автореферат диссертации по истории, специальность ВАК РФ 07.00.10
диссертация на тему: Этапы проектирования, становления и совершенствования установок и гидроочистки дизельных фракций

Оглавление научной работы автор диссертации — кандидата технических наук Добровинский, Александр Леонидович

ВВЕДЕНИЕ

Стр. 4

ЗАРОЖДЕНИЕ, ЭТАПЫ ВНЕДРЕНИЯ И ПРОЕКТИРОВАНИЯ УСТАНОВОК ГИДРООЧИСТКИ.

АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ 11 РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ УСТАНОВОК ГИДРООЧИСТКИДИЗЕЛЬНЫХ топлив

1.2. !.3.

14. 1.4. 1.4.

14. 1.4. 1.4. 14.

1.4. 2.4.

1.4. 1.4. 1.4.

Технологические схемы, оборудование н параметры процесса 24

Сырье п продукция установок 28

Первая отечественная опытно-промышленная установка

Промышленные установки 35

1. Установка JJ-24-5 35

1.1. Установка на Ордена Ленина Уфимском НПЗ 36

1.2. Установка на Уфимском НПЗ им. XXII съезда КПСС ныне ОАО «Уфанефтехим») 49

2. Установка Л-24-6 54

2.1. Опыт реконструкции установки Л-24-6 Рязанского НПЗ 55

2.2. Опыт реконструкции установки Л-24-6 на Омском НПЗ 68

3. Установка JI-24-7, ЛЧ-24-7 и ЛГ-24

3.1. Установка Л-24-7 70

3.2. Опыт пуска и работы установки Л-24-7 Ново-Горьковского НПЗ ныне ОАО «НОРСИ») 72

3.3. Установки ЛЧ-24-7 и ЛГ-24-7 78

4. Крупнотоннажные установка производительностью 2,0 млн. т год 87

4.1. Секция 300-1 «Гидроочистка дизельного топлива» комбинированной установки ЛК-бу 88

4.2. Установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000, ЛЧ-24-2000и ЛЧ-24-2000-86 96

4.3. Параметры технологического процесса и удельные технико-экономические показатели крупнотоннажных установок 103

4.4. Анализ работы основного технологического оборудования 107 РЕКОНСТРУКЦИЯ СУЩЕСТВУЮЩИХ УСТАНОВОК И НОВЫЕ УСТАНОВКИ, ЗАПРОЕКТИРОВАННЫЕ ЗАО «ПМП»

ИНЖИНИРИНГ НЕФТЕХИМИИ И НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ 120

1.1. Основные технические решения при реконструкции существующих установок 120

1.2. Проектирование и освоение установки П-24на ООО «ЛУКОИЛ-Волгограднефтепереработка» 125-132 ».3. Перевод установки гидроочисткн дизельного топлива Л-24/8с

ОАО «Сьпранскпн НПЗ» на процесс легкого гидрокрекинга 132-140 \А. Проектирование установки ГДС-850 на

ОАО «ЛУКОИЛ-Ухтанефтепереработка» 140

L ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА ЭКОЛОГИЧЕСКИ ЧИСТОГО ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА НА КАТАЛИЗАТОРАХ ВНИИНП НА НПЗ

БЫВШЕГО СССР 150

ВЫВОДЫ 155

Введение диссертации2003 год, автореферат по истории, Добровинский, Александр Леонидович

Многочисленные исследования и расчеты, проведенные сторонниками шектротранспорта и альтернативных топлив, показывают, что в ближайшие два -Тзи десятилетия невозможно будет отказаться от транспорта, работающего на юфтяном топливе.

Производство дизельных топлив (ДТ), наряду с производством штомобильных бензинов, является важной составной частью 1ефтеперерабатывающей отрасли [1].

В западной Европе удельный вес дизельного топлива в общем потреблении гоплив составляет около 35% [2,3].

Начиная с 90-х годов, потребность в ДТ растет быстрыми темпами, и по зрогнозам в России уже к 2005 г. объем производства дистиллятных топлив, )сновную часть которых составляют дизельные топлива, увеличится и составит жоло 30% от перерабатываемой нефти [4].

Объем производства дизельного топлива в 2000 г. в Западной Европе юставил 132 млн.т., в США 168 млн.т. Объем производства ДТ в России лредставлен в табл. 1 [5,6].

