Технология очистки дизельного топлива

G₄ = 400*0,01*2*100/ (850*22,4) = 0,042 (масс)

5.1.5 Потери водорода с отдувом

На установку гидроочистки обычно подается водородсодержащий газ (ВСГ) с установок каталитического риформинга, в котором концентрация водорода колеблется от 70 до 80 процентов(об). ВСГ, поступающий с риформинга обычно имеет следующий состав.

Таблица 5.1 Состав ВСГ

Содержание компонента	Н2	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5+
% (об)	85,0	7,0	5,0	2,6	1,0	-
% (масс)	29,4	19,4	26,0	15,2	10,0	-

Для поддержания постоянного давления в системе объем поступающего и образующегося газа должен быть равен объему газа, отходящего от системы и поглощенного в ходе химических реакций.

Наиболее экономичный по расходу водорода режим без отдува ВСГ можно поддерживать, если газы, поступающие при гидрокрекинге и газы поступающие в систему со свежим ВСГ, полностью сорбируются в газосепараторе в жидком гидрогенизате, т.е.

V₀( 1-у₀') + V_г.к ?Vа (4.8)

Где V₀- обьем свежего ВСГ, м³/ч

у₀ - объемная концентрация водорода в свежем ВСГ

V_кг - объем газов гидрокрекинга, м³/ч

Vа -объем газов абсорбируемых жидким гидрогенизатом соответственно, м³/ч

Общий расход водорода при гидроочистке с учетом газа отдува составит :

Vр + Vотд = (1+(1-у₀' )у_о / (у_о'-у')+(V_гк - Vа)*у_о'у'/(у_о'-у') (4.9)

Где Vр- объем химически реагирующего водорода,м³/ч

у' - объемная концентрация водорода в циркулирующем ВСГ.

Расчет рекомендуется вести на 100 кг исходного сырья, так как при этом абсолютные значения расходных показателей ( в % масс) можно использовать с размерностью кг:

Vр =( G₁ + G₂ + G₃ )* 22,4/МН₂ (4.10)

Vр =(0,177+0,065+0,027)22,4/2 = 3 м³

V_гк = В_г*22,4/М_гк ( 4.11)

Где М_гк - средняя молекулярная масса газов гидрокрекинга.

При одинаковом мольном содержании газов С₁,С₂,С₃,С₄ она равна

М _гк = (16+30+44+58)/4 = 37

V_гк = 0,36*22,4/37 = 0,22м³

Количество углеводородных газов, абсорбируемых жидким гидрогенизатом, можно определить, если допустить, что ЦВСГ принятого состава находится в равновесии с жидким гидрогенизатом.

Содержание отдельных компонентов в циркулирующем газе и константы фазового равновесия в условиях газосепаратора высокого давления ( 40^оС и 4,0 МПа) приведены в таблице 5.2

Таблица 5.2.

Содержание компонента	СН4	С2Н6	С5Н8	С4Н10
У', мол. Доли	0,20	0,05	0,02	0,01
Константа фазового равно-весия Кpi	3,85	1,2	0,47	0,18

Объем компонента, растворенного в гидрогенизате, находится по формуле: V_i = у_i * 100 * 22.4 / К_pi * M_Г (4,12)

Найдем объем каждого компонента:

V СН₄ = 0.2*100*22.4/3.85*209 = 0,556 м³

V С₂Н₆ = 0,05*100*22,4/1,2*209 = 0,446 м³

V С₅Н₈ = 0,02*100*22,4/0,47*209 =0,456 м³

V С₄Н₁₀ = 0,02*100*22,4/0,18*209 =0,595 м³

Найдем суммарный объем растворенных газов.

V = 0,556 + 0,446 + 0,455 + 0,59 =2,053 м³

Балансовый объем углеводородных газов, поступающий в газосепаратор, составляет:

3*(1-0,85) + 0,22 = 0,67

0,67 < 2,053

Поскольку выполняется требование уравнения (4.8.) возможна работа без отдува части циркулирующего ВСГ и общий расход Н₂ в процессе гидроочистки равен:

G = G₁ + G₂ +G₃ +G₄ = 0,177 +0,065 +0,027 +0,042 = 0,311 % (масс)

Расход свежего ВСГ на гидроочистку равен :

G^o = G/0.29

где 0.29 - содержание Н₂ в свежем ВСГ, % (масс).

G^o = 0,311/0,29 =1,07 (масс)

5.1.6 Материальный баланс установки

В первую очередь рассчитаем выход сероводорода

В H₂S = ?S * M H₂S / M_S (4.13.)

Где В H₂S - выход сероводорода, ( масс).

M H₂S - молекулярная масса сероводорода

M_S - молекулярная масса серы

В H₂S = 1,2*34/32 = 1,28

Таким образом, балансовым сероводородом поглощается 0,08% (масс) водорода.

Количество водорода, вошедшего при гидрировании в состав дизельного топлива, равно:

G₅ = 0.177 + 0.065 - 0.08 = 0.167% (масс)

Уточненный выход гидроочищенного дизельного топлива

97,24 + 0,167 = 97,41 % (масс)

Выход сухого газа, выводимого с установки, складывается из углеводородных газов, поступающих со свежим ВСГ, газов, образующихся при гидрогенолизе, а также абсорбированного гидрогенизатом водорода

В_СГ = G^о н₂(1-0,29) + В_Г = G₃ (4.15)

Где Всг - выход сухого газа, % (масс)

Всг = 1,07(1-0,29) + 0,36 +0,027 =1,07

5.1.7 Расчет объема катализатора

Основным уравнением для расчета объема катализатора является уравнение

V = G' d S/r = G' dS/ (kSⁿ) ( 4.16.)

где V - объем катализатора, м³

S₀ - начальное содержание серы в сырье, % (масс)

S_к - конечное содержание серы в сырье,% (масс)

Уравнение ( 4.16 ) аналитически не решается, поскольку с увеличением глубины обессеривания температура процесса повышается и значение k изменяется.

