Установка первичной переработки нефти

    

ВВЕДЕНИЕ

 

В настоящее  время нефтеперерабатывающие заводы сталкиваются с целым рядом проблем, таких, например, как:

    • рационализация производственных возможностей;
    • улучшение качества продуктов (особенно дизельного топлива и бензина);
    • снижение энергопотребления;
    • улучшение систем контроля и оптимизация производства;
    • повышение надежности и эффективности эксплуатации;
    • модернизация существующих производств;
    • достижение более строгих показателей по охране окружающей среды и безопасности производства.

Также большое внимание уделяется  сейчас вопросам углубленной переработки нефти, так как цены на остатки первичной переработки нефти на мировом рынке значительно ниже, чем на светлые нефтепродукты (автобензины, дизельные и реактивные топлива), поэтому неглубокая переработка нефти становится экономически невыгодной для производителя.  В связи с этим, чтобы сделать переработку выгодной, надо из каждой тонны нефти получать больше ценных качественных продуктов - моторных топлив и сырья для нефтехимического синтеза, а также важно рационально использовать имеющиеся природные ресурсы, которые являются невосполнимыми. В связи с этим при имеющихся ресурсах необходима такая организация переработки нефти, при которой удовлетворение потребностей народного хозяйства происходит не за счет увеличения добычи нефти, а более глубокой ее переработкой.

Повышение требований по защите окружающей среды в глобальном масштабе заставило отросли автомобильной и нефтеперерабатывающей промышленности повысить эффективность топлив и снизить вредные выбросы. Внедрение в использование транспортных топлив с ультранизким содержанием серы стало мировой тенденцией, которая непрерывно усиливается. Так, например, современные спецификации предусматривают содержание серы в дизельном топливе равным 50 ррm. Такое топливо называется дизельным топливом со сверхнизким содержанием серы (ultra-low-sulfur-diesel - ULSD). Кроме того, Европейская комиссия, начиная с 01.01.2005г., ввела новую спецификацию на содержание серы в дизельных топливах и бензинах не более 10 ррm во всех странах членах ЕС с тем, чтобы к 2010 г. весь дизельный автотранспорт был переведён на ДТ с почти нулевым содержанием серы (near-zero- sulfur-diesel - NZSD) [1].

Гидроочистка проводится с целью  удаления из нефтяных фракций таких  нежелательных компонентов как сера, азот, кислород и металлоорганические соединения, а также для гидрирования олефинов и диеновых углеводородов. В некоторых случаях для улучшения качества топливных дистиллятов требуется также гидрирование ароматических углеводородов.

В состав любого современного нефтеперерабатывающего завода обязательно включают процессы гидроочистки и, прежде всего, гидроочистку дизельных фракций, полученных при прямой перегонке нефти и в деструктивных термических и каталитических процессах. Гидроочистка либо входит в состав комбинированной установки (например, ЛК-6У), либо включается в схему завода в виде отдельной установки. 

Помимо этого, гидроочистке подвергаются:

  • бензиновые фракции прямой перегонки нефти, термического крекинга и коксования с целью подготовки качественного сырья каталитического риформинга;
  • керосино-газойлевые фракции прямой перегонки и деструктивного происхождения с целью снижения содержания серы до норм, соответствующих требованиям качественного компонента дизельного топлива и улучшения химической стабильности;
  • вакуумный газойль для получения высококачественного сырья каталитического крекинга. Процессы гидрокрекинга вакуумного газойля и остаточных фракций, близкие по технологии к гидроочистке, используют для углубления переработки нефти [2].

Целью данного курсового является проект блока НПЗ мощностью 12 млн. тонн аянской  нефти в год, ознакомление с основными  правилами и приемами проектирования нефтехимических производств, расчета основных видов технологического оборудования, выбором типа технологических установок и их блоков, методами работы с технической литературой, стандартами на нефтепродукты и порядком выполнения курсового проекта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ  ПО СТБ ГОСТ Р 51858-2003 И ВЫБОР  ВАРИАНТА ЕЁ ПЕРЕРАБОТКИ

 

1.1 Характеристика нефти

Выбор технологической схемы первичной  и последующей переработки нефти  в большей степени зависит  от ее качества. Данные о Аянской нефти взяты в справочной литературе [3]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1− Показатели качества Аянской нефти.

Показатели

Единицы измерения

Значение показателя

Плотность нефти при 20°С

кг/м3

866,8

Содержание в нефти:

хлористых солей

 

мг/л

 

109

Воды

% масс.

0,68

Серы

% масс.

2,55

парафина

% масс.

3,1

Фракции до 360°С

% масс.

49,1

Фракции 360-500°С

% масс.

22

Фракции 500-550°С

% масс.

