Bài giảng Sản Phẩm Dầu Mỏ và Phụ Gia - Dương Đức Cường

1. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia1
CHƯƠNG 1
ĐẠI CƯƠNG VỀ CÁC SẢN PHẨM DẦU MỎ VÀ PHỤ GIA
1.1. ĐẠI CƯƠNG VỀ DẦU MỎ
1.2. ĐẠI CƯƠNG VỀ CÁC SẢN PHẨM DẦU MỎ
1.3. ĐẠI CƯƠNG VỀ CÁC PHỤ GIA DẦU MỎ

2. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia2
CHƯƠNG 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH HÓA LÝ VÀ PHÉP THỬ TÍNH
NĂNG CỦA DẦU MỎ VÀ SẢN PHẨM DẦU MỎ
Để đánh giá chất lượng dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ người ta thường xác định
một số tính chất điển hình của nó. Một tính chất có thể chưa nói lên hết được tính chất
của chúng, song tổng hợp các tính chất có thể cho phép sử dụng dầu mỏ và sản phẩm
dầu mỏ hợp lý hơn. Đối với dầu mỏ, nó cho phép ta hoạch định phương pháp chế biến
và phương thức lấy các sản phẩm phân đoạn. Đối với các sản phẩm dầu mỏ, nó cho
phép sử dụng các sản phẩm dầu mỏ phù hợp với các yêu cầu sử dụng khác nhau.
Đối với mỗi nước, dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ lại có các quy định khác nhau,
phù hợp với điều kiện sử dụng của mỗi nước. Ngày nay, với xu hướng hội nhập toàn
cầu thì các tiêu chuẩn quy định này cũng được sử dụng đan xen nhau, xây dựng trên cơ
sở các tiêu chuẩn đã được quốc tế hóa. Các phương pháp phân tích hóa lý cơ bản đánh
giá chất lượng, tính chất của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ chủ yếu tuân theo một số
tiêu chuẩn, quy chuẩn sau:
- TCVN: Tiêu chuẩn Việt Nam.
- ASTM (American society for testing materials), tiêu chuẩn Mỹ.
- IP standard (The institute of petroleum), tiêu chuẩn của viện dầu mỏ Anh.
- ISO (Organisation international de standardisation), tiêu chuẩn quốc tế.
………
2.1 CÁC TÍNH CHẤT HÓA LÝ CƠ BẢN CỦA DẦU MỎ - SẢN PHẨM DẦU MỎ VÀ
CÁCH XÁC ĐỊNH
2.1.1. Khối lượng riêng, tỷ trọng, độ API
ASTM D1298-96; TCVN 6594 : 2007
Việc xác định chính xác tỉ trọng, khối lượng riêng hoặc độ API của dầu mỏ và
các sản phẩm dầu mỏ rất cần thiết cho việc chuyển đổi thể tích đã đo ở nhiệt độ thực tế
về thể tích hoặc khối lượng (hoặc cả hai) ở nhiệt độ đối chứng tiêu chuẩn trong quá
trình bảo quản vận chuyển. Khối lượng riêng, tỉ trọng hoặc độ API là các yếu tố ảnh
hưởng đến chất lượng của dầu thô, góp phần điều chỉnh giá dầu. Tuy nhiên tính chất
này của dầu mỏ không phải là một chỉ dẫn chắc chắn về chất lượng của dầu nếu không
kết hợp các tính chất khác.
Khối lượng riêng ρcủa dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ là khối lượng của một đơn vị
thể tích dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ ở nhiệt độ tiêu chuẩn 600
F (15,60
C) và áp suất 101,325
kPa (1 atm), ký hiệu là 60ρ hay 15,6ρ (hoặc 15ρ ). Đơn vị đo thường là: g/cm3
, kg/m3
.

3. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia3
Tỷ trọng d là tỷ số giữa khối lượng của chất lỏng có thể tích đã cho ở nhiệt độ
150
C (hoặc 600
F) so với khối lượng của nước tinh khiết (nước cất) có thể tích tương
đương ở cùng nhiệt độ đó.
Trong nhiều trường hợp chúng ta thường không phân biệt giá trị giữa d và ρvì
60
60 600,99904.dρ = , mặc dù thứ nguyên của chúng khác nhau.
Độ API (0
API) được xác định thông qua tỷ trọng theo công thức:
0
60
60
141,5
API 131,5
d
= − (2.1)
Khối lượng riêng của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ thường từ 0,5 – 1,1 g/cm3
, tỷ
trọng thường nhỏ hơn nước trừ phân đoạn nhựa đường. Khi tỷ trọng thay đổi từ 0,7
đến 1 thì độ API giảm từ 70,6 đến 10,0.
Quy trình xác định tỷ trọng:
Mẫu được đưa về nhiệt độ chuẩn quy định chính xác bằng mày điều nhiệt (là
150
C hoặc 200
C) hoặc mẫu được giữ ở nhiệt độ thích hợp khác là nhiệt độ đo được của
mẫu hoặc nhiệt độ của mẫu trùng với nhiệt độ phòng.
Ống đong hình trụ, có đường kính trong của ống ≥ 25 mm so với đường kính
ngoài của tỷ trọng kế. Chiều cao của ống đong phải đủ để tỷ trọng kế nổi trong mẫu và
đáy của tỷ trọng kế cách đáy của ống đong ít nhất 25 mm. Đưa nhiệt độ ống đong và
nhiệt độ tỷ trọng kế gần bằng nhiệt độ mẫu thử.
Rót mẫu nhẹ nhàng vào ống đong sao cho tránh tạo bọt và tránh sự bay hơi của
các phân đoạn nhẹ (khi cần thiết phải dùng xi phông), sao cho đủ lượng để tỷ trọng kế
nổi được và đọc được số. Gạt bỏ tất cả các bọt khí sau khic húng nổi trên bề mặt mẫu
bằng cách dùng giấy lọc sạch chạm vào chúng.
Đặt ống đong chứa mẫu ở vị trí thẳng đứng, thả từ từ tỷ trọng kế thích hợp vào
sao cho không chạm vào thành nống và để yên. Chú ý phần nổi của tỷ trọng kế không
được ướt. Dùng nhiệt kế để khuấy mẫu sao cho bầu thủy ngân luôn ngập trong mẫu
thử. Ngay sau khi số đọc của nhiệt kế ổn định, ghi lại nhiệt độ của mẫu chính xác đến
0,250
C sau đó lấy nhiệt kế ra.
Ấn tỷ trọng kế xuống khoảng hai vạch và sau đó thả tỷ trọng kế ra hoặc có thể
xoay nhẹ để đưa tỷ trọng kế về trạng thái cân bằng, nổi tự do không chạm vào thành
ống. Đặt mắt ngang bề mặt chất lỏng, đọc đúng vạch cắt của thang chia độ và mặt
chất lỏng theo hai trường hợp: chất lỏng trong suốt và chất lỏng đục.
Phương pháp tỷ trọng kế này là phù hợp nhất để xác định khối lượng riêng, tỉ
trọng hoặc độ API của các loại dầu nhớt thấp trong suốt.

4. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia4
Hình 2.1: Thang đọc của tỷ trọng kế đối với chất lỏng dầu mỏ
trong suốt (a) và không trong suốt (b)
Phương pháp này cũng áp dụng cho loại chất lỏng nhớt với thời gian đủ để tỷ
trọng kế đạt đến trạng thái cân bằng, hoặc thích hợp áp dụng cho loại chất lỏng đục
nếu hiệu chỉnh mặt khum thích hợp. Khi đo với lượng dầu lớn, các sai số hiệu chỉnh
thể tích sẽ được giảm thiểu bằng cách quan sát số đo trên tỷ trọng kế tại nhiệt độ gần
sát nhiệt độ của bồn dầu.
2.1.2. Độ nhớt
ASTM D445 - 06; TCVN 3171: 2007
Độ nhớt là đại lượng đặc trưng cho mức độ cản trở giữa hai lớp chất lưu khi
chúng chuyển động tương đối, trượt lên nhau. Một cách tổng quát, một chất lưu có độ
nhớt càng lớn khi nó càng khó chảy.
Độ nhớt là một chỉ tiêu quan trọng và cơ bản của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ.
Đối với dầu mỏ và đa số các sản phẩm dầu mỏ độ nhớt liên quan mật thiết đến tính lưu
biến của chúng trong các điều kiện nhiệt độ làm việc khác nhau. Thông thường nhiệt
độ giảm thì độ nhớt tăng và ngược lại. Sự thay đổi độ nhớt của dầu mỏ và sản phẩm
dầu mỏ cũng phụ thuộc nhiều vào bản chất của chúng. Dầu chứa nhiều parafin thường
có độ nhớt thay đổi nhiều theo nhiệt độ.
Chi tiết
a)
Đáy của mặt
khum
Chất lỏng
Mặt phẳng
ngang của
chất lỏng
Xem chi tiết
Mặt khum
Đọc tại
điểm
này
Mặt phẳng
ngang của
chất lỏng
Xem chi tiết
Chất lỏng
Mặt phẳng
ngang của
chất lỏng
Đáy của mặt
khum
Đọc tại
điểm
này
Mặt phẳng
ngang của
chất lỏng
Mặt khum
Chi tiết
b)

5. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia5
Đối với các chất bôi trơn, độ nhớt là một tính chất quyết định độ dày màng dầu,
nó làm giảm ma sát và mài mòn giữa hai bề mặt tiếp xúc. Nó có ảnh hưởng đến độ
khít, tổn hao công ma sát, khả năng chống mài mòn, khả năng chống tạo cặn, khả năng
làm mát các chi tiết làm việc… Trong động cơ, độ nhớt đóng vai trò quyết định lượng
tiêu hao nhiên liệu, khả năng tiết kiệm dầu và hoạt động của động cơ. Đối với một số
loại động cơ, đặc biệt là động cơ ôtô cũng ảnh hưởng tới khởi động và tốc độ trục
khuỷu. Độ nhớt quá cao sẽ làm giảm tốc độ của trục và do đó làm tăng lượng nhiên
liệu tiêu hao (kể cả sau khi động cơ đã khởi động). Độ nhớt quá thấp sẽ dẫn tới chóng
mài mòn và tăng lượng tiêu hao dầu. Chính vì vậy độ nhớt được lấy làm cơ sở cho hệ
thống phân loại dầu nhờn (theo cấp độ nhớt SAE).
Có hai loại độ nhớt là độ nhớt động lực và độ nhớt động học. Trong công
nghiệp dầu mỏ thường dùng độ nhớt động học, còn độ nhớt động lực được sử dụng
nhiều trong các phương pháp nghiên cứu. Độ nhớt động học được xác định bằng
phương pháp sử dụng nhớt kế mao quản với đơn vị đo chủ yếu là cSt.
Có nhiều loại nhớt kế được thiết kế có hình dáng khác nhau để đo độ nhớt của
chất lỏng khác nhau theo tiêu chuẩn ASTM D 446-06. Vì vậy việc lựa chọn nhớt kế
sao cho phù hợp với chất lỏng cần đo độ nhớt có ý nghĩa rất quan trọng. Điều này thể
hiện qua thời gian chảy của mẫu từ vạch này đến vạch kia của bầu đo. Nếu thời gian
chảy nhanh quá hoặc chậm quá thì kết quả đo đều sẽ không chính xác. Trong công
nghiệp dầu mỏ người ta quan tâm đến hai loại nhớt kế chính là: nhớt kế chảy xuôi và
nhớt kế chảy ngược. Trong đó, nhớt kế chảy xuôi thường được sử dụng cho các chất
lỏng sáng màu và nhớt kế chảy ngược được sử dụng để đo độ nhớt của các chất lỏng
tối màu hoặc sẫm màu.
Hình 2.2: Nhớt kế mao quản chảy xuôi (a) và nhớt kế mao quản chảy ngược (b)

6. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia6
Bảng 2.1: Một số thông số loại nhớt kế chảy xuôi hình 2.2 a
Nhớt
kế số
Hằng số
nhớt kế,
(mm2
/s)/s
Dải đo độ
nhớt
mm2
/s
Đường
kính trong
ống R, mm
Thể tích
bầu C, ml
Đường
kính trong
ống N, mm
Đường
kính trong
ống tại E,
mm
1 0,0008 1,05A
min 0,38 5,6 2,8 – 3,2 3
2 0,003 2,1B
– 3 0,49 5,6 2,8 – 3,2 3
3 0,01 3,8C
– 10 0,66 5,6 2,8 – 3,2 3
4 0,03 6 – 30 0,87 5,6 2,8 – 3,2 3
5 0,1 20 – 100 1,18 5,6 2,8 – 3,2 3
6 0,3 60 – 300 1,55 5,6 2,8 – 3,2 3
7 1,0 200 – 1000 2,10 5,6 3,7 – 4,3 4
8 3,0 600 – 3000 2,76 5,6 4,6 – 5,4 5
9 10,0 2000 - 10000 3,80 5,6 4,6 – 5,4 5
A: thời gian chảy nhỏ nhất là 1320 giây
B: thời gian chảy nhỏ nhất là 600 giây
C: thời gian chảy nhỏ nhất là 380 giây, 200 giây cho tất cả các kích thước nhớt kế.
Bảng 2.2: Một số thông số loại nhớt kế chảy ngược hình 2.2 b
Nhớt
kế số
Hằng số
nhớt kế,
(mm2
/s)/s
Dải đo độ
nhớt
mm2
/s
Đường
kính trong
ống R, mm
Đường
kính trong
ống
N,E,F,I
mm
Thể tích
bầu A,C,J,
ml
Thể tích
bầu D, ml
25 0,002 0,4 -2 0,31 3,0 1,6 11
60 0,004 0,8 – 4 0,42 3,0 2,1 11
75 0,008 1,6 – 8 0,54 3,0 2,1 11
100 0,015 3 – 15 0,63 3,2 2,1 11
150 0,035 7 – 35 0,78 3,2 2,1 11
200 0,1 20 – 100 1,02 3,2 2,1 11
300 0,25 50 – 200 1,28 3,4 2,1 11
350 0,5 100 – 500 1,48 3,4 2,1 11
400 1,2 240 – 1.200 1,88 3,4 2,1 11
450 2,5 500 – 2.500 2,20 3,7 2,1 11
500 8,0 1.600 – 8.000 3,10 4,0 2,1 11
600 20,0 4.000 – 20.000 4,00 4,7 2,1 13

7. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia7
* Quy trình xác định độ nhớt bằng nhớt kế mao quản:
- Chọn nhớt kết phù hợp với độ nhớt của dầu sao cho tốc độ chảy khoảng 200 - 800
giây.
- Nạp vào dụng cụ đo (nhớt kế) một lượng dầu thích hợp.
- Để ổn định nhiệt tại một nhiệt độ nhất định trong bình ổn định nhiệt khoảng
30 phút sao cho đạt cân bằng nhiệt độ bên trong mẫu cần đo và nhiệt độ dầu của thiết
bị ổn định nhiệt, dùng đồng hồ bấm giây đo thời gian chảy của lượng dầu trên từ vạch
này đến vạch kia của dụng cụ đo, phụ thuộc vào hằng số nhớt kế (k) ta tính được độ
nhớt động học của dầu theo công thức sau đây:
k.tν =
Trong đó:
ν : độ nhớt động học (cSt);
k: hằng số nhớt kế (cSt/s);
t: thời gian chảy (s).
2.1.3. Chỉ số độ nhớt (VI – viscosity index)
ASTM D 2270-06
Chỉ số độ nhớt (VI) là đại lượng đặc trưng cho sự thay đổi độ nhớt của mẫu
theo nhiệt độ. Thông thường khi nhiệt độ tăng độ nhớt sẽ giảm và ngược lại. Chỉ số độ
nhớt còn phụ thuộc vào bản chất của dầu mỏ. Dầu chứa nhiều naphten có VI cao và
dầu chứa nhiều parafin có VI thấp.
Trong số các sản phẩm dầu mỏ, có lẽ chỉ có dầu mỡ bôi trơn, nhiên liệu phản lực
người ta mới quan tâm nhiều đến VI. Vì chỉ tiêu này quyết định đến khoảng nhiệt độ
làm việc rộng và chức năng của chúng. Điều này có thể giải thích như sau: trong các
động cơ, môi trường làm việc của dầu có nhiệt độ thay đổi từ âm vài 0
C đến vài trăm
0
C, khi đó độ nhớt của dầu thay đổi rất lớn. Ở nhiệt độ thấp, độ nhớt của dầu mỡ bôi
trơn tăng làm giảm tính lưu biến của dầu, khó khăn trong quá trình bơm đi để bôi trơn
các chi tiết động cơ trong quá trình khởi động. Ngược lại, ở nhiệt độ cao độ nhớt giảm
đáng kể, khi đó độ dày màng dầu không đủ dầy để đảm bảo chức năng bôi trơn, giảm
ma sát và các chức năng khác của mình. Chính vì vậy, VI luôn được coi là một trong
số các chỉ tiêu quan trọng hàng đầu đối với dầu mỡ bôi trơn động cơ.
Hình 2.3: Bể xác định độ nhớt

8. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia8
VI là một giá trị được xác định qua sự thay đổi độ nhớt theo nhiệt độ dựa trên
cơ sở so sánh khoảng thay đổi tương đối về độ nhớt của hai loại dầu chọn lọc chuyên
dùng, hai loại dầu này khác biệt nhau rất lớn về chỉ số độ nhớt VI.
Hình 2.4: Sự thay đổi độ nhớt của dầu bôi trơn theo nhiệt độ.
Trong đó:
L - độ nhớt của dầu có VI = 0 (dầu có VI thấp – dầu naphten)
H - độ nhớt của dầu có VI = 100 (dầu có VI cao – dầu parafin)
U - độ nhớt của dầu cần phải tính chỉ số độ nhớt
Dựa vào độ nhớt động học ở 400
C và 1000
C của từng loại dầu để tính chỉ số độ
nhớt (VI) tương ứng của chúng theo tiêu chuẩn ASTM D 2270. Tiêu chuẩn này phân
ra hai trường hợp: dầu có VI dự đoán nhỏ hơn 100 và lớn hơn 100.
* Trường hợp 1: Dầu bôi trơn có VI dự đoán nhỏ hơn 100.
Chỉ số độ nhớt VI được tính theo công thức sau:
( )
( )
L U
VI .100
L H
−
=
−
(2.2)
Trong đó:
L – độ nhớt động học ở 400
C của một loại dầu có VI = 0 và có cùng độ
nhớt động học ở 1000
C với dầu mà ta cần tính VI, cSt;
U – độ nhớt động học ở 400
C của dầu ta cần phải tính chỉ số độ nhớt,
mm2
/s;
H - độ nhớt động học học ở 400
C của một loại dầu có VI = 100 và có
cùng độ nhớt động học ở 1000
C với dầu mà ta cần tính VI, cSt;
+ Nếu độ nhớt động học của dầu cần đo ở 1000
C nhỏ hơn hay bằng 70 cSt thì
các giá trị tương ứng của L và H cần phải tra bảng 2.3.
VI = 0
VI = 100
L
U
H
Độnhớt,cSt
0
C400 100

9. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia9
Bảng 2.3: Giá trị L,H tương ứng với độ nhớt động học ở 400
C và 1000
C
Độ nhớt động học
ở 1000
C, mm2
/s
Giá trị L Giá trị H
2,00 7,994 6,394
2,10 8,640 6,894
5,00 40,230 28,490
5,10 41,990 29,480
15,00 296,500 149,700
15,10 300,000 151,200
20,00 493,200 229,500
20,20 501,500 233,000
70,00 4905,000 1558,000
Ghi chú: Nếu các giá trị độ nhớt không nằm trong bảng trên thì
được suy ra bằng cách nội suy.
+ Nếu độ nhớt động học của dầu cần đo ở 1000
C lớn hơn 70 cSt, thì giá trị L và H
được tính như sau:
L = 0,8353 Y2 + 14,67 Y – 216 (2.3)
H = 0,1684 Y2 + 11,85 Y – 97 (2.4)
Với Y là độ nhớt động học ở 1000
C của dầu tính chỉ số độ nhớt, cSt.
* Trường hợp thứ hai: Chỉ số độ nhớt dầu cần đo dự đoán lớn hơn 100:
VI được tính theo công thức:
VI = [(antilogN – 1)/0,00715] + 100 (2.5)
Trong đó N = (logH – logU)/logY (2.6)
Giá trị H được tính như ở cách tính thứ nhất.
Ví Dụ 1: Tính chỉ số độ nhớt của dầu có:
- Độ nhớt động học tại 40o
C = 22,83mm2
/s (cSt)
- Độ nhớt động học tại 100o
C = 5,05mm2
/s (cSt)
Từ bảng 2.3 (nội suy) ta có: H = 28,97
Thay vào phương trình (2.6) có:
N = [(log28,97 - log22,83) / log5,05] = 0,14708
Thay vào phương trình (2.5) và làm tròn:
VI = [((antilog 0,14708) - 1) / 0,00715] + 100 = 156,37
VI = 156
Ví Dụ 2: Tính chỉ số độ nhớt của dầu có:
- Độ nhớt động học tại 40o
C = 53,47mm2
/s (cSt)

10. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia10
- Độ nhớt động học tại 100o
C = 7,8mm2
/s (cSt)
Từ bảng 2.3 ta có: H = 57,31
Thay vào phương trình (2.6) có:
N = [(log57,31 - log53,47) / log7,80] = 0,03376
Thay vào phương trình (2.5) và làm tròn:
VI = [((antilog 0,3376) - 1) / 0,00715] + 100
VI = 111
2.1.4. Nhiệt độ chớp cháy, nhiệt độ bắt cháy
ASTM D 92-02; TCVN 2699-1995.
ASTM D 93-02; TCVN 2693-1995.
Nhiệt độ chớp cháy là nhiệt độ thấp nhất của chất lỏng mà ở đó hơi của nó và
không khí tạo thành hỗn hợp có khẳ năng bắt cháy khi đưa ngọn lửa (có kích thước
theo quy định) từ ngoài vào và cháy không quá 5 giây. Hoàn toàn tương tự, nếu ngọn
lửa cháy với thời gian lơn hơn 5 giây được gọi là nhiệt độ bắt cháy.
Nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy trong một mức độ nào đó đặc trưng cho tính dễ
cháy của dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ. Dựa vào nhiệt độ chớp cháy có thể biết được
đặc tính của hydrocacbon có trong thành phần của nó cũng như sự có mặt của các cấu
tử nhẹ. Hydrocacbon có nhiệt độ sôi cao thì điểm chớp cháy cao và ngược lại.
Xác định nhiệt độ chớp cháy có ý nghĩa rất quan trọng trong việc bảo quản, tồn
chứa nhiên liệu và an toàn cháy nổ.
Có hai phương pháp xác định nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy là: phương pháp cốc
kín và cốc hở. Cách tiến hành của hai phương pháp này là hoàn toàn tương tự nhau. Sự
khác nhau chỉ thể hiện ở hai điểm sau:
- Nhiệt độ chớp cháy cốc kín được xác định trong điều kiện chén đựng mẫu
được đậy nắp, nắp này được chỉ mở trong thời gian rất ngắn khi đưa ngọn lửa thử điểm
chớp cháy vào; trong quá trình đo mẫu được khuấy liên tục.
- Đối các dầu mỏ, sản phẩm dầu mỏ có khả năng bay hơi kém như: dầu thô, dầu
mỡ bôi trơn... thì được xác định nhiệt độ chớp cháy cốc hở theo tiêu chuẩn ASTM
D92-02 hoặc TCVN 2699:1995 bằng thiết bị chớp cháy cốc hở Cleveland Open Cup -
COC. Các sản phẩm dầu mỏ có khả năng bay hơi mạnh như: khí hóa lỏng (LPG, CNG,
LNG), xăng, điêzen, kerosen... thì nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy cốc kín theo tiêu chuẩn
ASTM D93-02 hoặc TCVN 2693:1995 bằng thiết bị chớp cháy cốc kín Pensky-
Martesns close Cup Tester.
* Quy trình xác định:
Đổ một lượng mẫu theo mức cho phép, đặt vào máy đo độ chớp cháy, nối máy
với bình ga, sau đó chỉnh ngọn lửa có đường kính 3,2 đến 4,8 mm và điều chỉnh nhiệt

11. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia11
độ của mẫu sao cho từ 140
C đến 170
C/phút. Khi nhiệt độ của mẫu thấp hơn điểm chớp
lửa dự đoán 560
C giảm tốc độ xuống còn 5 – 60
C/phút, cho đến khi nhiệt độ dự đoán
xuống còn 280
C thì giảm xuống 20
C châm lửa 1 lần. Cứ thế cho đến khi xác định được
nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy.
(a) (b)
Hình 2.5: Thiết bị xác định nhiệt độ chớp cháy, bắt cháy cốc hở (a), cốc kín (b)
Bảng 2.4: Thông số cơ bản của thiết bị cốc hở
Giá trị, mm
Thông số
Nhỏ nhất Lớn nhất
Đường kính A 3,2 4,8
Bán kính B 152 -
Đường kính C 1,6 -
D - 2
E 6,0 7
Đường kính F 0,8 -
Bảng 2.5: Thông số cơ bản của thiết bị cốc kín
Giá trị, mm
Thông số
Nhỏ nhất Lớn nhất
A 4,37 5,16
B 41,94 42,06
C 1,58 3,18
D - 9,52
E 57,23 57,86
F 6,35 -

12. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia12
2.1.5. Áp suất hơi bão hòa Reid
ASTM D323 – 99; TCVN 5731 : 2006
Áp suất hơi là một đặc tính lý học quan trọng đối với các chất lỏng dễ bay hơi.
Nó là chỉ tiêu đặc biệt quan trọng cho cả xăng hàng không và xăng ôtô, vì chúng ảnh
hưởng đến quá trình khởi động, làm nóng máy và có xu hướng tạo hơi ở nhiệt độ vận
hành cao hoặc ở trên cao. Ở một vài nơi giới hạn áp suất hơi lớn nhất của xăng được
qui định mang tính pháp lý như một số đo kiểm soát sự ô nhiễm của không khí.
Tiêu chuẩn ASTM D323 – 99; TCVN 5731 : 2006 áp dụng để xác định áp suất
hơi ở 37,80
C (1000
F) của sản phẩm dầu mỏ và dầu thô có nhiệt độ sôi đầu lớn hơn 00
C
(320
F).
a) b) c) d)
Hình 2.6: Sơ đồ truyền mẫu từ hệ thống loại mở sang khoang lỏng
Cách xác định:
Lấy bình mẫu ra khỏi bể làm lạnh, mở nắp và lắp ống truyền mẫu đã được làm
lạnh vào (xem hình 2.6). Lấy khoang lỏng ra khỏi bể làm lạnh và đặt ở vị trí lộn ngược
trên đầu ống truyền mẫu. Lật ngược thật nhanh toàn bộ hệ thống sao cho khoang lỏng
thẳng đứng và đầu ống truyền cách đáy khoang lỏng khoảng 6 mm (0,25 in.). Nạp mẫu
đầy tràn khoang lỏng. Rút ống truyền mẫu ra khỏi khoang lỏng trong khi mẫu vẫn tiếp
tục tràn cho đến khi ống được rút ra hoàn toàn.
Lấy ngay khoang hơi ra khỏi bể nước và nối với khoang lỏng đầy mẫu càng
nhanh càng tốt, không để tràn. Khi khoang hơi đã đưa ra khỏi bể, nối với khoang lỏng
sao cho không tạo ra sự trao đổi giữa không khí nhiệt độ phòng với không khí có nhiệt
độ 37,80
C (1000
F) trong khoang đó. Hoàn tất thao tác lắp thiết bị trong vòng 10 giây.
Lật úp thiết bị đã lắp ráp và cho toàn bộ mẫu từ khoang lỏng chảy vào khoang
hơi, lắc mạnh, lật lên úp xuống 8 lần. Để đầu áp kế đo phía trên, nhúng ngập toàn bộ
thiết bị trong bể nước được duy trì ở nhiệt độ 37,80
C ± 0,10
C (1000
F ± 0,20
F), ở vị trí
Bình chứa
mẫu trước
khi truyền
mẫu
Dùng cụm
truyền mẫu
làm nắp
bình
Khoang lỏng
được đặt
trên ống dẫn
chất lỏng
Ống truyền
mẫu đã làm
lạnh
Khoang lỏng
đã làm lạnh
Vị trí của hệ
thống truyền
mẫu

13. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia13
nghiêng sao cho chỗ nối giữa khoang lỏng và khoang hơi nằm dưới mức nước. Kiểm
tra cẩn thận sự rò rỉ. Nếu không có hiện tượng rò rỉ, tiếp tục ngâm thiết bị sao cho đỉnh
của khoang hơi nằm dưới mặt nước ít nhất 25 mm (1 inch).
Hình 2.7: Kích thước thiết bị đo áp suất hơi bão hòa Reid
Bảng 2.6: Thông số thiết bị đo áp suất hơi bão hòa Reid
Ký hiệu Mô tả Kích thước, mm
A Chiều dài khoang hơi 254
B, C, D Đường kính trong của khoang lỏng và khoang hơi 51
E Đường kính trong của đầu nối, min 4,7
F, G Đường kính ngoài của đầu nối 12,7
H Đường kính trong của đầu nối 12,7
I Van 12,7
J Van 6,35
Sau khi ngâm thiết bị trong bể nước ít nhất 5 phút, gõ nhẹ áp kế đo và quan sát
số đọc trên áp kế đo. Lấy thiết bị ra khỏi bể và lặp các bước tiến hành như trên. Cứ sau
khoảng ít nhất 2 phút lại gõ nhẹ lên áp kế và ghi lại số chỉ của áp kế. Cứ lặp lại cách
tiến hành như trên ít nhất 5 lần cho đến khi số chỉ của áp kế hai lần liên tiếp bằng
nhau, nghĩa là áp suất đã đạt cân bằng. Giá trị áp suất này được gọi là áp suất hơi chưa
hiệu chỉnh của mẫu. Tháo ngay áp kế ra khỏi thiết bị, không cần làm sạch hết chất lỏng
còn bám vào áp kế, kiểm tra số đọc trên áp kế đo theo dụng cụ đo áp suất khi cho cả
hai cùng chịu một áp lực ổn định bằng nhau, bằng số đo áp suất hơi chưa hiệu chỉnh
khoảng 1,0 kPa (0,2 psi). Nếu có sự khác nhau giữa số đọc của hai áp kế thì giá trị
chênh lệch này được cộng với áp suất hơi chưa hiệu chỉnh của mẫu. Giá trị áp suất này
chính là áp suất hơi bão hòa Reid của mẫu.

14. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia14
Hình 2.8: Sơ đồ thiết bị đo áp suất hơi Reid kiểu nằm ngang
Có 4 quy trình đo áp suất hơi ứng với các trường hợp khác nhau.
- Quy trình A: áp dụng cho sản phẩm dầu mỏ có áp suất hơi Reid nhỏ hơn 180
kPa (26 psi).
- Quy trình B: áp dụng cho sản phẩm dầu mỏ có áp suất hơi Reid nhỏ hơn 180
kPa (26 psi) loại bể ngang.
- Quy trình C: áp dụng cho sản phẩm dầu mỏ có áp suất hơi Reid lớn hơn 180
kPa (26 psi).
- Quy trình D: áp dụng cho xăng hàng không có áp suất hơi Reid khoảng 50 kPa
(7 psi).
Tất cả bốn qui trình A, B, C, D đều dùng khoang hơi và khoang lỏng có thể tích
bằng nhau. Qui trình B sử dụng thiết bị bán tự động ngâm chìm trong bể ngang và
quay trong khi đạt cân bằng. Với qui trình này có thể dùng áp kế Bourdon hoặc bộ
chuyển đổi áp suất. Qui trình C sử dụng khoang lỏng có hai lỗ van. Qui trình D qui
định chặt hơn tỷ lệ giữa khoang hơi và khoang lỏng.
2.1.6. Thành phần cất ở áp suất khí quyển
ASTM D86 – 05; TCVN 2698 : 2007
Thành phần cất ở áp suất khí quyển được hiểu là nhiệt độ tại đó thu được x%
thể tích mẫu trong một thiết bị thử nghiệm tiêu chuẩn.
Đối với dầu mỏ, biết được đặc tính thành phần cất ở áp suất khí quyển sẽ giúp
cho người thiết kế hoạch định được tỷ lệ lấy sản phẩm trong quá trình chưng cất phân
đoạn dầu mỏ và tính toán các thông số cơ bản của tháp chưng cất.

15. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia15
Đối với các sản phẩm dầu mỏ, các đặc tính chưng cất (tính bay hơi) của các
hydrocacbon thường có ảnh hưởng quan trọng đến an toàn và tính năng sử dụng của
chúng, đặc biệt đối với các loại nhiên liệu và dung môi. Dựa vào dải sôi có thể biết
được các thông tin về thành phần, tính chất của nhiên liệu trong quá trình bảo quản và
sử dụng. Tính bay hơi là một yếu tố chính để xác định xu hướng tạo hơi nổ của hỗn
hợp hydrocacbon. Các đặc tính chưng cất có vai trò đặc biệt quan trọng cho cả xăng
ôtô và xăng máy bay, ảnh hưởng đến sự khởi động máy, làm nóng máy và xu hướng
tạo nút hơi ở nhiệt độ vận hành cao hoặc ở độ cao lớn, hoặc cả hai. Sự có mặt của các
thành phần có điểm sôi cao trong các loại nhiên liệu có thể ảnh hưởng đáng kể đến sự
tạo thành cặn cháy cứng. Tính bay hơi ảnh hưởng đến tốc độ bay hơi, tính chất này là
một yếu tố quan trọng khi sử dụng các dung môi, đặc biệt những dung môi pha sơn.
Thành phần cất của dầu mỏ và các sản phẩm dầu mỏ được xác định theo tiêu
chuẩn ASTM D86 – 05; TCVN 2698 : 2007. Phương pháp này áp dụng để xác định
các thành phần cất của dầu mỏ, xăng, nhiên liệu điêzen, dung môi gốc dầu mỏ, naptha,
dầu hỏa và các loại nhiên liệu đốt lò. Sơ đồ thí nghiệm được bố trí như hình 2.9.
Hình 2.9: Sơ đồ lắp đặt thiết bị xác định thành phần cất ở áp suất khí quyển
1. Bể ngưng tụ 10. Lỗ thông khí
2. Nắp bể 11. Bình cất
3. Đầu đo nhiệt độ của bể 12. Đầu đo nhiệt độ
4. Ống chảy tràn 13. Tấm đỡ bình cất
5. Ống tháo bể 14. Bộ đỡ bình cất
6. Ống ngưng 15. Dây nối đất
Hình chiếu đứng Hình chiếu cạnh
Chiều dài ống
ngưng trong
bể ≈ 390

16. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia16
7. Tấm chắn 16. Bếp điện
8. Cửa quan sát 17. Núm điều chỉnh bộ đỡ
9a. Núm điều chỉnh điện áp 18. Dây điện
9b. Vôn kế hoặc ămpe kế 19. Ống hứng
9c. Công tắc 20. Bể làm lạnh ống hứng
9d. Đèn báo 21. Nắp ống hứng
Hình 2.10: Chi tiết bình cất ASTM D86 – 05
Quy trình xác định:
Cho 100 ml mẫu vào bình chưng, lắp chặt ống hơi của bình cất có nút bấc hoặc
cao su hoặc nút polyme tương đương vào ống chưng. Chỉnh bình cất theo phương
thẳng đứng sao cho ống hơi xuyên vào ống ngưng một khoảng từ 25 mm đến 50 mm.
Nâng và chỉnh để tấm đỡ bình cất khí vào đáy của bình. Đặt ống hứng vừa dùng để đo
thể tích mẫu (không cần làm khô bên trong) vào trong bể điều nhiệt nằm dưới đầu thấp
của ống ngưng. Đầu của ống ngưng sẽ nằm giữa miệng ống hứng và sâu vào trong ống
một khoảng ít nhất là 25 mm, nhưng không dưới vạch 100 mm.
Xác định điểm sôi đầu:
Để giảm lượng thất thoát của phần cất do bay hơi, đậy ống hứng bằng mảnh
giấy thấm hoặc vật liệu tương tự đã được cắt vừa khít với ống ngưng. Nếu dùng ống
dẫn dòng cho ống hứng thì bắt đầu chưng cất với đầu của ống dẫn dòng vừa chạm
thành của ống hứng. Nếu không dùng ống dẫn dòng thì giữ đầu chảy của ống ngưng xa
thành của ống hứng. Ghi lại thời gian bắt đầu. Quan sát và ghi lại điểm sôi đầu chính
xác đến 0,5 0
C (1,0 0
F). Nếu không dùng ống dẫn dòng thì phải chuyển dịch ống hứng
ngay, sao cho đầu ống ngưng chạm vào thành trong của nó.
Điều chỉnh việc cấp nhiệt sao cho khoảng thời gian giữa lần cấp nhiệt đầu tiên
và điểm sôi đầu đến khi thu được 5%, 10% phù hợp với từng loại mẫu cấn xác định.

17. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia17
Xác định điểm sôi giữa và điểm sôi cuối: Tiếp tục điều chỉnh nhiệt sao cho tốc
độ ngưng trung bình không đổi từ khi thu được 5 % hoặc 10 % đến khi còn 5 ml cặn
trong bình cất là 4 ml/phút đến 5 ml/phút.
Trong khoảng thời gian giữa điểm sôi đầu và kết thúc chưng cất, quan sát và
ghi lại các số liệu cần thiết cho tính toán và báo cáo kết quả phép thử theo tiêu chuẩn
yêu cầu kỹ thuật qui định, hoặc như đã yêu cầu đối với mẫu thử. Các số liệu quan sát
có thể bao gồm các số đọc nhiệt độ tại các phần trăm thu hồi định trước hoặc ngược
lại, hoặc cả hai.
2.1.7. Trị số kiềm tổng (TBN), trị số axit tổng (TAN)
ASTM D664 – 06a; TCVN 6325 : 2007
ASTM D974 – 06; TCVN 2695 : 2008
ASTM D2896 – 07a; TCVN 3167 : 2008
Trị số axit tổng (TAN) là là số milligam KOH cần để trung hòa hết 100 ml sản
phẩm dầu mỏ. Các hợp chất mang tính axit chủ yếu trong sản phẩm dầu mỏ chủ yếu là các
axit hữu cơ, phenol, các muối, lacton, các chất nhựa, đặc biệt là khi nó chứa các axit vô cơ
như HCl sinh ra trong quá trình chế biến dầu mỏ. Sản phẩm dầu mỏ có TAN cao gây ăn
mòn mạnh các máy – thiết bị trong quá trình vận chuyển, tồn chứa và sử dụng.
Trên thế giới, mức quy định TAN hiện nay nằm trong khoảng từ 1 ÷ 4
mgKOH/100 ml. Sản phẩm dầu mỏ của Nga quy định mức TAN cho phép từ 0,8 ÷ 2
mgKOH/100 ml.
TAN được xác định theo tiêu chuẩn ASTM D 664 – 06a; TCVN 6325 : 2007
xác định TAN của các sản phẩm dầu mỏ bằng phương pháp chuẩn độ điện thế. Phương
pháp xác định như sau: Cho vào cốc 250 mL hoặc một bình chứa thích hợp một lượng
mẫu như trong bảng 2.7 và thêm 125 ml dung môi chuẩn độ. Chuẩn bị các điện cực
theo hướng dẫn của nhà sản xuất. Đặt cốc hoặc bình chuẩn độ theo phương thẳng đứng
và điều chỉnh vị trí của nó để các điện cực ở vị trí nửa chìm. Bắt đầu khuấy, và khuấy
trong suốt quá trình ở mức đủ để kích động mạnh mẽ mà không bắn tung tóe và không
để không khí bão hòa vào dung dịch chuẩn độ.
Bảng 2.7: Lượng chất thử nghiệm
Chỉ số axit Khối lượng, g Độ chính xác của phép cân, g
0,05÷1,0
1,0÷5,0
5÷20
20÷100
100÷260
20,0±2,0
5,0±0,5
1,0±0,1
0,25±0,02
0,1±0,01
0,10
0,02
0,005
0,001
0,0005

18. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia18
Lựa chọn buret và đổ hoặc hút vào đó dung dịch kiềm KOH 0,1 mol/l. Đưa
buret vào vị trí của bộ chuẩn độ, đảm bảo rằng đầu của buret ngập sâu khoảng 25 mm
trong dung dịch chuẩn độ. Ghi lại thể tích dung dịch chuẩn trong buret và số chỉ điện
áp của máy chuẩn độ điện thế. Có hai phương pháp được sử dụng trong cách xác định
này là chuẩn độ thủ công và chuẩn độ tự động.
Phương pháp chuẩn độ thủ công:
Thêm một lượng nhỏ phù hợp dung dịch kiềm KOH 0,1M vào mẫu và đợi cho
đến khi hằng số điện áp được thiết lập, ghi lại giá trị thể tích dung dịch chuẩn trong
buret và chỉ số điện áp.
Tại điểm bắt đầu chuẩn độ và chỉ tại các điểm uốn sau đó, chỗ mà 0,1 ml dung
dịch chuẩn KOH 0,1M không làm thay đổi trong quá trình và tổng điện áp thay đổi của
nó lớn hơn 30 mV ở điện cực, tiếp tục thêm một phần nhỏ 0,05 ml dung dịch chuẩn.
Ở đoạn giữa (đoạn bằng) đường cong thế, nơi mà cũng với 0,1 ml dung dịch
chuẩn KOH 0,1M làm thay đổi điện áp của điện cực nhỏ hơn 30 mV, tiếp tục thêm
một phần nhỏ dung dịch chuẩn độ sao cho thế điện áp thay đổi không quá 30 mV.
Tiếp tục chuẩn độ theo cách thức như trên cho đến khi tương ứng với 0,1 ml
dung dịch chuẩn làm thay đổi điện áp không quá 5 mV thì dừng quá trình chuẩn độ
(điểm cuối tự động) hoặc tới khi thế chỉ ra là dung dịch kiềm hơn dung dịch đệm kiềm
không nước mới chuẩn bị (điểm cuối được chọn).
Phương pháp chuẩn độ tự động:
Kiểm tra lại các thiết bị thí nghiệm theo tiêu chuẩn để đảm bảo rằng thiết bị có
thể xác định được lượng axit mạnh với số chỉ mV ban đầu của pháp thử. Mối liên hệ
giữa điện thế của dung dịch axit đệm chỉ ra sự có mặt của các axit. Ghi lại thể tích của
KOH được thêm vào cho đến khi số chỉ mV của dung dịch đệm pH = 4. Giá trị này
được sử dụng để tính toán trị số axit mạnh. Thực hiện phương pháp chuẩn độ tự động
và xây dựng đường cong điện thế hoặc đường cong đạo hàm như là các đường chuẩn.
Chuẩn độ với dung dịch kiềm KOH 0,1M. Thiết bị se tự động điều chỉnh hoặc
được thiết lập sẵn theo một chương trình nhất định. Khi tại các điểm uốn, nó có thể
được sử dụng để tính toán một cách gần đúng, tốc độ thêm chất chuẩn và thể tích của
chất chuẩn dựa trên sự thay đổi độ cong của đường cong chuẩn độ.
Dung dịch chuẩn độ tăng lên sẽ được thêm vào sao cho sự thay đổi thế của điện
cực là từ 5 – 15 mV đối với phần dung dịch chuẩn tăng thêm. Thể tích dung dịch
chuẩn tăng thêm sẽ thay đổi từ 0,05 đến 0,5 ml. Sự tăng tiếp dung dịch chuẩn có thể
được thêm vào nếu không có dấu hiệu thay đổi thế ở điện cực lớn hơn 10 mV trong 10
giây, nhưng thời gian lớn nhất giữa các lần tăng thêm dung dịch chuẩn độ không được
quá 60 giây.

19. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia19
Quá trình chuẩn độ có thể kết thúc khi dung dịch đệm có dấu hiệu đạt được độ
pH = 11 và thế quá 200 mV. Điểm tương đương (cân bằng) có thể nhận ra nếu điểm
bắt nguồn của đường cong chuẩn độ đạt giá cực đại, đó là điểm cao nhất so với các tín
hiệu nhiễu mà điện cực thiết lập.
Chuẩn mẫu trắng từ 125 ml dung môi chuẩn độ đối với quá trình chuẩn độ
giống như chuẩn độ mẫu.
Khi chuẩn độ xong, tráng điện cực bằng đầu buret bằng dung môi chuẩn độ sau
đó bằng iso-propanol, cuối cùng bằng nước cất. Nhúng các điện cực trong nước ít nhất
5 phút trước khi dùng lại để phục hồi lớp gel nước của điện cực thuỷ tinh. Nhúng điện
cực vào trong dung dịch KCl khi không dùng.
Tính trị số axit, TAN:
Quá trình chuẩn độ thủ công: Vẽ đường cong chuẩn độ dựa vào thể tích của
dung dịch chuẩn kiềm KOH 0,1M tương ứng với số chỉ điện thế (hình 2.11). Đánh dấu
điểm kết thúc chính xác phù hợp, xác định điểm uốn gần với điện áp pin đạt được
tương ứng dung dịch axit hoặc dung dịch kiềm đệm. Nếu điểm uốn không xuất hiện
hoặc xuất hiện không rõ ràng (đường cong B), đánh dấu điểm cuối tại số chỉ điện áp
đạt được tương ứng với dung dịch đệm thích hợp.
Hình 2.11: Đồ thị biểu diễn đường cong chuẩn độ
ml dung dịch kiềm KOH 0,1M
Thếcủađiệncựcthủytinh,mV

20. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia20
Đường cong A: Đường cong chuẩn độ 125 ml mẫu trắng
Đường cong B: Đường cong chuẩn độ 10 gam dầu động cơ đã sử dụng cộng với
125 ml dung môi chuẩn độ. không có điểm uốn rõ ràng, các điểm kết thúc được chọn
tại số chỉ của điện cực đạt được tương ứng với hai dung dịch nước đệm.
Đường cong C: Đường cong chuẩn độ 10 gam dầu chứa axit yếu cộng với 125
ml dung môi chuẩn độ. Điểm kết thúc được chọn là điểm mà tại đó đường cong chuẩn
độ gần như thẳng đứng.
Đường cong D: Đường cong chuẩn độ 10 gam dầu chứa axit yếu và axit mạnh
cộng với 125 ml dung môi chuẩn độ. Các điểm kết thúc được chọn là điểm mà tại đó
đường cong chuẩn độ gần như thẳng đứng.
Tính trị số axit như sau:
Trị số axit TAN, mgKOH/g =
56,1.(A B).M
W
−
(2.7)
Trong đó:
A : Thể tích dung dịch rượu KOH đã dùng để chuẩn mẫu tới điểm cuối định
phân xác định bằng điểm uốn đường cong chuẩn độ có giá trị đọc gần với
giá trị dung dịch đệm kiềm hoặc nếu khó xác định hoặc không có điểm uốn
thì xác định nhờ giá trị đọc của dung dịch đệm kiềm không nước, ml.
B : Thể tích dung dịch kiềm KOH đã dùng để chuẩn mẫu trắng, ml.
M: Độ chuẩn của dung dịch KOH, mol/l.
W: Khối lượng mẫu,g.
Độ kiềm trong dầu nhờn được biểu thị bằng trị số kiềm tổng (TBN), cho biết
lượng axit clohydric hay percloric, được quy chuyển sang KOH tương đương cần thiết
để trung hòa hết các hợp chất mang tính kiềm có mặt trong 1g mẫu.
Hiện nay, nhiều loại phụ gia sử dụng nhằm nâng cao phẩm chất dầu bôi trơn.
Các hợp chất được coi là có tính kiềm bao gồm: các chất kiềm vô cơ và hữu cơ, các
muối của các kim loại nặng, các phụ gia, đặc biệt là các phụ gia được dùng trong điều
kiện khắc nghiệt, như phụ gia tẩy rửa… Rất nhiều loại phụ gia hiện nay sử dụng cho
dầu động cơ có chứa các hợp chất kiềm, nhằm trung hòa các sản phẩm axit của quá
trình cháy, lượng tiêu tốn các thành phần kiềm này là một chỉ số về tuổi thọ sử dụng
của dầu.
Dầu có độ kiềm cao thì khả năng chống ăn mòn tốt. Khi TBN giảm đến một giá trị
giới hạn nào đó thì dầu động cơ cần phải được thay mới. Khi độ kiềm quá thấp hay không
còn thì dầu không có khả năng bảo vệ các chi tiết động cơ khỏi ăn mòn.
Phương pháp ASTM D2896 – 07a; TCVN 3167 : 2008 thường được dùng để
xác định các hợp chất kiềm trong các sản phẩm dầu mỏ.
Quy trình xác định:

21. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia21
Quá trình chuẩn độ theo tiêu chuẩn này hoàn toàn tương tự cách xác định TAN
như tiêu chuẩn ASTM D664 – 06a; TCVN 6325 : 2007. Theo đó, mẫu được làm nóng
chảy là một hỗn hợp khan của clobenzen, axit axetic băng, và quá trình trung hòa xẩy
ra với dung dịch axit pecloric trong axit axetic lạnh sử dụng bộ đo điện thế. Một bộ
phận chỉ thị cực bằng thủy tinh và một cực Hg2Cl2 được sử dụng, sau đó được kết nối
với dung dịch mẫu bằng thỏi muối. Máy chỉ thị được đọc ngược với thể tích của dung
dịch chuẩn độ và điểm cuối được lấy trên đường cong kết quả tại điểm uốn. Sự khác
nhau giữa các lần đọc không lớn hơn 0,03V với tốc độ chuẩn độ cài đặt lớn nhất của
máy là 1 ml/phút.
Có hai quy trình xác định TBN theo tiêu chuẩn này là quy trình A và B. Sự khác
nhau cơ bản giữa hai quy trình này là sử dụng thể tích dung môi chuẩn độ và khối lượng
mẫu khác nhau. Quy trình A sử dụng lượng mẫu 0,1 – 20 gam, được xác định theo
phương trình 2.8 và dung môi chuẩn độ là 120 ml. Quy trình B sử dụng lượng mẫu 0,1 –
10 gam, được xác định theo phương trình 2.9 và dung môi chuẩn độ là 60 ml.
Tính lượng mẫu cần lấy theo trị số kiềm (TBN) dự đoán như sau:
Lượng mẫu A, g = 28/TBN dự đoán (2.8)
Lượng mẫu B, g = 10/TBN dự đoán (2.9)
Tính toán kết quả: Tìm điểm cuối từ đồ thị thu được trong chuẩn độ tự động.
Điểm cuối là điểm giữa của đường uốn là điểm tại đó đường cong chuyển từ mặt lõm
đến mặt lồi. Từ đó tính được trị số kiềm TBN như sau:
A56,1.(E F).N
TBN,mgKOH /g
S
−
= (2.10)
Trong đó:
E. Thể tích dung dịch HClO4 đã
dùng để chuẩn độ mẫu tới điểm uốn của đường
cong chuẩn độ, ml.
F. Thể tích tương ứng với E để
chuẩn mẫu trắng tới cùng thế như mẫu chuẩn.
NA. độ chuẩn của dung dịch HClO4
S. Khối lượng mẫu, g.
ASTM D974 – 06; TCVN 2695 : 2008
Tiêu chuẩn được sử dụng để xác định trị số axit, kiềm của các sản phẩm dầu mỏ
tan được hoặc tan gần hết trong hỗn hợp toluen và rượu isopropylic với axit và kiềm
có hằng số phân ly trong nước lớn hơn 10-9
. Tuy nhiên quy trình này không được áp
Hình 12: Máy đo trị số kiềm tổng

22. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia22
dụng cho các sản phẩm dầu mỏ có chứa phụ gia kiềm, các dầu như: dầu cắt gọt, dầu
chống gỉ và các dầu có thành phần tương tự hoặc các dầu quá thẫm màu vì không rõ sự
dịch chuyển màu trong quá trình chuẩn độ.
Sản phẩm dầu mỏ mới hoặc đã sử dụng có thể chứa các thành phần axit hoặc
kiềm có trong phụ gia hoặc sinh ra do dầu biến chất trong quá trình sử dụng, như các
sản phẩm oxy hoá. Một lượng tương đối của các chất trên có thể được xác định bằng
chuẩn độ với axit hoặc kiềm. Trị số axit hoặc trị số kiềm, là số đo lượng axit hoặc
kiềm tương ứng trong dầu dưới điều kiện thử nghiệm. Trị số này được dùng như là
một hướng dẫn trong kiểm tra chất lượng khi pha chế dầu bôi trơn. Đôi khi sử dụng trị
số này như một thước đo về độ xuống cấp của dầu trong sử dụng, tuy nhiên, giới hạn
để loại bỏ dầu phải được thiết lập bằng kinh nghiệm.
Do sự đa dạng của sản phẩm ôxy hoá đóng góp vào trị số axit và các axit hữu
cơ vốn đã rất khác nhau về tính ăn mòn, cho nên không dùng phương pháp này để dự
đoán tính ăn mòn của dầu trong điều kiện sử dụng. Không có mối liên hệ chung nào
giữa trị số axit và xu hướng ăn mòn của dầu đối với kim loại. Các loại dầu động cơ
thường có cả trị số axit và trị số kiềm
Qui trình xác định trị số axit
Cân lượng mẫu theo qui định ở bảng 2.8 rồi cho vào bình nón hoặc cốc thử.
Cho thêm vào 100 ml dung môi chuẩn độ và 0,5 ml dung dịch chỉ thị, không đậy nút,
lắc đều cho đến khi mẫu tan hoàn toàn trong dung môi. Tiến hành chuẩn độ ngay ở
nhiệt độ dưới 300C. Cho dần dung dịch KOH 0,1 M và lắc đều để phân tán KOH. Đến
gần điểm cuối, lắc mạnh nhưng tránh làm tan CO2 vào dung môi. Trong trường hợp
dầu có tính axit thì màu da cam sẽ chuyển thành màu xanh hoặc xanh – nâu khi chuẩn
độ đạt đến điểm cuối, xem như là điểm cuối nếu màu không đổi trong 15 giây hoặc
cho thêm 2 giọt HCl 0,1 M màu sẽ đổi ngược lại.
Mẫu trắng: Thêm 0,5 ml dung dịch chỉ thị vào 100 ml dung môi chuẩn độ, tiến
hành chuẩn độ mẫu trắng, thêm vào từng lượng 0,1 ml hoặc ít hơn dung dịch KOH 0,1M.
Bảng 2.8: Khối lượng mẫu thử quy định
Trị số axit hoặc trị số kiềm Khối lượng mẫu, g Độ chính xác phép cân
Dầu sáng hoặc dầu mới
0 – 3,0 20,0 ± 2,0 0,05
3,0 – 25,0 2,0 ± 0,2 0,01
25,0 – 250,0 0,2 ± 0,02 0,001
Dầu thẫm mầu hoặc dầu đã qua sử dụng
0 – 25,0 2,0 ± 0,2 0,01
25,0 - 250 0,2 ± 0,02 0,001
Qui trình xác định trị số kiềm:

23. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia23
Nếu dung môi chuẩn độ chứa lượng mẫu đã tan trong đó có màu xanh hoặc nâu
– xanh nhạt, sau khi thêm vào chất chỉ thị, thì thực hiện chuẩn độ tương tự như trên,
nhưng sử dụng HCl 0,1 M và chuẩn độ cho đến khi màu xanh – nâu chuyển sang màu
da cam.
Qui trình xác định trị số axit mạnh:
Cân 25 g mẫu đại diện, chính xác đến 0,1 g rồi cho vào phễu chiết dung tích
250 ml, thêm 100 ml nước sôi. Lắc mạnh và sau đó tách lớp, chiết phần nước vào bình
dung tích 500 ml. Chiết mẫu hai lần nữa, mỗi lần thêm 50 ml nước sôi. Cho cả hai lần
nước chiết vào bình. Thêm vào hỗn hợp chiết đó 0,1 ml dung dịch chỉ thị metyl da
cam, nếu dung dịch có màu hồng hoặc đỏ thì chuẩn độ bằng dung dịch KOH 0,1 M
cho tới khi dung dịch chuyển sang màu nâu – vàng. Nếu màu ban đầu không phải là
màu hồng hay đỏ thì trị số axit mạnh coi như bằng 0.
Mẫu trắng: Cho 200 ml nước sôi giống như đã làm đối với mẫu thử vào bình
nón dung tích 250 ml. Cho vào 0,1 ml dung dịch chỉ thị metyl da cam. Nếu màu của
dung dịch là da cam – vàng thì chuẩn độ bằng dung dịch HCl 0,1 M cho đến cùng màu
và cùng độ sẫm như khi chuẩn độ mẫu thử. Nếu màu của dung dịch chỉ thị là hồng
hoặc đỏ thì chuẩn bằng dung dịch KOH 0,1 M cho đến khi thu được cùng điểm cuối
như khi chuẩn mẫu thử.
Tính kết quả:
Tính trị số axit như sau:
56,1.(A B).M
TAN,mgKOH/g
W
−
= (2.11)
Trong đó:
A. là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu, ml;
B. là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu trắng, ml;
M. là nồng độ mol của dung dịch KOH;
W. là khối lượng mẫu, gam.
Tính trị số axit mạnh (SAN – strong acide number) như sau:
Nếu chuẩn mẫu trắng bằng axit:
56,1.(C.M D.m)
SAN,mgKOH/g
W
+
= (2.12)
Trong đó:
C. là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ phần nước chiết, ml;
D. là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu trắng, ml;
m. là nồng độ mol của dung dịch HCl;
Nếu chuẩn mẫu trắng bằng kiềm:

24. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia24
56,1.(C D).M
SAN,mgKOH /g
W
−
= (2.13)
Tính trị số kiềm như sau:
56,1.(E.m F.m)
TBN,mgKOH /g
W
+
= (2.14)
Trong đó:
E. là thể tích dung dịch HCl đã dùng để chuẩn độ mẫu, ml;
F. là thể tích dung dịch KOH đã dùng để chuẩn độ mẫu trắng của trị số axit, ml;
2.1.8. Trị số Octan (ON - octan number) – Chỉ số Octan (OI – octan index)
ASTM D2699 – 06a; TCVN 2703 : 2007
ASTM D2700 – 06
Để đặc trưng cho xăng có tính chống cháy kích nổ tốt, nghĩa là cháy điều hòa
người ta thường dùng đại lượng đặc trưng là trị số octan (ON) hoặc chỉ số Octan (OI).
Theo đó, trị số octan là một đại lượng quy ước. Một trong những chất lỏng có khả
năng chống cháy kích nổ tốt là 2,2,4 – trimetyl pentan – quen được gọi không đúng là
isooctan được gán cho có trị số octan bằng 100. Một chất lỏng khác có khả năng chống
cháy kích nổ kém là n – heptan được coi là có trị số octan bằng 0. Một nhiên liệu có
ON = x, nếu nó có khả năng cháy chống kích nổ tương đương hỗn hợp x%V isooctan
và (100-x)%V n – heptan.
Trị số octan được xác định bằng động cơ thử nghiệm tiêu chuẩn CFR và các
điều kiện vận hành chuẩn để so sánh đặc tính gõ của nó với đặc tính gõ của những
nhiên liệu chuẩn đầu có ON biết trước. Tỷ số nén và tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu - không
khí được điều chỉnh để đạt được cường độ gõ chuẩn thể hiện mối quan hệ giữa tỷ số
nén (CR – compression ratio) của động cơ với mức trị số octan cho phương pháp này.
Tỷ lệ nhiên liệu – không khí cho nhiên liệu mẫu và từng hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu
được điều chỉnh để đạt được cường độ gõ cực đại cho mỗi loại nhiên liệu bằng cách:
- Thay đổi theo từng bước tăng dần trong hỗn hợp, quan sát giá trị cường độ gõ
cân bằng KI cho mỗi bước, sau đó lựa chọn điều kiện để đạt được cực đại.
- Đưa KI lên cực đại khi thay đổi thành phần hỗn hợp từ giàu xuống nghèo hoặc
ngược lại theo một tốc độ không đổi.
Có hai phương pháp để xác định ON của xăng là trị số octan theo phương pháp
nghiên cứu RON (research octan number) theo tiêu chuẩn ASTM D2699 – 06a; TCVN
2703 : 2007 và trị số octan theo phương pháp mô tơ MON (motor octan number) theo
tiêu chuẩn ASTM D2700 – 06. Cả hai trị số này đều được xác định trên cùng một động
cơ. Sự khác nhau cơ bản giữa hai phương pháp này là RON được xác định nhờ động
cơ hoạt động với tốc độ 600 vòng/phút, hỗn hợp nhiên liệu – không khí không được

25. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia25
hâm nóng trước khi vào xy lanh, còn MON xác định được nhờ động cơ hoạt động ở
tốc độ 900 vòng/phút và hỗn hợp nhiên liệu – không khí được hâm nóng lên 1400
C
trước khi vào xy lanh.
Quy trình xác định RON theo tiêu chuẩn ASTM D2699–06a; TCVN 2703:2007:
Quy trình chặn trên – chặn dưới: Động cơ được hiệu chỉnh để hoạt động tạo
điều kiện cường độ gõ KI chuẩn. Tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu – không khí của mẫu được
điều chỉnh để KI cực đại, điều chỉnh chiều cao xylanh so cho đạt KI tiêu chuẩn và cố
định lại chiều cao xylanh. Hai hỗn hợp nhiên liệu chuẩn đầu (PRF) được lựa chọn sao
cho tại tỷ lệ hỗn hợp nhiên liệu – không khí đạt KI cực đại. Một nhiên liệu chuẩn đầu
gây tiếng gõ động cơ mạnh hơn (KI cao hơn so với mẫu đo ON) và nhiên liệu chuẩn
đầu có KI thấp hơn. Tuy nhiên việc lựa chọn hai nhiên liệu chuẩn phải thỏa mãn điều
kiện sao cho độ chênh lệch độ gõ của chúng phải không lớn hơn 0,3 ON. Trị số ON
của mẫu được tính bằng cách nội suy theo tỷ lệ chênh lệch của các số đọc KI trung
bình theo sơ đồ hình 2.13 và công thức tính 2.15.
Số đọc của đồng hồ đo độ gõ
Nhiên liệu chuẩn số 1 X X
Mẫu đo ON S S
Nhiên liệu chuẩn số 2 X X
Hình 2.13: Số đọc của mẫu và nhiên liệu chuẩn
Công thức tính ON của mẫu theo phương pháp chặn trên – chặn dưới:
LRF s
s LRF HRF LRF
LRF HRF
KI KI
ON CN (ON ON )
HW HW
⎛ ⎞−
= + −⎜ ⎟
−⎝ ⎠
(2.15)
Trong đó: ONs: trị số xêtan của mẫu cần đo.
ONLRF: trị số octan của mẫu chuẩn đầu có ON thấp (chặn dưới).
ONHRF: trị số octan của mẫu chuẩn đầu có ON cao (chặn trên).
KIs: Cường độ gõ của mẫu cần đo.
KILRF: Cường độ gõ của nhiên liệu chuẩn có ON thấp.
KIHRF: Cường độ gõ của nhiên liệu chuẩn có ON cao.
Ví dụ:
Số đọc KI trung bình Trị số octan
Mẫu chuẩn 1 60 98,0
9 X
Mẫu đo ON 51 28 ONs 1,0
Mẫu chuẩn 2 32 99,0

26. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia26
Theo công thức 2.15 ta có:
s
60 51
ON 98,0 (99,0 98,0) 98,32
60 32
−⎛ ⎞
= + − =⎜ ⎟
−⎝ ⎠
Quy trình đo như sau:
Quy trình đo chặn trên – chặn dưới với mức nhiên liệu cân bằng:
Kiểm tra tất cả cá điều kiện vận hành của động cơ đảm bảo sự phù hợp với các
điều kiện thử nghiệm. Xác định cường độ gõ chuẩn bằng cách hiệu chuẩn động cơ khi
sử dụng nhiên liệu chuẩn đầu có ON gần với mẫu đo. Đặt chiều cao xylanh theo giá trị
áp suất khí quyển đã được bù trừ cho trị số octan của nhiên liệu chuẩn đầu được chọn.
Xác định mức nhiên liệu đối với cường độ gõ cực đại và sau đó điều chỉnh đồng hồ đo
kích nổ, xoay núm điều chỉnh Mêter reading để số đọc của đồng hồ đo độ gõ là 50
vạch. Kiểm tra độ nhạy (spread) của đồng hồ đo kích nổ được đặt ở mức cực đại mà
vẫn đảm bảo độ ổn định của đồng hồ đo độ gõ. Khoảng đo của đồng hồ kích nổ được
đặt từ khoảng 12 – 15 vạch KI cho một trị số octan. Đổ nhiên liệu mẫu vào cacbuaratơ,
làm sạch hệ thống dẫn nhiên liệu, vận hành động cơ trên nhiên liệu mẫu, điều cỉnh
chiều cao xylanh để số đọc của đồng hồ đo độ gõ nằm ở giữa thanh đọc. Xác định mức
nhiên liệu cho cường độ gõ cực đại bằng cách: đầu tiên hạ thấp mức nhiên liệu sau đó
nâng lên từng mức nhỏ một (mức 0,1 theo vạch ghi trên ống thủy tinh hoặc ít hơn) đến
khi số đọc của đồng hồ đo độ gõ đạt được cực đại và bắt đầu hạ xuống. Đặt lại bình
nhiên liệu ở mức sao cho số đọc của đồng hồ đo độ gõ đạt cực đại. Điều chỉnh chiều
cao xy lanh sao cho số đọc của đồng hồ đo độ gõ là 50 vạch. Ghi lại số đọc của đồng
hồ đo độ gõ. Quan sát số đọc chiều cao xylanh đã được bù về áp suất khí quyển, xác
định ON của mẫu cần đo.
Quy trình chặn trên – chặn dưới với mức nhiên liệu thay đổi:
Quy trình thử nghiệm tương tự như trên, tuy nhiên khi áp dụng phương pháp
thay đổi mức nhiên liệu thì dừng quá trình đo bằng cách chuyển sang một nhiên liệu
khác khi cường độ gõ vượt qua giá trị cực đại và giảm đi khoảng 10 vạch. Luôn đổ
thêm nhiên liệu sao cho động cơ luôn chạy ở chế độ giàu nhiên liệu. Sau khi xác định
được chiều cao xylanh, cần phải điều chỉnh lần cuối để đảm bảo rằng: mức nhiên liệu
trong ống quan sát để đạt cường độ gõ cực đại nằm trong khoảng tới hạn từ 0,7 đến 1,7
in và số đọc cường độ gõ cực đại nằm trong khoảng từ 45 - 55 vạch. Xác định ON ước
lượng của nhiên liệu mẫu.
Cách xác định MON của xăng hoàn toàn tương tự. Giá trị MON xác định được
thường thấp hơn giá trị RON. Tuy nhiên, sự khác nhau này là không nhiều nhưng cũng
có những ý nghĩa rất quan trọng sẽ được đề cập ở phần sau.

27. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia27
Hình 2.14: Máy đo trị số octan theo tiêu chuẩn ASTM D2699
A. Ống chống ẩm không khí F. Hộp cacte CFR – 48
B. Thiết bị làm nóng không khí vào G. Thiết bị lọc dầu
C. Bộ ngưng chất làm lạnh H. Thiết bị đo kích nổ
D. Cacbuaratơ bốn bình J. Thiết bị đo độ gõ
E. Mô tơ thay đổi tỷ số nén (CR) K. Bộ đếm bằng tỷ số của tỷ số nén (CR)
2.1.9. Trị số xêtan (CN – Cetane number) – Chỉ số xêtan (CI –Cetane Index)
ASTM D613 – 05; TCVN 7630:2007
ASTM D4737 – 04; TCVN 3180:2007
Trị số xêtan không có ý nghĩa quan trọng và sống còn như trị số Octan, nó
không hoàn toàn quyết định hiệu suất động cơ, song nhiên liệu có trị số xêtan thấp hơn
yêu cầu có thể dẫn đến những khó khăn, trục trặc khi khởi động máy, gây tiếng ồn, khí
thải độc hại...
Trị số xêtan là đại lượng đặc trưng cho khả năng cháy điều hòa của nhiên liệu
và được quy ước như sau: Xêtan n-C16H34 có trị số xêtan bằng 100, α −metyl

28. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia28
naphtalen có trị số xêtan bằng 0. Hỗn hợp chứa x% thể tích xêtan có trị số xêtan là x.
Trong thực tế, thay cho α −metyl naphtalen người ta hay dùng heptametyl nonan với
CN bằng 15, nên hỗn hợp x% xêtan có:
CN = x + 0,15(100 - x) (2.16)
Hình 2.15: Cụm thiết bị đo trị số xêtan
A – Các bình nhiên liệu L – Cụm vùi phun
B – Bộ phận sấy khô khí M – Bơm phun nhiên liệu
C – Bộ phận giảm thanh cho không khí nạp N – Van chọn nhiên liệu
D – Buret đo tốc độ chảy của nhiên liệu O – Lọc dầu
E – Cảm biến cháy P – Núm vặn kiểm soát việc hâm nóng
F – Lưới an toàn dầu bôi trơn trong hộp khuỷu
G – Tay quay điều chỉnh tỷ số nén Q – Công tác điều khiến việc sấy khô khí
H – Tay quay khóa chốt điều chỉnh tỷ số nén R – Công tác tắt – mở máy
I – Các cảm biến bánh đà S – Bảng điều khiến
J – Lỗ để đổ dầu hộp khuỷu T – bảng điều khiển nhiệt độ không khí nạp
K – Rơle an toàn kiểu solenoit của bơm phun U – Cặp đồng hồ xêtan điện tử

29. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia29
Trị số xêtan thường được đo bằng động cơ CFC trong phòng thí nghiệm theo
phương pháp ASTM D613 – 05; TCVN 7630:2007. Động cơ CFC này hoàn toàn
tương tự động cơ dùng để đo ON, nhưng dĩ nhiên có xilanh kiểu động cơ điêzen. Bản
chất của phương pháp là: so sánh đặc tính cháy của mẫu trong động cơ thử nghiệm ở
các điều kiện tiêu chuẩn với hai hỗn hợp nhiên liệu so sánh đã biết trước trị số xêtan.
Điều này được thực hiện bằng cách sử dụng quy trình chặn trên và chặn dưới tay quay
để thay đổi tỷ số nén (số đọc trên thước của tay quay) của mẫu và từng cặp nhiên liệu
chuẩn chặn trên và chặn dưới. Dựa vào thời gian cháy trễ của mẫu và hai mẫu so sánh
sẽ cho phép ta nội suy ra trị số xêtan của mẫu cần xác định. Quá trình nội suy được
minh họa trên hình 2.16 và tính trị số xêtan của mẫu theo biểu thức 2.17.
Tỷ số nén: là tỷ số giữa thể tích của buồng cháy, kể cả buồng cháy phụ khi
piston ở điểm chết dưới và thể tích của buồng cháy khi piston ở điểm chết trên.
Thời điểm cháy trễ: là khoảng thời gian thể hiện bằng khoảng góc quay của trục
khuỷu tính theo độ kể từ khi nhiên liệu bắt đầu được phun vào buồng cháy cho đến khi
nhiên liệu bắt đầu cháy được.
Quy trình A: Đo mẫu và nhiên liệu chuẩn so sánh
Quy trình B: Đo mẫu và nhiên liệu chuẩn so sánh
Hình 2.16: Trình tự đo mẫu và các nhiên liệu chuẩn so sánh
Mẫu chuẩn có CN thấp
Mẫu xác định CN
Mẫu chuẩn có CN cao
Chỉ số đọc cuối cùng của mẫu thử trước
Số đọc trên thước của tay quay
S
X
X
X
S
X
Mẫu chuẩn có CN thấp
Mẫu xác định CN
Mẫu chuẩn có CN cao
Số đọc trên thước của tay quay

30. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia30
s LRF
s LRF HRF LRF
HRF LRF
HW HW
CN CN (CN CN )
HW HW
⎛ ⎞−
= + −⎜ ⎟
−⎝ ⎠
(2.17)
Trong đó: CNs: trị số xêtan của mẫu cần đo.
CNLRF: trị số xêtan của mẫu so sánh có CN thấp.
CNHRF: trị số xêtan của mẫu so sánh có CN cao.
HWs: Chỉ số vô lăng quay của mẫu cần đo.
HWLRF: Chỉ số vô lăng quay của mẫu so sánh có CN thấp.
HWHRF: Chỉ số vô lăng quay của mẫu so sánh có CN cao.
Ví dụ: Số đọc trên thước của tay quay trị số xêtan
Mẫu so sánh có CN thấp 1,520 37,0
0,025 x
Mẫu cần đo CN 1,545 0,056 CNs 5,3
Mẫu so sánh có CN cao 1,576 42,3
Theo công thức 2.17:
s
1,545 1,520
CN 37,0 (42,3 37,0)
1,576 1,520
−⎛ ⎞
= + −⎜ ⎟−⎝ ⎠
CNs = 37,0 + 0,446.5,3 = 39,4
Cách tiến hành:
Đưa mẫu vào bình chứa nhiên liệu, rửa sạch buret chứa nhiên liệu, đuổi không
khí khỏi ống dẫn nhiên liệu và bơm. Đặt van chuyển đổi nhiên liệu để vận hành động
cơ với nhiên liệu này.
Chú ý: Việc lựa chọn mẫu chuẩn rất quan trọng đến sai số của phép đo. Mẫu đo
phải có trị số xêtan nằm giữa trị số xêtan của hai mẫu chuẩn. Song chênh lệch trị số
xêtan giữa hai mẫu chuẩn so sánh này phải không vượt quá 5,5 đơn vị xêtan.
- Kiểm tra tốc độ chảy của nhiên liệu và chỉnh núm điều chỉnh tốc độ nhiên liệu
của bơm sao cho lượng nhiên liệu tiêu thụ là 13 ml trong 1 phút.
- Điều chỉnh núm thời điểm phun nhiên liệu của bơm để đạt được số đọc của
góc phun sớm là 130
.
- Điều chỉnh tay quay để thay đổi tỷ số nén và có được số đọc của góc cháy trễ
là 130
.
- Vận hành máy, trong khoảng thời gian từ 5 – 10 phút máy sẽ chạy ổn định.
Quan sát và ghi lại số đọc trên thước của tay quay.

31. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia31
Hình 2.17: Núm điều chỉnh thời điểm phun và tốc độ bơm nhiên liệu
Trong thực tế người ta hay dùng đại lượng gọi là chỉ số xetan (CI: cetan index).
Chỉ số xetan được tính toán từ các phương trình kinh nghiệm. Hầu hết các nhà máy lọc
dầu đều dùng cách tính của ASTM D 976 - 06, theo đó chỉ số xêtan được tính như sau :
CI = 65,011(logT)2
+ [0,192(o
API).logT] +
+ 0,16 (o
API)2
− 0,0001809(T)2
− 420,34 (2.18)
Trong đó :
T: là nhiệt độ điểm sôi 50%V, 0
F.
0
API được xác định ở 600
F (15,50
C) tính theo công thức sau:
0
API =
d
5,141
- 131,5
d: là tỷ trọng của dầu so với nước ở 150
C, kg/l.
Hoặc CI có thể tính theo công thức sau:
CI = 454,74 – 1642,416 D – 774,74 D2
- 0,554 B + 97,803 (log B)2
(2.19)
D: là tỷ trọng của dầu ở 150
C, g/ml (kg/l).
B: là nhiệt độ cất 50%V, 0
C.
Tiêu chuẩn ASTM D4737 – 04; TCVN 3180:2007 cũng đưa ra cách tính chỉ số
xêtan cho nhiên liệu điêzen được phân loại theo tiêu chuẩn ASTM D975. Theo tiêu
chuẩn này, có hai quy trình tính chỉ số xêtan dựa vào mối liên hệ giữa các thông số
khối lượng riêng, T10, T50 và T90.
Quy trình A: quy định cách tính chỉ số xêtan cho nhiên liệu điêzen loại 1- D:
10N 50N
2 2 2
90N 10N 90N
CI 45,2 0,0892.T (0,131 0,901.B).T
(0,0523 0,420.B).T 0,00049. (T ) (T ) 107B 60B
= + + +
⎡ ⎤+ − + − + +⎣ ⎦
(2.20)
Trong đó:
Điều chỉnh
tốc độ
dòng
nhiên liệuĐiều chỉnh
thời điểm
phun
Nhìn từ trên xuống

32. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia32
D: khối lượng riêng của mẫu ở 150
C, g/ml.
DN = D – 0,85;
3,5.DN
B e 1−
= − ;
T10; T50; T90: Nhiệt độ chưng cất thu được 10%V; 50%V; 90%V mẫu, 0
C.
T10N = T10 – 215
T50N = T50 – 260
T90N = T90 - 310
Quy trình B: quy định cách tính chỉ số xêtan cho nhiên liệu điêzen loại 2- D:
10 50 90CI 386,26.D 0,1740.T 0,1215.T 0,01850.T 297,42= − + + + + (2.21)
2.1.10. Hàm lượng lưu huỳnh
ASTM D1266 – 03; TCVN 2708:2007
ASTM D2622 – 06; TCVN 6701:2007
ASTM D5453– 06; TCVN 7760:2008
ASTM D4294 – 06; TCVN 3172:2008
Chất lượng của nhiều loại sản phẩm dầu mỏ liên quan đến sự có mặt của lưu
huỳnh. Ở nhiều khía cạnh khác nhau, đối với ngành lọc – hóa dầu thì sự có mặt của
lưu huỳnh luôn là hợp phần không mong muốn. Sự hiểu biết về nồng độ lưu huỳnh là
cần thiết đối với quá trình chế biến và sự có mặt của chúng trong dầu mỏ và sản phẩm
dầu mỏ.
ASTM D 2622 – 06; TCVN 6701:2007 Tiêu chuẩn này quy định phương pháp
xác định hàm lượng lưu huỳnh tổng có trong sản phẩm dầu mỏ ở pha đơn, có thể là
dạng lỏng ở điều kiện môi trường hoặc hóa lỏng bằng cách gia nhiệt ôn hòa hoặc hòa
tan trong dung môi hữu cơ thích hợp. Các loại sản phẩm dầu mỏ có thể áp dụng tiêu
chuẩn này như: nhiên liệu điêzen, nhiên liệu phản lực, dầu hỏa, dầu naphta, dầu cặn,
dầu gốc, dầu thủy lực, dầu thô, xăng không chì, M – 85 và M – 100 tương ứng với
hàm lượng lưu huỳnh nằm trong khoảng từ 3 mg/kg đến 5,3% khối lượng.
Mẫu được đặt trong chùm tia X và đo cường độ pic của vạch lưu huỳnh Kα tại
bước sóng 5,373
0
A. Lấy cường độ pic trừ đi cường độ của nền đo được tại bước sóng
5,190
0
A (hoặc tại 5,437
0
Anếu sử dụng ống Rh).
Đặt mẫu vào cuvét đo theo kỹ thuật phù hợp với thiết bị sử dụng cụ thể. Mặc dù
bức xạ lưu huỳnh chỉ xuyên qua một khoảng cách nhỏ trong mẫu, sự tán xạ từ cuvet
mẫu và mẫu đo đã có thể khác nhau. Song phải đảm bảo rằng cuvet mẫu được nạp cao
hơn chiều sâu tối thiểu, trên cơ sở đó lượng mẫu thêm vào không ảnh hưởng đáng kể
lên tốc độ đếm. Nói chung nên nạp vào cuvet mẫu một lượng bằng ¾ dung tích cuvet
và phải có lỗ thông hơi nhỏ trong cuvet mẫu.

33. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia33
Đặt mẫu vào trong chùm tia X và để quang trường tia X đạt cân bằng. Xác định
cường độ bức xạ lưu huỳnh Kα tại bước sóng 5,373
0
A. Lấy cường độ pic trừ đi cường
độ của nền đo được tại bước sóng 5,190
0
A (hoặc tại 5,437
0
Anếu sử dụng ống Rh).
Kα lưu huỳnh ở bước sóng 5,373
0
Abằng cách đo tốc độ đếm ở góc đặt chính xác cho
bước sóng này. Đo tốc độ đếm nền ở góc đặt cố định, chọn trước, kế sát pic Kα lưu
huỳnh. So sánh tốc độ đếm thực với đường chuẩn đã được chuẩn bị trước để suy ra
nồng độ lưu huỳnh theo phần trăm khối lượng.
Tính kết quả ASTM D 2622 – 06; TCVN 6701:2007:
Khi sử dụng điều chỉnh sai lệch, tính hệ số điều chỉnh đối với các thay đổi độ
nhạy hàng ngày của thiết bị như sau:
F = A/B (2.22)
Trong đó:
A. là tốc độ đếm số điều chỉnh sai lệch của mẫu chuẩn như xác định tại thời
điểm hiệu chuẩn.
B. là tốc độ đếm số điều chỉnh sai lệch của mẫu chuẩn như xác định tại thời
điểm phân tích.
Xác định tốc độ đếm thực đã hiệu chỉnh R theo phương trình 2.23:
K B
1 2
C C .F'
S S
R
F
−
= (2.23)
Trong đó:
CK. Là số đếm tổng tại 5,373
0
A
CB. Là số đếm tổng tại vị trí nền.
S1, S2. là số giây cần để thu được số đém CK, CB.
F’. là (số đếm/giây tại 5,373
0
A)/(số đếm/giây tại nền với mẫu không lưu
huỳnh).
Nồng độ lưu huỳnh trong mẫu đã pha loãng được tính như công thức 2.24:
s 0
b
s
W W
S,%kl S .
W
+
= (2.24)
Trong đó:
Sb. Hàm lượng lưu huỳnh có trong hỗn hợp pha loãng, % khối lượng.
Ws. Khối lượng mẫu gốc, g.
W0. Khối lượng chất pha loãng, g.

34. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia34
ASTM D 1266 – 03; TCVN 2708:2007 là phương pháp xác định hàm lượng lưu
huỳnh bằng phương pháp đốt đèn. Tiêu chuẩn này quy định phương pháp xác định hàm
lượng lưu huỳnh tổng từ 0,1 – 0,4% khối lượng trong các sản phẩm dầu mỏ dạng lỏng.
Dùng pipet phù hợp để đưa vào bình của từng đèn một lượng mẫu như qui định
ở bảng 2.9 . Đậy các bình bằng các nút bấc sạch, có đánh số. Cân từng bình và đèn của
nó chính xác đến 0,005 g.
Hình 2.18: Sơ đồ minh họa thiết bị đèn đã lắp ráp
Để riêng từng đèn, lắp đèn đốt vào bình. Ngay lập tức mẫu dâng lên đầu bấc
bằng hiệu ứng mao quản, nối ống nhánh của đèn vào đường ống của đèn đốt bằng ống
cao su không chứa lưu huỳnh. Châm đèn bằng ngọn lửa không chứa lưu huỳnh (ví dụ
đèn cồn) và lồng đèn vào ống khói, nếu ngọn lửa có xu hướng bị tắt thì kẹp chặt phần
nối giữa ống khói và đường ống của ống khói trong quá trình lồng đèn vào. Cùng lúc
đó điều chỉnh dòng khí vào đèn sao cho ngọn lửa được giữ ở ngay sát điểm tạo khói,
cân xứng đều đặn. Tiếp tục bằng cách đó cho đến khi toàn bộ các đèn được lồng vào
trong các ống khói. Trong khi cháy, đặc biệt trong giai đoạn cuối, khi ngọn lửa giảm
đi, giảm nguồn cung cấp CO2 – O2 vào các đèn để ngăn không cho ngọn lửa tắt.
Bảng 2.9: Lượng mẫu chất lỏng đốt trực tiếp
Lượng mẫu
Hàm lượng lưu huỳnh, %kl
g ml
< 0,05 10 - 15 20
0,05 – 0,4 5 - 10 10
Khi từng mẫu cháy hoàn toàn, bằng chứng là ngọn lửa nhỏ đi khi mẫu cạn dần,
lấy đèn và bình ra khỏi ống khói, tắt lửa, đóng nguồn cấp CO2 – O2 vào đèn và nút ống

35. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia35
khói lại. Ngay lập tức cân lại bình, đèn và nút bấc có đánh số. Khi toàn bộ việc đốt
mẫu đã xong, tắt các nguồn cấp CO2 và O2 vào đèn, đóng van kiểm tra ống khói, và
đóng phần nối vào thiết bị điều chỉnh chân không; điều này sẽ làm cho không khí được
cuốn vào đường ống khói qua áp kế. Bằng cách này cho phép không khí đi qua các cột
hấp thụ trong 5 phút để đuổi CO2 đã hoà tan từ dung dịch hấp thụ, sau đó đóng van
kiểm soát chân không.
Hình 2.19: Sơ đồ hệ thống đèn và đường ống cấp CO2 – O2
Tráng 3 lần các ống khói và các bẫy phun, mỗi lần dùng khoảng 10 ml nước.
Khi mẫu chứa chất lỏng có chì chống gõ thì dùng nước nóng để tráng các ống khói.
Rót phần tráng vào các cột hấp thụ và chuẩn độ bằng cách: cho 3 – 4 giọt dung dịch
chỉ thị metyl đỏ tía vào chất lỏng trong từng cột hấp thụ. Chuẩn độ dung dịch hấp thụ
bằng cách đưa dung dịch NaOH 0,05N từ buret vào bầu nhỏ hơn của cột hấp thụ.
Dùng microburet loai 10 ml nếu dự đoán hàm lượng lưu huỳnh có trong cột hấp thụ
nhỏ hơn 10 mg. Khuấy đều khi chuẩn độ bằng cách hút ngắt quãng vào đỉnh của bầu
lớn hơn.
Mẫu trắng: Để ống khói của cột hấp thụ trắng được đậy nút, cho dòng khí CO2 –
O2 chạy qua cột hấp thụ này cho đến khi toàn bộ các mẫu ngừng cháy tại cùng một
thời điểm. Tắt nguồn cung cấp CO2 – O2 và làm thông khí cột hấp thụ trắng theo cách
như đã tiến hành với các cột hấp thụ mẫu. Chuẩn độ chất lỏng ở cột hấp thụ như đối

36. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia36
với quá trình chuẩn độ mẫu ở trên. Thông thường, mẫu trắng của khí cháy sẽ nhỏ,
nhưng nếu việc chuẩn độ cần hơn 0,1 ml dung dịch NaOH 0,05 N thì huỷ phép xác
định đó và thay cột CO2.
Đối với các mẫu cần pha trộn và đốt các mẫu dạng lỏng thì thêm 6 ml chất làm
loãng không chứa lưu huỳnh vào từng bình. Đậy nút các bình bằng các nút bấc có
đánh số và cân chính xác đến 0,005 g. Dùng pipét đừa vào bình của từng đèn một
lượng mẫu như theo bảng 2.10, lắc để trộn đều và cân lại.
Bảng 2.10: Lượng mẫu chất lỏng đã trộn
Lượng mẫu
Hàm lượng lưu huỳnh, %kl
g ml
< 0,4 3 - 4 5
Lắp đèn và cho đốt như ở phần trên. Lấy từng đèn ra khỏi ống khói khi ngọn
lửa gần tắt và tắt lửa. Cho thêm 2 ml chất làm loãng bằng cách cho chảy xuống theo
thành bình. Đốt cháy phần chất làm loãng vừa cho thêm và lặp lại việc cho thêm chất
làm loãng, đốt thêm một lần nữa sao cho tổng số 10 ml chất làm loãng được đốt.
Sau khi tất cả các đèn đã cháy hết, tắt nguồn cung cấp CO2 và O2, đóng phần
nối đến bộ điều chỉnh chân không, cho không khí đi qua các cột hấp thụ trong vòng 5
phút và cuối cùng đóng van kiểm soát chân không. Tráng ba lần các ống khói và bẫy
phun, mỗi lần dùng khoảng 10 ml nước.
Hàm lượng lưu huỳnh của các mẫu dạng lỏng được tính theo công thức:
Hàm lượng lưu huỳnh, % khối lượng
A
16,03.M.
10W
= (2.25)
Trong đó:
A. là số ml của dung dịch NaOH cần dùng để chuẩn độ axit có trong dung dịch
hấp thụ từ mẫu đã đốt;
M. là nồng độ mol của dung dịch NaOH;
W. là số gam mẫu đã đốt
2.1.11. Xác định các hợp chất thơm
ASTM D5580 – 02; TCVN 3166 : 2008
Trong một số các sản phẩm dầu mỏ, sự có mặt của các hydrocacbon thơm như:
benzen, toluen, xylen, etylbenzen… với một lượng lớn sẽ làm giảm đáng kể chất lượng
của chúng và khí thải gây ô nhiễm môi trường. Chẳng hạn, trong nhiên liệu phản lực,
hydrocacbon thơm làm tăng khả năng tạo cặn, dẫn đến là giảm chiều cao ngọn lửa
không khói. Trong dầu điêzen, hydrocacbon làm giảm khả năng tự bắt cháy của nhiên
liệu, giảm trị số xêtan. Benzen có nhiều trong xăng gây ngộ độc và có khả năng dẫn

37. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia37
đến bệnh ung thư. Hydrocacbon ngưng tụ đa vòng trong dầu nhờn làm giảm khả năng
bôi trơn, độ nhớt, chỉ số độ nhớt. Vì vậy, hàm lượng các hợp chất thơm trong các sản
phẩm dầu mỏ thường được khống chế ở một hàm lượng nhất định.
Tiêu chuẩn ASTM D 5580 – 02; TCVN 3166 : 2008 quy định phương pháp xác
định các hợp chất thơm như benzen, toluen, etylbenzen, p/m-xylen, o-xylen, các chất
thơm C9 và nặng hơn, và tổng các chất thơm bằng phương pháp sắc ký khí.
Các tiến hành:
Dùng pipet lấy 1 ml chất chuẩn nội cho vào định mức 10 ml có nắp đã trừ bì.
Ghi lại khối lượng tịnh chất chuẩn nội đã cho vào, chính xác đến 0,1 mg. Cân lại bình
đã đậy nắp (đã trừ bì). Cho 9 ml mẫu đã làm lạnh vào bình hoặc lọ, đậy nắp và ghi lại
khối lượng tịnh (Wg) của mẫu mới cho vào. Trộn đều mẫu. Nếu dùng bộ lấy mẫu tự
động, chuyển một lượng dung dịch vào lọ thuỷ tinh GC. Đậy kín lọ bằng nắp TFE –
fluorocarbon.
Hệ thống sắc ký hai cột được trang bị van chuyển cột và dêtector ion hoá ngọn
lửa. Thể tích của mẫu chứa chất chuẩn nội thích hợp như 2-hexanon được bơm vào
bên trên của cột đầu chứa một pha chất lỏng phân cực (TCEP). Các chất không thơm
và C9 nhẹ hơn thoát ra không khí khi rửa giải từ cột đầu. Dùng dêtector dẫn nhiệt để
theo dõi sự tách này. Cột đầu được đảo ngược ngay trước khi rửa giải benzen, và phần
còn lại của mẫu đó được đưa trực tiếp vào cột thứ hai chứa pha lỏng không phân cực
(WCOT). Benzen, toluen và chất chuẩn nội thoát ra theo thứ tự điểm sôi của chúng và
được phát hiện bằng dêtector ion hoá ngọn lửa. Ngay khi chất chuẩn nội tách ra, lưu
lượng qua cột không phân cực WCOT được đảo ngược để thổi ngược phần còn lại của
mẫu thử (các chất thơm C8 và nặng hơn cộng các chất không thơm C10 và nặng hơn) từ
cột đến dêtector ion hoá ngọn lửa.
Việc phân tích được lặp lại lần thứ hai để cho C12 và những hợp chất không
thơm nhẹ hơn, benzen và toluen được rửa giải từ cột đầu phân cực TCEP tới lỗ thoát.
Có thể dùng dêtector dẫn nhiệt để theo dõi sự tách này. Cột đầu TCEP được thổi
ngược ngay trước khi có sự rửa giải etylbenzen và phần hợp chất thơm còn lại của mẫu
được đưa vào cột WCOT. Chất chuẩn nội và những thành phần hợp chất thơm C8 được
rửa giải theo thứ tự điểm sôi của chúng và được phát hiện bởi dêtector ion hoá ngọn
lửa. Ngay sau khi o-xylen được rửa giải, lưu lượng chảy qua cột không phân cực
WCOT được đảo ngược để thổi các chất thơm C9 và nặng hơn đến dêtector ion hoá
ngọn lửa.
Sau lần phân tích đầu tiên, diện tích pic của bezen, toluen và chất chuẩn nội (2-
hexanon) được đo và ghi lại. Diện tích pic của etylbenzen, o-xylen, các chất thơm C9
và nặng hơn, và chất chuẩn nội được đo và ghi lại từ lần phân tích thứ hai. Pic do sự

38. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia38
thổi ngược tách từ cột WCOT trong lần phân tích thứ hai chỉ chứa các chất thơm C9 và
nặng hơn.
Tín hiệu của dêtector ion hoá ngọn lửa tỷ lệ với nồng độ của từng thành phần
được dùng để tính số lượng hợp chất thơm hiện diện có so sánh với chất chuẩn nội.
So sánh thời gian lưu của các thành phần mẫu với thời gian lưu của các chất
hiệu chuẩn để nhận dạng sự có mặt của của các chất thơm. Phát hiện benzen, toluen và
chất chuẩn nội từ lần phân tích thứ nhất. Phát hiện chất chuẩn nội, etylbenzen, p/m-
xylene, o-xylen, các chất thơm C9 và nặng hơn từ lần phân tích thứ hai.
Hình 2.21: Phân tích hợp chất thơm trong mẫu lần 2
Hình 2.20: Phân tích mẫu lần 1

39. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia39
2.1.12. Xác định hàm lượng hydrocacbon
ASTM D1319 – 02a; TCVN 7330 : 2003
Tiêu chuẩn này quy định phương pháp xác định các loại hydroacbon trong
khoảng nồng độ từ 5 – 99% thể tích hợp chất thơm, từ 0,3 – 55% thể tích olefin và từ 1
– 95% thể tích các hydrocacbon no trong các phân đoạn dầu mỏ chưng cất dưới 3150
C
bằng phương pháp hấp phụ chỉ thị huỳnh quang.
Việc xác định hàm lượng các hydrocacbon một cách chính xác là rất khó khăn
và không có nhiều ý nghĩa. Tuy nhiên việc xác định được tổng phần trăm thể tích các
hydrocacbon no, olefin và các hợp chất thơm trong các phân đoạn dầu mỏ là rất quan
trọng, bởi nó đặc trưng cho chất lượng của các phân đoạn dầu mỏ cũng như quy định
các cấu tử pha trộn xăng, nhiên liệu hàng không, điêzen và các nguyên liệu cho quá
trình reforming xúc tác, crăcking xúc tác, crăcking nhiệt.
Hình 2.22: Cột hấp phụ có thành tiêu chuẩn (trái) và
cột có đường kính chính xác (phải) ở phần cột phân tích

40. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia40
Cách xác định:
Trước khi bắt đầu phân tích mẫu phải đảm bảo là silicagel được nhồi chặt trong
cột và phần cột nạp. Trong đó cho lượng gel màu từ 3 – 5 mm được đặt vào giữa phần
cột tách trước khi cho mẫu vào phân tích.
Rót rượu isopropyl vào đầy phần cột nạp tới chỗ nối hình cầu. Nối cột với ống
dẫn khí và cấp khí tới áp suất bằng 14 kPa ± 2 trong 2,5 phút ± 0,5. Sau đó điều
chỉnh tới áp suất cần thiết sao cho thời gian trung chuyển khoảng 1 giờ. Thông thường,
đối với mẫu xăng cần áp suất từ 28 – 69 kPa, đối với mẫu nhiên liệu phản lực áp suất
cần từ 69 – 103 kPa.
Hình 2.23: Nhận dạng các miền sắc ký của mẫu và nhiên liệu có chứa các hợp chất của oxi.
Sau vạch đỏ, ranh giới giữa rượu thơm tiến tới vạch xấp xỉ 350 mm của phần
cột phân tích, nhanh chóng đánh dấu các danh giới của từng miền hydrocacbon quan
sát được nhờ ánh sáng tử ngoại theo thứ tự sau: Đối với miền hydrocacbon no, không
phát huỳnh quang, đánh dấu tuyến của chất được nạp và điểm mà tại đó màu vàng
huỳnh quang đầu tiên đạt cường độ cực đại, đối với điểm đầu trên của miền thứ hai
hay còn gọi là miền olefin, đánh dấu điểm mà tại đó màu xanh huỳnh quang đầu tiên
xuất hiện, cuối cùng đối với điểm trên của miền thứ ba hay còn gọi là miền hợp chất
thơm, đánh dấu điểm đầu tiên trên đó là màu hơi đỏ hoặc nâu (hình 2.23). Đối với các
hợp chất không màu, ranh giới rượu – hợp chất thơm được xác định rõ ràng nhờ vòng
đỏ. Tuy nhiên, tạp chất trong nhiên liệu crăcking làm vòng đỏ này mờ và có màu nâu,

41. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia41
vùng này có chiều dài thay đổi nhưng cũng được tính như một phần của miền hợp chất
thơm, trừ khi không tồn tại màu xanh huỳnh quang thì vòng nâu hoặc hơi đỏ sẽ được
coi là một phần của miền dưới tiếp theo của cột có thể phân biệt được. Đối với mẫu
nhiên liệu pha trộn các hợp chất chứa oxy, có thể xuất hiện thêm một vòng đỏ trên
danh giới nâu hoặc hơi đỏ của phần ancol – hợp chất thơm khoảng vài cm, có thể bỏ
qua vòng đỏ này.
Khi mẫu xuống khoảng 50 mm trong cột, đọc các số đọc lần hai bằng cách đánh
dấu các miền theo thứ tự ngược lại như trên để giảm các sai số do sự thay đổi vị trí các
danh giới khi đọc.
Tính toán kết quả:
Các hợp chất hydrocacbon được xác định theo các công thức:
Các hợp chất thơm, %V aL
.100
L
= (2.26)
Các olefin, %V 0L
.100
L
= (2.27)
Các hydrocacbon no, %V sL
.100
L
= (2.28)
Trong đó:
La. Chiều dài của miền chất thơm, ml;
L0. Chiều dài của miền chất olefin, ml;
Ls. Chiều dài của miền chất hydrocacbon no, ml;
L. Tổng chiều dài các miền La + L0 + Ls.
Đối với các mẫu có chứa các hợp chất của oxy, các kết quả tính cần hiệu chỉnh
về mẫu cơ bản như sau:
100 B
C' C.
100
−
= (2.29)
Trong đó:
C’. Nồng độ của các hydrocacbon của mẫu, %V;
C. Nồng độ của hydrocacbon của mẫu không chứa các hợp chất oxy, %V;
B. Nồng độ của các chất có chứa oxy trong mẫu.
2.1.13. Xác định hàm lượng nước
ASTM D 95-05e1; TCVN 2692 : 2007
ASTM D 6304-04; TCVN 3182 : 2008
Hàm lượng nước của dầu là lượng nước được tính bằng phần trăm theo trọng
lượng thể tích hay theo ppm (phần triệu).
Nước trong các sản phẩm dầu mỏ là không mong muốn và phải khống chế với

42. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia42
hàm lượng nhất định. Vì nước có tỷ trọng nhẹ hơn xăng, điêzen và một số sản phẩm
dầu mỏ nhẹ khác nên chúng thường tạo phân lớp, gây ra một số trục trặc trong quá
trình cháy, đặc biệt là quá trình khởi động của động cơ.
Hàm lượng nước trong dầu bôi trơn là một đặc trưng quan trọng đối với một số
loại dầu như dầu thủy lực, dầu ôtô, dầu bánh răng công nghiệp… Đặc biệt là nó cực kỳ
quan trọng đối với dầu biến thế.
Sự có mặt của nước trong dầu bôi trơn đẩy nhanh quá trình gây ăn mòn, gỉ chi
tiết máy, tăng quá trình oxy hóa dầu và còn gây tạo nhũ làm mất tác dụng của phụ gia
chứa trong dầu. Trong một vài trường hợp, nước còn làm thủy phân các phụ gia, tạo
nên những bùn mềm xốp. Vì vậy, hàm lượng nước trong dầu mới cũng như dầu đang
sử dụng phải được khống chế rất nghiêm ngặt. Với những loại dầu đặc biệt như dầu
biến thế chẳng hạn, không được phép có mặt của nước.
Để khống chế lượng nước trong dầu ở điều kiện máy đang làm việc người
ta phải cho vào dầu những phụ gia có tính khử nhũ để tách nước nhanh ra khỏi
hệ thống.
ASTM D 6304-04; TCVN 3182 : 2008 là tiêu chuẩn cho phép xác định hàm
lượng nước bằng chuẩn độ điện lượng Karl Fischer. Tiêu chuẩn này qui định phương
pháp sử dụng thiết bị tự động, xác định trực tiếp lượng nước thâm nhập trong sản
phẩm dầu mỏ và hydrocacbon khoảng từ 10 mg/kg đến 25.000 mg/kg. Phương pháp
này cũng phân tích gián tiếp lượng nước bằng cách gia nhiệt mẫu, nước được thoát ra
và cuốn đi cùng dòng khí trơ khô vào trong cuvét chuẩn độ Karl Fischer.
Thuốc thử điện lượng Karl Fischer được sử dụng để xác định nước trong phụ
gia, dầu bôi trơn, dầu gốc, chất lỏng truyền động tự động, dung môi hydrocacbon, và
các sản phẩm dầu mỏ khác. Bằng cách chọn đúng cỡ mẫu, có thể áp dụng phương
pháp này để xác định nước từ đơn vị mg/kd chuyển sang đơn vị tính theo phần trăm
nồng độ.
Qui trình A (theo khối lượng hoặc thể tích):
Cho dung môi mới chuẩn bị vào ngăn anốt và catốt của bình chuẩn độ. Bật thiết
bị và khởi động máy khuấy từ thật êm. Cho phép lượng ẩm còn dư trong ngăn chuẩn
độ được chuẩn độ cho đạt điểm cuối, không vượt qua bước này cho đến khi dòng điện
nền (hoặc tốc độ chuẩn nền) không đổi và nhỏ hơn dòng cực đại do nhà sản xuất
khuyến cáo.
Thêm mẫu thử sản phẩm dầu mỏ vào bình chuẩn độ theo như sau: Bắt đầu dùng
xylanh khô sạch có dung tích phù hợp như bảng 2.11, hút và xả bỏ ít nhất ba phần
mẫu. Hút ngay một phần mẫu, lau sạch kim bằng giấy lau và cân xylanh chứa mẫu
chính xác đến 0,1 mg. Xuyên kim qua tấm ngăn cửa vào, bắt đầu chuẩn độ, đầu mũi
kim nằm bên dưới bề mặt chất lỏng, bơm mẫu thử vào. Rút xylanh ra, lau khô bằng

43. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia43
giấy và cân lại xylanh chính xác đến 0,1 mg. Sau khi đạt điểm cuối, ghi lại số µg của
nước đã được chuẩn độ.
Bảng 2.11: Lượng mẫu thử dựa trên hàm lượng nước dự kiến
Nồng độ dự kiến của nước,
mg/kg hoặc µg/ml hoặc %
Lượng mẫu, g hoặc
ml
µg nước đã chuẩn độ
10 – 100 3,0 30 – 300
10 – 100 2,0 200 – 1000
0,02 – 0,1% 1,0 200 – 1000
0,1 – 0,5% 0,5 500 – 2500
0,5 – 2,5% 0,25 1250 - 6250
Qui trình B (thiết bị bay hơi nước):
Nếu sử dụng thiết bị bay hơi nước cho các mẫu khó phân tích theo qui trình A,
vì mẫu nhớt, bị ảnh hưởng nhiễu, hoặc nồng độ của nước quá thấp (ví dụ < 100
mg/kg), thì cho 10 ml dầu trắng vào thiết bị bay hơi. Thổi khí nitơ đã làm khô đi qua
dầu với tốc độ khoảng 300 ml/phút. Đối với các sản phẩm đặc biệt, gia nhiệt dầu đến
nhiệt độ do nhà sản xuất thiết bị khuyến cáo. Hoà tan 5 g ± 0,01 g mẫu nhớt đã cân
chính xác trong bình định mức 10 ml. Làm đầy bằng cách thêm hexan khô vào. Lắc
mẫu cho đến khi hoà tan hoàn toàn trong dung môi.
Bơm 1 ml mẫu hoà tan vào thiết bị bay hơi. Bắt đầu theo trình tự qui định như
qui trình A. Sau khi đạt đến điểm cuối, ghi lại số microgam nước đã được chuẩn độ từ
màn hiển thị trên thiết bị.
Tính kết hàm lượng nước theo tiêu chuẩn ASTM D 6304-04:
Tính nồng độ nước trong mẫu theo mg/kg hoặc µl/ml, như sau:
Nước, mg/kg hoặc µg/g 1
2
W
W
= (2.30)
Hoặc Nước, µl/ml 1
2
V
V
= (2.31)
Trong đó:
W1. là khối lượng nước được chuẩn độ, mg hoặc µg;
W2. là khối lượng của mẫu đã dùng, kg hoặc g;
V1. là thể tích nước được chuẩn độ, µl;
V2. là thể tích mẫu đã dùng, ml.
Tính nồng độ nước của mẫu, theo % khối lượng hoặc thể tích như sau:
Nước, % kl 1
2
W
1000.W
= (2.32)

44. D−¬ng ViÕt C−êng
Sản phẩm dầu mỏ và Phụ gia44
Hoặc Nước, %V 1
2
V
10.V
= (2.33)
ASTM D 95-05e1; TCVN 2692 : 2007 là tiêu chuẩn quy định phương pháp xác
định hàm lượng nước trong các sản phẩm dầu mỏ theo phương pháp chưng cất lôi cuốn.
Cách tiến hành:
Lấy mẫu thử vào bình cất: tùy theo lượng nước có trong mẫu, ước tính lượng
mẫu cần lấy vào trong cốc sao cho lượng nước thu được phù hợp với ống thu hồi nước.
Thêm một lượng dung môi cần thiết vào bình chưng cất. Dung môi này cần phải được
cất ra với nước trong mẫu. Mặt khác, nước và dung môi không hòa tan với nhau ở
trạng thái lỏng. Cho tâm sôi vào bình chưng cất nguội. Lắp đặt dụng cụ theo quy
chuẩn sao cho Ống bẫy nước cắm sâu trong bình chưng 15 – 20 mm, mép vát ống sinh
hàn đối diện với lỗ giữa ống thu hồi nước, phía trên ống sinh hàn có lắp miếng chống
ẩm hoặc miếng bông khô để tránh ảnh hưởng hơi ẩm của không khí ngưng tụ.
Gia nhiệt với tốc độ 2 – 3 giọt/giây. Khi chưng cất, dung môi cùng với nước
được ngưng tụ và nước liên tục được tách ra ở ống thu hồi nước. Nước nằm lại ở phần
đuôi của ống thu hồi nước, còn dung môi ở lớp trên chảy qua trở lại bình chưng cất.
Kết thúc chưng cất khi mức nước trong ống đong thu hồi nước không tăng trong
khoảng 5 phút. Thời gian thử nghiệm trong khoảng 30 - 60 phút, không nên kéo dài
quá vì sẽ có ảnh hưởng ngưng ẩm của không khí sẽ làm kết quả sai lệch.
Tính kết quả hàm lượng nước theo tiêu chuẩn ASTM D 95-05e1:
Hàm lượng nước, %kl
V
.100
M
= (2.34)
Trong đó:
V : thể tích nước hứng được.
M : khối lượng hay thể tích mẫu.
2.1.14. Cặn cacbon
ASTM D 189 – 05; TCVN 6324 : 2006
ASTM D 524 – 04; TCVN 6018 : 2007
Cặn cacbon (carbon residue): Cặn cacbon là lượng cặn còn lại được tạo thành
do quá trình bay hơi và nhiệt phân của các hợp chất chứa cacbon.
Khi đun nóng dầu mỏ và sản phẩm dầu mỏ các phân đoạn nặng của nó thường
không phân hủy hoàn toàn và tạo ra một lượng cặn cacbon nhất định. Thành phần của
cặn rất phức tạp, không chỉ chứa cacbon mà còn nhiều chất khác nhau. Thành phần
của nó phụ thuộc vào bản chất của dầu, nhiệt độ phân hủy, sự có mặt của các kim loại
có tính xúc tác cho phản ứng phân hủy bởi nhiệt.