Используем для решения графо-аналитический метод, который включает следующие этапы:

а) составление материального баланса реактора

б) определение температуры реакционной смеси при различных глубинах обессеривания из уравнения теплового баланса

в) для соответствующих значений глубины обсеривания и температуры определим k , а затем r;

г) построение кривой зависимости обратной скорости 1/r от остаточного содержания серы ?S в координатах 1/r -?S; площадь под кривой в интервале от S₀ до S численно равна интегралу dS/r;

д) определение требуемого объема реактора V по уравнению

V = G' dS/r = G' dS/ (kSⁿ)

5.1.7.1 Материальный баланс реактора

В реактор поступает сырье, свежий ВСГ и циркулирующий ВСГ (ЦВСГ), состав которого приведен в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Состав ЦВСГ

Содержание	Н2	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10
Мольная доля у'	0,720	0,200	0,050	0,020	0,010
Массовая доля у	0,192	0,427	0,201	0,103	0,077

Найдем среднюю молекулярную массу ЦВСГ

М_ц = ?М_iу_i ( 4.17)

Где М_ц - средняя молекулярная масса ЦВСГ. кг/кмоль,

М_i - молекулярная масса компонента, кг/кмоль,

М_ц = 2*0,720 + 16*0,200 +30*0,050 +44*0,020 +58*0,010 = 7,6

Расход ЦВСГ на 100 кг сырья можно найти по формуле

Gц = 100*Х*М_ц/ Р_С* 22,4 (4.18)

где Gц - расход ЦВСГ на 100 кг сырья, кг

Х - кратность циркуляции, нм³/м³,

Gц = 100*200*7,6/850*22,4 = 7,89

Материальный баланс гидроочистки представлен в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Материальный баланс.

Наименование	% (масс)	Т/год	Т/сут	Кг/ч
Взято сырье ВСГ В т.ч. 100% Н2 Итого Дизельное топливо очищенное Сероводород Сухой газ Бензин Итого	100 1,07 0,311 101,07 97,43 1,28 1,16 1,2 101,07	2000000 21400 6220 2021400 1948600 25600 23200 24000 2019400	5882,35 57,06 16,53 5939,41 5729,29 75,29 64,11 70,59 5939,28	245098 2377,5 688,75 247475,5 238720,42 3137,08 2671,56 2941,18 247470,3

На основе данных материального баланса гидроочистки составим материальный баланс реактора и сведем его в таблицу 5.5.

Таблица 5.5. Материальный баланс реактора.

Наименование	% масс	Кг/ч
Взято сырья Свежий ВСГ Циркулирующий ВСГ Итого Дизельное топливо очищенное Сероводород Сухой газ Бензин Циркулирующий ВСГ Итого	100,0 1,07 15,96 117,03 97,43 1,28 1,16 1,2 15,96 117,03	245098 2622 39118 286838 238799 3137 2843 2941 39118 286838

5.1.7.2 Тепловой баланс реактора

Уравнение теплового баланса реактора гидроочистки можно записать так:

Q_C + Q_ц + Q_S + Q_г.н = ?Q_см (4.19)

где Q_C - тепло, вносимое в реактор со свежим сырьем

Q_{ц -} тепло, вносимое в циркулирующем ВСГ

Q_S - тепло, выделяемое при протекании реакций гидрогенолиза сернистых соединений,

?Q_см - тепло, тепло отводимое от реактора реакционной смесью.

Средняя теплоемкость реакционной смеси при гидроочистке незначительно изменяется в ходе процесса, поэтому тепловой баланс реактора можно записать в следующем виде:

G_cto +?S_gs +?C_{H gH} = G_ct (4.20)

T = t_o + (?S g_S + ?C_H g_н)/G*С (4.21)

G - суммарное количество реакционной смеси % (масс.); c - средняя теплоёмкость реакционной смеси, кДж/(кг К) ; ?S, ?Cн - количество серы и непредельных, удалённых из сырья, % (масс.) t, t0 - температуры на входе в реактор и при удалении серы ?S, 0С ; qs, qн - тепловые эффекты гидрирования сернистых и непредельных соединений, кДж/кг.

Количества тепла, выделяемое при гидрогенолизе сернистых соединений (на 100 кг сырья) при заданной глубине обессеривания, равной 0,9 составит

Qs = ? qisqsi

Где qsi - тепловые эффекты гидрогенолиза отдельных сероорганических соединений, кДж/кг; qsi - количество разложенных сероорганических соединений, кг(при расчёте на 100 кг сырья оно численно равно содержанию отдельных сероорганических соединений в % масс.)

Qs = 0,1*2100 + 1,0*3810 + 0,2*5060 + 0,5*8700 = 8471 кДж

Количество тепла, выделяемое при гидрировании непредельных углеводородов, равно 126000 кДж/моль

Qн = Снqн/М = 8,6*126000/209,16 = 5181 кДж

?I*M /(4.2*T) =4.19 (4.29)

?I = 4.19*4.2*623/209 = 52,5кДж

Энтальпия сырья с поправкой на давление равна

I³⁵⁰ = 1050-52,5 =997,5 кДж/кг

Средняя теплоемкость реакционной смеси составляет

С = ( С_С*100 + С_Ц*17,03)/117,03 (4.30)

С = (2,85*100+5,45*17,03) / 117,03=3,23 кДж/кг.К

Поставив найденные величины в уравнение ( 4.21) найдем температуру на выходе реактора.

Т = 350 +(8471 + 5421) / (117,03*3,23) = 386 ⁰С

Теплоемкость реакционной среды не изменяется, поэтому зависимость температуры от S линейная, и для построения графика достаточно двух точек: при начальном содержании S = 1,4% (масс) температура 350⁰С, и при конечном содержании S =0,2% (масс) температура 386⁰С.

Данные, необходимые для расчета скорости r и обратной скорости 1/r при разных глубинах обессеривания сведены в таблицу 5.6

Таблица 5.6 Данные для кинетического расчета процесса обессеривания.

