Лекция №8 «Основы технологии и продукция нефтеперерабатывающей промышленности»

 

1. Основные характеристики топлива, определяю­щие его качество. Основы технологии переработки топлив.

2. Классификация продуктов нефтепереработки, ассортимент, потребительские свойства, показатели качества, маркировка, условия пос­тавки, транспортирования, хранения.

3. Основы технологии производства и переработки полимерных материалов, производства изделий из пластмасс.

4. Классификация полимеров, их важнейшие потребительские свойства. Товарная классификация и характеристика важнейших представителей ассортимента пластмассовых изделий.

5. Общие сведения о резинотехнических изделиях, их классификация, маркировка, области применения.

6. Контроль качества, условия поставки, транспортирования и хранения полимерных материалов.

 

 

1. Основные характеристики топлива, определяю­щие его качество. Основы технологии переработки топлив.

 

Нефтеперерабатывающая (нефтехимическая) промышленность структурно входит в химико-лесной хозяйственный (межотраслевой) комплекс Республики Беларусь.

Нефтехимическая промышленность Республики Беларусь представлена в первую очередь предприятиями по производству нефтепродуктов.

Топливом называется одно- или многокомпонентное вещество, представляющее собой источник энергии. Поэтому топлива называют также энер­гоносителями.

Современное промышленное производство базируется, в основном, на химическом органическом топливе. В за­висимости от назначения химическое топливо делится на:

— энергетическое, используемое для выработки теп­ловой и электрической энергии на ТЭЦ, котельных установках и т.д.;

— технологическое, используемое непосредственно в промышленных печах для проведения различных технологических процессов (коксование, выплавка металлов, обжиг, сушка, рек­тификация и др.).

Эффективность использования химического топлива в каче­стве источника энергии зависит от условий сжигания и состава топлива.

Все природные химические топлива состоят из горю­чей массы, минеральных веществ и воды (так называемое рабо­чее топливо). После удаления влаги получают обезвожен­ное топливо (сухое топливо). Горючая часть топлива включает вещества, содержащие углерод и водород (органическая масса) и окисляемые соединения серы (органические и неорганичес­кие сульфиды). Минеральные вещества топлива представляют различные соли металлов (карбонаты, силикаты, сульфаты и др.), образующие при сжигании топлива золу.

Важнейшей характеристикой любого топлива является теплота сгорания (Q) - количество тепла, которое выделяется при полном сгорании единицы массы (кг) жидкого и твердого топлива или единицы объема (м³) газообразного топлива.

Количество тепла измеряет в джоулях, Дж (устаревшее - калория, кал). Соотношение между ними: 1 кал = 4,1867 Дж; 1 ккал = 4,1867 кДж.

Каждый вид топлива имеет разные состав, физические и хи­мические свойства, а следовательно, и различную теплоту сгора­ния. Для удобства сравнения отдельных видов топлива, составле­ния заявок, подсчета запасов, замены одного топлива другим ус­тановлен эталон.

В качестве эталона принято условное топливо, теплота сгорания которого для твердого и жидкого принята равной 29 307 кДж/кг, а для газообразного — 29 307 кДж/ м³.

Перерасчет количества какого-то топлива (Р_х) на условное (Р_у) производится по формуле:

P y =

где Q_x — теплота сгорания данного вида топлива, кДж/кг.

 

Ценность топлива для народного хозяйства, кроме теплоты сгорания, определяется такими характеристиками, как:

- жаропроизводительность - максимальная температура горе­ния, развиваемая при полном сгорании топлива в условиях, когда выделяемое тепло полностью расходуется на нагрев образующих­ся продуктов сгорания. Жаропроизводительность топлива опре­деляет эффективность его применения в высокотемпературных процессах;

- содержание балласта, т.е. минеральной массы и влаги - в твердом топливе и жидком; азота и двуокиси углерода - в газо­образном. Балласт уменьшает теплоту сгорания топлива. При большом содержании балласта заметно снижается также жа­ропроизводительность топлива;

- содержание вредных примесей, снижающее ценность топли­ва, в особенности технологического и бытового, обусловливаю­щее загрязнение воздушного бассейна;

- выход летучих веществ и обуглероженного остатка (кокса) при нагревании твердого топлива, определяющий легкость его за­жигания, а также целесообразность использования в технологи­ческих процессах;

- удобство сжигания топлива и расход энергии, связанный с подготовкой топлива к использованию;

- степень сложности разведки и трудности добычи топлива, оп­ределяющие объем капиталовложений в топливную промышлен­ность и себестоимость горючего; удаленность месторождений топлива от районов его потребле­ния, обусловливающая объем капиталовложений в средства тран­спорта и в стоимость перевозки горючего;

- удаленность месторождений топлива от районов его потребления, обуславливающая объем капиталовложений в средства транспорта и в стоимость перевозки горючего.

