năm 1970 và đang trên đà phát triển. Chúng ta đã tìm ra nhiều mỏ chứa dầu trữ lượng tương đối lớn như mỏ Bạch Hổ, Đại Hùng, mỏ Rồng 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 với công suất 6,5 triệu tấn/năm sắp hoàn thành và đang tiến hành dự án tiền khả thi nhà máy lọc dầu số 2 Nghi Sơn – Thanh Hoá với công suất 7 triệu tấn/năm. Như vậy ngành công nghiệp chế biến dầu khí 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 đất nước. Dầu mỏ là một hỗn hợp rất phức tạp gồm các hydrocacbon, khí hoà tan và các hợp chất khác như CO2, N2, H2S, He, Ar… Do vậy, muốn sử dụng được dầu mỏ thì phải tiến hành phân chia thành từng phân đoạn nhỏ. Sự phân chia đó dựa vào phương pháp chưng cất ở các khoảng nhiệt độ sôi khác nhau. Quá trình chưng cất dầu là một quá trình vật lý phân chia dầu thô thành các thành phần gọi là các phân đoạn. Quá trình này được thực hiện bằng các biện pháp khác nhau nhằm để tách các cấu tử có trong dầu thô theo từng khoảng nhiệt độ sôi khác nhau mà không làm phân huỷ chúng. Tuỳ theo biện pháp tiến hành chưng cất mà người ta phân chia quá trình chưng cất thành chưng đơn giản, chưng phức tạp, chưng cất nhờ cấu tử bay hơi hay chưng cất trong chân không. Trong các nhà máy lọc dầu, phân xưởng chưng cất dầu thô cho phép ta thu được các phân đoạn dầu mỏ để chế biến tiếp theo. Trong đồ án này sẽ tiến hành đề cập tới các vấn đề lý thuyết có liên quan. Trên cơ sở đó thiết kế dây chuyền chưng cất dầu thô Việt Nam của mỏ Bạch Hổ-dầu thô thuôc loại nhẹ vừa phải. Đồng thời xem xét thiết kế mặt bằng phân xưởng và vấn đề an toàn lao động. Phần i tổng quan CHƯƠNG I : NGUYÊN LIệU CủA QUá TRìNH CHƯƠNG CấT 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 dạng lỏng hoặc đông đặc, có màu từ vàng đến đen; còn khí hydrocacbon thường ở dạng hoà tan trong dầu (khí đồng hành), hay ở dạng khí nén ép trong các mỏ khí (khí thiên nhiên). Dầu mỏ không phải là một đơn chất mà là một hỗn hợp rất phức tạp của nhiều chất (có tới hàng trăm chất). Mỗi loại dầu mỏ được đặc trưng bởi thành phần riêng, song về bản chất, chúng đều có các hydrocacbon là thành phần chính, chiếm từ 60 đến 90% trọng lượng trong dầu; còn lại là các chất chứa oxy, lưu huỳnh, nitơ, các phức cơ kim, các chất nhựa, asphanten. Trong khí còn chứa các khí trơ như: N2, He, Xe… I.1. Thành phần hoá học Các hợp chất có trong dầu khí chủ yếu là các hợp chất hữu cơ, đó là những hydrocacbon của thiên nhiên. Bên cạnh các hợp chất chính này còn có các hợp chất không thuộc hydrocacbon, trong phân tử còn có mặt các nguyên tố khác như S, O, N hay cả kim loại. I.1.1. Hydrocacbon – thành phần chủ yếu của dầu khí Thành phần cơ bản của dầu khí là các hợp chất hydrocacbon. Trong dầu thô, các hợp chất này có thể chiếm tới 90% trọng lượng của dầu, còn trong khí thiên nhiên có thể tới 98% á 99%. Hầu như tất cả các loại hợp chất hydrocacbon đều có mặt trong dầu, chỉ trừ hydrocacbon olefin là không có trong hầu hết các loại dầu thô hoặc nếu có thì hàm lượng cũng rất nhỏ. Số nguyên tử cacbon có trong mạch có từ 1 cho tới 60 hoặc có thể cao hơn. Chúng được chia thành các nhóm: nhóm parafin, naphten, aromat, hỗn hợp naphten – aromat. Bằng các phương pháp hoá lý, người ta đã xác định được 400 loại hydrocacbon khác nhau. I.1.1.1. Hydrocacbon họ Parafinic Hydrocacbon parafinic (còn gọi là alcan) là loại hydrocacbon phổ biến nhất. Có công thức tổng quát là CnH2n+2, trong đó n là số nguyên tử cacbon trong mạch. Trong dầu mỏ, chúng tồn tại ở 3 dạng: khí, lỏng, rắn. Các hydrocacbon khí (C1á C4), khí nằm trong mỏ dầu do áp suất cao nên chúng hoà tan trong dầu. Các n- parafin mà phân tử chứa từ 5 tới 17 nguyên tử cacbon nằm ở thể lỏng, còn các parafin chứa từ 18 nguyên tử các bon trở lên nằm ở dạng tinh thể rắn. Trong dầu mỏ có hai loại parafin: n-parafin và izo-parafin, trong đó n-parafin chiếm đa số (25 á 30% thể tích), chúng có số nguyên tử cacbon từ C1 á C45. Một điểm cần chú ý là các n-parafin có số cacbon ³ 18, ở nhiệt độ thường chúng là chất rắn. Các parafin này có thể hoà tan trong dầu hoặc tạo thành các tinh thể lơ lửng trong dầu. Khi hàm lượng của các parafin rắn này cao, dầu có thể bị đông đặc lại gây khó khăn cho vấn đề vận chuyển. Do vậy, các chất parafin rắn có liên quan đến độ linh động của dầu mỏ. Hàm lượng chúng càng cao, nhiệt độ đông đặc của dầu càng lớn, khi đó dầu không chảy lỏng. Khi bơm, vận chuyển được các loại dầu này phải áp dụng các biện pháp như: gia nhiệt đường ống, cho thêm phụ gia, tách bớt parafin rắn ngay 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 từ dầu thô lại là nguyên liệu quý để tổng hợp hoá học, như để điều chế: chất tẩy rửa hỗn hợp, tơ sợi, phân bón, chất dẻo... Các izo-parafin thường chỉ nằm ở phần nhẹ và phần có nhiệt độ sôi trung bình của dầu. Chúng thường có cấu trúc đơn giản: mạch chính dài, nhánh phụ ít và ngắn, nhánh phụ thường là nhóm metyl. Các izo-parafin có số cacbon từ C5 á C10 là các cấu tử rất quý trong phần nhẹ của dầu mỏ. Chúng làm tăng khả năng chống kích nổ của xăng. So với n-parafin thì izo-parafin có độ linh động cao hơn. I.1.1.2. Hydrocacbon naphtenic (còn gọi là cycloparafin) Loại hợp chất này có công thức tổng quát là CnH2n. Những hydrocacbon loại này thường gặp là loại một vòng, trong đó chiếm phần chủ yếu là loại vòng 5 và 6 cạnh. Loại vòng naphten 7 cạnh và lớn hơn rất ít gặp trong dầu. Những naphten ngưng tụ với hydrocacbon thơm hay có mạch nhánh parafin dài lại hay gặp trong dầu mỏ. Loại này do bị ảnh hưởng của các vòng hay nhánh bên dài nên tính chất thuần chủng của naphten không còn nguyên nữa mà đã bị mang tính chất lai hợp giữa chúng nên gọi là hydrocacbon lai hợp. Hydrocacbon lai hợp có số lượng lớn ở phần có nhiệt độ sôi cao của dầu mỏ. Một số naphtenic trong dầu mỏ: R R R (CH2)10-CH3 H3C Ngoài ra, những naphtenic nằm trong dầu mỏ còn là nguyên liệu quý 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 naphtenic là một thành phần quan trọng. Hàm lượng, cấu trúc và sự phân bố của chúng trong các phân đoạn dầu mỏ có ảnh hưởng rất lớn đến hiệu suất và chất lượng sản phẩm thu được. Như vậy, dầu mỏ càng chứa nhiều hydrocacbon naphtenic thì càng có giá trị kinh tế cao, vì từ đó có thể sản xuất được các sản phẩm nhiên liệu và phi nhiên liệu có chất lượng tốt. Chúng lại có nhiệt độ đông đặc thấp nên giữ được tính linh động, không gây khó khăn tốn kém cho quá trình bơm, vận chuyển, phun nhiên liệu. Trên thế giới, dầu chứa nhiều hydrocacbon naphtenic là dầu mỏ Bacu (Nga). I.1.1.3. Hydrocacbon aromatic (Hydrocacbon thơm). Hydrocacbon thơm có công thức tổng quát là CnH2n-6, có cấu trúc vòng 6 cạnh, đặc trưng là benzene và các dân xuất có mạch alkyl đính bên. Những hydrocacbon thơm nhiều vòng ngưng tụ cũng gặp trong dầu mỏ nhưng với hàm lượng thấp hơn. Dưới đây là một số loại aromat thường gặp trong dầu: CH3 CH3 CH3 Benzen toluen xylen naphtalen Antraxen phenantren pyren Hydrocacbon thơm là các cấu 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 lại làm giảm chất lượng của các loại nhiên liệu này. Những hydrocacbon thơm 1 hay 2 vòng có mạch nhánh alkyl dài và có cấu trúc nhánh cũng là những cấu tử quý để sản xuất dầu nhờn có trị số độ nhớt cao. Những hydrocacbon thơm đa vòng ngưng tụ cao hoặc không có nhánh parafin dài lại là những cấu tử có hại trong sản xuất dầu nhờn có trị số độ nhớt cao, cũng như trong các quá trình chế biến có xúc tác, do chúng nhanh chóng gây độc chất xúc tác. I.1.1.4. Hydrocacbon loại hỗn hợp naphten – aromatic 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 của các vật liệu hữu cơ ban đầu tạo thành dầu, nên dầu càng có độ biến chất thấp sẽ càng có nhiều các hydrocacbon loại này. Một số loại hỗn hợp naphten-aromatic hay gặp trong dầu: Tetralin inđan xyclohexylbenzen I.1.2. Thành phần phi hydrocacbon trong dầu mỏ I.1.2.1. Các hợp chất chứa lưu huỳnh Các chất hữu cơ chứa lưu huỳnh là loại hợp chất khá phổ biến trong dầu, chúng làm xấu đi chất lượng của dầu thô. ảnh hưởng của các hợp chất chứa lưu huỳnh chủ yếu 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. Các chất chứa lưu huỳnh thường ở các dạng như: + Mercaptan R- S - H + Sunfua R - S - R’ S + Disunfua R - S - S - R’ + Thiophen( lưu huỳnh trong mạch vòng) + Lưu huỳnh tự do S, H2S Lưu huỳnh dạng mercaptan Là hợp chất có nhóm SH liên kết trực tiếp với gốc hydrocacbon, chúng không bền và dễ bị thuỷ phân ở nhiệt độ cao: 2RSHR- S - R + H2S RSH R- CH = CH2 + H2S Các hợp chất mercaptan thường có mặt ở phân nhiệt độ sôi thấp (ở phân đoạn xăng, với nhiệt độ dưới 200oC), gốc hydrocacbon thường từ C1-C8. Lưu huỳnh dạng sunfua và disunfua Các chất này thường có ở phân đoạn nhiệt độ sôi trung bình và cao. Gốc hydrocacbon có thể là mạch thẳng, vòng no hoặc thơm. Các gốc hydrocacbon mạch thẳng thường C2áC3, các sunfua nằm trong naphten 1 vòng C4 – C14 các sunfua nằm trong naphten 2 vòng C7 – C9. Còn các sunfua nằm trong naphten 3 vòng chỉ xác định được một chất là tioadamantan (có cấu trúc hoàn toàn như adamantan). Các dạng hợp chất này thường trong phân đoạn có nhiệt độ trung bình. Còn ở những phân đoạn có nhiệt độ sôi cao là những sunfua có gốc là các hydrocacbon thơm 1 vòng hay nhiều vòng hoặc hydrocacbon thơm hỗn hợp với các vòng naphten. Lưu huỳnh dạng thiophen Đây là loại hợp chất chứa lưu huỳnh phổ biến nhất (chiếm 45-92% các hợp chất chứa lưu huỳnh có trong dầu mỏ). Chúng thường có ở phần có nhiệt độ sôi trung bình và cao của dầu. S S S Thiofen bezothiofen dibenzothiofen Lưu huỳnh dạng tự do Đó là lưu huỳnh dạng nguyên tố và dạng H2S. Dựa vào hàm lượng H2S có trong dầu mà người phân ra 2 loại dầu. + Dầu chua: Khi lượng H2S > 3,7ml H2S/ 1 lít dầu. + Dầu ngọt: lượng H2S < 3,7ml H2S/1 lít dầu. Nói chung, các hợp chất chứa lưu huỳnh trong dầu là các chất có hại, vì trong khi chế biến chúng thường tạo ra các hợp chất ăn mòn thiết bị, gây ô nhiễm mạnh môi trường do khi cháy tạo ra SO2, gây ngộ độc xúc tác và làm giảm chất lượng của sản phẩm chế biến. Vì thế nếu hàm lượng S cao hơn giới hạn cho phép, người ta phải áp dụng các biện pháp xử lý tốn kém. Do vậy, mà hàm lượng của hợp chất lưu huỳnh được coi là một chỉ tiêu đánh giá chất lượng dầu thô và sản phẩm dầu. I.1.2.2. Các hợp chất chứa Nitơ Các hợp chất chữa Nitơ trong dầu khí thường là những hợp chất loại Pyridin (dạng bazơ Nitơ) và các hợp chất nitơ trung tính loại đồng đẳng của