Показатели	Содержание серы % (масс).
	1,4	1,0	0,5	0,2
Т, К 107*е -Е /RT k = k0*е -Е /RT S2 R = k*S2 1/r	623 224,7 10,38 1,96 20,34 0,049	635 288,9 13,35 1 13.54 0.075	651 394,4 18,22 0,25 4,56 0,22	659 458,5 21,2 0,04 0,848 1,18

Графическим интегрированием находят площадь под полученной кривой в пределах содержания серы от 1,4 до 0,2 % (масс). Эта площадь численно равна интегралу d S/r

Требуемый объем катализатора в реакторе Vк вычислим по формуле

Vк = G, dS/r (4,32)

Где dS/r = 0,25

G' - объемный расход, м³/ч

G' = 245098/850 = 288,35

Vк = 288,35*0,25 = 72,1 м³

Объемная скорость подачи сырья рассчитывается по формуле

W = G'/V_К (4,33)

W =288,35/72,1 = 3,9_Ч^-1

По найденному значению Vк вычисляем геометрические размеры реактора гидроочистки.

5.1.8 Конструктивный расчет

Диаметр реактора равен D =[81,74/(2*3,14)] ^1/2 = 3,48 м

Находим из объема цилиндра по известному радиусу и объему катализатора высоту H = 71,4/р*3,48² = 7,5 м

Примем из стандартного ряда диаметров : D =3,6 м

Высота слоя катализатора будет составлять 7,5 м

Расчет штуцеров.

А - штуцер для ввода газо-сырьевой смеси.

DA = 4Vc/wА [4.35]

где Vc-объемный расход газосырьевой смеси;м³/с.

wА- линейная скорость паров газо-сырьевой смеси ,м/с, примем 20м/с, т.к. газо-сырьевая смесь находится в парогазовом состоянии.

Vc=7181м³/час=1,99м³/с

DA=4*1,99/3,14*20=0,35 м

Примем DA из стандартного ряда равным 350 мм. т.к. объем реакционной массы и ее физические свойства практически не изменяются примем DB (штуцер для вывода газо-продуктовой смеси) равным DА, т.е.

DB=DA =350мм

Штуцер для монтажа термопар (3штуки) DC равным

Штуцер для ввода охлаждающего ВСГ рассчитан по формуле:

DD=(VH2*4)/(*WH2) , [4.36]

где VH2 - объемный расход охлаждающего ВСГ, примем в размере 10% от ЦВСГ, т.е.

VH2 = 6794*0,1=679,4680м³/час= 0,19м³/сек

WH2 - примем от 15 - 25 м/сек

DD=(0,19*4)/(3,14*15)=0,137м

примем DD из стандартного ряда штуцеров равным 150мм.

5.1.9 Расчет потери напора в слое катализатора

Потерю напора в слое катализатора вычисляют по формуле:

Р/Н=150(1-Е)²0,1*u/Е³d²+1,75(1-E)pu²/E³dg [4.37]

где Е- порозность слоя;

u - линейная скорость движения потока, фильтрующегося через слой катализатора, м/с

- динамическая вязкость, Па*с

d - средний диаметр частиц, м;

р - плотность газа, кг/м3;

g - ускорение силы тяжести, кг/с2.

таким образом:

Е= 1 - ун/ук = 1-640/1210 = 0,47

Линейная скорость потока равна:

u=4V/D² [4.38]

Объём сырья рассчитываем по формуле:

V_c=C_c*22,4*Zc(t_cp+273)/M_c P₂*273[4.39]

T_cp=0,5(350+386)=368 ^oC

Тогда: Vc=245100*22,4*0,1*0,25*(368+273)/209*4*273=379 м³/час.

Объём циркулирующего газа составит:

V_ц=С_ц*22,42 ц(t_ср+273)/М_цр*273 [4.40]

V_ц =39118*22,4*0,1*1*(368+273)/7,6*4*273=6768 м³/час.

V=V_c+ V_ц [4.15]

V=387+6794=7147 м³/час

U=4*7147/3,14*3,6²*3600=0,2 м/с.

Динамическую вязкость смеси определяют по ее средней молекулярной массе, равной:

М_ср=С_с+С_ц/(С_с/М_с+С_ц/М_ц) [4.41]

М_ср=(245098+39118)/(245098/209+39118/7,6)=44,98

Средний диаметр частиц катализатора d=4*10^-3 м. Плотность реакционной смеси в условиях процесса равна:

V=C_c+C_ц/V_c+V_ц [4.42]

V=(245098+39118)/(379+6768)=39,8 кг/м³

Таким образом:

р/Н=[150*(1-0,47)²*1,87*10^-6*0,63/0,47³*(4*10^-3)²]+

+[1,75 (1-0,47)*39,8*0,63²/0,47³*4*10^-3*9,81=3692,4 кг/(м²м).

р=3692,4 [4.43]

p = 4,4*3692,4=14769,6 кг/м²

Таким образом потеря напора в слое катализатора не превышает предельно-допустимых значений 0,2-0,3 МПа

5.1.10 Механический расчет

Исходные данные:

1) Давление расчетное Р_р=60 кг*с/см².

2) Температура реакции Т=420 ^оС.

3) Внутренний диаметр Д_в=365 см.

4) Материал корпуса биметаллическая сталь 12*М+08*1871 10т.

Необходимая минимальная толщина стенки обичайки:

Smin = PpДв/(--2j G_ДОП -Рр) + С (4.44)

S'=66*360/(2*1*1090-66) + 0,4=11,5 см.=115 мм

где j-----коэффициент прочности сварного шва, равный 1,

G_ДОП-допускаемое напряжение при расчетной температур,

равна 1090 кг*с/см².

Толщина сферического днища

S = PДв/(4j G_ДОП -Рр) + С +С1 + С2

Где С - прибавка на коррозию 0,4 см;

С1 - допуск на толщину листа 0,32 см;

С2 - утончение места при шпатлёвки 0,8 см.

S = 66*360 /(4*1090*1 - 66) +0,4 + 0,32 + 0,8 = 7,06 см = 70,6 мм

Конструктивно принятая толщина днища S = 80 мм

Толщина стенки днища

S = PДв/(4j G_ДОП -Рр) + С (4.45)

S = 66*360/(4*1*1090-66) + 0,4 = 6 см = 60 мм

где С - прибавка на коррозию, равна 0,8 см.

С₁ - прибавка на минусовой допуск, равна 0,025 см.

