Лёгкий гидрокрекинг нефтяных фракций

Мое.doc

Министерство образования и науки
Российской Федерации
Тольяттинский государственный университет
Тема: «Лёгкий гидрокрекинг»
студент гр. ХТОз(Сз)-531
Литературный обзор .4
1 Физико-химические основы процесса ..4
2 Назначение установки Л-248 . ..7
2.2 Изготовляемая продукция 7
2.3 Побочная продукция 7
2.4 Основные блока и их назначение 8
3 Описание течнологической схемы реакторного блока 9
Технологический расчет основного аппарата ..13
1 Материальный баланс реактора ..13
2 Тепловой баланс 29
Аналитический контроль технологического процесса 34
Увеличение глубины переработки нефти решается крекированием тяжелого
нефтяного сырья с использованием термических и каталитических процессов.
Повышение спроса на моторные топлива с более низким содержанием серы и
выделением меньшего количества загрязняющих веществ в атмосферу при их
производстве и сгорании повлияли на рождение такого процесса как
каталитический процесс гидрокрекинга сырья под давлением водорода.
Гидрокрекинг является очень гибким технологическим процессом с помощью
которого можно превращать в ценные нефтепродукты практически любой поток
нефтеперерабатывающего предприятия.
В связи с устойчивой тенденцией опережающего роста потребности в
дизельном топливе по сравнению с автобензином за рубежом с 1980 г. была
начата промышленная реализация установок легкого гидрокрекинга (ЛГК)
вакуумных дистиллятов позволяющих получать одновременно с малосернистым
сырьем для каталитического крекинга значительные количества дизельного
топлива. Внедрение процессов ЛГК вначале осуществлялось реконструкцией
эксплуатируемых ранее установок гидрообессеривания сырья каталитического
крекинга затем строительством специально запроектированных новых
Это обусловлено следующими причинами:
- непрерывным увеличением в общем балансе доли сернистых и
высокосернистых нефтей;
- ужесточением требований по охране природы и к качеству товарных
- развитием каталитических процессов с применением активных и
селективных катализаторов требующих предварительного гидрооблагораживания
- необходимостью дальнейшего углубления переработки нефти и др.
1 Физико-химические основы процесса
Процесс гидрокрекинга предназначен в основном для получения
малосернистых топливных дистиллятов из различного сырья. Обычно
гидрокрекингу подвергают вакуумные и атмосферные газойли газойли
термического и каталитического крекинга деасфальтизаты и реже мазуты и
гудроны с целью производства автомобильных бензинов реактивных и дизельных
топлив сырья для нефтехимического синтеза а иногда и сжиженных
углеводородных газов (из бензиновых фракций). Водорода при гидрокрекинге
расходуется значительно больше чем при гидроочистке тех же видов сырья.
При производстве топливных дистиллятов из прямогонного сырья обычно
используют одноступенчатый вариант с рециркуляцией остатка совмещая в
реакционной системе гидроочистку гидрирование и гидрокрекинг. При
двухступенчатом процессе гидроочистку и гидрирование сырья проводят в
первой ступени а гидрокрекинг — во второй. В этом случае достигается более
высокая глубина превращения тяжелого сырья.
Для гидрокрекинга наибольшее распространение получили
алюмокобальтмолибденовые катализаторы а также на первой ступени — оксиды
или сульфиды никеля кобальта вольфрама и на второй ступени —
цеолитсодержащие катализаторы с платиной.
Процесс гидрокрекинга — экзотермический и для выравнивания
температуры сырьевой смеси по высоте реактора предусмотрен ввод холодного
водородсодержащего газа в зоны между слоями катализатора. Движение сырьевой
смеси в реакторах нисходящее.
Технологические установки гидрокрекинга состоят обычно из двухосновных
блоков: реакционного включающего один или два реактора и блока
фракционирования имеющего разное число дистилляционных колонн
(стабилизации фракционирования жидких продуктов вакуумную колонну
фракционирующий абсорбер и др.). Кроме того имеется блок очистки газов от
сероводорода (абсорбция) и выделения сероводорода из МЭА (десорбция).