Pyrol, indol hay cacbazol… các hợp chất Nitơ có thể chiếm tới 3% trong dầu. N N Piridin Quinolin Tuy với số lương nhỏ hơn các hợp chất chứa lưu huỳnh, nhưng các hợp chất chứa Nitơ cũng là nhưng chất có hại, rất độc cho xúc tác trong quá trình chế biến, đồng thời chúng phản ứng tạo nhựa, làm tối mầu sản phẩm trong thời gian bảo quản. Khi có mặt trong nhiên liệu, các hợp chất chứa nitơ cháy tạo ra khí NOx là những khí rất độc, gây ăn mòn mạnh. Do vậy, cũng như các hợp chất lưu huỳnh, khi hàm lượng nitơ vượt quá giới hạn cho phép, người ta cũng phải tiến hành loại bỏ chúng trước khi đưa dầu thô hay phân đoạn dầu vào quá trình chế biến. I.1.2.3. Các hợp chất chứa Oxy Các hợp chất chứa oxy trong dầu ở dạng các axit hữu cơ, phổ biến là axit naphtenic, phenol, keton và ete. Các hợp chất này thường tập trung ở phần có nhiệt độ sôi trung bình và cao của dầu thô. Các axit naphtenic chủ yếu là loại vòng 5 hay 6 cạnh. Người ta cũng tìm thấy các axit hữu cơ mạch thẳng với số nguyên tử cacbon từ 20, 21 trở lên. Hàm lượng các axit naphtenic chiếm khoảng 0,01 đến 0,04%, đôi khi lên đến 1,7%, còn hàm lượng của phenol rất ít, chỉ khoảng 0,001 đến 0,05%. Các phenol thường gặp là: OH OH OH OH Phenol crezol β-naphtol I.1.2.4. Các hợp chất cao phân tử Đó là nhóm các chất nhựa, asphan, cacben và cacboit. Các hợp chất này thường gặp ở phần có nhiệt độ sôi cao của dầu. Về cấu trúc, nhựa và asphan đều là hệ vòng thơm ngưng tụ cao, nhưng trọng lượng phân tử của nhựa nhỏ hơn asphan và độ ngưng tụ thấp hơn. Các hợp chất này trong dầu mỏ quyết định đến việc chọn lựa các phương pháp chế biến, hiệu suất và chất lượng sản phẩm. I.1.2.5. Các kim loại nặng Các kim loại có trong dầu dưới dạng các phức chất cơ kim và chỉ có số lượng nhỏ, phổ biến là các hợp chất của niken, vanadi, ngoài ra còn có các kim loại khác như sắt, chì, đồng… với số lượng ít hơn. Các kim loại chứa trong dầu là thành phần có hại, chúng gây ngộ độc xúc tác trong chế biến, gây ăn mòn kim loại, làm giảm độ chịu nhiệt của thiết bị khi chúng có mặt trong nhiên liệu đốt lò. I.1.2.6. Nước lẫn trong dầu mỏ Sau khi tách sơ bộ, phần còn lại chủ yếu là dạng nhũ tương rất khó tách. Có hai nguyên nhân dẫn đến sự có mặt của nước trong dầu, đó là: nước có từ khi hình thành nên dầu khí do sự lún chìm của các vật liệu hữu cơ dưới đáy biển; nước từ khí quyển ngấm vào các mỏ dầu. Trong nước chứa một lượng rất lớn các muối khoáng khác nhau. Trong đó các anion và cation thường gặp là: Na+, Ca 2+, Mg 2+, Fe 2+, K +, Cl-, HCO3-, SO42-, SO32, Br-…ngoài ra còn một số oxit không phân ly và ở dạng keo như: Al2O3, Fe2O3, SiO2. Chú ý là trong thành phần của nước khoan chứa các ion brom, Iốt và Bo nên sử dụng nước khoan như một nguồn sản xuất Iốt. Đáng chú ý là trong nước khoan hoặc dầu có H2S thì khi có mặt cả H2S và các muối dễ bị thuỷ phân, thì thiết bị càng bị ăn mòn nhanh. Do đó vấn đề làm sạch nhũ tương “nước trong dầu” là một vấn đề rất quan trọng trước khi đưa dầu mỏ vào thiết bị công nghệ chế biến. I.2. Phân loại dầu mỏ Dầu thô muốn đưa vào các quá trình chế biến hoặc buôn bán trên thị trường, cần phải xác định xem chúng thuộc loại nào: dầu nặng hay dầu nhẹ, dầu chứa nhiều hydrocacbon parafinic, naphtenic hay aromatic, dầu có chứa nhiều lưu huỳnh hay không? Từ đó mới xác định được giá trị trên thị trường và hiệu quả thu được các sản phẩm khi chế biến. I.2.1. Phân loại dầu mỏ dựa vào bản chất hoá học Phân loại theo bản chất hoá học có nghĩa là dựa vào thành phần của các loại hydrocacbon có trong dầu. Theo cách phân loại này dầu mỏ nói chung sẽ mang đặc tính của loại hydrocacbon nào chiếm ưu thế trong đó nhất. Như vậy trong dầu mỏ có 3 loại hydrocacbon chính: parafin, naphten và hydrocacbon thơm, có nghĩa là sẽ có 3 loại dầu mỏ tương ứng là dầu mỏ parafinic, dầu mỏ naphtenic, dầu mỏ aromatic, nếu một trong từng loại trên lần lượt chiếm ưu thế về số lượng trong dầu mỏ. Phương pháp của viện dầu mỏ Pháp Phương pháp này đo tỷ trọng (d415) của phân đoạn 250-3000C của dầu thô trước và sau khi xử lý với axit sunfuarit, sau đó dựa vào khoảng tỷ trọng để phân loại dầu tương ứng: Họ dầu mỏ Tỷ trọng phân đoạn 250-3000 C, d415 Trước xử lý với H2SO4 Sau xử lý với H2SO4 Họ Parapinic Họ parafino-naphtenic Họ naphtenic Họ parafino- naphteno-aromatic Họ parafino- aromatic 0,825- 0,835 0,839 - 0,851 0,859 - 0,869 0,817 - 0,869 0,878 - 0,869 0,800 - 0,808 0,818 - 0,828 0,847 - 0,863 0,813- 0,841 0,844 - 0,866 Phương pháp của viện dầu mỏ Mỹ Chưng cất dầu sơ bộ, tách ra làm hai phân đoạn: phân đoạn 250 á275oC (1) và phân đoạn 275á415oC(2), sau đó đo tỷ trọng ở 15,6oC (60oF) của mỗi phân đoạn. So sánh chúng với các giá trị tỷ trong bảng để xếp loại dầu thô: Họ dầu mỏ Phân đoạn 1 Phân đoạn 2 Họ parafinic Họ parafino - trung gian Họ trung gian - parafinic Họ trung gian Họ trung gian-naphtenic Họ naphteno-trung gian Họ naphtenic Ê 0,8251 Ê 0,8251 0,8256 á 0,8597 0,8256 á 0,8597 0,8265 á 0,8597 ³ 0,8602 ³ 0,8602 Ê 0,8762 Ê 0,8767 á 0,334 < 0,8762 < 0,8767 á 0,9334 ³ 0,9340 0,8767 á 0,9334 ³ 0,9304 Phân loại theo Nelson, Watson và Murphy Theo các tác giả này, dầu mỏ được đặc trưng bởi hê số K, là một hằng số vật lý quan trọng, đặc trưng cho bản chất hoá học của dầu mỏ, được tính theo công thức: K = Trong đó: T- Nhiệt độ sôi trung bình của dầu thô, tính bằng Reomuya (oR), 1oR=1,25 oC d- Tỷ trọng dầu thô, xác định ở 15,5oC (60oF) 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 = 12,10 á 11,5 Dầu mỏ họ naphtenic: K = 11,45 á 10,5 Dầu mỏ họ aromatic: K = 10 I.2.2. Phân loại dầu mỏ theo bản chất vật lý Cách phân chia này dựa theo tỷ trọng. Biết tỷ trọng, có thể chia dầu thô theo 3 cấp : Dầu nhẹ: d415 < 0,830 Dầu trung bình: d = 0,830 á 0,884 Dầu nặng: d > 0,884 Hoặc có thể phân chia dầu theo 5 cấp: 1. Dầu rất nhẹ: d415 < 0,830 2. Dầu nhẹ vừa: d = 0,830 á 0,850 3. Dầu hơi nặng: d = 0,850 á 0,865 4. Dầu nặng: d = 0,865 á 0,905 5. Dầu rất nặng: d > 0,905 Ngoài ra trên thị trường dầu thế giới còn sử dụng oAPI thay cho tỷ trọng và oAPI được tính như sau: oAPI = Dầu thô thường có oAPI từ 40 (d = 0,825) đến 10 (d =1). I.3. Các đặc tính vật lý quan trọng của dầu thô I.3.1. Tỷ trọng Khối lượng riêng của dầu là khối lượng của 1 lít dầu tính bằng kilôgam. Tỷ trọng của dầu là khối lượng của dầu so với khối lượng của nước ở cùng một thể tích và ở nhiệt độ xác định. Do vậy tỷ trọng sẽ có giá trị đúng bằng khối lượng riêng khi coi khối lượng riêng của nước ở 4oC bằng 1. Trong thực tế, tồn tại các hệ thống đo tỷ trọng sau : d420, d415, d15,615,6, (hay theo đơn vị Anh Mỹ là Spgr 60/600F ); độ API (API=141,5/s.g 600F/600F)- 131,5), trong đó chỉ số bên trên là nhiệt độ của dầu trong lúc thử nghiệm còn chỉ số bên dưới là nhiệt độ của nước khi thử nghiệm. Tỷ trọng của dầu dao động trong khoảng rộng, tuỳ thuộc vào loại dầu và có trị số từ 0,8 đến 0,99. Tỷ trọng của dầu rất quan trọng khi đánh giá chất lượng dầu thô. Vì tỷ trọng có liên quan đến bản chất hoá học cũng như đặc tính phân bố các phân đoạn trong dầu thô. Dầu thô càng nhẹ có tỷ trọng thấp càng mang đặc tính dầu parafinic, đồng thời tỷ lệ các phân đoạn nặng sẽ ít. Ngược lại, dầu càng nặng tỷ trọng cao càng mang đặc tính dầu aromatic hoặc naphtenic, các phân đoạn nặng sẽ chiếm tỷ lệ cao. Tỷ trọng hydrocacbon parafinic bao giờ cũng thấp hơn so với naphtenic và aromatic khi chúng có cùng một số nguyên tử cacbon trong phân tử. Mặt khác, những phần không phải là hydrocacbon như các chất nhựa, asphaten, các hợp chất chứa lưu huỳnh, chứa Nitơ, chứa kim loại lại thường tập trung trong các phần nặng, các nhiệt độ sôi cao vì vậy dầu thô có tỷ trọng cao, chất lượng càng giảm. I.3.2. Độ nhớt của dầu và sản phẩm dầu Độ nhớt đặc trưng cho tính lưu biến của dầu cũng như ma sát nội tại của dầu. Do vậy, độ nhớt cho phép đánh giá khả năng bơm vận chuyển và chế biến dầu. Quan trọng hơn, độ nhớt của sản phẩm đánh giá khả năng bôi trơn, tạo mù sương nhiên liệu khi phun vào động cơ, lò đốt. Độ nhớt phụ thuộc vào nhiệt độ, khi nhiệt độ tăng, độ nhớt giảm. Có 2 loại độ nhớt : Độ nhớt động học (St hay cSt). Độ nhớt quy ước (độ nhớt biểu kiến) còn gọi là độ nhớt Engler (0E). I.3.3. Thành phần phân đoạn Vì dầu mỏ là thành phần hỗn hợp của nhiều hydrocacbon, có nhiệt độ sôi khác nhau, nên dầu mỏ không có một nhiệt độ sôi cố định đặc trưng như mọi đơn chất khác. Nhiệt độ nào cũng có những hợp chất có nhiệt độ sôi tương ứng thoát ra, và sự khác nhau của từng loại dầu thô chính là sự khác nhau về lượng chất thoát ra ở các nhiệt độ tương ứng khi chưng cất. Vì thế, để đặc trưng cho từng loại dầu thô, thường đánh giá bằng đường cong chưng cất, nghĩa là các đường cong biểu diễn sự phân bố lượng các sản phẩm chưng cất theo nhiệt độ sôi. Những điều kiện chưng cất khác nhau sẽ cho các đường cong chưng cất khác nhau. Đường cong chưng cất là đường cong biểu diễn tương quan giữa thành phần cất và nhiệt độ sôi. Để đặc trưng cho từng loại dầu thô thường xác định bằng 2 đường cong chưng cất sau : I.3.3.1. Đường cong chưng cất Engler Hay còn gọi là đường cong chưng cất đơn giản, hay là đường cong chưng cất Engler. Các đặc tính bốc hơi của dầu mỏ được xác định bằng cách chưng đơn giản trong thiết bị chưng kiểu Engler (chưng cất dầu trong một bình cầu đơn giản, không có tinh luyện và hồi lưu) ở đó sự phân chia rất yếu thường tương ứng từ 12 đĩa lý thuyết. Đường cong thu được qua quan hệ % thể tích chưng cất được và nhiệt độ chưng cất. Đường cong này cho biết sơ bộ và nhanh sự phân bố các hợp chất có nhiệt độ sôi khác nhau trong dầu thô. Đường cong Engler của hỗn hợp 3 cấu tử Đường cong Engler của hỗn hợp phức tạp 100%Vchưng cất Hình 1 : Đường cong chưng cất Engler I.3.3.2. Đường cong điểm sôi thực Đường cong này còn gọi là đường cong chưng cất có tinh luyện. Đường cong chưng cất nhận được khi chưng cất mẫu thô trong thiết bị chưng cất có trang bị phần tinh luyện và hồi lưu, có khả năng phân chia tương ứng với số đĩa lý thuyết trên 10 với tỷ số hồi lưu sản phẩm khoảng 5. Về lý thuyết trong chưng cất điểm sôi thực đã sử dụng hệ chưng cất có khả năng phân chia rất triệt để nhằm làm các cấu tử có mặt trong hỗn hợp sẽ được phân chia riêng biệt ở chính nhiệt độ sôi của từng cấu tử và với số lượng đúng bằng số lượng có trong hỗn hợp. Đường cong này phản ánh chính xác hơn sự phân bố từng hợp chất theo nhiệt độ sôi thực của nó trong dầu thô. 2 1 t