Технологические решения, а также эффективность работы установки гидроочистки с получением дизельного топлива.

Технологические решения для проекта установки гидроочистки дизельного топлива производительностью 1,9 млн тонн в год
РЕФЕРАТКурсовой проект 40 с., 8 рисунков, 6 таблиц, 8 исп. Источников.
ГИДРООЧИСТКА, ДИЗЕЛЬНОЕ ТОЛИВО, УСТАНОВКИ ПО ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ, РЕАКТОР ГИДРООЧИСТКИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА, АЛЮМОКОБАЛЬТМОЛИБДЕНОВЫЕ КАТАЛИЗАТОРЫ.
Цель работы – выявить технологические решения, а также эффективность работы установки гидроочистки с получением дизельного топлива.
В курсовом проекте рассматривается процесс гидроочистки Советской нефти БVIII. В качестве исходных данных взята производительность установки 1,9 млн тонн в год и физико-химические свойства нефти Валанжин.
В ходе работы были подробно рассмотрены теоретические основы процесса гидроочистки, выбрана, разработана и описана установка гидроочистки, которая позволит получать в качестве основного продукта − дизельное топливо.
В соответствии с материальным балансом рассчитан реактор гидроочистки, а именно произведен расчет основных размеров реактора. По полученным данным был выбран тип реактора.
ABSTRACTCourse project 40 p., 8 figures, 6 tables, 8 isp. Sources.
HYDRAULIC TREATMENT, DIESEL FUEL, OIL RECYCLING PLANTS, HYDRAULIC TREATMENT REACTOR, TECHNOLOGICAL SCHEME, ALUMINO-BALT-MOLYBDENUM CATALYSTS.
The purpose of the work is to assess the identification of technological solutions, as well as the efficiency of the hydrotreating unit with the receipt of diesel fuel.
The course project examines the process of hydrotreating Soviet oil BVIII. As the initial data, the capacity of the unit was taken as 1.9 million tons per year and the physicochemical properties of Valanginian oil.
In the course of the work, the theoretical foundations of the hydrotreating process were considered in detail, a hydrotreating unit was selected, developed and described, which will allow obtaining diesel fuel as the main product.
In accordance with the material balance, the hydro-purification reactor was calculated, namely, the basic dimensions of the reactor were calculated. Based on the data obtained, the type of reactor was selected.
СОДЕРЖАНИЕ
TOC \o "1-3" \h \z \u РЕФЕРАТ PAGEREF _Toc82079433 \h 2ВВЕДЕНИЕ PAGEREF _Toc82079435 \h 61 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГИДРООЧИСТКИ PAGEREF _Toc82079436 \h 7 1.1 Химизм процесса гидроочистки PAGEREF _Toc82079437 \h 9 1.2 Катализаторы процесса PAGEREF _Toc82079438 \h 10 1.3 Оперативные параметра ГО PAGEREF _Toc82079439 \h 12 1.3.1 ВСГ PAGEREF _Toc82079440 \h 12 1.3.2 Температура PAGEREF _Toc82079441 \h 12 1.3.3 Давление PAGEREF _Toc82079442 \h 13 1.3.4 Кратность циркуляции PAGEREF _Toc82079443 \h 13 1.4 Установки по переработки нефти PAGEREF _Toc82079444 \h 14 1.4.1 Масляный вариант переработки PAGEREF _Toc82079445 \h 15 1.4.2 Топливный вариант переработки PAGEREF _Toc82079446 \h 162 ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ ГИДРООЧИСТКИ С ПОЛУЧЕНИЕМ ДТ PAGEREF _Toc82079447 \h 17 2.1 Разработка технологической схемы и выбор процесса PAGEREF _Toc82079448 \h 17 2.2 Описание установки PAGEREF _Toc82079449 \h 17 2.3 Сырье и продукты процесса PAGEREF _Toc82079450 \h 203 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ PAGEREF _Toc82079451 \h 21 3.1 Исходные данные PAGEREF _Toc82079452 \h 21 3.2 Материальный баланс по топливному варианту с глубокой переработкой нефти PAGEREF _Toc82079453 \h 23 3.3 Сводный материальный баланс при работе по топливному варианту с глубокой переработкой нефти PAGEREF _Toc82079454 \h 28 3.4 Расчет реактора PAGEREF _Toc82079455 \h 29 3.4.1 Исходные данные PAGEREF _Toc82079456 \h 29 3.4.2 Материальный баланс реактора, расчет по кинетике PAGEREF _Toc82079457 \h 30 3.4.3 Материальный расчет реактора по статики PAGEREF _Toc82079458 \h 31 3.5 Расчет объема катализатора в реакторе PAGEREF _Toc82079459 \h 33 3.6 Расчет габаритных размеров реактора PAGEREF _Toc82079460 \h 35ЗАКЛЮЧЕНИЕ PAGEREF _Toc82079461 \h 37СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ PAGEREF _Toc82079462 \h 38Приложение А PAGEREF _Toc82079463 \h 39Приложение Б PAGEREF _Toc82079464 \h 40
ВВЕДЕНИЕДанная курсовая работа посвящена технологии получения дизельного топлива на установке гидроочистки.
Объектом исследования являются технологии гидроочистки.
Предметом исследования является установка получения дизельного топлива по технологии гидроочистки.
Актуальность работы заключается в том, что гидроочистка улучшает качество и повышает стабильность нефтепродуктов путем удаления сернистых, азотистых, кислородных, металлоорганических соединений, а также насыщения непредельных и ароматических углеводородов.
В настоящее время процессы гидроочистки в нефтеперерабатывающей промышленности применяются во все возрастающем объеме. Широкое развитие связано с повышением требований к качеству вырабатываемых нефтепродуктов, таким как дизельное топливо.
Сегодня дизельное топливо применяется по всему миру: в сельском хозяйстве, в промышленности, в морских перевозках, в транспорте и других отраслях. Двигатели, работающие на дизтопливе, пользуются большим спросом у автовладельцев, за счет их экономичности, практичности, меньшего расхода топлива. Требуется все большее и большее количество качественного дизельного топлива. Происходит широкое вовлечение в переработку дизельных фракций нефти. А это, в свою очередь, невозможно, без дальнейшего совершенствования процесса гидроочистки.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
раскрыть современные технологии гидроочистки;
описать установку гидроочистки с получением дизельного топлива;
произвести расчет реактора гидроочистки;
выполнить расчет материального баланса реактора.