 

Среди известных видов топлива наибольшее значение имеет органическое топливо, сжиганием которого получают тепловую энергию, а переработкой – сырье для химической промышленности.

В настоящее время наибольшее применение имеют продукты переработки нефти (нефтепродукты), производство которых осуществляется и в нашей стране, поэтому технологии переработки нефти будет уделено особое внимание.

Нефть является жидким горючим ископаемым. Она залегает обычно на глубине 1,2 - 2 км и более в пористых или трещиноватых горных породах (песках, песчаниках, известняках). Нефть представляет собой маслянистую жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфическим запахом, плотностью 0,65-1,05 г/см³. По составу нефть представляет собой сложную смесь углеводородов, главным образом парафиновых и нафтеновых, в меньшей степени – ароматических. Ее элементный состав (масс. %): 82-87 углерода (С), 11-14 водорода (Н), 0,1-5,5 серы (S).

Вещества, входящие в состав нефти в зависимости от структу­ры, вида и размера молекул, имеют различные температуры кипе­ния. По температуре кипения нефти делятся на фракции- груп­пы веществ, выкипающих из смеси при определенных температу­рах. Содержание фракций в данной нефти называется фракцион­ным составом.В нефтях обычно различают светлые, или легкие фракции, выкипающие при температурах до 350 °С, и тяжелые. Обычно содержание легких фракций в нефтях составляет не бо­лее 30-50%.

Качество и направление переработки нефти определяется не только ее составом, но и физическими свойствами: плотностью, вязкостью, температурами вспышки, воспламенения и самовос­пламенения, температурой застывания, электрическими и опти­ческими свойствами.

Плотность нефти выражают в относительных единицах, сравнивая ее с плотностью воды при 4°С (d⁴_H2О⁼ 1000 кг/м³). Плотность большинства нефтей составляет 0,78-1,04. При плотности ниже 0,9 нефти называют легкими, выше 0,9- тяже­лыми. Значение плотности зависит от содержания в нефти лег­ких и тяжелых фракций, и в первом приближении плотность ха­рактеризует состав нефти.

Вязкость, или внутреннее трение, нефти определяет расход энергии для перекачивания нефти по трубопроводам. В зависи­мости от состава нефти вязкость колеблется в пределах 0,012- 0,55 м²/с (от 1,2 до 55 сантистокс) (одному сантистоксу (1Сст) равна вязкость дистиллированной воды при 20°С). С повыше­нием температуры вязкость нефтей, как и большинства жидкос­тей, резко уменьшается.

Температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения в общем случае определяют пожароопасность нефтей.

Температура воспламенения - температура, при которой нагреваемая в стандартных условиях жидкость вспыхивает на воздухе при поднесении пламени и горит не менее 5 мин.

Температура самовоспламенения - температура, при кото­рой нагретая жидкость в контакте с воздухом воспламеняется са­мопроизвольно без внешнего источника пламени.

Температура застывания определяет условия эксплуатации нефтепродуктов и товарно-транспортные операции с нефтью при низких температурах. Для различных нефтей эта температура составляет- 60-+ 20°С и определяет условия, при которых пе­рекачка нефти становится невозможной.

Электрические свойства нефти. Безводные нефти и нефти, не содержащие минеральных примесей, являются диэлектрика­ми. Высокие диэлектрические свойства нефтепродуктов способ­ствуют накоплению на их поверхности зарядов статического элек­тричества, которые при разряде могут вызвать искру, что приво­дит к пожарам и взрывам. Надежным методом борьбы с накопле­нием статического электричества является заземление всех метал­лических частей аппаратуры, насосов, трубопроводов.