tA tB %Vchưng cất 30 100 Hình 2. Đường cong điểm sôi thực của hỗn hợp 2 cấu tử A và B 1. Đường cong điểm sôi thực lý thuyết ; 2. Đường cong điểm sôi thực thực tế Trên hình (2) trình bày đường cong diểm sôi thực của hỗn hợp hai cấu tử với thành phần 30% cấu tử A và 70% cấu tử B. Cấu tử A sôi ở nhiệt độ tA và cấu tử B sôi ở nhiệt độ tB dưới áp suất chung của hệ khi chưng cất. Đường biểu diễn bậc thang chính là đường cong điểm sôi thực lý thuyết, có nghĩa là sự phân chia thành 2 cấu tử. ở đây đã thực hiện một cách hoàn hảo. Còn đường cong đứt khúc chính là đường cong điểm sôi thực trong thực tế. Vì sự phân chia thành hai cấu tử đã xảy ra không thể nào hoàn toàn cả. Vì thông thường chỉ sử dụng dụng cụ chưng cất với số đĩa lý thuyết từ 10-20 đĩa. Đây là đường cong rất quan trọng được sử dụng để đặc tính cho từng loại dầu thô. Trên thực tế, không có loại dầu thô nào có đường cong chưng cất điểm sôi thực giống nhau hoàn toàn cả. Nói chung dầu thô có thể chia thành nhiều phân đoạn nhưng thường phân chia 3 phân đoạn chính như sau: phân đoạn nhẹ, phân đoạn trung bình và phân đoạn nặng. Phân đoạn nhẹ: là phân đoạn bao gồm các hợp chất có khoảng sôi nằm trong nhiệt độ thường đến 2000C, còn gọi là phân đoạn xăng thô hay naphta. Phân đoạn này bao gồm những hydrocacbon chứa từ 5 đến 10 nguyên tử cacbon. ở phân đoạn này không có những hydrocacbon có cấu trúc bị lai hoá, mà chỉ có các hydrocacbon thuần chủng mang đặc tính paraphinic, naphtenic hoặc aromatic một cách rõ rệt. Phân đoạn này được sử dụng chủ yếu để chế tạo xăng cho động cơ, chế tạo các dung môi nhẹ, cũng như làm nguyên liệu hoá dầu, để sản xuất nguyên liệu cho công nghiệp tổng hợp hoá dầu nhờ vào các quá trình nhiệt phân, reforming, đồng phân hoá, oxy hoá bộ phận. Phân đoạn trung bình: là phân đoạn có nhiệt độ sôi từ 200á3500C ở đoạn này có chứa các hợp chất hydrocacbon từ 10-20 nguyên tử cacbon, với cấu trúc không còn thuần chủng, bị lai hoá bộ phận. Phân đoạn này được sử dụng để chế tạo dầu hoả, nhiên liệu phản lực, nhiên liệu diezel, cũng như làm nguyên liệu để sản xuất nhờ vào quá trình biến đổi hoá học (cracking). Phân đoạn nặng: có nhiệt độ sôi trên 3500C là phân đoạn bao gồm các hợp chất hydrocacbon có từ 20-50 nguyên tử các bon với cấu trúc bị lai hoá rất phức tạp, được sử dụng để chế tạo các loại nhiên liệu nặng như dầu FO (Fuel Oil), chế tạo nhớt (dầu nhờn) cho máy móc cơ khí và động cơ, chế tạo nhựa đường (bitum) hoặc làm nguyên liệu cho quá trình cracking hoặc hydrocracking. I.4. Đánh giá dầu thô Để xác định giá trị của dầu thô, đồng thời định hướng cho các quá trình sử dụng, chế biến tính toán công suất thiết bị cho nhà máy lọc dầu, việc đánh giá dầu thô rất quan trọng. Trên thế giới có rất nhiều loại dầu thô và mỗi loại dầu đều có thành phần khác nhau. Tuy nhiên thành phần chủ yếu có trong dầu thô là hydrocacbon. Bên cạnh đó trong dầu mỏ còn nhiều hợp chất đi kèm, đó là những hợp chất không thuộc loại hydrocacbon. I.4.1 Hydrocacbon Đây là thành phần quan trọng nhất của dầu thô, trong dầu chúng chiếm từ 60 đến 90% trọng lượng. Dầu chứa càng nhiều hydrocacbon thì càng có giá trị kinh tế cao. Phổ biến nhất trong dầu thô là hydrocacbon thuộc 3 họ sau: hydrocacbon naphtennic, aromatic và parafinic. Những hydrocabon này ở dạng thuần chủng mang tính chất đặc thù rõ rệt của từng họ hydrocacbon nhưng cũng có thể bị lai hóa của các họ nói trên, không còn mang tính chất đặc thù rõ rệt của từng hydrocacbon. Dầu chứa naphten, aromat sẽ cho phép sản xuất xăng có trị số octan cao. Dầu chứa nhiều n-parafin là nguồn tạo ra nhiên liệu diezen có chất lượng tốt, nhưng nếu hàm lượng parafin rắn cao quá sẽ làm tăng điểm đông đặc của dầu, gây khó khăn cho quá trình vận chuyển, bốc rót, phải áp dụng các biện pháp hạ điểm đông, gây tốn kém. * Mỏ dầu Bạch Hổ Việt Nam, dầu mỏ Minas Indonexia là những loại dầu chứa nhiều parafin, đặc biệt chứa nhiều parafin rắn rất điển hình trên thế giới, hàm lượng lên đến 30%, vì vậy ngay ở nhiệt độ thường dầu thô vẫn không chảy lỏng. Tuy vậy, các parafin rắn được tách ra khỏi dầu thô lại là nguyên liệu được sử dụng trong sản xuất diêm, giấy, sáp, làm chất cách điện trong công nghệp điện tử. Khi oxi hóa có mặt xúc tác, từ các parafin này có thể nhận được axit béo hoặc rượu béo, khi cracking nhiệt có thể nhận được các olefin cao, tất cả các sản phẩm này đều là nguyên liệu tốt cho để sản xuất các chất hoạt động bề mặt có giá trị kinh tế cao. * Hydrocacnon naphtenic là thành phần rất quan trọng của nhiên liệu động cơ cũng như của dầu nhớt. Trong công nghiệp hóa học, những hydrocacbon naphtenic nằm trong phần nhẹ của dầu mỏ là nguyên liệu rất quí để từ đó bằng quá trình chế biến có xúc tác (refocming) có thể sản xuất các hydrocacbon thơm như benzen, toluen, xylen. Những cấu tử này có trong xăng sẽ làm cho xăng có khả năng chống kích nổ cao. Tuy vậy, benzen là yếu tố gây ung thư nên cần hạn chế hàm lượng trong xăng. Benzen, toluen, xylen còn là những nguyên liệu cơ sở rất quan trọng trong công nghiệp tổng hợp hóa học, để sản xuất chất dẻo và sợi hóa học. Do đó, loại dầu thô có chứa nhiều hydroccbon này có giá trị cao trên thị trường. Điển hình là dầu mỏ Bacu, đây là loại dầu chứa rất nhiều naphtenic. * Hydrocacbon aromatic là cấu tự nâng cao khả năng chống kích nổ của xăng động cơ. Một số loại dầu điển hình chứa nhiều hydrocacbon aromatic trên thế giới là dầu thô đảo Borneo, Sumatra và Java của Indonexia hoặc dầu Đại Hùng của Việt Nam. Những dầu thô này có thể có đến 30-40% hydrocacbon aromatic trong phân nhẹ. I.4.2 Tỷ trọng Như đã nói ở trên, dựa vào tỷ trọng người ta có thể sơ bộ đánh giá dầu mỏ thuộc loại nặng hay nhẹ, mức độ biến chất thấp hay cao. Và hiệu suất của các sản phẩm thu được của từng loại dầu thô khác nhau là khác nhau. Từ đó người ta tìm cách chế biến chúng cho hợp lý. Ví dụ: dầu thô càng nhẹ, hiệu suất và chất lượng của các sản phẩm trắng thu được khi chưng cất càng cao, dầu càng chứa ít lưu huỳnh, càng mang nhiều đặc tính parafinic hoặc dầu trung gian naphteno-parafinic. Dầu càng nặng thì chứa nhiều các chất dị nguyên tố, các chất nhựa và asphanten, không thuận lợi cho sản xuất các sản phẩm nguyên liệu và dầu nhờn, nhưng lại là nguyên liệu tốt để sản xuất bitum nhựa đường và cốc. I.4.3. Hệ số đặc trưng K Dầu mỏ được đặc trưng bởi một hệ số, hệ số này được dùng để phân loại dầu mỏ, tính toán thiết kế hay chọn điều kiện công nghệ chế biến thích hợp. Cũng như nhiệt độ sôi trung bình, hệ số K có quan hệ với các thông số vật lý quan trọng khác như tỷ trọng, trọng lượng phân tử, trị số octan và xetan của sản phẩm dầu. I.4.4. Hàm lượng các hợp chất chứa nguyên tố dị thể a/ Các hợp chất chứa lưu huỳnh Lưu huỳnh là tạp chất chủ yếu có trong dầu thô. Chúng tồn tại ở nhiều dạng: mecapan, sunfua, disunfua, H2S, S. Căn cứ vào hàm lượng lưu huỳnh mà người ta chia dầu mỏ ra làm 3 loại: Dầu mỏ ít lưu huỳnh S < 0,5%. Dầu mỏ có lưu huỳnh S = 0,51 á 2,0%. Dầu mỏ nhiều lưu huỳnh S >2%. Dầu mỏ chứa nhiều lưu huỳnh thì khi chế biến các sản phẩm nhiên liệu hay phi nhiên liệu thì hàm lượng của nó cũng nhiều lên tương ứng. Lưu huỳnh là chất gây nhiều tác hại: khi đốt cháy tạo SO2, SO3 rất độc và ăn mòn đường ống, thiết bị và gây bào mòn động cơ. Mặc khác, khi đưa sản phẩm dầu thô đi chế biến hóa học lưu huỳnh là nguyên nhân gây ngộ độc xúc tác, làm giảm hiệu suất và chất lượng sản phẩm. Vì vậy, tùy theo yêu cầu của các loại nhiên liệu và nguyên liệu cho quá trình chế biến xúc tác mà k._.hống chế sao cho hàm lượng S trong giới hạn cho phép. b/ Hàm lượng Nitơ trong dầu Các chất chứa nitơ trong dầu thường ít hơn so với lưu huỳnh, chúng thường có tính bazơ, nó là nguyên nhân gây nên mất hoạt tính xúc tác, gây cặn trong động cơ, đồng thời chúng phản ứng tạo nhựa làm tối màu sản phẩm trong thời kỳ bảo quản. Các chất nitơ cháy tạo ra khí NOx là những khí rất độc, gây ăn mòn mạnh. Do vậy khi hàm lượng của các hợp chất nitơ vượt quá giới hạn cho phép thì người ta cũng phải tiến hành loại bỏ chúng trước khi đưa dầu thô hay phân đoạn dầu thô vào quá trình chế biến. c/ Các chất nhựa và asphanten Nói chung nhựa và asphanten là những chất có hại thường có nhiều ở phần nặng. Sự có mặt của chúng trong nhiên liệu sẽ làm cho sản phẩm bị sẫm màu, khi cháy không hết sẽ tạo cặn tạo tàn, làm tắc vòi phun trong động cơ. Trong quá trình chế biến chúng dễ gây ngộ độc xúc tác. Nhựa thường là những chất dễ bị oxi hóa, sẽ làm giảm tính ổn định của các sản phẩm dầu mỏ. Tuy nhiên, dầu mỏ chứa nhiều nhựa và asphanten thì cặn gudron của nó là nguyên liệu tốt để sản xuất bitum và sản xuất cốc. I.4.5. Độ nhớt Độ nhớt đặc trưng cho tính lưu biến của dầu cũng như ma sát nội tại của dầu. Do vậy độ nhớt cho phép đánh giá khả năng bơm, vận chuyển và chế biến dầu. Quan trọng hơn, độ nhớt của sản phẩm đánh giá khả năng bôi trơn, tạo sương mù nhiên liệu khi phun vào động cơ, lò đốt. Độ nhớt thường được đo bằng dụng cụ chuẩn riêng, có hai loại phổ biến là độ nhớt biểu kiến (Engler) và độ nhớt động học (cSt). I.4.6 Nhiệt độ đông đặc Nhiệt độ đông đặc phản ánh tính linh động của dầu ở nhiệt độ thấp. Có hai nguyên nhân dẫn đến tăng điểm đông đặc: dầu có độ nhớt lớn và dầu có nhiều parafin rắn. Nếu nhiệt độ đông đặc của dầu cao thì sẽ rất khó khăn trong quá trình vận chuyển, bơm. Phải tiến hành các biện pháp giảm nhiệt độ đông đặc, gây tốn kém, làm ảnh hưởng tới giá thành của dầu thô. I.4.7 Nhiệt độ chớp cháy Nhiệt độ chớp cháy phản ánh hàm lượng hydrocarbon nhẹ có trong dầu thô và cho biết tính nguy hiểm đối với hiện tượng cháy nổ khi bảo quản, vận chuyển. Nhiệt độ càng thấp, càng gần với nhiệt độ của môi trường thì càng phải thận trọng khi bảo quản, vận chuyển, bơm. Phải có biện pháp đề phòng để giảm tối đa hiện tượng cháy nổ. I.4.8 Hàm lượng cốc conradson Độ cốc hóa conradson là đại lượng đặc trưng cho khả năng tạo cốc của phần cặn dầu mỏ. Đại lượng này càng cao thì hiệu suất cốc thu được càng cao, cũng có nghĩa là hàm lượng nhựa và asphanten trong dầu mỏ sẽ cao. Dầu mỏ loại này là nguyên liệu tốt để sản xuất bitum nhựa đường. I.4.9. Kim loại nặng trong dầu Trong dầu mỏ thường có nhiều kim loại ở mức vi lượng như V, Ni, Na, Co, Mg, Mn…trong đó chủ yếu là hai nguyên tố V, Ni. Hàm lượng các kim loại trong dầu phản ánh mức độ ảnh hưởng của chúng khi sử dụng các phân đoạn làm nhiên liệu hay nhiên liệu cho các