Размещено на http://www.allbest.ru/

Державний вищий навчальний заклад

«Український державний хіміко-технологічний університет»

Кафедра хімічної технології палива

Курсовий проект з основ проектування

На тему: «Блок гідроочищення сировини риформінгу установки ЛГ 35-11/300-95»

Студента (ки) 5 курсу 5-ХТП групи

напряму підготовки Хімічна технології

спеціальності Хімічна технологіяпалива та вуглецевих матеріалів

Шаблій Т.М.

Керівник _доцент, к.т.н. Сніжко Л.О.

Дніпропетровськ - 2013

Реферат

Гідроочищення, гідрогенізат, каталізатори гідроочищення, реактор

В загальній частині проекту наведено мотивоване обґрунтування завдання на проектування, характеристики сировини, каталізатору, готової продукції.

В технологічній частині розглянуто фізико-хімічні основи процесу гідроочищення, обґрунтовано, вибрано та описано технологічну схему, виконано усі необхідні матеріальні, теплові, технологічні розрахунки.

Зміст

• Реферат
• Вступ
• 1. Аналітичний огляд методів гідроочищення сировини риформінгу
• 1.1 Досвід проектування установок гідроочищення бензинових фракцій
• 1.2 Каталізатори гідроочищення нафтових фракцій
• 1.3 Отримання каталізаторів на основі АОА
• 2. Фізико-хімічні основи
• 2.1 Хімічні основи процесу гідроочистки
• 2.2 Видалення сірчистих сполук
• 2.3 Дезактивації каталізатора гідроочищення
• 3. Характеристика сировини, каталізатору, виготовленої продукції
• 4. Технологічна схема
• 4.1 Опис технологічної схеми
• 5. Матеріальний баланс
• 5.1 Розрахунок реакторного блоку

5.2 Розрахунок першого реактора

• Література
• Вступ
• Щороку потреби у високоякісному екологічно чистому паливі зростають в умовах постійного збільшення закупівельної ціни на нафту та підвищення вимог до товарних палив, що у свою чергу пов'язано з вирішенням питань охорони навколишнього середовища. Тому відбувається широке залучення у нафтопереробку менш якісних, високосірчистих нафт. Водночас географічне положення України зумовлює використання у вітчизняній нафтопереробці сірчистих та високосірчистих сортів нафт із Росії. На цьому терені питання удосконалення процесів гідроочистки набуває не аби якої важливості.
• Відомо, що всі сіркоорганічні з'єднання не витримують обробки під тиском водню на каталізаторах. Вони розпадаються з утворенням вуглеводнів і сірководню. Такий процес здійснюють на гідруючих каталізаторах з використанням алюмінієвих, кобальтових і молібденових з'єднань. Під тиском 4-5 МПа та при температурі 380-420 ^оC вміст сірки, особливо в світлих нафтопродуктах, можна таким чином звести до тисячних доль. гідроочищення риформінг реакторний
• Найбільшого розповсюдження гідроочистка набула у якості попередньої стадії риформінгу. При цьому таку гідроочистку зручно використовувати поряд з риформінгом по декільком причинам. По-перше, у процесі риформінгу побічним продуктом є водень, котрий використовують у процесі гідроочищення сировини риформінгу. По-друге, стадія гідроочищення дозволяє значно зменшити вміст каталітичних отрут каталізатору риформінгу у сировині та підвищити рентабельність самого процесу риформінгу, не дивлячись на те, що каталізатори гідроочищення не є дешевими. Вся справа у подальшому використанні продуктів риформінгу. Чим жорсткіший режим каталітичного риформінгу, тим вищим є вихід високооктанового бензину при даному октановому числі або вище октанове число при даному виході каталізату. В результаті збільшується вихід тонн октану - так називається добуток кількості каталізату риформінгу або будь-якого іншого компоненту на його октанове число. Ось про збільшення октан-тонн продукту в порівнянні з сировиною і піклуються нафтопереробники в першу чергу. У цьому сенсі підвищення жорсткості будь-якого вторинного процесу є благо. У процесі риформінгу жорсткість визначається зниженням тиску і підвищенням температури. При цьому повніше і швидше йдуть реакції ароматизації. Але підвищення жорсткості лімітується стабільністю каталізатору і його активністю. Сірка, в свою чергу, являє собою каталітичну отруту тому отруює каталізатор по мірі накопичення на ньому. Отже, чим менше сірки в сировині, тим довше каталізатор буде активним .