Классификация нефтей.Все нефти, использующиеся для по­лучения моторных топлив и масел классифицируют.

По химическому составунефти делят на шесть групп: пара­финовые, нафтеновые, ароматические, парафино-нафтеновые, парафино-ароматические, парафино-нафтено-ароматические.

В зависимости от потенциального содержания топлив(фракций, выкипающих до 350 °С) нефти делятся на три типа: T₁- не менее 45 % фракций, выкипающих до 350 °С; Т₂- 30-44,9 % фракций, выкипающих до 350 °С; Т_з- менее 30 % фракций, выкипающих до 350 °С.

По содержанию серы нефти делятся на три класса: 1-й - ма­лосернистые (не более 0,5 % S); 2-й - сернистые (0,51 -2,0 % S); 3-й - высокосернистые (более 2 % S).

В зависимости от потенциального содержания масляных дистиллятовнефти делятся на четыре группы: M₁- не менее 25 % масляных дистиллятов; М₂ – 15-25 % масляных дистиллятов; М_з- 5-25 % масляных дистиллятов; М₄- менее 30 % масля­ных дистиллятов. М₂ и М_з отличаются друг от друга содержанием серы.

В зависимости от качества маселнефти делятся на две под­группы: И₁- индекс вязкости выше 85; И₂- индекс вязкости выше 40-85.

Индекс вязкости - величина, характеризующая изменение вязкости жидкости с повышением температуры. Чем слабее тем­пературная зависимость вязкости, тем выше значение индекса.

В зависимости от содержания парафинанефти делятся на три вида: П₁- малопарафиновые (менее 1,5 % парафина); П₂- парафиновые (1,51-6,0 % парафина); П_З - высокопарафино­вые (более 6,0 % парафина).

Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической характеристики нефти.

Например, шифр HT₂M₁И₁П₁- указывает на то, что данная нефть содержит Н- 0,51-2,0 % S; Т₂ – 30-45 % фракций, вы­кипающих до 350 °С; Mi- более 25 % потенциальных масляных дистиллятов; И₁- с индексом вязкости выше 85; П₁ - менее 1,5 % парафина.

В зависимости от получаемых из нефти продуктов существует три варианта ее переработки:

- топливный с получением моторного и котельного топлива;

- топливно-масляный, при котором получаются топлива и смазочные масла;

- нефтехимический (комплексный), продуктами которого являются не только топлива и масла, но и сырье для химической промышленности (олефины, ароматические и предельные углеводороды и др.).

Жидкие топлива, полученные из нефти, в зависимости от их использования делят на:

- карбюраторные (авиационные и автомобильные бензины для двигателей внутреннего сгорания);

- реактивные (керосин для реактивных и газотурбинных двигателей);

- дизельные (газойль, соляровый дистиллят - для дизельных двигателей);

- котельные (мазут - для топок паровых котлов, генера­торных установок, металлургических печей).

В общем случае переработка нефти на нефтепродукты вклю­чает ее добычу, подготовку и процессы первичной и вторичной перера­ботки (рис. 1):

 

Газовый конденсат Товарные продукты

прямой перегонки

 

Первичная переработка

Добыча

Подготовка

Сырая

нефть

Соли Вода

 

	Вторичная переработка

 

Товарные продукты

вторичной переработки

 

Рис. 1Общая схема переработки нефти

 

Добыча нефти осуществляется посредством буровых скважин.

Подготовка извлеченной из недр нефти заключается в удале­нии из нее примесей (попутного газа, пластовой воды с минеральными солями, механических включений) и стабилизацию по составу. Эти операции проводят как непос­редственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперераба­тывающих заводах.

Первичная переработка нефти, осуществляемая физическими методами (главным образом, прямой перегонкой), зак­лючается в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов.

Вторичная нефтепереработка пред­ставляет собой разнообразные процессы переработки нефтепро­дуктов, полученных в результате первичной переработки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащих­ся в нефтепродуктах углеводородов и являются по своей сути химическими процессами.

Основы технологии прямой перегонки нефти

Процесс прямой перегонки основан на явлениях испарения и конденса­ции смеси веществ с различными температурами кипения.