1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГИДРООЧИСТКИВ современной нефтеперерабатывающей индустрии все большую роль начали приобретать различные гидрогенизационные процессы, в частности усиленно развивающийся гидрокрекинг, родоначальником которого был В.Н. Ипатьев. В своих трудах он пишет: «Тот поворот, в технологии топлива, который ожидается от применения крекинга в присутствии водорода, следует отнести к его гибкости, к наиболее полному и рациональному использованию нефтяных продуктов» 1, с. 5.
Широкое развитие их обусловлено в основном повышением требований к качеству продуктов и значительном объемом сернистых и высокосернистых нефтей, поступающих на переработку. Гидрогенизационные процессы имеют несколько разновидностей: деструктивная гидрогенизация, гидрокрекинг, недеструктивная гидрогенизация, гидроочистка 2.
Гидроочистка – каталитический процесс переработки газоконденсатного сырья и топливных фракций под давлением водорода, предназначенный для гидрирования гетероатомных (S, N, O) органических соединений, а также ненасыщенных и частично конденсированных ароматических углеводородов.
В процессе гидроочистки происходит гидрирование гетероатомных соединений в результате разрушения связей С–S, C–N и С–О и насыщения образующихся свободных связей водородом. При этом гетероатомы образуют молекулярные соединения в виде H2S, NH3 и H2O. Олефины, диены и частично ароматические (моноциклические и полициклические) углеводороды переходят в насыщенные углеводороды 3.
В промышленности гидроочистке подвергают следующие топливные фракции:
бензиновые фракции с целью подготовки сырья для каталитического риформинга;
керосиновые фракции с целью получения малосернистого реактивного топлива, осветительного керосина и растворителей, содержание серы в которых не должно превышать 0,05-0,1 %;
дизельные топлива с целью очистки сырья от сернистых соединений;
вакуумные дистилляты и нефтяные остатки с целью снижения содержания в сырье сероорганических, азоторганических и металлоорганических соединений, смол, асфальтенов и других высокомолекулярных соединений;
парафины и масла с целью улучшения их товарных и эксплуатационных свойств.Среди процессов топливных фракций гидроочистки наибольший интерес представляет процесс, направленный на получение дизельной фракции благодаря высокому качеству продуктов и высокому спросу на них. Сегодня дизельное топливо играет важную роль не только в укреплении мировой экономики, но и уровня жизни. В России вырабатывается около 47 млн т/год дизельного топлива, в странах Западной Европы 180 млн т/год.
По совершенствованию качества дизельных топлив большие усилия прилагают европейские страны. В них принята концепция ужесточения требований к этому виду топлива, особенно по содержанию в нем сернистых соединений, которые сгорают в дизтопливе до диоксида серы и частично до триоксида, что вызывает коррозию металлов, кислотные дожди.
Применение ГО позволит снизить содержание серы в топливе. Данный процесс способствует удалению полициклоароматических аренов, которые влияют на работу двигателя внутреннего сгорания, изменяя приемистость и дымность, и соединений азота, которые являются каталитическими нейтрализаторами. Производство дизельного топлива в соответствии с требованиями европейских экологических стандартов на НПЗ РФ возможно только после модернизации действующих установок гидроочистки 4.
Поэтому глобальной задачей стоит разработка инновационных способов получения малосернистого топлива, либо усовершенствование действующих установок гидроочистки 4.
1.1 Химизм процесса гидроочисткиВ отличие от других гидрогенизационных процессов гидроочистку осуществляют в сравнительно мягких условиях (проводится под давлением до 5 Мпа). Основные реакции протекающие при ГО следующие:
Гидрогенолиз сернистых соединений (меркаптанов, сульфидов, тиофенов) (рисунок 1):

Рисунок 1 – Гидрогенолиз сернистых соединений
Гидрогенолиз азотистых соединений, таких как анилин и пиридин (рисунок 2):

Рисунок 2 – Гидрогенолиз азотистых соединений
Удаление кислородсодержащих компонентов по формуле (1):
R-C00H+3H2=R-CH3+2H2O. (1)Гидрирование олефиновых углеводородов:
СnH2n+H2=СnH2n+2. (2)Гидрирование ароматических углеводородов (рисунок 3):

Рисунок 3 – Гидрирование ароматических УВ
Гидрокрекинг, согласно формуле (3):
С10H22+H2=2С5H12. (3)1.2 Катализаторы процессаИмеется больше 200 различных вариантов катализаторов для данного процесса, и такой внушительный ассортимент объясняется многообразием его назначения. Выбор катализатора зависит от многих факторов, таких как свойства и виды сырья, ассортимент целевых продуктов, размер и тип установки, а также различных экономических соображений [7].
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 [2].
Катализаторы должны включать включают три компонента: кислотного, дегидро-гидрирующего и связующего 7.
Роль связующего компонента, обеспечивающего механическую прочность и пористую структуру, выполняют оксиды кремния, циркония, титана, магния или кислотный компонент катализатора (оксид алюминия, алюмосиликаты) 7.В качестве кислотного компонента, выполняющую крекирующую функцию, для повышения расщепляющей активности преимущественно используют твердые кислоты, входящие в состав катализатора крекинга: цеолиты, алюмосиликаты и оксид алюминия. Они содержат в своем составе в качестве гидрирующих металлов никель, кобальт и молибден 7.
Металлы VIII характеризуются значительно высокой гидрирующей способностью. Однако, поскольку эти катализаторы весьма чувствительны к действию контактных ядов (они быстро дезактивируются в присутствии сернистых, кислородных и азотистых соединений). В промышленности их применяют для гидрирования специально подготовленного сырья - бессернистых бензола, фенола 1.
Так, Катализаторы ГО включают следующие компоненты:
металлы VIII группы: Ni, Co, Pt, Pd, иногда Fe;
окислы или сульфиды VI группы: Mo, W, иногда Сг;
термостойкие носители с развитой удельной поверхностью и высокой механической прочностью, инертные или обладающие кислотными свойствами.
