Способ и система для изготовления углеводородного масла

СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО МАСЛА В изобретении представлен способ изготовления углеводородного масла, в котором можно задерживать мелкие частицы катализатора, образующиеся из катализатора для синтеза FT, от поступления в реакционную систему на стадии повышения качества синтетического масла FT. Данный способ изготовления углеводородного масла включает проведение синтеза ФишераТропша с использованием реактора с суспензионным слоем (С 2), в котором находится жидкая углеводородная суспензия, содержащая суспендированный катализатор, в результате чего получается углеводородное масло, которое содержит мелкие частицы катализатора, образующиеся из катализатора; фракционирование углеводородного масла на дистиллированное масло и кубовую фракцию масла, содержащую мелкие частицы катализатора, с помощью ректификационной колонны (С 4); поступление, по меньшей мере, некоторой части кубовой фракции масла в накопительный резервуар (Т 2); осаждение мелких частиц катализатора на дне накопительного резервуара (Т 2) и сбор осажденных частиц; поступление остатка кубовой фракции масла из ректификационной колонны (С 4) в установку гидрокрекинга (С 6) и/или поступление надосадочной кубовой фракции масла, из которой мелкие частицы катализатора были собраны посредством накопительного резервуара (Т 2), из накопительного резервуара (Т 2) в установку гидрокрекинга(С 6) и гидрокрекинг остатка кубовой фракции масла и/или надосадочной кубовой фракции масла с помощью установки гидрокрекинга (С 6). НИППОН СТИЛ ЭНД СУМИКИН ИНДЖИНИРИНГ КО., ЛТД. (JP)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ДЖЭПЭН ОЙЛ, ГЭЗ ЭНД МЕТАЛЗ НЭШНЛ КОРПОРЕЙШН; ИНПЕКС КОРПОРЕЙШН; ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН; ДЖАПАН ПЕТРОЛЕУМ ЭКСПЛОРЕЙШН КО., ЛТД.; КОСМО ОЙЛ КО., ЛТД.; Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к способу изготовления углеводородного масла и к системе для изготовления углеводородного масла. Уровень техники В настоящее время, чтобы уменьшать нагрузку на окружающую среду, требуются чистые и экологически благоприятные жидкие топливные материалы, в которых мало содержание серы и ароматических углеводородов. Для этой цели в качестве способа изготовления исходного углеводородного материала, чтобы производить топливный материал на углеводородной основе, который не содержит серу и ароматические углеводороды и обогащен алифатическими углеводородами, в частности материал на основе керосина и легких углеводородов, исследуют использование синтеза Фишера-Тропша (FischerTropsch), далее называемого в некоторых случаях термином "синтез FT", где газообразный монооксид углерода и газообразный водород используют в качестве сырья. Кроме того, способ, в котором синтез-газ, где основные компоненты представляют собой газообразный монооксид углерода и газообразный водород, производят реформингом газообразного углеводородного сырья, такого как природный газ, углеводородное масло (далее в некоторых случаях называется термином "синтетическое масло FT") синтезируют из синтез-газа посредством синтеза FT, и далее, посредством стадии повышения качества, то есть стадии гидрирования и очистки синтетического масла FT для получения разнообразных жидких топливных материалов на основе углеводородов, производят материалы на основе керосина и легких углеводородов, а также нафту или парафин и т.п., известен как способ конверсии газа в жидкость (GTL), см. например, далее патентную литературу 1. В качестве системы для осуществления синтеза, в которой получают углеводородное масло посредством синтеза FT, описана, например, система типа барботажной колонны с суспензионным слоем для синтеза FT, где синтез-газ барботируют в суспензию, где частицы твердого катализатора (далее в некоторых случаях называется термином "катализатор синтеза FT"), проявляющего активность в синтезе FT,суспендированы в углеводородном масле, чтобы осуществлять синтез FT (см. патентную литературу 2). В качестве системы типа барботажной колонны с суспензионным слоем для синтеза FT известна,например, система с внешней циркуляцией, включающая реактор, в котором находится суспензия для осуществления синтеза FT, устройство для подачи газа, которое нагнетает синтез-газ в нижнюю часть реактора, выпускную трубу, через которую из реактора выходит суспензия, содержащая углеводородное масло, полученное посредством синтеза FT в реакторе, сепаратор катализатора, который разделяет суспензию, выходящую через выпускную трубу, на углеводородное масло и частицы катализатора синтезаFT, и трубу для повторного ввода, через которую в реактор возвращаются частицы катализатора синтезаFT частица и часть углеводородного масла, отделенного сепаратором катализатора. Список цитированной литературы Патентная литература.[Патентная литература 1] - публикация японской выложенной патентной заявки 2004-323626.[Патентная литература 2] - публикация выложенной патентной заявки США 2007/0014703. Сущность изобретения Техническая проблема. Сепаратор катализатора в системе типа барботажной колонны с суспензионным слоем для синтезаFT включает фильтр, диаметр отверстий которых составляет, например, приблизительно 10 мкм. Частицы катализатора синтеза FT в суспензии задерживаются указанным фильтром для отделения от углеводородного масла. Однако, некоторые частицы катализатора синтеза FT постепенно превращаются в тонкоизмельченный порошок вследствие трения между частицами катализатора синтеза FT, трения о внутреннюю стенку или другую часть реактора или термического разрушения в ходе осуществления синтеза FT. Тонкоизмельченный порошок, размер частиц которого становится меньше, чем размер отверстий фильтра в сепараторе катализатора (далее в некоторых случаях называется термином "тонкоизмельченный порошок катализатора"), может случайно проходить через фильтр с углеводородным маслом, поступая на стадию повышения качества синтетического масла FT. Попадание тонкоизмельченного порошка катализатора в реакционную систему вызывает ухудшение качества катализатора, используемого в реакционной системе, увеличение падения давления в реакторе и, кроме того, ухудшение качества материалов, составляющих основу жидкого топлива, и жидких топливных материалов. Однако, трудно обеспечить фильтр, содержащий отверстия мельче размера частиц тонкоизмельченного порошка катализатора, на пути движения, по которому синтетическое масло FT, полученное посредством синтеза FT, движется при высокой скорости потока, чтобы таким способом задерживать тонкоизмельченный порошок катализатора, потому что велико падение давления в фильтре, причем это падение давления дополнительно увеличивается за счет задержания тонкоизмельченного порошка катализатора. Настоящее изобретение сделано для решения вышеупомянутых проблем, и цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить способ изготовления углеводородного масла и систему для его изготовления, которые позволяют подавлять движение тонкоизмельченного порошка катализатора, образующегося из катализатора, который используют для синтеза FT, в реакционную систему на ста-1 023903 дии повышения качества. Решение проблемы Для достижения приведенной выше цели способ изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению включает стадию получения углеводородного масла, содержащего тонкоизмельченный порошок катализатора, образующийся из катализатора в ходе осуществления синтеза ФишераТропша при использовании реактора с суспензионным слоем, причем в реакторе с суспензионным слоем находится суспензия, содержащая жидкий углеводород и катализатор, суспендированный в жидком углеводороде; стадию фракционирования углеводородного масла по меньшей мере на одно дистиллированное масло и кубовую фракцию масла, содержащую тонкоизмельченный порошок катализатора, с использованием ректификационной колонны; стадию поступления по меньшей мере части кубовой фракции масла в накопительный резервуар и осаждения тонкоизмельченного порошка катализатора на дне накопительного резервуара для задерживания тонкоизмельченного порошка катализатора; и стадию поступления остатка кубовой фракции масла из ректификационной колонны в установку гидрокрекинга; и/или поступления надосадочной кубовой фракции масла, из которой тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в накопительном резервуаре, из накопительного резервуара в установку гидрокрекинга для осуществления гидрокрекинга остатка кубовой фракции масла и/или надосадочной кубовой фракции масла с использованием установки гидрокрекинга. В способе изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению тонкоизмельченный порошок катализатора, содержащийся в синтетическом масле FT, осаждается в кубовой фракции масла ректификационной колонны, по меньшей мере части кубовой фракции масла, причем осажденный тонкоизмельченный порошок катализатора поступает в накопительный резервуар, и тонкоизмельченный порошок катализатора осаждается на дне накопительного резервуара, где он задерживается, в результате чего можно эффективно подавлять движение тонкоизмельченного порошка катализатора в реакционную систему (установку гидрокрекинга) для гидрокрекинга кубовой фракции масла. В способе изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению оказывается предпочтительным, что указанный накопительный резервуар включают устройство для подавления движения тонкоизмельченного порошка катализатора, осаждающегося на дне накопительного резервуара, в нижней части накопительного резервуара. В результате этого можно более эффективно подавлять движение тонкоизмельченного порошка катализатора в реакционную систему (установку гидрокрекинга) для гидрокрекинга кубовой фракции масла. Система для изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению включает устройство для получения углеводородного масла в ходе осуществления синтеза Фишера-Тропша, содержащее тонкоизмельченный порошок катализатора, образующегося из катализатора, где устройство включает реактор с суспензионным слоем, причем в реакторе с суспензионным слоем находится суспензия, содержащая жидкий углеводород и катализатор, суспендированный в жидком углеводороде; ректификационную колонну для фракционирования углеводородного масла по меньшей мере на одно дистиллированное масло и кубовую фракцию масла; установку гидрокрекинга для осуществления гидрокрекинга кубовой фракции масла; обводной трубопровод, соединяющий нижнюю часть ректификационной колонны и установку гидрокрекинга; передаточный трубопровод, ответвляющийся от точки разветвления обводного трубопровода; и накопительный резервуар, который присоединен к передаточному трубопроводу и на дне которого осаждается тонкоизмельченный порошок катализатора для задерживания. В системе для изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению можно осуществлять способ изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению. В системе для изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению оказывается предпочтительным, что накопительный резервуар включают устройство для подавления движения тонкоизмельченного порошка катализатора, осаждающегося на дне накопительного резервуара, в нижней части накопительного резервуара. В результате этого можно более эффективно подавлять движение тонкоизмельченного порошка катализатора в реакционную систему (установку гидрокрекинга) для гидрокрекинга кубовой фракции масла. Полезные эффекты изобретения. Настоящее изобретение может предложить способ изготовления углеводородного масла и систему для его изготовления, с помощью которых можно эффективно подавлять движение тонкоизмельченного порошка катализатора, образующегося из катализатора, который используют для синтеза FT, в реакционную систему на стадии повышения качества синтетического масла FT. Краткое описание чертежей Фиг. 1 представляет схематическое изображение системы для изготовления углеводородного масла согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Фиг. 2 - фиг. 2(a), 2(b), 2(c), 2(d), 2(e), 2(f) и 2(g) представляют схематическое изображение, иллюстрирующее конкретное устройство в нижней части накопительного резервуара, которое включает систему для изготовления углеводородного масла согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Фиг. 3 - фиг.3(a), 3(b) и 3(c) представляют схематическое изображение, иллюстрирующее конкрет-2 023903 ное устройство накопительного резервуара, который включает систему для изготовления углеводородного масла согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Фиг. 4 - фиг. 4(a) и 4(b) представляют схематическое изображение, иллюстрирующее конкретное