Таблица 1

Показатели Год

1994 1995 1996 1997 1998 2000

Объем производства, млн.т. 46,4 44,4 43,6 45,05 41,8 49,2

Доля малосернистого (до 0,2% мае.) ДТ, % 66 76,1 - - - до 90

В 2002 году российскими НПЗ произведено дизельного топлива в объеме 51121,9 тыс. тонн, в том числе с разбивкой по содержанию серы:

- до 0,05% мае. - 4278 тыс. тонн

- 0,1% мае. - 1591, тыс. тонн

- 0,2% мае. - 41242,7 тыс. тонн

- 0,5% мае. и выше - 4010,1 тыс. тонн

В 2000 г. объем потребления ДТ в России составил 9,6 млн. т. Исходя из тланируемых объемов производства, изменения и роста парка автомобильной ехники, объем потребности в дизельных топливах (ориентировочно) в 2005 г. доставит 10,0 млн. т., а в 2010 г. 10,4 млн. т. [7].

Рост объемов производства и потребления ДТ связан с быстрыми темпами увеличения парка автомашин с дизельными двигателями, которые является одним тз главных источников загрязнения окружающей среды оксидами серы и азота, а гакже углеводородами, в том числе токсичными - ароматическими.

В Российской федерации с продуктами сгорания дизельных топлив ежегодно выбрасывается до 500 тыс. т. сернистого ангидрида, около 1,5 млн. т. углеводородов и 1-1,5 млн. т. твердых частиц, основная масса которых лриходится на сажу [8,9].

Свойства дизельных топлив зависят от фракционного и химического состава, содержания сернистых и ароматических соединений. Особенно важным жологическим показателем является содержание серы. Сернистые соединения оказывают большое влияние на образование твердых частиц, выбрасываемых с отработанными газами. Твердые частицы (ТЧ) адсорбируют на своей поверхности канцерогенные соединения и участвуют в образовании смога. Кроме того, при сгорании сернистых соединений образуется агрессивный и токсичный сернистый ангидрид. Ароматические углеводороды (АУ) оказывают значительное влияние ла образование ТЧ. При увеличении содержания АУ в топливе с 5% до 24% /дельные выбросы возрастают до 54%, а с 15% до 27% - образование ТЧ увеличивается в 5 раз. По мере повышения конца кипения дизельного топлива увеличивается содержание би- и полициклических ароматических углеводородов, ito приводит к повышению дымности выхлопных газов и ухудшению таких показателей, как плотность и цетановое число [10].

Улучшение качества ДТ с целью повышения экологической безопасности их применения достигается изменением углеводородного и химического состава гоплив [11,12]. Всемирная Топливная Хартия (1998 г.) предусматривает снижение гемпературы конца кипения дизельного топлива с 370°С (как это имеет место для отечественного дизельного топлива утяжеленного фракционного состава) до

S50°C и, что особенно важно, ужесточение требований по 90%-ной точке юрегонки с 340°С (как это имеет место для отечественного экспортного шзельного топлива) до 320°С. Понятно, что пересмотр требований по фракционному составу приведет к сокращению объема выработки дизельных оплив [13].

Последнее десятилетие характеризуется беспрецедентным ужесточением ребований к экологическим характеристикам дизельных топлив во всем мире 13,14]. Жестко нормируются показатели по содержанию серы, ароматических и шефиновых углеводородов.

Еще в 1996 г. европейские страны перешли на выпуск дизельного топлива с удержание м серы до 0,05% мае., а в 1999 г. эта величина достигла 0,035% мае. и заже 0,003% мае. (по ГОСТу РФ содержание серы - не более 0,2% мае. и ),05% мае.). В шведском стандарте имеются сорта дизельного топлива, содержащие 0,001% мае. и 0,005% мае. серы [15].

Зарубежными стандартами ограничивается также содержание в топливе фоматических углеводородов (до 20 и 10% мае.), а в последнее время и содержание полициклических ароматических углеводородов (до 1 - 4% мае.), как наиболее токсичных соединений (табл. 2).

В дизельных топливах, вырабатываемых отечественной промышленностью, суммарное содержание ароматических углеводородов составляет 25-30% мае., а толициклических 4-9% мае.