quá trình chế biến xúc tác. Do vậy, cần sử lý để hàm lượng các kim loại này đạt giới hạn cho phép. Hàm lượng các kim loại nặng như V, Ni trong dầu thô được xác định bằng phương pháp phổ hấp phụ nguyên tử, dựa vào bước sóng hấp phụ của các nguyên tố đó trong phổ suy ra được nồng độ của chúng, sau đó tính toán theo công thức: = M : hàm lượng của V hoặc Ni, (ppm) C : là nồng độ của V, Ni (àg/l) V : là thể tích của dung dịch pha loãng G : là trọng lượng mẫu I.4.10 Tiềm lượng các phân đoạn có nhiệt độ sôi khác nhau Dựa vào tiềm lượng các phân đoạn có nhiệt độ sôi khác nhau ta có thể đánh giá được khả năng sản xuất của sản phẩm nhiên liệu và phi nhiên liệu từ dầu thô. Nếu tiềm lượng phân đoạn đến 200oC cao có nghĩa là phần nhẹ trong dầu thô nhiều, thì loại dầu đó cho phép sản xuất xăng có hiệu suất cao. Tiềm lượng phân đoạn đến 300oC cao cho phép đánh giá hiệu suất các sản phẩm trắng cao. Phần có nhiệt độ sôi từ 350 đến 500oC hoặc cao hơn cho phép đánh giá hiệu suất và chất lượng dầu nhờn thu được bằng phương pháp chưng hoặc chế biến. I.5. Lựa chọn nguyên liệu Nguyên liệu được lựa chọn ở đây là dầu thô Việt Nam thuộc mỏ Bạch Hổ. Đây là loại dầu thuộc nhẹ vừa phải, dầu này có tỷ trọng 0,8391. Trong khi đó có những loại dầu nhẹ hơn như dầu Angiêri d=0,83 và có những loại dầu nặng hơn như dầu Vênêxuêla d=0,948. Đặc tính này quyết định đến tổng hiệu suất sản phẩm trắng (xăng, keroxen, điêzen) trong dầu thô cao hay thấp. Đây cũng là loại dầu sạch chứa ít lưu huỳnh, kim loại và các hợp chất của Nitơ. Lưu huỳnh trong dầu có từ 0,04 á 0,14% trọng lượng, Niken là 1,05 ppm, Vanadi <1ppm, Nitơ 0,032% trọng lượng. Dầu thô Bạch Hổ chứa nhiều parafinic, đặc biệt chứa nhiều hydrocacbon n-parafinic C10áC40, thành phần này chứa 25 á 27% trọng lượng. Sự có mặt của parafin này với hàm lượng cao sẽ làm cho dầu mất hoạt tính linh động ở nhiệt độ thấp và ngay cả nhiệt độ thường. Chẳng hạn khi chưng cất dầu thô từ mỏ Bạch Hổ và Đại Hùng cho thấy tiềm lượng các phân đoạn như sau: Hiệu suất các sản phẩm chưng cất trực tiếp từ dầu thô Việt Nam Các phân đoạn Hiệu suất, %V từ dầu thô Bạch Hổ Đại Hùng Naphta Kerosen DO Cặn 17.81 13.91 19.51 48.27 22.65 14.70 27.15 39.45 Đây nguồn nguyên liệu được lựa chọn để thiết kế dây chuyền công nghệ sản xuất trong đồ án này. Đặc tính chi tiết của dầu thô Bạch Hổ Các đặc tính Dầu thô Bạch Hổ Các đặc tính Dầu thô Bạch Hổ Dầu thô Tỷ trọng,oAPI và d15.615.6 Lưu huỳnh,%kl Điểm đông đặc,oC Độ nhớt ở 40oC, cst Độ nhớt ở 50oC, cst Độ nhớt ở 60oC, cst Cặn cacbon, %kl Asphanten, %kl V/Ni, ppm Nitơ, %kl Muối NaCl, mg/l Độ axit, mgKOH/g 38.6á0.8319 0.03á0.05 33 9.72 6.58 4.73 0.65á1.08 0.05 2/2 0.067 22 0.05 Naphta nhẹ (40á95oC) Hiệu suất trên dầu thô,%tt Tỷ trọng ở 15oC, kg/l Lưu huỳnh, %kl Parafin, %kl Naphten, %kl Hydrocacbon thơm, %kl n-Parafin, %kl 2.3 0.6825 0.001 75.2 18.4 6.4 42.0 Naphta nặng (95á175oC) Hiệu suất trên dầu thô,%tt Tỷ trọng ở 15oC, kg/l Lưu huỳnh, %kl Parafin, %kl Naphten, %kl Hydrocacbon thơm, %kl n-Parafin, %kl 12.3 0.7505 0.001 59.0 31.2 9.8 33.7 Kerosen (149á232) Hiệu suất trên dầu thô,%tt Tỷ trọng ở 15oC, kg/l Lưu huỳnh, %kl Độ axit, mgKOH/g Chiều cao ngọn lửa không khói, mm Hydrocacbon thơm, %kl Điểm đông, oC 14.35 0.7785 0.001 0.041 35 13.0 -49 Gasoil (232á342oC) Hiệu suất trên dầu thô,%tt Tỷ trọng ở 15oC, kg/l Lưu huỳnh, %kl Độ nhớt ở 50oC, cst Độ nhớt ở 60oC, cst 23.05 0.818 0.016 2.67 1.30 Điểm đục, oC Điểm đông, oC Độ axit, mgKOH/g Điểm anilin, oC Chỉ số Xêtan -3 -3 0.01 65.8 47.6 I.6. Xử lý dầu thô trước khi chưng cất Dầu thô mới khai thác ngoài các hydrocacbon là các phần chính còn có chứa nhiều tạp chất như đất đá, nước, muối khoáng. Các chất này lẫn vào dầu và chủ yếu nằm ở dạng nhũ tương nên khó tách ở điều kiện bình thường. 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, giảm công suất chế biến.Vì thế, trước khi đưa vào chế biến, dầu thô cần phải cho qua các bước xử lý khác nhau. I.6.1. ổn định dầu nguyên khai (dầu thô) Dầu mới khai thác có chứa các khí hoà tan như khí đồng hành và các khí phi hydrocacbon. Đặc biệt với dầu nặng chỉ sử dụng 1 tháp thì lượng khí hoà tan phải được tách tối đa. Hầu hết chúng đều dễ tách ra khi giảm áp suất trong lúc phun ra khỏi giếng dầu. Tuy nhiên, thì ta không thể tách triệt để được, vì vậy cần phải tách tiếp chúng khi đưa 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 hoá dầu, vì các khí hydrocacbon nhẹ (C1-C4) là nguyên liệu cho quá trình sản xuất hydrocacbon nhẹ. Quá trình ổn định dầu thực chất là chưng cất tách bớt phần nhẹ dễ bay hơi trong dầu ngay từ lúc vừa thoát ra khỏi giếng khoan (tức là xử lý ngay ở nơi khai thác). Tuy nhiên, để tránh bay hơi cả phần xăng thì chúng ta nên tiến hành chưng cất ở áp suất cao, khi đó chỉ có các cấu tử nhẹ C4 bay hơi còn các phần tử C5 trở lên vẫn còn lại trong dầu. I.6.2. Tách các tạp chất cơ học, nước và muối I.6.2.1. Tách bằng các phương pháp cơ học I.6.2.1.1. Phương pháp lắng Bản chất của phương pháp lắng là dựa vào sự khác nhau về tỷ trọng của dầu và các tạp chất như đất đá, nước và muối. Nếu dầu có các tạp chất này, khi để lắng lâu ngày, các tạp chất sẽ tách ra và lắng xuống tạo thành hai lớp rõ rệt và có thể tách ra dễ dàng. Để tăng tốc độ lắng, người ta thường dùng biện pháp gia nhiệt để giảm độ nhớt. Nhiệt độ thường duy trì trong khoảng từ 50 đến 60oC để tránh mất mát dầu do bay hơi. Nếu duy trì quá trình ở áp suất cao, người ta có thể nâng cao nhiệt độ để tăng tốc độ lắng mà không sợ mất mát vì áp suất lúc này thấp hơn so với trường hợp dùng áp suất thấp. ở các nhà máy chế biến dầu tách nước thường gia nhiệt để lắng, khống chế nhiệt độ 120 á 1600C và p = 8 á 15at để cho nước không bay hơi. Quá trình lắng thường xảy ra trong thời gian 2 á 3 giờ. I.6.2.1.2. Phương pháp ly tâm. Phương pháp ly tâm – tách nước và các tạp chất ra khỏi dầu nhờ tác dụng của lực ly tâm để tiến hành tách riêng các chất lỏng có tỷ trọng khác nhau. Lực ly tâm càng lớn, càng có khả năng phân chia cao các hạt có tỷ trọng khác nhau khởi dầu. Lực ly tâm tỷ lệ nghịch với số vòng quay ly tâm của roto, nên số vòng quay càng lớn, hiệu quả tách càng cao. Trong công nghiệp thường dùng máy ly tâm với số vòng quay từ 3500 đến 50000 vòng/phút. Nhưng nếu số vòng quay càng lớn thì việc chế tạo thiết bị gặp khó khăn và không thể chế tạo thiết bị với công suất lớn. Do vậy, lĩnh vực áp dụng của phương pháp này cũng bị hạn chế. I.6.2.1.3. Phương pháp lọc Tách nước ra khỏi dầu nhờ phương pháp lọc, sử dụng khi mà hỗn hợp nhũ tương dầu nước bị phá vỡ, nhưng nước vẫn ở dạng lơ lửng trong dầu mà chưa lắng xuống dưới đáy. Phương pháp này dựa trên nguyên tắc là cho thêm vào dầu một chất dễ thấm nước, dễ giữ nước và tách chúng ra. Các chất này thuộc loại các “chất trợ lọc”, trong thực tế người ta hay dùng bông thuỷ tinh để lọc nước khỏi dầu. Phương pháp lọc có hiệu quả rất cao, và có thể tách đồng thời cả muối và nước, nhưng gặp phải 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 và phức tạp. I.6.2.2. Các phương pháp khác I.6.2.2.1. Tách nhũ tương nước trong dầu bằng phương pháp hoá học Trước đây, thường dùng các phương pháp tách nước đơn giản không tách triệt để và không dùng các chất hóa học có bề mặt hoạt tính làm chất phá nhũ tương. Các phương pháp đó thường đưa đến hiệu quả kinh tế không cao. Vì vậy, hiện nay người ta nghiên cứu và phân tích thấy rằng phương pháp nhiệt hoá học là phương pháp đơn giản, có độ mềm dẻo lớn và thường dùng phổ biến. Bản chất của phương pháp hoá học là cho thêm một chất hoạt động bề mặt để phá nhũ tương (còn gọi là chất khử nhũ). Khi các điều kiện thao tác như nhiệt độ, áp suất, rung động…được chọn ở chế độ thích hợp thì hiệu quả của phương pháp cũng rất cao. Song 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. I.6.2.2.2. Phương pháp dùng điện trường Dùng điện trường để phá nhũ, tách muối khỏi dầu là một phương pháp hiện đại, công suất lớn, quy mô công nghiệp và dễ tự động hoá nên các nhà máy chế biến dầu có công suất lớn đều áp dụng phương pháp này. Vì bản thân các tạp chất là các hạt dễ nhiễm điện tích nếu ta dùng lực điện trường mạnh sẽ làm thay đổi điện tích, tạo điều kiện cho các hạt đông tụ hay phát triển làm cho kích thước lớn lên do vậy chúng dễ tách ra khỏi dầu. Sơ đồ khử muối và nước bằng điện trường Trong thực tế người ta pha thêm nước vào dầu một lượng từ 3 á 8% so với dầu thô và 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 á l500C muối trong dầu thô được chuyển vào nhũ tương. Khi dẫn vào khoảng cách giữa hai điện cực có hiệu điện thế từ 20.000V trở lên, chúng tích điện va vào nhau tăng dần kích thước cuối cùng tách thành lớp nước nằm ở dưới dầu. Để ngăn ngừa sự bay hơi dầu do tiếp xúc ở nhiệt độ cao, áp suất ở trong thiết bị tách muối được giữ ở áp suất 9 á 12 kG/cm2, bộ phận an toàn được bố trí ngay trong thiết bị. Khi tách một bậc người ta có thể tách 90 á 95% muối, còn tách 2 bậc hiệu suất tách muối lên lới 99%. CHƯƠNG II : sản phẩm của quá trình chưng cất Khi tiến hành chưng cất sơ bộ dầu mỏ chúng ta nhận được nhiều phân đoạn và sản phẩm dầu mỏ. Chúng được phân biệt với nhau bởi giới hạn nhiệt độ sôi hay nhiệt độ chưng bởi thành phần hydrocacbon, độ nhớt, nhiệt độ chớp cháy, nhiệt độ động đặc và nhiều tính chất khác có liên quan đến việc sử dụng. II.1. Khí hydrocacbon Khí hydrocacbon chủ yếu là C3 á C4 tuỳ thuộc vào công nghệ chưng cất phân đoạn C3 á C4 nhận được là ở thể khí. Phân đoạn này thường được dùng làm nguyên liệu cho quá trình chia khí để nhận các khí riêng biệt cho công nghệ chế biến tiếp theo thành những hoá chất cơ bản hay được dùng làm nhiên liệu dân dụng. Một lượng lớn được nén hoá lỏng thành LPG, là sản phẩm năng lượng dùng phổ biến phục vụ công nghiệp và đời sống. Nhiệt lượng toả ra khi đốt cháy LPG là rất lớn (khoảng từ 10.900 - 11.200 kcal/kg). Với nhiệt lượng đó có thể sử dụng cho các lò công nghiệp làm nhiên liệu chạy tuabin hơi nước để sản xuất điện năng. Làm nhiên liệu cho động cơ đốt trong thay xăng. II.2. Phân đoạn Xăng Phân đoạn này có nhiệt độ sôi đầu từ 30-350C tới nhiệt độ là 1800C hoặc tới 2050C để nhận thêm xăng. Phân đoạn xăng có thể được tinh cất tiếp để nhận các phân đoạn hẹp hơn: 30-600C, 60-850C, 85-1000C, 105-1400C hay phân đoạn rộng 85-1400C dùng làm nguyên liệu cho quá trình izome hoá, reforming xúc tác với mục đích nhận xăng hay nhận