Кипение смеси начинается при температуре, равной средней температуре кипения составных частей. При этом в парообразную фазу преимущественно переходят легкие низкокипящие компоненты (имеющие меньшую плотность и кипящие при более низких температурах), а в жидкой фазе остаются высококипящие (имеющие большую плотность и кипящие при более высоких температурах). Если образовавшуюся паро­образную фазу отвести и охладить, из нее конденсируется жидкая фаза. В эту фазу перейдут преимущественно высококипящие (тяжелые) ком­поненты, а в парообразной фазе останутся преимущественно лег­кие компоненты.

Таким образом, из исходной смеси получают три фракции. Одна из них, оставшаяся жидкой при кипении, содержит преиму­щественно высококипящие ком­поненты; вторая, сконденсиро­вавшаяся, имеет состав, близ­кий к составу исходной смеси; третья, парообразная, содержит преимущественно низкокипящие компоненты.

За счет однократных (перегонка) либо многократных (ректификация) процессов кипения и конденсации полученных фрак­ций можно добиться достаточно полного разделения низко- и высококипящих компонентов.

Технологический процесс прямой перегонки (рис. 2) состоит из четырех основных опера­ций: нагрева смеси, испарения, конденсации и охлаждения полу­ченных фракций.

В зависимости от глубины переработки нефти установки перегонки подразделяются на 2 вида:

- одноступенчатые, работающие при атмосферном давлении (АТ);

- двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых первая ступень как правило работает при атмосферном давлении, а другая при давлении ниже атмосферного (5-8 кПа).

В случае двухступенчатой перегонки нефть предварительно обессоливают и обезвоживают, затем нагревают в трубчатой печи первой ступени до температуры 300-350⁰С (на 25-30⁰С выше температуры кипения). Разделение нефти на фракции производится в рек­тификационной колонне, которая представляет собой цилиндрический аппарат высотой 25... 55 м, диаметром 5...7 м. Предварительно нагретую нефть подают в ниж­нюю часть колонны. Здесь нефть закипает и разделяется на две фазы: парообразную и жидкую. Жидкие продукты стекают вниз, а пары поднимаются вверх по колонне. В верхнюю часть колонны подается орошающая жидкость (флегма). Поднимающиеся снизу пары многократно контактируют по высоте колонны со стекающей жидкой фазой. Встречаясь с поднимающи­мися горячими парами, орошающая колонну жидкость нагревается и частично испаряется. Пары, отдавая ей теплоту, конденсируются, и конденсат стекает в нижнюю часть колонны. По мере подъема паров их температура уменьшается, при этом стекающая вниз флегма все более обогащается тяжелыми фракциями, поднимающиеся пары — легкими. Внизу колонны собирается жидкость, содержащая наиболее тя­желые фракции (мазут). Мазут сливается из нижней части колонны и охлаждается в теплообменниках, нагрева­я при этом подаваемую в колонну нефть.

 

сепарация

вода

 

бензин

 

керосин

мазут

 

нагревание

нагревание

нефть

Q

 

газойль

 

пар

мазут

 

Рис. 2. Принципиальная схема одноступенчатой перегонки нефти

 

Для поддержания процесса кипения в ректификационную колонну подается перегретый пар, который уносит с собой остатки легких фракций, не испарившихся ранее. Самая легкая бензиновая фракция при температуре 180...200°С отводится из колонны в виде паров в конденсатори отделяется от воды в сепа­раторе. Часть бензиновой фракции возвращается в колонну для орошения.

С промежуточных зон колонны отводятся так называемые средние фракции: керосиновая, кипящая при температуре 200...300 °С, и газойлевая (температура кипения 300...350 °С). Иногда отводят также другие фракции, на­пример, лигроин (160...200 °С), керосиногазойлевую фракцию (270...320 °С).

Полученный после первоначальной перегонки мазут (около 55% от исходной нефти) из первой ректификационной колонны перекачивается в трубчатую печь второй ступени, где нагревается до 400-420⁰С. Из печи мазут поступает во вторую ректификационную колонну, работающую при давлении ниже атмосферного (остаточное давление 5-8 кПа). Из нижней части этой колонны выводится гудрон, а по высоте отбираются масляные дистилляты.

Производительность двухступенчатых установок составляет 8... 9 тыс. т нефти в сутки. Выход бензинов при прямой перегонке, зависящей от фракционного состава нефти, колеблется от 3 до 15%.