• 1. Аналітичний огляд методів гідроочищення сировини риформінгу
• Гідроочищення прямогінних бензинових фракцій [1] - сировини процесу каталітичного риформінгу, проводять із метою видалення сірчистих і азотистих сполук, смол, неграничних вуглеводнів і металоорганічних сполук, що отруюють платиновий каталізатор риформінгу й впливають на його вибірковість. Арсенікум і свинець, що міститься у сировині риформінгу в мікро кількостях, накопичуючись на платиновому каталізаторі, викликають необоротну його дезактивацію. Застосування гідроочищеної сировини дозволяє значно збільшити тривалість циклу роботи каталізатору. Гідроочищення прямогінних бензинів здійснюють в основному на алюмокобальтмолібденовому або на алюмонікельмолібденовому каталізаторі.
• На реакцію видалення сірки впливають практично всі основні параметри процесу - температура, тиск, питома об'ємна швидкість подачі сировини, питома кратність циркуляції воденьвмісного газу, вміст у ньому водню й, відповідно, парціальний тиск водню у робочих умовах процесу. Температура процесу має забезпечувати досить високу швидкість знесірювання. При використанні зазначених каталізаторів температуру зазвичай підтримують у межах 380-420 °С.
• Для гідрогенізаційної очистки сировини, як правило, використовують воденьвмісний газ, що отримують у процесі каталітичного риформінгу. Концентрація водню в цьому газі може змінюватися від 60 до 95 % (об.) і залежить від якості вихідної сировини й жорсткості умов проведення риформінгу. Ступінь обезсірчення сировини при гідроочищенні збільшується з підвищенням парціального тиску водню, що залежить від загального тиску й концентрації водню в циркулюючому газі. Загальний тиск при гідрознесірюванні сировини, призначеної для каталітичного риформінгу, підтримується рівним 25-50 ат. Величина питомої об'ємної швидкості при гідрознесірюванні перебуває в межах 1,0-5,0 год^-1, питома циркуляція газу дорівнює 100-600 м³/м³ сировини. Тривалість безрегенераційної роботи каталізатору залежить від якості вихідної сировини й параметрів процесу. У звичайних умовах каталізатор може працювати без регенерації більше одного року. Витрата водню при очищенні прямогінних бензинових фракцій зазвичай не перевищує 0,1 % (мас.) на сировину.
• При зазначених умовах очистки фракції прямої гонки бензину що містить до 0,5 % (мас.) сірки, залишковий вміст сірки у продукті не перевищує 0,002 % (мас.), азоту 0,0001 % (мас.), смолисті й металоорганічні сполуки видаляються майже повністю. Така сировина цілком придатна для проектованих установок риформінгу при твердих режимах експлуатації. Вихід її зазвичай буває більше 99 % (мас.).
• Значно важче провести гідроочищення бензинів, що отримують з термічних процесів. Такі бензини містять підвищену кількість ненасичених вуглеводнів (у тому числі дієнових), а також сірчистих та азотистих сполук. Після гідроочищення у звичайних умовах фракцій 85-180 °С бензинів (термічного крекінгу або коксування гудрону), що містять 1,52-1,26 % (мас.) сірки, 0,0106-0,001 % (мас.) азоту, з йодним числом 85-97, не вдається одержати продукт, що містить менше 0,002 % (мас.) сірки. Отримані результати свідчать про те, що при тиску 50 ат не досягається потрібна глибина очистки - вміст сірки в продукті не стає меншим 0,01 % (мас.). Вихід гідроочищеної сировини становив близько 97 % (мас.). У зв'язку з цим було проведено додаткову очистку (друга стадія) отриманих продуктів. Гідроочищення проводили за режимами типових блоків гідроочищення установок каталітичного риформінгу при тиску 30 ат, температурі 400 °С й питомій об'ємній швидкості подачі сировини 6,0 год^-1. Після додаткової очистки фракції 85-180 °С в таких умовах гідрогенізат бензину термічного крекінгу продукт містив сірки 0,0022 % (мас.) і азоту 0,0001 % (мас.). Такий вміст азоту не впливає на активність алюмоплатинового каталізатору риформінгу. Дані вивчення групового вуглеводневого складу свідчать про те, що вторинні бензини, отримані зі східних нафт після гідроочищення, досить близькі до прямогінної фракції 85-180 °С. Тому при каталітичному риформінгу прямогонного бензину й гідроочищеного бензину термічного крекінгу на алюмоплатиновому каталізаторі виходять близькі результати. Таким чином, якщо на заводі потрібно збільшити ресурси сировини для каталітичного риформінгу, можна використати бензин термічного крекінгу за умови його глибокої гідроочищення.
• Витрата водню внаслідок необхідності насичення ненасичених вуглеводнів і видалення значної кількості сірчистих сполук для вторинної сировини може сягти 1,1-1,3 % (мас.) на сировину.
• В інших дослідженнях очистку вторинних бензинів також пропонується проводити у дві стадії: у першій стадії попередньо гідрувати у м'яких умовах найбільш нестабільні ненасичені вуглеводні, а в другій - очищати сировину від сірки й азоту в більш жорстких умовах. Запропоновано також варіант низькотемпературного гідрування на платиновому або паладієвому каталізаторі при температурі до 150 °С. Однак цей спосіб застосовують лише для несірчистих видів сировини, наприклад для деяких бензинів піролізу вуглеводневих газів та ін.
• Наведені дані свідчать про те, що очистку високоякісної сировини для каталітичного риформінгу із фракцій 85-180 °С вторинного походження потрібно здійснювати у дві стадії.
• Необхідно відзначити, що процес гідроочищення продуктів зі значним вмістом ненасичених вуглеводнів, як, наприклад, фракції бензину термічного крекінгу або коксування, супроводжується збільшенням тепловиділення процесу до 100 ккал/кг і утворенням відкладень у теплообмінному і нагрівальному устаткуванні (у результаті часткової полімеризації ненасичених вуглеводнів). Тому потрібно вживати спеціальних заходів з запобігання перегріву в реакторі й зниженні коксоутворення в обігрівальному устаткуванні. Іноді гідрооблагороджування таких бензинів доцільніше проводити в сумішіпрямогінних фракцій, що дозволить спростити схему їхньої переробки.
• Найбільш доцільно проводити попередню гідроочищення бензинів вторинного походження на спеціалізованих установках у суміші прямогінних фракцій або подавати рециркуляційний потік гідроочищеного дистиляту у вихідну сировину. Друга стадія очистки може бути проведена в блоках гідроочищення установок каталітичного риформінгу.
• Існує дві схеми блоку попередньої гідроочищення установок каталітичного риформінгу: а) із системою для циркуляції воденьвмісного газу; при цьому кількість водню, що подається на гідроочищення, визначають залежно від його витрати в процесі; б) без циркуляції газу, тобто весь воденьвмісний газ, що отримують у процесі риформінгу, подають у реактор гідроочищення «на прохід». Першу схему використовують зазвичай при знесірюванні фракцій з підвищеним вмістом сірчистих сполук (більше 0,1 % (мас.)) і ненасичених вуглеводнів. У цьому випадку можна спеціально підбирати кратність циркуляції воденьвмісного газу, що забезпечує більш глибокий ступінь знесірювання сировини й достатню тривалість безрегенераційної роботи каталізатору.
• При знесірюванні за другою схемою - з подачею водню «на прохід» - співвідношення водень - сировина залежить від кількості водню, що утвориться, у процесі каталітичного риформінгу. Робочий тиск при гідроочищенні також залежить від тиску, прийнятого на установці риформінгу. За цією схемою знесірюють прямогінні фракції, що містять менше 0,1 % (мас.) сірки.
• Блок гідроочищення типу 35-11 працює із циркуляцією воденьвмісного газу. Установка призначена для переробки сірчистих прямогінних бензинів з дистилятами вторинного походження. Вихідна сировина підлягає гідроочистці в реакторі і розділяється на парову й рідку фази в газосепараторі високого тиску. Рідка фаза після стабілізації й виділення сірководню служить сировиною риформінгу. Циркулюючий газ і жирний газ стабілізації відмивають від сірководню за допомогою моноетаноламіну.
• Умови роботи блоку гідроочищення (традиційно):
• · каталізатор - алюмокобальтмолібденовий;
• · надлишковий тиск 30-40 ат;
• · температура 380-420 ^оС;
• · питома об'ємна швидкість подачі сировини 5 год-¹;
• · циркуляція газу 500 м³;
• При переробці малосірчастих бензинів, що містять менше 0,1 % (мас.) сірки, блок гідроочищення установки типу 35-11 може працювати при подачі воденьвмісного газу «на прохід».
• Завдяки комбінуванню установок каталітичного риформінгу й каталітичного гідроочищення процес каталітичного риформінгу стає універсальним з погляду вибору вихідної сировини. Гідроочищення бензинових дистилятів, призначених для каталітичного риформінгу, надзвичайно широко поширена в промисловості. У США підготовкою сировини для каталітичного риформінгу зайнято близько половини (за потужністю) установок гідроочищення.
• 1.1 Досвід проектування установок гідроочищення бензинових фракцій
• На Комсомольському НПЗ НК «Роснефть» (Росія) введено в експлуатацію нову установку риформінгу бензину продуктивністю 450 тис. т/рік із блоком попереднього гідроочищення продуктивністю 600 тис. т/рік [2].
• Для переробки сировини з високим вмістом нафтенових і ароматичних вуглеводнів реакторний блок має чотири щаблі реформування. У реактор завантажують каталізатор Criterion PR-9 фірми «Sheell Chemicals». Даний каталізатор дозволяє знизити тиск процесу до 1,5-1,6 МПа в останньому реакторі й забезпечити високі виходи каталізату й водню, однак вимагає ретельної попередньої гідроочищення сировини від сірко- і азоторганічних сполук - каталітичних отрут. Для гідроочищення використали вітчизняний каталізатор КГУ-941.
• Всі реактори, у тому числі реактор гідроочищення, працюють за радіальною схемою, тобто сировина, що подається зверху по периферії реактору, проходить через шар каталізатору до центральної перфорованої труби, по якій знизу реактору виводяться продукти реакції. На мал. 1.1 і 1.2 представлено схеми реакторів гідроочищення й риформінгу.
• Реактор гідроочищення стійко забезпечує високий ступінь очистки від сірки; її вміст у гідрогенізаті - 0,3-0,4 млн^-1 при дуже низькому гідравлічному опорі - не більше 0,02 МПа. Перепад температур на вході в реактор і виході з нього 3-5 °С.
• Ректифікаційні колони - відпарну й стабілізаційну оснащено тарілками із трапецієподібними клапанами конструкції НПК «Кедр-89». У колоні стабілізації гідрогенізату передбачено бічний вивід нестабільної фракції п.к.-85 °С для забезпечення сировиною блоку ізомеризації.
• Сепараційне устаткування блоків гідроочищення й риформінгу, а також сепаратори паливного газу оснащено високоефективними каплеуловлювачами «Ультрасет» конструкції НПК «Кедр-89».
• Конденсаційне й теплообмінне устаткування - в основному кожухотрубчасті теплообмінники з U-образними трубами; частину його становлять апарати із плаваючою голівкою. Всі теплообмінні апарати виготовлено на ВАТ «Пензхиммаш».
• Трубчасті печі скомпоновано в єдиному блоці з топленням, казанами-утилізаторами й загальним димарем для зручності монтажу, обслуговування й створення загальної системи утилізації тепла для вироблення водяної пари. Крім того, печі блоків гідроочищення й каталітичного риформінгу розташовано на загальному фундаменті в одному корпусі, що дозволило зменшити площу забудови.
• На ВАТ «Славнефть-Ярославнефтеоргсин-тез» введено в експлуатацію установку гідроочищення бензинових фракцій продуктивністю 750 тис. т/рік. Установку спроектовано й збудовано «під ключ» на НВК «Кедр-89» за замовленням ЗАТ «ЯРВАЗ» дочірнього підприємства НГК «Славнефть» [3].
• Робочий проект виконало ВАТ «Укрнафто-хімпроект», що входить у групу «Кедр-89». Паралельно з ним розроблявся регламент на проектування. У якості вихідних, даних для технологічних розрахунків використався базовий проект фірми «UOP».
• Особливість установки полягає у використанні у якості сировини прямогінної широкої бензинової фракції п.к.-180 °С и застосуванні двоколонної системи поділу, що забезпечила можливість одержання гідроочищених легкої (п.к.-85 °С) і важкої (85-180 °С) бензинових фракцій - сировини для установок «Парезом» і каталітичного риформінгу відповідно.
• Принципову технологічну схему установки наведено на мал. 1.3. Сировина разом із ВВГ після попереднього нагріву у теплообмінниках Т-100/1,2,3,4 надходить у піч П-100. Ця піч циліндричного типу, чьотирьохпотокова, з вертикальним розташуванням труб у секції радіації, горизонтальним - у секції конвекції й трьома горілками в поді. Для підвищення її ККД на лінії димових газів, що виходять, установлено економайзери для нагрівання теплофікаційної води. Розрахунковий ККД печі склав 92 %. Нагріта в печі до 328 °С сировина й ВВГ надходять у реактор Р-100 гідроочищення. Продукти реакції після охолодження в теплообмінниках Т-100/1,2,3,4 і апаратах повітряного охолодження ХВ-100/1,2 надходять у холодний сепаратор С-100 високого тиску, де ВВГ відділяється від рідких продуктів і направляється в циркуляційний компресор.
• На установці використано два поршневих компресори марки 2ГМ10-20/29-41СУХЛ4 виробництва ВАТ «Пензкомпрессормаш». Продуктивність кожного по ВВГ - 30 тис. нм³/ч, припустимий перепад тиску між лініями нагнітання й усмоктування - 1,2 МПа. Цей перепад складається з опору нагрівальної печі, реактору, сировинних теплообмінних апаратів (Т-100/1,2,3,4), сепараторів, технологічних трубопроводів і регулювальних клапанів.
• Мал. 1.3. Принципова схема установки гідроочищення бензинових фракцій на ВАТ «ЯРОСЛАВНЕФТЕОРГСИНТЕЗ» 1, 7, 10 - печі відповідно П-101, П-102 та П-103; 2 - реактор Р-100; 3 - компресор ВВГ; 4 - сепаратор ВВГ; 5 - холодний сепаратор високого тиску; 6 - відпарна колона К-101; 8, 11 - рефлюксні ємності; 9 - колона К-102 розділення широкої бензинової фракції; I - сировина (бензинова фракція); ІІ - циркулюючій ВВГ; ІІІ - хімічно очищена вода; IV - свіжий ВВГ; V - кисла вода; VI - газ, що відходить на амінову очистку; VII - фр. п.к.-85 ^оС; VIII - фр. 85-180 ^оС