Ниже приведены данные по ужесточению требований к качеству дизельных гоплив к 2005 г. в Европе, США и Канаде по содержанию серы/полициклических ароматических углеводородов в % мае.:

Европа 0,005/не более 6,0 США 0,003/не более 2,0 Канада 0,005/не более 2,0

Требования к качеству дизельных топлив в странах ЕЭС и России

Таблица 2

Наименование EN-590 (страны ЕЭС) Россия ТУ 38.1011348-99 летний сорт

До 1999 г. 2000 г. 2005 г. 2008 г.

Цетановое число, минимум 49 51 - 53 54-58 54-58 49

Содержание серы, ррш мае. < 500 <350 < 50 <30 350 - 1000

Общее содержание ароматики, % мае. - 20 10 10 20

Содержание полнароматики, % мае. - ] 1 6 1-4

Плотность при 15°С, кг/м3 860 845 845 825 -830 не более 860

96% отгона при температуре, °С, не выше 370 360 360 340 - 350 360

Россия, к сожалению, не смогла занять в этом вопросе передовых позиций «-за отсталой инфраструктуры подавляющего большинства НПЗ, не обеспечивающих производство продукции требуемого уровня качества.

В ОАО «ВНИИНП» разработан новый стандарт на дизельные топлива, так <ак ГОСТ 305-82, действующий с 1982 г., морально устарел. По своему изложению и технической сути новые ТУ 38.1011348-99 на экологически чистое дизельное топливо соответствует европейскому стандарту EN 590 (табл. 3).

Физико-химические показатели по ТУ 38.101 1348-99

Таблица 3

Наименование показателя Значение по маркам

ДЛЭЧ-В длэч дзэч-в дзэч

Цетановое число 49 45 45 45

Фракционный состав:

50% отгон при температуре, °С, не выше 280 280 280 280

96% отгон при температуре, °С, не выше 360 360 340 340

Массовая доля серы, % мае., не более:

I вид 0,035 0,035 0,035 0,035

II вид 0,05 0,05 0,05 0,05

III вид 0,10 0,10 0,10 0,10

Содержание ароматических углеводородов, % мае., не более 20 10

1римечание: ДЛЭЧ-В - летнее, с ограничением содержания ароматических углеводородов;

ДЛЭЧ - летнее, без ограничения содержания ароматических углеводородов;

ДЗЭЧ-В - зимнее, с ограничения содержания ароматических углеводородов;

ДЗЭЧ - зимнее, без ограничения содержания ароматических углеводородов;

Тем не менее, за последние годы в нашей стране качество дизельных топлив существенно изменилось. Так, если в 1990 г. доля малосернистых дизельных гоплив с содержанием серы до 0,2% мае. составляла 56%, то в 1998 г. она достигла 74%, в том числе 12% топлива вырабатывалось с содержанием серы ),05 - 0,10% мае. Достигнутые и необходимые в будущем показатели качества дизельных топлив приведены в табл. 4 [15,16].

В настоящее время многие НПЗ России вырабатывают дизельные топлива с содержанием серы до 0,1% мае. (НПЗ в Перми, Омске, Киришах, Кстово, Н1овокуйбышевске и другие). ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» изготавливает арктическое дизельное топливо с содержанием серы 0,03 - 0,05% час. и ароматических углеводородов до 5% мае. На НПЗ в г.г. Рязани, Москве, Киришах, Перми, Кстово постоянно выпускают дизельное топливо с содержанием :еры 0,05 и 0,035% мае. [17-20].

Показатели качества дизельных топлив Таблица 4

Показатели Уровень

Достигнутый Необходимый

Содержание, % мае. Серы Ароматических углеводородов Полициклических углеводородов 0,05 - 0,2 35-45 до 2,5 не более 0,003 10-12 не более 1

Цетановое число 45-50 54-58

Температура конца кипения, °С, не выше 355 340

Доля в объеме производства марок 3 и А, % 12-14 30-35

Основной задачей для НПЗ России является массовый переход на производство экологически чистого дизельного топлива (ЭЧДТ) с содержанием серы не выше 0,05 и 0,035% мае. Из существующих способов очистки дизельного гоплива от серы наиболее эффективным и экономичным является гидроочистка. Преимущество этого процесса - высокий выход очищенного продукта и незначительные потери. Российские НПЗ хоть и располагают более 40 крупными установками гидроочистки дизельных топлив мощностью более 49 млн. т. сырья в од, обеспечить выработку топлив с указанным содержанием серы в массовом юрядке не могут.