Для проведения процесса ГО предпочтения отдают следующим катализаторам:
алюмокобальтмолнбденовые (АКМ);
алюмоникельмолибденовые (АНМ);
смешанные алюмоникелько-бальтмолибденовые (АНКМ);
а также алюмоникельмолибденсиликатные (АНМС) катализаторы.
АКМ (рисунок 4) катализатор высокоактивен в реакциях гидрогенолиза сернистых соединений и обладает достаточно высокой термостойкостью. Он достаточно активен в реакциях гидрирования непредельных углеводородов, азотистых и кислородсодержащих соединений сырья и применим для гидроочистки всех топливных фракций нефти 2.

Рисунок 4 – АКМ катализатор
1.3 Оперативные параметра ГОТемпература, объемная скорость сырья и давление оказывают влияние на скорость и глубину гидрогенолиза гетеропримесей в газофазных процессах гидроочистки дизельных фракций в полном соответствии с химической кинетикой. Применительно к дизельным топливам глубина обессеривания 90-93 % достигается при объемной скорости 4 ч–1, давлении 4 МПа и температуре 350-380 °С. При температуре свыше 420 °С из-за более высокого ускорения реакций возрастает выход газов и легких углеводородов, увеличиваются коксообразование и расход водорода 2.
1.3.1 ВСГПри повышении общего давления процесса растет парциальное давление водорода. На этот параметр влияет и кратность циркуляции ВСГ, и концентрация в нем водорода, составляющая в промышленных условиях от 60 до 90 % об 3.
1.3.2 ТемператураТермодинамический процесс гидроочистки низкотемпературный. Для быстрого протекания реакций на существующих промышленных катализаторах достаточна температура 330-380 0С.
Ниже температуры 330 0С обессеривание протекает недостаточно глубоко, и при объемной скорости 4-5 ч-1, соответствующей промышленным условиям, глубина обессеривания не превышает 55-58 %. При 420 0С ускоряются побочные реакции гидрокрекинга и быстрее дезактивируется катализатор. При объемной скорости свыше 2,5 ч-1 глубина обессеривания дизельной фракций при 350 0С практически не меняется, достигнув 90-93 % 3.
1.3.3 ДавлениеНаиболее часто при гидроочистке применяют давление 2,5-5 МПа. Гидроочистке подвергают дистилляты различного фракционного и химического состава, поэтому параметры режима и расход водорода весьма различны.
Более легкие дистилляты, например бензины, легче подвергаются гидроочистке в соответствии с характером содержащихся в них сернистых соединений (меркаптаны, сульфиды) и более низкомолекулярных непредельных.
С утяжелением сырья в нем появляются более стабильные сернистые соединения (например, тиофены) и труднее гидрируемые непредельные, если это сырье вторичного происхождения. В то же время при утяжелении сырья требования к содержанию серы в гидроочищенном продукте снижаются 5.
С повышением парциального давления водорода глубина обессеривания возрастает. Наиболее эффективно повышение давления до 1,1-2,2 МПа; при 2,2 МПа и объемной скорости 3 ч-1 достигается 90 % обессеривание 3.
1.3.4 Кратность циркуляцииВысокое парциальное давление водорода может быть обеспечено только при циркуляции ВСГ. Кратность циркуляции ВСГ составляет от 200 до 700 м3/м3 сырья. Необходимая кратность циркуляции определяется также концентрацией водорода в газе, составляющей в промышленных условиях от 60 до 90 % (об.). Чем выше концентрация водорода в газе, тем ниже может быть кратность циркуляции 2.
Так, гидроочистка протекает при 380-430 0С, 30-66 АТ, циркуляции ВСГ 200-700 м3/м3 сырья и объемной скорости 3-10 ч-1 с применением алюмокобальтмолибденового катализатора 2.
1.4 Установки по переработки нефтиУстановки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На современных российских НПЗ работают как новые модернизированные установки, так и установки старого типа.
При первичной перегонке нефти проводят ее атмосферную и вакуумную перегонку мазута. Эти процессы осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (АТ) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках 6.
Важнейшими вариантами переработки нефти являются:
топливными;
масляными;
топливно-масляными;
нефтехимический.
339280560579000На рисунке 5 представлена схема направлений переработки на нефтеперерабатывающих заводах.

Рисунок 5 Направления вакуумной переработки
Как видно из рисунка, вакуумная перегонка может осуществляться по топливному и масляному направлению, которые отличаются друг от друга числом боковых погонов вакуумной колонны и их качеством.
Основное назначение топливной схемы получение одной широкой фракции. При масляном варианте перегонки основная цель процесса – получения узких фракций 6.
1.4.1 Масляный вариант переработки
Основное назначение процесса вакуумной перегонки масляного профиля (ВТМ) получение узких масляных фракций заданной вязкости, являющихся базовой основой для получения товарных масел путем последующей многоступенчатой очистки от нежелательных компонентов (смолистых, асфальтеновых соединений, полициклических ароматических углеводородов, твердых парафинов) 7.
1045845157162500В промышленной практике применяют два типа установок вакуумной перегонки: одноколонную и двухколонную (рисунок 6). Одноколонные схемы превосходят двухколонные по капитальным и эксплуатационным затратам, но уступают по четкости погоноразделения: обычно налегание температур кипения между смежными дистиллятами достигает 70-130 °С [3].
I сырье; II, III и IV соответственно маловязкий, средневязкий и высоковязкий дистилляты; V гудрон; VI водяной пар; VII неконденсированные газы и водяной пар; VIII легкий вакуумный газойль
Рисунок 6 Схемы одноколонной (а) и двухколонной (б) перегонки мазута по масляному варианту
Переработка нефти по масляному варианту по схеме с двухкратным испарением в отличие от однократного испарения отличается тем, что применяются две вакуумные колонны, поэтому эта схема самая дорогая и энергоёмкая 5.
1.4.2 Топливный вариант переработки
Эти установки входят в состав НПЗ, работающих по топливному глубокому направлению (рисунок 7). Фракция должна быть светлой или слегка окрашенной, не содержать смолисто-асфальтовых веществ, иметь минимальное количество металлоорганических соединений, особенно никеля и ванадия, которые отравляют катализаторы.