• Особливість цієї системи складається в наявності двофазного потоку - газорідинної суміші, що обумовлює значні втрати тиску при зміні гідростатичних рівнів в апаратах. Розрахунки показують, що зменшення перепаду тиску на 0,1 МПа в циркуляційному компресорі й сировинному насосі забезпечує зниження експлуатаційних витрат більш ніж на 50 тис. дол. на рік.
• Рідка фаза із сепаратора С-100 направляється на поділ у відпарну колону К-101, обладнану 26 тарілками із трапецієподібними клапанами. Продуктами колони є стабільна бензинова фракція й газ, що виходить, що направляється на амінове очищення в загальнозаводську мережу. Стабільний гідрогенізат знизу колони К-101 направляється в колону К-102, де розділяється на фракції п.к.-85 °С і 85-180 °С. Колона К-102 обладнана 40 тарілками із трапецієподібними клапанами.
• Реактор (мал. 1.4.) являє собою вертикальний апарат діаметром 2,6 м і висотою 6,5 м. Його корпус виготовлено із двошарової сталі: основний шар - сталь 12ХМ, що плакує - сталь 08X13. Загальна товщина стінки реактору - 50 мм.
• Усередині реактору коаксиально встановлено перфоровані циліндр і відвідну трубу, кільцевий простір між якими заповнений каталізатором. Зверху циліндр і трубу щільно закрито кришкою спеціальної конструкції. Нижня частина реактору викладена жароміцним бетоном.
• Реактор працює в такий спосіб. Парогазова суміш із нагрівальної печі надходить у реактор зверху через патрубок, на кінці якого встановлено відбійну пластину. Далі вона направляється на стінку реактору й заповнює простір між корпусом реактору й перфорованим циліндром. Потім через шар каталізатору парогазова суміш рухається до центральної вивідної перфорованої труби, закритої зверху, і виходить через нижній штуцер.
• Переваги реактору радіального типу в порівнянні з аксіальним:
• · значно менший гідравлічний опір;
• · більш рівномірний розподіл парогазової суміші по всьому об'єму каталізатору, внаслідок чого досягається висока ефективність реактору;
• · менша схильність до забивання каталізатору механічними частками й продуктами корозії (які, природно, накопичуються у зазорі між корпусом і перфорованим циліндром у нижній частині реактору), що забезпечує більш тривалий цикл роботи без регенерації.
• 1.2 Каталізатори гідроочищення нафтових фракцій
• Найбільш масовими на НПЗ є установки гідроочищення нафтових фракцій, у першу чергу бензинових перед риформінгом (71 од.), дизельних (біля 50 установок), вакуумного газойлю перед каталітичним крекінгом (10 од.) і масел [4].
• При середній ціні каталізаторів гідроочищення 10-11 дол. /кг і перезавантаженні каталізатору один раз на 4-5 років ємність ринку каталізаторів гідроочищення на рік становить 12-15 млн. дол. У колишньому СРСР практично на всіх установках гідроочищення нафтових фракцій використовували тільки російські каталізатори, в основному виробництва катализаторних фабрик Рязані й Ново-куйбишевська. За своїми властивостями каталізатори відповідали сучасним вимогам. Особливої необхідності в залученні імпортних каталізаторів не було.
• У 90-их роках на російський ринок каталізаторів гідроочищення вийшли західні компанії, насамперед - американська компанія ЮОП, Крайтеріон, датська компанія Хальдор Топсе, Зюд Хемі й голандська Акзо Нобель. За короткий строк було закуплено бдизько 200 т імпортного каталізатору для гідроочищення бензинових фракцій (30 % ринку); 320 т - дизельного палива (20 % ринку), 480 т - вакуумного газойлю (60 % ринку).
• Останнім часом вдало виступає американська каталізаторна компанія Грейс, що організувала спільне підприємство з нафтовою компанією Шеврон (США).
• Сьогодні російські каталізатори гідроочищення не поступаються імпортним за своїми основними властивостями й успішно конкурують з ними. У той же час нові вимоги щодо вмісту сірки в різних нафтових фракціях, котрі були прийняті європейським співтовариством і США, змушують керівників НПЗ купувати імпортні каталізатори нового покоління.
• Табл. 1.1. Потреба в каталізаторах на установках гідроочищення нафтових фракцій, що входять до складу російських нафтових компаній

