Гидроочистка компонента топлива РТ

МИНИСТЕРСТВО ТРАНСПОРТА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УЛЬЯНОВСКОЕ ВЫСШЕЕ АВИАЦИОННОЕ УЧИЛИЩЕ ГРАЖДАНСКОЙ АВИАЦИИ (ИНСТИТУТ)»

Факультет подготовки авиационных специалистов

Кафедра техносферной безопасности и авиатопливообеспечения

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

тема: «Гидроочистка компонента топлива РТ »

Дисциплина: «Химия и технология горючего»

Направление подготовки: «Эксплуатация аэропортов и обеспечение полетов воздушных судов»

Профиль подготовки: «Авиатопливное обеспечение воздушных перевозок и авиационных работ»

Курс 3, Группа АТО-12-1

Выполнил: курсант Куянов М.А.

Проверил: доцент кафедры Калякин А.В.

СОСТАВ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

№ п/пОБОЗНАЧЕНИЕНАИМЕНОВАНИЕКол-во стр.1КП.12.001.014 ПЗРасчётно-пояснительная записка502КП.12.001.014 СХНефтяные месторождения нефти Татарстана13КП.12.001.014 СХПринципиальная технологическая схема установки гидроочистки14КП.12.001.014 СХПринципиальная схема реактора гидроочистки1

ВВЕДЕНИЕ

В последние 5-10 лет актуальность процессов гидроочистки в связи с необходимостью улучшения качества и увеличения выпуска нефтепродуктов значительно возросла. Это определяется двумя главными тенденциями современной нефтепереработки: увеличением глубины их переработки и ужесточением экологических норм. Первая тенденция из-за вовлечения в переработку и, следовательно, в гидроочистку все более тяжелого нефтяного сырья с большим содержанием серы, азота, металлов, смол и асфальтенов приводит к ужесточению технологического режима и требует создания более устойчивых катализаторов. При сгорании сернистых топлив образуются оксиды серы SO и SO2, которые в зоне пониженных температур вместе с конденсирующимися парами воды образуют сернистую и серную кислоты и оказывают сильное корродирующее действие на металл двигателя. Борьбу с сернистой коррозией ведут способами: во-первых, применением присадок к топливам и маслам, нейтрализующих агрессивное действие продуктов сгорания серы; во-вторых, очисткой топлив от сернистых соединений; в-третьих, для поршневых двигателей, применением устойчивых против коррозии металлов для гильз цилиндров и поршневых колец.

Вторая тенденция превращает процессы гидроочистки из вспомогательных в основные, определяющие качество и потребительские свойства моторных и энергетических топлив. Здесь требуется более тонкая очистка от серы и азота, частичное гидрирование ароматических соединений, легкий гидрокрекинг нормальных парафинов, переработка вторичных дистиллятов, содержащих непредельные соединения и т.п. Совместное действие этих двух тенденций выдвигает процессы гидроочистки в ряд важнейших каталитических процессов, занимающих к тому же одно из первых мест в мире по суммарной мощности перерабатываемого сырья и мощности единичных агрегатов.

Проблема очистки топлив от серы технически решена. Разработано несколько технологических процессов, обеспечивающих в той или иной степени удаление серы из топлив. К таким процессам относятся: очистка топлив серной кислотой, селективными растворителями, адсорбентами, гидроочистка и др.

Наиболее эффективные результаты обессеривания получаются при легком гидрировании сернистых продуктов, т.е. при гидроочистке. Под гидроочисткой понимается процесс присоединения водорода к органическим веществам без изменения их углеводородного скелета.

Данная тема не может не волновать меня, как специалиста авиатопливо обеспечения, поэтому темой моего курсового проекта является «Проект установки гидроочистки компонента топлива РТ».

Основными целями данного курсового проекта являются:

Обобщить и систематизировать теоритический материал по установке гидроочистки.

Изучить принципиальную схему установки, принцип работы.

Изучить основные параметры процесса.

Сделать расчеты материального баланса и механические расчеты реактора гидроочистки.

1. Назначение и сущность процесса

Установка гидроочистки (ГО) предназначена для облагораживания нефтепродуктов прямой перегонки. Гидроочистка - это основной процесс очистки нефтепродуктов, ключевая технология обеспечения получения продуктов, соответствующих экологическим стандартам. Процесс направлен на улучшение качества дистиллятов путем удаления серы, азота, кислорода, смолистых соединений, непредельных соединений в среде водорода на катализаторах. При этом осуществляется ряд параллельных и последовательных реакций каталитического гидрогенолиза сераорганических и азотистых соединений, гидрирования ароматических и олефиновых углеводородов, гидроизомеризации, гидрокрекинга и др.

Процесс гидроочистки повышает стабильность топлив, снижает коррозионную активность, улучшает цвет и запах нефтепродукта.

Различают установки гидроочистки:

Для прямогонных нефтяных фракций

Для фракций вторичной перегонки[1].

Выводы: гидроочистка (ГО) предназначена для облагораживания нефтепродуктов прямой перегонки. Гидроочистка - это основной процесс очистки нефтепродуктов, ключевая технология обеспечения получения продуктов, соответствующих экологическим стандартам.

. Характеристика сырья

Сырьем является Ромашкинская нефть (нефть Татарской республики)

Нефть Татарии была обнаружена в 1943 г.После этого в республике открыто более 100 нефтяных месторождений, многие из которых введены в республике в эксплуатацию. В настоящее время Татария является ведущей в России республикой по добыче нефти.

В Татарии нефть залегает в отложениях девонской, каменноугольной и пермской систем. Основной тектонической структурой является Татарский свод, который проходит через всю Татарию от границ Ульяновской, Куйбышевской и Оренбургской областей на юге до Кировской области и Удмурдтской области на севере (рис. 1.)

Наиболее мощные нефтяные месторождения размещены в песчано- алевролитовых отложениях кыновского и пашийского горизонтов девона в перделах южной вершины Татарского свода I (Ромашкинское, Ново-Елховское, Акташское), юго- восточного склона южной вершины Татарского склона южной вершины Татарского свода ( Бавлинское, Крым- Сарайское, Фоминовское) , юго- восточного склона северной вершины Татарского свода VI (Бондюжское, Елабужское, Первомайское , Комаровское, Салаушское) и в пределах Мелекесской депрессии III ( Нурлатское, Ульяновское).