устройство накопительного резервуара, который включает систему для изготовления углеводородного масла согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Описание вариантов осуществления. Далее рассмотрим фиг. 1-4, иллюстрирующие способ изготовления углеводородного масла с использованием системы для изготовления углеводородного масла, причем система для его изготовления согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения будет описана более подробно. Для обозначения одинаковых или идентичных компонентов использованы одинаковые условные номера. Краткое описание системы для изготовления углеводородного масла. Система 100 для изготовления углеводородного масла, использованная в настоящем варианте осуществления, представляет собой промышленную установку для осуществления процесса GTL, в котором углеводородное сырье, такое как природный газ, конвертируется в основной жидкий топливный материал (углеводородное масло), такой как легкое масло, керосин и нафта. Систему 100 для изготовления углеводородного масла согласно настоящему варианту осуществления составляют, главным образом, установка реформинга (не показана на чертеже), реактор С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, первая ректификационная колонна С 4, обводные трубопроводы L12 и L16, передаточные трубопроводы L14 а и L14b (или только L14 а в некоторых случаях), накопительный резервуар Т 2, установка гидрокрекинга С 6, устройство С 8 для гидроочистки промежуточной фракции, устройство С 10 для гидроочистки фракции нафты и вторая ректификационная колонна С 12. Трубопровод L12, который представляет собой обводной трубопровод, соединяет первую ректификационную колонну С 4 и смесительный барабан D6. Трубопровод L16, который представляет собой обводной трубопровод, соединяет смесительный барабан D2 и установку гидрокрекинга С 6. На фиг. 1 представлен пример, в котором в системе 100 для изготовления углеводородного масла предусмотрен накопительный резервуар Т 2 между передаточными трубопроводами L14 а и L14b; накопительный резервуар Т 2 может быть присоединен к передаточному трубопроводу L14 а, и в производственной системе 100 может отсутствовать передаточный трубопровод L14b. В этом случае по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции, содержащей тонкоизмельченный порошок катализатора, которая выходит из нижней части первой ректификационной колонны С 4, поступает через передаточный трубопровод L14 а в накопительный резервуар Т 2, и надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции, в которой тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в накопительном резервуаре Т 2, движется в противоположном направлении в передаточный трубопровод L14 а для выпуска. Термин "трубопровод" означает трубу для пропускания текучей среды. Краткое описание способа изготовления углеводородного масла. Способ изготовления углеводородного масла с использованием производственной системы 100 включает следующие стадии S1-S9. На стадии S1 в установке реформинга (не представлена на чертеже) природный газ в качестве углеводородного сырья подвергают реформингу, чтобы получить синтез-газ, содержащий газообразный монооксид углерода и газообразный водород. На стадии S2 в реакторе С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем в ходе синтеза FT,используя катализатор синтеза FT, углеводородное масло (синтетическое масло FT) получают из синтезгаза, полученного на стадии S1. На стадии S2 тонкоизмельченный порошок катализатора может образовываться из части катализатора синтеза FT, и часть тонкоизмельченного порошка катализатора может проходить через фильтр, который отделяет углеводородное масло от частиц катализатора синтеза FT,чтобы смешиваться с синтетическим маслом FT, поступающим на стадию S3, которая описана ниже. На стадии S3 в первой ректификационной колонне С 4 синтетическое масло FT, полученное на стадии S2, подвергают фракционированию, получая по меньшей мере одно дистиллированное масло и кубовую фракцию масла, содержащую тонкоизмельченный порошок катализатора. В настоящем варианте осуществления посредством фракционирования синтетическое масло FT разделяют на неочищенную фракцию нафты, неочищенную промежуточную фракцию и неочищенную парафиновую фракцию. Здесь каждая из неочищенной фракции нафты и неочищенной промежуточной фракции представляет собой дистиллированное масло, полученное путем конденсации продукта, ранее выпаренного из синтетического масла FT в первой ректификационной колонне С 4, и выделения продуктов из верхней части и средней части первой ректификационной колонны С 4 соответственно; неочищенная парафиновая фракция представляет собой кубовую фракцию масла, выделенную в виде жидкости из нижней части колонны без выпаривания из синтетического масла FT. Кубовая фракция масла может содержать тонкоизмельченный порошок катализатора, образующийся на стадии S2 и смешанный с синтетическим маслом FT. Каждая из неочищенной фракции нафты, неочищенной промежуточной фракции и неочищенной парафиновой фракции представляет собой фракцию, полученную посредством фракционирования синтетического масла FT и не подвергнутую обработке путем гидроочистки или гидрокрекинга. Стадии, осуществляемые после стадии S4, которые описаны ниже, представляют собой стадии повышения качества синтетического масла FT. На стадии S4 по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции, которая представляет собой кубовую фракцию масла первой ректификационной колонны С 4, отделенной на стадии S3 и содержащей тонкоизмельченный порошок катализатора, поступает через трубопровод L12 и передаточный трубопровод L14 а, ответвляющийся в точке разветвления трубопровода L12, в накопительный резервуар Т 2; в накопительном резервуаре Т 2 тонкоизмельченный порошок катализатора, содержащийся в неочищенной парафиновой фракции, осаждается на дне накопительного резервуара Т 2 для отделения и улавливания, и в результате этого тонкоизмельченный порошок катализатора отделяется от неочищенной парафиновой фракции. На стадии S5 часть неочищенной парафиновой фракции, которая содержит тонкоизмельченный порошок катализатора и отделяется на стадии S3, оставшаяся от неочищенной парафиновой фракции, которая не поступила в накопительный резервуар Т 2 на стадии S4, поступает через трубопроводы L12 и LI6,которые представляют собой обводные трубопроводы, из первой ректификационной колонны С 4 в установку гидрокрекинга С 6. Надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции, из которой в накопительном резервуаре Т 2 тонкоизмельченный порошок катализатора осаждается и отделяется для задерживания на дне накопительного резервуара Т 2, поступает через передаточный трубопровод L14b (или трубопровод L14 а в некоторых случаях) и трубопровод L16 из накопительного резервуара Т 2 в установку гидрокрекинга С 6. На стадии S6 в установке гидрокрекинга С 6 неочищенную парафиновую фракцию, отделенную на стадии S3, подвергнутую отделению тонкоизмельченного порошка катализатора по меньшей мере от части неочищенной парафиновой фракции на стадии S4 и поступившую на стадию S5, подвергают гидрокрекингу. На стадии S7 в устройстве С 8 для гидроочистки промежуточной фракции осуществляют гидроочистку неочищенной промежуточной фракции. На стадии S8 в устройстве C10 для гидроочистки фракции нафты осуществляют гидроочистку неочищенной фракции нафты. Кроме того, подвергнутую гидроочистке фракцию нафты фракционируют в стабилизаторе С 14 нафты для отделения нафты (нафты GTL), которая представляет собой продукт процесса GTL. На стадии S9 смесь продукта гидрокрекинга неочищенной парафиновой фракции и продуктов гидроочистки неочищенной промежуточной фракции фракционируют во второй ректификационной колонне С 12. Посредством фракционирования получают материал на основе легкого масла (легкое масло GTL) и материал на основе керосина (керосин GTL), которые представляют собой продукты процесса GTL. Далее стадии S1-S9 будут описаны более подробно. Стадия S1. На первой стадии S1 соединения серы, которые содержатся в природном газе, отделяют, используя устройство для обессеривания (не представлено на чертеже). Как правило, устройство для обессеривания включает реактор для обессеривания путем гидрирования, в котором находится известный катализатор обессеривания путем гидрирования и поглощающее устройство для обессеривания, установленное в его задней части и заполненное материалом, поглощающим сероводород, таким как оксид цинка. Природный газ поступает в реактор для обессеривания путем гидрирования вместе с водородом, и соединения серы в природном газе превращаются в сероводород. После этого в поглощающем устройстве для обессеривания сероводород отделяют путем адсорбции, и природный газ обессеривается. Посредством обессеривания природного газа предотвращается отравление катализатора реформинга, находящегося в установке реформинга, катализатора синтеза FT, используемого на стадии S2, и других катализаторов соединениями серы. Обессеренный природный газ поступает на реформинг с использованием диоксида углерода и водяного пара в установке реформинга, в которой при высокой температуре образуется синтез-газ, содержащий газообразный монооксид углерода и газообразный водород в качестве основных компонентов. Процесс реформинга природного газа на стадии S1 представлен уравнениями реакций (1) и (2). Способ реформинга не ограничивается процессом углекислотно-парового реформинга с использованием газообразного диоксида углерода и водяного пара; например, можно также использовать способ парового реформинга, способ реформинга с частичным окислением (РОХ) с применением кислорода, способ автотермического реформинга (ATR), который представляет собой сочетание способов реформинга с частичным окислением и парового реформинга, способ реформинга диоксидом углерода и т. п. Стадия S2. На стадии S2 синтез-газ, полученный на стадии S1, поступает в реактор С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, и углеводород получают из синтез-газа, содержащего газообразный водород и газообразный монооксид углерода. Реакционная система FT типа барботажной колонны с суспензионным слоем, включающая реактор С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, главным образом, включает реактор С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, в котором находится суспензия, содержащая катализатор синтеза FT, устройство для подачи газа, которое нагнетает синтез-газ в нижнюю часть реактора (не представлено на чертеже), трубопровод L2, который выпускает газообразный углеводород, полученный посредством синтеза FT, и непрореагировавший синтез-газ из верхней части колонны реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, газожидкостный сепаратор D2, который охлаждает газообразный углеводород и непрореагировавший синтез-газ, выходящие из трубопровода L2, и разделяет их на газ и жидкость, выпускную трубу L6, которая выпускает суспензию, содержащую углеводородное масло, из реактора, сепаратор D4 катализатора, который разделяет суспензию, выходящую через выпускную трубу, на углеводородное масло и частицы катализатора синтеза FT, и возвратную трубу L10, которая повторно вводит в реактор, например, частицы катализатора синтеза FT и часть углеводородного масла, отделенную сепаратором D4 катализатора. Внутри реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем предусмотрена теплоотводная труба (не представлена на чертеже), через которую протекает холодная вода, чтобы отводить реакционное тепло, образующееся в ходе синтеза FT. В качестве катализатора синтеза FT для применения в реакторе С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем используют известный тип катализатора синтеза FT с носителем, в котором активный металл нанесен на неорганический носитель. В качестве неорганического носителя используют пористые оксиды, такие как диоксид кремния, оксид алюминия, диоксид титана, оксид магния и диоксид циркония, причем предпочтительным является диоксид кремния или оксид алюминия и диоксид кремния является более предпочтительным. Примеры активного металла включают кобальт, рутений, железо и никель; причем предпочтительным является кобальт и/или рутений и кобальт является более предпочтительный. Количество активного металла на носителе составляет предпочтительно от 3 до 50 мас.% и предпочтительнее от 10 до 40 мас.% по отношению к массе носителя. В том случае, где количество активного металла на носителе составляет менее чем 3 мас.%, активность оказывается недостаточной; в том случае, где количество активного металла на носителе составляет более чем 50 мас.