các hydrocacbon thơm: benzen, toluen, xyle(BTX) hoặc làm nguyên liệu cho quá trình cracking nhằm sản xuất các olefin thấp như etylen, propylen, butylen, butadien. Ngoài ra phân đoạn xăng còn dùng làm dung môi cho công nghiệp trích ly tinh dầu, pha chế mỹ phẩm. II.3. Phân đoạn Kerosen Phân đoạn này còn gọi là phân đoạn dầu lửa, có nhiệt độ sôi trong khoảng 120-2400C, gồm các hydrocacbon từ C11-C15,C16 vì được dùng chủ yếu làm 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 bằng hydro. Phân đoạn 150-2800C, 150- 3150C từ các loại dầu ít S để làm dầu hoả dân dụng, còn phân đoạn từ 140-2000C thường dùng làm dung môi cho công nghiệp sơn. II.4. Phân đoạn diezel Phân đoạn này có nhiệt độ sôi từ 240-3600C (380oC) được dùng làm nhiên liệu diezel. Khi nhận nhiên liệu từ dầu mỏ có nhiều lưu huỳnh, người ta phải khử các hợp chất lưu huỳnh bằng hydro hoá làm sạch. Phân đoạn 200-3200C (340oC) từ dầu mỏ chứa nhiều hydrocacbon parafin còn phải tiến hành tách bớt n-parafin, n-parafin tách được sẽ dùng để sản xuất parafin lỏng. II.5. Phân đoạn Mazut Phân đoạn cặn mazut là phần cặn chưng cất khí quyển, được dùng làm nhiên liệu đốt trong các lò công nghiệp hay sử dụng làm nguyên liệu cho quá trình chưng cất chân không để nhận các cấu tử dầu nhờn hay nhận nguyên liệu cho quá trình cracking nhiệt, cracking xúc tác và hydrocracking. II.6. Phân đoạn dầu nhờn Phân đoạn này có nhiệt độ từ 350 á 5000C, 350 á 5400C (580oC) 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 hơn từ 320 á 4000C, 300 á 4200C, 400 á 4500C được dùng làm nguyên liệu cho sản xuất dầu nhờn bôi trơn. II.7. Phân đoạn gudron Là sản phẩm cặn của quá trình chưng cất chân không được dùng làm nguyên liệu cho quá trình cốc hoá để sản xuất cốc hoặc dùng để chế tạo bitum các loại khác nhau hoặc để chế tạo thêm phần dầu nhờn nặng. Trong các phân đoạn trên thì phân đoạn xăng, kerosen, diezen là những phân đoạn quan trọng, chúng được gọi là các sản phẩm trắng, vì chúng chưa bị nhuốm 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 III: cơ sở lý thuyết của quá trình III.1. ý nghĩa của quá trình chưng cất. Trong công nghiệp chế biến dầu, dầu thô sau khi đã qua xử lý như: tách nước, muối và tạp chất cơ học được đưa vào chưng cất, các quá trình chưng cất dầu ở áp suất khí quyển AD (Atmospheric Distillation) và chưng cất chân không VD (Vacuum Distillation) thuộc về nhóm các quá trình chế biến vật lý. Chưng cất ở áp suất thường sử dụng nguyên liệu là dầu thô hay còn gọi là quá trình CDU (Crude oil Distillation Unit), còn chưng cất ở áp suất chân không thì nguyên liệu là cặn của quá trình chưng cất khí quyển (gọi là cặn thô hay mazut). Tùy theo bản chất của nguyên liệu và mục đích của quá trình chúng ta áp dụng chưng cất AD, VD hay kết hợp cả hai AD và VD (V-A-D). Các nhà máy hiện đại ngày nay luôn dùng loại hình công nghệ A-V-D. Khi áp dụng loại hình công nghệ AD chúng ta chỉ chưng cất dầu thô để nhận các phân đoạn: xăng (naphata nhẹ, naphta nặng), phân đoạn kerosen, phân đoạn diezen và phần cặn còn lại sau khi chưng cất. Như vậy, tuỳ thuộc vào thành phần dầu mỏ, nguyên liệu và mục đích chế biến mà người ta áp dụng các loại hình công nghệ chưng cất khác nhau. III.2. Cơ sở lý thuyết của quá trình chưng cất dầu thô 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. Tuỳ theo biện pháp tiến hành chưng cất mà người ta phân chia quá trình chưng cất thành chưng đơn giản, chưng phức tạp, chưng nhờ cấu tử bay hơi hay chưng cất trong chân không. III.2.1. 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. III.2.1.1. Chưng bay hơi dần dần 1 4 3 2 Sơ đồ chưng cất bay hơi dần dần gồm thiết bị đốt nóng liên 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, cuối cùng thu sản phẩm lỏng trong bể chứa 4. Phương pháp chưng cất như vậy thường được áp dụng trong phòng thí nghiệm, ví dụ như chưng cất Engler và khi đó chúng ta nhận được đường cong chưng cất Engler. III.2.1.2 Chưng cất bằng cách bay hơi một lần. 1 4 3 2 Phương pháp này được gọi là chưng cân bằng. Hỗn hợp chất lỏng được cho liên tục vào thiết bị đun sôi 2, ở đây hỗn hợp được đốt nóng đến nhiệt độ và áp suất p cho trước. Pha lỏng - hơi được tạo thành và đạt đến một trạng thái cân bằng, ở điều kiện đó lại được đưa vào thiết bị phân chia một lần trong thiết bị đoạn nhiệt 5. Pha hơi qua thiết bị ngưng tụ 3 rồi vào bể chứa 4, từ đó ta nhận được phần cất; phía dưới thiết bị 5 là pha lỏng được tách ra liên tục và ta nhận phần cặn. Tỉ lệ giữa lượng hơi được tạo thành khi bay hơi một lần và lượng chất lỏng nguyên liệu chưng ban đầu gọi là phần chưng cất (gọi tắt là phần chưng). ưu điểm: của quá trình chưng cất cho phép áp dụng trong điều kiện thực tế chưng cất dầu, tuy với nhiệt độ chưng 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. III.2.1.3. 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 ở áp suất thấp hơn) đối với phần cặn. Phần cặn của chưng lần một là nguyên liệu cho chưng 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 lần 2 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, không đạt được bộ phận phân chia cao khi cần phân chia rõ ràng các cấu tử thành phần của hỗn hợp chất lỏng người ta phải tiến hành chưng cất có tinh luyện đó là chưng phức tạp. 1’ 4' 3 2 1 4 3 2 III.2.2. Chưng cất phức tạp. III.2.2.1.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 ra 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 ở phía trên thiết bị chưng. III.2.2.2. 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 2 phía giữa pha lỏng và pha hơi chuyển động ngược chiều nhau. Quá trình này được thực hiện trong tháp linh luyện. Để đảm bảo 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 vào lượng hồi lưu ở mỗi đĩa và hồi lưu ở đỉnh tháp. Công nghệ hiện đại chưng cất sơ khai dầu thô dựa vào quá trình chưng cất một lần và nhiều lần có tinh luyện xảy ra trong tháp chưng cất phân loại trong tháp có bố trí các đĩa. Chất lỏng Thân tháp Máng chảy truyền Hồi lưu trung gian ĐĐĩa chụp Cửa tháo hồi lưu Hơi Ln-1 Vn Ln Vn+1 Hình8: Nguyên lý làm việc của các tầng đĩa trong tháp tinh luyện Tới tháp bay hơi phụ Nguyên lý làm việc của các tầng đĩa trong tháp tinh luyện Pha hơi Vn bay lên từ đĩa thứ n lên đĩa thứ n-1 được liếp 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 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 càng tăng và sự phân chia càng tốt, hay nói cách khác, tháp có độ phân chia càng cao. Đĩa trên cùng có hồi lưu đỉnh, còn đĩa dưới cùng có hồi lưu đáy. Nhờ có hồi lưu đỉnh và đáy 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, còn khi lấy sản phẩm cạnh sườn của tháp người ta trang bị thêm các bộ phận tách trung gian cạnh sườn của 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 dầu thô và nguyên liệu ban đầu. III.2.2.3. Chưng cất trong chân không và chưng cất với 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 các naphten lại kém bền nhiệt 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 vào 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 cần tránh sự phân huỷ nhiệt khi chúng đốt nóng. Tuỳ theo loại dầu thô, trong thực tế không nên đốt nóng quá 4200C với dầu không có hay chứa rất ít lưu huỳnh, và không quá 320 á 3400C với dầu có và nhiều lưu huỳnh. Sự phân huỷ khi chưng cất sẽ làm xấu đi các tính chất của sản phẩm, như làm giảm độ nhớt và nhiệt độ bốc cháy cốc kín của chúng, giảm độ bền oxy hoá. Nhưng quan trọng hơn là chúng gây nguy hiểm cho quá trình chưng cất vì chúng tạo các hợp chất ăn mòn và làm tăng áp suất của tháp. Để giảm mức độ phân huỷ, thời gian lưu của nguyên liệu ở nhiệt độ cao cũng cần phải hạn chế. Ví dụ trong thực tế chưng cất thời gian lưu của nguyên liệu dầu (phân đoạn cặn chưng cất khí quyển) ở đáy tháp AD không lớn hơn 5 phút và phân đoạn gudron khi chưng chân không VD chỉ vào khoảng từ 2 đến 5 phút. Khi nhiệt độ sôi của hỗn hợp ở áp suất khí quyển cao hơn nhiệt độ phân huỷ nhiệt của chúng, người ta phải dùng chưng cất chân không VD, hay chưng cất với 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, 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, trong nguyên liệu và dầu nhờn. Kết hợp dùng chân không và hơi nước khi chưng cất phần cặn sẽ cho phép đảm bảo hiệu quả tách sâu hơn phân đoạn dầu nhờn (có thể đến 550 - 600oC). 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 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 hơi dầu tách ra từ phân đoạn mazut đạt tới 14 á 23%. Khi chưng cất với hơi nước số lượng phân đoạn tách ra được có thể tính theo phương trình sau: 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 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 nhiệt độ 380 á 4500C, áp suất hơi từ 0,2 á 0,5 MPa. Công nghệ chưng cất dầu với hơi nước có rất nhiều ưu điểm: ngoài việc giảm áp suất hơi riêng phần của dầu, nó còn tăng cường khuấy trộn chất lỏng, tránh tích điện cục bộ, tăng diện tích bề mặt bay hơi do tạo thành những tia và các bong bóng hơi. Người ta cũng dùng hơi nước để tăng cường đốt nóng cặn dầu trong lò ống khi chưng cất trong chân không. Khi đó đạt mức độ bay hơi lớn cho nguyên liệu dầu, tránh và ngăn ngừa quá trình tạo cốc trong các ống đốt nóng. Tiêu hao hơi nước trong trường hợp này vào khoảng 0,3 á 0,5% so với nguyên liệu. Trong một vài trường hợp, chẳng hạn khi cần nâng cao nhiệt độ bắt cháy của nhiên liệu phản lực hay diezel, người ta không dùng chưng cất với hơi nước mà dùng quá trình bay hơi một lần để tránh tạo thành nhũ tương nước bền trong nhiên liệu. III.3. Các thông số công nghệ ảnh hưởng đến quá trình chưng cất Các thông số công nghệ ảnh hưởng trực tiếp tới hiệu suất và chất lượng quá trình chưng cất như nhiệt độ, áp suất, phương pháp chưng cất. Chế độ công nghệ chưng cất phụ thuộc vào chất lượng dầu thô ban đầu, vào mục đích, yêu cầu của quá trình, chủng loại sản phẩm cần thu và phải có dây chuyền công nghệ hợp lý. Vì vậy, khi thiết kế quá trình chưng cất chúng ta phải xét kỹ và kết hợp đầy đủ tất cả các yếu tố để quá trình chưng cất đạt hiệu quả kinh tế cao. Các yếu tố ảnh hưởng tới công nghệ chưng cất dầu chính là yếu tố ảnh hưởng tới quá trình làm việc của tháp chưng cất. III.3.1. Chế độ nhiệt của tháp chưng cất. 