S=10,09+0,8+0,025=11,115 см.

S=111,0 мм.

5.2 Расчет стабилизационной колонны

Произведем ориентировочный расчет стабилизационной колонны. Колонна предназначена для отгонки легколетучих примесей ( фр. 44-185⁰С) из гидрогенизата ( фр. 180-350⁰С). Колонна работает под давлением. Для процесса ректификации, протекающего при повышенном давлении применяются преимущественно клапанные тарелки. В куб колонны подается водяной пар в смеси с ВСГ для снижения парциального давления паров нефтепродуктов. Сверху колонна орошается бензином, поступающим из сепаратора 23.

Исходные данные для расчета:

F - производительность колонны по сырью, кг/ч

F=151218

Р- выход продукционного дистиллята, кг/ч

Р = 8600

Ф - расход флегмы, кг/ч

Ф = 7759

В - расход пара, подаваемого в куб колонны, кг/ч

В = 609

Рп - плотность паровой фазы, кг/м³

Рп = 6,82

Рж^н.у. - плотность жидкой фазы при нормальных условиях, кг/м³

Рж^н.у. = 850

n_y - число тарелок в укрепляющей части колонны

n_и - число тарелок в исчерпывающей части колонны

n_и = 20

m - масса клапана тарелки, кг

m = 0,04 кг

f - коэффициент сопротивления

f = 3

d - диаметр отверстия под клапаном

d = 0.04 м

f - ускорение свободного падения, м/с²

g = 9,81

q - предельно допустимая нагрузка переливных устройств по жидкости, м³/м.

q = 65

Найдем выход кубового остатка по формуле

W = F - P (4. 46 )

W = 151218-8600 = 142578 кг/ч

Найдем расход паров через верхнюю часть колонны

G = Р + Р + В (4. 47 )

G = 7758+8640+609 =17007 кг/ч = 4,72 кг/с

Найдем объемный расход паров по формуле

Vn = G/Pn (4.48 )

Vn = 4,72/6,82 = 0,7 м³/ с

Расчитаем рабочую скорость газа в укрепляющей части колонны для клапанных тарелок

(W/Fc)^1,85 =2*m*g / S₀*f* Pп (4.49)

где W - рабочая скорость газа, м/с

Fc - относительное саободное сечение тарелки

S₀ - площадь отверстия под клапаном, м²

Для клапанной тарелки примем Fс = 5,12

S₀ = р*d² (4. 50 )

S₀ = 3,14* (0,04)² = 0.005 м²

(W / Fc)^1,85 = 2*0,04* 9,81 / 0,005*3*6,82 = 0,018

W/Fc = ^1,85 0,018 = 0,11

W =0,56 м/с

Найдем диаметр укрепляющей части колонны по формуле

Dк.у = 4*Vп/р*W (4.51 )

Dк.у. = 4*0,7/3,14*0,56 =1,3м

Из стандартного ряда диаметров примем Dк.у. = 1400 мм.

Найдем диаметр исчерпывающей части колонны через предельно допустимую нагрузку переливных устройств по жидкости.

Плотность жидкости при t =250⁰С определим по графику для определения относительных плотностей жидких нефтепродуктов (см.рис.1 [15])

Рж = 695 кг/м³

Определим нагрузку исчерпывающей части колонны по жидкости

W = W / Рж (4.52 )

W = 142578 / 665 = 214

Найдем периметр слива клапанной двухпоточной тпрелки по формуле

П =W / q (4.53)

П = 206 / 65 =3,34

Зная периметр слива, по справочным данным определим, что диаметр исчерпывающей части колонны Dи.к. = 2600мм

Найдем высоту колонны, зная число тарелок и расстояние между ними.

Н = h_y*(n_y -1) + h_и*(n_и -1) + h_в + 2h_дн

Где h_y -расстояние между тарелками в укрепляющей части колонны, мм.

h_в -высота сепарационной зоны, мм.

h_н - высота кубовой части, мм

h_в = 1095 мм

h_н = 3500 мм

Н = 600*4+760*19+1095+3500+2*750 =23000мм.

Примем к проектированию колонну с переменным диаметром. Диаметр укрепляющей части Dк.у. =1400мм.Диаметр исчерпывающей части Dк.и. 2600мм. Высота колонны Н = 23000мм.

5.3 Расчет вспомогательного оборудования

5.3.1 Расчет аппарата воздушного охлаждения

Основное количество воды на нефтеперерабатывающих производствах расходуется на конденсацию и охлаждение технологических продуктов. Большая потребность в воде и необходимость стоков для значительных объемов канализируемых вод вынуждает располагать нефтеперерабатывающие заводы вблизи крупных водоемов. Один кубический метр сточных вод загрязняет несколько сотен кубических метров воды-сырья.

Огромных расходов воды, загрязнений водоемов, а также больших капитальных и эксплуатационных затрат на очистные сооружения, градирни, насосные и на электроэнергию, расходуемую на перекачку воды, можно избежать при переходе от водяного охлаждения к воздушному.

Пусть G_Н - расход нефтепродукта, кг/час

G_Н = 247470,3

В аппарат поступает нефтепродукт с начальной температурой t_H = 152⁰C

В процессе теплообмена температура снизилась до t_К =45⁰С

Зададимся начальной температурой воздуха t_В.Н. = 25⁰С и конечной t_В.К. = 60⁰С.

Коэффициент теплопередачи К = 23,3 Вт/м²*К

Определим тепло, отдаваемое газопродуктивной смесью по формуле

Q_Н = G_Н(I ^ж ₁₅₂ - I ^ж₄₅) (4.54 )

где G_Н - массовый расход охлаждаемого нефтепродукта, кг/ч,

I ^ж ₁₅₂ - энтальпия нефтепродукта при температуре входа в аппарат, кДж/кг,

I ^ж₄₅ -энтальпия нефтепродукта при температуре выхода из аппарата, кДж/кг,

Значения энтальпий берем из приложения 20[15]

Q_Н = 247470,3(296,96 - 79,40) = 53839638,47кДж/ч = 14955455,13 Вт.