Компанії	Число	Потреба в каталізаторі на момент завантаження, т
	заводів	установок
1	2	3	4
ЛУКОЙЛ	7	33	970
ЮКОС	6	37	1310
Газпром	3	11	380
МНГК	1	7	400
Альянс	2	2	20
Профіт-4	1	2	20
Сургутнефтегаз	1	10	250
Роснефть	2	2	20
Башнефтехим	3	17	750
Сибнефть	1	8	420
ТНК-ВР	4	26	850
Славнефть	2	10	260
Татнефть	2	13	250
Усього	34	178	5900

• ВОО «Катахим» розробила серію каталізаторів РК. За результатами досліджень для нафтопереробних виробництв пропонується пропонуються наступні серії каталізаторів [5]:
• · РК-222 для гідро облагороджування (гідроочищення та гідрування полі циклічних ароматичних вуглеводнів) середніх дистилятів та попередньої гідроочищення сировини риформінгу;
• · РК-231 (Co) для глибокого знесірювання середніх дистилятів, а також для гідрознесірювання та де азотування бензинових фракцій;
• · РК-231 (Ni) для гідрування ненасичених та поліцмклічних ароматичних вуглеводнів;
• · РК-442 для глибокого гідро облагороджування вакуумного дистиляту.
• Таблиця 1.2 Основні фізико-хімічні характеристики

Показники	Каталізатор
	РК-222	РК-231 (Co)	РК-231 (Ni)	РК-442
1	2	3	4	5
Хімічний склад, % (мас.)
MoO3	12-15	12-15	12-15	13-16
NiO	4-6	-	4-5	4-5
CoO	-	4-5	-	-
Індекс міцності, Н/мм	22	21	21	21
Діаметр гранул, мм	1,5-2,5	1,5-2,5	1,5-2,5	1,5-2,5
Насипна густина, г/см3	0,6-0,8	0,6-0,8	0,6-0,8	0,6-0,8
Загальний строк служби, років, не менше	6	6	6	6
Міжрегенераційний цикл, місяців, не менше	24	24	24	24