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 biệt (reboiler) 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 đáy tháp sẽ thấp hơn nhiệt độ ở vùng nạp liệu. Nhiệt độ đáy tháp phải lựa chọn tối ưu nhằm tránh sự phân huỷ cấu tử nặng, nhưng lại phải đủ để tách hết phần hơi nhẹ khỏi phần cặn đáy. Nhiệt độ đỉnh tháp được khống chế nhằm đảm bảo sự bay hơi hoàn toàn sản phẩm đỉnh mà không gây ra sự cuốn theo các phần nặng khác. Muốn vậy, người ta phải dùng hồi lưu đỉnh tháp. Ví dụ để tách xăng khỏi các phần khác thì nhiệt độ đỉnh tháp chưng khi chưng cất ở áp suất khí quyển cần giữ ở khoảng 100-1200C. Với tháp chưng cất trong chân không thì khi áp suất chưng ở khoảng 10-70 mmHg thì nhiệt độ không quá 1200C để tách hết phần gasoil nhẹ còn lẫn trong nguyên liệu. Dùng hồi lưu sẽ tạo điều kiện phân tách tốt hơn. Thường có các dạng hồi lưu như sau : * 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 trở lại đỉnh tháp. Như vậy, chỉ cần cấp một lượng nhiệt vừa đủ để bốc hơi. Tác nhân làm lạnh có thể là nước hoặc chính sản phẩm lạnh. 1 2 H2O 1. Tháp chưng 2. Thiết bị ngưng tụ Thiết bị ngưng tụ hồi lưu nóng khó lắp ráp và khó vệ sinh nên loại này được sử dụng hạn chế và không thuận lợi nhất là đối với tháp chưng cất có công suất lớn. * Hồi lưu nguội : là loại được thực hiện bằng cách làm nguội và ngưng tụ toàn bộ sản phẩm đỉnh rồi tưới lại đỉnh tháp. Khi đó lượng nhiệt cần thiết để cấp cho phần hồi lưu bao gồm nhiệt cần thiết để đốt nóng nó đến nhiệt độ sôi và nhiệt lượng cần để hoá hơi. 2 1 3 H2O 1. Tháp chưng 2. Thiết bị ngưng tụ và làm lạnh ._.oanh nghiệp và bán hàng 1,507 Tổng chi phí cho 1 thùng sản phẩm 75,4 Tổng chi phí trong 1 năm sản xuất của phân xưởng là: 75,4 ´ 25.354.286 = 1.911.713.164,4 (USD/năm) VII. Xác định hiệu quả kinh tế ở nước ta, từ trước đến nay các sản phẩm xăng dầu đều nhập từ nước ngoài về, ngoài tiền công vận chuyển còn có thuế xuất nhập khẩu, chính vì vậy giá thành của sản phẩm rất cao. Nếu ta sản xuất được thì giá thành của sản phẩm xăng dầu sẽ hạ thấp và có thể chấp nhận lưu thông ngoài thị trường. Bảng quy định giá bán các sản phẩm của phân xưởng STT Tên sản phẩm Đơn giá cho 1 thùng sản phẩm (USD) Lượng sản phẩm thu được trong 1 năm (thùng) Doanh thu trong 1 năm (USD) 1 Khí 80 344.100 27.528.000 2 Xăng nhẹ 92 1.458.246 134.158.632 3 Xăng nặng 105 3.559.110 373.706.550 4 Kerosen 92 3.662.650 336.963.800 5 Gazoil 92 4.896.450 450.473.400 6 Mazut 85 11.433.730 971.867.050 Tổng doanh thu phân xưởng trong 1 năm 2.294.697.432 + Lợi nhuận phân xưởng: Lợi nhuận phân xưởng (LN) = Doanh thu (DT) - Tổng chi phí (TCP) - Thuế (T) Trong đó thuế lấy 5% doanh thu LN = DT - TCP - 0,05 ´ DT LN = 2.294.697.432 - 1.911.713.164,4- 0,05 ´ 2.294.697.432 LN = 268.249.396 USD/năm + Doanh lợi của vốn đầu tư: DL = LN / Vsx Vsx = TCP + Vđt = 1.911.713.164,4 + 315.789.473,7 = 2.227.502.638,1 USD/năm DL = = = 0,12 + Thời gian thu hồi vốn: TTHV = = =7,8 Vậy thời gian thu hồi vốn của phương án là 7 năm 8 tháng. Phần iV Xây dựng Muốn xây dựng một nhà máy công nghiệp thích hợp trước hết chúng ta cần phải xác định địa điểm xây dựng, trong đồ án này được đặt tại khu Dung Quất-Quảng Ngãi, sau đó mới thiết kế tổng mặt bằng nhà máy. I. Xác định địa điểm xây dựng nhà máy * Địa điểm xây dựng phải được lựa chọn phù hợp với quy hoạch lãnh thổ, quy hoạch vùng, quy hoạch của cụm chính quyền đã được các cấp thẩm quyền duyệt. Tạo điều kiện phát huy tối đa công suất của nhà máy và khả năng hợp tác sản xuất với các nhà máy lân cận. * Phải gần nơi cung cấp nguồn nguyên liệu cho sản xuất và tiêu thụ sản phẩm, gần nguồn cung cấp năng lượng nhiên liệu như : điện, nước, hơi, … Hạn chế tối đa cho chí phí vận chuyển. * Địa điểm xây dựng phải đảm bảo cho sự hoạt động liên tục của nhà máy. Phù hợp và tận dụng tối đa hệ thống giao thông của quốc gia, tận dụng tối đa hệ thống cung cấp điện, thông tin liên lạc, nếu địa phương cho cơ sở hạ tầng thích hợp thì cần phải xét đến khả năng xây dựng trước mắt cũng trong tương lai. * Khả năng nguồn cung cấp vật liệu, vật tư xây dựng, giảm chi phí giá thành đầu tư xây dựng cơ bản, khả năng cung ứng công nhân xây dựng cho nhà máy cũng như công nhân vận hành nhà máy sau này. II. Yêu cầu về kỹ thuật Diện tích ban đầu của nhà máy khoảng 150ha, khu chưng khí quyển khoảng 10ha, địa chất công trình tốt, cao ráo tránh ngập lụt trong mùa mưa, có mức nước ngầm thấp để tạo điều kiện tốt cho quá trình thoát nước thải và nước mặt dễ dàng, đất phải tương đối bằng có độ dốc tự nhiên tốt nhất. III. Yêu cầu về môi trường vệ sinh công nghiệp Để đảm bảo tốt khi sản xuất cho phân xưởng và khu xung quanh phải thoả mãn các yêu cầu sau : * Khoảng cách tới khu dân cư phải hợp lý : Phân xưởng bố trí cách khu dân cư tối thiểu là 300m, phân xưởng xây dựng ở khu liên hợp. * Địa điểm xây dựng phải ở cuối hướng gió chủ đạo so với khu dân cư và vùng có cây xanh bảo vệ. * Bố trí nhà xưởng và thiết bị hợp lý, tránh để ống dẫn khói và ống dẫn chất thải về phía khu dân cư. IV. Giải pháp thiết kế xây dựng IV.1. Sơ đồ khối biểu diễn dây chuyền trong phân xưởng (trang sau) IV.2. Đặc điểm của phân xưởng sản xuất Phân xưởng nằm trong nhà máy có quy mô sản xuất rộng lớn. Vì vậy phân xưởng chưng cất dầu thô là một mắt xích quan trọng nhất của nhà máy chế biến dầu, như vậy để đảm bảo cho quá trình được hoạt động liên tục đòi hỏi phân xưởng phải đủ rộng, khu chứa nguyên liệu và sản phẩm phải lớn để cung cấp cho nhà máy được hoạt động theo dây chuyền, liên kết chặt chẽ với các phân xưởng khác để cung cấp nguyên liệu để đảm bảo cho nhà máy hoạt động. Đặc thù của phân xưởng là các thiết bị hoạt động hầu như ở nhiệt độ cao và áp suất cao, nên dễ gây ra hiện tượng cháy nổ trong nhà máy, do đó khi bố trí mặt bằng phân xưởng cần chú ý đến các biện pháp an toàn cháy nổ trong phân xưởng, các thiết bị chính đặt cách nhau 20m đủ để bố hệ thống các đường ống và các hệ thống tự động hoá điều khiển an toàn và lưu thông thuận lợi. Động cơ yêu cầu về công nghệ nên hầu hết các thiết bị của phân xưởng được bố trí lộ thiên ngoài trời. Khi bố trí cần chú ý đến hướng gió, các khu sản xuất có nhiệt độ cao càng bố trí ở cuối hướng gió chủ đạo tránh hướng gió mang nhiệt cao bay sang các khu dễ gây cháy nổ như kho nguyên liệu và sản phẩm. Ngoài ra, phòng chữa cháy trong phân xưởng cũng là một biện pháp rất quan trọng, do đó khi bố trí mặt bằng cần bố trí hệ thống chữa cháy cho phân xưởng, nhà chữa cháy phải bố trí gần nơi có thể xảy ra cháy nổ và thuận tiện, dễ thấy, dễ lấy, đường giao thông đủ rộng để 3 xe có thể tránh nhau được (10m), hạn chế đường đi lại trong khu sản xuất, các đường ống dẫn đi qua đường giao thông chính phải được bố trí chìm dưới mặt đất, trong khu sản xuất chính các đường ống dẫn phải được bố trí ở trên cao (2,5m) đảm bảo cho công nhân qua lại, tránh không cho các va chạm không cần thiết xảy ra. IV.3. Bố trí mặt bằng phân xưởng Căn cứ theo dây chuyền sản xuất và đặc thù của phân xưởng chưng cất dầu thô mà chia mặt bằng thành 4 khu như sau : Khu trước nhà máy Khu sản xuất chính Các công trình phụ trợ Giao thông và kho bãi Khu trước nhà máy gồm nhà hành chính, khu sinh hoạt giải trí và mỹ quan của nhà máy. Khu sản xuất chính gồm khu chưng cất dầu thô, các thiết bị lọc, lắng, trao đổi nhiệt và làm lạnh, … Khu phụ trợ gồm nhà điều khiển trung tâm, nhà thí nghiệm, xưởng cơ khí – cơ điện, dịch vụ kỹ thuật… Đường giao thông được bố trí trong nhà máy đủ rộng được nối liền với các phân xưởng khác để lưu thông vận chuyển tốt việc mua bán sản phẩm cũng như nhu cầu phát triển của nhà máy đồng thời thuận lợi cho phòng chữa cháy. Việc phân vùng khu sản xuất như vậy giúp cho ta theo dõi chặt chẽ các quá trình hoạt động sản xuất của công đoạn trong phân xưởng, phù hợp với nhà máy có những công đoạn khác nhau, đảm bảo được vệ sinh công nghiệp và dễ dàng xử lý khi có sự cố xảy đồng thời cũng thuận lợi cho việc phát triển của nhà máy sau này, phù hợp với khí hậu ở nước ta. Chỉ tiêu kinh tế về thiết kế xây dựng : Hệ số xây dựng : Kxây dựng = 27% Hệ số sử dụng : Ksử dụng = 65% Trong đó : F – Diện tích ban đầu của toàn nhà máy. A – Diện tích đất xây dựng. B – Diện tích đất lộ thiên. C – Diện tích đất của hệ thống giao thông, hè rãnh cấp thoát nước trong nhà máy. Kết quả bố trí mặt bằng như sau : Bảng số liệu các công trình trong phân xưởng : TT Tên công trình Dài (m) Rộng (m) Diện tích(m3) 1 Phòng bảo vệ 6*4 6*4 144 2 Nhà để xe 18 9 162 3 Nhà hành chính 18 9 162 4 Hội trường 24 12 288 5 Khu dịch vụ 24 12 288 6 Cứu hoả 18 12 216 7 Bơm và nén 18 12 108 8 Nhà cơ khí 12 9 216 9 Nhà thí nghiệm 18 12 108 10 Nhà điều khiển 12 9 216 11 Trạm điện 12 9 108 12 Lò đốt 12 6 108 13 Tháp chưng 18 12 108 14 Tháp tái bay hơi 12 12 144 15 Tháp ổn định 12 12 144 16 Thiết bị tách muối và nước 12 12 144 17 ống khói 12 6 72 18 Xử lý nước thải 12 6 72 19 Làm lạnh 12 6 72 20 Bể chứa nguyên liệu 50*4 50*4 10000 21 Bể chứa gas 40 40 1600 22 Bể kerosen 40*2 40*2 3200 23 Bể gasoil 40*2 40*2 3200 24 Bể xăng 40*2 40*2 3200 25 Bể cặn 40 40 1600 Stổng = 100000m2 Phần V An toàn lao động và tự động Hoá Nền công nghiệp hóa dầu nói chung là rất độc hại. Vì vậy quá trình lao động sản xuất ở phân xưởng có nhiều yếu tố gây ảnh hưởng tới những người lao động trực tiếp cũng như gián tiếp và môi trường xung quanh. I. An toàn lao động trong phân xưởng chưng cất khí quyển Trong quá trình thiết kế sản xuất thì khâu an toàn lao động có vai trò rất quan trọng nhằm cải thiện được điều kiện làm việc của công nhân, đảm bảo sức khỏe an toàn cho công nhân làm việc trong nhà máy. Vì vậy ngay từ đầu thiết kế xây dựng phân xưởng cần phải có những giải pháp bố trí hợp lý, huấn luyện tuyên truyền nhiều những pháp chế của nhà nước. Như vậy để hoàn thiện tốt nhất cần phải đảm bảo những yêu cầu sau : I.1. Yêu cầu về phòng cháy chữa cháy - Thường xuyên thực hiện các công tác giáo dục an toàn lao động đến quần chúng công nhân lao động trong phân xưởng, thực hiện những quy định chung của nhà máy, tiến hành kiểm tra định kỳ thực hiện thao tác an toàn lao động trong sản xuất. - Khi thiết kế bố trí mặt bằng phân xưởng cần phải hợp lý, thực hiện các biện pháp an toàn. - Các thiết bị phải đảm bảo an toàn cháy nổ tuyệt đối, không cho các có hiện tượng rò rỉ hơi sản phẩm ra ngoài, khi thiết kế cần chọn những vật liệu có khả năng chống cháy nổ cao để thay thế những vật liệu ở những nơi có thể xảy ra cháy nổ. - Phải có hệ thống tự động hoá an toàn lao động và báo động kịp thời khi có hiện tượng cháy nổ xảy