%, активность обычно уменьшается вследствие агрегации активного металла. Помимо активного металла, и другие компоненты можно включать в катализатор синтеза FT в целях повышения активности или регулирования числа атомов углерода в получаемых углеводородах и их распределение. Примеры других компонентов включают соединения, содержащие металлические элементы, такие как цирконий, титан, гафний,натрий, литий и магний. Оказывается предпочтительным, чтобы средний размер частиц катализатора синтеза FT составлял от 40 до 150 мкм; таким образом, частицы катализатора могут свободно перемещаться в реакторе с суспензионным слоем в виде суспензии, будучи суспендированными в жидком углеводороде. Также оказывается предпочтительным, чтобы в целях текучести в виде суспензии частицы катализатора синтеза FT имели сферическую форму. Активный металл наносят на носитель известным способом. Примеры соединений, содержащих активные металлические элементы, которые используют для нанесения на носители, могут включать соли минеральных кислот и активных металлов, такие как соли азотной кислоты, соли хлористо-водородной кислоты и соли серной кислоты; соли органических кислот, таких как муравьиная кислота, уксусная кислота и пропионовая кислота; а также комплексы, такие как ацетилацетонатные комплексы. Способ нанесения не ограничивается определенным образом, и предпочтительно используют способ пропитывания, пример которого представляет собой способ пропитывания по влагоемкости с применением раствора соединения, содержащего активный металлический элемент. Носитель, на котором находится соединение, содержащий активный металлический элемент, сушат известным способом, и предпочтительнее обжигают в воздушной атмосфере, используя известный способ. Температура обжига не ограничивается определенным образом, и обычно она составляет приблизительно от 300 до 600 С. Посредством обжига соединение, содержащее активный металлический элемент на носителе, превращается в оксид металла. Чтобы катализатор синтеза FT продемонстрировал высокую активность в ходе синтеза FT, необходимо, чтобы атом активного металла переходил в металлическое (восстановленное) состояние посредством восстановительной обработки катализатора, в котором атом активного металла находится в окисленном состоянии. Восстановительную обработку обычно осуществляют путем контакта катализатора с газообразным восстановителем при нагревании. Примеры газообразного восстановителя включают газообразный водород, газы, содержащие газообразный водород, такие газовые смеси, содержащие газообразный водород и инертный газ, такой как газообразный азот, и газообразный монооксид углерода; предпочтительным является газ, содержащий водород, причем более предпочтительным является чистый газообразный водород. Температура при восстановительной обработке не ограничивается определенным образом, и обычно оказывается предпочтительным, когда она составляет от 200 до 550 С. При температуре восстановления, составляющей менее 200 С, атомы активного металла обычно не восстанавливаются в достаточной степени, и недостаточно проявляется их каталитическая активность; при температуре, составляющей более 550 С, каталитическая активность склонна к уменьшению вследствие агрегации активного металла или подобных причин. Давление в процессе восстановительной обработки не ограничивается определенным образом, и обычно оказывается предпочтительным, чтобы оно составляло от 0,1 до 10 МПа. При давлении, составляющем менее 0,1 МПа, атомы активного металла обычно не восстанавливаются в достаточной степени, и недостаточно проявляется их каталитическая активность; при давлении, составляющем более 10 МПа, обычно увеличиваются производственные расходы вследствие необходимости увеличения прочности оборудования при повышенном давлении. Продолжительность восстановительной обработки не ограничивается определенным образом, и обычно оказывается предпочтительным, чтобы она составляла от 30 мин до 50 ч. Когда продолжительность восстановления составляет менее 30 мин,атомы активного металла обычно не восстанавливаются в достаточной степени, и недостаточно проявляется их каталитическая активность; когда продолжительность восстановления составляет более 50 ч, каталитическая активность склонна к уменьшению вследствие агрегации активного металла или подобных причин, и эффективность, как правило, уменьшается. Устройство, в котором осуществляют восстановительную обработку, не ограничивается определенным образом; например, восстановительную обработку можно осуществлять при отсутствии жидкого углеводорода в реакторе для проведения синтеза FT. Восстановительную обработку можно также осуществлять в устройстве, присоединенном к реактору для проведения синтеза FT, и катализатор может поступать через трубопровод в реактор для проведения синтеза FT без контакта катализатора с воздухом. С другой стороны, в том случае, где восстановительную обработку осуществляют, используя устройство, расположенное в ином месте, чем устройство для проведения синтеза FT, например, в установке для производства катализатора, катализатор, активированный посредством восстановительной обработки, дезактивируется, если этот катализатор вступает в контакт с воздухом во время транспортировки или в подобных условиях. Чтобы предотвратить эту дезактивацию, предпочтительно следует подвергать этот активированный катализатор стабилизационной обработке. Примеры стабилизационной обработки включают способ осуществления легкой окислительной обработки активированного катализатора для образования окисленного покрытия на поверхности активного металла таким образом, чтобы предотвратить дальнейшее развитие окисления вследствие контакта с воздухом, или способ покрытия активированного катализатора углеводородным парафином или подобным материалом при отсутствии воздуха,чтобы препятствовать контакту с воздухом. В способе изготовления окисленного покрытия катализатор может поступать в синтез FT в неизменном виде после транспортировки; в способе нанесения покрытия из парафина или подобного материала, когда катализатор суспендируют в жидком углеводороде для образования суспензии, парафин или подобный материал, используемый для покрытия, растворяется в жидком углеводороде, и проявляется каталитическая активность. Реакционные условия для проведения синтеза FT в реакторе С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем не являются ограниченными; например, выбирают следующие условия реакции. В частности, оказывается предпочтительным, чтобы температура реакции составляла от 150 до 300 С с точки зрения увеличения степени превращения монооксида углерода и числа атомов углерода в образующихся углеводородах. Оказывается предпочтительным, чтобы давление реакции составляло от 0,5 до 5,0 МПа. Предпочтительно, чтобы соотношение водорода и монооксида углерода (молярное соотношение) в газообразном сырье составляло от 0,5 до 4,0. Желательная степень превращения монооксида углерода должна составлять не менее чем 50% с точки зрения эффективности производства синтетического масла FT. Внутри реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем находится суспензия, где частицы катализатора синтеза FT суспендированы в жидком углеводороде (предпочтительно продукте реакции синтеза FT). Синтез-газ (СО и H2), полученный на стадии S1, поступает в суспензию, находящуюся в реакторе, через рассеивающую плиту, установленную в нижней части реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем. Синтез-газ, нагнетаемый в суспензию, образует пузырьки, которые поднимаются вверх через суспензию в верхнюю часть реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем. В ходе своего движения синтез-газ растворяется в жидком углеводороде, вступая в контакт с частицами катализатора синтеза FT, и в результате этого происходит синтез FT с образованием углеводородов. Процесс синтеза FT представляет, например, приведенное ниже уравнение реакции (3) Газовая фаза существует в верхней части суспензии, которая находится в реакторе С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем. Легкие углеводороды, которые образуются посредством синтеза FT, переходят в газообразное состояние при условиях реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, и непрореагировавший синтез-газ (СО и Н 2) переходит из суспензионной фазы в газофазную часть и затем выходит из верхней части реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем через трубопровод L2. После этого, используя газожидкостной сепаратор D2, включающий холодильник (не представлен на чертеже) и присоединенный к трубопроводу L2, выходящие легкие углеводороды и непрореагировавший синтез-газ разделяют на газовую фазу, содержащую непрореагировавший синтез-газ и газообразные углеводороды, в которых основные компоненты содержат 4 или менее атомов углерода, и жидкую фазу (легкое углеводородное масло), которая образуется путем сжижения при охлаждении. Из них газовая фаза рециркулирует в реактор С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, и непрореагировавший синтез-газ, содержащийся в газовой фазе, снова поступает в синтез FT. С другой стороны, легкое углеводородное масло поступает через трубопровод L4 и трубопроводL8 в первую ректификационную колонну С 4. С другой стороны, углеводороды (тяжелое углеводородное масло), которые образуются посредством синтеза FT и являются жидкими при условиях реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, и суспензия, содержащая частицы катализатора синтеза FT, выходят из средней части реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем через трубопровод L6 в сепаратор D4 катализатора. Частицы катализатора синтеза FT в суспензии задерживаются фильтром, установленным в сепараторе D4 катализатора. Тяжелое углеводородное масло в суспензии проходит через фильтр для отделения от частиц катализатора синтеза FT и выходит из трубопровода L8 для объединения с легким углеводородным маслом из трубопровода L4. Смесь тяжелого углеводородного масла и легкого углеводородного масла нагревается в теплообменнике Н 2, установленном на половине пути трубопровода L8, и затем поступает в первую ректификационную колонну С 4. В качестве продуктов синтеза FT получают углеводороды (легкие углеводороды), которые являются газообразными при условиях работы реактора типа барботажной колонны С 2, и углеводороды (тяжелое углеводородное масло), которые являются жидкими при условиях работы реактора типа барботажной колонны С 2. Эти углеводороды представляют собой, в основном, нормальные парафины, а также присутствуют в небольших количествах ароматические углеводороды, нафтеновые углеводороды и изопарафины. Распределение числа атомов углерода легкого углеводородного масла и тяжелого углеводородного масла в совокупности составляет интервал от 4 или менее атомов углерода, что представляет собой газ при нормальной температуре, например до приблизительно 80 атомов углерода, что представляет собой твердое вещество (парафин) при комнатной температуре. Продукты реакции также включают олефины и кислородсодержащие соединения (например, спирты), в которых присутствуют атомы кислорода, полученные из монооксида углерода, в качестве побочных продуктов. Если отверстия в фильтре, который содержится в сепараторе D4 катализатора, мельче, чем размер частиц катализатора синтеза FT, то размер отверстий не ограничивается определенным образом, составляя предпочтительно от 10 до 20 мкм и предпочтительнее от 10 до 15 мкм. Частицы катализатора синтезаFT, задержанные фильтром, который включает сепаратор D4 катализатора, возвращают через трубопровод L10 в реактор типа барботажной колонны С 2 за счет соответствующего потока (обратной промывки) жидкого углеводорода в направлении, противоположном обычному направлению потока, и повторно используют. Некоторые частицы катализатора синтеза FT, которые движутся в форме суспензии в реакторе С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем, подвергаются истиранию или разрушению вследствие трения между частицами катализатора, трения со стенкой устройства или теплоотводной трубы, установленной в реакторе для охлаждения, или происходит разрушение или подобное явление, вызванное теплотой реакции, в результате чего образуется тонкоизмельченный порошок катализатора. Здесь размер частиц тонкоизмельченного порошка катализатора не ограничивается определенным образом, и данный размер является таким, что тонкоизмельченный порошок катализатора может проходить фильтр, который включает сепаратор D4 катализатора, а именно размер частиц является равным или меньшим по сравнению с размером отверстий фильтра. Например, в том случае, где размер отверстий фильтра составляет 10 мкм, частицы