1 – резервуар с нефтью; 2 – блок ЭЛОУ; 3 – отбензинивающая колонна; 4 – атмосферная колонна; 5 – колонна стабилизации; 6 – колонна вторичной перегонки бензина; 7 – вакуумная колонна; 8 – эжектор; 9 – печи; 10 – теплообменники; 11 – холодильники; 12 – насосы; 13 – сепараторы
I – сырая нефть; II – обессоленная нефть; III – отбензиненная нефть; IV, V – бензиновые фракции; VI – углеводородные газы; VII – сжиженный газ; VIII – фракция Н.К – 85 °С; IX – фракция 85–180 °С; Х – мазут; XI – газойлевая фракция; XII – легкий вакуумный газойль; ХIII – вакуумный газойль; XIV – гудрон; XV – керосин; XVI – дизельное топливо
Рисунок 7 – Установка гидроочистки по топливному варианту АВТ с глубокой переработкой нефти:
2 ОПИСАНИЕ УСТАНОВКИ ГИДРООЧИСТКИ С ПОЛУЧЕНИЕМ ДТ2.1 Разработка технологической схемы и выбор процесса
Установка гидроочистки с получение дизельного топлива по топливному варианту переработки нефти. Топливный вариант позволит получить высококачественное дизельное топливо, которое будет соответствовать качеству «Евро 5».
Массовая доля полициклических ароматических УВ в дизельном топливе К5 составит не более 8 %, что полностью удовлетворяет стандартам качества согласно ГОСТ 32511-2013 8. Этому показателю отводиться отдельное внимание и контроль качества, поскольку превышение нормируемого числа приведет к ухудшению экологических и технологических свойств топлива.
Процесс гидроочистки позволяет соответствовать экологическим требованиям (всего содержание серы) и предотвратить отравление катализаторов конверсии азотом. Содержание сернистых соединений согласно ГОСТ 32511-2013 8 для ДТ «Евро 5» не превысит 10 мг/кг.
В качестве катализатора используют алюмокобальтмолибденовые катализаторы. Они весьма стойкие, селективные и эффективные при проведении процесса гидроочистки.
2.2 Описание установкиВ установку гидроочистки дизельного топлива входят следующие блоки:
реакторный блок;
блок стабилизации гидрогенизата;
блок сепарации;
блок очистки циркулирующего ВСГ и газов реакции от сероводорода раствором моноэтаноламина (МЭА) и регенерации раствора.
Основной аппарат установки − реактор, от совершенства которого зависит качество выпускаемой продукции, в нем осуществляется процесс гидроочистки дизельной фракции.
Разработанная технологическая схема АВТ с глубокой переработкой нефти представлена на рисунке 8, а также в приложении А.

1,16,17 – насосы; 2,18,19 – трубчатые печи; 3 – реактор; 4,20,21,22,23,24 – теплообменники; 5 – водяной конденсатор-холодильник; 6 – отбензинивающая колонна; 7 – атмосферная колонна; 8,25,26,27 – аппараты воздушного охлаждения; 9,28,29,30 – сепаратор; 10 – редукционный клапан; 11 – блок очистки от сероводорода; 12 – компрессор; 13 – вакуумная колонна; 14 – колонна стабилизации; 15 – колонна вторичной перегонки бензина
Рисунок 8 – Установка гидроочистки по топливному варианту АВТ с глубокой переработкой нефти:
Из резервуара с нефтью нефть поступает на блок ЭЛОУ (на схеме не показана) для удаления солей и обезвоживания с помощью электродегидратора (электрообработки нефтяной эмульсии + осаждение деэмульгированной нефти).
Обезвоженная и обессоленная нефть подается насосом 1 в систему трубопроводов, где перемешивается в потоке со свежим ВСГ и циркуляционным газом, которые попадают в систему трубопроводов при помощи компрессора 12. Свежий водород на установку поступает с риформинга.
Полученная смесь, состоящая из нефти и газа, поступает в теплообменник 4. Далее газосырьевая смесь направляется в трубчатую печь 2 для нагрева, а затем сверху поступает в реактор 3 гидроочистки с температурой 350 ◦С.
Для протекания реакции применяют АКМ катализатор, между слоями катализатора подают циркуляционный газ для охлаждения катализатора. Подача катализатора осуществляется при помощи вакуума.
Продукты реакции из реактора 3 поступают в сначала в теплообменник 4, а затем в водяной конденсатор-холодильник 5 для охлаждения.
Далее смесь направляется в отбензинивающую колонну 6, сверху колонны отгоняются углеводородные газы, а гидрогенизат через насос 16 направляется в трубчатую печь 18 для нагрева.
В атмосферной колонне 7 газы отдува уходят сверху колонны, выделяются прямогонные фракции дизельного топлива и керосина.
Часть продуктов реакции проходит колонну стабилизации 14 и колонну вторичной перегонки бензина 15, при этом получают УВ газ, сжиженный газ, фракцию н.к. 85 ◦С и фракцию 85-180 ◦С.
Оставшаяся часть с атмосферной колонны 7 через трубчатую печь 19 направляется в вакуумную колонну 13 для отделения: газойлевой фракции, легкого вакуумного газойля и вакуумного газойля. Снизу колонны выводится прямогонная фракция гудрона.
Необходимо отметить, что на установке применяют систему «защелачивания». Такая очистка позволяет снизить содержание меркаптанов путем каталитического превращения в малоагрессивные дисульфиды с последующим полным удалением последних с установки.
Меркаптаны и сульфиды при гидроочистки превращаются в сероводород, который легко отделить в блоке очистки от сероводорода 11 при помощи раствора МЭА.
Оперативные параметры проведения процесса:
давление 5 Мпа;
температура на входе в реактор 350 0С;
циркуляции ВСГ 500 м3/м3;
объемная скорость подачи сырья 3 ч-1;
катализатор алюмокобальтмолибденовый.
2.3 Сырье и продукты процессаВ качестве сырья используется Советская БVIII валанжин. Залегает в Западной Сибири на глубине 1700-3200 м. Отличается значительным содержанием этана, пропана и газового конденсата.