6,5

Плотность гудрона (остатка) при 20°С

(фр.>550°С)

 

 

кг/м3

 

 

1071,5

Вязкость нефти:

при t=20°С

при t=50°С

 

мм2/с

мм2/с

 

21,56

8,96

Выход суммы базовых масел  с ИВ≥90 и температурой застывания≤-15°С

 

% масc.на нефть

 

8,46


 

Таблица 1.2 –Потенциальное содержание фракций в Аянской нефти

Номер компонента

Компоненты, фракции

Массовая доля компонента в смеси, xi

1

H2

0,00000

2

CH4

0,00038

3

C2H6

0,00064

4

C2H4

0,00000

5

H2S

0,00000

6

SC3

0,00072

7

SC4

0,00176

8

28-62°С

0,01700


Окончание таблицы 1.2

Номер компонента

Компоненты, фракции

Массовая доля компонента в смеси, xi

9

62-85°С

0,02500

10

85-105°С

0,02400

11

105-140°С

0,04600

12

140-180°С

0,05250

13

180-210°С

0,04750

14

210-310°С

0,17500

15

310-360°С

0,10200

16

360-400°С

0,07300

17

400-450°С

0,08150

18

450-500°С

0,06400

19

500-550

0,06400

20

>550°С

0,22500

 

Итого:

1,00000


Согласно  ГОСТ Р 51858-2003 [4] по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.

По содержанию массовой доли серы 2,55 % данная нефть относится к классу высокосернистая (3).

При  плотности 866,8 кг/м3  при 20ºС данная нефть относится к типу (2) – средняя.

По содержанию воды 0,68% нефть относится к 3-ему типу.

По содержанию Н2S аянская нефть относится  к 1-ому типу.

Т. о. присваиваем  нефти следующий шифр 3.2.3.1 ГОСТ Р 51858-2003.

 

1.2 Характеристика газов и их применение

 

В таблице 1.3 представлена характеристика газов.

Аянская нефть содержит в основном пропан и н-бутан, а также некоторое количество и-бутана и этана.                                                                                                                                                      

Содержание  этана в рефлюксе:      где 0,06408− выход этана, % мас., 0,35 – выход рефлюкса, % мас. на нефть (см. табл.1.3).

Смесь тяжелых газов можно получить в жидком состоянии в емкости  орошения стабилизационной колонны  в виде рефлюкса, но использовать его  как товарный сжиженный газ нельзя, т.к. содержание этана в нем будет  выше нормы (>5%), поэтому рефлюкс  можно направить на ГФУ или  применять в качестве сырья для  процесса пиролиза.   

 

 

Таблица 1.3 – Состав и выход газов на нефть

Компоненты

Выход на нефть, % масс.

Метан

0,35´0,1087=0,0381

Этан

0,35´0,1831=0,06408

Пропан

0,35´0,2056=0,07196

Бутан

0,35´0,3284=0,1149

Изобутан

0,35´0,1742=0,06097

Итого:

0,35


 

 

1.3 Характеристика бензиновых фракций и их применение

 

В таблице 1.4 представлена характеристика бензиновой фракции.

Фракция н.к. – 70°С можно отправлять на изомеризацию для получения высокооктановых  компонентов товарного бензина.

Фракция 70-140°С является сырьем процесса каталитического  риформинга с целью получения  ароматики.

Фракцию 140 – 180ºС отправляем на каталитический риформинг для получения бензина-катализата.

 

Таблица 1.4 – Характеристика бензиновых фракций аянской нефти

Пределы кипения фракции, °С

Выход на нефть, % масс.

Октано-вое число в чистом виде

Содержание, % масс.

 

серы

Арома-тических углеводородов

нафтеновых углеводородов

н.к.-70

2,6

63

0,03

1

13

70-140

8,7

47

0,13

10

26

140-180

5,4

39

0,26

16

28




 

1.4 Характеристика керосиновой фракции

В таблице  1.5 приведена характеристика легкого керосинового дистиллята [3]. Керосиновую фракцию на установке АВТ не будем получать, так как уменьшится выход более ценной бензиновой фракции.

Таблица 1.5 Характеристика легкого керосинового дистиллята (фракция 120-240°С)

Выход на нефть,

% масс.

Плотность, кг/м3

Вязкость при 20°С, мм2/с (сСт)

Теплота сгорания, кДж/кг

Содержание, %масс.

серы

ароматических углеводородов

18,3

780,6

1,31

43250

0,29

14,7


 

1.5 Характеристика дизельной фракции (180-360°С)

В таблице 1.6 представлена характеристика дизельной фракции.

Таблица1.6 – Характеристика дизельных фракций аянской нефти

Пределы кипения, ºС

Выход на нефть, % мас.

Цетановое число

Вязкость при 20ºС, мм2/с (сСт)

Температура

Содержание, % мас.

       

помутнения, ºС

Застывания,

ºС

серы

парафинов

180-360

32,1

56

5,93

-7

-12

1,24

-


Фракция дизельного топлива 180-3600С не удовлетворяет требованиям по содержанию серы на экологически чистое дизельное топливо. Поэтому, чтобы получить дизельное топливо соответствующее европейским стандартам  необходимо предусмотреть установку гидроочистки дизельного топлива. После ГО может использоваться как компонент летних ДТ.

 

1.6 Характеристика вакуумных ( масляных) дистиллятов Аянской нефти и их применение

В таблице 1.7 представлена характеристика вакуумных дистиллятов.

 

Таблица 1.7 – Характеристика вакуумных дистиллятов

 

Пределы кипения, ºС

 

Выход на нефть,      % масс.

