UNIVERZITET U ISTOCNOM SARAJEVUTEHNOLOŠKI FAKULTET

Z V O R N I K

TEHNOLOGIJA PRERADE NAFTE

-SEMINARSKI RAD-

HIDRODESULFURIZACIJA

Profesor: Student: Dr Pero Dugić Zvjezdan Kostić, br. indeksa: 762

Zvornik, april 2008 godine

S a d r ž a j

1. Uvod .......................................................................................................................... 3

2. Katalitički proces ....................................................................................................... 5

2.1.Hidrokrekovanje ........................................................................................................ 5

2.2.Hidrodesulfurizacija .................................................................................................. 7

3. Literatura ................................................................................................................... 11

1. Uvod

Nafta je jedan od najznačajnijih energetskih izvora. U odnosu na čvrsta goriva, hidro-i nuklearnu energiju, nafta i prirodan gas su za energetske namene u svetskoj potrošnji zastupljeni sa 60%, i to dve trećine nafta i jedna trećina prirodan gas. Osim toga, nafta i gas su i osnovne polazne sirovine za hemijsku industriju. Na bazi nafte i gasa razvila se sredinom XX veka petrohemijska industrija, koja obuhvata proizvodnju mnogih hemijskih proizvoda.

Istraživanje i eksploatacija nalazišta nafte započeti su u drugoj polovini XIX veka, a brži razvoj je usledio tek u XX veku. Nagli porast potrošnje nafte je u tesnoj vezi sa razvojem automobilskog, a zatim i avionskog saobraćaja. Zahvaljujući manjim troškovima proizvodnje i transporta, nafta je u mnogim podrućjima primene potisnula do tada dominantnu sirovinu – ugalj. Veoma mala cena u prošlosti uticala je na masovno često neracionalno korišćenje nafte. Nova nalazišta nafte ne pronalaze se onim tempom koje to svetske potrebe zahtevaju. Zbog toga će i cena nafte u budućnosti verovatno brže rasti. Procene da će postojeće rezerve nafte u svetu biti gotovo u potpunosti utrošene tokom slijedećih sto godina dovele su do delimičnog vraćanja uglju, čije su rezerve mnogo veće, kao i do ubrzanih istraživanja novih izvora energije.

U svetu se godišnje proizvede blizu četiri milijarde tona nafte. Zastupljenost pojedinih regiona, izražena u procentima, približno iznosi: Severna Amerika – 25, Zapadna Amerika – 18, Latinska Amerika – 8, Afrika – 4, Srednji istok – 7, zemlje bivše SSSR-a sa zemljama Istočne Evrope – 16, Azija sa zemljama Pacifika i Kinom – 22.

Najveće procenjene rezerve nafte nalaze se u regionima Bliskog i Srednjeg istoka.

O poreklu nafte postoji više raznih teorija, koje mogu da se svrstaju u dve grupe: Teorija o neorganskom ( abiogenom ) poreklu nafte i Teorija o organskom ( biogenom ) poreklu nafte.

Pristalice abiogenog porekla smatraju da je nafta mogla postati dejstvom vode na metalne karbide na visokoj temperaturi i pritisku u unutrašnjosti zemlje, pri čemu su nastali oksidi i ugljovodonici. Prema verovatnijoj biogenoj teoriji, nafta vodi poreklo od organskog biljnog i životinjskog materijala koji prvenstveno potiče od izumrlih morskih organizama, kao što su fito – i zooplanktoni, alge, bakterije i drugi. Izumrli organizmi su se taložili na dnu mora i jezera, a naslage organske materije su poniranjem zemljišta i tektonskim aktivnostima dospevale u dublje slojeve Zemlje. U dugotrajnim procesima razlaganje tih sedimenata, pod dejstvom aerobnih a zatim anaerobnih bakterija i uz povišeni pritisak i temperaturu, organska materija se transformisala u naftu. Nagrađena nafta je migracijom kroz porozne i propustljive stene dospevala do ležišta opkoljenih nepropustljivim stenama kao što su glina, loporac ili škriljac.