Схема потоков противоточная

Температурная схема теплообмена выглядит следующим образом

?t_маx = 152-60 = 90⁰С ?t_мин = 45-25 =15⁰С

Вычислим среднелогарифмическую разность температур t_ср⁰С

t_ср = (?t_маx = ?t_мин)/ 2,3*?g (?t_маx / ?t_мин) (4.55)

t_ср =(90-15)/2,3*?g (90 / 15) = 41,9

Определим внешнюю поверхность теплообмена гладких труб по формуле:

F = Q_Н /К*t_СР (4. 56 )

F = 9539968,5 / 23,3*41,9 = 15318,97 м²

Исходя из практических данных примем, что полученной площади поверхности теплообмена соответствуют 2 аппарата воздушного охлаждения поверхностью теплообмена 7659,5 м²

Исходя из теплового баланса аппарата определим расход воздуха

G_Н*(I^ж₁₅₂-I^ж₄₅) = G_В( С_Р¹¹*t_ВК - С_Р¹*t_В.Н) (4.57 )

где G_В - расход воздуха, кг/ч; С_Р¹¹ - средняя теплоемкость средняя теплоемкость воздуха при его конечной температуре, кДж/(кг.К); С_Р¹ - средняя теплоемкость средняя теплоемкость воздуха при его начальной температуре, кДж/(кг.К)

G_В = Q_Н / ( С_Р¹¹*t_ВК - С_Р¹*t_В.Н) (4.58 )

Значения средних теплоемкостей воздуха возьмем из приложений

G_В = 53839638,47 / 1,009(60-25) = 1524554,4 кг/ч

Определим плотность воздуха при его начальной температуре 25⁰С и барометрическом давлении (101.325 кПа) по формуле:

p_В = p_В⁰* 273/t_ВН + 273 (4. 59 )

p_В - плотность воздуха, кг/м³

p_В⁰ - плотность воздуха при н.у., кг/м³

p_В 1,29*273/298 = 1,18

Тогда объемный расход воздуха в 1с. составит

V_В = G_{В /} 3600* p_В (4.60 )

V_В = 1524554,4 / 3600*1,18 = 358,88 м³/с.

На каждый из двух аппаратов расходуется 179,4 м³/с воздуха.

Из справочных данных [17] устанавливаем, что полученным данным наиболее соответствует АВГ-Т - аппарат воздушного охлаждения трехконтурный.

Поверхность теплообмена по оребрению 780

Длина труб ?, мм 8000

Коэффициент оребрения труб 20

Число рядов труб в секции 6

Число ходов по трубам в секции 6

Число секций в аппарате 3

Диаметр вентилятора и их приводов 4

Один вентилятор прокачивает 44.85 м³/с воздуха

Мощность привода, кВт 22

Теплообменная аппаратура на нефтеперерабатывающих производствах составляет примерно 30-40 % всего оборудования. Гидрогенизат, выходящий из реактора гидроочистки имеет довольно высокую температуру, поэтому использование его тепла целесообразно с точки зрения экономии топлива на нагрев сырья и экономии воды на охлаждения газопродуктовой смеси.

Гидрогенизат выходит из реактора с температурой t₁ = 400⁰С и охлаждается до t₂ = 150⁰С.

Сырье поступает с t₃ = 60⁰С и нагревается до t₄ = 300⁰С.

Исходя из теплового баланса определим тепловую нагрузку аппарата:

Q = G₁( I_t1-I_t2 )h = G₂( I_t3-I_t4 )

Где Q - тепловая нагрузка аппарата , кДж\ч

G₁ - массовый расход горячего теплоносителя,кг/ч

G₂ - массовый расход холодного теплоносителя,кг/ч

I_t1 - энтальпия горячего теплоносителя при температуре входа в аппарат, кДж/кг

I_t2 - энтальпия горячего теплоносителя при температуре выхода из аппарата, кДж/кг

h - КПД теплообменника, практически он равен 0,95-0,97

I_t3 - энтальпия холодного теплоносителя при температуре входа в аппарат, кДж/кг

I_t4 энтальпия холодного теплоносителя при температуре выхода из аппарата, кДж/кг

Из приложения 20 [15] определим, что:

I_t1 = 515,2 кДж / кг I_t3 = 107,38 кДж / кг

I_t2 = 376,42 кДж / кг I_t1 = 291,45 кДж / кг

Q = 247470,3*(515,2 - 376,42)*0,95 = 9539968,5 вт

Температурная схема теплообменника выглядит так

400 150

300 60

тогда Т_СР (100+90) / 2 = 95⁰С

Определим поверхность теплообменника по формуле ( 4. 62 )

Коэффициент теплопередачи К = 81 Вт/м²*К

F = 9539968,5 / 81*95 = 1425,88 м²

Примем, что это четыре теплообменника F = 356,47 м².

Площадь теплообменника с коэффициентом запаса 20 % будет составлять 427.76 м²

Пользуясь таблицами в справочных данных устанавливаем, что полученным данным наиболее соответствует теплообменники со следующими параметрами.

Поверхность теплообменника 451 м²

Длина труб 9 м.

Диаметр 1000 мм.

Диаметр труб, мм 25*2 (должны быть изготовлены из высоколегированных сталей)

Число ходов 4

Площадь сечения одного хода по трубам 0,051 м²

Площадь самого узкого сечения в межтрубном пространстве 0,112

5.3.2 Расчет теплообменника газосырьевой смеси

Теплообменная аппаратура на нефтеперерабатывающих производствах составляет примерно 30-40 % всего оборудования. Гидрогенизат, выходящий из реактора гидроочистки имеет довольно высокую температуру, поэтому использование его тепла целесообразно с точки зрения экономии топлива на нагрев сырья и экономии воды на охлаждения газопродуктовой смеси.

Гидрогенизат выходит из реактора с температурой t₁ = 400⁰С и охлаждается до t₂ = 150⁰С.

Сырье поступает с t₃ = 60⁰С и нагревается до t₄ = 300⁰С.