Целью процесса легкого гидрокрекинга является уровень конверсии
вакуумного газойля (сырья с температурой кипения 360(С и выше) не ниже 15%
масс. с получением низкосернистых дистиллятов (фракции 180-360(С с
содержанием серы не выше 500 ppm) и высококачественного сырья
каталитического крекинга (фракции 360(С+ с содержанием серы не выше 0.15%
В основе процессов гидрокрекинга лежат следующие реакции:
- гидрогенолиз гетероорганических соединений серы кислорода азота;
- гидрирование ароматических углеводородов;
- раскрытие нафтеновых колец;
- деалкилирование циклических структур;
- расцепление парафинов и алкильных цепей;
- изомеризация образующихся осколков;
- насыщение водородом разорванных связей.
Реакции протекающие в процессе легкого гидрокрекинга экзотермичны.
Необходимо непрерывно контролировать температуры по обоим слоям
Последовательность превращений обусловлена термодинамическими и
кинетическими закономерностями.
Гидрогенолиз серо- азот- и кислородсодержащих соединений завершается
образованием воды и аммиака и соответствующего углеводорода.
Гидрирование ароматических углеводородов осуществляется
последовательным насыщением ароматических колец с возможным сопутствующим
разрывом образующихся нафтеновых колец и деалкилированием.
Реакции полимеризации и конденсации с образованием кокса сильно
Раскрытие нафтеновых колец осуществляется последовательно с отрывом
алкильных радикалов.
Разрыв высокомолекулярных парафиновых структур осуществляется
преимущественно в средней части с наименьшей энергией связи С-С.
Характер распределения продуктов по фракционному составу в принятых
условиях гидрокрекинга в зависимости от глубины расщепления сырья в
основном определяется типом катализатора и практически не зависит от
сочетания технологических параметров (давление температура объемная
скорость подачи сырья). Большая часть реакций гидрокрекинга имеет
положительный порядок и их скорость падает по мере снижения концентрации
реагирующего вещества.
В условиях гидрокрекинга исходное сырье по мере расщепления изменяет
свой углеводородный состав.
2 Назначение установки Л-248
Техническое перевооружение установки Л-248с под процесс легкого
гидрокрекинга предназначено для получения:
- гидроочищенного остатка (фракция 360(С+) который направляется на
установку каталитического крекинга;
- гидроочищенного компонента дизельного топлива.
Установка Л-248с позволит заводу получить дополнительно до 100.000
тонн в год гидроочищенного компонента дизельного топлива.
Мощность установки по сырью – вакуумному газойлю (фракция с пределами
выкипания 240(503 (С) составляет 500.000 тонн в год. Колебания
производительности при которых установка устойчиво работает находятся в
пределах 60(110% от номинальной.
Ввод в действие установки – 2001 г.
Сырьем установки Л-248с является вакуумный газойль – фракция с
пределами выкипания 240(503 (С поступающий из парка завода.
Процесс осуществляется в среде водородсодержащего газа на катализаторе
гидроочистки. Водородсодержащий газ поступает с установки Л-355 этого же
2.2 Изготовляемая продукция
Продуктом получаемым на установке Л-248с является:
- гидроочищенный компонент дизельного топлива с остаточным содержанием
серы не более 005% масс.;
- гидроочищенный остаток (фракция 360(С+) с остаточным содержанием серы
2.3 Побочная продукция
Побочными продуктами установки Л-248с являются:
- бензиновая фракция (бензин – отгон) – выводится на установку Л-
7 с давлением не более 6 кгссм2;
- водородсодержащий газ (отдув) очищенный от сероводорода
выводится на установку Л-246 с давлением не более 43 кгссм2;
- углеводородный газ очищенный от сероводорода используется в
качестве топливного газа в печах установки;
- газ сероводородный выводится на установку Л-246 с давлением
не более 0.8 кгссм2.
2.4 Основные блока и их назначение
№ Наименование Назначение Номинальная Примечание
Реакторный блок Гидрообессеривание и 500 тыс. Сырье фракции
легкий гидрокрекинг тонн в год 240(503(С
Стабилизация Удаление растворенных 501.5 тыс. Нестабильный
гидрогенизата газов сероводорода тонн в год гидрогенизат
бензин-отгона и воды
Очистка Извлечение сероводорода27.3 х108 По
циркуляционного регенерированным нм3год неочищенно-му
ВСГ и раствором газу
углеводо-родных моноэтаноламина
Блок Выделение сероводорода 432 тыс.тоннНасыщенный
регенера-ции из насыщенного растворав год раствор МЭА
насыщен-ного моноэтаноламина
3 Назначение реакторного блока Л-248.