катализатора, размер которых составляет не более 10 мкм, представляют собой тонкоизмельченный порошок катализатора. Тонкоизмельченный порошок катализатора, содержащийся в суспензии, проходит через фильтр с тяжелым углеводородным маслом и поступает в первую ректификационную колонну С 4. Стадия S3. На стадии S3 углеводородное масло, представляющее собой смесь легкого углеводородного масла и тяжелого углеводородного масла, поступающее из реактора С 2 типа барботажной колонны с суспензионным слоем (синтетическое масло FT), фракционируют в первой ректификационной колонне С 4. Посредством фракционирования синтетическое масло FT разделяется на неочищенную фракцию нафты, в которой углеводороды содержат приблизительно от 5 до 10 атомов углерода и имеют температуру кипения, составляющую ниже приблизительно 150 С, неочищенную промежуточную фракцию, в которой углеводороды содержат приблизительно от 11 до 20 атомов углерода и имеют температуру кипения, составляющую приблизительно от 150 до 360 С, и неочищенную парафиновую фракцию, в которой углеводороды содержат приблизительно 21 или более атомов углерода и имеют температуру кипения, составляющую приблизительно более 360 С. Неочищенная фракция нафты выходит через трубопровод L20, присоединенный к верхней части первой ректификационной колонны С 4. Неочищенная промежуточная фракция выходит через трубопровод L18, присоединенный к средней части первой ректификационной колонны С 4. Неочищенная парафиновая фракция выходит через трубопровод L12, присоединенный к нижней части первой ректификационной колонны С 4. Тонкоизмельченный порошок катализатора, содержащийся в синтетическом масле FT, который поступает в первую ректификационную колонну С 4, не сопровождает дистиллированное масло, получаемое путем однократного испарения и последующей конденсации в первой ректификационной колонне С 4 (неочищенная фракция нафты и неочищенная промежуточная фракция), и, в основном, сопровождает только неочищенную парафиновую фракцию, которая не испаряется в первой ректификационной колонне С 4, но остается в жидком состоянии, образуя кубовую фракцию масла. Соответственно тонкоизмельченный порошок катализатора, содержащийся в синтетическом масле FT (цельные фракции), должен конденсироваться в неочищенной парафиновой фракции. В результате этого, в частности, на описанной далее стадии задержания и удаления тонкоизмельченного порошка катализатора, когда концентрация тонкоизмельченного порошка катализатора в целевой неочищенной парафиновой фракции увеличивается, уменьшается количество жидкости, подлежащей обработке; соответственно можно эффективно осуществлять задержание и удаление тонкоизмельченного порошка катализатора. Стадия S4. На стадии S4 по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции, отделенной на стадии S3,поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 через трубопровод L12 и передаточный трубопровод L14 а в накопительный резервуар Т 2; в накопительном резервуаре Т 2 тонкоизмельченный порошок катализатора, содержащийся в неочищенной парафиновой фракции, осаждается на дне накопительного резервуара Т 2 и задерживается, отделяясь от неочищенной парафиновой фракции. Трубопровод L12, присоединенный к нижней части первой ректификационной колонны С 4, присоединен к смесительному барабану D6, и смесительный барабан D6 и установка гидрокрекинга С 6 соединены друг с другом через трубопровод L16. Трубопровод L12 и трубопровод L16 через смесительный барабан D6 образуют обводной трубопровод. Здесь обводной трубопровод означает трубопровод, соединяющий нижнюю часть первой ректификационной колонны С 4 и установку гидрокрекинга С 6 без прохождения через накопительный резервуар Т 2 для задержания и отделения тонкоизмельченного порошка катализатора от неочищенной парафиновой фракции. Передаточный трубопровод L14 а ответвляется в точке разветвления на трубопроводе L12 и присоединяется к накопительному резервуару Т 2. Передаточный трубопровод L14b для выпуска надосадочной жидкой неочищенной парафиновой фракции, от которой отделен тонкоизмельченный порошок катализатора, из накопительного резервуара Т 2 присоединен к трубопроводу L12 ниже по потоку относительно точки разветвления. Как описано выше, он может иметь такую конфигурацию, что производственная система 100 не содержит передаточного трубопровода L14b,выпускающего надосадочную жидкую неочищенную парафиновую фракцию из накопительного резервуара Т 2, используя передаточный трубопровод L14 а. Оказывается предпочтительным, что трубопроводL12 (предпочтительно положение ниже по потоку относительно точки разветвления передаточного трубопровода L14 а и выше по потоку относительно точки соединения передаточного трубопровода L14b),который образует обводной трубопровод, и каждый из передаточного трубопровода L14 а и передаточного трубопровода L14b оборудован расходомером и клапаном, чтобы закрывать/открывать трубопровод и регулировать скорость потока. В описанном выше примере предусмотрено, что передаточный трубопровод L14 а ответвляется от трубопровода LI2; может быть предусмотрено, что передаточный трубопровод L14 а ответвляется от трубопровода L16, и передаточный трубопровод L14b возвращается в трубопровод L16. В этом случае, однако, поскольку тонкоизмельченный порошок катализатора, содержащийся в неочищенной парафиновой фракции, разбавляется кубовой фракцией масла (не подвергнутая крекингу парафиновая фракция) второй ректификационной колонны С 12, рециркулирует через трубопровод L38, уменьшается эффект конденсации тонкоизмельченного порошка катализатора на стадии S3; соответственно, оказывается предпочтительным, что передаточный трубопровод L14 а ответвляется от трубопровода L12 и возвращается в трубопровод L12, как описано выше. Накопительный резервуар Т 2 может представлять собой обыкновенный накопительный резервуар(бак) и может служить в качестве накопительного резервуара для временного содержания неочищенной парафиновой фракции, чтобы обеспечивать баланс скорости выходящего потока неочищенной парафиновой фракции, отделенной на стадии S3, и скорости входящего потока неочищенной парафиновой фракции в установку гидрокрекинга С 6. Оказывается предпочтительным, что нижняя часть указанного накопительного резервуара Т 2 включает устройство для подавления движения тонкоизмельченного порошка катализатора, осаждающегося на его дне. Устройство для подавления движения тонкоизмельченного порошка катализатора, осаждающегося на дне, представляет собой устройство, в котором задерживается движение или поток тонкоизмельченного порошка катализатора, осаждающегося на дне, и/или неочищенной парафиновой фракции вблизи дна за счет геометрического или другого фактора, и в результате этого тонкоизмельченный порошок катализатора немедленно осаждается на дне накопительного резервуара Т 2, и подавляется движение (поток) задержанного тонкоизмельченного порошка катализатора. Примеры такого устройства включают устройство, имеющее нижнюю плиту или углубление и выступ или углубление в нижней плите, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается посредством углубления; устройство, имеющее разделительную плиту на нижней плите, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в каждом сегменте, определенном разделительными плитами; устройство,имеющее трехмерную сетчатую структуру на нижней плите, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в пространстве, образованном этой структурой; устройство, имеющее плитоподобную деталь, установленную над нижней плитой и находящейся от нижней плиты на заданном расстоянии, будучи приблизительной ей, и имеющее отверстие, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора, проходящий отверстие, задерживается на нижней плите; и устройство, в котором магнитный материал находится в нижней плите, и он задерживает магнитный тонкоизмельченный порошок катализатора. Далее, каждое из устройств в нижней части накопительного резервуара Т 2 будет описано более подробно со ссылкой на фиг. 2. Устройство, имеющее углубление и выступ или углубление. Примеры устройства, имеющего нижнюю плиту или углубление и выступ или углубление в нижней плите, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается посредством углубления,включают устройство, имеющее гофрированную плиту, которое представлено на фиг. 2a. Фиг. 2a представляет пример, в котором гофрированная плита 20 установлена на плоскую нижнюю плиту; сама нижняя плита накопительного резервуара Т 2 может иметь такое устройство. Гофрированная плита может покрывать всю поверхность нижней плиты. Ширина (шаг) повторяющихся элементов, высота гофрированной формы и другие параметры гофрированной плиты определяются надлежащим образом. Осажденный тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается углублением гофрированной плиты. Другие примеры устройства, имеющего нижнюю плиту или углубление и выступ или углубление в нижней плите, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается посредством углубления,включают устройство, имеющее углубление 22, как представлено на фиг. 2b. Фиг. 2b представляет пример, в котором форма углубления является цилиндрической, но форма не ограничивается этим, и можно использовать другую форму, например призматическую, полусферическую и т.п. Размер и глубина каждого углубления, число углублений и другие параметры определяются надлежащим образом. Устройство, имеющее разделительную плиту. Примеры устройства, имеющего разделительную плиту на нижней плите, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в каждом сегменте, определенном разделительными плитами, включают устройство, которое представлено на фиг. 2c. Оказывается предпочтительным, что разделительная плита 24 установлена вертикально по отношению к нижней плите, но конфигурация не ограничивается этим. На фиг. 2c разделительные плиты установлены параллельно друг другу на нижней плите, но конфигурация не ограничивается этим; примеры включают устройство, имеющее решетчатую разделительную плиту, которая представляет собой сочетание разделительных плит, параллельных друг другу, как представлено в горизонтальной проекции на фиг. 2c, где их пересекают в перпендикулярном направлении разделительные плиты; устройство, имеющее разделительные плиты, концентрически представленные в горизонтальной проекции; устройство, имеющее разделительные плиты, спирально представленные в горизонтальной проекции; устройство, имеющее разделительные плиты, радиально представленные из центра в горизонтальной проекции; или устройство, имеющее разделительные плиты в сочетании перечисленных выше вариантов. Здесь высота, интервал и другие параметры каждой разделительной плиты определяются произвольным образом. Устройство, имеющее трехмерную сетчатую структуру. Примеры устройства, имеющего трехмерную сетчатую структуру на нижней плите, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в пространстве, образованном данной структурой,где сплетенный волокнистый элемент 26 установлен на нижней плите, как представлено на фиг. 2d. Материал, который образует устройство, может представлять собой, например, металлический волоконный материал, такой как материал из сплетенных железных волокон (стальной проволоки), тканый материал и нетканый материал, изготовленный из синтетических волокон и обладающий термостойкостью, или подобный материал. В этих структурах между сплетенными волокнами образованы пустоты, и осажденный тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается, например, в этих пустотах. Устройство, имеющее плитоподобную деталь с отверстием над нижней плитой. Примеры устройства, имеющего плитоподобную деталь, установленную над нижней плитой, которая установлена на заданном расстоянии от нижней плиты приблизительно параллельно ей и содержит отверстия, где тонкоизмельченный порошок катализатора, проходящий через отверстия, задерживается на нижней плите, включают структуру, содержащую сетку 28 над нижней плитой, как представлено на фиг. 2e. Размер отверстий в сетке не ограничивается определенным образом, при том условии, что тонкоизмельченный порошок катализатора может проходить через отверстия, и определяется на основании баланса между возможностью прохождения осадка тонкоизмельченного порошка катализатора и эффекта подавления повторного прохождения тонкоизмельченного порошка катализатора после осаждения на нижнюю плиту через сетку и его движения над сеткой. Другие примеры устройства, имеющего плитоподобную деталь, установленную над нижней плитой, находящейся на заданном расстоянии от нижней плиты в приблизительно параллельной ориентации и содержащей отверстия, где тонкоизмельченный