Исследования показывают, что на значительной части действующих остановок гидроочистки дизельных топлив с использованием вырабатываемых в громышленном масштабе новых катализаторов уже в ближайшее время можно >рганизовать выработку малосернистого дизельного топлива с содержанием серы ie выше 0,05 и' 0,035% мае., а на некоторых заводах и с содержанием фоматических углеводородов не более 20% мае., что потребует частичной )еконструкции этих установок.

В настоящее время в России нет специализированных установок тдроочистки дизельных топлив для производства ЭЧДТ. Для перевода всех предприятии отрасли на производство экологически чистого дизельного топлива 1вобходимое сооружение новых мощностей, обеспечивающих не только глубокое )бессериваиие сырья, но и его деароматизацию.

Очевидно, «настраивание производства» на выпуск дизельных топлив с 10выми качественными характеристиками потребует реализации на НПЗ современных технических и технологических решений.

Учитывая приоритетность выбора при модернизации установок ^идроочистки отечественных технологий и оборудования, руководителям НПЗ и соответствующих нефтяных компаний целесообразно проанализировать, с лривлечением специалистов научных и проектных организаций, технические эешения по модернизации с целью максимального использования отечественных эазработок, подтвердивших свой высокий уровень.

В этой связи настоящая диссертационная работа, посвященная изучению гстории становления процессов гидроочистки, их поэтапной модернизации и совершенствованию на нефтеперерабатывающих предприятиях России является актуальной, и, несомненно, сможет сыграть определенную роль при дальнейшей модернизации существующих и сооружении новых установок гидроочистки дизельных топлив.

Для обеспечения производства малосернистых топлив на действующих остановках требуется проведение комплекса проектных работ по переводу их на лубокое обессеривание дизельного топлива.

В диссертационной работе изложен также опыт автора по проектированию ювых и реконструкции действующих установок гидроочистки дизельных топлив ; целью увеличения их производительности и улучшения качества получаемого т них дизельного топлива, отвечающего требованиям новых стандартов Российской Федерации.

Заключение научной работыдиссертация на тему "Этапы проектирования, становления и совершенствования установок и гидроочистки дизельных фракций"

ВЫВОДЫ

1. Анализ работы установок гидроочистки показывает, что для крупнотоннажных установок третьего поколения характерен более высокий выход целевого продукта, что связано с использованием более прогрессивных технологических решений, оборудования и катализаторов.

2. Обобщение опыта проектирования и эксплуатации установок гидроочистки первого и второго поколений (Л-24-5, Л-24-6, Л-24-7) позволило выявить основные тенденции развития процесса, найти новые оптимальные технологические решения. Эти решения были учтены при проектировании и строительстве крупнотоннажных установок и блоков гидроочистки (ЛЧ-24-2000, секций 300-1 ЛК-бу). К числу таких решений относится применение центробежных компрессоров, внедрение горячей сепарации, использование тепла газопродуктовой смеси для производства пара, стабилизация при повышенном давлении с использованием инертного компонента и др.

Прогрессивные технические решения крупнотоннажных установок гидроочистки позволили добиться высокой экономической эффективности, снижения расхода энергоресурсов. Включение в состав установок узлов очистки жидких и газовых выбросов дало возможность значительно повысить экологическую безопасность процесса.

3. В связи с увеличением мощностей установок гидроочистки дизельного топлива особое значение приобретает дальнейшее совершенствование технологической схемы процесса, оснащение ее более прогрессивным оборудованием, а также применение новых типов катализаторов с целью снижения энергетических показателей по установкам в целом.

4. Важнейшей статьей экономии средств является переориентация НПЗ-Заказчиков на новые технологии, преимущественно на отечественные разработки и оборудование (более дешевые по сравнению с зарубежными), что позволит в более короткие сроки и при меньших затратах реализовать существующие программы модернизации отечественных НПЗ.

5. На предприятиях, перерабатывающих малосернистые нефти, где дизельные дистилляты характеризуются сравнительно низким (0,24-0,6% мае.) содержанием серы и благоприятным составом ее соединений, производство ЭЧДТ можно организовать на действующих мощностях после небольшой их реконструкции.