Исходя из теплового баланса, определим тепловую нагрузку аппарата:

Q = G₁( I_t1-I_t2 )h = G₂( I_t3-I_t4 )

Где Q - тепловая нагрузка аппарата , кДж\ч

G₁ - массовый расход горячего теплоносителя,кг/ч

G₂ - массовый расход холодного теплоносителя,кг/ч

I_t1 - энтальпия горячего теплоносителя при температуре входа в аппарат, кДж/кг

I_t2 - энтальпия горячего теплоносителя при температуре выхода из аппарата, кДж/кг

h - КПД теплообменника, практически он равен 0,95-0,97

I_t3 - энтальпия холодного теплоносителя при температуре входа в аппарат, кДж/кг

I_t4 энтальпия холодного теплоносителя при температуре выхода из аппарата, кДж/кг

Из приложения 20 [15] определим, что:

I_t1 = 515,2 кДж / кг I_t3 = 107,38 кДж / кг

I_t2 = 376,42 кДж / кг I_t1 = 291,45 кДж / кг

Q = 247470,3*(515,2 - 376,42)*0,95 = 9539968,5 вт

Температурная схема теплообменника выглядит так

400 150

300 60

тогда Т_СР (100+90) / 2 = 95⁰С

Коэффициент теплопередачи К = 81 Вт/м²*К

F = 9539968,5 / 81*95 = 1425,88 м²

Примем, что это четыре теплообменника F = 356,47 м².

Площадь теплообменника с коэффициентом запаса 20 % будет составлять 427.76 м²

Пользуясь таблицами в справочных данных [17] устанавливаем, что полученным данным наиболее соответствует теплообменники со следующими параметрами.

Поверхность теплообменника 451 м²

Длина труб 9 м.

Диаметр 1000 мм.

Диаметр труб, мм 25*2 (должны быть изготовлены из высоколегированных сталей)

Число ходов 4

Площадь сечения одного хода по трубам 0,051 м²

Площадь самого узкого сечения в межтрубном пространстве 0,112

5.3.3 Расчет насоса

Перекачка жидких продуктов является одной из основных операций, осуществляемых в технологических процессах нефтеперерабатывающей промышленности. Центробежные насосы преимуществами которых являются непрерывность потока, небольшая занимаемая площадь и относительная простота конструкции, составляют основную часть насосного хозяйства НПЗ. Перекачиваемая жидкость не должна содержать более 0,2 % твердых взвешенных частиц размеров до 0,2 мм.

Привод насосов осуществляется, как правило, от взрыво-опасных электродвигателей исполнения В3Т4.

Работу любого насоса характеризуют напором и мощностью при заданном расходе жидкости.

Примем, что сырье подается параллельно двумя насосами.

Полезную мощность на валу насоса рассчитаем по формуле .

N=Q*p*g*H/h*1000, (4.63 )

где N - мощность на валу, потребляемая насосом, кВт.

Q - производительность насоса, м³/час.

G - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³

g - ускорение свободного падения, м/с.

h - КПД насоса , h= 0,85

Н - полный напор насоса, м

Полный напор насоса определим по формуле

Н = Н_р + (Р₂ - Р₁) / р*g + h_{OC +} h _H (4.64 )

где Р₁ - избыточное давление в расходном резервуаре, Па

Р₂ - избыточное давление в приемном резервуаре, Па

Н_Р - геометрическая высота подъема жидкости, м

h_ОС - потеря напора во всасывающей линии, м

h_H - потеря напора в нагнетательной линии, м

Примем, что Р₁ = 200 Па, Р₂ = 90000 Па, Н_Р =15м, h_ОС =1 м, h_Н = 7 м. Тогда:

Н = 15+(90000-200) / 850*9,81 + 1 + 7 =33,64

N = 142*850*9,81*33,64 / 0,85*1000 = 47,41 кВт.

Требуемая мощность электродвигателя, т.е. с запасом 20 % , составит 56,89 кВт.

Пользуясь таблицами в справочных данных [17] выберем центробежный насос марки:

НК 200/120-70

Нефтяной консольный

Напор 70 м.ст.ж.

Подача 200 м³ / час

Условное давление корпуса 40 кгс/см²

Масса, кг

насоса 305

агрегата без привода 1230

Завод-изготовитель ПО " Волгограднефтемаш "

ТУ 26-02-455-82.

6. ОХРАНА ТРУДА

6.1 Общие вопросы охраны труда

Охрана труда - это система законодательных актов и соответствующих им социально - экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимической промышленности основаны на использовании высоких температур, высоких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных агрегатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных условий труда работающих необходимо применение принципиально различных технических приёмом и способов защиты, создание новой техники и технологии, обеспечивающие оптимальные условия труда.

6.2 Организация работ по охране труда

Все работники предприятий химической и нефтехимической промышленности независимо от характера и степени опасности производства, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности при поступлении на работу и в дальнейшем периодически проходят различный инструктаж и обучение безопасным приёмам, и методам работы, без прохождения которых никто не может быть допущен к работе.

Виды инструктажа:

- вводный инструктаж - проводят работники службы безопасности, пожарной охраны и газоспасательной службы;

- первичный инструктаж - проводят на рабочем месте в том цехе, в который направлен новый работник;

- производственное обучение - проводят индивидуально с каждым работником под руководством опытного рабочего или инженерно - технического работника;

- внеплановый инструктаж - проводят при внесении изменений в технологический процесс;

- специальный инструктаж - проводят при направлении работника выполнение разовой или временной работы.

6.3 Основы техники безопасности

6.3.1 Воздействие электрического тока на человека

При электротравме могут быть вызваны ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, механические повреждения, резкое расстройство нервной системы, поражение дыхательного центра.

6.3.2 Меры безопасности при отборе проб

Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и температуры. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных местах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устройства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовитых газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлические пробоотборники.

6.3.3 Предельно допустимые концентрации

Отравление токсичными веществами, находящихся в газообразном или парообразном состоянии, или в виде пыли, возможно только при их концентрации в воздухе рабочей зоны, превышающие определённый предел.

По степени воздействия на организм вредные вещества подразделяются на четыре класса вредности:

1й - чрезвычайно опасные (ПДК менее 0,1 мг/м3);

2й - высоко опасные (ПДК 0,1 - 1,0 мг/м3);

3й - умеренно опасные (ПДК 1,1 - 10,0 мг/м3);

4й - малоопасные (ПДК более 10,0 мг/м3).

