Разработка технологии увеличения производства высокооктанового бензина путём вовлечения в прямогонное сырье низкооктановых фракций бензина каталитического крекинга тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Тян Гэн нет

• Тян Гэн нет
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Тян Гэн нет

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРОЦЕССА ГИДРООЧИСТКИ СМЕСЕВОГО

СЫРЬЯ

1.1 Гидроочистка прямогонной фракции и фракции вторичного происхождения

1.1.1 Гидроочистка прямогонной бензиновой фракций в смеси с бензином коксования на стадии подготовки сырья для установки риформинга

1.1.2 Гидроочистка смесевой дизельной фракции

1.1.3 Гидроочистка смесевого сырья для процесса каталитического крекинга

1.2. Катализаторы для гидроочистки прямогонной фракции и фракции вторичного

происхождения

1.2.1. Катализаторы гидроочистки прямогонной бензиновой фракций в смеси с бензином коксования

1.2.2 Катализаторы гидроочистки смесевого сырья для получения дизельного топлива со сверхнизким содержанием сернистых компонентов

1.2.3 Катализаторы гидроочистки вакуумного газойля или его смеси с

вторичным сырьем

1.3 Технология для гидроочистки прямогонной фракции и фракции вторичного происхождения

1.3.1. Технология гидроочистки прямогонной бензиновой фракции в смеси с бензином коксования

1.3.2. Технология гидроочистки смесевого сырья для получения дизельного топлива со сверхнизким содержанием сернистых компонентов

1.3.3. Технология гидроочистки смесевого сырья для процесса каталитического

крекинга

ГЛАВА 2 ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Краткое описание поточной схемы и процесса каталитического крекинга НПЗ-А

2.2. Свойства и состав сырья прямогонного бензина и бензина каталитического крекинга

2.3. Стандартные методы исследования физических и химических свойств сырья и

продуктов процесса гидроочистки бензиновой фракции

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ УЗКИХ ФРАКЦИЙ БЕНЗИНА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

3.1. Групповой состав узких фракций бензина каталитического крекинга

3.2. Октановое число узких фракций бензина каталитического крекинга

3.3. Распределение сернистых соединений во узких фракциях бензина

каталитического крекинга

ГЛАВА 4 ВЫБОР КАТАЛИЗАТОРА И ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ДЛЯ ПРОЦЕССА ГИДРООБЕССЕРИВАНИЯ СМЕСЕВОЙ БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ

4.1. Обоснование выбора катализатора для гидроочистки смесевой бензиновой фракций

4.2. Сравнительный анализ структур разных носителей и катализаторов

4.3. Влияние мольного соотношения Co/Mo на эффективность процесса гидрообессеривания смесевой бензиновой фракций

4.4. Исследование влияния каталитических систем различного состава на эффективность гидрообессеривания смесевой бензиновой фракций

4.5. Выбор оптимального режима для процесса гидрообессеривания смесевой

бензиновой фракции перед процессом риформинга

ГЛАВА 5 РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ МОДЕРНИЗАЦИИ ПОТОЧНЫХ СХЕМ НПЗ-A С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ СЫРЬЯ КАТАЛИТИЧЕСКОГО

РИФОРМИНГА

ГЛАВА 6 ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА РЕКОНСТРУКЦИИ НПЗ-A

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

102

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ПОТОЧНАЯ СХЕМА НПЗ-А ДО РЕКОНСТРУКЦИИ

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 ПОТОЧНАЯ СХЕМА НПЗ-А ПОСЛЕ РЕКОНСТРУКЦИИ.. .111 ПРИЛОЖЕНИЕ 3 РЕЗУЛЬТАТ ИДЕНТИФИКАЦИИ КОМПОНЕНТНОГО

ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ПРЯМОГОННОГО БЕНЗИНА НПЗ-А

ПРИЛОЖЕНИЕ 4 РЕЗУЛЬТАТ ИДЕНТИФИКАЦИИ КОМПОНЕНТНОГО ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ГИДРООЧИЩЕННОГО БЕНЗИНА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА НПЗ-А

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность и степень разработанности темы исследования

С ростом экономики Китая, спрос на этилен и пропилен постепенно повышается. При этом, как относительно низкая стоимость нефти позволяет снижать себестоимость процесса пиролиза, так и относительно высокая стоимость нефти позволяет повышать прибыль нефтехимической отрасли за счет увеличения цены конечного продукта, что делает выгодным увеличение мощности процесса пиролиза в любом случае.

Объем производительности процесса пиролиза в мире быстро увеличивается, новые построенные установки в основном находятся в Северной Америке и Азиатско-Тихоокеанском регионе. В 2021 году дефицит этилена достигал 193 млн. тонн (эквивалентное значение). В настоящее время в Китае в качестве сырья процесса пиролиза в основном используют прямогонную бензиновую фракцию, что вызывает дефицит сырья процесса риформинга на некоторых НПЗ.

На нефтеперерабатывающих предприятиях Китая в основном перерабатывают тяжелые нефти с выходом бензиновой фракции не более 10-12 % масс, что приводит к низкому выходу легких фракций и высокому выходу тяжелых фракций. Одновременно с этим, мощности установок пиролиза, сырьем которых является прямогонная бензиновая фракция, постоянно увеличиваются. На многих нефтеперерабатывающих заводах возникает проблема дефицита сырья риформинга. На некоторых нефтеперерабатывающих заводах, например Тяньцзинский НПЗ (Китай) и др., загрузка мощности установок риформинга даже не достигают 40%, такая низкая мощность не может обеспечить долгосрочную прибыльную работу установок каталитического риформинга. Для обеспечения потребности в водороде целого завода и получения экологически чистого товарного автомобильного бензина актуально расширить объем сырья для процесса каталитического риформинга.

Для решения нехватки сырья риформинга в Китае в основном используют бензин коксования, например в Урумучиском НПЗ. В условиях отсутствия жестких

требований к экологическим характеристикам топлива, вопросам их влияния на основные эксплуатационные и физико-химические свойства долгое время уделялось мало внимания. Но в бензине коксования присутствуют разные примеси с высоким содержанием серы, алкенов и металлов, что оказывает отрицательные влиянии на процесс риформинга и качество товарного бензина. В настоящее время крупные НПЗ заинтересованы в поиске и исследовании других вариантов расширения сырьевой базы процесса каталитического риформинга и производства товарного бензина в соответствии с экологическими требованиями. При этом необходимо определенным образом готовить бензин коксования для использования в качестве сырья процесса риформинга, например, подвергать его глубокой гидроочистке и гидрированию.

В данной диссертации представлено исследование состава сырьевого компаунда и условий процесса гидроочистки смеси прямогонной бензиновой фракции и бензина каталитического крекинга для процесса каталитического риформинга, что позволяет решать проблему нехватки сырья каталитического риформинга, увеличение производства водорода и экологически чистых компонентов товарного бензина.

Целью работы является разработка технологии расширения сырьевой базы производства высокооктановых компонентов за счет вовлечения фракции бензина каталитического крекинга в сырье процесса каталитического риформинга.

Для достижения поставленной цели последовательно решались следующие задачи:

1. Исследование физико-химических характеристик и группового углеводородного состава прямогонной бензиновой фракции и гидроочищенного бензина каталитического крекинга.

2. Исследование свойств узких фракций гидроочищенного бензина каталитического крекинга с целью выбора оптимального компонента сырьевой смеси установки каталитического риформинга.

3. Изучение современных технологий и катализаторов для проведения процесса гидроочистки смесевого сырья первичного и вторичного происхождения

Обоснование выбора катализатора для процесса гидроочистки смесевой бензиновой фракции.

4. Исследование влияния различных катализаторов и параметров технологического процесса гидроочистки смеси прямогонного бензина и фракции гидроочищенного бензина каталитического крекинга на выход целевой продукции.

5. Разработка оптимального состава смесевой фракции.

Научная новизна

Впервые была установлена взаимосвязь между групповым составом узких фракций бензина каталитического крекинга и их октановыми характеристиками, которую можно оценить при помощи характеризующего коэффициента К, представляющего собой отношение суммы долей ароматических и олефиновых углеводородов к сумме парафиновых и нафтеновых углеводородов. Показано, что наименьшее октановое число исследуемой фракции наблюдается для K<1.

Выявлено, что максимальная степень обессеривания смеси бензинов каталитического крекинга и каталитического риформинга в процессе гидроочистки наблюдается для катализатора состава 0.4CoMo/SBA-15 при давлении менее 1,4 МПа.

Показано, что эффективность процесса гидрообессеривания (HDS) смесевой бензиновой фракции повышается с увеличением содержания кобальта (Co) в составе активных компонентов, но только при определенном соотношении кобальта и молибдена (Co/Mo=0.4.) катализатор характеризуется наилучшей гидрообессеривающей эффективностью, дальнейшее повышение содержания Co приводит к снижению эффективности процесса гидроочистки.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

Предложено разделение гидроочищенного бензина каталитического крекинга на три фракции: легкую бензиновую фракцию FCC (н.к.-80°С), среднюю бензиновую фракцию (80°С-140°С) и тяжелую бензиновую фракцию (140°С-к.к).

Показано, что для решения проблемы дефицита сырья каталитического риформинга возможно использование смеси средней бензиновой фракции (80°-

140°С) бензина каталитического крекинга и прямогонной бензиновой фракции в качестве сырья процесса риформинга после проведения процесса гидроочистки с использованием катализатора 0.4СоМо^ВА-15.

Впервые проведено исследование процесса гидроочистки смеси прямогонной бензиновой фракции и бензина каталитического крекинга для процесса каталитического риформинга, что позволяет решить проблему нехватки сырья каталитического риформинга и производства высокооктановых низкосернистых компонентов товарных бензинов.

Выявлен оптимальный режим процесса гидроочистки смесевой бензиновой фракции (65% прямогонная бензиновая фракция + 35% бензин каталитического крекинга) с использованием катализатора 0.4СоМо^ВА-15: парциальное давление водорода 1.4 МПа, соотношение водорода: сырье= 210 м3/ м3, температура не менее 320 °С, объемная скорость подачи сырья: 2 ч-1 или 1,5 ч-1.

Методология и методы исследования. Физические и химические свойства сырья и гидроочищенной смесевой бензиновой фракции определялись по общепринятым методам в соответствии с международными стандартами (ASTM) и Государственными общероссийскими стандартами (ГОСТ). Экспериментальные данные получены в лабораторных условиях с использованием современного оборудования с применением газожидкостной хроматографии и других современных физико-химических методов анализа.

Положения, выносимые на защиту:

Возможность решения проблемы дефицита сырья установок каталитического риформинга путем вовлечения в сырьевую композицию бензина каталитического крекинга.