Характерным для нефтей Татарии является изменение их свойств по глубине залегания. Нефти более легкие, богатые светлыми фракциями, с меньшимсодеранием серы и смол залегают в более древних девонских отложениях. Качество нефтей южной части Татарской республики выше, чем качество нефтей северной части ( Прикамский район ). Плотность нефтей южной части республики колеблется в пределах 0,8600 - 0,8700; кинематическая вязкость при 50 °С - около 6 сст;выход светлых фракций до 300 °С по ГОСТ 2177 - 66 - 45 - 47 % ; содержание серы составляет 1,6 - 1,7 % ,силикогелевых смол - 7 - 10%. Нефти месторождений Прикамского района по своим свойствам близки между собой; их плотность 0,8700 - 0,8770; вязкость при 50°С - 7 - 9 сст ;выход светлых фракций до 300°С по ГОСТ 2177 - 66 составляет 40 - 45%;содержание серы 2,0 - 2,20%, силикогелевых смол - 10 - 17 % [2].

Рисунок 1-Нефтяные месторождения Татарстана

Таблица 1 - Физико-химические свойства Ромашкинской нефти

НефтьРомашкинскаяСистема, отдел, ярус, элементПашийский горизонтГлубина перфорации, м1050-1060№ скважины-?4200,8620М232?20 сСт14,22?50 сСт5,90Температура застывания ,°СС обработкой-42Без обработки0Температура вспышки в закрытом тигле ,°С-38Давление насыщенных паров, мм рт. Ст.при 38оС436ПарафинСодержание %5,10Температура плавления °С50Содержание, %Серы1,61азота0,17Смол сернокислотных34Смол силикагелевых10,24Асфальтенов4,00Коксуемость %5,30Зольность %-Кислотное число мг КОН на 1 г нефти0,14Выход фракций. Вес.%До 200 °С24,0До 350 °С49,0

Таблица 2 - Изменение кинематической вязкости (в сСт) нефтей в зависимости от температуры

нефть?0?10?20?30?40?50РомашкинскаяПашийского горизонта10030,7014,2212,009,005,90

Таблица 3 - Изменение относительной плотности нефтей в зависимости от температуры

нефтьПлотность при ?t4При 0 °СПри 10 °СПри 20 °СПри 30 °СПри 40 °СПри 50 °СРомашкинскаяпашийского горизонта0,88000,87100,86200,85550,84480,8415

Таблица 4 - Элементный состав нефти

НефтьСодержание ,%СНОSNРомашкинскаяпашийскго горизонта85.1313.000.091.610.17

Таблица 5 - Потенциальное содержание (в вес %.) фракций в нефтях

Отмеряется до температуры, °СРомашкинская (Пашийского горизонта)604,705,6806,8908,01009,011010,012011,413013,014014,615016,216017,217019,018021,019022,620024,022027,023028,424030,625032,326034,227035,828037,629039,030041,031042,832044,433046,034048,035049,036050,537052,538054,239056,040056,841058,042059,043062,044063,645065,046066,247067,448068,649069,850071,0

Выводы: в данной главе были представлены основные физико-химические свойства предполагаемого сырья. Нефти ромашкинского месторождения благоприятны для переработки в дизельное топливо в следствии того что они богаты парафиновыми углеводородами нормального строения, а так же имеют умеренное (для керосинов) количество серы.

. Основные факторы гидроочистки

Гидроочистке подвергают дистилляты различного фракционного и химического состава, поэтому режим и расход водорода весьма различны. Легкие дистилляты (например, бензины) легче подвергаются очистке в соответствии с характером содержащихся в них сернистых соединений (меркаптаны, сульфиды) и низкомолекулярных непредельных углеводородов. С утяжелением сырья содержащиеся в нем сернистые соединения (тиофаны, тиофены и др.) труднее подвергаются гидрогенолизу. Если это сырье вторичного происхождения, то появляются непредельные соединения. В то же время при утяжелении сырья требования к содержанию серы в гидроочищенном продукте снижаются, что сближает режимы гидроочистки.

Расход водорода тоже связан с происхождением сырья и содержанием в нем серы (в прямогонном бензине даже высокосернистых нефтей0,12 % серы, а в бензинах замедленного коксования - 0,6 %).

Основными управляемыми параметрами гидроочистки являются: температура, объемная скорость подачи сырья, давление, кратность циркуляции ЦВСГ и содержание в нем водорода.

Температура. При температуре ниже 330-340°Собессеривание протекает недостаточно глубоко; при объемной скорости 4-5 ч-1, соответствующей промышленным процессам, глубина обессеривания не превышает 55-58 %. С повышением температуры жесткость процесса возрастает, что приводит к снижению содержания серы, азота, кислорода, металлов в продуктах. При температуре 420°С ускоряются побочные реакции гидрокрекинга и быстрее дезактивируется катализатор. По мере увеличения температуры возрастает расход водорода, при дальнейшем повышении температуры он может несколько снизиться, так как возможно дегидрирование. Температура должна быть по возможности низкой, если это не отражается на качестве продуктов. Для каждого вида сырья и типа катализатора температуру следует подбирать экспериментально (340-420 °С). При температуре выше 420 °С в гидрогенизате начинает быстро возрастать содержание непредельных углеводородов, а глубина обессеривания практически стабилизируется.

Объемная скорость подачи сырья (?0). Для всех видов сырья степень обессеривания возрастает с понижением объемной скорости, но при этом снижается и количество пропускаемого через реактор сырья, то есть снижается производительность установки. Оптимальное значение ?0 для каждого конкретного вида сырья определяется опытным путем с учетом и других факторов: типа и состояния катализатора, температуры, парциального давления водорода.

Для достижения требуемого качества топлива при высоких объемных скоростях требуется ужесточение режима, то есть увеличение температуры и парциального давления водорода, что ухудшает экономические показатели. Объемная скорость подачи сырья изменяется в следующих пределах: для бензинов 5-10 ч-1, реактивных топлив 4-6 ч-1, дизельных топлив 2-5 ч-1.

Давление. Следует учитывать общее давление в системе и парциальное давление водорода. С повышением парциального давления водорода увеличивается скорость гидрирования и достигается более полное удаление серы, азота, кислорода и металлов, а также насыщение непредельных углеводородов, снижается содержание ароматических углеводородов, уменьшается закоксованность катализаторов, увеличивается срок их службы.