Eksploatacija nafte počinje bušenjem slojeva zemlje ili morskog dna iznad ležišta. Kroz nastalu bušotinu nafta najčešće praćena izvesnom količinom gasa pod dejstvom povišenog pritiska u ležištu spontano izbija na površinu. To je takozvana prirodna erupcija. Međutim, iscrpljivanjem ležišta pritisak se snižava, te se nafta dalje crpi posebnim sisaljkama ili se u ležište utiskuje gas pod visokim pritiskom. Sirova nafta se iz ležišta zatim odvodi u sabirnu stanicu u kojoj se, u separatorima, odvajaju gasoviti ugljovodonici, slana voda, mulj i

druge nečistoće. Odvojeni gas se može pomoću kompresora ponovo vratiti u bušotinu da se u njoj poveća pritisak, ili se gasovodima šalje potrošačima gasa.

Nafta je tečnost čija se boja menja od maslinasto zelene do tamno smeđe i crne. Po hemijskom sastavu je smeša velikog broja različitih ugljovodonika. Ustvari, nafta i zemni gas

su najveći prirodni izvori ugljovodonika. Njih u nafti ima preko 90%, a ostale komponente su jedinjenja sumpora, azota, kiseonika i metala, asfalteni i naftne smole. Osnovne grupe ugljovodonika u sirovoj nafti su:

Aciklični ugljovodonici – aklani ( parafini ), Aliciklični ugljovodonici ( nafteni ) sa jednim prstenom ili više prstenova u molekulu, Mono – i višeciklični aromatični ugljovodonici i Višeciklični naftensko – aromatični ugljovodonici.

Sirova nafta se prerađuje u rafinerijama nafte i iz nje se primjenom različitih postupaka, dobija veliki broj proizvoda i poluproizvoda koji mogu da se podele u sledeće grupe: goriva, maziva, sirovine za hemijsku industriju i proizvodi za druge namene.

Najvažnija goriva su: Naftni gas, Motorni benzin, Mlazno gorivo, Dizel – goriva, i Ulje za loženje ( lož ulje ).

Od maziva bitni su: Maziva ulja i Mazive masti.

Tehnološki postupci prerade nafte mogu da se svrstaju u dve grupe: primarne i sekundarne.

Primarni postupci su atmosferska i vakum destilacija kojima se nafta frakcioniše, tj. razdvaja na primarne proizvode koji, svaki za sebe, predstavlja smešu ugljovodonika, tzv. frakciju.

Sekundarni postupci se dele na termičke i katalitičke. Termički se obavljaju pod dejstvom toplote, a u katalitičkim se koriste i katalizatori.

Termički postupci prerade nafte su: termičko krekovanje, koksovanje i piroliza.

Katalitički postupci prerade nafte su: katalitičko krekovanje, hidro krekovanje, katalitičko reformiranje, alkilacija, izomerizacija i rafinacija.