Подбор оптимального режима и катализатора процесса гидроочистки смеси прямогонного бензина и бензина каталитического крекинга.

Зависимости изменения химического и группового углеводородного состава узких фракций гидроочищенного бензина каталитического крекинга от их фракционного состава.

Степень достоверности результатов.

Научные положения, представленные в работе, подтверждены достаточным объемом экспериментальных данных, их систематическим характером, с использованием различного современного научно-исследовательского оборудования, в том числе реализующего стандартные методики. Интерпретация результатов показала соответствие экспериментальных данных теоретическим представлениям.

Публикации и апробация работы

1) Тян Гэн, Е. А. Чернышева. Взаимосвязь группового углеводородного состава и октановых характеристик узких фракций гидроочищенного бензина каталитического крекинга, Химия и технология топлив и масел, 2022. № 4 С

2) M.A. Ershov, V. M. Kapustin, V.D. Savelenko,U.A. Makhova, A.E. Makhmudova, A.V. Zuikov ,Tian Geng. Current challenge and innovative progress for producing HVO and FAME biodiesel fuels and their applications. Waste and biomass valorization

Отдельные разделы работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях: Тян Гэн, «Сравнение технологии гидрокрекинга остаточного сырья с различными технологическими режимами», материалы 71-я Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2017». - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. - С.461; Тян Гэн, Е.А. Чернышева «Сравнительный анализ свойства бензина каталитического крекинг и прямогонного бензина Цилинского НПЗ», материалы научно-практической конференции «Актуальные задачи нефтегазохимического комплекса». - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. - С.183; Тян Гэн, Е.А. Чернышева «Анализ распределения сернистых соединений бензина каталитического крекинга Цилинского НПЗ после гидроочистки», материалы XII Российская конференция «Актуальные проблемы нефтехимии» (с международным участием). - М.: ИНХС РАН, 2021. - 382 с., Тян Гэн, Е.А. Чернышева «Анализ распределения сернистых соединений гидроочищенного бензина каталитического крекинга Цзилинского НПЗ», материалы XIV научно-практической конференции «Актуальные задачи

нефтегазохимического комплекса». - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. - С.154;

ГЛАВА 1 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ ГИДРООЧИСТКИ И КАТАЛИЗАТОРОВ ДИСТИЛЛЯТНОГО СЫРЬЯ ПЕРВИЧНОГО И ВТОРИЧНОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ

1.1 Гидроочистка прямогонной фракции и фракции вторичного происхождения

1.1.1 Гидроочистка прямогонной бензиновой фракций в смеси с бензином коксования на стадии подготовки сырья для установки риформинга

Каталитический риформинг - В условиях нагрева, давления водорода и присутствия катализатора, легкая бензиновая фракция (или нафта), полученная при перегонке сырой нефти, превращается в высокооктановый бензин (бензин риформинга), богатый ароматическими соединениями, а побочный продукт -сжиженный нефтяной газ и водородсодержащий газ.[1]. В связи с ужесточением экологических требований к топливам, он будет играть более важную роль на современном НПЗ [2]. Ограничение количества примесей в сырье процесса риформинга представлен в таблице 1.1 [3].

Таблица 1.1 - Ограничение количества примесей в сырье процесса риформинга

Примеси Содержание (ppm)

As <1

N <0

S <0

а <0

H2O <5

Прямогонная бензиновая фракция в основном состоит из углеводородов С4 -С12 [4], в ней также присутствует некоторое количество сернистых и азотистых соединений. В таблице 1.2 [5] представлены значения содержания примесей в прямогонных бензиновых фракциях, полученных из нефтей разных месторождений. Эти примеси являются ядами для катализаторов риформинга, поэтому прямогонную бензиновую фракцию, направляемую в качестве сырья

процесса каталитического риформинга, предварительно необходимо подвергать гидроочистке.

Таблица 1.2 - Содержание примесей в прямогонных бензиновых фракциях, полученных из нефтей разных месторождений

Параметры Месторождении

Дацин Шенли Синзян Лунин

Плотность (г/см3)

Бромное число (гВг/100г)

Интервал кипения, °С:

Температура начала кипения

50% выкипания

Температура конца кипения

Содержание примесей:

S (да!)

N (ррт) 1 0.9 <0

По сравнению с прямогонной бензиновой фракцией, бензиновая фракция коксования имеет следующие особенности: высокое содержание алкенов и диенов [6], содержание диенов достигает 4.2% - 5.0%; низкая устойчивость к окислению, бромное число 40 - 60 гВг/100г; высокое содержание сернистых и азотистых соединений и тяжелых металлов. В таблице [7] 1.3 представлено распределение сернистых и азотистых соединений в бензиновой фракции коксования.

Таблице 1.3 - Распределение сернистых и азотистых соединений в бензиновой

фракции коксования

Интервал кипения, °С Содержание сернистых соединений/ (ррш) Содержание азотистых соединений/ (ррш) Выход, % масс.

<80

80-120

120-160

160-170

170-177

>178

Полный дистиллят

В таблице 1.4 [8] представлены характеристики бензиновых фракций

коксования, полученных из остатков вакуумной перегонки четырех различных нефтей.

Таблице 1.4 - Характеристика бензиновых фракций коксования, полученных из остатков вакуумной перегонки четырех различных нефтей.

Характеристика бензиновых фракций процесса коксования вакуумных

Показатели остатков различных нефтей

качества Дацинский Шенлиский Лунинский Лиохеский

бензиновых вакуумный вакуумный вакуумный вакуумный

фракций остаток остаток остаток остаток

Выход/%

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии увеличения производства высокооктанового бензина путём вовлечения в прямогонное сырье низкооктановых фракций бензина каталитического крекинга»

Плотность

(г/см3) 0.7414 0.7329 0.7413 0.7401

Бромное число (гБг/100г) 41 57 53 58

S 100 1355 4200 1100

N 140 210 200 330

Октановое

число (МОЧ) 58.5 61.8 62.4 60.8

Интервал кипения/°С

Начальная

температура выкипания 52 54 57 58

10% от всех

фракций 89 84 91 88

50% от всех

фракций 127 119 159 128

90% от всех

фракций 162 159 167 164

Конечная

температура выкипания 192 184 192 201

Для вовлечения вторичного бензина коксования в производство товарной продукции иногда применяют технологию совместной гидроочистки смесевого сырья - бензина коксования (10 - 30%) с прямогонной бензиновой фракцией (90 -70%). Как правило, выход бензина коксования на НПЗ не превышает 40% от прямогонной бензиновой фракции [10].

Для гидроочистки смесевого сырья (первичного и вторичного происхождения) нужно учитывать следующие факторы: 1) Смесевое сырье характеризуется высоким содержанием алкенов и диенов. При нагревании эти непредельные соединения вступают в реакции циклизации и полимеризации, и образуют высокомолекулярные соединения, развитие реакций конденсации разнообразных циклических углеводородов приводит в итоге к образованию кокса. 2) Кислород воздух может растворяться в сырье. Растворяющий кислород реагирует с гетероатомными соединениями при высокой температуре, в результате образуются свободные радикалы, далее происходит инициирование цепной реакции, в итоге образуются отложения в реакторе. 3) В сырье присутствует немного коксовой пыли, которая характеризуется высокой активностью адсорбции. Адсорбция высокомолекулярного вещества, образующегося в реакции полимеризации на поверхности коксовой пыли приведет к увеличению количества отложений на оборудовании.

Для повышения эффективности работы установок, в промышленной практике обычно принимают следующие меры: 1) устанавливают фильтр для сырья, как способ защиты от попадания коксовой пыли в реакционную систему. 2) Организовывают снабжение установок гидроочистки сырьем по схеме прямого питания или хранения его в промежуточных сырьевых парках в резервуарах под "подушкой" инертного газа. 3) Организуют снабжение защитного катализатора для удаления диенов. 4) Используют послойную загрузку катализатора. 5) Повышают кратность циркуляции водородсодержащего газа. 6) Используют схему установки с блоком предварительного глубокого гидрирования непредельных и ароматических углеводородов.

1.1.2 Гидроочистка смесевой дизельной фракции

В дизельных фракциях присутствуют нежелательные компоненты (как сернистые соединения, азотистые соединения, кислородные соединения и др.) по разному содержанию. Эти нежелательные компоненты оказывают отрицательные действии на эксплуатационные характеристики дизельного двигателя и экологию. [16-20]. Например, кислородные соединение вызывает коррозию двигатели. Дизельные фракции вторичного происхождения характеризуются высоким содержанием азота, алкенов и смол, и они имеют низкую устойчивость к окислению, что приведет к образованию отложений на двигателе. Отрицательные влиянии сернистых соединений следующие: коррозия для двигателя, вредные выбросы в атмосферу, отравление катализаторов и др. В развитых странах содержание серы в дизельных топливах не должно быть выше, чем 10 - 15 ррт. [21-25] Ароматические соединения являются компонентами, снижающими значения цетанового числа и повышающими содержание вредных веществ в выхлопных газах. Поэтому эти дизельные фракции перед использованием необходимо подвергать гидроочистке.

Существуют следующие типы сернистых соединений в дизельных фракциях: меркаптан, сульфид, тиофен, бензотиофен, дибензотиофен и т.д. НаШей [26] и его коллеги исследовали сернистые соединения и их содержания в дизельной фракции. В таблице 1.5 представлен сравнительный анализ сернистых соединений в прямогонной дизельной фракции и дизельной фракции вторичного происхождения. Результаты эксперименты показаны, что дизельная фракция вторичного происхождения характеризуется более высоким содержанием дибензолтиофенов с двумя замещающими группами в, которые сложно удаляются в процессе гидроочистки.

Таблица 1.5 - Сравнительный анализ сернистых соединений в прямогонной дизельной фракции и дизельной фракции вторичного происхождения

Сернистые соединения Относительная сложность гидрообессеривания Содержание в прямогонной дизельной фракции/ (ppm) Содержание в дизельной фракции вторичного происхождения/ (ppm)

Бензотиофен очень легко 1700 7300

Дибензотиофен легко 1000 1900

Дибензотиофен с замещающей группой в средне 1500 2300

Дибензотиофен с двумя замещающими группами в сложно 600 900

Сернистые соединения с 3,4 циклами средне 100 20

Сернистые соединения с 1,2 циклами средне 5500 2800

Другие сернистые соединения средне 5000 300

Stгee [27] и его сотрудники исследовали содержании дибензотио фенов в дизельной фракции, результат представлены в таблице 1.6 Таблица 1.6 - Содержание дибензотиофенов в дизельной фракции

Виды дизельных фракций Сумарное содержание сернистых соединений, % Сумарное содержание дибензотиофенов (ppm) Сумарное содержание 4,6-диметилдибензотиофенов (ppm)

прямононная дизельная фракция 1.52 2590 58

прямононная дизельная фракция 1.197 2200 81

легкий газойль FCC 0.627 2500 96

В таблице 1.7 представлены относительные активности гидрообессеривания нескольких видов диметилдибензолтиофенов. Смесевое сырье характеризуют более высокое содержание дибензотиофенов. Для получения дизельных топлив с содержанием серы меньше, чем 10 - 15 ррт, требуют почти полностью удалить эти соединения.