Целесообразно поддерживать содержание водорода в циркулирующем газе на максимальном уровне. С повышением общего давления в системе резко увеличивается расход водорода и в несколько меньшей степени снижается коксообразование. Повышение давления вызывает изменение степени превращения сырья в результате увеличения парциального давления водорода и углеводородов сырья, а также содержания жидкой фазы в системах, находящихся при давлениях и температурах соответственно выше и ниже условий начала конденсации.

Первый фактор способствует увеличению степени превращения сырья, второй - замедлению протекания реакций. С ростом общего давления при прочих равных условиях растет парциальное давление водорода. Поскольку водород является одним из реагентов, повышение его парциального давления ускоряет реакции гидрирования и способствует уменьшению возможности отложения кокса на катализаторе. Суммарное влияние давления водорода слагается из влияния общего давления, концентрации водорода в ЦВСГ и отношения водород: сырье.

Как уже указывалось ранее, увеличение давления способствует образованию жидкой фазы. Скорость диффузии водорода через жидкие углеводороды мала, активные центры катализатора в заполненных жидкостью порах практически не участвуют в реакциях.

Суммарная скорость превращения смешаннофазной нефтяной системы определяется наличием водорода на поверхности катализатора, то есть в реакторе должны быть созданы условия, ведущие к уменьшению толщины жидкостной пленки. Целесообразно поддерживать содержание водорода в циркулирующем газе на максимально возможном уровне 75-90 %, но не менее 60 %.

Для обессеривания на глубину 75 % используют общее давление в системе 4-5 МПа. Однако с ужесточением экологических требований к топливам глубина обессеривания должна быть ~ 98,5 %, что требует повышения давления до 7-9 МПа.

Высокое парциальное давление водорода обеспечивается кратностью циркуляции, которая составляет 200-700 м3/м3 сырья. Кратность циркуляции определяется составом сырья (чем тяжелее сырье, тем она выше), а также концентрацией водорода в ЦВСГ (чем выше концентрация, тем меньше может быть кратность циркуляции).

Отношение водород: углеводороды(УВ). При неизменных температуре, объемной скорости и общем давлении соотношение Н2:УВ влияет на долю испаряющегося сырья, парциальное давление водорода и продолжительность контакта с катализатором. Приемлемая степень обессеривания (свыше 94 %) обеспечивается при изменении мольного отношения Н2:УВ в довольно широких пределах от 5:1 до 15:1. В промышленной практике объемное отношение Н2:УВ (или кратность циркуляции) выражается отношением объема водорода при нормальных условиях к объему сырья. С точки зрения экономичности процесса заданное соотношение целесообразно поддерживать циркуляцией ВСГ.

Следует иметь в виду: что с понижением концентрации водорода в ЦВСГ несколько уменьшается межрегенерационный период работы катализатора. Если по условиям эксплуатации нельзя повысить концентрацию водорода в ЦВСГ, то следует повысить общее давление.

Учитывая, что наиболее интенсивно процесс гидроочистки идет в паровой фазе, при снижении кратности циркуляции целесообразно снижать общее давление в системе. Рекомендуемая кратность циркуляции ЦВСГ - 220-300 м3/м3 сырья.

Выводы: гидроочистка нефтепродуктов проводится в присутствии катализаторов и при повышенном давлении и температуре, а также при циркуляции водород содержащего газа. Все эти факторы выбираются исходя из того какой тип нефтепродукта подвергается очистке.

4. Химизм гидроочистки

.1 Основные реакции

В отличие от других гидрогенизационных процессов гидроочистку осуществляют в сравнительно мягких условиях, поэтому превращение затрагивает, в основном, неуглеводородные компоненты. Для гидроочистки характерны следующие реакции:

А) для углеводородных компонентов:

насыщение непредельных углеводородов

При 350-450оС происходит практически полное гидрирование непредельных углеводородов при сравнительно низком парциальном давлении водорода;

насыщение ароматических колец

При гидроочистке на алюмокобальтмолибденовом катализаторе не наблюдается заметного гидрирования бензольного кольца;

крекинг алканов и циклоалканов. Возможность протекания этих

реакций возрастает с увеличением температуры и давления;

деалкилированиеалкилбензолов;

гидроизомеризацияалканов

Б) для неуглеводородых компонентов:

гидрогенолизу сернистых соеденений.Все серосодержащие соеденения подвергаются гидрогенолизу до сероводорода и соответствующих углеводородов:

Меркаптаны

Сульфиды

Дисульфиды

Тиофаны (моноциклические сульфиды)

Бициклические сульфиды

Тиофены

Первичным является разрыв связи С-S и присоеденение водорода к образовавшимся осколкам молекулы. Эти реакции протекают, практически не затрагивая связи С - С, то есть без заметной деструкции сырья.

Устойчивость сернистых соединений возрастает в ряду:

Меркаптаны - дисульфиды - сульфиды - тиофаны - тиофены.

Внутри групп сернистых соединений скорость обессериванияуменьшаетсяс увеличением молекулярной массы.

Сернистые соединения взаимодействуют с металлическими и оксиднометаллическими катализаторами, переводя их в сульфидную форму;

гидрогенолиз азотсодержащих, соединений. Азот в нефтяном сырье находится преимущественно в гетероциклах в виде производных пиррола и пиридина. Гидрирование их протекает аналогично гидрированию сульфидов, с образованием углеводородов и аммиака:

Азотсодержащие соединения гидрируются труднее других соединений, содержащих гетероатом;

гидрогенолиз кислородсодержащих соединений. Кислородсодержащие соединения легко вступают в реакции гидрирования с образованием углеводородов и воды:

метанорганические соединения. Они разрушаются в разной степени, а образующиеся при этом металлы отлагаются на катализаторе.

4.2 Катализаторы

гидроочистка нефтепереработка установка химизм

Современные катализаторы гидропереработки представляют собой сложную систему, состоящую из трех групп компонентов, функции которых различны: активных компонентов, структурирующих компонентов и модификаторов. На практике иногда бывает трудно отнести определенный компонент к той или иной группе. Так, оксид молибдена является активным компонентом и при введении в состав катализатора влияет на пористую структуру и термостабильность, то есть играет одновременно роль модификатора. Обычные модификаторы катализаторов гидроочистки-цеолиты-при увеличении их содержания в составе каталитической системы резко увеличивают ее расщепляющую активность, выступая в качестве активных компонентов.