Сероводород в смеси с углеводородами относится к третьему классу опасности; аммиак, оксид углерода, бензин, керосин (в пересчёте на С,

ПДК 300) относится к четвёртому классу опасности.

Не смотря на то, что предельно допустимая концентрация керосина (бензина) в 60000 раз больше, чем для тетраэтилсвинца, то керосин малоопасен и можно беспечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях керосиновой, бензиновой фракций в воздухе в течении нескольких минут наступает смерть.

6.4 Меры безопасности на установке гидроочистки дизельного топлива

Процессы, входящие в состав установки гидроочистки дизельного топли-ва характеризуются:

- применением токсичных, пожароопасных, взрывоопасных нефте-продуктов, водородсодержащего газа;

- осуществлением реакции обессеривания, гидрирования при высоком

давлении до 4 МПа;

- применением в качестве реагента моноэтаноламина.

Все нефтеперерабатываемые, получаемые, применяемые, на установке нефтепродукты и реагенты по своим физико - химическим свойствам являются пожароопасными, взрывоопасными и вредными веществами.

Основными газоопасными местами являются:

- реакторный блок гидроочистки дизельной фракции;

- трубные печи;

- насосная реакторного блока;

- подземные и полуподземные латки, колодцы, приямки.

Особенностью секции гидроочистки керосина с точки зрения газовой опасности является комбинирование нескольких отдельных технологических процессов.

Протекание всех технологических процессов секции, а также подготовка некоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту сопряжены с выделением пожаро-, взрывоопасных и вредных веществ:

- сероводорода;

- углеводородных газов и паров нефтепродуктов;

- водородсодержащего газа.

По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции относится к категории А. В соответствии с нормами проектирования

СНИП - 2 - 92 - установки гидроочистки относится к группе производственного процесса IIIб.

Для обеспечения безопасности обсуживающего персонала предусмотрены индивидуальные средства защиты:

1) защита органов дыхания - применяют фильтрующие противогазы, шланговые противогазы ПШ - 1, ПШ - 2 и воздушные аппараты АСВ - 2, "Сеноба".

К фильтрующим промышленным противогазам подбирается коробка, которая может быть: белая - защищает от оксида углерода (СО), жёлтая (В) - от кислых газов, сероводорода, оксида азота, сернистого ангидрида, коричневая (А) - от паров бензина, керосина и других нефтепродуктов.

Шланговые противогазы изолируют органы дыхания только от воздуха находящегося в зоне рабочего места, автономные противогазы - полностью от окружающего воздуха.

1) защита органов зрения. Для защиты глаз от воздействия вредных и опасных производственных факторов применяют защитные очки.

2) Защита кожных покровов. Для защиты кожных покровов применяют спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления. Нахождение обслуживающего персонала на рабочем месте без спецодежды и спец обуви категорически запрещается.

6.5 Компенсация профессиональных вредностей

В химических и нефтехимических промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций профессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации - сокращённый рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприятных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию.

Для работников установлен сокращённый рабочий день продолжительностью шесть часов (что соответствует 36 - часовой рабочей неделе).

Другим видом компенсации профессиональных вредностей является дополнительный отпуск, предоставляемый сверх 12 - дневного отпуска на 6, 12, 18, 24, 30 и 36 рабочих дней.

Для компенсации профессиональных вредностей работникам выдают молоко или другие пищевые продукты, а также лечебно - профилактическое питание для предупреждения профессиональных заболеваний и укрепления их здоровья.

Большую роль в предотвращении вредных воздействий на организм играет правильное применение средств индивидуальной защиты, защищающих от загрязнений, высоких и низких температур и т. д.

7. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ OКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема охраны окружающей среды приобрела острый глобальный характер.

Научно-технический прогресс не всегда сочетается с рациональным использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды, ещё в значительных масштабах биосфера загрязняется вредными, токсичными веществами.

В этих условиях охрана здоровья населения, обеспечение оптимальных санитарных условий его жизни приобретают исключительно важное значение. Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится совершенствованию технологии производства, максимальному сокращению и утилизации отходов.

При гидроочистке дизельного топлива оборудуется цельный ряд отходов, которые загрязняют окружающую среду.

Например: сброс водяного конденсата после отпарки из К-304, который содержит сероводород и нефтепродукты.

В атмосферу сбрасываются такие газовые смеси, которые содержат ядовитые вещества. Например: газы регенерации через дымовую трубу сбрасываются в атмосферу, а содержат они в себе сернистый газ и другие ядовитые газы.

Факельные системы также являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют сдувки из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования или его остановки на ремонт и наладки технологического режима.

7.1 Общие сведения о предприятии

Особенность предприятия - большие единичные мощности комбинированных технологических установок с набором современных процессов. ПНХЗ расположен в северном пром.узле г. Павлодара, на правом берегу р. Иртыш. Рядом с заводом располагаются предприятия химической промышленности и энергетики, промбаза ремонтно-строительного участка, промышленно-пропарочная станция, нефтепричал, мазуто-раздаточная станция. Граница санитарно-защитной зоны (С33) 100 метров от отведенного земельного участка. На юго-западе рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Жилые массивы - на расстоянии 7,5 км от предприятия.

Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоновых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются предприятием в атмосферу. С установки С-300-1 выбрасываются H₂S, Н₂О и NH₃.

7.2 Защита атмосферного воздуха от загрязнения

Предприятия химической и нефтехимической промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. На установке гидроочистки дизельной фракции к основным вредным веществам, загрязняющим атмосферу, относятся: оксид углерода, сероводород, углероды и их производные, сероуглерод, соединения азота, дымовые газы от сжигания топлива в трубчатых печах, газы регенерации.

Различают организованные и неорганизованные источники загрязнения. Организованные выбросы, которые можно контролировать, поступают от предохранительных клапанов, из систем общей и местной вытяжной вентиляции и др. Неорганизованные выбросы возникают из-за неплотностей в аппаратуре, трубопроводах, отборе проб вручную.