Таблица 1.7 - Относительные активности гидрообессеривания нескольких видов диметилдибензолтиофенов

Название Относительная активность обессеривания

2,8-диметилдибензотиофен 2.6

3,7-диметилдибензотиофен 1.5

диметилдибензотиофен 1

4-метилдибензотиофен 0.16

4,6-диметилдибензотиофен 0.1

В таблице 1.8 представлен сравнительный анализ нескольких видов дизельных фракций. По сравнению с прямогонной дизельной фракцией, легкий газойль каталитического крекинга характеризуют высокой плотностью, высоким содержанием азота и аренов, низким цетановым числом. Легкий газойль коксования характеризуют высоким содержанием серы, азота и смолы. Эти характеристики имеют важное значение для выбора катализаторов и технологии гидроочистки смесевого сырья.

Таблица 1.8 - Сравнительный анализ нескольких видов дизельных фракций

Показатели качества бензиновых фракций Легкий газойль FCC Легкий газойль коксования Прямогонная дизельная фракция

Плотность/(г/см3) 0.9307 0.8806 0.8307

Содержание серы/( ррт) 5200 3200 4200

Содержание азота/( ррт) 623 1842 105

Бромное число/ (гВг/100г) 3.9 23.3 0.1

Содержание смолы/ (мг/100мг) 155 375 210

Цетановое число 23.8 32.5 54.1

Интервал кипения/°С

Температура начала кипения 187 183 170

10% 242 224 216

50% 287 282 277

90% 335 337 345

Температура конца кипения 356 358 384

Групповой химический состав/%

Парафиновые углеводороды 21.2 21.4 36.5

Нафтеновое углеводороды 6.9 39.2 6.4

Ароматические углеводороды 71.9 37.3 35.8

С одним циклом 11.7 23.6 21.2

С двумя циклами 47.9 12.1 13.3

С тремя циклами 12.3 1.6 1.3

В таблице 1.9 представлены результаты гидроочистки трех видов сырья. С ухудшением качества сырья, жесткость процесса повышается. В таблице 1.10 и 1.11 представлены результаты гидроочистки дизельных фракций FCC и RFCC. В таблице 1.12 представлены результаты гидроочистки дизельной фракции коксования. Результаты показаны, что для гидроочистки дизельных фракций RFCC

и коксования требуют более высокое парциальное давление водорода. (6 МПа). Таблица 1.9 - Результаты гидроочистки трех видов сырья

Название Прямогонная дизельная фракция Легкий газойль FCC Легкий газойль коксования

Условия реакции:

Давление водородсодержащего газа/ МПа 3.2 3.2 6

Температура процесса/ X 320 340 340

Обьемная скорость/ ч-1 3 2 1

Свойства

Плотность/(г/см3) 0.8079 0.8727 0.8232

Содержание сернистых соединений/(ррт) 21 197 160

Содержание азотистых соединений/(ррт) 0.5 193 560

Бромное число/ (гБг/100г) 0.2 1.2 1.9

Степень обессеривания/ % 98.3 94.7 97.8

Степень деазотирования/ % 98.8 76.9 70.5

Таблице 1.10 - Результаты гидроочистки дизельных фракций FCC

Название Дацинский легкий газойль FCC Шелиский легкий газойль FCC

Условия реакции:

Давление водородсодержащего газа/ МПа 3. 2 3

Температура процесса/ X 320 320

Обьемная скорость/ ч-1 2 2

Свойства сырья:

Плотность/(г/см3) 0.8 56 0.8869

Содержание сернистых соединений/(ррт) 1.4902 1.5068

Содержание азотистых соединений/(ррт) 450 635

Бромное число/ (гБг/100г) 13 12

Характеристики продуктов:

Плотность/(г/см3) 0.8453 0.8661

Содержание серы/(ррт) 62 360

Содержание азота/(ррт) 31 160

Бромное число/ (гБг/100г) 0.5 1.1

Степень обессеривания/ % 93.4 91.8

Степень деазотирования/ % 93.1 74.8

Таблице 1.11 - Результаты гидроочистки дизельных фракций RFCC

Название Содержание остатка в сырье RFCC/ %

12 25

Условия реакции:

Давление водородсодержащего газа/МПа 3. 2 6

Температура процесса/ °С 320 320

Обьемная скорость/ч-1 2 2

Свойсьва:

Плотность/(г/см3) 0.8706 0.8811

Содержание сернистых соединений/(ррт) 3500 5900

Содержание азотистых соединений/(ррт) 500 780

Бромное число/ (гВг/100г) 19 23

Характеристики продуктов:

Плотность/(г/см3) 0.8548 0.8753

Содержание серы/(ррт) 180 838

Содержание азота/(ррт) 38 190

Степень обессеривания/ % 94.8 85.8

Степень деазотирования/ % 92.4 75.6

Таблице 1.12 - Результаты гидроочистки дизельной фракции коксования

Название Легкий газойль коксования А Легкий газойль коксования В

Условия реакции:

Давление водородсодержащего газа/МПа 6. 4 6

Температура процесса/ °С 350 340

Обьемная скорость/ч-1 2 1

Свойсьва:

Плотность/(г/см3) 0.8518 0.8394

Содержание сернистых соединений/(ррт) 1100 160

Содержание азота/(ррт) 1032 1900

Бромное число/ (гВг/100г) 24 42

Характеристики продуктов:

Плотность/(г/см3) 0.8411 0.8232

Содержание серы/(ррт) 1.26 0.74

Содержание азота/(ррт) 182 560

Бромное число/ (гВг/100г) 1 1.9

Степень обессеривания/ % 91.4 97.8

Степень деазотирования/ % 82.4 70.5

1.1.3 Гидроочистка смесевого сырья для процесса каталитического крекинга

Основное сырье для процесса каталитического крекинга является прямогонным вакуумным газойлем. Вместе с тем, зачастую в прямогонное сырье добавляют продукты вторичных термодеструктивных процессов, например, газойль коксования и деасфальтизат [50]. В таблице 1.13 представлены характеристики вакуумных газойлей, полученных из сернистых и высокосерныстых нефтей. Содержание серы и азота в этих нефтях колеблется в интервалах 1 - 4% и 0,08% - 0,3% соответственно. Фракции с такими характеристиками для использования в качестве сырья установок каталитического крекинга целесообразно подвергать гидроочистке.

Таблице 1.13 - Характеристики вакуумных газойлей, полученных из сернистых и высооксернистых нефтей

Показатели Вакуумные газойли, полученные из сернистых и высокосернистых нефтей

1 2 3 4

Плотность/(г/см3) 0.9082 0.9121 0.9235 0.905

Содержание серы/ % 1.72 1.89 3.1 1.9

Содержание азота/(ррш) 1700 1600 898 1800

Температура застывания/ °С 34 27 31 38

Коксуемость по Конрадсону/ % 0.24 0.36 0.23 0.1

Интервал кипения/°С

Температура начала кипения 229 238 305 258

10% 356 354 379 350

50% 438 423 446 430

95% 521 514 528 500

В таблице 1.14 представлены характеристики тяжелых газойлей коксования. Таблица 1.14 - Характеристики тяжелых газойлей коксования

Показатели Тяжелые газойли процесса коксования

1 2 3

Плотность/(г/см3) 0.8826 0.9138 0.914

Содержание серы/ % 0.89 0.29 1

Содержание азота/(ррт) 3825 5200 6200

Коксуемость по Конрадсону/ % <0.01 0.18 0.31

Интервал кипения/°С

Температура начала кипения 247 254 252

10% 342 389 371

50% 374 428 403

95% 435 487 477

Тяжелый газойль коксования также содержит много сернистых и азотистых соединений, поэтому его также необходимо подвергать гидроочистке перед использованием в качестве сырье для FCC.

В таблице 1.15 представлены характеристики двух типов деасфальтизата. Их характеризуют высокой плотностью, высоким содержанием серы, азота и металлов, в связи с чем их необходимо подвергать обязательной гидроочистке перед использованием в качестве сырья для FCC. Когда происходит гидроочистка прямогонного вакуумного газойля с деасфальтизатом, требуется более высокая температура, давление, низкая объемная скорость и др. Продолжительность рабочего цикла катализаторов также не высока.

Таблице 1.15 - Характеристики двух типов деасфальтизата

Показатели Деасфальтизаты

1 2

Плотность/(г/см3) 0.9509 0.9638

Содержание серы/ % 2.89 4.07

Содержание азота/(ррт) 1820 1885

Температура застывания/ °С 13 28

Коксуемость по Конрадсону/ % 6 7.1

Содержание N1 /(ррт) 0.8 4

Содержание V/ (ррт) 2.6 10

Полициклические арены сложно вступают в реакцию крекинга в процессе FCC. Вакуумный газойль, тяжелый газойль коксования и деасфальтизат из нафтеновой нефти характеризуются высоким содержанием полициклических аренов и азота. Наличие азотистых соединений приводит к отравлению катализаторов и снижают конверсию процесса.

После процесса гидроочистки содержание полициклических аренов, азота, а также выход кокса и газа снижается, конверсия процесса FCC и выход целевых продуктов повышается.

W K Shiflett [37] исследовал процесс гидроочистки смесевого сырья процесса каталитического крекинга (прямогонный вакуумный газойль и газойль коксования; AIP:19.8, содержание серы 2.28%, содержание азота 0.189%, содержание аренов 53.9%). На рисунке 1.1 и 1.2 представлена зависимость между конверсией FCC и содержанием азота (N) в гидрогенизате, а также зависимость между конверсией FCC и выходом бензина.