Используемые в промышленных гидрогенизационных процессах катализаторы являются сложными композициями, в их состав входят, как правило, следующие компоненты:

)металлы VIII группы: никель, кобальт, платина, палладий, иногда железо;

)оксиды или сульфиды VI группы: молибден, вольфрам, иногда хром:

)термостойкие носители с развитой удельной поверхностью и высокой механической прочностью, инертные или обладающие кислотными свойствами:

)модификаторы.

Никель, кобальт, платина или палладий придают катализаторам дегидрирующие свойства, но они не обладают устойчивостью по отношению к отравляющему действию контактных ядов и не могут быть использованы по отдельности в гидрогенизационных процессах.

Молибден, вольфрам и их оксиды являются р-полу-про-водниками (как и никель, кобальт, платина, палладий). Их каталитическая активность по отношению к реакциям окисления-восстановления обусловливается наличием на их поверхности свободных электронов, способствующих адсорбции, хемосорбции, гемолитическому распаду органических молекул. Однако молибден и вольфрам значительно уступают по дегидрогидрирующей активности никелю, кобальту и особенно платине и палладию.

Сульфиды молибдена и вольфрама также являются р-полупроводниками (дырочными). Дырочная их проводимость обусловливает протекание гетеролитических (ионных) реакций, в частности расщеплениеS-, C-N- и С-О-связей в гетероорганических соединениях.

Сочетание никеля или кобальта с молибденом или вольфрамом придает их смеси и сплавам бифункциональные свойства - способность осуществлять одновременно и гомолитические, и гетеролитические реакции, а также стойкость по отношению к отравляющему действию сернистых и азотистых соединений, содержащихся в нефтяном сырье.

Применение носителей позволяет снизить содержание активных компонентов в катализаторах, что особенно важно в случае использования дорогостоящих металлов. В зависимости от типа реакторов катализаторы на носителях изготавливают в виде таблеток, шариков, цилиндров или микросфер.

Носители нейтральной природы (оксиды алюминия, кремния, магния и др.) не придают катализаторам на их основе дополнительных каталитических свойств.

Носители, обладающие кислотными свойствами, как, например, синтетические аморфные и кристаллические алюмосиликаты и цеолиты, магний- и цирконийсиликаты, фосфаты, обеспечивают катализаторам дополнительно изомеризующие и расщепляющие (крекирующие) свойства. Из этого понятно, почему катализаторы гидрообессеривания высококипящих и остаточных нефтяных фракций, особенно гидрокрекинга, изготавливаются с использованием кислотно-активных носителей. Катализаторы на таковых носителях, содержащие металлы VI и VIII групп, являются, по существу, полифункциональными.

В мировой практике наибольшее распространение в гид-рогенизационных процессах получили алюмокобальтмолибденовые (АКМ): алюмоникельмолибденовые (АНМ) и смешанные алюмоннкелькобальтмолибденовые (АНКМ), а также алюмони-кельмолибденсиликатные (АНМС) катализаторы. В процессах глубокого гидрирования азотсодержащих и ароматических соединений, парафинов и масляных фракций применяют алюмоникель- или алюмокобальтвольфрамовые катализаторы (АНВ или АКВ).

Несмотря на проведенные во многих странах мира многолетние исследования с применением комплекса разнообразных физико-химических методов, до сих пор не установлено, какие именно структуры и фазовый состав катализаторов гидрогенизационных процессов соответствуют их каталитически активному состоянию.

Кобальт (никель) и молибден (вольфрам) образуют между собой сложные объемные и поверхностные соединения типа молибдатов (вольфраматов) кобальта (никеля), которые при сульфировании формируют каталитически активные структуры сульфидного типа CoMoSy (NiсMoSy, CoWSy, NiсWSy). Возможно также образование на поверхности носителя оксиде алюминия каталитически неактивных шпинельных фаз типа алюминатов кобальта (никеля) и молибдата (вольфрамата) алюминия.

Наиболее вероятной структурой в сульфидированных АКМ-катализаторах, ответственной за бифункциональные их каталитические свойства, считается фаза CoMoSi.

Наиболее распространен катализатор гидроочистки АКМ, содержащий 2-4 % СоО, 9-15 % МоОз. Активность катализатора при изменении соотношения кобальта и молибдена меняется (оптимальное атомное соотношение 0,2:1). Суммарное содержание кобальта и молибдена - 8-13 %. Реже применяются АНМ-катализаторы.

В общем, катализаторы гидроочистки представляют собой сочетания оксидов и сульфидов кобальта (или никеля) с оксидами или сульфидами молибдена (вольфрама), а именно молибдатов кобальта (никеля), сульфовольфраматов никеля и т.д. В качестве носителей обычно используются оксиды алюминия в чистом виде, модифицированные добавками, а также цеолиты, пемза, бокситы, силикагель (табл. 6).

В связи с ужесточением экологических требований к топливам и необходимостью увеличения глубины их обессеривают с 75 % до 97 % и более были разработаны катализаторы с повышенным содержанием гидрирующей составляющей в обоих типах катализаторов (АКМ и АНМ) на 4-6 %.

Алюмокобальтмолибденовые катализаторы обладают весьма высокой селективностью в реакциях разрыва связей C-S, термической стойкостью, длительным сроком службы. Важным преимуществом является стойкость к каталитическим ядам. Они обладают достаточно высокой активностью в реакциях насыщения непредельных углеводородов, разрыва связей C-N, С-О, поэтому используются для очистки практически всех нефтяных фракций.

Таблица 6- Сравнительные характеристики катализаторов 80-ых годов и современных катализаторов

Параметры катализатораКатализаторы 80-ых годовСовременные катализаторыКатализаторы гидрообессериванияАктивные компоненты. %асс.: СоО2 MoO2 2,8-3,2 9,2-10,2 3,4-4,0 13,4-15,2Удельная поверхность, м2/г210-230245-265Диаметр частиц, мм1,6-3,21,3-2,5Форма частиццилиндртрилистникКатализаторы деазотонированияАктивные компоненты, %асс.: NiO2 MoO2 добавки В, Р, Ti 2,0-2,6 10-13 2,4-3,6 13,0-17,2 до 5Удельная поверхность, м2/г180-220140-160Диаметр частиц, мм1,3-3,21,3-2,5Форма частиццилиндр3-х,4-х-листник

Алюмоникельмолибденовые катализаторы более активны в отношении азотистых соединений и ароматики, но отличаются меньшей стабильностью.