2. Katalitički procesi

Izuzimajući procese termičkog krekovanja, tj. termičkog razredjenja, koksovanja i pirolize, svi ostali hemijski procesi prerade nafte izvode se primenom katalizatora. Danas, u ovom smislu uočavaju se sledeći procesi hemijske prerade nafte: katalitičko krekovanje, reformiranje, alkilovanje, polimerizovanje, hidrokrekovanje, hidrorafinacija i izomerizovanje. Osim primene katalizatora, hidrogenacione procese hidrokrekovanja i hidrorafinacije karakteriše izvodjenje reakcije u struji vodonika. Većina od navedenih procesa odvija se u reaktoru sa nepokretnim slojem čvrstog katalizatora. Izuzetan je proces katalitičkog krekovanja, koji se u industrijskoj razmeri izvodi u reaktoru sa pokretnim slojem kugličastog katalizatora, odnosno u reaktoru sa fluidizovanim slojem praškastog katalizatora. Isto tako, izuzetak je i proces alkilovanja u kojem je katalizator sumporna ili fluorovodonična kiselina, tako da se izvodi u reaktoru sa mešanjem. Razvoj procesa hidrokrekovanja usmeren je takodje ka primeni reaktora sa fluidizovanim slojem praškastog katalizatora. Za procese katalitičkog krekovanja i u manjoj meri hidrokrekovanja, karakteristično je znatno brže deaktivacija katalizatora, usled taloženja koksa na njegovoj površini, u odnosu na ostale katalitičke procese sa čvrstim katalizatorom. Iz tog razloga razvoj ovih procesa bio je usmeren ka primeni reaktora sa fluidizovanim slojem katalizatora, koji podrazumeva kontinualno strujanje deaktiviranog katalizatora iz reaktora u regenerator i regenerisanog katalizatora iz regeneratora u reaktor. Sa druge strane, za većinu procesa sa čvrstim katalizatorom, karakterističnih sporom deaktivacijom katalizatora, reaktor sa nepokretnim slojem katalizatora predstavlja zadovoljavajuće rešenje. U ovom slučaju, potrebno je nakon odredjenog vremenskog perioda zaustaviti proces da bi se pristupilo regeneraciji katalizatora. U svojstvu katalizatora primenjuju se različite materije: plemeniti metali, oksidi, kiseline, baze, soli, sulfidi metala, pojedina organska jedinjenja itd. Osnovne karakteristike katalizatora su selektivnost i aktivnost. Katalizator sa dobrom selektivnošću ubrzava željenu hemijsku reakciju od svih mogućim reakcija u datom sistemu. Kvalitet proizvoda prema tome zavisi pre svega od selektivnosti katalizatora. Sa druge strane, proces koga karakteriše primena katalizatora velike aktivnosti, odlikovaće se proizvodnjom veće količine željenog proizvoda po jedinici količine katalizatora.

2.1. Hidrokrekovanje

Proces hidrokrekovanja može da se izvodi u jdnostepenom i dvostepenom postrojenju. Tehnološka šema jednostepenog procesa u suštini odgovara šemi prikazanoj na Sl.1. Temperatura na ulazu u reaktor u ovom slučaju je od 400 do 410ºC, pritisak 50 bar, zapreminska brzina dotoka sirovine 1(m³/h)/m³, stepen cirkulacije gasa bogatog vodonikom (75 zapr.%) 600 m³/m³. Ako je sirovina za hidrokrekovanje teže gasno ulje proizvedeno u okviru ostalih sekundarnih procesa (koksovanje i katalitičko krekovanje), kao i vakuum gasno ulje sa povišenim sadržajem sumpora, azota i policikličnih aromatskih ugljovodonika, katalizator ubrzano gubi aktivnost u okviru jednostepenog hidrokrekovanja. U tom slučaju primenjuje se dvostepeni proces. U reaktorima prvog stepena katalizator treba da favorizuje reakcije razgradnje jedinjenja sumpora i azota, a u reaktoru drugog stepena reakcije razgradnje i izomerizacije ugljovodonika. Tehnološka šema dvostepenog hidrokrekovanja je