Сырье – легкий вакуумный газойль из сырьевых резервуаров №10 11 с
температурой не выше 90°C поступает на прием подпорных насосов Н-201 Н-
1а с нагнетания которых идет на прием в сырьевую емкость Е-101.
Расход сырья поступающего на установку измеряется и суммируется
прибором поз. FQR-1391.
Для очистки сырья от механических примесей на трубопроводе перед
сырьевой ёмкостью установлены фильтры Ф-10112.
На установке также предусмотрена подача смеси бензиновой и дизельной
фракций с установки висбрекинга.
Для создания постоянного подпора у сырьевых насосов Н-1а Н-1б в
емкости Е-101 поддерживается избыточное давление не более 35 кгссм2.
Давление в емкости Е-101 регулируется контуром поз. PRC-1250.
Уровень в емкости Е-101 регулируется контуром поз. LRCAHL-1400.
Сырье из емкости Е-101 забирается насосами Н-1а Н-1б и подается в
тройник на смешение с циркуляционным водородсодержащим газом нагнетаемым
поршневыми компрессорами ПК-123.
Расход сырья подаваемого на смешение регулируется контуром поз.
FRCAL-1351 установленным на линии нагнетания насосов Н-1а Н-1б.
Расход циркуляционного водородсодержащего газа поступающего на
смешение с сырьем контролируется контуром поз. FRAL-1368.
Температура циркуляционного водородсодержащего газа контролируется в
РСУ от термопреобразователей установленных на линии всасывания
компрессоров ПК-123 поз. TR-1184.
Давление на линии всасывания компрессоров ПК-1 2 3 контролируется в
Газо-сырьевая смесь с давлением 535 кгссм2 и температурой не выше
(С поступает в сырьевой теплообменник Т-1 где нагревается до
температуры не ниже 260(С за счет тепла газо-продуктовой смеси
поступающей из реактора Р-101.
Температура газо-сырьевой смеси на входе в межтрубное пространство
теплообменника Т-1 контролируется в РСУ поз. TR-1134A на выходе из
теплообменника - поз.TR-1135.
Из теплообменника Т-1 газо-сырьевая смесь с температурой 260-275°С
(начало цикла) и 300-330°С (конец цикла) поступает в реакторную печь П-1.
В печи П-1 газо-сырьевая смесь нагревается в режиме гидрокрекинга до
температуры реакции 355-378 (С (начало цикла) 400-410(С (конец цикла) в
режиме гидроочистки 320-335 °С (начало цикла) 340-360°С (конец цикла) и с
давлением 42-51 кгссм2 в режиме гидрокрекинга и
-34 кгссм2 в режиме гидроочистки поступает в реактор Р-101.
В реакторе Р-101 на катализаторе фирмы «CRITERION CATАLYSTS»
происходит глубокое гидрообессеривание и легкий гидрокрекинг исходного
сырья а также удаление азот- и кислородсодержащих веществ с образованием
сероводорода аммиака и воды.
Температурный режим газо-сырьевой смеси на входе в реактор
регулируется контуром поз. TRCASH-1191.
Реактор Р-101 содержит два слоя катализатора.
Температурный профиль реактора контролируется двумя многозонными
Кроме того температурный режим верхнего слоя катализатора
регулируется поз TRCAH-1137AG с коррекцией по расходу поз. FRC-1388
холодного циркуляционного водородсодержащего газа.
Температура на входе во второй слой катализатора регулируется подачей
холодного водородсодержащего газа – «квенча» между слоями катализатора.
Температурный режим второго слоя катализатора регулируется поз. TRCAH-
37DL с коррекцией по расходу поз. FRC-1372 холодного циркуляционного
Температура на выходе из каждого слоя катализатора контролируется в
РСУ поз. TIAH-1137B E H M и в СПАЗ - поз. TRASH-1137 C F K N.