Разработанные фирмой Shell катализаторы серии Criterion содержат триоксид молибдена, оксид никеля, пентоксид фосфора. Состав некоторых марок приведен в табл.7 [3].

Таблица 7- Состав современных катализаторов

КомпонентыСодержание компонентов, % масс.DN200Ni3,9Мо13Р2RN410Ni1,5Мо8,0Р2,5815 НСNi1,5Мо6,0

Выводы: в процессе гидроочистки лежат основные реакции: насыщение непредельных углеводородов, насыщение ароматических колец, крекинг алканов и циклоалканов.

5. Характеристика получаемых продуктов

При топливном варианте из нефти получают компоненты различных топлив. Этот вариант в свою очередь делится на два вида в зависимости от глубины переработки нефти: топливный вариант с глубокой переработкой и топливный вариант с неглубокой переработкой. По первому подварианту из нефти извлекаются только светлые нефтепродукты, а мазут используется в качестве котельного топлива. Переработкой мазута с применением современных каталитических процессов можно получить дополнительное количество компонентов топлив, причем иногда довольно значительное. Это реализуется при топливном варианте с глубокой переработкой.

Рассмотрим получаемые фракции.

Газ. В нефти он содержится в количестве 0,30 % мас. и состоит преимущественно из бутанов. Он может служить сырьем ГФУ и или топливом на заводе.

Фракция н.к. - 70оС. Эта фракция содержит много парафиновых углеводородов, 34 % из которых - нормального строения. Ее можно отправить на установку каталитической изомеризации, тем самым повысив октановое число, а затем использовать как компонент товарного бензина.

Фракция 70-120оС. Фракция используется как сырье установки каталитическогориформинга. Из этой фракции можно получить как компонент товарного бензина с высоким октановым числом, так и ароматические углеводороды - сырье химической промышленности.

Фракция 120-180оС. Может, во-первых, служить сырьем установки каталитического риформинга с целью получения компонента высокооктанового бензина. В ней содержится много нафтеновых и парафиновых углеводородов, следовательно, на установке риформинга можно значительно повысить октановое число этой фракции. Также эта фракция может служить компонентом реактивного топлива. Она входит в состав легких керосиновых дистиллятов.

Фракция 180-240оС. Может использоваться для получения компонента реактивных топлив. В смеси с фракцией 120-180оС рассматривается как сырье реактивного топлива. Фракция 120-240оС не совпадает по фракционному составу с товарным реактивным топливом, но удовлетворяет требованию не превышать указанные величины. У фракции высокая низшая теплота сгорания, даже выше, чем у товарного топлива. Высота некоптящего пламени фракции равна высоте некоптящего пламени ТС-1. Температура начала кристаллизации даже ниже требуемой по ГОСТ. Содержание общей серы и меркаптановой серы вынуждает использовать при производстве реактивного топлива из данной фракции процесс каталитической гидроочистки.

Фракция 240-350оС. Эта фракция служит дизельным топливом или его компонентом. Она имеет высокое цетановое число. Эта фракция содержит много серы - 0,78 % мас, поэтому она нуждается в гидроочистке.

Фракция 350-500оС. Фракция носит название вакуумный газойль, так как получается в вакуумной колонне при переработке мазута. Ее можно использовать в процессах каталитического крекинга и гидрокрекинга с получением высокооктанового бензина. Эта фракция содержит много масел с высоким индексом вязкости (85 пунктов), следовательно, ее можно использовать для работы завода по топливно-масляному варианту.

Фракция >500оС. Гудрон, получаемый с низа вакуумной колонны. Гудрон можно использовать как сырье процессов коксования, висбрекинга, производства битума [4].

Вывод:фракция 130-240оС не совпадает по фракционному составу с товарным реактивным топливом, но удовлетворяет требованию не превышать указанные величины. У фракции высокая низшая теплота сгорания, даже выше, чем у товарного топлива.

6. Схема установки гидроочистки

Технологические схемы установок гидроочистки, как правило, включают блоки: реакторный, стабилизации, очистки газов от сероводорода, компрессорный. Блоки установок, перерабатывающих различное сырье, имеют свои особенности. Схемы установок различаются вариантом подачи водородсодержащего газа (с циркуляцией или «на проток»), схемой узла стабилизации (с обычной отпаркой при низком давлении с помощью печи или рибойлера; с поддувом водяного пара или нагретого водородсодержащего газа при повышенном давлении; с дополнительной разгонкой под вакуумом), вариантом регенерации раствора моноэтанола (непосредственно на установке гидроочистки или централизованно -в общезаводском узле), способом регенерации катализатора (газовоздушный или паровоздушный).

На установках гидроочистки керосина, дизельного топлива, вакуумного дистиллята применяется только циркуляционная схема подачи водородсодержащего газа.

Мощность установок гидроочистки керосина обычно составляет 600 -2000 тыс. тонн в год.

Ниже описана технологическая схема типичной установки для гидроочистки топлив (рис.2). Сырьем служат прямогонные фракции с содержанием серы до 2,4 % масс., полученные из высокосернистых нефтей, а также смеси прямогонных фракций и соответствующих дистиллятов вторичного происхождения. Установка имеет два блока, позволяющих перерабатывать два вида сырья раздельно, но имеющих некоторые общие элементы, в частности, узел регенерации моноэтаноламина, используемого для очистки циркулирующего газа от сероводорода.

Сырье I насосом 2 подают через теплообменник в трубчатую печь 3. В линию насоса врезана линия водородсодержащего газа II от компрессора 1. Нагретая до температуры 360-380°С смесь сырья и циркулирующего газа проходит последовательно два реактора 4 и 5. Реакторы заполнены катализатором (алюмо-никельмолибденовым или алюмокобальтмолибденовым). Предусмотрена возможность съема избыточного тепла реакции путем подачи в реакторы части холодного водородсодержащего газа. Продукты реакции в виде парогазовой смеси выходят из реактора 5, отдают часть тепла газосырьевой смеси, проходя через межтрубное пространство теплообменника 6, охлаждаются в воздушном холодильнике 7. Смесь поступает в сепаратор высокого давления 8, где от продуктов реакции отделяется водородсодержащий газ V, обогащенный сероводородом. Затем смесь из 8 попадает в сепаратор низкого давления 10, где вновь происходит выделение сероводорода и части углеводородных газов VI.