• Алюмонікельмолібденові та алюмокобальтмолібденові (АНМ та АКМ) каталізатори широко використовують для гідроочищення, гідрокрекінгу, гідроізомеризації та депарафінізації нафтових фракцій [6]. Їх виробництво, світовий об'єм якого складає приблизно 90 тис. т / рік, пов'язано з застосуванням великої кількості солей металів, кислот та лугів, що ускладнює питання утилізації відходів.
• Питання екології навколишнього середовища нафтопереробних виробництв обумовило зацікавленість у розробках малореагентних способів виробництва каталізаторів і носіїв, зменшення об'єму шкідливих викидів у атмосферу, утилізації відпрацьованих каталізаторів. Захоронення нікель- та кобальтвмісних каталізаторів має здійснюватись у спеціально обладнаних бункерах для запобігання забруднення ґрунтових вод. Нижче розглянуто основні напрямки розробки мало стічної технології виробництва АНМ та АКМ каталізаторів та способи утилізації відпрацьованих каталізаторів.
• 1.2 Отримання активного окису алюмінію (АОА)
• Ця стадія виробництва каталізаторів є основним джерелом стічних вод. Найбільш поширеним методом отримання АОА переосадження глинозему з отриманням оксидів алюмінію. Можливими є наступні варіанти:
• · Лужний (алюмінатний) осадженням з лужних розчинів кислотами або кислими розчинами сілі.
• · Кислотний (нітратний) осадженням з кислих розчинів сілі алюмінію розчинами лугів.
• До недоліків зазначених методів можна віднести: підвищену витрату кислот та лугів, багато стадійність процесу, високі втрати продукту під час фільтрування і промивання, утворення великої кількості стічних вод, що містять кислоти та луги а також підвищені енерговитрати.
• Для усунення наведених недоліків отримання АОА користуються методом термодиспергування. Він складається з наступних стадій: розмільчення та сушіння глинозему, його високотемпературне нагрівання, гідратація, промивання, пластифікація з отриманням гідро гелю АОА.

• 1.3 Отримання каталізаторів на основі АОА
• Вітчизняні каталізатори отримують на основі АОА, котрий у свою чергу отримують шляхом змішуання його з суспензією сілі активних металів (молібдену, кобальту, нікелю) і розчином промотора. Отриману композицію декілька разів фільтрують, потім формують, просушують, прокалюють при підвищеній температурі. За цим способом утворюються стічні води з канцерогенними сполуками нікелю (молібдену), до атмосфери викидають оксиди азоту, аміак та інші сполуки.
• Для забезпечення більшої ефективності процесу гідроочищення перед виробником постає питання раціонального вибору каталізатору, що розрізняється хімічним складом та відноситься до різних цінових категорій (табл. 1.3). Труднощі при виборі каталізатору виникають через необхідність проаналізувати всі показники якості каталізатору і потребують індивідуального підходу. Крім того, потрібно враховувати ті фактори, що проявляються у процесі експлуатації вітчизняних установок гідроочищення: постійно змінюється якість сировини (фракційний склад, вміст сірки), неможливість швидкого регулювання температури через відсутність автоматичних аналізаторів, низький парціальний тиск водню (2,8-3,3 МПа), порушення технологічного режиму.
• Таким чином на основі досвіду експлуатації подібних каталізаторів на більш ніж 40 установках упродовж останніх років було виведено основні критерії експлуатації каталізаторів, а саме:
• 1.Знесірююча активність. При її оцінці враховувалась абсолютна кількість сірчистих сполук, котрі було видалено при проведенні даного процесу.
• 2.Міцність гранул. При виборі каталізатору користувачі не приділяють достатньо уваги його міцностним властивостям, проте використання гранул каталізатору з низьким коефіцієнтом міцності призводить до утворення пилу, і, як наслідок, до збільшення перепаду тиску
• 3.Стабільна активність. Цей критерій визначає загальний строк роботи каталізатору, що зумовлюється величиною закоксованості каталізатору.
• 4.Ринкова вартість.
• Табл. 1.3. Основні показники якості деяких марок каталізаторів

Показники	Марка каталізатору
	ГКД-205	ГКД-300	ГКД-700	ГП-497	ГО-7011	ТК-551	S-12	KF-752
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Насипна густина, кг/м3	720	670	610	800	670	760	580	630
Вміст, % (мас.)
CoO	-	-	-	-	4,5	-	4,6	4,0
NiO	4,0	3,0	3,2	2,4	-	3,8	-	-
Na2O	0,08	0,06	0,03	0,08	0,08	0,05	0,06	0,05
MoO3	12,3	9,0	10,0	11,0	13,0	17,0	15,0	20,0
Об'єм пор, см3/г	0,40	0,38	0,41	0,42	-	0,48	0,58	-
Діаметр гранул, мм	2,7	2,5	2,6	2,7	2,0	1,5	1,7	1,5
Коефіцієнт міцності, Н/мм	23	24	25	20	20	17	16	-
Питома поверхня, м2/г	190	203	185	190	185	125	120	-

• Необхідно зазначити, що для переробки високо сірчистих нафт досить важливу роль відіграє активація каталізаторів. Для осірчування (активації) каталізаторів на вітчизняних установках гідроочищення використовують майже усі відомі речовини, що здатні виконати активацію [8]: сірководеньвмісний газ, прямогонні середні дистиляти, елементарну сірку, рідкі сіркоорганічні сполуки.
• Осірчування елементарною сіркою прозводиться шляхом прямої взаємодії сірки з оксидами металів. Сірководеньвмісним газом - проводять до встановлення у системі рівноваги і не може бути глибоким через низьку концентрацію сірководню.
• У якості рідких сіркоорганічних сполук використовують або індивідуальні сполуки (меркаптани, дисульфіди), або їх технічні суміші, або нафтові, чи конденсатні фракції, до складу яких входять сіркоорганічні сполуки з різними температурами розкладання і взаємодією з оксидами металів.
• Регенерація каталізаторів здійснюється шляхом випалення коксових відкладень з поверхні каталізатору. Випалення здійснюють потоком повітря при високій температурі [9]. З продуктів окиснення першим у газах регенерації з'являється двоокис сірки, що утворюється внаслідок окиснення сульфатів активних металів.
• Початково він виявляється при температурі приблизно 200 ^оС. Його виділення зростає при 300-320 ^оС, а при температурі 400 ^оС практично закінчується. Повторне утворення двоокису сірки простежується при 450-500 ^оС. В цьому температурному діапазоні він утворюється внаслідок
• окиснення сульфатів і випалювання сірки, що накопичується у коксових відкладеннях в процесі переробки нафтових дистилятів.
• На тривалість випалення і температурний режим регенерації помітно впливає попередня обробка шару закоксованого каталізатору, котра дозволяє значно зменшити зростання температури в початковому періоді подачі кисеньвмісної суміші і видалити з поверхні каталізатору до 40 % горючих речовин. Попередня пропарка шару закоксованого каталізатору при підвищених температурах дозволяє видалити з поверхнізакоксованого каталізатору до 70 % сірки, що в свою чергу виключає можливість температурних спалахів під час регенерації. Крім того, під час селективного видалення сірки зменшується утворення стабільних сульфатів у процесі пароповітряної регенерації, що приводить до більш повного відновлення активності каталізатору.
• Результати дослідів пройшли промислове випробування. Згідно з розробленими рекомендаціями здійснюється газоповітряна регенерація в секції гідроочищення комплексної системи КТ-1 АО «Мажейко нафта». В результаті низькотемпературної регенерації забезпечується практично повне відновлення гідрознесірюючої активності каталізатору.
• 1.4 Водень для процесу гідроочистки
• Необхідний для гідроочищення нафтової сировини водень може бути отриманий або з установок каталітичного риформінгу, де він є побічним продуктом, або зі спеціальних установок виробництва водню [9]. Водень, що утворюється у процесі каталітичного риформінгу, за чистотою (50-95 % (об.)) взагалі може бути використаним у більшості процесів гідроочищення. Для гідроочищення високосірчаної сировини з великим вмістом ненасичених вуглеводнів необхідно змішувати циркулюючий воденьвмісний газ зі свіжим високої чистоти.
• З усього різноманіття спеціальних методів отримання водню найбільш поширеними у промисловості є наступні: шляхом хімічних реакцій, шляхом електролізу, шляхом глибокого охолодження. Серед хімічних методів промислове значення мають: конверсійний метод отримання водню з водяної пари; залізо-паровий метод, що базується на взаємодії металічного заліза й закису заліза з водяною парою при 650-800 ^оС; метод конверсії (термічної або каталітичної) вуглеводневих газів з водяною парою. В умовах нафтопереробного заводу найбільш економічним є отримання водню із установки каталітичного риформінгу, або методом каталітичної конверсії водяною парою вуглеводневих газів.