takva da proizvodi reakcije iz reaktora prvog stepena odlaze direktno u separacionu sekciju postrojenja, odakle ostatak sa dna kolone za rektifikaciju odlazi u reaktor drugog stepena. Proizvodi reakcije iz reaktora drugog stepena, pre frakcionisanja se mešaju sa proizvodima reakcije iz reaktora prvog stepena. Toplotni efekat hidrokrekovanja iznosi od 130 do 250 kJ/kg sirovine. S obzirom da se ova toplota oslobadja u reaktoru, potrebno je obezbediti odvodjenje viška toplote uvodjenjem rashladnog sredstva. Iz tih razloga katalizator je rasporedjen u više razdvojenih slojeva u reaktoru sa posebnim rešetkama, a rashladno sredstvo (gas proizveden u samom procesu) se uvodi ispod rešetki. Pored procesa hidrokrekovanja sa osnovnom namenom za proizvodnju kvalitetnih lakših proizvoda polazeći od teže sirovine, u ovaj tip procesa moguće je uvrstiti i proces hidrorafinacije, pri oštrijim radnim uslovima, kod proizvodnje ulja za podmazivanje. Ove procese odlikuje velika fleksibilnost, tj. mogućnost prerade sirovina različitih karakteristika na istom postrojenju, ali sa odgovarajućim podešavanjem procesnih parametara. Reaktori postrojenja hidrogenacionih procesa su po pravilu sa nepokretnim slojem katalizatora. Medjutim, pri obradi ostatka primarne i sekundarne prerade nafte, tj. mazuta, sa visokim sadržajem sumpora, uvode se u primenu i reaktori sa fluidizovanim slojem u prisustvu tri faze: čvrsta faza praškasti katalizator; tečna faza smeša neproreagovane sirovine i proizvoda reakcije visoke temperature ključanja i gasovita faza smeša vodonika, sumporvodonika, amonijaka i ugljovodoničnih para.

Pri matematičkom modelovanju hidrogenacionih procesa neophodno je razmotriti kinetiku kako reakcije hidrokrekovanja, tako i reakcije hidrorafinacije. Tako, u slučaju procesa hidrokrekinga gasnog ulja moguće je uspostaviti reakcionu šemu na sledeći način:

W1

S + δ1H2 → ν3D + ν4O

W2

O + δ2H2 → ν11G + ν21B + ν31D W3

D + δ3H2 → ν12G + ν22B

pri čemu je: S-sirovina; G-gas; B-benzin; D-dizel; O-ostatak; δ i; i = 1,2,3 broj raskinutih veza C-C u molekulima sirovine, ostatka i dizela, stehiometrijski koeficijenti ν označavaju brojeve molova proizvoda koji nastaju od jednog mola sirovine; wi; i = 1,2,3 brzine hemijskih reakcija hidrokrekovanja. Pošto je proces hidrokrekovanja praćen procesom hidrorafinacije, reakcionu šemu (1.0) treba dopuniti sa reakcijama hidriranja ugljovodoničnih jedinjenja koja sadrže sumpor:

+H2

SS → S + H2S +δ1H2

SS → ν3SD + ν4SO

+H2

SO → O + H2S +δ2H2

SO → ν11SG + ν21SB + ν31SD

+H2

SD → D + H2S +δ3H2

SD → ν21SG + ν22SB

gde su Si; i = S, G, B, D, O oznake ugljovodoničkih jedinjenja, koja sadrže sumpor, u sirovini, gasu, benzinu, dizelu i ostatku. Kinetički parametri navedenih reakcija odredjuju se tokom obrade eksperimentalnih rezultata. Pri tome se odredjuje i količina obrazovanog sumporvodonika, kao i prinosi i sadržaj sumpora u stvorenim proizvodima.