порошок катализатора, проходящий через отверстия, задерживается на нижней плите, включают устройство, имеющее плитоподобную деталь 30 над нижней плитой, причем плитоподобная деталь 30 имеет структуру в форме воронки с наклоном от периферии к центру и центральное отверстие, как представлено на фиг. 2f. Фиг. 2f представляет пример, в котором плитоподобная деталь, имеющая устройство в форме воронки, перекрывает поперечное сечение накопительного резервуара Т 2 в горизонтальном на-9 023903 правлении, причем число имеющих форму воронки устройств может быть множественным. В этом случае оказывается предпочтительным, чтобы площадь горизонтальной части между имеющими форму воронки устройствами была минимально возможной. Конфигурация имеющего форму воронки устройства может быть не только конической, но также может представлять собой многоугольную пирамиду, такую как четырехугольная пирамида. Число этих имеющих форму воронки устройств, угол наклона, размер отверстия и другие параметры определяются надлежащим образом. Перечисленные выше устройства в нижней части накопительного резервуара Т 2 представляют собой устройства, в которых геометрически предотвращается поток тонкоизмельченного порошка катализатора, задержанного посредством осаждения, вследствие конвекции вблизи него неочищенного парафина, или предотвращается движение задержанного тонкоизмельченного порошка катализатора из геометрически разделенных сегментов, даже если поток существует, и в результате этого подавляется выход тонкоизмельченного порошка катализатора из накопительного резервуара Т 2 посредством "флотации". Устройство, в котором магнитный материал находится в нижней плите. Примеры устройства, в котором магнитный материал находится в нижней плите, и задерживается магнитный тонкоизмельченный порошок катализатора, включают устройство, в котором магнитная деталь 32, такая как постоянный магнит, содержится в нижней плите, например, как представлено на фиг. 2g. В качестве катализатора синтеза FT обычно используют катализатор, в котором магнитный металл,такой как кобальт, железо и никель, как активный металл находится на носителе, таком как диоксид кремния. Соответственно, когда тонкоизмельченный порошок катализатора, образующийся из катализатора синтеза FT и содержащий эти металлы, осаждается на дне накопительного резервуара Т 2, тонкоизмельченный порошок катализатора притягивается магнитным полем магнитной детали, установленной в нижней части; тогда движение порошка подавляется, даже если вблизи существует поток в неочищенной парафиновой фракции. Магнитный материал может представлять собой электромагнит, а не постоянный магнит; в таком случае один или множество электромагнитов устанавливают в нижней части накопительного резервуара Т 2, а также устанавливают электрическое устройство для создания магнитного поля электромагнита; данное электрическое устройство электрически подключается, когда тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в накопительном резервуаре Т 2. Устройство для подавления движения тонкоизмельченного порошка катализатора, осажденного на дне накопительного резервуара Т 2, не ограничено представленными выше примерами, и можно использовать любое устройство, которое способно подавлять движение или поток тонкоизмельченного порошка катализатора, осажденного на дне накопительного резервуара Т 2, и/или неочищенной парафиновой фракции вблизи него посредством такого же или аналогичного действия и эффекта, как описано выше. Передаточный трубопровод L14 а, передаточный трубопровод L14b и накопительный резервуар Т 2 могут представлять собой соответствующие индивидуальные трубопроводы и установленный между ними индивидуальный накопительный резервуар или состоять из множества трубопроводов и накопительных резервуаров, где каждый из передаточного трубопровода L14 а и передаточного трубопроводаL14b разветвляется на множество трубопроводов, параллельных друг другу, и каждый из накопительных резервуаров установлен между этими разветвленными трубопроводами. Задержание тонкоизмельченного порошка катализатора, содержащегося в неочищенной парафиновой фракции в накопительном резервуаре Т 2, включает стадию поступления, на которой по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 в накопительный резервуар Т 2, и стадию выпуска, на которой надосадочная жидкость, полученная путем осаждения тонкоизмельченного порошка катализатора в неочищенной парафиновой фракции, поступившей в накопительный резервуар Т 2, выпускается из накопительного резервуара Т 2; при этом стадию поступления и стадию выпуска можно осуществлять одновременно. В качестве альтернативы, стадию выпуска можно осуществлять после окончания стадии поступления. Кроме того, можно предусмотреть стадию осаждения неочищенной парафиновой фракции без осуществления поступления и выпуска между стадией поступления и стадией выпуска. Чтобы надежно задерживать тонкоизмельченный порошок катализатора в неочищенной парафиновой фракции, оказывается предпочтительным, чтобы задержание тонкоизмельченного порошка катализатора включало стадию поступления, стадию осаждения и стадию выпуска в данном порядке. Далее будет описан конкретный способ осуществления этих операций. Стадия S5. На стадии S5 из неочищенной парафиновой фракции, которая представляет собой кубовую фракцию масла первой ректификационной колонны С 4, отделенную на стадии S3 и содержащую тонкоизмельченный порошок катализатора, оставшаяся неочищенная парафиновая фракция, не поступившая в накопительный резервуар Т 2 на стадии S4, поступает через трубопровод L12 и трубопровод L16, которые образуют обводной трубопровод, из первой ректификационной колонны С 4 в установку гидрокрекинга С 6, и/или надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции, в которой тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается путем осаждения на дне накопительного резервуара Т 2,поступает через передаточный трубопровод L14b (передаточный трубопровод L14 а и трубопровод L12 в некоторых случаях) и трубопровод L16 из накопительного резервуара Т 2 в установку гидрокрекинга С 6. Далее будет описан конкретный способ, в котором на стадии S4 и стадии S5 по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции, поступившей из нижней части первой ректификационной колонны С 4, поступает в накопительный резервуар Т 2, чтобы задерживать тонкоизмельченный порошок катализатора, и надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции, в которой задерживается тонкоизмельченный порошок катализатора, и/или оставшаяся неочищенная парафиновая фракция, не поступившая в накопительный резервуар Т 2, поступает в установку гидрокрекинга С 6. Оказывается предпочтительным непрерывное осуществление гидрокрекинга неочищенной парафиновой фракции в установке гидрокрекинга С 6 (стадия S6); для этой цели на стадии S5 необходимо осуществлять непрерывное поступление неочищенной парафиновой фракции через обводной трубопровод и/или передаточный трубопровод L14b (передаточный трубопровод L14 а и трубопровод L12 в некоторых случаях) и трубопроводL16 из накопительного резервуара Т 2 в установку гидрокрекинга С 6. В том случае, где накопительный резервуар Т 2 представляет собой один накопительный резервуар,по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции, которая поступает из нижней части первой ректификационной колонны, может поступать через трубопровод L12 и передаточный трубопровод L14 а в накопительный резервуар Т 2 (выпуск из накопительного резервуара Т 2 не осуществляется одновременно), и при этом оставшаяся неочищенная парафиновая фракция может поступать через обводной трубопровод (трубопровод L12 и трубопровод L16) непосредственно в установку гидрокрекинга С 6. В этом случае после того, как неочищенная парафиновая фракция поступает в накопительный резервуар Т 2, или после того, как затем осуществляется осаждение, надосадочная жидкость, из которой задерживается тонкоизмельченный порошок катализатора, выходит из накопительного резервуара Т 2 и поступает через передаточный трубопровод L14b и трубопровод L16 в установку гидрокрекинга С 6 (см. фиг. 3a). В том случае, где в системе 100 для изготовления углеводородного масла отсутствует передаточный трубопровод L14b и присутствует только передаточный трубопровод L14 а, надосадочную жидкость выпускают,используя передаточный трубопровод L14 а вместо передаточного трубопровода L14b, и затем она поступает в установку гидрокрекинга С 6 через трубопровод L12 и трубопровод L16 (см. фиг. 3b). В качестве альтернативы, по меньшей мере часть неочищенной парафиновой фракции, которая выходит из нижней части первой ректификационной колонны С 4, может поступать через трубопровод L12 и передаточный трубопровод L14 а в накопительный резервуар Т 2, и одновременно надосадочная жидкость, из которой тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается, может выходить из накопительного резервуара Т 2 через трубопровод L14b и затем поступать через трубопровод L16 в установку гидрокрекинга С 6 (см. фиг. 3c). В этом случае, в то время, когда неочищенная парафиновая фракция выходит из нижней части первой ректификационной колонны С 4, существует оставшаяся неочищенная парафиновая фракция, не поступившая в накопительный резервуар Т 2, и оставшаяся неочищенная парафиновая фракция поступает через обводной трубопровод (трубопровод L12 и трубопровод L16) в установку гидрокрекинга С 6. В том случае, где накопительный резервуар Т 2 состоит из двух накопительных резервуаров (первый накопительный резервуар и второй накопительный резервуар), установленных параллельно, два накопительных резервуара можно использовать, например, путем переключения, как показано ниже. А именно неочищенная парафиновая фракция поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 в первый накопительный резервуар для хранения (выпуск из первого накопительного резервуара не осуществляется одновременно). После того как завершается поступление неочищенной парафиновой фракции в первый накопительный резервуар, надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции, из которой задерживается тонкоизмельченный порошок катализатора, выходит из первого накопительного резервуара и поступает через передаточный трубопровод L14b и трубопровод L16 в установку гидрокрекинга С 6; одновременно неочищенная парафиновая фракция поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 во второй накопительный резервуар для хранения (выпуск из второго накопительного резервуара не осуществляется одновременно). После того как завершается поступление неочищенной парафиновой фракции во второй накопительный резервуар, надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции, из которой задерживается тонкоизмельченный порошок катализатора, выходит из второго накопительного резервуара и поступает через передаточный трубопровод L14b и трубопровод LI6 в установку гидрокрекинга С 6; в этом случае одновременно неочищенная парафиновая фракция поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 в первый накопительный резервуар для хранения. Далее, аналогичным образом, два накопительных резервуара переключают, и поступление, хранение и выпуск повторяются поочередно; в результате этого надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции, из которой задерживается тонкоизмельченный порошок катализатора,может непрерывно поступать в установку гидрокрекинга С 6 (см. фиг. 4a). В этом случае, когда неочищенная парафиновая фракция выходит из нижней части первой ректификационной колонны С 4, существует оставшаяся неочищенная парафиновая фракция, не поступившая в накопительный резервуар Т 2,причем оставшаяся неочищенная парафиновая фракция поступает через обводной трубопровод (трубопровод L12 и трубопровод L16) в установку гидрокрекинга С 6. В том случае, где накопительный резервуар Т 2 состоит из трех накопительных резервуаров (первый накопительный резервуар, второй накопительный резервуар и третий накопительный резервуар), установленных параллельно, три накопительных резервуара можно использовать, например, путем переключения, как указано ниже. А именно неочищенная парафиновая фракция поступает в первый накопительный резервуар (стадия поступления); уже поступившая во второй накопительный резервуар неочищенная парафиновая фракция отстаивается, и осаждается тонкоизмельченный порошок катализатора (стадия осаждения); из третьего накопительного резервуара, в котором уже завершилось отстаивание и задержание тонкоизмельченного порошка катализатора путем осаждения, надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции выходит и поступает в установку гидрокрекинга С 6 (стадия