• 2. Фізико-хімічні основи
• Гідроочищення - процес видалення з нафтопродукту гетероатомів в результаті гідрування сірко-, азот- і кисень вмісних сполук. Одночасно гідруються дієни, алкени та полі циклічні арени і видаляються метали, що містяться у вигляді металоорганічних сполук. Гідроочищення проводять на гідруючих сірко стійких каталізаторах.
• 2.1 Хімічні основи процесу гідроочистки
• У реакторі блоку попередньої гідроочищення на каталізаторі S-12G і S-120 протікають наступних шість основних реакцій:
• 1) перетворення сіркоорганічних сполук у сірководень;
• 2) перетворення органічних сполук азоту в аміак;
• 3) перетворення кисневмісних органічних сполук у воду;
• 4) насичення неграничних вуглеводнів;
• 5) перетворення галоїдвміщуючих сполук у відповідні галогеноводні;
• 6) видалення органометалічних сполук.
• 2.2 Видалення сірчистих сполук
• Сірчисті сполуки в прямогінних бензинах представлені в основному меркаптанами, сульфідами, ди- і полісульфідами. Ці сполуки: меркаптани, сульфіди, дисульфіди, тіофени легко гідруються до сірководню і відповідних вуглеводнів. Тіофени найбільш важко піддаються перетворенням. У бензинах присутня також елементарна сірка, що утворюється при термічному розпаді сірчистих сполук у процесі перегонки й у результаті окислювання сірководню при контакті з повітрям.
• Глибина перетворення сірчистих сполук зменшується в наступному ряді: меркаптани >дисульфіди > сульфіди > тіофени. Швидкість реакцій видалення сірки всіх сірчистих сполук зменшується зі збільшенням молекулярної маси. Нижче приведені основні реакції видалення сірки:
• 2.3 Видалення органічних сполук азоту
• Азотисті сполуки в бензинах представлені піролами, піридинами й у висококиплячих бензинових фракціях - хінолінами. Вміст азотистих сполук у прямогонних бензинах невеликий. При гідроочищенні азотисті сполуки переходять у відповідні вуглеводні й аміак.
• Перетворення органічних азотистих сполук відбувається за наступною схемою:
• Видалення азотистих сполук у процесі гідроочищення відбувається складніше, ніж видалення сірчистих сполук. Швидкість видалення азоту в п'ять разів менше ніж швидкість видалення сірки.
• 2.4 Видалення кисневмісних сполук
• Кисневмісні органічні сполуки, що утримуються в прямогонній бензиновій фракції НК-180⁰С (спирти, ефіри, перекиси, феноли) і розчинений кисень в умовах процесу гідроочищення перетворюються у воду і відповідні вуглеводні.
• Вода, при її вмісті в гідрогенізаті понад 25 ррм, знижує кислотну функцію каталізатора риформінгу, сприяє гідролізові і втраті каталізатором кислотного промотору - хлору. Видалення води відбувається шляхом відпарювання нестабільного гідрогенізату у відпарній колоні K-1.
• 2.5 Гідрування ненасичених вуглеводнів (олефінів)
• Насичення олефінів відбувається з такою ж швидкістю, що і видалення сірки.
• Гідрування олефінів протікає за наступною схемою:
• 2.5 Видалення органічних галоїдвміщуючих сполук (галогенів)
• Органічні галоїдвміщуючі сполуки в процесі гідроочищення розкладаються до відповідного вуглеводню і галогеноводню. Розкладання органічних галоїдвміщуючих сполук відбувається складніше, ніж розкладання сірковмісних сполук. Максимально можливий ступінь перетворення галоїдвміщуючих сполук може досягати 90%, однак в умовах, призначених для видалення сірки й азоту, ця величина набагато менше.
• Тому необхідно постійно здійснювати аналіз гідрогенізату на вміст хлору, тому що вміст хлору в гідрогенізаті буде визначати кількість хлору, що подається на блок риформінгу.
• Типова реакція розщеплення галоідорганічної сполуки:

• 2.6 Видалення органометалічних сполук
• Сполуки, що містять метали, присутні в прямогонній бензиновій фракції в незначній кількості. У процесі гідроочищення органометалічні сполуки руйнуються, утворюючи відповідні вуглеводні і метали, що відкладаються на поверхні каталізатора гідроочищення.
• Найбільш типовими металами, що присутні у прямогонній бензиновій фракції є: залізо, кальцій, магній, мідь, свинець, натрій і ін.
• При температурі процесу вище 315⁰С метали практично цілком видаляються із сировини доти, поки каталізатор не акумулює до 2 - 3% металів. При досягненні цієї концентрації каталізатор починає швидко наближатися до стану насичення, і в гідрогенізаті може спостерігатися проскакування металів. Крім цього, по мірі збільшення вмісту металів на каталізаторі, він поступово втрачає здатність до видалення сірки.
• Залізо концентрується у верхній частині шару каталізатора у вигляді сульфідів заліза.
• 2.7 Швидкості і теплові ефекти реакцій
• Відносні швидкості реакцій гідроочищення мають наступні значення:
• видалення сірки 100
• насичення олефінів 80
• видалення азоту 20
• Теплові ефекти реакцій гідроочищення і кількість споживаного водню наведено в таблиці 2.1.