ra. - Bố trí các máy móc thiết bị phải thoáng, các đường ống dẫn trong nhà máy phải đảm bảo, hạn chế khả năng các đường ống chồng chéo lên nhau, những ống bắt qua đường giao thông chính không được nổi lên, các đường ống trong khu sản xuất phải bố trí trên cao đảm bảo cho công nhân qua lại tránh va trạm cần thiết. - Khu chứa nguyên liệu và sản phẩm phải có tường bao che chắn để đề phòng khi có sự cố dầu bị rò rỉ ra ngoài, phải tránh các khả năng phát sinh nguồn lửa mồi cháy (nhiệt, bậc lửa, cấm hút thuốc trong phân xưởng,…). - Bố trí hệ thống tự động hoá cho các thiết bị dễ sinh ra hiện tượng cháy nổ đảm bảo an toàn, các hệ thống cấp điện cho các thiết bị tự động phải tuyệt đối an toàn không có hiện tượng chập mạch làm phát sinh tia lửa điện. - Vận hành các thiết bị phải theo đúng thao tác kỹ thuật, đúng quy trình công nghệ khi khởi động cũng như khi tắt hoạt động, làm việc phải tuân theo các quy định chặt chẽ. - Trong trường hợp phải sửa chữa các thiết bị có chứa hơi sản phẩm dễ gây cháy nổ thì cần phải dùng khí trơ để thổi vào thiết bị để đuổi hết các hơi sản phẩm ra ngoài, lưu ý nếu sửa chữa bằng hàn phải khẳng định trong thiết bị an toàn hết khí cháy nổ. - Giảm thấp nhất nồng độ các chất cháy nổ trong khu sản xuất, đối với cháy nổ trong xăng dầu (nhất là xăng có thể bắt nhiệt ngay cả ở nhiệt độ thường). Đây là một vấn đề được quan tâm nhất hiện nay để bảo vệ tính mạng con người và tài sản của nhà máy. - Trong phân xưởng phải có đội ngũ phòng cháy thường trực 24/24 giờ với đầy đủ trang thiết bị hiện đại, thuận tiện. - Các tiêu lệnh về phòng cháy chữa cháy phải tuân theo đầy đủ để phòng khi có các sự cố xảy ra, xử lý kịp thời. - Bố trí dụng cụ, thiết bị chữa cháy tại chỗ các thiết bị dễ gây cháy nổ (tháp cất, thiết bị lọc,…) kịp thời khi có hiện tượng. Tóm lại trong nhà máy chưng cất dầu thô cần phải trang bị đầy đủ các trang thiết bị phòng cháy chữa cháy hiện đại: chăn cứu hoả, bình bọt, cát, xe cứu hoả. Tất cả các thiết bị phải đặt đúng nơi, đúng quy định dễ thấy dễ lấy, bể chứa cát phải xây dựng gần nơi các thiết bị gây cháy nổ, khi có sự cố các thiết bị phải được thao tác đúng kỹ thuật và kịp thời, đường đi lại trong khu sản xuất phải thuận tiện dễ dàng cho các xe cứu hỏa đi lại. Các thiết bị phải được bảo dưỡng đúng định kỳ, theo dõi chặt chẽ chế độ công nghệ của nhà máy. Các bể chứa cần phải nối đất tránh, đề phòng khi xăng dầu bơm chuyển bị tích điện tích, sét đánh nhà máy sẽ xảy ra cháy nổ. Trong quá trình sản xuất phải đảm bảo an toàn các thiết bị áp lực, hệ thống điện phải được thiết kế an toàn hạn chế tối đa các nguy cơ gây ra sự cố, thiết bị phải có hệ thống bảo hiểm, phải có che chắn. Trang thiết bị phòng hộ lao động cho công nhân lao động trong phân xưởng. I.2. Trang bị phòng hộ lao động Những công nhân làm việc trong nhà máy phải được học tập các thao tác phòng chữa cháy, phải có kiến thức bảo vệ thân thể và môi trường không gây độc hại. Trong nhà máy tuyệt đối không dùng lửa, tránh các va chạm cần thiết để gây ra các tia lửa điện, trong sửa chữa hạn chế việc sử dụng nguồn điện cao áp. Trong công tác bảo quản các bể chứa, nếu phải làm việc trong bể phải đảm bảo hút hết các hơi độc của khí sản phẩm trong bể, công nhân làm việc trực tiếp phải được trang bị các thiết bị phòng hộ lao động: quần áo, mặt nạ, găng tay, ủng… tránh các hơi độc bám vào người qua da, các trang bị phòng hộ lao động phải được cất giữ tại nơi làm việc không được mang ra ngoài. Đối với các quá trình có phát sinh hơi độc lớn cần bố trí hệ thống tự động hoá trong sản xuất, giảm bớt lượng công nhân cần thiết, bảo vệ sức khoẻ cho công nhân đồng thời nâng cao hiệu quả kinh tế. Kiểm tra sức khoẻ định kỳ cho công nhân, phát hiện những bệnh phổ biến để phòng chống, đảm bảo chế độ lao động cho mọi người theo quy định của nhà nước. Nghiêm cấm việc sử dụng xăng dầu để rửa tay chân, cọ quần áo, vì chúng có tác hại lớn đối với sức khoẻ con người, trong xăng dầu chủ yếu là các hydrocacbon mà đặc biệt là các hydrocacbon thơm gây độc lớn. Xăng dầu là các hydrocacbon dễ bay hơi, hơi xăng dầu sẽ gây ô nhiễm môi trường do đó việc xử lý hơi xăng dầu cũng là một nhiệm vụ hết sức quan trọng của nhà máy. I.3. Yêu cầu đối với vệ sinh môi trường Đối với mặt bằng phân xưởng phải chọn tương đối bằng phẳng, có độ dốc tiêu thoát nước tốt, vùng quy hoạch nhất thiết phải được nghiên cứu trước các biện pháp tránh các chất độc hại thải ra, tránh gây ra các tác hại về vệ sinh môi trường, đồng thời phòng ngừa cháy nổ gây ra. Vị trí nhà máy phải có khoảng cách an toàn tới khu dân cư, đồng thời phát triển liên hợp với các nhà máy khác cũng phải sử dụng hợp lý hệ thống giao thông quốc gia, các phân xưởng thoát hơi bụi độc hại ra ngoài cần bố trí cuối hướng gió chủ đạo đồng thời cần lưu ý đến cường độ gió, là nhà máy chế biến dầu nên chất thải ra không tránh khỏi những ảnh hưởng đến vệ sinh môi trường. Vậy để đảm bảo môi trường sinh thái trước khi thải ra ngoài cần phải xử lý chất thải. Nước thải sinh hoạt cũng rất nguy hiểm, do vậy cần phải xử lý làm sạch nước trước khi thải ra ngoài sông, hồ. Nước thải sản xuất sau khi làm nguội các thiết bị trao đổi nhiệt, lượng nước ngưng mặc dù tiếp xúc trực tiếp hay không trực tiếp với các hơi độc cũng phải tiến hành xử lý. II. Tự động hoá Tự động điều chỉnh là quá trình ứng dụng các dụng cụ, các thiết bị và các máy móc tự động điều khiển vào quá trình công nghệ. Những phương tiện kỹ thuật này cho phép thực hiện những quá trình công nghệ theo một chương trình tiêu chuẩn dã được tạo dựng phù hợp với công nghệ, đảm bảo cho máy móc thiết bị hoạt động theo chế độ tối ưu nhất, việc tự động hoá không chỉ làm đơn giản các thao tác sản xuất, tránh được nhầm lẫn, tăng năng suất lao động và cho phép giảm số lượng công nhân và còn có biện pháp hữu hiệu trong an toàn lao động. Trong phân xưởng chưng cất dầu thô ở áp suất thường thì các thiết bị như: thiết bị lọc, các tháp đều hoạt động ở nhiệt độ cao và áp suất lớn nên dễ gây ra hiện tượng cháy nổ. Nhiệt độ cao nhất trong phân xưởng lên đến gần 4000C ở tháp chưng phân đoạn và áp suất cũng đạt tới 15kg/cm2 ở thiết bị lọc điện và tách muối khoáng ttong dầu, ngoài ra các hơi sản phẩm của quá trình là các hydrocacbon, và các khí lẫn bay ra rất độc hại cho sức khoẻ công nhân lao động. Do đó đòi hỏi cần phải nghiêm ngặt về việc an toàn công nghệ cũng như các yêu cầu về sức khoẻ cho công nhân. Để đảm bảo các yêu cầu trên thì việc sử dụng hệ thống tự động đo lường và các biện pháp tự động hoá trong sản xuất không chỉ là một vấn đề cần thiết mà còn có tính chất bắt buộc đối với công nghệ này. Trong khi hoạt động chỉ một thiết bị không ổn định thì chế độ công nghệ của cả dây chuyền bị phá vỡ, trong nhiều trường hợp phải ngừng hoạt động của cả dây chuyền để sửa chữa cho dù chỉ một thiết bị. Như vậy từ các đặc điểm đã cho thấy đo lường tự động hoá và tự động hoá trong dây chuyền công nghệ là một vấn đề hết sức quan trọng. Nó không chỉ tăng năng suất của công nghệ, công suất của thiết bị mà là cơ sở để vận hành công nghệ tối ưu nhất tăng hiệu quả thu hồi sản phẩm đồng thời giảm đáng kể các chi phí khác, đảm bảo an toàn cho nhà máy sản xuất, nhờ có tự động hoá mà những nơi có thể xảy ra các hiện tượng cháy nổ hay rò rỉ hơi sản phẩm độc hại ra ngoài được điều khiển tự động, tự động kiểm tra tránh được việc sử dụng công nhân. Tự động hoá đảm bảo các thao tác điều khiển các thiết bị công nghệ một cách chính xác tránh được các sự cố xảy ra trong thao tác điều khiển, tự động báo động khi có sự cố xảy ra. Các kí hiệu thường dùng trong tự động hoá t0 Dụng cụ đo nhiệt Dụng cụ đo áp suất TT 2 I Dụng cụ đo lưu lượng Dụng cụ đo nhiệt độ hiển thị tại trung tâm điều khiển Dụng cụ đo nhiệt độ truyền xa tại trung tâm điều khiển Pcz Thiết bị đo áp suất tự động điều chỉnh (van an toàn) LRA Bộ điều chỉnh mức chất lỏng tự ghi có báo động khí cụ lắp tại trung tâm điều khiển PIR Bộ điều chỉnh áp suất tự ghi và hiển thị, khí cụ lắp tại trung tâm điều khiển Cơ cấu điều chỉnh Cơ cấu chấp hành Tự động mở khi mất tín hiệu Tự động đóng khi mất tín hiệu Giữ nguyên Hệ thống tự động điều chỉnh bao gồm đối tượng điều chỉnh (ĐT) và bộ điều chỉnh (BĐC). Bộ điều chỉnh có thể bao gồm bộ cảm biến và bộ khuếch đại. Bộ cảm biến dùng để phản ánh sự sai lệch các thông số điều chỉnh so với giá trị cho trước và biến đổi thành tín hiệu. Bộ khuếch đại làm nhiệm vụ khuếch đại tín hiệu của bộ cảm biến đến giá trị có thể điều chỉnh cơ quan điều khiển (CQĐK), cơ quan này tác động lên đối tượng nhằm xoá đi độ sai lệch của các thông số điều chỉnh. Mạch điều chỉnh được khép kín nhờ quan hệ ngược tử đối tượng đối tượng đến bộ điều chỉnh. Quan hệ này được gọi là hồi tiếp chính. II.1.Một số dạng tự động * Tự động kiểm tra và tự động bảo vệ Tự động kiểm tra các thông số công nghệ (nhiệt độ, áp suất, lưu lượng, nồng độ,…), kiểm tra các thông số công nghệ đó có thay đổi hay không? Nếu có thì cảnh báo chỉ thị ghi lại giá trị thay đổi đó. Có thể biểu diễn sơ đồ tự động kiểm tra và tự động điều chỉnh như sau : DT CB BĐK C CT G PL N 1 2 3 5 4 5.1 5.2 5.3 5.4 Đối tượng điều chỉnh Cảm biến đối tượng Bộ khuếch đại Nguồn cung cấp năng lượng 5. Cơ cấu chấp hành 5.1 Cảnh báo 5.2 Chỉ thị bằng kim loại hoặc bằng số 5.3 Ghi lại sự thay đổi 5.4 Phân loại Dạng tự động điều khiển : ĐT 1 CB 2 SS 6 BD 5 N 4 Sơ đồ cấu trúc : Đối tượng điều chỉnh Cảm biến đối tượng Bộ khuếch đại Nguồn cung cấp năng lượng Bộ đặc cho phép ta đặc tín hiệu điều khiển, nó là một tổ chức các tác động có định hướng điều khiển tự động. * Dạng tự động điều chỉnh : ĐT 1 CB 2 SS 6 BD 5 CCCH 7 BKĐ 3 N 4 Sơ đồ cấu trúc : 1. Đối tượng điều chỉnh 2.Cảm biến đối tượng 3. Bộ khuếch đại 4. Nguồn cung cấp năng lượng 5. Bộ đặc 6. Bộ so sánh 7. Cơ cấu chấp hành II.2. Cấu tạo của một số thiết bị tự động a. Bộ cảm biến áp suất. Trong các bộ điều chỉnh thường sử dụng bộ cảm ứng áp suất kiểu màng, hộp xếp, piston, ống cong đàn hồi, … Việc chọn bộ cảm ứng áp suất phụ thuộc vào việc cảm ứng điều chỉnh và độ chính xác theo yêu cầu. Z P P Bộ cảm ứng suất kiểu màng Kiểu pittông DZ Cảm ứng kiểu hộp xếp b. Bộ cảm ứng nhiệt độ. Hoạt động của bộ cảm ứng nhiệt độ dựa trên nguyên lý giãn nở nhiệt, mối quan hệ giữa nhiệt độ của chất khí và áp suất hơi bão hoà của nó trong hệ kín dựa trên nguyên lý nhiệt điện trở. DZ Cảm ứng nhiệt độ kiểu hộp