Газы из сепараторов 8 и 10 уходят сверху и направляются на очистку моноэтаноламином и выделение сероводорода. Блок очистки газов от сероводродамоноэтаноламином описан в главе 2. В очищенный водородсодержащий газ добавляют водород для восполнения его расхода на гидроочистку.

В продуктовой смеси, выходящей снизу из сепаратора 10, помимо целевой фракции дизельного топлива, содержится некоторое количество легких продуктов - тяжелые газовые компоненты и бензиновые фракции VIII. Чтобы отделить эти фракции, жидкие продукты направляют через теплообменник в стабилизационную колонну 11. Отпаривание легких фракций проводят, возвращая часть дизельного топлива из колонны 11 в печь. Балансовое количество гидроочищенного дизельного топлива IX проходит теплообменник 13 и уходит с установки углеводородные газы VII направляются на газофракционирующую установку.

Рисунок2- Технологическая схема типичной установки для гидроочистки топлив

7. Материальный баланс установки. Технологический расчет реактора

Схема реактора установки гидроочистки.

- корпус, 2 - распределитель и гаситель потока, 3 - распределительная непровальная тарелка, 4 - фильтрующее устройство, 5 - опорная колосниковая решетка, 6 - коллектор ввода водорода, 7 - фарфоровые шары, 8 - термопара.

Рисунок 3 - Принципиальная схема реактора установки гидроочистки

7.1 Материальный баланс установки

Исходные данные:

-производительность установки -17245,37кг/ч или 1000000млн т/год;

-алюмокобольтмолибденовый катализатор

-молекулярная масса серы - 32 моль

-кратность циркуляции водород содержащего газа Кц=500нм3/м3

-давление 7Мпа

Общая информация о фракции представлена в таблице 8.

Таблица 8 - Информация о фракции

Температура отбора, оСВыход (на нефть), %Фракционный состав, оССодержание ароматических углеводородов, %Содержание серы, %н.к10%50%90%98%общеймеркаптановойРомашкинская нефть (пашийский горизонт)130-24017,00,7820152159177212235-0,80,3

7.1.1 Выход гидроочищенного топлива

Выход гидроочищенногокеросина РТ (% мас.) на исходное сырье равен (1):

(1)

где DS -количество удаленной из сырья серы, % мас.

BРТ = 100-1,1=98,9% масс.

7.1.2 Расход водорода на гидроочистку

Водород расходуется на:

) гидрогенолизсероорганических соединений;

) гидрирование непредельных соединений;

) отдув ЦВСГ для поддержания заданной концентрации водорода;

) растворение в гидрогенизате;

) потери из-за механических неплотностей в аппаратуре и коммуникациях.

Расход на гидрогенолиз определяется формулой, % масс.(2):

G1= m ·S (2)

Где G1 - расход водорода,% мас. на сырье; S - количество серы удаляемое при гидроочистке, % мас. на сырье; m - коэффициент, зависящий от характера сернистых соединений: сероводород - 0;свободная сера - 0,0625; меркаптаны - 0,062; сульфиды - 0,125; дисульфиды - 0,0938; тиофены - 0,25; бензтиофены - 0,187; тиофаны - 0,125. Если в исходном сырье содержится ряд сернистых соединений ,то расход водорода определяется для каждого из них по отдельности, а затем полученные результаты суммируются.1=(0,062·0,3)+(0,25·0,8)=0,39 % мас.

При содержании в сырье большого количества непредельных соединений расход на их гидрирование рассчитывается по формуле (3):

(3)

Где G2 - расход водорода на сырье; GH - разность содержания непредельных углеводородов в сырье и гидрогинезате; М - средняя молекулярная масса сырья. Но так как в моем сырье непредельных углеводородов нет, то :

G2=0 % мас.

Расход водорода на отдув появляется в связи с тем ,что для поддержания оптимального его парциального давления приходится непрерывно выводить (отдувать) из системы небольшую часть ЦВСГ и изменять его свежим. При отсутствии таких данных на предприятии можно принять расход водорода на отдув при гидроочистке керосинов 0,03 - 0,04% мас. на сырье.

G3=0,04 % мас.

Потери водорода через не плотности можно определить по формуле (4):

(4)

Где Кц - кратность циркуляции водородсодержащего газа, нм3/м3; ? - плотность,кг/м3; МН2 - молекулярная масса водорода.

Для приближенных расчетов общего расхода водорода можно использовать ориентировочные данные по расходу водорода на растворение:

G5=0,08 % мас (5)

Таким образом, общий расход водорода в процессе гтдроочистки будет равен:

Gобщ=G1+G2+G3+G4+G5 (6)

Gобщ=0,39+0+0,04+0,06+0,08=0,57 % мас.

Расход ЦВСГ на 100 кг сырья находим по формуле (7):

(7)

Где Мц - кратность циркуляции подачи сырья:

Общий расход ЦВСГ составит:

На основе полученных данных можно составить материальный баланс установки.

Сначала рассчитываем выход сероводорода по формуле (8):

(8)

Таким образом, балансовым сероводородом поглощается:

,17 - 1,1=0,07 % мас.

Количество водорода, вошедшего при гидрировании в состав продукта, равно:

,39 - 0,07=0,32 % мас.

Уточненный выход гидроочищеного топлива составляет:

,9+0,32=99,12 % мас.