о4

68 67 66 65

ä 64

(D В

о 63 «

62 61

60

600 650 700 750 800 850

Содержание азота в сырье/(ррт)

900

950

Рисунок 1.1 - Зависимость конверсии процесса каталитического крекинга FCC и содержания азота (N) в гидроочищенном сырье

52

51.8

51.6

ан и 51.4

з -I-

н е 51.2

ю

д о 51

ы да 50.8

50.6

50.4

700 750 800 850 900 950

Содержание азота в сырье/(ррт)

1000

Рисунок 1.2 - Зависимость выхода бензина процесса каталитического крекинга FCC от содержания азота (N) в гидроочищенном сырье J.B.Mclean [38] исследовал влияние степени гидродеазотирования удаления полициклических аренов на конверсию FCC. Результаты экспериментов представлены на рисунках 1.3 и 1.4

78

76 •

74 -

72

с р

е

в70

н

о

« 68

66 64

• •

20 40 60

Степень гидроазотирования/ %

80

100

Рисунок 1.3 - Влияние степени гидроазотирования на конверсию FCC

0

Рисунок 1.4 - Влияние степени удаления полициклических аренов на конверсию

FCC

1.2 Анализ катализаторов процесса гидроочистки дистиллятных фракций прямогонного сырья и фракций вторичного происхождения

1.2.1 Анализ катализаторов процесса гидроочистки прямогонной бензиновой фракций в смеси с бензинами вторичного происхождения

В основном для разработки катализаторов процесса гидроочистки бензиновых фракций в качестве активных компонентов используют Co-Mo, Ni-Mo, Ni-W комплексы. Результаты [11] экспериментов показали, что Ni-W характеризуются более высокой активностью гидроочистки по сравнению с Co -Mo, Ni - Mo комплексами. Для процесса гидрообессеривания активность компонентов снижается в ряду: Co - Mo > Ni - Mo > Ni - W. Температура процесса гидроочистки с использованием Ni - Mo выше, чем температура процесса гидроочистки с использованием Co - Mo на 5 °С для достижения равной степени обессеривания. Но когда перерабатывают сырье с бензином вторичного происхождения, рекомендуют использовать катализаторы с активными компонентами Ni -W или Ni - Mo, так как они не только имеют хорошую активность обессеривания для прямогонной бензиновой фракции, но и характеризуются более высокой активностью деазотирования для бензинов вторичного происхождения. В таблице 1.16 представлены характеристики катализаторов гидроочистки бензиновой фракций, направленных на процесс риформинга.

Таблица 1.16 - Характеристики катализаторов гидроочистки бензиновой фракций, направленных на процесс риформинга

Катализатор Форма Активные компоненты Компания

424 трилистник Ni - Mo CRITERION

DC-185 трилистник Co - Mo CRITERION

DN - 200 трилистник Ni - Mo CRITERION

477 цилиндр Co - Mo CRITERION

520 цилиндр Ni - Mo Crosfield

504K цилиндр Ni - Mo Crosfield

506 цилиндр Ni - Mo Crosfield

594 цилиндр Ni - Mo Crosfield

IMP - DSD - 1K шарик Ni - Mo - P IMP

IMP - DSD - 3 трилистник Ni - Mo IMP

S - 12 цилиндр Co - Mo UOP

S - 120 цилиндр Co - Mo UOP

S - 15 цилиндр Ni - Mo UOP

S - 16 цилиндр Ni - Mo UOP

HR304 цилиндр Ni - Mo - Co IFP

HR306 цилиндр Ni - Mo - Co IFP

KF - 752 четырехлистник Co - Mo Albermale

KF - 842 четырехлистник Ni - Mo Albermale

KF - 845 четырехлистник Co - Mo Albermale

ICR - 158 трилистник Co - Mo CHEVRON

MS - 21 цилиндр Co - Mo BASF

RS - 1 трилистник W - Ni - Co RIPP

RS - 20 трилистник W - Ni - Co RIPP

RS - 30 бабочка W - Ni - Co RIPP

В таблице 1.17 представлен сравнительный анализ трех типов катализаторов. Условия реакции: 1) для прямогонной бензиновой фракций: температура процесса - 260 °С; Давление водородсодержащего газа - 1.6 МПа; объемная скорость - 10 ч-1; Кратность циркуляции водородсодержащего газа, м3/м3 сырья - 70. 2)для смеси прямогонной бензиновой фракций и бензина коксования:

температура процесса - 320 °С; Давление водородсодержащего газа - 3.2 МПа; объемная- 10 ч-1; Кратность циркуляции водородсодержащего газа, м3/м3 сырья -200.

Таблица 1.17 - Сравнительный анализ трех типов катализаторов

Сырье А Б С

Прямогонный бензиновая фракция

Содержание серы/(ррт) 239 <0.5 0.7 1.9

Содержание азота/(ррт) 1 <0.5 <0.5 0.6

Бромное число (гБг/100г) 2.8 0.1 0.4 0.1

Прямогонный бензиновая фракция и бензин коксования (75: 25)

Содержание серы/(ррт) 2463 <0 .5 5 5. 2

Содержание азота/(ррт) 31 <0.5 1.3 7.3

Бромное число (гБг/100г) 15.1 0.3 0.4 1.4

Активными компонентами катализатора А являются Со, М, W. Активными компонентами катализаторов В и С являются Со, Мо. Результаты экспериментов показали, что катализатор с использованием активных компонентов М^ характеризуется более высокой активностью для гидроочистки смесевого сырья.

В таблице 1.18 представлены результаты промышленной эксплуатации установок с использованием катализатора А для переработки смесевого сырья [52]. Результаты промышленной эксплуатации показали, что катализатор А характеризуется высокой активностью гидроочистки не только для прямогонного бензина, но и для смесевого сырья с разным содержанием бензина коксования. Содержание серы и азоты в гидрогенизате меньше чем 0.5 ррт, поэтому его могут использовать как сырье для процесса риформинга.

Таблице 1.18 - Результаты промышленной эксплуатации установок с использованием катализатора А для переработки смесевого сырья

Содержание PPm Содержание бензина коксования/ %

0 12.5 31.2 34.1

сырье гидроген изат сырье Гидроге низат сырье гидроген изат сырье гидрогени зат

Серы 301 <0.5 224 <0.5 221 <0.5 336 <0.5

Азота 1.9 <0.5 5.3 <0.5 8.5 <0.5 13.4 <0.5

В процессе коксования используют антипенный агент, поэтому в бензине коксования присутствует 5 - 10 ррт кремниевых соединений. По исследованию Topsoe [12], в процессе гидроочистки эти кремниевые соединения образуют отложения на поверхности катализаторов, что приведет к отравлению катализатора. По сведению статьи [13], при гидроочистке бензина коксования с содержанием кремния 16 мг/л, на полгода после эксплуатации установок, поверхность катализатора снижается на 73.6 %, объем пора снижается на 82.4 %, отложение кремниевых соединений выше чем 10 %. В таблице 1.19 представлен анализ элементарного состава примеси на поверхности катализатора.

Таблица 1.19 - Анализ элементарного состава примеси на поверхности катализатора

Элементарный состав примеси Свежий катализатор На верх реактора В средине реактора В низу реактора

C - 4.67 4.34 4.88

Si 3.23 13.87 10.83 12.68

Cl 0.26 0.1 0.1 0.13

Fe 0.07 0.11 0.19 0.15

As - 0.11 0.32 -

Американский НПЗ West - Coast использует технологию комплексной загрузки катализаторов KF841/647 и KF859 для переработки смесевого сырья с высоким содержанием кремния. Продолжительность рабочего цикла установок больше, чем 420 дней. [14]

Компания Haldor Topsoe рекомендует использовать технологию с тремя

последовательно расположенными реакторами. Первый реактор предназначен для селективного удаления диенов, во втором реакторе происходит гидрирование алкенов и неглубокая гидроочистка, в третьем реакторе происходит глубокая гидроочистка. Продукты процесса соответствуют требованиям для процесса риформинга [15].

1.2.2 Катализаторы гидроочистки смесевого сырья для получения дизельного топлива со сверхнизким содержанием сернистых компонентов

Для получения дизельных топлив с содержанием сернистых соединений меньше, чем 50 ppm, необходимо удалить сернистые соединении как 4,6 -диметилдибензотиофены. Лучшие катализаторы гидрообессеривания дизельных фракций в мировом рынке, как SmART (компания ART)[33], Stars/ Nebula (компания Albemarble) [34,35], HR (IFP) [36], Centinel (компания Criterion) [37], BRIM™ (компания Haldor Topsoe) [38], RS-1000/RS-1100/RS-2000(компания FRIPP) [39,40,41] FH - UDS (компания FRIPP) [42].

По сведению Mike Schmidt [43] и др., для получения дизельных топлив с содержанием серы меньше чем 15 ppm или 10 ppm, компания Axens изучал два типа катализатора HR426 (алюмокобальтмолибденовый) и

НК448(алюмоникельмолибденовый), и их активности удаления дибензотиофена и 4,6 - диметилдибензотиофена, результаты представлены ниже в таблице 1.20 и рисунке 1.5. Таблица 1.20 показывает, что катализатор HR - 448(Ni - Mo) характеризует более высокую активность по удалению 4,6 -диметилдибензотиофена. Рисунок 1.5 показывает, когда точка температуры выкипания 70% фракций выше 325°С, для достижения 99.5% степени обессеривания, катализатор HR-448 Ni-Mo характеризует более высокую объемную скорость, поэтому алюмоникельмолибденовый катализатор более годен для переработки тяжелых сырья.

Таблица 1.20 - Относительная активность катализаторов HR-426(CoMo) и HR-448(NiMo)

Удаление дибензотиофена Удаление 4,6-диметилдибензотиофена

HR-426(CoMo) 1 0.01

HR-448(NiMo) 1.02 0.14

в

£ ч о а

-с

н о о

а

§

о

0х

OS Ov

3.5

Я и

й в

S а

s <u

Н <->

О о о

S ч

о

«я

& г^ о 5Т В

о

2.5

1.5

s

S 0.5

HR 426 CoMo HR 448 NiMo

290 300 310 320 330 340 Температура кипения 70% фракций/ °С

350

4

3

2

1

0

Рисунок 1.5 - Относительная активность катализаторов HR-426(CoMo) и HR-

448(NiMo)

По сведению Alain P Lamourelle [44] и др., для получения дизельных топлив с содержанием сернистых соединений меньше чем 50 ppm, катализатор TK - 573(Ni - Mo) характеризуется более высокой активностью, чем катализатор TK - 574(Co -Mo). Результат исследований представлен на рисунке 1.6

Рисунок 1.6 - Относительная активность катализаторов ТК - 573(М - Мо) и ТК -

574(Со - Мо)

Когда перерабатывают прямогонную дизельную фракцию совместно с

легким газойлем каталитического крекинга, чтобы существенно повысить цетановое число продукта, то расход водородсодержащего газа повышается незначительно. Компания ART разработала катализаторную систему SmART [45,46], которая оптимально комбинирует никельмолибденовый катализатор (NDXi) и катализатор селективного открытия кольца (SRO). На рисунках 1.7 и 1.8 представлен сравнительный анализ катализаторных систем NDXi/SRO и NDXi. Давление водородсодержащего газа - 8.5 МПа; объемная скорость - 1 ч-1; кратность циркуляции водородсодержащего газа, м3/м3 сырья - 534.