2.2. Hidrodesulfurizacija

Ovo je najviše primenjivan postupak rafinacije. U tehnologiji prerade nafte procesi katalitičkog hidrogenovanja imaju višestruku namenu. U slučaju procesa hidrodesulfurizacije, odnosno hidrorafinacije, hidrogenovanje se vrši u cilju uklanjanja jedinjenja sumpora, azota i kiseonika, kao i u cilju zasićavanja nezasićenih jedinjenja pri završnoj obradi pojedinih proizvoda nafte, dobijenih u okviru primarne, odnosno sekundarne prerade nafte; zatim i za pripremu sirovine za proces katalitičkog reformiranja ili, pak, za proces katalitičkog krekovanja. U slučaju procesa hidrokrekovanja, hidrogenovanje je kombinovano sa sa procesom krekovanja, tako da se istovremeno sa poboljšanjem kvaliteta proizvoda, dobija veća količina lakših proizvoda na račun težih. Osnovna razlika između procesa hidrorafinacije u odnosu na hidrokrekovanje, jeste što se prvi izvodi pri blažim uslovima, tj. pri nižoj temperaturi i manjem parcijalnom pritisku vodonika, kao reaktanta u odnosu na drugi. Suština procesa hidrogenovanja je, dakle, u primeni vodonika za uklanjanje jedinjenja sumpora, azota i kiseonika, pri čemu nastaju H2S, NH3 i H2O kao i u podešavanju H/C odnosa narušenog preraspodelom vodonika izmedju proizvoda dobijenih sekundarnom preradom. U primarnoj preradi nafte, tj. pri njenoj rektifikaciji, teže frakcije prirodno imaju manji odnos H/C iz elementarnog sastava u odnosu na lake frakcije. Medjutim, u okviru procesa razgradnje, nastaju teži proizvodi kao što su koks, ostatak razgradnje pored nezasićenih ugljovodonika, itd., kod kojih je odnos H/C još manji u odnosu na lake proizvode. Pošto ovakva preraspodela atoma vodonika prouzrokuje lošiji kvalitet i ograničenu primenu dobijenih proizvoda, opravdana je primena hidrogenacionih procesa u navedenom smislu. Izvor vodonika jeste proces katalitičkog reformiranja, pri čemu je bilans vodonika takav, da je pri tom moguće podmiriti potrebu za vodonikom u okviru nekoliko procesa hidrodesulfurizacije. Medjutim, ako je pored hidrorafinacije u pitanju i proces hidrokrekovanja, potreban je dodatni izvor vodonika. Dakle, u rafinerijama, koje raspolažu sa manje vodonika nego što je potrebno u hidrogenacionim procesima, neophodno je dodatno posebno postrojenje za proizvodnju vodonika. Proces proizvodnje vodonika može da se zasniva na katalitičkoj konverziji ugljovodoničnih gasova pomoću vodene pare, termičkoj razgradnji ugljovodoničnih gasova i gasifikaciji težih ugljovodoničnih frakcija. Katalizatori za proces hidrogenovanja, koji ubrzavaju željene reakcije hidriranja i krekovanja, predstavljaju okside i sulfide nikla, kobalta, molibdena i volframa na nosaču: γ Al2O3 u prisustvu manje količine SiO2. Oni moraju da budu otporni na katalitičke otrove, pre svega jedinjenja sumpora. Ovde će se posebno razmotriti proces hidrodesulfurizacije (HDS), odnosno hidrorafinacije. Procesu hidrodesulfurizacije, tj. hidrorafinacije podvrgavaju se proizvodi nafte kao što su: rafinerijski gas, kao sirovina za dalje rafinerijske i petrohemijske procese; benzin: i kao sirovina za reformiranje i kao finalni proizvod; kerozin; dizel i lož ulje za grejanje; uljni vakuum destilati: kao sirovine za katalitičko krekovanje, hidrokrekovanje i kao sirovine za proizvodnju ulja za podmazivanje i ostaci primarne i sekundarne prerade nafte: kao sirovine za koksovanje i gorivo u industriji. U terminološkom smislu preovladjuje pojam