Давление на входе в реактор контролируется прибором поз. PRASL-2270 с
сигнализацией минимального значения. Давление на выходе из реактора
контролируется в РСУ поз. PR-1260. Величина перепада давления в реакторе
рассчитывается в РСУ и сигнализируется при достижении допустимого перепада
Газо-продуктовая смесь в режиме гидрокрекинга с температурой 382-
8(С (начало цикла) 415-425(С (конец цикла) в режиме гидроочистки 345-
0оС(началоцикла) 360-375°С (конец цикла) и с давлением 40-48 кгссм2
(режим го – 29-31 кгссм2) из реактора Р-101 поступает в трубное
пространство сырьевого теплообменника Т-1 где охлаждается газо-сырьевой
смесью до температуры не выше 240(С и далее направляется в аппараты
воздушного охлаждения ХВ-101123.
В аппаратах воздушного охлаждения газо-продуктовая смесь охлаждается
до температуры не выше 60°С. Из аппаратов воздушного охлаждения газо-
продуктовая смесь поступает в сепаратор высокого давления С-101.
Температура газо-продуктовой смеси на выходе из аппаратов воздушного
охлаждения ХВ-101123 регулируется изменением частоты вращения вала
электродвигателя (контур TRC-1139).
В сепараторе С-101 при давлении не более 44 кгссм2 и температуре не
выше 60(С происходит разделение циркуляционного водородсодержащего газа и
нестабильного гидрогенизата.
Давление в сепараторе С-101 (в реакторном блоке) регулируется контуром
поз. PRC-1251 клапан которого установлен на линии отдува очищенного
водородсодержащего газа из абсорбера К-103 на установку Л-246.
Циркуляционный газ из сепаратора С-101 направляется в абсорбер
высокого давления К-103 на очистку от сероводорода регенерированным 15%
водным раствором моноэтаноламина (МЭА).
Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-101 контролируется
и регулируется контуром поз. LRCAHL-1402 клапан которого установлен на
линии вывода нестабильного гидрогенизата в сепаратор низкого давления С-
Из сепаратора С-101 по уровню раздела фаз выводится раствор аммонийных
солей. Уровень раздела фаз регулируется контуром поз. LRСASHL-1404 с
регулирующим клапаном на линии вывода раствора аммонийных солей в
промканализацию I системы.
Нестабильный гидрогенизат из сепаратора высокого давления С-101
выводится в сепаратор низкого давления С-102.
В сепараторе низкого давления С-102 при давлении не более 7 кгссм2 4
кгссм2 и температуре не выше 60(С из нестабильного гидрогенизата
выделяются растворенные углеводородные газы и водород которые направляются
на очистку от сероводорода в абсорбер низкого давления К-2 и в емкость
насыщенного МЭА Е-5 для поддержания в ней заданного давления.
Давление в сепараторе С-102 регулируется контуром поз. PRC-1252 клапан
которого установлен на линии вывода углеводородного газа из С-102 в
абсорбер К-2. Расход углеводородного газа поступающего на очистку в
абсорбер К-2 контролируется в РСУ поз. FR-1373.
Нестабильный гидрогенизат из сепаратора низкого давления С-102
поступает на прием насосов Н-12212 которыми последовательно
прокачивается через теплообменники Т-1054 Т-1055 Т-1051 Т-1052 Т-
53 Т-1056 Т-1057 Т-1058 и печь П-2.
Уровень в сепараторе С-102 поддерживается контуром поз. LRCAHL-1405
клапан которого установлен на линии вывода нестабильного гидрогенизата от
насосов Н-12212 в блок теплообменников стабилизации. Расход нестабильного
гидрогенизата контролируется в РСУ поз. FRAL-1371A.
Материальный баланс реактора.
Материальный баланс реактора представлен в табл. 2.7
Статьи баланса % мас.
Сырье 100 155430 3731 1250
ЦВСГ 307 47801 11454 3837
СВСГ 38 5931 1418 475
Итого 1345 209162 50182 16812
остаток 707 109946 26378 8837
Бензин-отгон 192 29858 7164 2401
Углеводородные 42 6532 1567 525
Сероводород 79 12285 2947 987
ЦВСГ 18 2799 672 225
Объем реакционной зоны в каталитических процессах со стационарным
слоем катализатора определяем по формуле
где Vрз – объем реакционной зоны м3;
Vо – объемная скорость подачи сырья ч-1;
Wс – производительность установки м3ч.