Рисунок 1.7 - Сравнительный анализ катализаторных систем NDXi/SRO и NDXi

по цетановому числу

Рисунок 1.8 - Сравнительный анализ катализаторных систем NDXi/SRO и NDXi

по относительному расходу ВСГ По сравнению с МОХ^ комплексная катализаторная система NDXi/SRO характеризуется более высокой активностью по отношению к повышению цетанового числа и низким расходом водородсодержащего газа.

Сотрудники компании Topsoe [47] сравнили активности катализаторов ТК -576BRIMTM и ТК-574 для гидроочистки смесевого сырья (50% легкий газойль

каталитического крекинга и 50% прямогонная дизельная фракция). Результат экспериментов на пилотной установке представлен на рисунке 1.9 и 1.10.

25

« а 20

й а а а

о Тп Ой 15 <и ез И

щ &

ев *

а и 1Л

я и 10

а о

<и а о й-О Ен 5

ТК-576 БЫМТМ

ТК-574

Рисунок 1.9 - Содержание серы в гидрогенизате для катализаторов ТК

576ВШМ™ и ТК-574

0

ТК-576 БММТМ ТК-574

Рисунок 1.10 - Содержание азота в гидрогенизате для катализаторов ТК -

576ВШМ™ и ТК-574

Результат показывает, что при переработке данного смесевого сырья, катализатор ТК - 576ВЫМ'м показывает более высокую активность по сравнению с ТК-574. На промышленной установке катализатор ТК - 576ВЫМ'м также показывает высокую активность обессеривания, особенно для переработки смесевого сырья с более высоким содержанием серы и азота, чем у прямогонной фракции.

После выпуска первого поколения катализатора с использованием

технологии [48] ВЫМТМ, компания Topsoe усовершенствовала технологию и выпускает второе поколение катализаторов: ТК-578 и ТК-570. В таблице 1.21 представлен сравнительный анализ активности катализаторов ТК-578 и ТК-576 для гидроочистки смесевого сырья (75% прямогонная дизельная фракция и 25% легкий газойль каталитического крекинга). Результат показывает, что катализатор ТК - 578 характеризуется более высокой активностью гидрообессеривания.

Таблица 1.21 - Сравнительный анализ активности катализаторов ТК-578 и ТК-576 при гидроочистке смесевого сырья

Показатель Катализатор

Tk-576 brimtm Tk-578 brimtm

Парциальное давление водорода/МПа 3 3 3 3

Обьемная скорость подачи сырья/ч-1 2.5 1.5 2.5 1.5

Содержание серы/(ррт) 211 27 164 15

Повышение содержания легкого газойля влияет на эксплуатацию установок и качества продуктов, поэтому компания ART разработала катализаторы селективного открытия кольца (SRO) [49] для снижения содержания общих ароматических соединений и полициклических ароматических соединений. Послойная загрузка катализаторов (на верх: NDXi; внизу SRO) позволяет эффективно снижать содержание аренов, повышать цетановое число и улучшать цвет гидрогенизата. На рисунке 1.11 представлен сравнительный анализ содержания аренов в гидрогенизате при использовании катализаторных систем NDXi и NDXi/SRD. Показано, что при гидрировании ароматических соединений в смесевых дизельных фракциях, катализаторная система NDXi/SRD характеризуется относительно высокой активностью.

35

-а 30

Ё 25 х

| 20 I ■ Сырье

" 10

15 II ■ ■ 1X0X1

ХОХь'ЗКО

Ароматические По лицикличкс кие

соединения ароматические

соединения

Рисунок 1.11 - Сравнительный анализ содержания аренов в гидрогенизате при использовании катализаторных систем NDXi и МОХ^ЯО. Далее представлены результаты промышленной эксплуатации нескольких типов катализаторов. Катализатора К8-1100 [11]

Условия реакции: объемная скорость/ ч-1 1.9; давление 7.0MPa; температура 350°. Результаты промышленной эксплуатации катализатора К^-1100 показаны в таблице 1.22.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Тян Гэн нет, 2022 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. В 4-х частях. Часть вторая. Физико-химические процессы. - М.: Химия, 2015. -400с.

2.Hou Xiang Lin. Технология переработки нефти в Китае. Beijing, Zhong Guo Shi Hua, 2001

3.Xu Cheng En. Технология каталитического риформинга. Beijing, Zhong Guo Shi Hua, 2001

4.Fang Xiang Cheng, Guan Ming Hua. Процесс гидроочистки. Beijing, Zhong Guo Shi Hua, 2006

5.Xia Fu Guo и др. Катализатор для удаления кремния и его практическое применение. Переработка нефти и нефтехимия, 2001, 32(5): 17-20

6.Yui S. Removing Diolefins from Coker Naphtha Necessary before Hydrotreating. Oil and Gas, 1999, 97(36):24-29

7.Fang Xiang Cheng. Процесс гидроочистки. Beijing, Zhong Guo Shi Hua, 2006

8.Hou Xiang Lin. Технология переработки нефти в Китае. Beijing, Zhong Guo Shi Hua, 1991

9.Jay Ross, Advances in naphtha processing for reformulated fuels production, NPRA Annul Meeting,2010, AM-10-148

10.Wang D M. Три режима гидроочистки бензиновой фракции коксования. Lian You Ji Shu Yu Gong Cheng, 2003,33(4)

11.Li D D. Экспериментальные исследования и разработка катализатора RN-1, 1988

12.Raj Patel, A New Process Approach to Hydrotreating Coker Naphtha, NPRA Annual Meeting, 2008, AM-08-88

13.Zhang K Y, Yan J и др. Анализ причин деактивации катализаторов при гидроочистке низкокачественной бензиновой фракции. Переработка нефти и нефтехимия, 2003, 34(7)

14.Mitzner M.Evolution of Coker Naphtha Hytrotreater System: A Case Study. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.akzonoble-catalysts.com/html /catalystcourier /Courier51/C51_A6.htm

15.Polanek P, Artrip D. Improments in Selective Hydrogénation for Ethylene Plants. ALChE 1995 Spring National Meeting, 1995, 43H

16.Campagna RJ. Petroleum Technology Quarterly. Winter, 2001/2002

17.Shiflett Woodrow K.FCC Feed pretreatment to Control Sulfur in Naphtha. PaperAM-02-39. NPRA Annual Meeting,2002

18.Mclean Joseph. Maximizing Profitability through Combined Optimization of Feed Hytrotreating and FCC Unit Operation. PaterAM-98-21. NPRA Annual Meeting,1998 19.StangerCharles W.New Process Technology Already Existing in Your Refinery: Hydroprocessing -FCC Synergy. PaperAM-96-66. NPRA Annual Meeting,1996

20.Raj Patel. Advanced FCC Feed Pretreatment Technology and Catalysts Improves FCC Profitability. PaperAM-02-58. NPRA Annual Meeting, 2002

21.BhaskarM. Oil and Gas. 2002,100(23):62-65

22.Lacijan LA. Petroleum Technology Quarterly. Spring, 2002

23.BeckerJohn S.Oil and Gas. 1997, 95(52):76-80

24.Uposon LL. Oil and Gas. 1997,95(49):47-51

25.Vito Bavaro. World Refining,2000(3)

26.Harlbert T R. 15th World Petroleum Congress, Beijing, 1997 27.Street R D,et al. Hydrocarbon Engineering.2002

28.Nocca J L, Dorbon M, Padamsey R. Ultra-low Sulfer Diesel with Prime-D Technology Package//San Antonio: NPRA Annual Meeting. AM-03-25.2003

29.Patel R H, Low G G, Knudsen K G. How are Refiners Meeting the Ultra Low Sulfer Diesel Challenge?// San Antonio: NPRA Annual Meeting. AM-03-21.2003

30.Ackerson M, Byars M S, Roddery J B. Revamping Diesel Hytrotreaters for Ultra-low Sulfer Using Isotherming Technology//San Antonio: NPRA Annual Meeting. AM-04-40.2004

31.Gao X D, Nie H, Shi Y L. SSHT Process- a Low Cost Solution for Low Sulfur and Low Aromatie Disel//Rio de Janeiro: 17th WPC, 2002

32.Ding S, Gao X D, Nie H. Разработка технология RTS для получения дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы. Переработка нефти и нефтехимия, 2011, 42(6):23-28

33.Olsen C W, D' Angelo G. No Need to Trade ULSD Catalyst Performance for Hydrogen Limits: SmART Approaches//Salt Lake City : NPRA Annual Meeting. AM-06-06. 2006

34.Desai P H, Gerritsen L A, Inoue Y. Low Cost Production of Clean Fuels with Stars Catalyst Technology//San Antonio: NPRA Annual Meeting. AM-99-40. 1999

35.Mayo S W, Brevoord E, Plantenga F. NEBULA™ Catalyst Provides Proven Economic Returns//San Francisco: NPRA Annual Meeting. AM-05-14. 2005

36.Schmidt M, Dorbon M. Premium Performance Hydrotreating with Axens HR 400 Series Hydrotreating Catalysts// San Francisco: NPRA Annual Meeting. AM-02-57. 2002 37.Torrisi S P, Flinn N, Gabrielov A. Unlocking the Potential of USLD Unit: CENTERA is the Key//Phoenix: NPRA Annual Meeting. AM-10-169. 2010

38.Skyum L, Zeuthen P, Cooper B. Next generation BRIMTM Cаtalyst Technology// Washington D C: NPRA Annual Meeting. AM-09-15. 2009

39.Xie Gang, Liu Xue Fen. Использование катализатора RS-1000 для производства дизельных топлив по требованию Евро-5. Переработка нефти и нефтехимия, 2009, 40(6): 29-33

40.Wang Jin Ye, Ding Shi. Разработка катализатора RS-1100 для гидроочистки дизельной фракции. Переработка нефти и нефтехимия, 2012, 43(12): 5-9

41.Ye li Feng, Yang Yong. Промышленная эксплуатация катализатора RS-1100 в Зинхайском НПЗ. Переработка нефти и нефтехимия, 2013, 44(6): 49-52

42.Wang Jun, Mu Hai Tao, Dai Tian Lin. Промышленная эксплуатация катализатора FHUDS-6 на установке гидроочистки дизельной фракции. Переработка нефти и нефтехимия, 2012, 43(5): 49-53