Основы технологии крекинга нефтепродуктов

Сравнительно малый выход бензина (до 15%) при прямой перегонке вызывает необходимость переработки других менее ценных фракций, получаемых при прямой перегонке нефти и содержащих тяжелые молекулы углеводородов. Такая переработка называется крекингом.

Крекинг - (англ. to creak раскалывать, расщеплять) расщепление длинных молекул тяжелых углеводородов, входящих в состав, например, мазута, на более короткие молекулы легких низкокипящих продуктов.

Главными факторами, влияющими на процесс крекинга, являются температура и продолжительность выдержки: чем выше температура и больше продолжительность выдержки, тем полнее идет процесс и больше выход продуктов крекинга. Большое влияние на ход и направление процесса крекинга оказывают катализаторы. При соответствующем подборе катали­затора можно проводить реакцию при меньших температурах, обеспечивая получение необходимых продуктов и увеличение их выхода.

Исходя из вышеизложенного, различают две разновидности крекинга: термический и каталитический.

Термический крекинг ведут при повышенных температурах под высоким давлением (температура 450...500°С и давление 2...7 МПа). Основной целью термического крекинга является получение светлых топлив из мазута или гудрона.

Термический крекинг осуществляется в трубчатых печах, в которых происходит расщепление тяжелых углеводородов (рис. 3).

Далее смесь продуктов крекинга и непрореагиро­вавшего сырья проходит через испаритель, в котором отделяется крекинг-остаток, т. е. вещества, не поддающиеся крекингу. Легкие продукты поступают в ректификационную колонну на разделение и получение легких товарных фракций.

При термическом крекинге, например, мазута примерный выход продуктов следующий: крекинг-бензина — 30...35 %, крекинг-газов — 10...15, крекинг-остатка — 50...55 %.

газ

сепарация

вода

 

бензин

 

легкий

газойль

 

пар

 

крекинг

отделение

мазут

 

крекинг-остаток

тяжелый

пар газойль

тяжелая фракция

Рис. 3 Принципиальная схема термического крекинга мазута

 

Крекинг-бензины применяются как компоненты авто­мобильных бензинов; крекинг-газы используются как топли­во или как сырье для синтеза органических соединений; крекинг-остаток, представляющий собой смесь смолистых, асфальтеновых веществ, применяется как котельное топливо или как сырье для про­изводства битумов.

Термический крекинг может быть двух видов: низкотемпературный (висбрекинг) и высокотемпературный (пиролиз).

Низкотемпературный крекинг осуществляется при температуре 440-500⁰С, давлении 1,9-3 МПа, при этом длительность процесса составляет 90-200с. Он используется в основном для получения котельного топлива из мазута и гудрона.

Высокотемпературный крекинг протекает при температуре 530-600⁰С, давлении 0,12-0,6 МПа и длится 0,5-3с, его основное назначение – получение бензина и этилена. В качестве побочных продуктов образуются пропилен, ароматические углеводороды и их производные.

Каталитический крекинг – переработка нефтепродуктов в присутствии катализатора; в последнее время находит все большее применение для получения светлых нефтепродуктов, в том числе бензинов. К достоинствам этого метода относят:

- высокая скорость процесса, которая в 500-4000 раз превышает скорость термического крекинга и, как следствие, более мягкие условия процесса и меньшие энергозатраты;

- увеличение выхода товарных продуктов, в том числе бензинов, характеризующихся высоким октановым числом и большей стабильностью при хранении;

- возможность ведения процесса в нужном направлении и получение продуктов определенного состава;

- большой выход газообразных углеводородов, являющихся сырьем для органического синтеза;

- использование сырья с высоким содержанием серы вследствие гидрирования сернистых соединений и выделения их в газовую фазу с последующей утилизацией.

В качестве катализаторов на установках каталитического крекинга используются синтетические алюмосиликаты.

Продукты каталитического крекинга из реактора поступают в ректификацион­ную колонну, где разделяются на газы, бензин, легкий и тяже­лый каталитические газойли. Непрореагировавшее сырье из нижней части колонны возвращается в реактор.

Выход продуктов при каталитическом крекинге приблизительно следующий: крекинг-бензин — 35...40%; крекинг-газ — 15...20; легкий крекинг-газойль — 35... 40%, тяжелый крекинг-газойль — 5...8 %.