Основной продукт − дизельное топливо. Современное дизельное топливо совсем не то, что производилось несколько лет назад. Ранее это был продукт ректификации нефти, прямогонный и достаточно стабильный продукт без серьезных общих проблем деградации. С переходом на высокие экологические классы ДТ превратилось в экологически чистый топливный продукт. Содержание серы в ДТ снизилось до 10 ppm.
В качестве побочных продуктов на установке получают: бензин (легкий, тяжелый), легкий газойль, сероводород, газ (пропан, изобутан, н-бутан, изопентан, н-пентан, газовый бензин), ВСГ, керосин и другие.
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ3.1 Исходные данныеРазгонка ИКС советской нефти БVIII валанжин в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций представлена в таблице 1.
Таблица 1 – Разгонка нефти БVIII в аппарате АРН-2
№
фракции Температура выкипания фракции при 760 мм.рт.ст., ◦С Выход на нефть, %
отдельных фракций суммарный
1 2 3 4
1 До 28 (газ до С4) 1,38 1,38
2 28-58 2,06 3,44
3 58-72 2,10 5,54
4 72-88 2,38 7,92
5 88-102 2,31 10,23
6 102-115 2,38 12,61
7 115-128 2,38 14,99
8 128-138 2,41 17,40
9 138-150 2,48 19,88
10 150-162 2,58 22,46
11 162-173 2,44 24,90
12 173-184 2,54 27,44
13 184-192 2,13 29,57
14 192-206 2,55 32,12
15 206-217 2,58 34,70
16 217-228 2,65 37,35
17 228-240 2,62 39,97
18 240-252 2,55 42,52
19 252-264 2,65 45,17
20 264-274 2,69 47,86
21 274-289 2,76 50,62
22 289-302 2,69 53,31
23 302-315 2,69 56,00
24 315-328 2,72 58,72
25 328-342 2,79 61,51
26 342-356 2,86 64,37
27 356-370 3,00 67,37
28 370-386 3,10 70,47
29 386-400 3,27 73,74
Таблица 2 – Потенциальное содержание фракций в нефти
Отгоняется до температуры ◦С Советская нефть БVIII валанжин28 1,4
60 4,0
62 4,2
70 5,0
80 6,5
85 7,5
90 8,0
95 9,0
100 10,0
105 10,9
110 11,8
120 13,7
122 14,0
130 15,7
140 17,7
145 18,8
150 20,0
200 31,0
210 33,2
220 35,5
230 37,7
240 40,0
250 42,2
260 44,4
270 46,8
280 49,0
290 51,0
300 53,0
310 55,0
320 57,0
330 59,2
340 61,2
350 63,2
360 65,5
370 67,5
380 69,5
390 71,5
400 73,0
410 75,0
420 77,0
430 79,0
440 80,7
450 82,4
460 84,4
470 86,0
480 87,0
500 -
3.2 Материальный баланс по топливному варианту с глубокой переработкой нефтиТаблица 3 − Материальный баланс по топливному варианту с глубокой переработкой нефти.
Процессы и продукты % на сырьё
установки % на нефть % на массу
1 2 3 4 5
1 Обессоливание нефти
Поступило: нефть сырая 101 101,00 5695,03
Всего: Получено: нефть обессоленная 100 100,00 5638,65
вода и соли 1 1,00 56,39
Всего: 2 Атмосферно-вакуумная перегонка
Поступило: нефть обессоленная 100 100,00 5638,65
Всего: Получено: газ и головка стабилизации 1,4 1,4 78,94
фракция н.к. -62 С 2,8 2,8 157,88
62-85 3,3 3,3 186,08
85-105 3,4 3,4 191,71
105-140 6,8 6,8 383,43
140-180 8,7 8,7 490,56
180-230 11,3 11,3 637,17
230-350 25,5 25,5 1437,85
350-500 23,8 23,8 1342,00
гудрон 12,3 12,3 693,55
потери 0,7 0,7 39,47
Всего: 100 5638,65
4 Каталитический риформинг
Поступило: фракция 85-105 18,03738216 3,40 191,71
фракция 105-140 36,07476431 6,80 383,43
фракция 140-180 23,07723894 4,35 245,28
тяжёлый бензин гидрокрекинга 7,741220012 1,46 82,28
бензины-отгоны гидроочистки 15,06939458 2,84 160,17
Всего: 100 18,85 1062,87
Получено: катализат83 15,65 882,18
водородсодержащий газ 5 0,94 53,14
(в том числе водород) 1,1 0,21 11,69
головка стабилизации 5 0,94 53,14
газ 6 1,13 63,77
потери 1 0,19 10,63
Всего: 100 18,85 1062,87
12 Гидрокрекинг
Поступило: фракция 350-500 100 11,40 642,81
водород с водородной установки 3 0,34 19,28
Всего: 103 11,74 662,09
Получено: бензин лёгкий 2,6 0,30 16,71
бензин тяжёлый 12,8 1,46 82,28
лёгкий газойль 66,9 7,63 430,04
фракция выше 350 С 7,9 0,90 50,78
сероводород 2,3 0,26 14,78
газ 5,2 0,59 33,43
головка стабилизации 4,3 0,49 27,64
потери 1 0,11 6,43
Всего: 103 11,74 662,09
5 Гидроочистка керосина
Поступило: фракция 140-180 53,59342916 4,35 245,28
фракция 180-230 46,40657084 3,77 212,39
водородсодержащий газ 1,2 0,10 5,49
(в том числе водород) 0,3 Всего: 101,2 8,21 463,16
Получено: гидроочищенный керосин 97,2 7,89 444,86
бензин-отгон 1,5 0,12 6,87
сероводород 0,1 0,01 0,46
газ 2 0,16 9,15
потери 0,4 0,03 1,83
Всего: 8,21 463,16
8 Гидроочистка дизельных фракций. ГидродепарафинизацияПоступило: фракция 180-230 21,19418942 7,53 424,78
фракция 230-350 71,74139338 25,50 1437,85
лёгкий газойль коксования 7,064417207 2,51 141,59
водородсодержащий газ 2 0,71 40,08
(в том числе водород) 0,5 Всего: 102 36,26 2044,30
Получено: газ 6,3 2,24 126,27
бензин-отгон 7,2 2,56 144,30
гидроочищенное диз. топливо 19,1 6,79 382,81
гидроочищенная фракция 240-350 68,5 24,35 1372,89
сероводород 0,32 0,11 6,41
потери 0,58 0,21 11,62
Всего: 102 36,26 2044,30
15 Коксование
Поступило: Гудрон (коксуемость 16%) 100 9,30 524,39
Всего: 100 9,30 524,39
Получено: газ и головка стабилизации 8,6 0,80 45,10
бензин 13 1,21 68,17
лёгкий газойль 27 2,51 141,59
тяжёлый газойль 24,4 2,27 127,95
кокс 24 2,23 125,85
потери 3 0,28 15,73
Всего: 100 9,30 524,39
13 Каталитический крекинг с блоком предварительной ГО сырья
Блок гидроочистки
Поступило: фракция 350-500 100 11,40 642,81