6. Производство ЭЧДТ целесообразно осваивать поэтапно, в зависимости от местных условий и содержания серы в сырье. На предприятиях, вовлекающих в переработку высокосернистые нефти с высоким содержанием ароматических углеводородов, целесообразно начинать с производства дизельного топлива с содержанием серы 0,1% мае. и последовательно переходить на выработку топлива с содержанием серы не более 0,05% мае.

Для обеспечения переработки смеси прямогонного сырья и вторичных дистиллятов требуется существенная реконструкция действующих установок или создание новых, работающих при давлении не ниже 7 МПа, или организация двухступенчатой схемы очистки.

7. Для получения дизельного топлива с ограниченным содержанием ароматических углеводородов необходимы специальные катализаторы гидрирования и технологии, более сложная реконструкция действующих установок гидроочистки (в частности, организация двухступенчатой схемы: на первой ступени - гидроочистка, на второй - деароматизация).

8. Специалисты ЗАО «ПМП», г. Санкт-Петербург могут проектировать современные установки гидроочистки, в том числе для производства экологически чистых дизельных топлив. В каждом конкретном случае возможен оптимальный выбор катализатора обессеривания, деароматизации и депарафинизации (отечественного или зарубежного).

9. Проектируемые и строящиеся в настоящее время установки гидроочистки и гидродепарафинизации дизельного топлива имеют ряд существенных преимуществ перед установками I, II, III поколений, а именно: о Возможность использования всех имеющихся в мире технологий и катализаторов. в Возможность применения любого оборудования, в том числеи закупаемого по импорту (распределительных тарелок для реакторов, компрессорного и насосного оборудования, внутренних устройств для колонного оборудования, распределенных систем управления, полевого КИП и т.д.).

Приведенные выше преимущества позволяют создавать установки, где возможно получать товарную продукцию по мировым стандартам, при минимальных энергетических затратах.

Список научной литературыДобровинский, Александр Леонидович, диссертация по теме "История науки и техники"

1. Абросимов А.А. - Нефтепереработка и нефтехимия - М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1999. - №6.-с. 43-49

2. Quarterly Oil Statistics and energy balances. 1992. - №1. - p. 150-153

3. Насиров P.K., Талисман Е.Л., Дистерова О.A. Нефтепереработка и нефтехимия. - М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1994. - №5. - с. 19-21

4. Oil and Gas Technology. 1992. - №9. - p. 103

5. Злотников Л.Е. Хим. и технол. топлив и масел. - 1997. - №1 - с. 3-6

6. Черныш М.Е. Хим. и технол. топлив и масел. - 1997. - №2 - с. 3-4

7. Нефтепереработка и нефтехимия-М.: ЦНИИТЭНефтехим 2002^- №5.- с. 37

8. Зеленая книга России, 1994, часть II, кн. 2 Национальная экологическая программа Российской Федерации. М.: Универсум, 1994. - с. 84

9. Данилов A.M., Митусова Т.Н., Окина Н.Т. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. - М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1995. - №3. - с. 12-15

10. Ю.Данилов A.M., Емельянов В.Е., Митусова Т.Н. Разработка и производство экологически улучшенных моторных топлив. М.: ЦНИИТЭНефтехим. -1994.-52 с. (Тем. обзор).

11. П.Азев B.C., Лебедев С.Р., Митусова Т.Н., Емельянов В.Е. Хим. и технол. топлив и масел. - 1998. - №5 - с. 5-8

12. Гуреев А.А., Митусова Т.Н., Соколов В.В. и др. Хим. и технол. топлив и масел. - 1992. - №6 - с. 2-4

13. Митусова Т.Н. Нефтепереработка и нефтехимия. - М.: ЦНИИТЭНефтехим. -1999. - №10. - с. 19-21

14. Митусоа Т.Н. Мир нефтепродуктов. - 2000 - №3. - с. 3

15. Левинбук М.И., Каминский Э.Ф., Глаголева О.Ф. Хим. и технол. топлив и масел. - 2000. - №2 - с. 6-11

16. Баженов В.П. Хим. и технол. топлив и масел. - 2002 - №2 - с. 3-8

17. П.Осипов Л.Н., Курганов В.М. и др. Нефтегазовые технологии. - 2001. - № 1.с. 7-10

18. Капустин В.М. Нефтегазовая вертикаль. - 2001. - №1. - с. 102

19. Нефть и капитал (региональное приложение № 4, Самарская область). 2001. -с. 25

20. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Осипов Л.Н. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. - М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 2002. - №6. - с. 17-2221 .Ипатьев В.Н. ЖРФХО 1904. - т. 36. - с. 786-800

21. Ипатьев В.Н. ЖРФХО 1906. - т. 38. - с. 63-74

22. Броун А.С., Сиверцев А.П. Химия сернистых соединений жидкого топлива. -ОМТИ. 1937.24.Австр. пат. 1217/26. 192525.Брит. пат. 268744. 1927

23. Krauch К. Petroleum. 1929. - 25. - р. 699

24. Молдавский К.П. // Сб. Деструктивная гидрогенизация топлива. ОНТИ. -1934.-с. 168

25. Лавровский К.П., Арбузов B.C., Пучков П.В. Нефтяное хозяйство. - 1935. -№8. - с. 69

26. Агафонов А.В. // Диссертация. МНИ им. М.В. Губкина. 1938

27. Pease R., Reighton W. Ind. Eng. Chem. Ind. Ed. 1933. - №9. - p. 1012

28. Зиновьева А.П., Орочко Д.И. // Труды ВНИТИ. Вып. 2. М.: ГостопТехиздат. -1950.-с. 262.

29. Сулимов А.Д. Каталитический риформинг бензинов. -М.: Химия. 1964

30. Sherwood P. -Erdol п. Kolile. 1953. №10. - S. 696

31. Abbot M.D. Petrol. Ref. - 1995. - V. 34. - №6. - p. 118

32. Weber G. Oil and Gas I. - 1955. - V. 54. - №5. - p. 112

33. Рудин М.Г., Добровинский A.JT., Чернова З.И. Обобщение опыта проектирования и освоения крупнотоннажных установок и блоков гидроочистки средних дистиллятов. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1990. - 48 с. (Тем. Обзор. Серия «Переработка нефти» Вып. 9)

34. Добровинский А. Л. Этапы проектирования и внедрения установок гидроочистки моторных топлив // История науки и техники 2002: Науч. тр. III Междунар. науч-техн. конф-Уфа: -ГИНТЛ «Реактив», Т.2-2002.-с. 174183.

35. Гольштейн Д.Л. Шнайдер Г.С., Осипов Л.Н. и др. Хим. и технол. топлив и масел. - 1957. - 1957. - №6. - с. 36-41

36. Франгулян A.M. Нефтепереработка и нефтехимия М.: ЦНИИТЭНефтехим. -1957.

37. Жадановский Н.Б. Хим. и технол топлив и масел. 1960. - №8. - с. 57-63

38. Похожаев В.Д., Заглодин П.С. и др. Хим. и технол. топлив и масел. 1960. -№7. - с. 1-6

39. Васильев А.В. Нефтепереработка и нефтехимия М.: ЦНИИТЭНефтехим -1980. - №7.-с. 3

40. Ластовкин Г.А. Хим. и технол. топлив и масел. - 1981. - №1. - с. 24-28

41. Масагутов P.M., Берг Г.А., Кириллов Т.С. и др. Хим. и технол. топлив и масел. 1963. -№12. - с. 14-16

42. Масагутов P.M., Берг Г.А., Варфоломеев Д.Ф. и др. Хим. и технол. топлив и масел. 1964. - №12. - с. 3-6

43. Ромашина Н. Нижегородская правда (г. Нижний Новгород) 21.11.2001. - № 133.-с. 3.

44. Радченко Е.Д. Хим. и технол. топгшв и масел. 1997. - №4. - с. 3-4.

45. Кочергин В.П. Хим. и технол. тог лив и масел. 2002. - №2. - с. 9-10

46. Виленский Л.Ш., Коровина Н.И. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1991. - №2. С. 3-7.

47. Агафонов А.В., Козлов И.Т. и др. // Нефть, процессы и продукты ее углубленной переработки. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1983. - с. 31.

48. Хорн У.А., Макафи Дж. // Новейшие достижения нефтехимии и нефтепереработки. М.: Гостоптехиздат. 1969. - с. 116 - 170.

49. Аспель Н.Б., Демкина Г.Г. Гидроэчистка моторных топлив. М.: Химия. 1977. -159 с.

50. Орочко Д.И., Сулимов А.Д., Осипов Л.Н. Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке. -М.: Химия. 1971. - 350 с.