Бензин каталитического крекинга характеризуется хорошими эксплуатационными свойствами. Газы каталитического крекинга выгодно отличаются высоким содержанием изобутана и бутилена, используемых в производстве синтетических каучуков.

Разновидностью каталитического крекингаявляется риформинг, ход реакций в котором направлен главным образом на образование ароматических угле­водородов и изомеров. В зависимости от катализатора различают следую­щие разновидности риформинга:

— платформинг (катализатор на основе платины),

— рениформинг (катализатор на основе рения),

На практике наибольшее распространение получил платформинг (рис.4), представляющий собой каталитический процесс переработки бензино-лигроиновых фракций прямой перегонки, осуществляемый в присутствии водорода. Если платформинг проводится при 480-510⁰С и давлении от 15∙10⁵ до 3∙10⁶ Па, то в результате получают бензол, толуол и ксилол. При давлении 5∙10⁶ Па получаются бензины, отличающиеся наивысшей стабильностью и малым содержанием серы.

Наряду с жидкими продуктами при всех способах каталитического риформинга образуются газы, содержащие водород, метан, этан, пропан и бутан. Газы риформинга используют как сырье для органического и неорганического синтеза: метанола (этилового спирта), аммиака и др. соединений. Выход газов каталитического риформинга составляет 5-15% от массы сырья.

 

 

Водород

Платформинг

Гидроочистка

Бензин Газожидкостная

смесь

 

Стабилизация

Стабильный

бензин

Смесь

водородсодержащих

газов

Нагрев

Экстракция

Сероводород

 

Этаноламид

Сушка

Водород Водород

 

 

Рис. 4. Принципиальная схема платфоминга для облагораживания бензина

 

Завершающей стадией нефтепереработки является очистка нефтепродуктов, которая осуществляется с помощью химических и физико-химических способов.

Очистка серной кислотой и с помощью водорода (гидроочистка) относится к химическим методам очистки нефтепродуктов; к физико-химическим методам относят адсорбционные и абсорбционные способы очистки.

Сернокислотная очистка заключается в том, что продукт смешивают с небольшим количеством 90-93% Н₂SO₄ при обычной температуре. В результате химических реакций получается очищенный продукт и отходы, которые можно использовать для производства серной кислоты.

Гидроочистка заключается во взаимодействии водорода с очищаемым продуктом в присутствии алюмо-кобальт-молибденовых катализаторов при температуре 380-420 ⁰С и давлении от 35∙10⁵ до 4∙10⁶ Па и удалении сероводорода, аммиака и воды.

При адсорбционном методе очистки нефтепродукты обрабатывают отбеливающими глинами или силикагелем. В этом случае адсорбируются сернистые, кислородосодержащие соединения, смолы и легкоминерализующиеся углеводороды.

Абсорбционные методы очистки заключаются в избирательном (селективном) растворении вредных компонентов нефтепродуктов. В качестве селективных растворителей чаще используются жидкая двуокись серы, фурфурол, нитробензол, дихлорэтиловый эфир и др.

После очистки нефтепродукты не всегда остаются стабильными. В этих случаях к ним добавляются в очень небольших количествах антиокислители (ингибиторы), резко замедляющие реакции окисления смолистых веществ, входящих в состав нефтепродуктов. В качестве ингибиторов применяют фенолы, ароматические амины и др. соединения.

Переработка нефти характеризуется высоким уровнем затрат на сырье (50...75 % себестои­мости продуктов нефтепереработки), на электрическую и тепловую энергию, а также на основные фонды. Уровень затрат в нефтепереработке существенно зависит от состава нефти, предопределяющего глубину ее переработки, тех­нологической схемы переработки, степени подготовки сырья к переработке и т. д. Так, при переработке высокосернистой нефти дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты на ее перекачку и подготовку примерно в 1,5 раза выше, чем при переработ­ке малосернистой нефти. Высокопарафинистая вязкая нефть в свою очередь требует дополнительных затрат по ее депарафинизации, перекачке и хранению.

 

2. Классификация продуктов нефтепереработки, ассортимент, потребительские свойства, показатели качества, маркировка, условия пос­тавки, транспортирования, хранения.