Состав ЦВСГ приведен в таблице 9

Таблица 9- Состав ЦВСГ

КомпонентМассовая доля% от объемакг/чВодород Метан Этан Пропан и-бутан н-бутан Пентаны0,410 0,124 0,119 0,185 0,064 0,051 0,04791,64 3,36 1,84 1,89 0,43 0,52 0,322422,69 88,83 48,64 49,97 11,37 13,74 8,46Всего1,00100,002643,7

Результаты расчетов материального баланса приведены в таблице 10

Таблица 10- Материальный баланс

ПриходКг/ч% мас.РасходКг/ч%мас.1.сырье 2.ЦВСГ,в том числе водород17245,37 2643,7 2422,69100 15,33 14,051.Газопродуктовая смесь: -сероводород -гидрогенизат 2.ЦВСГ в том числе водород 3.Потери 17295,38 201,77 17093,61 2545,41 2324,66 146,59 1,17 99,12 14,76 13,48 0,85Итого19889,07129,38Итого19889,07129,38

7.2 Механический расчет реактора

Исходные данные:

-производительность установки по сырью - 17245,37кг/ч;

-объемная скорость подачи сырья - 5 ч-1;

-давление в реакторе - 7 МПа;

-кратность циркуляции водородсодержащего газа - 500 нм3/м3;

-плотность керосиновой фракции - 782 кг/м3

-температура в реакторе 320-380

7.2.1 Определение средней молекулярной массы сырья

Найдём среднюю температуру в реакторе, 0С по формуле (9):

(9)

где - температура начала отбора фракции, 0С; - температура конца отбора фракции, 0С

По формуле Войнова находим молекулярнуюмассукеросиновой фракций, г/моль (10):

(10)

где t - средняя температура кипения фракции, 0С.

г/моль

7.2.2 Размеры реактора

Определяем объем сырья, м3/ч (11)

(11)

где - количество керосиновой фракции РТ, кг/ч; - плотность керосиновой фракции

Объем катализатора в реакторе определяем по формуле, м3 (12)

(12)

где - объем сырья при 20 0С, м3/ч; - объемная скорость подачи жидкого сырья, ч-1.

Секундный объем смеси паров сырья и ЦВСГ при температуре и давлении на входе в реактор находим по формуле, м3 (13)

(13)

где - объем паров сырья при температуре (t) и давлении (P) в реакторе, м3/ч; - объем циркулирующего и свежего ВСГ при тех же условиях, м3/ч.

Для этого сначала определяем объём паров сырья на входе в реактор по формуле, м2/с (14)

(14)

где - расход сырья поступающего в реактор, кг/ч; Z - коэффициент сжимаемости; - средняя температура в реакторе, 0С; - средняя молекулярная масса сырья; P - давление в реакторе, МПа.

Суммарный объем ВСГ на входе в реактор определяют по формуле м2/с (15)

(15)

где - плотность сырья; - кратность циркуляции ВСГ; Z - коэффициент сжимаемости, для газа значительно разбавленного водородом можно принять равным 1.

Определив суммарный объем смеси, находят сечение ( F ) (16) и диаметр ( d ) реактора (17):

(16)

(17)

где - суммарный объем смеси; - линейная скорость движения сырья (0,3-0,5 м/с); - математическая константа.

Зная сечение аппарата и объем катализатора, определяют высоту слоя катализатора (18)

(18)

где - объем катализатора в реакторе; - сечение реактора.

Реактор заполняют катализатором на 2/3 высоты цилиндрической части аппарата. Следовательно, высота цилиндрической части реактора (19):

(19)

где - определяют высоту слоя катализатора.

а общая высота реактора (20):

(20)

где - высота верхнего и нижнего днища, то есть (21)

(21)

где - диаметр реактора [4].

Выводы: произведены расчеты материального баланса и механические расчеты реактора гидроочистки для компонента топлива РТ по исходным данным. Общая высота реактора - 4 м, а диаметр - 1,9 м. Выход гидроочищенного топлива составил 17093,61 кг/ч.

8. Лабораторный контроль качества получаемых продуктов. Их выход, качество, применение

.1 Лабораторный контроль качества процесса гидроочистки

В задачу лабораторного контроля процесса гидроочистки входит определение:

) пригодности сырья, поступающего в переработку на установку;

) доброкачественности применяемых реагентов;

) соответствия качества выпускаемой продукции утвержденным нормам;

) правильности работы отдельных узлов и аппаратов установки и т. п.

По лабораторным анализам обслуживающий персонал установки проверяет, правильно ли подобран технологический режим процесса, и в случае отклонения качества какого-либо продукта от нормы вносит необходимую корректировку в режим работы того или иного узла установки.

Лабораторный контроль технологического процесса гидроочистки сводится к анализу качества катализатора, сырья, продуктов реакции, циркуляционного газа, щелочи, моноэтаноламина и др.

Контроль качества катализатора.

До загрузки катализаторов в реакторы из каждой бочки, поступающей на загрузку, отбирают на пробу по 1 л катализатора; из этих проб составляют среднюю пробу. В средней пробе катализатора определяют активность, насыпной вес, содержание влаги, времявспышки, температуру застывания и некоторые другие константы по необходимости.

Контроль процесса гидрирования.

Непосредственный контроль хода процесса гидроочистки производят по степени обессеривания сырья в реакторах и изменению его фракционного состава.

В отдельных случаях в зависимости от вида сырья и ого назначения контролируют также изменение других показателей качества, таких, как содержание непредельных углеводородов, фактических смол, стабильность к окислению, коэффициент рефракции и др.

Одним из факторов, определяющих нормальный ход процесса гидроочистки, является содержание водорода в циркулирующем газе, поэтому в свежем водородсодержащем газе при входе его на установку, в очищенном циркуляционном газе после абсорберов и в смешанном водородсодержащем газе перед подачей его с сырьем определяют содержание Н2. Кроме того, циркуляционный газ до очистки в абсорбере и после очистки периодически анализируют на содержание в нем сероводорода Н2S и углеводородных газов Сх, С2, С3, С.4

8.2 Лабораторный контроль качества продуктов гидроочистки

Для качественного и эффективного проведения любого химико- технологического процесса необходимым фактором является контроль производства, включающий в себя лабораторные анализы. На каждом нефтеперерабатывающем заводе, обязательным, является нахождение лаборатории качества. Основной задачей лаборатории качества является контроль качества за продуктами прошедшими переработку. Полученные результаты лабораторных анализов должны соответствовать требованиям стандартов.

Процесс гидроочистки относится к гидрогенизационным и является процессом вторичной переработки нефти. Гидроочистка включает процессы, в которых не происходит существенного изменения в молекулярной структуре сырья.

В процессе эксплуатации топлив корродирующем действием обладают содержащиеся в топливе сернистые соединения. Наличие в топливе активных сернистых соединений проверяют пробой на медную пластинку.

В фарфоровую чашечку помещают полированную пластинку из чистой электролитической меди размером 10 25мм. Полностью покрывают пластинку испытуемым продуктом и помещают чашечку в сушильный шкаф, где поддерживается температура 500С. В шкафу выдерживают пластинку 2ч. После испытания поверхность пластинки сравнивают с цветом пластинки, не подвергавшейся нагреванию. Появление на металле темно-коричневых, серых, а иногда и черных налетов или пятен указывает на присутствие в продукте активных сернистых соединений, такой продукт непригоден. Цвет пластинки меняться не должен.