• Таблиця 2.1.

Тип реакції	Теплові ефекти реакції, кДж/кг	Споживання водню, у відносних одиницях
Видалення сірки	8,1	1
Насичення олефінів	40,6	5
Видалення азоту	0,8	0,1

• З приведених вище даних видно, що реакції видалення сірки є реакціями що протікають найшвидше, а реакції гідрування ненасичених вуглеводнів протікають з більшим тепловим ефектом.
• Реакції видалення сірки протікають з невеликим тепловим ефектом, тому температура на вході і виході з реактора гідроочищення практично однакова. Позитивний перепад температур по реактору гідроочищення може бути у випадку переробки прямогонної бензинової фракції з великим вмістом олефінів (> 2% мас.).
• 2.8 Хімічні реакції, що призводять до корозії устаткування блоку гідроочищення
• У реакторі Р-1 блоку гідроочищення сірко-, кисень-, азот-, і хлоровмісні сполуки гідруються з утворенням сірководню (Н₂S), води (Н₂О), аміаку (NH₃) і хлористого водню (HCl).
• Крім корозії, викликаної взаємодією сірководню і хлористого водню з металом устаткування, ці агресивні компоненти взаємодіють з аміаком, утворюючи хлорид і сульфід амонію. По мірі охолодження газо-продуктової суміші відбувається відкладення в першу чергу кристалічного хлориду амонію на внутрішній поверхні устаткування .
• У залежності від співвідношення в прямогонній бензиновій фракції хлору й азоту в апаратах накопичуються хлорид амонію (при надлишку азотовмісних сполук) і хлориди заліза (при надлишку хлорорганічних сполук), як домішки присутні сульфіди амонію і заліза:
• HCL + NH₃ NH₄CL (2.12)
• NH₃ + Н₂S NH₄НS (2.13)
• NH₄НS + NH₃ (NH₄)₂S (2.14)
• Fe + HCL FeCL₂ + H₂ (2.15)
• FeCL₂ + (NH₄)₂S Fe +2NH₄CL (2.16)
• Утворення відкладень звичайно відбувається при температурах нижче 204 ⁰С. Відкладення хлориду амонію забивають трубки теплообмінника, викликаючи тим самим погіршення теплообміну і збільшують перепад тиску по блоку, а також можуть перешкоджати нормальній роботі клапанів і інших приладів, що приводить до зниження продуктивності і неритмічній роботі установки. Крім того, відкладення викликають серйозні корозійні проблеми: локальній хлоридній корозії піддаються трубопроводи тракту газо-продуктової суміші (ГПС), секції конденсаторів повітряного охолодження, що приведе до аварійних зупинок і позапланових замін устаткування. Хлорид амонію, викликаючи корозію металу при гідролізі, регенерується і бере участь у подальшій взаємодії з металом.
• Для звільнення системи від сольових відкладень застосовується водне промивання. Захист устаткування установки від корозійно-солевих відкладень здійснюється подачею води. Безперервне введення води може збільшити проблему корозії, якщо будуть зберігатися вологі відкладення хлориду амонію.
• Тому принцип промивання заснований на введенні достатньої кількості води протягом максимально короткого періоду.
• Як воду для промивання устаткування необхідно використовувати деаеровану хімочищену воду. Щоб уникнути проникання кисню повітря в систему промивання через нещільності сполучень деталей насосів, що перекачують промивну воду, і трубопроводи обв'язки, необхідно використовувати гарячу воду з температурою не менше 70 ⁰С. Присутність кисню в системі промивання підсилює корозію устаткування і знижує ефективність процесу в кілька разів.
• 2.9 Основні параметри процесу гідроочищення
• Основними параметрами процесу гідроочищення є:
• температура в реакторі;
• тиск у реакторі;
• об'ємна швидкість подачі сировини;
• відношення водень/сировина.
• 2.10 Температура процесу гідроочистки
• Температура впливає на протікання реакцій процесу гідроочищення. Вплив температури проведення процесу гідроочищення неоднаковий для різних типів реакцій.
• Робоча температура процесу гідроочищення в залежності від складу сировини втримується в діапазоні від 315⁰С до 343⁰С. Максимально припустима температура проведення процесу гідроочищення на каталізаторах S-12G і S-120 складає 400⁰С.
• Реакція видалення сірки починає протікати при температурі 230⁰С. Швидкість реакції видалення сірки з підвищенням температури зростає. Підвищення температури вище 340⁰С уже не робить великого впливу на збільшення швидкості протікання реакції видалення сірки, а також призводить до протікання реакції рекомбінації сірководню з залишковими олефінами:
• СН₃-СН₂-СН=СН-СН₃ + Н₂S СН₃-СН₂-СН₂СН₂-СН₃ (2.17)
• Для розкладання хлорорганічних сполук, що присутні у прямогонній бензиновій фракції в низьких концентраціях (до 10 ррм. мас.), потрібні такі ж температури, що і для розкладання сіркоорганічних сполук.
• Характер зміни швидкості реакції насичення олефінів подібний до реакції видалення сірки, за винятком того, що протікають вони при більш високих температурах.
• Для розкладання кисень і азотовмісних сполук потрібно ще більш висока температура, ніж для насичення олефінів. При збільшенні кількості даних сполук у сировині необхідно підвищувати температуру проведення процесу.
• Реакції деметалізації мало залежать від температури. При температурі вище 315⁰С видалення металів відбувається практично цілком, але нижче цієї температури можуть мати місце випадки, коли не всі метали виділяються із сировини.
• На початку циклу роботи каталізатора необхідно установити мінімальну температуру (не нижче 315⁰С), що забезпечує необхідну якість сировини для блоку риформінгу. В міру падіння активності каталізатора якість гідрогенізату погіршується. Для підтримки заданої якості гідрогенізату (вміст сірки й азоту 0.5 ppm) підвищують температуру на вході в реактор Р-1 блоку гідроочищення.
• 2.11 Тиск процесу гідроочистки
• Глибина протікання реакцій гідроочищення росте зі збільшенням парціального тиску водню, що залежить від загального тиску в системі, витрати ВСГ що подається і концентрації водню в ньому. Крім того, при високих тисках каталізатор довше зберігає свою активність.
• Зниження витрати ВСГ, концентрації водню, тиску в системі веде до швидкого коксування каталізатора.