43.Mike Schmidt. NPRA Annual Meeting, 2002, AM-02-57

44.Alaih P Lamourelle. NPRA Annual Meeting, 2001, AM-01-28

45.B Watkins. Paper AM-10-166(C), NPRA Annual Meeting, Phoenix, 2010

46.C W Olsen. AM-06-06. NPRA Annual Meeting, Salt Lake City, 2006

47.Henrik Topsoe. NPRA Annual Meeting, 2005, AM-05-18

48.Henrik Topsoe. NPRA Annual Meeting, 2009, AM-09-15

49.Brian Watkins. NPRA Annual Meeting, 2010, AM-10-166

50.Shi Ya Hua. Обессеривание в процессе переработки нефти. Beijing, Zhong Guo

Shi Hua, 2009

51.Refining Processes 2002. Hydrocarbon processing, 2002,81(11):86-148

52.Wisdom L I. World Refining, May/June, 1999

53.Vasant P Thakkar. Petroleum Technology Quarterly. 2004,9(1):61-67

54.Gao Xiao Dong. Исследование технологии гидроочистки тяжелого газойля коксования для подготовки сырья FCC. Презентация RIPP, 1996

55.Jiang Dong Hong, Long Xing Yun. Разработка и промышленной эксплуатации технологии RVHT для гидроочистки вакуумного газойля. Переработка нефти и нефтехимия, 2012, 43(3): 1-4

56.Результаты промышленной эксплуатации технологии RSDS-II, RVHT и S-ZORB для производства товарного бензина. Презентация RIPP, 2010

57.Lu Hao, Yao Li Song. Результаты эксплуатации катализатора RN232V на промышленной установке гидроочистки. Переработка нефти и нефтехимия, 2009, 40(3): 33-37

58.Refining Processes 2002. Hydrocarbon processing, 2002, 81(11): 86-148

59.L Krenzek David. FCC pretreating to Meet New Environmental Regulations on Gasoline. Paper AM-95-67.1995 NPRA Annual meeting, 1995

60.Tang L Y. Результаты промышленной эксплуатации установки гидроочистки вакуумного газойля с производительностью 2.3 мил.тон/год. Сбор статья по гидрогенизационным процессам компания Sinopec, 2012

61.Ricardo prada silvy. Oil and Gas Journal, 2002, 100(36): 48-56

62.Custon publication. Chemical Week, 2002, 164(11):10

63. Анализ текушего состояния производства и импорта этилена в Китае

[Электронный ресурс]. - Режим доступа:

https: //www. huaon. com/channel/trend/649222. html

64. Текущее состояние дефицита этилена в Китае [Электронный ресурс]. - Режим

доступа: https://www.sohu.com/a/139954320_617351

65. Gao X D, Nie H. Анализ октанового числа разных химических соединений.

Переработка нефти и нефтехимия, 2017, 42(6):26-28

66. Цены топлив в провинции Цзилина [Электронный ресурс]. - Режим

доступа: http: //youj ia.chemcp.com/j ilin/

67. ТРТС 013/2011 О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту

68. ГОСТ 32513-2013 Топлива моторные. Бензин неэтилированный. - М., 2014. - 15 с

Приложение 1 Поточная схема НПЗ-А до реконструкции

Приложение 2 Поточная схема НПЗ-А после реконструкции

Приложение 3 Результат идентификации компонентного химического состава прямогонного бензина НПЗ-А

Time Index Component Mass % Vol% ftak Area

4.03 -59.6 - (L0Û8 0.0086 1.193

4.331 301.6 Propane 0.0749 ГЛ106 9.912

4.59 347.2 - 0.3316 0.4442 44217

4.11] 387.7 - 0.005 ÛL0Û66 0.673

5.5 39 469.5 - 1.3284 1.6И 178.5Й9

6052 499.7 п-рсяЪш: 1.5447 1.8349 208.072

7.024 537.2 22-LH.mcOiylbLilanc 0.1358 0.1557 18.38

8.053 5Й5 1 Cyclaperitane 0.5712 0.570b 79.091

8.111 566.5 2,3-DLmclll(^, Ibulane 0.3712 0.4176 50.228

8.278 570.3 2-Mrth.yLpentane 1.9242 2.1924 2ft0.373

ахг 5S3.9 3-Mcth.yLpenLane 1.2Й9 1.4445 174.425

9.86 600 n-lu-sane 2.4556 2.7723 329.2ft7

11.451 624.5 2.2-1J imethylfKnLanc 0.1484 0.164 20.09ft

11623 626S ] -Vlcthylcyclop^nUinL" 2.6909 2.6768 372.5Й9

11.912 6306 2.4-dimethylp^ciULiiL" 02633 0.2914 35.658

12.331 635.9 СЧьЫс fin 3 0.0406 0.0424 5.622

13-536 649.5 benzene 02698 0.2287 40.153

14.077 655.2 3,3-dimjclliylpentacu: 0.1236 0.1328 17.113

144 IS 6586 Ovt lobe sane 2.8021 2.6815 387.982

15.415 6ft7.9 2-McOivlhexane 1.5906 1.7457 215.427

15.576 6ft9.3 2,3-D imcthylFKnLanc 0.7115 0.7624 96.369

15.849 671.7 ]. 1 -DimcttvylcyclopenLanL" 0.4331 [(.4277 59.974

16401 676.3 3-Mclhvlhcsane 1.9156 2.076 259.438

IT. 11 681.9 с is-1 .S-dimL'thylcycJopcntanic 0.827 0.82? 114.501

17.455 684.6 ['гапн-1,3 --diniEthytcyclo p«itan с 0.7749 0.771 107.294

17659 686-1 З-ВкуфойлЕ 0.158 0.168ft 21.405

17.804 687.1 ['гапн-1,2-dimcth.ylcvicJoFKnUin^ 1.2Й6 1.275 178.064

1 8.043 688.9 22,4-TrLmcthylpentane 0.0187 0.0202 2.543

19.685 mi n-Ueptane 2.6278 2.8ft24 355.901

22.676 721.2 1 -Melhykyclohcjane 7.9491 7.6997 1.1OE+03

23261 724.9 1,1,3-TrLmclhvlcyc l-opentacu: 0.5546 0.5523 76.797

24.011 734.2 1 -QthylcycJopenUine 0.4412 [(.4289 61.085

25.312 737.1 2,5-DLmellivlhesane 02515 U.270I 34.155

25.661 739.1 2,4-Dimelliylli(rsane 0.3038 0.3232 4L.26

26634 744.4 ] -tjl-c 4-tTTTmrrtiyHeyeloptcnlane 0.4871 [(.4885 67.443

26.994 746.3 3,3-Dimel]iylhesane 0.0979 0.1027 13 29

28213 752.5 ] -1,2-с J 11 ¡11 ll llljll jl| ||ЦЯ 1<М 0.5378 0.5318 74.46ft

28.89 755.S 2,3,4-TrLmcthylpentane 0.1563 0.162 21231

29.59Ь 759.2 Toluene 2.76fc3 2.3789 408.4ft I

31.401 7ft7.4 2,3-Dimel]iylhesane 0.1859 0.1992 25252

31.64 7684 2-MclhvJ-3-c(]ïyJpenlane 02447 U.2587 33.916

31.844 7ft9.3 СЙ-cuphlhciie 0.0958 0.0924 13261

33.149 774.S 2-Mcth.ylhcptane 1.3809 1.4744 1 87.538

33.447 776.1 4-Mcth.ylhcptane 0.6547 U.6922 88.91

33.S6I 777.S 3,4-DLm.cOiyllicsanc 0.079« 0.082fi 10.834

34.57S 7fi0.fi 3-McltiyLticptane 2.4476 2.5839 332.4

34.722 7RL.2 L c.3-dicncLhy Ley rlohcsanc L.I5I9 I.1W 159.491

14.951 7S2.I 1 l-4-di.rnclliy Icyc L-oh-CTianic LI95I l.lfift ]fi5.47S

3 5.949 7S5.9 C ft-olefin 16 0.367 0.3825 50.S12

3fi.R64 7S9.3 2,2 _S-Tnm.cl hylti-cianic 02073 0.216 2«228

37257 790.7 l-MediyJ-rran.H-2-cthvJcycLapcnlanc 02 L96 0.2129 30.4 L2

37.501 791.6 1 -Mclhyl-Cl'is-3-rthykyclopcManc 0.30SS 0.3001 42.752

37.801 792.7 1 -Methyl- L-ediylcycLopc-ntant 0.0631 0.0fi03 8.744

3fi26fi 794.3 11-2-d imcthyLcTClohcMrnr? L_2434 1.2327 172. L 62

39.315 798 - 0.01fi5 0.0175 224

39.649 799.1 CS-nj.phthen.-e- 0.K426 0.«353 116664

39.93S »00.1 n-Oc1anc 2.79fi I 2.9fi59 379.732

40.S43 »07.3 Cft-olcfin25 0.0436 0.0451 fi.035

40.9&3 aoa.4 2-2,4-TriniethyLhcxjine 0.0« 19 0.0853 11.154

41.264 «10.5 - 0.00fi2 O.006fi 0.844

41.611 «132 Cft-olcfin 2ft 0.0116 0.012 1603

41.979 «16 Cft-olcfin 27 0.06S5 0.0704 9.47a

42.fi3fi «20.9 2 J-,5-TrinicthyLhcKJinc 0.0979 0.101 13 33

43265 «25.5 2,2-D imclhyLticpLarn: 0.1252 O.L3L3 17.043

43.534 «27.5 1 c-2-DLmc(liyJcy4; Ld hematic 02655 0.24«fi 3fi.759

43.945 «30.4 2,4-D imcttiylticpLane 0.3« 14 0.3974 51.943

44.1 3fi «3I.S Cft-olcfin29 0.0416 0.043 5.76]