51. Калечиц И.В. Химия гидрогенизационных процессов в переработке топлив. -М.: Химия.- 1973.-336 с.

52. Курганов В.М., Васейко А.И., Финелонов В.П. и др. Гидроочистка нефтепродуктов на алюмоникельмолибденовом катализаторе. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1975. - 103 с. (Тем. обзор, серия «Переработка нефти»)

53. Радченко Е.Д., Нефедов Б.К., Алиев P.P. Промышленные катализаторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. М.: Химия. - 1987. - 223 с.

54. Средин В.В., Тарасенков П.М. Оборудование и трубопроводы установок каталитического риформинга и гидроочистки Л.:Гостоптехиздат.-1963 238 с.

55. Тех. архив Новокуйбышевского НПЗ, 1958, оп. 5, д. 73, л.л. 121-142

56. Тех. архив Новокуйбышевского НПЗ, 1959, оп. 6, д. 14, л.л. 73-89

57. Масагутов P.M., Берг Г.А., Варсэоломеев Д.Ф. и др. Хим. и технол. топлив и масел. 1965. - №2. - с. 3-6

58. Тех. архив Ордена Ленина Уфимского НПЗ, 1963, оп. 7, д. 17, л.л. 214-230

59. Салихов И.С., Масагутов Р.М, Уразаев А.З. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1967. - № 2. - с. 1-12

60. Тех. архив Уфимского НПЗ им. XXII партсъезда. 1966, оп. 12., д. 29, л.л. 117145

61. Агафонов А.В., Осипов У.И. и др. Хим. и технол. топлив и масел. - 1965 -№5. - с. 4-9

62. Бугай Е.А., Селиванов Т.И., А^метшин М.К. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1970. - № 6. - с. 13-15

63. Тех. архив Ордена Ленина Уфимского НПЗ, 1969, оп. 27, д. 14, л.л. 110-129

64. Осипов Л.Н., Антипин М.К., Хавкин В.А. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1965. - № 7. - с. 7-10

65. Варфоломеев Д.Ф., Уразаев Ф.Х., Ахметов Ф.Г. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1971. - № 7. - с. 8-9

66. Аспель Н Б., Демкина Г.Г., Зилберман Ц.М. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1972. - № 6. - с. 1-3

67. Тех. архив Ордена Ленина Уфимского НПЗ, 1967, оп. 19, д. 12, л.л. 53-6971 .Тех. архив Ордена Ленина Уфимского НПЗ, 1968, оп. 22, д. 16, л.л. 97-114

68. Ахметов Ф.Г., Стекольщиков М.Н., Бутаков Е.Г. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1969. - № 9. - с. 5-6

69. Стекольщиков М.Н., Уразаев Ф.Х. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1968. - № 5. - с. 3-5

70. Тех. архив Уфимского НПЗ им. XXII партсъезда. 1966, оп. 12., д. 29, л.л. 117145

71. Варфоломеев Д.Ф., Стекольщиков М.Н., Уразаев Ф.Х. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1970. - № 6. - с. 5-7

72. Технический отчет №7/87. Уфа: Ордена Ленина Уфимский НПЗ, 1988

73. Соловьев В.Г., Прокопюк С.Г., Аббакумова Р.В. Хим. и технол. топлив и масел. - 1989 - №6. - с. 35

74. Технический отчет №4/89. Уфа: Уфимский НПЗ им. XXII партсъезда, 1990

75. Технический отчет №3/90. Уфа: Уфимский НПЗ им. XXII партсъезда, 1991

76. Батырбаев Н.А., Воробьев А.А., Салтыков Р.Г. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1991. -№ 10.-е. 16-17

77. Салихов А.И., Батырбаев Н.А., Воробьев А.А. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1991. - № 6. - с. 8-11

78. Осипов Л.Н., Хавкин В.А., Ахметшин М.И. и др. Хим. и технол. топлив и масел. - 1988 -№6.-с. 31

79. Аспель Н.Б., Рыжикова Т. Л. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1975. - № 11. - с. 4-7

80. Луговской А.И. Исаев Б.Н., Минченков В.Т., Тишкин В.В. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтгхим. - 1980. - № 8. - с. 7-10

81. Тех. архив Рязанского НПЗ, 1972, ф. 37, он. 4, д. 12, л.л. 154-179

82. Тех. архив Рязанского НПЗ, 1974, ф. 44, он. 3, д. 15, л.л. 137-150

83. Кирсанов И.П., Дейнеко П.С. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1976. - № 2. - с. 1-2