Общую высоту слоя катализатора – высоту реакционной зоны определяем по
где d2р.з. – диаметр слоя катализатора в реакторе м;
Принимаем диаметр слоя катализатора в реакторе равным 36 м.
. 2.4.3 Технологический расчет реактора
При составлении теплового баланса реакторов необходимо учитывать
влияние давления на энтальпии газов и паров ГСС и ГПС.
4.3.1. Расчет парциальных давлений компонентов ГСС и ГПС.
Состав углеводородных газов представлен в таблице 2.8
Состав углеводородных газов.
Компоненты [pic] [pic] [pic] [pic]
С2Н6 0201 30 60 020
С3Н8 0171 44 76 025
Изо-С4Н10 0078 58 45 015
Н-C4H10 0078 58 45 015
Итого 1000 - 302 1000
Перед определением состава паровой и жидкой фаз определяем состав
ГСС по отдельным компонентам на входе в реактор и ГПС на выходе из него
Определение состава паровой и жидкой фаз ГСС в условиях однократного
испарения на входе в реактор представлен в табл. 2.11.
Состав ГСС на входе в реактор
КомпонентыКгч Н2 Н 2S СН4 С2Н6 С3Н8 изо-С4Н10
Н2 13982 2 6991 07683 10 0080931 0809312
СН4 15054 16 941 01034 40 0026990 0107959
С2Н6 12645 30 4215 00463 28 0017157 0048039
С3Н8 7521 44 1709 00188 22 0008816 0019396
Изо-С4Н10 2254 58 39 00043 18 0002450 0004410
Н-C4H10 1487 58 256 00028 16 0001788 0002860
C5H12 645 72 9 00011 12 0000925 0001110
Н 2S 262 34 77 00008 25 0000331 0000828
Сырье 155430 315 4934 00542 0007 0861522 0006031
Итого 209162 - 90991 10000 - 10000 1000
Находим молярную массу сырья по формуле Крега [2]
Количество кмоль ГСС в жидкой фазе находим по формуле
nж=(1- 09437) · 90991 = 5123
Количество кмоль ГСС сырья в паровой фазе
Определение агрегатного состояния на выходе из реактора.
Молярная масса бензина-отгона:
Материальный баланс однократного испарения ГСС на входе в реактор при
давлении 75МПа и температуре 4100С (е=09437)
Парожидкостная смесь Паровая фаза Жидкая фаза
массов мольная массовая
кгч ая мольч доля кгч мольч
Н2 13027 2 65135 07230 10 00761 07619
СН4 15688 16 9805 01088 4 00283 01136
С2Н6 13724 30 4575 00508 28 00186 00527
С3Н8 9516 44 2163 00241 22 00113 00249
Изо-С4Н10 4223 58 728 00081 18 00046 00083
Н-C4H10 3132 58 54 00059 16 00036 00060
C5H12 526 72 73 00008 12 00006 00008
Н 2S 2990 34 879 00098 25 00040 00101
й остаток 109946 258 4261 00473 0007 07470 00052
топливо 29858 232 1287 00143 01 00945 00095
Бензин-отгон 6532 102 64 00071 06 00114 00069
Итого 209162 - 90086 10000 - 10000 10000
Материальный баланс однократного испарения ГПС на выходе из реактора
при давлении 70МПа и температуре 4300С (е=09433)
кгч доля мольч доля кгч
Сырье 16223 315 515 00059 0044
СВСГ 5931 61 9723 01113 0835
ЦВСГ 47801 62 77098 08828 6628
Итого 69955 - 87336 1000 750
Расчет парциального давления компонентов на выходе из реактора
Компоненты Кгч Мi Ni Yi=[pic] давление
остаток 11404 258 442 00053 00371
дизельное топливо18954 232 817 00097 00679
Бензин-отгон 5977 102 586 00072 00504
газы 12285 328 3745 00448 03136
Сероводород 2799 34 823 00099 00693
ЦВСГ 47742 62 7700 09231 64617
Итого 99161 - 83413 1000 70
Так как парциальное давление паров бензина и дизельного топлива меньше
МПа то поправкой к их энтальпии в зависимости от давления
4.3.2. Расчет энтальпий паров сырья гидрогенизата газов реакции
Расчет энтальпий паров сырья остатка компонента дизельного топлива