водород с водородной установки 1,5 0,17 9,64
Всего: 101,5 11,57 652,45
Получено: Гидроочищенный вакуумный
дистиллят 94,8 10,81 609,38
бензин-отгон 1,4 0,16 9,00
сероводород 2,3 0,26 14,78
газ 2 0,23 12,86
потери 1 0,11 6,43
Всего: 101,5 11,57 652,45
Блок каталитического крекинга Поступило: Гидроочищенный вакуум-дистиллят 100 10,81 609,38
Всего: 100 10,81 609,38
Получено: газ и головка стабилизации 17,3 1,87 105,42
бензин 43,2 4,67 263,25
лёгкий газойль (фракция 180-280) 12,6 1,36 76,78
фракция 280-420 (сырьё для тех С) 10 1,08 60,94
фракция выше 420 10,4 1,12 63,38
кокс выжигаемый и потери 6,5 0,70 39,61
Всего: 100 10,81 609,38
9 Газофракционирование предельных газов
Поступило: газ и головка ат.-вак. перегонки 49,42303723 1,40 78,94
головка каталит. риформинга 33,27183931 0,94 53,14
головка гидрокрекинга 17,30512346 0,49 27,64
Всего: 100 2,83 159,73
Получено: пропан 21,6 0,61 34,50
изобутан 16,1 0,46 25,72
н-бутан 33 0,93 52,71
изопентан 8,6 0,24 13,74
н-пентан 11 0,31 17,57
газовый бензин 1,8 0,05 2,88
газ 6,5 0,18 10,38
потери 1,4 0,04 2,24
Всего: 100 2,83 159,73
10 Изомеризация
Поступило: фракция н.к.-62 89,98598716 2,80 157,88
пентан с ГФУ 10,01401284 0,31 17,57
водородсодержащий газ 1,1 0,03 1,93
Всего: 101,1 3,15 177,38
Получено: изопентан 69,8 2,17 122,47
изогексан26,3 0,82 46,14
газ 4 0,12 7,02
потери 1 0,03 1,75
Всего: 101,1 3,15 177,38
11 Производство битумов
Поступило: гудрон 75 3,00 169,16
фракция 350-500 25 1,00 56,39
поверхностно-активные вещества 3 0,12 6,77
Всего: 103 4,12 232,31
Получено: битумы дорожные 72,7 2,91 163,97
битумы строительные 26,4 1,06 59,54
отгон 1,3 0,05 2,93
газы окисления 1,6 0,06 3,61
потери 1 0,04 2,26
Всего: 103 4,12 232,31
16 Газофракционирование непредельных газов
Поступило: газ и головка кат крекинга 70,03872265 1,87 105,42
газ и головка коксования 29,96127735 0,80 45,10
Всего: 100 2,67 150,52
Получено: Пропан-пропиленовая фракция 24 0,64 36,12
бутан-бутиленовая фракция 33 0,88 49,67
газовый бензин(C5 и выше) 6,5 0,17 9,78
газ 33,5 0,89 50,42
потери 3 0,08 4,52
Всего: 100 2,67 150,52
17 Алкилирование бутан-бутиленовой фракции изобутаном
Поступило: бутан-бутиленовая фракция 100 0,88 49,67
(в том числе изобутан) Получено: лёгкий алкилат77,1 0,68 38,30
тяжёлый алкилат3,1 0,03 1,54
пропан 1,9 0,02 0,94
бутан-пентаны 14,9 0,13 7,40
потери 3 0,03 1,49
Всего: 100 0,88 49,67
18 Производство серы
Поступило: сероводород 100 0,65 36,44
Всего: Получено: сера элементарная 97 0,63 35,35
потери 3 0,02 1,09
Всего: 100 0,65 36,44
19 Производство водорода
Поступило: сухой газ 32,7 0,91 51,42
хим. очищенная вода (на реакцию) 67,3 1,88 105,82
Всего: 100 2,79 157,24
Получено: водород технический, 96% 18,2 0,51 28,62
(в том числе водород 100 %) 17,5 0,49 27,52
двуокись углерода 77,8 2,17 122,33
потери 4 0,11 6,29
Всего: 100 2,79 157,24
3.3 Сводный материальный баланс при работе по топливному варианту с глубокой переработкой нефтиТаблица 4 − Сводный материальный баланс при работе по топливному варианту с глубокой переработкой нефти
Компоненты Топливный вариант, % на нефть Тыс. тонн
1 2 3
Поступило: Нефть обессоленная 100,00 5638,65
П.А.В. на производство битума 0,12 6,77
Вода на производство водорода 1,88 105,82
Всего: 102,00 5751,24
Получено: Автомобильный бензин, в том числе: 26,25 1479,93
катализат риформинга 15,65 882,18
алкилат лёгкий 0,68 38,30
бензин каталитического крекинга 4,67 263,25
изопентан 2,17 122,47
изогексан0,82 46,14
лёгкий бензин гидрокрекинга 0,30 16,71
газовые бензины 0,22 12,66
бензин коксования 1,21 68,17
бутан 0,53 30,04
Керосин гидроочищенный7,89 444,86
Дизельное топливо летнее, в том числе: 15,80 891,16
гидроочищенное дизельное топливо 6,79 382,81
лёгкий газойль гидрокрекинга 7,63 430,04
лёгкий газойль каталитического крекинга 1,36 76,78
тяжёлый алкилат0,03 1,54
Дизельное топливо зимнее, в том числе: 24,35 1372,89
гидроочищенная фракция 240-350 24,35 1372,89
Сжиженные газы, в том числе: 2,29 129,11
пропан 0,61 34,50
изобутан 0,24 13,74
н-бутан 0,40 22,67
пропан-пропиленовая фракция 0,64 36,12
пропан и бутан-пентаны алкилирования 0,15 8,34
изопентан 0,24 13,74
Кокс нефтяной 2,23 125,85
Битумы дорожные и строительные 3,96 223,52
Сырьё для производства тех С - фр 280-420 кат кр1,08 60,94
Котельное топливо, в том числе: 4,35 245,04
тяжёлый газойль коксования 2,27 127,95
фракция выше 420 каталитического крекинга 1,12 63,38
фракция выше 350 С гидрокрекинга 0,90 50,78
отгоны производства битумов 0,05 2,93
ловушечный нефтепродукт 3,61 203,38
Сера элементарная 0,63 35,35
Топливный газ 4,64 261,88
Двуокись углерода 2,17 122,33
Отходы (кокс выжигаемый, газы окисления) 0,77 43,22
Потери безвозвратные 1,98 111,78
Всего: 102,00 5751,24
3.4 Расчет реактора3.4.1 Исходные данныеИсходные данные для расчета реактора составляют:
давление Р = 5 МПа;
температура в реакторе 350 °С;
производительность установки 1 900 000 тонн в год (216895 кг/час);
сырье – советская нефть БVIII валанжин;
плотность сырья d20 = 0,900 г/см3;
объемная скорость подачи сырья = 3,0 м3/ (м3 ч);
циркуляция ВСГ = 500 м3/м2.