выпуска). Далее, в первом накопительном резервуаре, в котором завершилось поступление неочищенной парафиновой фракции, неочищенная парафиновая фракция отстаивается, и осаждается тонкоизмельченный порошок катализатора (стадия осаждения); из второго накопительного резервуара, в котором уже завершилось отстаивание и задержание тонкоизмельченного порошка катализатора путем осаждения, надосадочная жидкость неочищенной парафиновой фракции выходит и поступает в установку гидрокрекинга С 6 (стадия выпуска); неочищенная парафиновая фракция поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 в третий накопительный резервуар, в котором завершается выпуск надосадочной жидкости(стадия поступления). После этого, таким же образом, три накопительных резервуара последовательно переключаются, стадия поступления, стадия осаждения и стадия выпуска повторяются в соответствующих накопительных резервуарах, и в результате этого неочищенная парафиновая фракция, от которой отделен тонкоизмельченный порошок катализатора, может непрерывно поступать в установку гидрокрекинга С 6 (см. фиг. 4b). В этом случае, когда неочищенная парафиновая фракция выходит из нижней части первой ректификационной колонны С 4, существует оставшаяся неочищенная парафиновая фракция,не поступившая в накопительный резервуар Т 2, и эта оставшаяся неочищенная парафиновая фракция поступает через обводной трубопровод (трубопровод L12 и трубопровод L16) в установку гидрокрекинга С 6. Как описано выше, в системе 100 для изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению представлены примерные варианты осуществления, в которых накопительный резервуар Т 2 представляет собой один накопительный резервуар, или параллельно установлены два накопительных резервуара, или параллельно установлены три накопительных резервуара, и примерные предпочтительные варианты осуществления стадии S4 и стадии S5 в способе изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению в соответствующих случаях, но варианты осуществления не ограничиваются представленными примерами. Например, накопительный резервуар Т 2 могут составлять четыре или более накопительных резервуаров, установленных параллельно, множество накопительных резервуаров, установленных последовательно, или три или более накопительных резервуаров, установленных параллельно и последовательно. Кроме того, варианты осуществления стадии S4 и стадии S5 в способе изготовления углеводородного масла согласно настоящему изобретению не ограничиваются определенным образом, при том условии, что неочищенная парафиновая фракция, выходящая из нижней части первой ректификационной колонны С 4, непрерывно поступает через обводной трубопровод и/или выпускной трубопровод из накопительного резервуара Т 2 в установку гидрокрекинга С 6, и тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в накопительном резервуаре Т 2. Стадия S6. На стадии S6 надосадочную жидкость неочищенной парафиновой фракции, которая поступает из накопительного резервуара Т 2 через передаточный трубопровод L14b (передаточный трубопровод L14 а и трубопровод L12 в некоторых случаях) и трубопровод L16 в установку гидрокрекинга С 6, и из которой тонкоизмельченный порошок катализатора задерживается в накопительном резервуаре Т 2 на стадии S5,и/или неочищенную парафиновую фракцию, которая поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 через обводной трубопровод (трубопроводы L12 и L16) в установку гидрокрекинга С 6,и из которой тонкоизмельченный порошок катализатора не удаляют, подвергают гидрокрекингу в установке гидрокрекинга С 6. Неочищенную парафиновую фракцию, поступившую на стадии S5, с газообразным водородом, поступающим через впускной трубопровод газообразного водорода, присоединенный к трубопроводу L16 (не представлен на чертеже), нагревают до температуры, требуемой для гидрокрекинга неочищенной парафиновой фракции, используя теплообменник Н 4, установленный в трубопроводе L16, и затем направляют в установку гидрокрекинга С 6, чтобы осуществлять гидрокрекинг. Неочищенную парафиновую фракцию, не подвергнутую в достаточной степени гидрокрекингу в установке гидрокрекинга С 6 (далее в некоторых случаях называется термином "не подвергнутая крекингу парафиновая фракция"), извлекают в качестве кубовой фракции масла второй ректификационной колонны С 12 на стадии S9, рециркулируют по трубопроводу L38 в трубопровод L12, смешивают с неочищенной парафиновой фракцией из первой ректификационной колонны С 4 и/или накопительного резервуара Т 2 в смесительном барабане D6 и снова направляют в установку гидрокрекинга С 6. Тип установки гидрокрекинга С 6 не ограничивается определенным образом, и предпочтительно используют проточный реактор, содержащий неподвижный слой катализатора гидрокрекинга. Можно использовать один реактор или множество реакторов, установленных последовательно или параллельно. Кроме того, реактор может содержать один каталитический слой или множество каталитических слоев. В качестве катализатора гидрокрекинга, заполняющего установку гидрокрекинга С 6, используют известный катализатор гидрокрекинга, причем предпочтительно используют катализатор, в котором металл, проявляющий активность в реакции гидрирования и относящийся к группам 8-10 Периодической системы элементов, нанесен на неорганический носитель, обладающий кислотностью в твердом состоянии. Примеры неорганических носителей, которые содержат катализаторы гидрокрекинга и обладают подходящей кислотностью в твердом состоянии, включают материалы, представляющие собой кристаллические цеолиты, такие как ультраустойчивый цеолит типа Y (USY), цеолит типа Y, морденит и цеолит типа , а также одно или более неорганических соединений, выбранных из аморфных сложных оксидов металлов, обладающих термической стойкостью, таких как двойной оксид кремния и алюминия, двойной оксид кремния и циркония и двойной оксид алюминия и бора. Кроме того, в качестве носителя более предпочтительными оказываются композиции, включающие цеолит USY и один или более аморфных сложных оксидов металлов, выбранных из двойного оксида кремния и алюминия, двойного оксида алюминия и бора и двойного оксида кремния и циркония, причем еще более предпочтительными оказываются композиции, включающие цеолит USY и двойной оксид алюминия и бора и/или двойной оксид кремния и алюминия. Цеолит USY представляет собой цеолит, получаемый ультрастабилизацией цеолита типа Y посредством гидротермальной обработки и/или кислотной обработки; помимо структуры, содержащей микрометровые поры и называемой термином "микропористая", которую имеет исходный цеолит типа Y, где размер пор составляет не более чем 2 мкм, в цеолите USY существуют новые мелкие поры, размер которых составляет от 2 до 10 нм. Средний размер частиц цеолита USY не ограничивается определенным образом, составляя предпочтительно не более чем 1,0 мкм и предпочтительнее не более чем 0,5 мкм. Кроме того, в цеолите USY оказывается предпочтительным, чтобы молярное соотношение кремнезема и глинозема (молярное соотношение диоксида кремния и оксида алюминия) составляло от 10 до 200; предпочтительнее, чтобы данное молярное соотношение составляло от 15 до 100, и еще предпочтительнее, чтобы данное молярное соотношение составляло от 20 до 60. Кроме того, оказывается предпочтительным, чтобы носитель содержал от 0,1 до 80 мас.% кристаллического цеолита и от 0,1 до 60 мас.% аморфных сложных оксидов металлов, обладая термической стойкостью. Носитель можно изготавливать следующим образом: композицию носителя, включающую неорганическое соединение, имеющее кислотность в твердом состоянии, и связующий материал подвергают формованию и обжигу. Пропорция неорганического соединения, имеющего кислотность в твердом состоянии, в смеси составляет предпочтительно от 1 до 70 мас.% и предпочтительнее от 2 до 60 мас.% по отношению к суммарной массе носителя. Кроме того, в том случае, где носитель содержит цеолит USY,пропорция цеолита USY в смеси составляет предпочтительно от 0,1 до 10 мас.% и предпочтительнее от 0,5 до 5 мас.% по отношению к суммарной массе носителя. Кроме того, в том случае, где носитель содержит цеолит USY и двойной оксид алюминия и бора, оказывается предпочтительным, чтобы массовое соотношение цеолита USY и двойного оксида алюминия и бора в смеси (цеолит USY/двойной оксид алюминия и бора) составляло от 0,03 до 1. Кроме того, в том случае, где носитель содержит цеолит USY и двойной оксид кремния и алюминия, оказывается предпочтительным, чтобы массовое соотношение цеолита USY и двойного оксида кремния и алюминия в смеси (цеолит USY/двойной оксид кремния и алюминия) составляло от 0,03 до 1. Связующий материал не ограничивается определенным образом; предпочтительными являются оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, оксид магния, более предпочтительным является оксид алюминия. Количество связующего материала в смеси составляет предпочтительно от 20 до 98 мас.% и предпочтительнее от 3 0 до 96 мас.% по отношению к суммарной массе носителя. Температура для обжига носителя композиции находится предпочтительно в интервале от 400 до 550 С, предпочтительнее в интервале от 470 до 530 С и еще предпочтительнее в интервале от 490 до 530 С. Обжиг при такой температуре может обеспечивать достаточную кислотность в твердом состоянии и механическую прочность носителя. Примеры металлов групп 8-10 Периодической системы элементов, которые наносятся на носители и обладают активностью в реакции гидрирования, включают, в частности, кобальт, никель, родий, палладий, иридий и платину. Из их числа предпочтительно используют металлы, выбранные из никеля, палладия и платины, индивидуально или в сочетаниях двух или большего числа металлов. Эти металлы можно наносить на вышеупомянутый носитель стандартным способом, таким как пропитывание и ионный обмен. Количество металла на носителе не ограничивается определенным образом, и оказывается предпочтительным, чтобы суммарное количество металла составляло от 0,1 до 3,0 мас.% по отношению к массе носителя. Здесь Периодическая система элементов означает длинную форму Периодической системы элементов в соответствии с техническими условиями Международного союза теоретической и прикладной химии (IUPAC). В устройстве для гидрокрекинга С 6 неочищенная парафиновая фракция и часть не подвергнутой крекингу парафиновой фракции (углеводороды, содержащие приблизительно 21 или более атомов угле- 13023903 рода) превращаются в углеводороды, содержащие приблизительно 20 или менее атомов углерода, посредством гидрокрекинга; кроме того, их часть превращается во фракцию нафты (приблизительно от 5 до 10 атомов углерода), которая легче, чем целевая промежуточная фракция (приблизительно от 5 до 10 атомов углерода), и далее в газообразные углеводороды, содержащие 4 или менее атомов углерода посредством чрезмерного крекинга. С другой стороны, неочищенная парафиновая фракция и часть не подвергнутой крекингу парафиновой фракции не подвергаются гидрокрекингу в достаточной степени и составляют не подвергнутую крекингу парафиновую фракцию, содержащую приблизительно 21 или более атомов углерода. Состав продуктов гидрокрекинга определяется в зависимости от используемых катализаторов гидрокрекинга и условий реакции гидрокрекинга. Здесь термин "продукты гидрокрекинга" означает все продукты гидрокрекинга, содержащие не подвергнутую крекингу парафиновую фракцию, если не определены другие условия. Если условия реакции гидрокрекинга являются более жесткими, чем необходимо, содержание не подвергнутой крекингу парафиновой фракции в продукте гидрокрекинга уменьшается, в то время как увеличивается содержание легкой фракции, которая является такой же или более легкой, чем фракция нафты, в результате чего снижается выход целевой промежуточной фракции. С другой стороны, если условия реакции гидрокрекинга являются более мягкими, чем необходимо, увеличивается выход не подвергнутой крекингу парафиновой фракции и соответственно уменьшается выход промежуточной фракции. Условия реакции выбирают таким образом, что соотношение продуктов крекинга, у которых температура кипения составляет от 25 до 360 С, и всех продуктов крекинга, у которых температура кипения составляет не менее 25 С (соотношение массы продуктов крекинга с температурой кипения от 25 до 360 С и массы всех продуктов крекинга с температурой кипения не менее 25 С,умноженное на 100%, определяется как "соотношение крекинга"), может составлять обычно от 20 до 90%, предпочтительно от 30 до 80%, предпочтительнее от 45 до 70%. В установке гидрокрекинга С 6 параллельно с реакцией гидрокрекинга протекает реакция гидрирования и изомеризации нормальных