hidrodesulfurizacije, izuzev kod proizvodnje ulja za podmazivanje, gde je uobičajen pojam hidrorafinacije po analogiji sa ekstakcionim procesom rafinacije. Ovi procesi se izvode u reaktoru sa stacionarnim slojem tabletiranog katalizatora, koji obično ima visoku mehaničku čvrstoću, dobru otpornost na uticaj katalitičkih otrova i sposobnost da zadrži u dugom periodu (od 18 do 30 meseci) visoku aktivnost. Kada se na katalizatoru nataloži 7 do 20 mas.% koksa i od 0.5 do 1.5 mas% sumpora njegova aktivnost se smanjuje i izvodi se regeneracija, pri čemu se sagorevanje koksa i sumpora vrši smešom vazduha i pare. Radni period svežeg katalizatora do prve zamene je od 30 do 50 meseci. Temperatura procesa je u intervalu od 320 do 420 ºC. Pri nižim temperaturama brzina reakcije je nedovoljna, a pri višim raste brzina hidrokrekovanja, što dovodi do smanjenja prinosa željenog proizvoda. Ukupni pritisak u reaktoru može da bude od 25 do 60 bar, pri čemu parcijalni pritisak vodonika iznosi od 15 do 37 bar. Sa povećanjem parcijalnog pritiska vodonika raste efikasnost procesa, tj. stepen uklanjanja nepoželjnih jedinjenja, obrazuje se manje koksa, što znači da produžava vek katalizatora. Stepen cirkulacije gasa bogatog vodonikom (od 60 do 95 zapr.%) iznosi od 200 do 700 Nm³/m³ sirovine. Ako je u pitanju, na primer, HDS dizela koksovanja ili vakuum gasnog ulja, tj. frakcija sa većim sadržajem nezasićenih ugljovodonika ili smole, potreban je veći stepen cirkulacije gasa bogatog vodonikom. Zapreminska brzina dotoka sirovine u reaktor iznosi od 1 do 10 l/h. Za lakše sirovine primenjuju se veće vrednosti zapreminske brzine, a za teže sirovine, manje vrednosti unutar datog intervala. Za isti proizvod, potrebna je manja zapreminska brzina, u slučaju da potiče iz sekundarne prerade nafte, nego iz primarne. Razlog za ovo je, sa jedne strane, u takvoj preraspodeli sumpora, da se pri frakcionisnju više akumulira u težim proizvodima nego u lakšim, a sa druge strane usled većeg prisustva nezasićenih ugljovodonika u proizvodima sekundarne prerade u odnosu na proizvode primarne prerade. Zbirni toplotni efekat HDS je egzoterman, tako da je potrebno odvesti višak toplote iz reakcionog prostora.

Tehnološka šema procesa hidrodesulfurizacije dizel goriva data je na Sl.1. Kao što se može uočiti na Sl.1. sirovine tj. dizel sa većim sadržajem sumpora transportuje se pumpom i meša sa gasom, koji sadrži vodonik. Reakciona smeša se predgreva u dva razmenjivača toplote, hladeći proizvode reakcije i dospeva u peć, u kojoj se greje do potrebne temperature za izvodjenje procesa. U ovoj peći kao gorivo služi gas izdvojen u samom procesu. Zagrejana reakciona smeša na temperaturi od 360 do 380ºC stupa u rektore za hidrodesulfurizaciju u kojima se razgradjuju jedinjenja sumpora, azota i kiseonika. Zasićuju olefini i delimično hidriraju aromati. Smeša proizvoda reakcije i neproreagovanog vodonika hladi se u pomenutim razmenjivačima toplote, a zatim i u hladnjaku sa rashladnom vodom i dolazi u separator visokog pritiska. Tečna faza iz ovog separatora dolazi u separator niskog pritiska da bi se odvojila zaostala količina gasa, a zatim dospeva u kolonu za stabilizaciju. Sa dna ove kolone odvaje se hidrodesulfurisan dizel, pri čemu manji deo, nakon ponovnog grejanja i isparavanja u peći obrazuje refluks pare i poboljšava razdvajanje u koloni, a osnovni tok, nakon pregrevanja ulazne struje, predstavlja finalni proizvod. Sa vrha kolone za stabilizaciju odvajaju se benzin i gas. Nakon hladjenja, ova smeša dolazi u separator iz koga se razdvajaju benzin i gas. Benzin, manjim delom obrazuje refluks tečnosti u koloni, a osnovni tok nakon ispiranja sa rastvorom baze, u cilju uklanjanja zaostale količine sumporvodonika, a zatim i vodom, odlazi iz postrojenja. Benzin iz ovog procesa ima mali oktanski broj, poput primarnog benzina, tako da je opravdano da se namešava sa sirovinom za katalitičko reformiranje. Gas is pomenutog separatora visokog pritiska dospeva