макрокинетические коэффициенты К1 = 1,3 и К2 = 2,0;
отношение количества вещества, вступившего в реакцию, к его исходному количеству Х = 60 %;
коэффициент торможения равный 0,868;
предэкспоненциальный множитель, 1015 м3/ (м3 ч);
энергия активации 1,17 104 кДж/(кмоль К);
массовые коэффициенты (v1, v2, v3) для расчета углеводородного газа, бензина и дизельного топлива, соответственно равные 0,25, 0,27 и 0,71;
3.4.2 Материальный баланс реактора, расчет по кинетикеВычислим материальный баланс выбранной установки гидроочистки, по кинетическим уравнениям реакции.
Дизельное топливо находят по формуле следующим образом:
ХДТ= 11- К1 1-ХК1-1-Х, (4)где Х - степень превращения сырья;
К1 и К2 макрокинетические коэффициенты.
ХДТ= 11-1,3 1-0,601,3-(1-0,60)= 32 % или 0,32 масс. долей.
Выход бензина рассчитывается согласно формуле (22):
ХБ= К11-К1К1-К21-ХК2-1-ХК1К11-К1-1-К2 1-Х-1-ХК2, (5)ХБ=1,31-1,31,3-2,01-0,602,0-1-0,601,31,31-1,3-1-2,01-0,60-1-0,602 = 15 % или 0, 15 масс. долей.
Найдем выход газа по формуле (23):
ХГ=Х-ХДТ-ХБ, (6)ХГ = 0,60 (0,32 + 0,15) = 13 % или 0,13 масс. долей.
Выход остатка будет определяться следующим образом:
ХОСТ =100-Х, (7)
где Х - степень конверсии сырья.
ХОСТ = 100 0,60 = 40 % или 0,40 масс. долей.
Полученные значения сведем в таблицу 5.
Таблица 5 - Материальный баланс реактора по расчету кинетики
Приход Расход
Наименование статей кг/час % Наименование
статей кг/час %
1. советская нефть БVIII валанжин216895,00 100,00 1. Газ 28196,00 13,00
2. Бензин 32534,00 15,00
3. Дизельное
топливо 69407,00 32,00
4. Остаток 86758,00 40,00
Итого 216895,00 100,00 Итого 216895,00 100,00
3.4.3 Материальный расчет реактора по статикиРассмотрим приближенную математическую модель статики процесса гидрокрекинга, представленной по формуле 8 и из которой находят массовую долю сырья в реакционной смеси:
Ln1ХС- (1-X)=K e-е/RT, (8)
где - коэффициент торможения;
- массовая доля сырья в реакционной смеси.
3,0 Ln1XC- (1-X)=K e-17,7 1048,31 (350+273),
3,0 Ln1XC- 0,868 (1-X)=1,42,
Ln1XC- 0,868 1-X=0,47.Отсюда найдем Хс - массовую долю сырья, равную 0,445 % масс. Зная Хс определим выход газа:
ХГ= 11-Хс, (9) где v1 - массовый коэффициент для расчета газа.
Хг = 0,25 (1 0,445) = 13 % или 0,13 масс. долей.
Выход бензина найдем аналогичным образом:
ХБ= 21-Хс, (10) где v2 - массовый коэффициент для расчета бензина
ХБ = 0,27 (1 0,445) = 15,0 % или 0,15 масс. долей.
Выход основного продукта ДТ:
ХДТ= 3 ХС, (11)
где v3 - массовый коэффициент для расчета дизельного топлива
XДТ = 0,71 0,445 = 32 % или 0,32 масс. долей.
Выход остатка рассчитывается:
ХОСТ=1-Хс 3, (12) Хост = (1 0,445) 0,71 = 40 % или 0,40 масс. долей.
Полученные результаты сведем в таблицу 6.
Таблица 6 - Материальный баланс реактора гидрокрекинга
Приход Расход
Наименование статей кг/час % Наименование
статей кг/час %
1. советская нефть БVIII валанжин216895,00 100,00 1. Газ 28196,00 13,00
2. Бензин 32534,00 15,00
3. Дизельное
топливо 69407,00 32,00
4. Остаток 86758,00 40,00
Итого 216895,00 100,00 Итого 216895,00 100,00
Таким образом, материальный баланс по статике и кинетике (таблица 5, таблица 6) совпадают, отсюда можно сделать вывод, что произведенные расчеты верны.
3.5 Расчет объема катализатора в реактореНайдем относительную плотность нефтепродукта при 15 °С:
d15=d20+5, (4)
где d20 - относительная плотность при 20 °С;
α - средняя температурная поправка, равная при плотности 0,900 г/см3 0,000633.
d15 = 0,900 + 5 0,000633 = 0,903 г/см3.