парафинов, которые включают неочищенную парафиновую фракцию и не подвергнутую крекингу парафиновую фракцию или продукты их гидрокрекинга, с образованием изопарафинов. В том случае, где продукт гидрокрекинга используют в качестве основного топливного материала, изопарафин, получаемый реакцией гидрирования и изомеризации, представляет собой компонент, который вносит вклад в улучшение текучести при низкой температуре, и оказывается предпочтительным, чтобы производительность была высокой. Кроме того, происходит также отделение олефинов и кислородсодержащих соединений, таких как спирты, которые представляют собой побочные продукты реакции синтеза FT, содержащиеся в неочищенной парафиновой фракции. А именно олефины превращаются в парафиновые углеводороды путем гидрирования, и кислородсодержащие соединения превращаются в парафиновые углеводороды и воду путем восстановления водородом. Выбор условий реакции в установке гидрокрекинга С 6 не ограничивается, и можно выбирать следующие условия. А именно примерная температура реакции составляет от 180 до 400 С; предпочтительно от 200 до 370 С,предпочтительнее от 250 до 350 С и наиболее предпочтительно от 280 до 350 С. При температуре реакции, составляющей более чем 400 С, обычно происходит не только крекинг с образованием легких продуктов, в результате чего уменьшается выход промежуточной фракции, но и продукт обычно приобретает окраску, что ограничивает его использование в качестве основного топливного материала. С другой стороны, когда температура реакции составляет менее 180 С, не только не протекает в достаточной степени реакция гидрокрекинга, в результате чего уменьшается выход промежуточной фракции, но и подавляется получение изопарафинов в результате реакции гидрирования и изомеризации, и остаются кислородсодержащие соединения, такие как спирты, которые обычно не удаляются в достаточной степени. Примерное парциальное давление водорода составляет от 0,5 до 12 МПа и предпочтительно от 1,0 до 5,0 МПа. Когда парциальное давление водорода составляет менее чем 0,5 МПа, гидрокрекинг, гидрирование и изомеризация, а также подобные реакции обычно не протекают в достаточной степени; с другой стороны, когда парциальное давление водорода составляет более чем 12 МПа, оборудование должно обладать стойкостью к высокому давлению, что обычно увеличивает производственные расходы. Примерные значения часовой объемной скорости жидкости (LHSV) неочищенной парафиновой фракции и не подвергнутой крекингу парафиновой фракции составляют от 0,1 до 10,0 ч-1 и предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. Когда LHSV составляет менее чем 0,1 ч-1, гидрокрекинг обычно протекает в чрезмерной степени, и производительность уменьшается; с другой стороны, когда LHSV составляет более чем 10,0 ч-1, гидрокрекинг, гидрирование и изомеризация, а также подобные реакции обычно не протекают в достаточной степени. Примерное соотношение водорода и масла составляет от 50 до 1000 Нл/л и предпочтительно от 70 до 800 Нл/л. Когда соотношение водорода и масла составляет менее чем 50 Нл/л, гидрокрекинг, гидрирование и изомеризация, а также подобные реакции обычно не протекают в достаточной степени; с другой стороны, когда соотношение водорода и масла составляет более чем 1000 Нл/л, обычно требуется подающее водород устройство, имеющее высокую производительность, или подобное устройство. В данном примере продукт гидрокрекинга и непрореагировавший газообразный водород, выходящие из установки гидрокрекинга С 6, охлаждают и разделяют на газ и жидкость в два этапа, используя газожидкостный сепаратор D8 и газожидкостный сепаратор D10, причем относительно тяжелые жидкие углеводороды, содержащие не подвергнутую крекингу парафиновую фракцию, получают из газожидко- 14023903 стного сепаратора D8, и газ, включающий, главным образом, газообразный водород и газообразные углеводороды, содержащие 4 или менее атомов углерода, и относительно легкие жидкие углеводороды получают из газожидкостного сепаратора D10. Посредством такого двухступенчатого охлаждения и разделения газовой и жидкой фазы можно предотвращать возникновение закупоривания трубопровода в результате затвердевания при быстром охлаждении не подвергнутой крекингу парафиновой фракции, содержащейся в продукте гидрокрекинга, или подобные явления. Все жидкие углеводороды, полученные в газожидкостном сепараторе D8 и газожидкостном сепараторе D10, соединяются в трубопроводе L32 через трубопровод L28 и трубопровод L26 соответственно. Газовая фаза, отделенная в газожидкостном сепараторе D12 и включающая, главным образом, газообразный водород и газообразные углеводороды,содержащие 4 или менее атомов углерода, поступает в устройство С 8 для гидроочистки промежуточной фракции и в устройство С 10 для гидроочистки фракции нафты через трубопровод (не представлен на чертеже), соединяющий газожидкостной сепаратор D10 и трубопровод L18 и трубопровод L20, и газообразный водород повторно используется. Стадия S7. На стадии S7 неочищенная промежуточная фракция, выходящая из первой ректификационной колонны С 4 через трубопровод L18, с газообразным водородом, поступающим через питающий трубопровод газообразного водорода, присоединенный к трубопроводу L18 (не представлен на чертеже), нагревается до температуры, требуемой для гидроочистки неочищенной промежуточной фракции, посредством теплообменника Н 6, установленного в трубопроводе L18, и поступает в устройство С 8 для гидроочистки промежуточной фракции, где он подвергается гидроочистке. Тип устройства С 8 для гидроочистки промежуточной фракции не ограничивается определенным образом, и предпочтительно используют проточный реактор с неподвижным слоем катализатора гидроочистки. Можно использовать один реактор или множество реакторов, которые можно устанавливать последовательно или параллельно. Кроме того, в реакторе можно использовать один каталитический слой или множество каталитических слоев. В качестве катализатора гидроочистки, используемого в устройстве С 8 для гидроочистки промежуточной фракции, можно использовать катализаторы, которые обычно используют для гидроочистки и/или гидрирования и изомеризации в переработке нефти или в подобных процессах, а именно катализаторы, в которых активный металл, обладающий способностью гидрирования, нанесен на неорганический носитель. В качестве активного металла, который образует катализатор гидроочистки, используют один или более металлов, выбранных из группы, которую составляют металлы групп 6, 8, 9 и 10 Периодической системы элементов. Конкретные примеры этих металлов включают благородные металлы, такие как платина, палладий, родий, рутений, иридий и осмий, или кобальт, никель, молибден, вольфрам и железо; предпочтительными являются платина, палладий, никель, кобальт, молибден и вольфрам и более предпочтительными являются платина и палладий. Кроме того, два или более этих металлов также предпочтительно используют в сочетании; примеры предпочтительных сочетаний в этом случае включают такие как платина-палладий, кобальт-молибден, никель-молибден, никель-кобальт-молибден и никельвольфрам. Примеры неорганического носителя, который образует катализатор гидроочистки, включают оксиды металлов, такие как оксид алюминия, диоксид кремния, диоксид титана, диоксид циркония и оксид бора. Эти оксиды металлов можно использовать индивидуально или можно использовать их в виде смеси двух или более оксидов или в виде сложных оксидов металлов, таких как двойной оксид кремния и алюминия, двойной оксид кремния и циркония, двойной оксид алюминия и циркония и двойной оксид алюминия и бора. С точки зрения эффективного протекания гидрирования и изомеризации нормального парафина одновременно с гидроочисткой оказывается предпочтительным, чтобы неорганический носитель представлял собой сложный оксид металла, имеющий кислотность в твердом состоянии, такой как двойной оксид кремния и алюминия, двойной оксид кремния и циркония, двойной оксид алюминия и циркония и двойной оксид алюминия и бора. Кроме того, в неорганическом носителе может содержаться некоторое количество цеолита. Кроме того, в целях повышения пригодности к формованию и механической прочности носителя, в состав неорганического носителя можно добавлять связующий материал. Примеры предпочтительного связующего материала включают оксид алюминия, диоксид кремния и оксид магния. В том случае, где активный металл представляет собой упомянутый выше благородный металл,оказывается предпочтительным, чтобы содержание активного металла в катализаторе гидроочистки составляло приблизительно от 0,1 до 3 мас.% атомов металла по отношению к массе носителя. Кроме того,в том случае, где активный металл представляет собой другой металл, чем благородный металл, оказывается предпочтительным, чтобы его содержание составляло приблизительно от 2 до 50 мас.% оксида металла по отношению к массе носителя. В том случае, где содержание активного металла составляет менее нижнего предельного значения, реакции гидроочистки и гидрирования с изомеризацией обычно не протекают в достаточной степени. С другой стороны, в том случае, где содержание активного металла составляет более верхнего предельного значения, диспергирование активного металла обычно уменьша- 15023903 ется, в результате чего уменьшается активность катализатора, и стоимость катализатора увеличивается. При гидроочистке неочищенной промежуточной фракции (основной компонент представляет собой нормальные парафины, содержащие приблизительно от 11 до 20 атомов углерода) в устройстве С 8 для гидроочистки промежуточной фракции олефины, которые представляют собой побочные продукты синтеза FT, содержащиеся в неочищенной промежуточной фракции, подвергают гидрированию для превращения в парафиновые углеводороды. Кроме того, кислородсодержащие соединения, такие как спирты,превращают в парафиновые углеводороды и воду путем восстановления водородом. Кроме того, параллельно с гидроочисткой протекают реакции гидрирования и изомеризации нормальных парафинов с образованием неочищенной промежуточной фракции, в результате чего получаются изопарафины. В том случае, где промежуточную фракцию используют в качестве основного топливного материала, изопарафины, полученные в результате реакции гидрирования и изомеризации, представляют собой компонент,который вносит вклад в улучшение текучести при низкой температуре, и оказывается предпочтительным повышение производительности. Выбор условий реакции в устройстве С 8 для гидроочистки промежуточной фракции не ограничен,и можно выбрать следующим образом условия реакции. Примерная температура реакции составляет от 180 до 400 С, предпочтительно от 200 до 370 С, предпочтительнее от 250 до 350 С и наиболее предпочтительно от 280 до 350 С. Когда температура реакции составляет более 400 С, обычно усиливается крекинг с образованием легких продуктов, в результате чего уменьшается выход промежуточной фракции, и продукт обычно приобретает окраску, что ограничивает его использование в качестве основного топливного материала. С другой стороны, когда температура реакции составляет менее чем 180 С, остаются кислородсодержащие соединения, такие как спирты, обычно не удаляются в достаточной степени, и подавляется образование изопарафинов в реакции гидрирования и изомеризации. Примерное парциальное давление водорода составляет от 0,5 до 12 МПа и предпочтительно от 1,0 до 5,0 МПа. Когда парциальное давление водорода составляет менее чем 0,5 МПа, реакции гидроочистки и гидрирования с изомеризацией обычно не протекают в достаточной степени; с другой стороны, когда парциальное давление водорода составляет более чем 12 МПа, требуется оборудование, которое выдерживает высокое давление, и обычно увеличиваются производственные расходы. Примерные значения часовой объемной скорости жидкости (LHSV) неочищенной промежуточной фракции составляют от 0,1 до 10,0 ч-1 и предпочтительно от 0,3 до 3,5 ч-1. Когда LHSV составляет менее чем 0,1 ч-1, обычно происходит крекинг с образованием легких продуктов, в результате чего снижается выход промежуточной фракции, и производительность обычно уменьшается; с другой стороны, когда LHSV составляет более чем 10,0 ч-1, реакции гидроочистки и гидрирования с изомеризацией обычно не протекают в достаточной степени. Примерное соотношение водорода и масла составляет от 50 до 1000 Нл/л и предпочтительно от 70 до 800 Нл/л. Когда соотношение водорода и масла составляет менее 50 Нл/л, реакции гидроочистки и гидрирования с изомеризацией обычно не протекают в достаточной степени; с другой стороны, когда соотношение водорода и масла составляет более 1000 Нл/л, обычно требуется подающее водород