и бензина-отгона при нормальном давлении ведем по формуле
Ht=[(502+0109 · t+0.00014 · t2 )*(4 -[pic])-738] · 4187
где Ht- энтальпия нефтяных паров при температуре t кДжкг
Энтальпия жидких нефтепродуктов определяем по формуле [12]
Ht =[pic](0403t+0000405 t2)
Результаты расчетов сведены в табл. 2.17
Определение энтальпии паров сырья остатка дизельного топлива и бензина-
отгона при атмосферном давлении
00С 3500С 4000С 4500С
Сырье 929 1050 1198 1346
Бензин-отгон 1003 1140 1287 1444
Дизельное топливо 945 1076 1216 1366
Остаток 939 1070 1209 1358
При составлении теплового баланса реактора необходимо учитывать
изменение энтальпии газов и паров при изменении давления. Для этого
построим графики - зависимости энтальпии ЦВСГ СВСГ сырья и получаемых
продуктов от температуры (табл.2.17)
Энтальпия газообразного сероводорода взята из [12] и представлена в
Энтальпия газообразного сероводорода
Температура0С Энтальпия кДжкг
Энтальпию водорода находим по формуле
где СН2- теплоемкость водорода кДжкг0С;
Теплоемкость водорода зависит от температуры и давления. Для нашего
сырья принимаем ее равной 146 кДжкг [12]
При определении энтальпии компонентов ЦВСГ СВСГ и газов реакции
пользуемся графиком. Расчеты энтальпии ЦВСГ СВСГ и газов реакции
представлены в табл. 2.19 2.20 2.21.
Определении энтальпии ЦВСГ при давлении 7 МПа
Компо- yi 300С 1500С 3000С 3500С 4000С 4500С
Нi Нi*yi Нi Нi*yi Нi Нi*yi
-паровая фаза 16223 410 1227 199
-жидкая фаза 139011 410 10280 1429
СВСГ 5931 410 2650 157
ЦВСГ 47801 410 2620 1252
Теплота реакции- - - 155430·113=17
Итого 209162 - - - 3212
-паровая фаза 11404 430 1267 145
-жидкая фаза 98453 430 1074 1057
-паровая фаза 18954 430 1272 241
-жидкая фаза 11206 430 1084 121
-паровая фаза 5977 430 1348 81
-жидкая фаза 592 430 1188 07
газы 12285 430 1680 206
Сероводород 2799 430 440 12
ЦВСГ 47742 430 2680 - 1279
Потери тепла - - 12
Итого 209162 - - 3161
Определяем объем таблетки катализатора по формуле
где dт – диаметр таблетки м;
[pic] - длина таблетки м
dт=13 мм; [pic]=4 мм
Находим диаметр равновеликого по объему шара из уравнения
где dрш - диаметр равновеликого по объему шара мм3
Находим диаметр равновеликого по объему шара
Фактор гранул определяем по уравнению
где Fт – поверхность таблетки мм2
Fрш – поверхность равновеликого шара мм3
Fрш=314[pic] =322 мм2
Для определения скорости газопаровой смеси находим ее объем по
где Vc – секундный объем газопродуктовой смеси м3с;
[pic]- общее количество кмоль газопродуктовой смеси на входе в
первый реактор и на выходе из второго реактора К[pic]
Zc – коэффициент сжимаемости;
t – средняя температура среды внутри реактора 0С;
Количество кмоль холодного ЦВСГ
n = 470662 = 759 К[pic]
Находим скорость газопаровой смеси по формуле
где Sp – живое сечение реактора м2
где d – внутренний диаметр реактора
Определяем вязкость смеси по формуле Фроста
М – молярная масса ГСС.
Молярная масса ГСС может быть найдена как отношение общей массы
газопаровой смеси к общему числу кмоль
М[pic]=[pic] кгкмоль
Определяем плотность потока по формуле
Порозность – доля объема пустот между гранулами катализатора
определяем по формуле
где рн – насыпная плотность катализатора рн=640 кгм3;
рк – кажущаяся плотность катализатора; рк=1000 кгм3.