84. Тех. архив Рязанского НПЗ, 1976, ф. 46, оп. 5, д. 18, л.л. 227-249

85. Тех. архив Рязанского НПЗ, 1979, ф. 46, оп. 4, д. 12, л.л. 119-138

86. Луговской А.И., Логинов С.А., Рудяк К.Б. и др. Хим. и технол. топлив и масел. - 2000 - №5. - с. 35-37

87. Логинов С.А., Капустин В.М., Л>говской А.И., Рудяк К.Б. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтгхим. - 2001. - № 8. - с. 11-13

88. Бахарева Ю.П., Квашнин Н.П. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1977. -№ 1. - с. 9-10

89. Осипов Л.Н., Чаговиц А.И. и др. Хим. и технол. топлив и масел. - 1987. -№12. - с. 5-7

90. Корж А.Ф., Пименов Н.И. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1971. - № 1. - с. 44-45

91. Технический отчет № 7/83. Горький: НГ НПЗ, 1984

92. Путилова К.Л., Григорьев Н.А, Овсянников В.А. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1984. - № 2. - с. 6-8

93. Сидорин В.П., Будинцев А.Е., Глизов Г.И., Провоторова Г.М. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1973. - № 12. - с. 5-6

94. Тех. архив Рязанского НПЗ, 1982, ф. 47, оп. 6, д. 11, л.л. 52-77

95. Луговской А.И., Тамбасов М.А., Смирнов A.M. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1985. - № 9. - с. 11-13

96. Луговской А.И., Логинов С.А., Лебедев Ю.Н. и др. Хим. и технол. топлив и масел. -2002. -№1. - с. 15-17

97. Технический отчет №6/98 Рязань: Ряз. НПЗ, 1999

98. Технический отчет №4/99 Рязань: Ряз. НПЗ, 2000

99. Финтрут А.Я., Рудин М.Г., Васильев А.В. Хим. и технол. топлив и масел. -1981. -№1,-с. 34-37

100. Рабинович Г.Б., Голомшток Л.И. Пути повышения эффективности использования энергосырьевых ресурсов на комбинированных установках неглубокой переработки нефти. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1987. - 64 с. (Тем. обзор, серия «Переработка нефти»)

101. Средин В.В., Ластовкин Г.А. Хим. и технол. топлив и масел. - 1972. - №12. -с. 30-33

102. Богатых К.Ф., Резяпов Р.Н., Дьяченко С.А. Хим. и технол. топлив и масел. - 1988. -№6.-с. 36-37

103. Овсянников В.А., Григорьев Н.А., Алиев P.P. Хим. и технол. топлив и масел,- 1996,- №5. -с. 34-35

104. Головачев И.Т., Якушев В.В., Гремяко Н.И., Лещинская А. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1999. - № 11.-е. 34-36

105. Добровинский А.Л. // Современные проблемы естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Тез. докл. III Междунар. науч.-техн. конф. по истории науки и техники. Уфа., 2001. - Т.1 - с. 30-31

106. Анисимов В.И., Демин В.И., Кислицкий К.А. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 2002. - № 12. - с. 4-7

107. Барков И.И., Дюрик Н.М., Шафрангский В.Г., Лазарев А.В. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1978. - № 8. - с. 34

108. Добровинский А.Л., Беляев М.С. // Нефтепереработка и нефтехимия 2003: Матер. Науч.-практ. Конф. в рамках IV Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа. - 2003. - с. 57-58

109. Добровинский А.Л., Аниконова Л.Т. // Нефтепереработка и нефтехимия -2003: Матер. Науч.-практ. Конф. в рамках IV Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа. - 2003. - с. 112-113

110. Осипов Л.Н., Каминский Э.Ф., Курганов В.М., Хавкин В.А. -Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. 1995. - № 12. - с. 12-14

111. Осипов Л.Н., Каминский Э.Ф., Гимбутас А. и др. Химия и технология топлив и масел. - 1998. - №6. - с. 6-8

112. Каминский Э.Ф., Осипов Л.Н., Хавкин В.А. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. М.: ЦНИИТЭНефтехим. - 1996. - № 12. - с. 12-14

113. РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА2k11-6 -03