По формуле Крэга найдем молекулярную массу нефтепродукта:
М= 44,29 d151,03-d15 , (5)
М = 44,29 0,9031,03 - 0,903 = 314,91.
Критические параметры определим по эмпирическим формулам (6-9):
Ткр = 355,1 + 0,97 0,000492, (6) Ркр= К ТкрМ 105, (7) = 1,8 Т 395 d1515, (8) K = 5,53 + 0,855 t1-t260, (9) K = 5,53 + 0,855 t1-t260, (9)где для нафтеновых углеводородов К = 60;
нефтепродуктов прямой перегонки К = 6,4;
Т - температура реактора, равна 350 °С;
t1 и t2 - температуры отгона от кривой разгонок, равные 500 и 350 °С (см. таблицу 2);
d15 - относительная плотность;
М - молекулярная масса, равная 300.
а = (1,8 350 359) 0,903 = 245,
Ткр = 355,1 + 0,97 245 0,00049 2452 = 563,
К= 5,53 + 0,855 500-35060 = 7,67
Ркр = 7,67 563300 105 = 1,44 МПа.
Найдем значение приведенной температуры:
Тпр = ТТкр, (10)
где Ткр - критическая температура, К.
Тпр = 350+273563 = 1,11.
Аналогичный образом вычислим приведенное давление:
Рпр = РРкр, (11)
где Р - давление, равное 5 МПа, тогда:
Рпр = 51,44 = 3,47 МПа.
Так, вычислив давление и температуру приведенную (Рпр = 3,47 и Тпр = =1,11) определим объем катализатора в реакторе по формуле:
Vk.p= Vc, (12)
где Vc - объем сырья при 20 оС, м3/час;
- объемная скорость подачи сырья, м3/(м3 ч).
Объем сырья (Vc) при 20 оС определим по следующей формуле:
Vc=22,4 T273 0,101P GiMi, (13)
где Т - температура реактора;
К - поправочный коэффициент, равный 0,101;
Р - давление в системе, 5 МПа;
Gi - расход компонента, равный 216895 кг/час (см. таблицу 8 - Материальный баланс реактора);
Mi - молекулярная масса компонента.
Отсюда объем сырья согласно формуле (13) будет рассчитываться:
Vc = 22,4 350+273273 0,1015 216895300 = 747 м3/ч = 0,21 м3/c.
Определим объем циркулирующего газа (циркуляция ВСГ = 500 м3/м2), тогда:
Vц.г = 216895900 500 350+273273 3600 0,1015 = 1,54 м3/с.
Общий объем паров и газов:
Vсм3500= Vc3500+Vц.г.3500, (14) Vсм460= 0,21 + 1,54 = 1,75 м3/с.
Находим общий объем катализатора в реакторе:
Vк.р. = Gi , (15)
Vк.р. = 216895900 3,0 = 80 м3.
3.6 Расчет габаритных размеров реактораПодсчитываем сечение и диаметр реактора по уравнениям (16-17):
F=VcмU, (16)
F = 0,8330,2 = 4,0 м2.
Д= 4 F3,14, (17)
Д=4 4,03,14 = 2,25 м.
Принимаем диаметр реактора Д = 2,0 м. Выбираем политропический тип реактора с промежуточным охлаждением между слоями АКМ катализатора.
Общую высоту катализаторного слоя в реакторе найдем по формуле (18):
hk= Vk.pF, (18) hk= 804,0 = 20 м.
Высота цилиндрической части реактора будет рассчитываться следующим образом:
hц.= hk 43, (19)где 4/3 - разница между слоями, так высота цилиндрической части равна:
hц.= 20 43 = 27 м.
Общая высота реактора:
Н= hц. +Д, (20)Н = 27 + 2 = 29 м.
Таким образом, в результате расчетов были определены основные размеры реактора гидроочистки:
диаметр реактора Д = 2,0 м;
общая высота реактора Н = 29 м;
высота катализаторного слоя hк = 20 м;
высота цилиндрической части h = 27 м;
количество слоев катализатора n = 3 слоя.
ЗАКЛЮЧЕНИЕТаким образом, в ходе работы была разработана технологическая схема глубокой переработки нефти по топливному варианту. Выбрана и описана установка гидроочистки с получением дизельного топлива.
Мощностью 1 900 000 тонн в год, установка позволит получать высококачественное дизельного топливо «Евро 5».
Сырьем для данной установки является Советская нефть БVIII.
Основным элементом технологической схемы процесса является реактор, от совершенства которого зависит качество выпускаемой продукции. На основании выполненных расчетов были установлены основные размеры реактора гидроочистки:
диаметр реактора Д = 2,0 м;
общая высота реактора Н = 29 м;
высота катализаторного слоя hк = 20 м;
высота цилиндрической части h = 27 м;
количество слоев катализатора n = 3 слоя.
Выполнен материальный баланс реактора по статике и кинетике процесса. Приход и расход сырья составил 216895,00 кг/час.
На установке применяется гидроочистка раствором МЭА, также присутствует система «защелачивания».
На основании вышеизложенного был выбран тип реактора гидрокрекинга - политропический реактор с промежуточным охлаждением слоев катализатора с помощью циркуляционного газа, чертеж которого представлен в Приложении Б.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВОрочко Д. И., Сулимов А. Д., Осипов Л.И. Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке – М.:, «Химия», 1971. – С. 34 - 90.
Гуров, Ю. П., Гурова А.А. Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке: учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2018. – 73 с.
Потехин В. М. Химия и технология углеводородных газов и газового конденсата: Учебник. – 2е изд., испр. и доп. — СПб. – 568 с.
Баклашкина К.А. Гидроочистка дизельной фракции с предварительным окислительным обессерива-нием. - Томск, Изд-во ТПУ, 2018. – 122 c.
Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп.. – Спб.: Недра, 2013. – 541 с.
Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа. Форум, Москва, 2007 г., 400 с.
Ахметов С.А., Баязитов М.И., Кузеев И.Р., Сериков Т.П. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа. СПб., Недра. 2006, 868 с.
ГОСТ 32511-2013 (EN 590:2009) Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия (с Поправкой, с Изменением N 1).
Приложение А
Приложение Б