+1.457 «34.1 1 -Elhykyclolif^ane 2.l0fi5 1.9935 29 L.672

44.R09 K36.fi <l'9-ruptuhcnjc ] 0.03fi9 0.034fi 5.103

45.021 «3« 2,6-D imcttiylticpLane 0.5476 0.575fi 74.574

45.3 L2 «40.1 C9-ruphl hctic 2 L.547: ].4547 214.239

45.454 «42.4 Cft-olcfin 3] 0.1907 0. L972 26.4 L1

45.9$ »44.7 2,5-D imcttiylticpLane 0.437: [(.4551 59.fi03

4i._lt.fi «45.9 C ft-olefin 30 0.l«7« 0.L94I 25.997

4fi.394 «47.5 - 0.1414 0. L4«5 19234

46.635 «49.1 - 0.0716 0.0752 9.737

47 232 K53.I cOivJ benzene 0.fi71K 0.5778 9K232

47.461 K54.fi 0.217 U.2275 29.514

47.62b «55.7 C9-ruptil hene 3 O.R3fi3 0.7861 1 I5.79K

47.S5S «57.2 - 0.0286 0.03 3.891

4«23 «59.fi - 0.0501 0.0525 fi.8L9

4fi.56l 861. a m-XyJcnc 3.l«85 2.75 L 8 4fi6.205

4R.707 «fi2.7 p-Xylenc 0.9353 0.81 136.74«

49.009 Kfi4.fi C 9-cup hi he tic 4 0.7733 0.7269 107.074

4920S «fi5.9 3.4-D imclhyLticpLane 0.3091 0.315 42.095

49.373 «fifi.9 - 0.067 0.0701 9.1 16

49.5 L3 Kfi7.S - 0.034« 0.0364 4.74

49.722 869 1 4-EthylhcpLane 0.1167 0. L195 15.895

50.l7J K72 4-McthyLoctanjc 0.4539 0.4fi97 61.S15

50.332 K72.9 2-McthyLoctanjc 0.5731 0.59K7 7S.044

50.507 K74 - 0.071 0.0741 9.656

50.fi3fi «76 3-MethyLoctanc 02973 0.3077 40.4«9

51.053 K77.3 C9-i »paraffin 02L36 0.2231 29.568

5122Я 878.4 3-HthylhcfiLant: 0.fi407 0.6572 Ä7253

51.459 K79.S . 8-1363 O.L3L7 I7.L9

J 1.643 «80.9 o-.\yLcnc 1.3972 L184 204.291

5L.S5 S83L1 0-1163 0. L2 L 8 15.904

52.IÛÛ H83.7 С 9-cup hl h с ne 5 0.029 0.0278 4.0L9

52.309 Я84.9 - 0.035 0.0364 4.75a

52.Ü72 ft87 С10-LKOparaffm ] 12642 1.2803 173.269

52.962 H8ft.7 С10-LHoparafiln 2 O.fiO 12 O.60ft8 ft2.4

53.161 H89.9 - 0.0447 0.0465 6-оаз

53.355 851 - 0.0392 0.0408 5.34

53.562 №2.2 С10-LHOparüfiln 3 0.1031 0.1044 14.126

54.154 ft95.fi . 0.1367 0.L42I 1 ft.fi Ifi

54.52fi Й97.7 С 9-cup hl h с cu: 8 0.l2fi2 0.1205 17.473

54.933 900.1 n-Sonatic 2.592K 2.6933 353.0&7

55.103 901.7 C9-cufihlhccu: 9 0.7201 0.6875 99.705

55.374 904.3 - 0.1249 0. L297 17.015

55.4ft2 905.4 - 0.0Й53 0.08ft5 11.615

5fi.02fi 910 fi L MI p ru py J b С n z с tic 0.1679 0. L453 24.3ft3

5fi.372 913 9 С10-LHOparafíIn 4 0.5 L7K 0.5244 75.198

56.Í7 916.7 - 0.3632 0.3762 49.5 L2

57.001 9I9.S С10-LHoparüfiln 5 0.1252 0. L268 17.163

57.186 921.5 С10-LHOparafiln 6 02317 0.234fi 31.754

572ftfi 922.5 - 0.3024 0.3129 4L 243

57.507 924.5 - 0.058 1 0.06 7.91Й

57.732 926.fi С10-LHOparatiln 7 0.1557 0.L57: 21.342

5 S.012 929.2 С10-LHOparüfiln Й L.0487 1062 ]43.733

5S.I25 930.2 - 0.3595 0.3715 49.04fi

5 fi.539 934 IJ-Dündhjkcbnc 02752 0.2832 37.7 L4

5Я.74Й 935.9 - 0.1695 0.175 23.133

59.1Й1 939.-S 2,6-DiciicLhyLí)cta[i-c- 1.1326 1.16 155.236

59.373 94l.fi - 0.3Ä24 0.3944 52215

59.578 943 4 п-propyl benzene 0.4ft21 0.4172 70.009

59.808 945 4 - 0.L72 0.L773 23.493

59.99 947 1 ClO-LRoparafTm 9 0.7 L92 0.72Й4 9K.578

6025fi 949.4 - 0.1752 0.L804 23.934

60.481 951.4 ] -MdhyU -etby íbcnzcnc 1.0404 0.B97fi 15L.079

60.fi95 953.3 ] -Mcthyl,4-c:thylbciizcnL" 0.4444 0.3849 64.535

60.877 954.9 - 0.0151 0.0155 2.059

fil.12 957 - 0.50fi3 0.5208 69.199

61.365 959.1 1,3.5-TrLrnc0iyJbcnzí:nc 12347 1,0646 179.29B

61.5Й9 961 - 0.3273 0.3364 44.744

61.855 9fi3.3 - 02 L93 0.2254 29.991

62.098 9fi5.4 ClO-isoparaftin 10 0-1161 0. L175 15.907

62293 967.1 tlO-isoparaítin 11 0.3797 0.3845 52.043

62.3ftfi 9fi7.9 ] -Mcthyl^-cthylbcnícnL" 0.3Й27 0.3242 55.5ft

62.575 9fi9.5 - 0.37fi2 0.3862 51-466

62.7ftfi 971.3 - 0.1742 O.L7K8 23.838

62.921 972.4 tlO-isoparaítin L2 0.1Й42 0.1S65 25242

63.09 973.8 - 02595 [1.2662 35.51

63275 975.4 £ 10-Lsopjraftici L3 0.3933 0.3983 53.904

976.7 - 0.232 0.2379 31.744

63.734 979.2 £ lO-Lsoparaftin 14 0.069 0.0699 9.463

64.06 981.9 12.4-TrLmcOivJbcnzrnc 1.8336 1.5617 266.259

64246 983.4 - 0.4726 [(.4839 64.702

64.538 985.8 ClO-naphlhcne 2 0.4491 [(.4193 61.556

64.779 987.-8 - 0.091 0.0931 12.463

64.943 989.2 02492 0.2549 34.132

65.49 993.6 - 0.1216 0.1243 16.656

65.67 995 ClO-Anomatic 2 02312 0 20O5 33.58-

66.01 S 997.-8 ClO-Aromatic 3 02574 [1.2232 37.378

66283 999.9 n-tkcant 1.6009 1.6347 219.414

66.496 1002.3 ClO-Aromatic 4 0.1057 0.0917 15.352

66.698 1004.6 - 0.1044 0.106b 14.316

66.892 1006.7 12 J-TrimcOiylbcnzcnc 0.5382 0.449 78.152

67.116 1U09.2 1 -M c t hy 1,4-1 so pro p vr L be cuk nc 02058 0.1791 29.892

67.423 10124 - 0.1651 0.1683 22.635

67.6 L0L4.6 1 - Methyl,3-isopTopvLtH.TUi:i»c 0.0406 0.0352 5.896

67.822 1017 - 0.0511 0.0521 7.009

68.023 1019.2 Indan 0.L54 0.1192 22.357

68298 L022.2 - 0.0767 0.0781 10.5 L7

68.455 1023.9 CI 1-LHOparaffLn 2 0.1913 0.1924 27.778

68.723 1026.8 l-Mctfayijl-iscipropyLbcnzcfic 0.3437 [(.2925 49.912

69215 L032.L 0.4116 0.4182 56.41

69.626 1036.5 - 0.0765 0.077 10.483

69.S16 1038.5 1.J-LUcLhylbecurojic 0.1437 0.1241 20.766

70.057 1041.1 1 -Mtl hyL.3 ji-profiylbcnzetic 0.1563 0.1354 22.588

70278 10434 - 0.0915 0.0928 12.542

70.426 1045 1 -Mtl hyL.4 ji-profiylbcnzetic 0.0694 0.0603 10.029

70.547 10+6-3 - 0.0831 0.0843 11.396

70.722 104 BJ 1 ..3-D imcthy l,4-ettivlboi7jcn? 0.1165 0.1005 16.839

70.92 1050.2 - 0.0386 0.0391 529

71256 1053.7 - 0.1617 0.1638 22.163

71.5 L 7 1056.4 - 0.1152 0.116b 15.783

71.859 L 059.9 - 0.017 0.0172 2.332

71.999 1061.4 012-LHOparaffLn ] 0.0426 0.0426 5.838-

72293 L064.4 012-LHoparafrLn 2 0.0519 0.0519 7.112

72.5 L6 L066.7 ] -4-D imctfayL2-ethyfbtrizcTK 0.0536 0.0456 f.742

72.649 106« - 0.LU8 0.1092 14.802

72.837 1U69.9 1 ..3-D imcthy 1,4-cttiylbiiizcnc 0.029 0.0247 4.185

73225 L073.9 1 -2-D imctiiyL,4-cfliyfbtnznK 0.1114 0.095 16.097

73.5 L4 1076.8 - 0.0203 0.0205 2.778-

73.781 L079.5 012-LHoparafrLn 4 0.0673 0.0673 9.226

74.069 L082.4 1-3-DinicthyJ-2-cdiylbcnzi:nc 0.0109 0.0091 1.575

74.358 1085.2 - 0.0395 0.0398 5.415

74.732 1U88.9 - 0.0119 O.UI2 1.637

74.938 109] C]2-LHoparaffLn 6 0.0187 0.0187 2.566

75.098 IU92.6 - 0.04 0.0403 5.488-

75 .494 1096.4 ClO-naphlhcnc 3 0.0171 0.0164 2.40]

75.813 1099.a n-Lndecanc 0.136a OL L276 17.381

76.09 1102.9 ClÎ-LHapariffm Й 0.009 0.009 1.235

76225 1104.5 1,2 -4.5-TclramclhyJbe nzenc 0.0176 0.0148 2.54

76.517 1L0&1 1.2,3,5-Tctr¡imclJi.y 1 berufne 0.0175 0.0147 2.529

76.699 111.0.4 - 0.0149 0.015 2.049

77.557 1130.a - 0.0051 0.005I 0.699

78-163 1128.2 - 0.019 0.0191 2.60]

78.844 1136.1 Cl 1 -Aromatic 3 0.0105 0.0089 I.5L2

79287 1141.6 - 0.0077 0.0078 1.06]

81.42 1166-5 - 0.0064 0.0064 0.88

Приложение 4 Результат идентификации компонентного химического состава гидроочищенного бензина каталитического крекинга НПЗ-А