Вывод: Перепад давления в слое катализатора лежит в допустимых пределах.
Аналитический контроль технологического процесса.
Наименование Место Методы контроля
№ стадий процесса отбора (методика
ппанализируемый пробы Контролируемые показатели анали-за Норма Частота
продукт (место государствен-ный контроля
установки или отрасле-вой
Сырье – вакуумныйТрубопровод1.Плотность при 20(С кгм3ГОСТ 3900-85* 900 1 раз в смену
газойль - фракция13 или АSТМ D 4052
Фракционный состав(С: ГОСТ 2177-82* 1 раз в смену
НК или АSТМ D 86 240
Содержание общей серы ( ГОСТ 19121-73* 1.55 1 раз в смену
Содержание азота ррm Методика 500 По требованию
масс. не более предприятия
Содержание металловррm Метод По требованию
масс. не более: атомно-абсорбцио
никель спектроскопии 1
железо (АСС) ВНИИНП 1
Продолжение табл. 3.1.
Гидроочищенный Трубопровод1.Плотность при 20(С кгм3ГОСТ 3900-85* 903 1 раз в смену
остаток – фракция65 после или АSТМ D 4052
Содержание общей серы ( ГОСТ 19121-73* 0.15 1 раз в смену
Гидроочищенный Трубопровод1.Плотность при 20(С кгм3ГОСТ 3900-85* 860 1 раз в смену
компонент 54 после или АSТМ D 4052
Фракционный состав: ГОСТ 2177-82* 1 раз в смену
( перегоняется при или АSТМ D 86
температуре (С не выше 280
перегонки) (С не выше 360
Содержание серы ( ГОСТ 19121-73* 0.05 1 раз в смену
Температура вспышки ГОСТ 6356-75* 62 1 раз в смену
определяемая в закрытом или АSТМ D 93
Цетановое число не ГОСТ 3122-67* 45 По требованию
Бензиновая На 1. Плотность при 20(С ГОСТ 3900-85* 770 1 раз в смену
фракция (бензин –трубопро-вокгм3 или АSТМ D 4052
Фракционный состав (С ГОСТ 2177-82* 180 1 раз в смену
КК не выше или АSТМ D 86
Содержание олефинов ( ГОСТ 2070-82* 0.5 По требованию
Водородсодержа-щиТрубопровод1. Плотность при 20(С Методика Не 1 раз в сутки
й газ (отдув) 1010 у кгнм3 предприятия нормируется
клапана .Определени
Содержание: ТУ 75 1 раз в сутки
водорода ( об. не менее 38.301-29-59-99
сероводорода ( об. не ГОСТ 22387.2-97*0.1 1 раз в сутки
Очищенный Трубопровод1. Плотность при 20(С Методика Не 1 раз в сутки
циркуляционный 103 из кгнм3 предприятия нормируется
водородсодержа-щисепаратора .Определени
углеводородов ( об. ГОСТ 14920-79* Не 1 раз в сутки
сероводорода ( об. не ГОСТ 22387.2-97*обязательно1 раз в сутки
Свежий Трубопровод1. Плотность при 20(С Методика Не 1 раз в сутки
водород-содержащи171 кгнм3 предприятия нормируется
Содержание: ТУ 80 1 раз в сутки
Неочищенный Трубопровод1. Плотность при 20(С Методика Не 1 раз в сутки
циркуляционный 91 из кгнм3 предприятия нормируется
водородсодержащийсепаратора .Определени
Содержание: ТУ 74 1 раз в сутки
углеводородный 112 из кгнм3 предприятия нормируется
газ сепаратора .Определени
Содержание: ТУ 37 1 раз в сутки
водорода ( об. 38.301-29-59-99
сероводорода ( об. ГОСТ 22387.2-97*обязательно1 раз в сутки

Титульник.docx

Министерство образования и науки
Российской Федерации
Тольяттинский государственный университет
Тема: «Лёгкий гидрокрекинг»
студент гр. ХТОз(Сз)-531

РБ 24-8.cdw

Сырье-вакуумный газойль
Неочищ. УВ газ в К-2
Нестаб. гидроген. в Т-105