устройство, имеющее высокую производительность, или подобное устройство. После того, как газовую фазу, содержащую, главным образом, непрореагировавший газообразный водород, отделяют в газожидкостном сепараторе D12, к которому присоединен трубопровод L30, выходящий поток масла из устройства С 8 для гидроочистки промежуточной фракции поступает через трубопровод L32, где он соединяется с жидким продуктом гидрокрекинга парафиновой фракции, поступающей по трубопроводу L26. Газовая фаза, содержащая, главным образом, газообразный водород, отделенный газожидкостным сепаратором D12, поступает в установку гидрокрекинга С 6 и повторно используется. Стадия S8. На стадии S8 неочищенная фракция нафты, выходящая из первой ректификационной колонны С 4 по трубопроводу L20 с газообразным водородом, поступающим по питающему трубопроводу газообразного водорода (не представлен на чертеже), присоединенному к трубопровод L20, нагревается до температуры, требуемой для гидроочистки неочищенной фракции нафты, посредством теплообменника Н 8,установленного в трубопроводе L20, и затем поступает в устройство C10 для гидроочистки фракции нафты, где она подвергается гидроочистке. Тип устройства C10 для гидроочистки фракции нафты не ограничивается определенным образом, и предпочтительно используют неподвижным слоем проточный реактор с неподвижным слоем катализатора гидроочистки. Можно использовать один реактор или можно устанавливать множество реакторов последовательно или параллельно. Кроме того, в реакторе можно использовать один каталитический слой или множество каталитических слоев. Катализатор гидроочистки, используемый в устройстве С 10 для гидроочистки фракции нафты, может представлять собой такой же катализатор гидроочистки, который используется для гидроочистки неочищенной промежуточной фракции. При гидроочистке неочищенной фракции нафты (ее основной компонент представляет собой нормальный парафин, содержащий приблизительно от 5 до 10 атомов углерода) в устройстве С 10 для гидроочистки фракции нафты ненасыщенные углеводороды, содержащиеся в неочищенной фракции нафты,- 16023903 превращаются в парафиновые углеводороды путем гидрирования. Кроме того, кислородсодержащие соединения, такие как спирты, содержащиеся в неочищенной фракции нафты, превращаются в парафиновые углеводороды и воду путем восстановления водородом. В случае фракции нафты реакции гидрирования и изомеризации не протекают в большой степени вследствие малого числа атомов углерода. Выбор условий реакции в устройстве C10 для гидроочистки фракции нафты не является ограниченным, и можно выбирать такие же условия реакции, которые используются в устройстве С 8 для гидроочистки промежуточной фракции. Выходящий поток масла из устройства C10 для гидроочистки фракции нафты поступает через трубопровод L34 в газожидкостный сепаратор D14; в газожидкостном сепараторе D14 выходящий поток масла разделяют на газовую фазу, основным компонентом которой является газообразный водород, и жидкий углеводород. Отделенная газовая фаза поступает в установку гидрокрекинга С 6, и содержащийся в ней газообразный водород повторно используется. С другой стороны, отделенный жидкий углеводород поступает через трубопровод L36 в стабилизатор С 14 нафты. Кроме того, часть жидкого углеводорода рециркулирует через трубопровод L48 в трубопровод L20 выше по потоку относительно устройства С 10 для гидроочистки фракции нафты. За счет тепла, которое образуется при гидроочистке неочищенной фракции нафты (гидрирование олефинов и восстановление водородом спиртов и подобных соединений),часть жидкого углеводорода рециркулирует в устройство С 10 для гидроочистки фракции нафты, и неочищенная фракция нафты разбавляется; в результате этого подавляется увеличение температуры в устройстве С 10 для гидроочистки фракции нафты. В стабилизаторе С 14 нафты жидкий углеводород, поступающий из устройства С 10 для гидроочистки фракции нафты и второй ректификационной колонны С 12, фракционируют, получая в качестве продукта очищенную нафту, в которой число атомов углерода составляет от 5 до 10. Очищенная нафта поступает из нижней части колонны стабилизатора С 14 нафты через трубопровод L46 в накопительный резервуар Т 8 и содержится в нем. С другой стороны, из трубопровода L50, присоединенного к верхней части колонны стабилизатора С 14 нафты выходят газообразные углеводороды, в которых основной компонент представляет собой углеводород с заданным числом атомов углерода (4 или менее). Поскольку газообразный углеводород не представляет собой целевой продукт, газообразный углеводород поступает во внешнее устройство для сжигания (не представлено на чертеже), в котором его сжигают, выпуская в воздух продукты горения. Стадия S9. На стадии S9 смешанное масло, включающее жидкие углеводороды, полученные из выходящего потока продукта из установки гидрокрекинга С 6, и жидкие углеводороды, полученные из выходящего потока продукта из устройства С 8 для гидроочистки промежуточной фракции, нагревается посредством теплообменника H10, установленного в трубопроводе L32, и поступает во вторую ректификационную колонну С 12 для фракционирования на углеводороды, содержащие приблизительно 10 или менее атомов углерода, керосиновую фракцию, фракцию легкого масла и не подвергнутую крекингу парафиновую фракцию. У углеводородов, содержащих приблизительно 10 или менее атомов углерода, температура кипения составляет менее приблизительно 150 С; эти углеводороды выходят из верхней части второй ректификационной колонны С 12 по трубопроводу L44. У керосиновой фракции температура кипения составляет приблизительно от 150 до 250 С; керосиновая фракция выходит из средней части второй ректификационной колонны С 12 по трубопроводу L42 для хранения в накопительном резервуаре Т 6. У фракции легкого масла температура кипения составляет приблизительно от 250 до 360 С; фракция легкого масла выходит из нижней части второй ректификационной колонны С 12 по трубопроводу L40 для хранения в накопительном резервуаре Т 4. У не подвергнутой крекингу парафиновой фракции температура кипения превышает 360 С; не подвергнутая крекингу парафиновая фракция выходит из нижней части второй ректификационной колонны С 12 для рециркуляции по трубопроводу L38 в трубопровод L12 выше по потоку относительно установки гидрокрекинга С 6. Углеводороды, содержащие приблизительно 10 или менее атомов углерода, выходят из верхней части второй ректификационной колонны С 12, поступают по трубопроводам L44 и L36 в стабилизатор нафты и фракционируются с жидкими углеводородами, поступающими из устройства С 10 для гидроочистки фракции нафты. Выше описан подходящий вариант осуществления способа изготовления углеводородного масла и производственной системы согласно настоящему изобретению, но настоящее изобретение никогда не будет ограничиваться описанным выше вариантом осуществления. Например, в варианте осуществления для процесса GTL природный газ используют в качестве сырья для производства синтез-газа, в то время как можно использовать, например, негазообразное углеводородное сырье, такое как асфальт и остаточное масло. Кроме того, в варианте осуществления фракционирование на три фракции (неочищенная фракция нафты, неочищенная промежуточная фракция и неочищенная парафиновая фракция) осуществляют в первой ректификационной колонне С 4, причем неочищенную фракцию нафты и неочищенную промежуточную фракцию подвергают гидроочистке на отдельных стадиях; однако можно осуществлять фракционирование на две фракции (неочищенная легкая комбинированная фракция нафты и промежуточных углеводородов и неочищенная парафиновая фракция), причем неочищенную легкую фракцию можно подвергать гидроочистке на одной стадии. Кроме того, в варианте осуществления керосиновую фракцию и фракцию легкого масла фракционируют как отдельные фракции во второй ректификационной колонне С 12; однако их можно фракционировать как одну фракцию (промежуточную фракцию). Согласно описанному выше варианту осуществления часть неочищенной парафиновой фракции,которая поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 и содержит тонкоизмельченный порошок катализатора, можно направлять в установку гидрокрекинга С 6 без задержания и отделения тонкоизмельченного порошка катализатора. В этом случае тонкоизмельченный порошок катализатора, поступающий в установку гидрокрекинга С 6, может вызывать вышеупомянутые проблемы, такие как уменьшение активности катализатора гидрокрекинга, находящегося в установке гидрокрекинга С 6. Однако, тонкоизмельченный порошок катализатора задерживают и удаляют по меньшей мере из части неочищенной парафиновой фракции, которая поступает из нижней части первой ректификационной колонны С 4 и содержит тонкоизмельченный порошок катализатора, в накопительном резервуаре Т 2 соответственно количество тонкоизмельченного порошка катализатора, поступающего в установку гидрокрекинга С 6, можно уменьшать для такого же совокупного количества масла, поступающего в установку гидрокрекинга С 6, по сравнению со случаем, в котором тонкоизмельченный порошок катализатора не задерживают и не отделяют. В результате работу можно продолжать до тех пор, пока не проявится описанная выше проблема. Промышленная применимость Настоящее изобретение может предложить способ изготовления углеводородного масла и систему для его изготовления, с помощью которых можно эффективно подавлять движение тонкоизмельченного порошка катализатора, образующегося из катализатора для использования в ходе синтеза FT, в реакционную систему на стадии повышения качества синтетического масла FT. Список условных обозначений. Т 2 - накопительный резервуар,С 4 - первая ректификационная колонна,С 6 - установка гидрокрекинга,С 8 - устройство для гидроочистки промежуточной фракции,C10 - устройство для гидроочистки фракции нафты,С 12 - вторая ректификационная колонна,L12 и L16 - обводные трубопроводы,L14 а и L14b - передаточные трубопроводы,100 - система для изготовления углеводородного масла. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ изготовления углеводородного масла, включающий стадии, на которых получают углеводородное масло, содержащее тонкоизмельченный порошок катализатора, образующийся из катализатора в ходе синтеза Фишера-Тропша при использовании реактора с суспензионным слоем, причем в реакторе с суспензионным слоем находится суспензия, содержащая жидкий углеводород и катализатор, суспендированный в жидком углеводороде; фракционируют углеводородное масло по меньшей мере на одно дистиллированное масло и кубовую фракцию масла, содержащую тонкоизмельченный порошок катализатора, с использованием ректификационной колонны; подают по меньшей мере часть кубовой фракции масла в накопительный резервуар и осаждают тонкоизмельченный порошок катализатора на дне накопительного резервуара для задерживания тонкоизмельченного порошка катализатора; и подают остаток кубовой фракции масла из ректификационной колонны в установку гидрокрекинга и/или подают надосадочную кубовую фракцию масла, тонкоизмельченный порошок катализатора из которой задерживается в накопительном резервуаре, из накопительного резервуара в установку гидрокрекинга для осуществления гидрокрекинга остатка кубовой фракции масла и/или надосадочной кубовой фракции масла с использованием установки гидрокрекинга, причем тонкоизмельченный порошок катализатора осаждают на дно накопительного резервуара, в нижней части накопительного резервуара посредством устройства для подавления движения. 2. Система для реализации способа изготовления углеводородного масла по п.1, включающая устройство для получения углеводородного масла путем осуществления синтеза Фишера-Тропша,где устройство включает реактор, выполненный с возможностью обеспечения суспензионного слоя, содержащего суспензию, содержащую жидкий углеводород и катализатор, суспендированный в жидком углеводороде; ректификационную колонну для фракционирования углеводородного масла по меньшей мере на одно дистиллированное масло и кубовую фракцию масла; установку гидрокрекинга для осуществления гидрокрекинга кубовой фракции масла; обводной трубопровод, соединяющий нижнюю часть ректификационной колонны и установку гид- 18023903 рокрекинга; передаточный трубопровод, ответвляющийся от точки разветвления обводного трубопровода; и накопительный резервуар для осаждения тонкоизмельчнного порошка катализатора, подлежащего задерживанию, который присоединен к передаточному трубопроводу, причем накопительный резервуар включает устройство для подавления движения тонкоизмельчнного порошка катализатора, осажденного на дне накопительного резервуара, в нижней части накопительного резервуара.