Согпропс-пн Tlme-min Jndcj Mans ЛА Vol« Peak Area

- 4.03 -60 0.00M 0.006Й 0.941

Propane 4.331 301.6 0.0571 0.0843 7.4HK

- 4 347.2 0.1833 0.245 Я 24.236

- 4.72 3S7.fi 0.0059 0.0077 0.78

- 5.539 469J 0.566Й 0.6895 75.574

n-fK-ntanic 6.052 499.7 0.6341 0.7541 K4.7I4

2 ,2-l) i- me ill у 1 b LL1 a n e 7.0 24 537.2 0.1373 0.1575 I.SU25

- 7-621 554.4 О.ООЙ6 0.0] ]. 152

CyclopenLane 8.053 565.1 0.3179 0.3179 43.654

2,3-lJi.mellivlbLi.laiie 8.111 566.5 0.4121 0.4fi4l 55.304

2-M с t tiy 1 pen t а ne 827S 570.2 0.7547 0.8fi09 101.282

3-Vcthyl|>cntanjc B.94I 5S3.9 0.6522 0.73 IS 87.536

n-he\ane 9.85S 600 1.4245 1.6101 1Й9.452

- 10.416 609.2 0.0O5 0.005fi 0.666

- 10615 6124 0.0031 0.0035 0.41

2.2-D imcthy IpoitBDc 11.45 624.5 0.20ft 1 0.2303 27.951

] - VlethylcydopenLine 1 ] .621 626. S 1.ft 146 LBC73 249.20]

2.4-dimcthylpen.Lane 11.912 630.fi 0.3723 0.4125 50.005

Cfi-oJc fin 3 12.329 635.9 0.0733 0.0766 1.0.068

Benzene 13.526 619.5 0.0903 0.076b 1.3.331

3,3-dimc-l hy IpiMitane 14.076 655.2 0.2607 0.2 Я05 35..W04

Cyc Lcbcsanc 14.416 658.fi 2.2321 2.1386 306.529

2-M-cthyl hesane 15.418 667.9 1.9021 2.09 255.503

2.3-D ime thy IphMitane 15.579 669.3 1.3034 I.39R3 175.086

]. 1 -Dinicthylcyc.lopeiiLa.ne 15.Hi 671.7 0.5513 0.5451 75.715

3-MrihvJ bcsanc 16.403 676.3 2.1958 2.3S2fi 294.963

с is-1,3-di.mcthy Icy clopcntane 17-111 681.9 0.995H 0.9971 13Й.746

Trans-1 ,3-di.metliiy leyc 1-openLane 17.455 684.fi 0.9045 0.9011 124.217

3-Hthylf»cntane 17.6b 686.1 0.3049 0.325fi 40.959

Тга ля-1 ,2-di.mctliiy levc 1-opcnLanc I7.B04 6Я7.1 1.3723 13622 IR8.463

2,2,4-Trin-icthy Ipentane lft.039 6Я8.9 0.01 Й1 0.0195 2.435

n-Ueptane 19.677 700 I.5K44 1.7279 212.827

1 -Methylcy clo brxant 22.659 721.1 5.6627 5.4917 777.66

IJ 3-Trime-lliykyc lopentane 23.2fi 724.9 й.755 0.7527 103.679

] - EthyleycJopenlane 24.8] 4 734.2 0.5942 0.5 7Й4 К 1.601

2,5-Dim-cth vJ besanc 25.316 737.1 0.2949 0.3171 39.7 IB

2,4-Dim-ctb vJ besanc 25.665 739.1 0.438 0.4665 5ft. 998

1 4Д-С»44i iimJliyl cyt lopcntane 26.63B 744.4 0.fi69 0.67 IS 91.873

3,3-Dim.-ctbyl besanc 26.999 746.3 0.1373 0.1443 1. EL 496

- 27.636 749.fi 0.0123 0.0133 1.661

] -t,2-c,3-trimct hy Icye lopcntane 2Й.217 752.5 0.Й372 0.Й2Й8 114.966

2,3,4-Trim etfay Ipentane 2Й.8Й7 755. S 0.24 0.2491 32.329

Toluene- 29.573 759.1 0.6327 0.544S 92.67

2,3-Dim.ctbyl hcxaiK 31.401 767.4 0.31Й5 0.3417 42.906

2-Md hyl- J-cÜiyJpcnlanc 31.643 768.5 0.2726 0.2 Я2 Я 36724

CH-tiaphthcnc 31-845 769-3 0.2152 0.207Я 29.553

- 32.163 770.7 0.0125 0.0134 1.685

2-Mcthylhcptani: 33.L44 774. S 0.Й5Й9 0.91Й1 115.6«5

4- M с t h.y 1 hep t a nc 33.449 776.1 0.5341 0.5654 71.945

- 33.633 776. S 0.U919 0.09Й2 12.37

3,4-Dimcthyl hexanc 33.959 778.1 0.12U6 0.1251 16.25

3-Mcthylhcptani: 34.5ft 1 7S06 3.6243 з.&зоя 4ЙЯ.187

] l-4-di.mjclliylcyc lohexane 34.952 7Я2.1 1.4746 1.4429 202.504

СЙ-olcfin 16 35.951 7Я5.9 0.7076 0.7 ЗЙ4 97.168

2,3J-Tnm-d hyllic-janc 36.867 7Я9.3 0.3303 0.3446 44.609

1 -McOiyJ- Traiu-2-cthvLcyclopenlaiK- 37.256 79Û.7 0.3963 0.3 Я47 54.424

1 -Mcthyl-Ci н-3-clhy ky clopcnlanc 37.506 79l.fi 0.5773 0.561 S 79.277

1 -Methyl- L-cihykydopcmanc 37 лаг 792.7 0.11.63 0.1 II 1 15.967

I t-2-d imcthy 1сус]оНсяйпс,'.> ЗЙ.275 794.4 1.9524 1.93Й 368.115

- 39.316 798 0.0301 0.032 4.051

СЙ-tiaphthcnc 39.654 799.1 1.3Й2 1.3717 1Й9.783

n-Oc1ane 39.93 800.1 1.Й976 2.0152 255.601

СЙ-olcfín 2J 40.841 807.3 0.1198 0.1232 lfi.32

2.2,4-TnmetbyLhjcjuLnr 40.982 808.3 0.167 0.1742 22.562

- 41.263 810 5 0.0119 0.0136 1.602

СЙ-oleíín 26 41.614 813 2 0.0223 0.0232 3.058

СЙ-olefin 27 4] .978 KJ6 0.1675 0.1725 22.998

2-3,5-TrimetbyLhjcjuine 42.639 820.9 0.1852 0.1915 25.021

3 .З-ß imethylh-cptane 43.267 825.5 0.1272 0.133fi 17.179

10-2 -Di mrthyif yclohoomc 43.536 827.5 0.4268 0.4002 58.619

2,4-Ù imcthylhcptacw: 43.947 830.4 0.4491 0.46Й6 60.665

СЙ-olcfín 29 44.13K 831.S 0.0731 0.075fi 10.037

1 -E thylcyrloliexane 44.463 834 1 2.5959 2.459b 356.494

C9-naptithcnjc ] 44.814 836.6 0.0659 0.062 9.047

2.6-D îmelhyQieplHJvr 45.033 838 1 U.3092 0.3254 41.759

C9-tu.phthcnic 2 45.322 840 1 2.75Й2 2.595fi 37Я.782

СЙ-ок15п31 45.656 8424 U.3597 0.3723 49.396

2.5-D imelbylbqiliiiK 45.99 844.7 0.3938 0.41 53.195

СЙ-olefin 30 46.171 846 0.28Й2 0.29ЙЗ 39.5Я5

- 46.394 847J 0.2567 0.2699 34.618

- 46.636 849 1 0.1091 0.1147 14.718

- 46.936 851.1 0.0049 0.0051 0.658

clhvl benzene 47.231 K53 1 0.6625 0.5704 96.072

- 47.466 H54.fi 0.3975 0.4174 53.629

C9-m.phLhcnic 3 47.628 855.7 I.0ftâ4 1.0054 146.71Й

- 47.855 857.2 0.0775 0.0Я13 10.454

- 4Й.227 H59.fi о.еди 0.0932 11.991

m-Xylcnc 4Й.536 861.6 0.7592 0.6561 110.105

p-.Yylenc 4Й.695 862.fi 0.479« 0.4161 69.5Я4

C9-[u.phthcnie 4 49.006 »64.fi 0.5639 0.5 3U7 Г7.444

3.4- D imcthylhiTitam: 49.203 865.9 0.44Й9 0.45Й1 60.635

- 49.371 866.9 0.0763 0.0799 10.29*

- 49.512 867.Я 0.11.01 0.1153 1.4.859

4-Ilthylh.i.T'tane 49718 869.1 0.2254 0231 30.441

4-McthyL-C'Ctanc 50.175 87 L.9 0.1643 0.1702 22.L94

'-McthyLoctanc 50.348 873 0.4013 0.4198 54.201

- 50.507 874 0.2179 0.227Я 29.407

î-McthyL-octanc- 50.835 876 0.5351 0.5544 72.281

C9-uopua£fia 51.08 877.5 0263 0.2751 36. L12

3-ILthylli-cfitanc 51.273 K78.4 0.2233 0.2293 30.161

- 51.447 K79.7 0.244« 0.2557 33.049

o-XyLcnc 51.644 K80.9 0.L>447 0.Й015 136.99ft

- 51.847 882.1 0.2066 0.2157 27.893

C9-naph.thcnjc 5 51.104 K83.7 0.0355 0.034 4.877

- 52.239 K84.5 0.0639 0.0667 ft.627

CÍ-ruptiLhcnc 6 52.535 H86.2 0.5016 0.4Я05 68.879

ClO-LMopariifiïn ] 52.672 8Й7 1.1309 1.1467 153.736

ClO-LHoparafiin 2 52.962 КЯК.7 0.H407 0.Й524 114.286

- 53.355 891 0.0751 0.0783 Il Ol 141

ClO-LHoparaÜfin 3 53.564 892.2 0.1292 0.131 1.7.564

- 53.73 893.2 0.0611 0.0636 ft.249

- 54.154 895.6 0286 0.2977 38.628

tl'9-naph.thcnjc 7 54.524 897.7 0.2519 0.240Я 34.587

n-N'oname 54.90ft 899.9 0.7935 0.Й252 107.173

Ci-tuphthcnc P 55.114 90L.8 1.1952 1.1425 164.133

- 55.374 904.3 0.3994 0.4151 53.962

- 55.675 907.2 0.0173 0.018 2.344

Lscpropvlbenzrnc 56.027 910.6 0.3 L43 0.2724 45.272

С 10-i.Hopar-a.lïïn -4 56.374 9139 0.963 0.9764 138.694

- 56.671 9167 0.7753 0.804 104.829

СЮчкорагаОт 5 57 9l9S 0.2148 0.2178 29.195