Sl.1. Tehnološka šema procesa hidrodesulfurizacije dizel goriva

u apsorpcionu kolonu, u kojoj se pomoću monoetalonamina razdvaja suporvodonik sumporvodonik zajedno sa amonijakom i vodenom parom, od cirkulacionog gasa, koji sadrži višak vodonika i ugljovodonike. Monoetanolamin odlazi u desorber, u kojem se oslobadja od sumporvodonika i recirkuliše se svežom strujom u proces. Sumporvodonik u posebnom postrojenju može da posluži kao sirovina za proizvodnju sumporne kiseline ili elementarnor sumpora. Gas iz kolone za stabilizaciju dizela odlazi u drugi apsorber u kome se takodje pomoću istog sredstva za apsorpciju odvaja sumporvodonik. Ovaj gas dospeva zatim u peć za grejanje sirovine kao gorivo. Temperatura u separatorima visokog i niskog pritiska je 50ºC a na dnu kolone za stabilizaciju 280ºC. Pritisak je u reaktoru od 36 do 39 bar, u separatoru visokog pritiska 30 bar, u separatoru niskog pritiska 6 bar i na vrhu kolone za stabilizaciju 2 bar. Zapreminska brzina dotoka sirovine je od 2 do 3 l/h. Materijalni bilans procesa je obično takav da oko 95% čini hidrodesulfurisani dizel, dok je ostatak: sumporvodonik, gas, benzin i gubitak. Pri regeneraciji katalizatora u pogonu su samo glavna peć i reaktori. Najpre se peć i reaktor produvavaju inertnim gasom da bi se uklonili zaostali ugljovodonici i vodonik, a zatim se propušta vodena para uz postepeno zagrejavanje. Pri 420ºC u struju vodene pare ubacuje se vazduh najviše do 8zapr.%. Sagorevanje koksa, u trajanju od 100 h, izvodi se pri temperaturi od 500 do 550ºC i pritisku od 3 bar. Tehnološke šeme procesa za hidrodesulfurizaciju ostalih proizvoda nafte, kao i za hidrorafinaciju uljnih frakcija, u osnovi su slične onoj na Sl.1., pri čemu treba imati u vidu i odredjene razlike izmedju njih, kao u pojedinim elementima reakcionih i separacionih sekcija

postrojenja, tako i u vrednostima procesnih parametara u navedenom smislu. Tako, kod postrojenja za hidrorafinaciju uljnih frakcija separaciona sekcija mora da sadrži kolone za rektifikaciju proizvoda reakcije pod atmosferskim pritiskom i pod vakuumom, pri čemu u proizvodima figurišu sve frakcije kao i kod primarne prerade nafte. Usled izdvajanja sumporvodonika i povišene temperature, u reaktoru je tokom procesa izuzetno koroziona smeša. Usled toga potrebno je pri konstruisanju reaktora izvršiti odgovarajući izbor materijala, pri čemu se predvidja unutrašnja zaštitna obloga od specijalnog i primena legiranih čelika (CrNi). Reaktori predstavljaju vertikalno postavljene cilindrične aparate sa poluloptastim vrhom i dnom i sa neophodnim elementima, koji obezbedjuju regularno strujanje reakcione smeše kroz nepokretan sloj katalizatora.

3. Literatura

1. Ljubica P. Vrhovac, „Organska hemijska tehnologija“, Beograd, 2003 godina,2. Dr Mihailo B Peruničić, „Tehnologija prerade nafte“, Novi Sad, 1985 godine,3. Internet.