• 2.12 Об'ємна швидкість подачі сировини
• Об'ємна годинна швидкість подачі сировини визначається відношенням обсягу сировини, що подається до реактору за одну годину, до обсягу каталізатора, завантаженого в реактор:
• (2.18)
• Зі збільшенням об'ємної швидкості зменшується час перебування сировини в реакційній зоні (час контакту сировини з каталізатором). При цьому підвищується продуктивність і зменшується глибина очищення сировини. При зниженні об'ємної швидкості збільшується час контакту сировини з каталізатором і зростає глибина очищення сировини. Однак при цьому зменшується продуктивність, зростає коксоутворення, знижується тривалість роботи каталізатора.
• Проектна величина об'ємної швидкості для блоку гідроочищення дорівнює 8,00 год -¹
• 2.13 Співвідношення водень/сировина
• При теоретично розрахованих кількостях водню реакції видалення сірки в процесі гідроочищення можуть протікати майже цілком, але швидкість їхнього протікання дуже мала. Тому процес гідроочищення ведуть при надлишковій кількості водню.
• Мінімальне відношення водень/сировина для блоку гідроочищення дорівнює 225 нм³/м³. При збільшенні відношення водень/сировина швидкість реакцій процесу гідроочищення зростає. Збільшення відношення водень/сировина понад 500 нм³/м³ уже не впливає на швидкість реакцій гідроочищення. Для видалення азоту, сірки, хлорорганіки необхідна чистота водню не нижче 70 % .
• 2.14 Дезактивації каталізатора гидроочистки
• Дезактивація каталізатора характеризується зниженням його активності після визначеного періоду роботи при незмінних умовах експлуатації.
• Основними причинами дезактивації є:
• · нагромадження коксу на активних центрах;
• · нагромадження металів на поверхні каталізатора.
• Температура проведення процесу гідроочищення впливає на закоксованість каталізатора. Підвищення температури проведення процесу сприяє лише деякому збільшенню швидкостей реакцій коксоутворення. Одночасне підвищення температури проведення процесу і різке зниження парціального тиску водню приводить до втрати активності каталізатора. Тиск, що рекомендується у ректорі Р-1, становить 3.0-3.3 МПа.
• Каталізатори гідроочищення зберігають свою високу активність у процесі видалення сірки при вмісті коксу на каталізаторі до 5 % мас. Постійна (необоротна) втрата активності каталізатора гідроочищення зв'язана з нагромадженням на його поверхні неорганічних речовин, що входять до складу сировини у виді домішок. До таких речовин відносяться - миш'як, свинець, кальцій, кремній, натрій і фосфор.
• Удавана дезактивація каталізатора може бути викликана нагромадженням відкладень у верхньому шарі каталізатора. У цьому випадку рівномірність потоку через шар каталізатора порушується і якість гідрогенізату погіршується. Відкладення у верхньому шарі каталізатора являють собою сульфід заліза.
• Активність закоксованого каталізатора цілком відновлюється після проведення окисної регенерації.
• Метали, що накопичуються на каталізаторі, не видаляються при його регенерації. Коли загальний вміст металів у каталізаторі перевищить 2% мас, каталізатор варто замінити новим.
• 3. Характеристика сировини, каталізатору, виготовленої продукції
• Табл. 3.1.

Найменування	Контроль якості	Обов'язкові для перевірки показники якості	Норма
1	2	3	4
Прямогінна бензинова фракція	СТП ПР 01-2002	1. Фракційний склад:
		- температура початку перегонки, 0С, не нижче	30
		- 10 % бензину перегоняється при температурі, 0С, не нижче	не нормується
		- 50 % бензину перегоняється при температурі, 0С, не нижче
		- 90 % бензину перегоняється при температурі, 0С, не вище
		- кінець кипіння, 0С, не вище	180
		- залишок та втрати, %, не більше	не норм.
		2. Присутність Н2S	не норм.
		3. Водорозчинні кислоти та луги	відсутність
		4. Масова частка сірки, %, не більше	0,1
		5. Груповий хімічний склад	не норм.
		6. Вміст органічного хлориду, ppm, не більше	4,0
		7. Колір	безбарвний
Циркуляційний газ блоку гідроочищення сировини		1. Густина	не норм.
		2. Компонентний склад	не норм.
		3. Вміст сірководню	не норм.
		4. Вміст водню, % (об.), не менше	70
Газ на опалення пічок	СТП ПР 10-2002	1. Масова доля компонентів, %
		- сума пропану та пропілену	не норм.
		- сума бутану та бутилену	не норм.
		- водню	не норм.
		2. Теплотворна здатність, кДж/кг	не норм.
Каталізатор S-12G	фірма UOP	1. Насипна густина, г/см3	0,720±0,05
		2. Питома поверхня, м2/г	205 ± 5,0
		3. Хімічний склад:
		- вміст кобальту, % (мас.)	4,00 ± 0,5
		- вміст молібдену, % (мас.)	19,50 ± 3,0
Каталізатор S-12О	фірма UOP	1. Зовнішній вигляд	гранули синього кольору
		2. Насипна густина, г/см3	0,72 ± 0,3
		3. Температура плавління, оС	795
		4. Хімічний склад:
		- вміст оксиду алюмінію, % (мас.)	70±90
		- вміст триоксиду молібдену, % (мас.)	10±20
		- вміст окису молібдену, % (мас.)	1±6


• 4. Технологічна схема

Схема обрана на базі діючої установки каталітичного риформінгу Л-35-11/300 в умовах АТ ??Укртатнафта??. Досвід експлуатації установки довів її працездатність та якісні показники продуків реакції

4.1 Опис технологічної схеми

Стабільний гідрогенизат з блоку гідроочищення забирається сировинним насосом Н-1, проходить сировинний фільтр Ф-1, і у кількості до 65м³/год подається в трійник змішування, куди з компресора - ПК-1 надходить воденьвмісний газ.

Витрата воденьвмісного газу за нормальних умов, що подається на одиницю об'єму гідрогенізату в годину, повинна бути не менш 1500 м.

Масова частка сірки в гідрогенізаті не повинна перевищувати 0,5%, азоту - 0,5%.

Об'ємна частка водню в циркулюючому воденьвмісному газі повинна бути не менш 70%.

Масова ч...