Борьба с неорганизованными выбросами затруднена в связи с тем, что их источники рассредоточены на большой территории, поэтому применение

каких - либо очистных сооружений исключается.

Для защиты атмосферы от промышленных выбросов применяю различные способы. В соответствии с санитарными нормами промышленные предприятия, в частности Павлодарский Нефтеперерабатывающий завод, располагают по отношению к населённому пункту с подветренной стороны и отделяют санитарно - защитной зоной.

Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. Поэтому все организованные выбросы следует направлять выше зоны аэродинамической тени. При это приземные концентрации вредных веществ уменьшаются примерно в 6 раз. С увеличением высоты выброса степень рассеивания загрязняющих веществ возрастает и часто может быть доведена до предельно допустимой.

Выбросные трубы располагают на возвышенных местах, хорошо обдуваемых ветром. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и направления господствующих ветров, рельефа местности, температуры выброса и воздуха.

Отработанные газы сбрасывают на свечу. Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют "сдувки" и с предохранительных клапанов и с других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того, на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодический сброс)

В основы гигиенического критерия вредности сброса сточных вод положена степень ограничения водопользования, вызванная загрязнением, создающим опасность для здоровья населения или ухудшающим санитарные условия жизни. В качестве ПДК вредного вещества в воде водных объектов принимается максимальная концентрация, которая не оказывает прямого или опосредованного влияния на состояние здоровья настоящего и последующих поколений. Поэтому очень важное значение имеет место очистки сточных вод с предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.

Таблица 7.1. Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу

7.3 Способы утилизации вредных веществ

7.3.1 Регенерация МЭА

Насыщенный сероводородом МЭА (10-15%) с установки поступает на установку регенерации МЭА, где подается в сборник насыщенного раствора, а оттуда насосами через блок теплообменников подается наверх тарельчатой отгонной колонны (десорбера), где происходит процесс десорбции. Регенерированный раствор МЭА из нижней части десорбера через сборник регенерированного раствора и блок теплообменников возвращается на установку. Выделяющийся из раствора в десорбере сероводород, углеводороды и водяной пар с верха десорбера поступает на охлаждение и сепарацию. После сепарации флегма подается в десорбер на верхнюю тарелку в качестве орошения, а сероводородный газ направляется на блок производства серы.

7.3.2 Сброс в факельное хозяйство

Аварийный газовый узел вместе с факельными трубопроводами служит для сбора, кратковременного хранения и возврата газа и газового конденсата для дальнейшего использования или сжигания на факелах.

От предохранительных клапанов технологических установок и объектов общезаводского хозяйства газ по трем факельным коллекторам поступает на аварийный газовый узел.

ТС АГУ предусматривает сжигание сероводородного газа на факелах. Н₂S поступает с блока регенерации МЭА установки производства серы. Сбросы Н₂S на факела осуществляются в случаях сбоя технологического режима на установке произвоства серы.

Поступающий из коллекторов газ проходит отбойники, где отделяется газовый конденсат. Сбросный газ через аккумуляторы газа поступает на прием компрессоров или через гидравлик на факел. Собирающийся конденсат откачивается на КТ-1 для дальнейшей переработки.

Уменьшение сброса газов на факел улучшает экологическое состояние окружающей среды. Возврат газового конденсата на переработку позволяет сократить потери и получить дополнительное количество невтепродуктов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Объектом проектирования настоящего дипломного проекта является блок гидроочистки дизельной фракций. В ходе дипломного проектирования были выполнены материальный и тепловой балансы, конструктивный и механический расчёты, подобрано вспомогательное оборудование, выполнен экономический расчёт.

В результате детального изучения технологического процесса было найдено технологическое решение по его совершенствованию, а именно, было предложено использование бензиновой добавки. Также был изменен химический состав сырья, что позволяет повысить степень очистки сырья и снижение коксообразования. В результате этого имеется возможность вводить в гидрогенизат 10 % не гидроочищенного дизельного топлива с содержанием серы 1,6 % (масс), приводя к общему содержанию серы 0,2 % (масс).

Предлагаемое решение даёт следующие технологические эффекты: во-первых, увеличивается выход гидроочищенной дизельной фракции, во-вторых, снижается содержание общей и меркоптановой серы. С точки зрения требований охраны окружающей среды керосиновая фракция удовлетворяет требованиям как отечественных, так и иностранных фирм и, по затратам на производство, вполне конкурентоспособна на внутреннем и внешнем рынках.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Танатаров М.А. и др. Проектирование установок первичной переработки нефти. М.: Химия, 1976 - 200с.

2.Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии. М. : Химия, 1991 - 496с.

3.Нефедов Б.К. Катализаторы процессов углубленной переработки нефти. М. : Химия, 1992 - 272с.

4.Итинская Н.И., Кузнецов Н. Справочник по топливу, маслам и техническим жидкостям. М.: Колос, 1982 - 208с.

5.Кузьмин С.Т. Промышленные приборы и средства автоматизации в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М. :Химия, 1987 - 272с.

6.Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Л. : Химия, 1987 - 576

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

8.Лебедев Н.Н. Химия и технология основного органического и нефтехимического синтеза. М. : Химия, 1971 -840с.

9.Романков М.И., Курочкина. Примеры и задачи по курсу : процессы и аппараты химической промышленности. Л. : Химия, 1984 - 232с.

10.Танатаров М.А. Переработка нефти и газа. М. : Химия 1971 - 840с.

11.А.С. № 2911209. СССР. Способ гидроочистки дизельного топлива // Лебедев Б.Л. и др. 1982.

12.Патент РФ № 2813815. Способ гидроочистки дизельного топлива // Насиров Р.К. и др. 1994

13.Патент РФ № 2905102. Способ гидроочистки дизельного топлива // Капустин Р.К. и др. 1993.

14.Эрих В.Н.,Расина М.Г. Химия и технология нефти и газа. Л. : Химия, 1977 - 424с.

15.Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. М. : 1980 - 256с.

16.Регламент цеха № 1 секции 300-1 гидроочистки дизельного топлива.

17.Журнал. Химия и технология топлив и масел № 2. 1996, №3. 2000, № 5. 2000.

Размещено на Allbest.ru