xếp Cảm ứng nhiệt độ kiểu màng DZ Cảm ứng nhiệt độ kiểu thanh lưỡng kim giãn nở c. Bộ cảm ứng mức đo chất lỏng. Mức các chất lỏng có thể đo được bằng nhiều cách khác nhau nhưng phương pháp đơn giản và có độ chính xác cao là đo bằng phao. DZ Kiểu phao DZ Kiểu màng Kết luận Sau một thời gian làm việc tìm hiểu và nghiên cứu tài liệu với sự giúp đỡ tận tình của TS. Nguyễn Hữu Trịnh, em đã hoàn thành bản đồ án với đề tài thiết kế phân xưởng chưng cất dầu thô, năng suất 3,1 triệu tấn/năm. Trong bản đồ án này bao gồm các nội dung chính sau: tính chất dầu thô, đánh giá và lựa chọn nguyên liệu; sản phẩm của quá trình chưng cất; cơ sở và công nghệ của quá trình chưng cất; tính toán cân bằng vật chất, nhiệt lượng, tính toán thiết bị chính và đồng thời tính toán kinh tế cho phân xưởng. Phân xưởng chưng cất dầu thô có vai trò quan trọng trong nhà máy chế biến dầu, nó cho phép ta nhận được các phân đoạn nhiên liệu và cặn mazut. Với dầu thô Việt Nam- mỏ dầu Bạch Hổ thiết kế dây chuyền chưng cất với loại hai tháp chưng là tốt nhất. Mặc dù rất cố gắng nhưng do trình độ và thời gian có hạn nên bản đồ án này không thể không có những thiếu sót. Vì vậy em rất mong nhận được sự góp ý, chỉ bảo của các thầy cô để bản đồ án của em được hoàn thiện hơn. Em xin chân thành cảm ơn thầy TS. Nguyễn Hữu Trịnh đã trực tiếp hướng dẫn em làm đề tài này. Em cũng xin cảm ơn các thầy cô giáo đã nhiệt tình giúp đỡ em trong quá trình học tập cũng như khi thực hiện đề tài. Hà Nội ngày 5 tháng 6 năm 2006. Sinh Viên Lê Việt Hòa Tài liệu tham khảo PGS. TS. Đinh Thị Ngọ. Hoá học dầu mỏ; Nhà xuất bản Trường Đại học Bách khoa Hà Nội (1999). Lê Văn Hiếu. Công nghệ chế biến dầu mỏ; Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật Hà Nội (2000). Trần Mạnh Trí. Dầu khí và dầu khí ở Việt Nam; Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật Hà Nội (1996). Võ Thị Liên, Lê Văn Hiếu. Công nghệ chế biến dầu khí; Trường Đại học Bách khoa Hà Nội (1982). Bộ môn Nhiên liệu. Giáo trình tính toán công nghệ các quá trình chế biến dầu mỏ; Trường Đại học Bách khoa Hà Nội (1972). Kiều Đình Kiểm. Các sản phẩm dầu mỏ và hoá dầu. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật Hà Nội (2000). Nguyễn Trọng Khuông, Đinh Trọng Xoan, Đỗ Văn Đài, Nguyễn Bin, Phạm Xuân Toản, Đinh Văn Huỳnh, Trần Xoa. Sổ tay quá trình và thiết bị công nghệ hoá chất; tập I. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật Hà Nội (1992). Nguyễn Bin, Đỗ Văn Đài, Lê Nguyên Dương, Đinh Văn Huỳnh, Nguyễn Trọng Khuông, Phan Văn Thơm, Phạm Xuân Toản, Trần Xoa. Sổ tay quá trình và thiết bị công nghệ hoá chất; tập II. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật Hà Nội (1999). Bộ môn quá trình - Thiết bị công nghệ Hóa và thực phẩm Trường đại học Bách Khoa Hà Nội. Cơ sở các quá trình và thiết bị công nghệ hóa học; tập I. Trường đại Học Bách Khoa Hà Nội xuất bản (1999). Bộ môn quá trình - Thiết bị công nghệ Hóa và thực phẩm Trường đại học Bách Khoa Hà Nội. Cơ sở các quá trình và thiết bị công nghệ hóa học; tập II. Trường đại Học Bách Khoa Hà Nội xuất bản (2000). Trần Mạnh Trí. Hoá học dầu mỏ và khí; Trường Đại học Bách khoa Hà Nội (1980). PGS. Ngô Bình, TS. Phùng Ngọc Thạch, Nguyễn Mạnh Hậu, Phan Đình Tính. Cơ sở xây dựng nhà công nghiệp. Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, Bộ môn Xây dựng công nghiệp (1997). Tạp chí dầu khí Việt Nam. Jonh Campell. Gas conditioning Ang processing-Volum 1 PGS. PTS. Nguyễn Minh Huệ: Bài giảng về Đo lượng tự động Trường-ĐHBK-HN. Mục lục Trang Mở đầu 1 Phần I tổng quan 3 Chương I. Nguyên liệu của quá trình chương cất….…………. 3 I.1. Thành phần hóa học……………………………………... 3 I.1.1. Hydrocacbon-thành phần chủ yếu của dầu khí……….. 3 I.1.1.1. Hydrocacbon họ Parafinic……………………….. 4 I.1.1.2.Hydrocacbonnaphtennic…………………………. 4 I.1.1.3.Hydrocacbon aromatic…………………………... 5 I.1.1.4. hydrocacbon loại hỗn hợp naphten-aromatic……. 6 I.1.2. Thành phần phi hydrocacbon trong dầu mỏ………….. 6 I.1.2.1. Các hợp chất chứa lưu huỳnh……………………. 6 I.1.2.2. Các hợp chất chứa Nitơ…………………………. 8 I.1.2.3. Các hợp chất chứa Oxy………………………….. 9 I.1.2.4. Các hợp chất cao phân tử………………………... 9 I.1.2.5. Các kim loại nặng……………………………….. 9 I.1.2.6 Nước lẫn trong dầu mỏ………………………… 9 I.2. Phân loại dầu mỏ ………………………………………. 10 I.2.1. Phân loại dầu mỏ dựa vào bản chất hóa học………... 10 I.2.2. Phân loại dầu mỏ dựa theo bản chất vật lý………….. 12 I.3. Các đặc tính vật lý quan trọng của dầu thô …………... 13 I.3.1. Tỷ trọng …………………………………………….. 13 I.3.2. Độ nhớt của dầu và sản phẩm dầu ………………….. 13 I.3.3. Thành phần phân đoạn ……………………………… 14 I.3.3.1. Đường chương cất Engler ……………………… 14 I.3.3.2. Đường cong điểm sôi thực …………………….. 15 I.4. Đánh giá dầu thô ………………………………………. 17 I.4.1. Hydrocacbon ……………………………………….. 17 I.4.2. Tỷ trọng ……………………………………………. 18 I.4.3. Hệ số đặc trưng K …………………………………. 19 I.4.4. Hàm lượng các hợp chất chứa nguyên tố dị thể……… 19 I.4.5. Độ nhớt…………………………………………….. 20 I.4.6. Nhiệt độ đông đặc…………………………………. 20 I.4.7. Nhiệt độ chớp cháy…………………………………. 20 I.4.8. Hàm lượng cốc conradson…………………………... 20 I.4.9. Kim loại nặng trong dầu…………………………….. 21 I.4.10. Tiềm lượng các phân đoạn ……………………….. 21 I.5. Lựa chọn nguyên liệu ………………………………….. 21 I.6. Xử lý dầu thô trước khi chưng cất ……………………. 24 I.6.1.ổn định dầu nguyên khai …………………………… 24 I.6.2.Tách tạp chất cơ học, nước và muối ………………… 24 I.6.2.1.Tách bằng các phương pháp cơ học ……………. 24 I.6.2.2. Các phương pháp khác ………………………… 26 ChươngII. Sản phẩm của quá trình chưng cất ……………… 28 II.1. Khí hydrocacbon ……………………………………… 28 II.2. Phân đoạn xăng ………………………………………... 28 II.3. Phân đoạn Kerosen……………………………………. 28 II.4. Phân đoạn Diezel ……………………………………… 29 II.5. Phân đoạn mazut ……………………………………… 29 II.6. Phân đoạn dầu nhờn ………………………………….. 29 II.7. Phân đoạn gudron ……………………………………. 29 Chương III. Cơ sở lý thuyết của quá trình………………….. 30 III.1. ý nghĩa của quá trình chương cất ………………….. 30 III.2. Cở sở lý thuyết của quá trình chương cất dầu thô …. 30 III.2.1. Chưng đơn giản …………………………………… 30 III.2.1.1. Chưng bay hơi dần dần ……………………… 31 III.2.1.2. Chưng cất bằng cách bay hơi một lần ……… 31 III.2.1.3. Chưng cất bằng cách bay hơi nhiều lần …….. 32 III.2.2. Chương cất phức tạp ……………………………….. 33 III.2.2.1. Chưng cất có hồi lưu ………………………. 33 III.2.2.2. Chưng cất có tinh luyện ……………………… 33 III.2.2.3. Chưng cất chân không và chưng cất với hơi nước………………………………………………. 33 III.3. Các thông số công nghệ ảnh hưởng đến quá trình chưng cất …………………………………………….. 37 III.3.1. Chế độ nhiệt của tháp chưng cất …………………. 37 III.3.2. áp suất trong tháp chưng ………………………… 41 III.3.3. Các loại tháp chưng ……………………………… 41 Chương IV. Công nghệ của quá trình chưng cất……………… 42 IV.1. Các loại sơ đồ công nghệ …………………………….. 42 IV.1.1. Chưng ở áp suất thường ………………………….. 42 IV.1.1.1. Sơ đồ bốc hơi một lần và tinh luyện một lần trong cùng một tháp chưng luyện……………. 42 IV.1.1.2. Sơ đồ bốc hơi hai lần và tinh luyện hai lần trong hai tháp nối tiếp nhau………………….. 43 IV.1.2. Chưng ở áp suất chân không ……………………… 44 IV.2. Dây chuyền công nghệ ……………………………….. 45 IV.2.1. Lựa chọn chế độ công nghệ và đồ công nghệ …….. 45 IV.2.2. Dây chuyền công nghệ sản xuất dầu thô loại hai tháp………………………………………………… 46 IV.3. Các loại tháp trong dây chuyền công nghệ …………. 50 IV.3.1. Các loại tháp chưng luyện ………………………… 50 IV.3.2. Thiết bị đun nóng ………………………………… 51 IV.3.2.1. Đun nóng bằng khói lò ……………………… 51 IV.3.2.2. Thiết bị đun nóng lò ống…………………….. 52 IV.3.3. Thiết bị trao đổi nhiệt …………………………….. 53 Phần II Tính toán công nghệ 56 I. Cân bằng vật chất …………………………………….. 56 I.1. Tại tháp tách sơ bộ ………………………………… 56 I.2. Tại tháp tách phân đoạn ………………………….. 57 I.3. Tổng kết cân bằng ………………………………. 58 II. Thiết lập đường cân bằng (VE) cho các sản phẩm …. 59 II.1. Đường cân bằng của xăng ………………………. 59 II.2. Đường cân bằng của kerosen …………………… 60 II.3. Đường cân bằng của gazoil ……………………… 61 III. Xác định các đại lượng trung bình của sản phẩm … 62 III.1. Tỷ trọng trung bình …………………………….. 62 III.2. Nhiệt độ sôi trung bình ………………………… 62 III.3. Phân tử lượng trung bình của các sản phẩm ……. 63 IV. Tính tiêu hao hơi nước …………………………….. 64 IV.1. Tính tiêu hao hơi nước cho tháp phân đoạn ……. 64 IV.2. Tính tiêu hao hơi nước cho tháp các tháp tách …. 64 V. Tính chế độ của tháp chương cất …………………… 65 V.1. Tính áp suất của tháp …………………………… 65 V.1.1. áp suất tại đỉnh tháp ………………………. 65 V.1.2. áp suất tại đĩa lấy kerosen ………………… 65 V.1.3. áp suất tại đĩa lấy gazoil ………………….. 65 V.1.4. áp suất tại đĩa nạp liệu ……………………. 65 V.2. Tính nhiệt độ của tháp …………………………... 66 V.2.1. Nhiệt độ tại đĩa nạp liệu …………………… 66 V.2.2. Nhiệt độ tại đáy tháp ……………………… 67 V.2.3. Nhiệt độ tại đỉnh tháp ……………………… 67 V.2.4. Nhiệt độ tại đĩa lấy kerosen ……………….. 68 V.2.5. Nhiệt độ tại đĩa lấy gazoil ………………… 70 V.3. Tính chỉ số hồi lưu đỉnh tháp …………………… 72 VI. Kích thước của tháp chưng cất ……………………… 72 VI.1. Tính đường kính tháp ………………………….. 72 VI.2. Tính chiều cao tháp ……………………………. 74 VI.3. Tính số chóp và đường kính chóp ……………… 74 Phần iii Tính toán kinh tế 76 I. Mục đích ……………………………………………… 76 II. Chế độ công tác của phân xưởng …………………… 76 III. Nhu cầu về nguyên liệu và năng lượng …………… 78 1. Nhu cầu về nguyên liệu …………………………… 78 2. Nhu cầu về năng lượng …………………………… 79 IV. Xác định nhu cầu công nhân cho phân xưởng …… 80 V. Tính khấu hao cho phân xưởng …………………… 80 VI. Chi phí khác cho một thùng sản phẩm …………… 81 VII. Xác định hiệu quả kinh tế ……………………….. 82 Phần iv xây dựng 84 I. Xác định địa điểm xây dựng nhà máy ………………. 84 II. Yêu cầu về kỹ thuật ………………………………… 84 III. Yêu cầu về môi trường vệ sinh công nghiệp ……… 84 IV. Giải pháp thiết kế xây dựng ……………………….. 85 IV.1. Sơ đồ khối biểu diễn dây chuyền công nghệ và các bộ phận hỗ trợ sản xuất khác trong phân xưởng... 85 IV.2. Đặc điểm của phân xưởng sản xuất ……………. 85 IV.3. Bố trí mặt bằng phân xưởng ……………………. 86 Phần V An toàn 89 I. An toàn lao động trong phân xưởng chương cất khí quyển ………………………………………………... 89 I.1. Yêu cầu về phòng cháy, chữa cháy ……………… 89 I.2. Trang bị phòng hộ lao động ……………………… 91 I.3. Yêu cầu đối với vệ sinh môi trường ……………… 92 II. Tự động hóa …………………………………………. 92 II.1. Một số dạng tự động ……………………………. 95 II.2. Cấu tạo của một số thiết bị tự động …………….. 96 Kết luận 99 Tài liệu tham khảo 100 ._.