Так же идет контроль на наличие сероводорода. Для этого в делительную воронку наливают 10мл продукта и такое же количество 2%-ного раствора NаОН. Содержимое воронки тщательно перемешивают и дают отстояться. В сухую пробирку сливают 4-5мл щелочной вытяжки, подкисляют крепкой НСl и при перемешивании нагревают до 70-800С. К краю пробирки подносят свинцовую индикаторную бумажку. Если в топливе присутствует сероводород, то бумажка окрашивается в коричневый цвет, продукт непригоден [5].

Выводы

В задачу лабораторного контроля процесса гидроочистки входит определение:

) пригодности сырья, поступающего в переработку на установку;

) доброкачественности применяемых реагентов;

) соответствия качества выпускаемой продукции утвержденным нормам;

) правильности работы отдельных узлов и аппаратов установки и т. п.

В лабораторный контроль качества продуктов гидроочистки входят испытания:

)на медной пластинке

) на наличие сероводорода.

9. Охрана труда и требования техники безопасности

Установка гидроочистка предназначена для очистки топлив от сернистых соединений путем их гидрирования.

В результате процесса гидроочистки топлива, под воздействием температур образуются газы, бензиновые фракции, все они являются токсичными легковоспламеняющимися жидкостями и образуют, в том числе и газы, взрывоопасные смеси с воздухом.

Пары углеводородов оказывают вредное воздействие на нервную систему человека, вызывают острые и хронические отравления. Основные симптомы отравления: головная боль, головокружение, сердцебиение, слабость, психическое возбуждение, беспричинная веселость, сухость во рту, тошнота и затем потеря сознания.

Требования к технике безопасности

В соответствии со статьей 221 Трудового кодекса Российской Федерации на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, выдаются сертифицированные средства индивидуальной защиты (далее СИЗ) в соответствии с нормами, утвержденными в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Работающие отвечают за их исправность, чистоту и использование по назначению. Хранение спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты разрешается в гардеробных бытового помещения цеха (производства).

Приобретение средств индивидуальной защиты и обеспечение ими работников в соответствии с требованиями охраны труда производятся за счет средств работодателя (статьи 212 и 219 Трудового кодекса Российской Федерации).

Под СИЗ понимаются средства индивидуального пользования, используемые для предотвращения или уменьшения воздействия на работников вредных и (или) опасных производственных факторов, а также для защиты от загрязнения [6].

Выводы: работа на установке гидроочистки является вредным производством так как продукты и сырье являются токсичными легковоспламеняющимися жидкостями и образуют, в том числе и газы, взрывоопасные смеси с воздухом. В связи с этим следует соблюдать все требования к технике безопасности которые предусмотрены на этом производстве.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для начала отмечу общие выводы по работе:

Я теперь имею четкое представление, что :

·Установка Гидроочистки (ГО) предназначена для облагораживания нефтепродуктов прямой перегонки, что гидроочистка - это основной процесс очистки нефтепродуктов, ключевая технология обеспечения получения продуктов, соответствующих экологическим стандартам.

·Нефти Татарстана благоприятны для переработки в дизельное топливо в следствии того что они богаты парафиновыми углеводородами нормального строения, а так же имеют умеренное (для дизельных топлив) количество серы.

·Гидроочистка нефтепродуктов проводится в присутствии катализаторов и при повышенном давлении и температуре, а также при циркуляции водород содержащего газа. Все эти факторы выбираются исходя из того какой тип нефтепродукта подвергается очистке.

·В процессе гидроочистки лежат основные реакции: насыщение непредельных углеводородов, насыщение ароматических колец, крекинг алканов и циклоалканов.

Самостоятельно произвел расчеты материального баланса и механические расчеты реактора гидроочистки для компонента топлива РТ по исходным данным.

Узнал, что в задачу лабораторного контроля процесса гидроочистки входит определение:

) пригодности сырья, поступающего в переработку на установку;

) доброкачественности применяемых реагентов;

) соответствия качества выпускаемой продукции утвержденным нормам;

) правильности работы отдельных узлов и аппаратов установки и т. п.

А в лабораторный контроль качества продуктов гидроочистки входят испытания:

)на медной пластинке

) на наличие сероводорода.

А так же уяснил, что работа на установке гидроочистки является вредным производством, так как продукты и сырье являются токсичными легковоспламеняющимися жидкостями и образуют, в том числе и газы, взрывоопасные смеси с воздухом. В связи с этим следует соблюдать все требования к технике безопасности, которые предусмотрены на этом производстве.

Хочется отметить что, важность установок гидроочистки очевидна. В настоящее время требования экологии таковы, что содержание серы в топливе должно быть сведено к минимуму. Процесс гидроочистки сейчас занимает одно из важнейших мест в общем объеме нефтепереработки. Поэтому количество установок непрерывно растет.

Быстрому увеличению числа установок гидроочистки способствовало внедрение в нефтепереработку процессов каталитического риформинга, дающих относительно большое дешевого побочного водорода. Кроме того, внедрению гидроочистки сопособствовала также гибкость процесса, допускающего обессеривание различных видов нефтепродуктов на одной и той же установке.

Несмотря на достигнутые успехи, внимание к гидроочистке в сфере нефтепереработке непрерывно возрастает. Это обусловлено такими объективными факторами, как увеличение доли сернистых и высокосернистых нефтей, углубление переработки нефти и ужесточение требований к качеству нефтепродуктов.

ЛИТЕРАТУРА

1.Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицын С.А. Химия и технология нефти и газа. Учебное пособие. - М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2007. - 400 с.

2.Абидова З.Х., Александрова Р.П., Баранова З.Н.,Нефти СССР. Справочник. Том 4. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. Справочник - М.: Химия, 1974 г., 792 с.

3.Солодова.Н.Л., Терентьева Н.А. Гидроочистка топлив. Учебное пособие. - Казань: Изд-во Казан.гос. технол. ун-та, 2008. - 103 с.

.Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 2001. - 568 с.

5.#"justify">.Кушелев В.П. Основы техники безопасности на нефтеперерабатывающих заводах.- М.: Химия, 1973.- 296 с.