 

Содержание серы,         % масс.

 

Плотность при 20ºС, кг/м3

Вязкость, мм2/с при

 

Коксуемость, % масс.

 

 

50ºС

 

100ºС

360-500

360-560

22

30,1

2,29

2,68

920,7

928,8

26,34

31,18

6,14

7,38

2,64

3,72


 

В качестве сырья  для установки каталитического  крекинга можно использовать фракцию  360-560ºС  после гидроочистки.

 
1.7 Характеристика остатков и их применение

 

В таблице 1.8 представлена характеристика остатков

На  установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки  – мазут (tнк ~ 360 ºС) и остаток вакуумной перегонки – гудрон. Большая часть мазута поступает на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.

 

 

Таблица 1.8 – Характеристика остатков аянской нефти

Показатель

Остатки, tнк ºС

 

>360

>500

>560

Выход на нефть, %  мас.

50,9

28,9

20,8

Вязкость условная, º ВУ:

при  80 ºС

при  100 ºС

 

 

13,49

7,83

 

 

281,6

164,10

 

 

-

258,70

Плотность при 20 ºС, кг/м3

961,8

1,0002

1,0715

Коксуемость, % мас.

9,65

14,98

18,07

Содержание, % мас.

серы

 

 

3,51

 

 

3,97

 

 

4,29

парафинов

3,1

1,1

0,7


 

Мазут из-за пониженной вязкости (ВУ<16) может быть применен в  качестве котельного топлива без его переработки на установке висбрекинга, а гудрон следует направить на висбрекинг с целью понижения вязкости.

Остатки (>500ºС) из-за высокой коксуемости  (>14%)   рекомендуется использовать в качестве сырья для установок коксования, но полученный кокс требует специальной обработки для снижения содержания серы.

Применение  гудрона в чистом виде для производства битумов не требует специальных  технологий, т.к. имеет пониженное содержание парафинов (<3%).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ПОТОЧНОЙ  СХЕМЫ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

 

Целью выбора и обоснования поточной схемы  глубокой переработки нефти является подбор оптимального количества технологических  установок, обеспечивающих заданную глубину  переработки нефти, выход продуктов  для нефтехимического синтеза и  высокое качество получаемых продуктов.

Поточная  схема глубокой переработки аянской нефти включает следующие технологические установки:

  1. Установка ЭЛОУ-АВТ. Является основой любого нефтеперерабатывающего завода. На ней осуществляется процесс первичной переработки нефти, который заключается в подготовке и разделении нефти на следующие фракции: газы С1-С4, н.к.-70 ºС, 70-140ºС, 140-180ºС, 180-360ºС, 360-560ºС и гудрон (фракция >560ºС);
  2. Изомеризация фракции н.к.-70ºС. Наиболее широко используется технология среднетемпературной изомеризации, так как она имеет преимущества перед технологиями низкотемпературной и высокотемпературной изомеризаций. Это связано с тем, что при низкотемпературной катализатор очень чувствителен к каталитическим ядам (ядом является даже вода), поэтому предъявляются очень высокие требования к подготовке сырья, а при высокотемпературной получается изомеризат с низким октановым числом, что делает невозможным использование его в качестве компонента высокооктановых бензинов [5];
  3. Каталитический риформинг. Сырьем данной установки является фракция 70-140ºС и 140-180ºС  установки ЭЛОУ-АВТ. Выбрана технология каталитического риформинга в движущемся слое катализатора, так как  по сравнению с периодической регенерацией катализатора  данный процесс позволяет получить больше катализата на сырье с большей концентрацией ароматических углеводородов, а также увеличивается выход ВСГ [5];
  4. Каталитический крекинг. Сырьем данной установки является фракция >360ºС. Технология MSCC имеет наилучшие технологические и экономические показатели, позволяет увеличить выход светлых фракций по сравнению с технологией каталитического крекинга с использованием лифт-реактора [5].  В связи с тем, что содержание серы во фракции мазуте равно 2,36% (таблица 6), а это не отвечает требованиям,  предъявляемым к катализаторам данного процесса, то в схему включена установка гидрообессеривания вакуумных дистиллятов;
  5. Процессы алкилирования изобутана олефинами и получения МТБЭ. Продукты данных процессов используются в качестве высокооктановых компонентов для получения товарных бензинов. Сырьем этих установок является бутан-бутиленовая фракция с установки АГФУ и установки пиролиза. Для получения алкилата выбрана технология фтористоводородного алкилирования [5]. Достоинством этой технологии по сравнению с сернокислотным алкилированием является то, что процесс можно вести при температурах 25-30ºС (вследствие этого отпадает необходимость в хладагентах), возможность использования бутиленов в смеси с амиленами и пропиленами, а также не требуется дополнительных установок по переработке кислого гудрона. Октановое число алкилата фтористоводородного алкилирования на 1-1,5 пункта выше;
  6. Установка гидроочистки дизельного топлива. Сырьем является прямогонная дизельная фракция, так как она не может быть использована как товарное дизельное топливо из-за повышенного содержания серы, а также дизельные фракции с установки гидрообессеривания вакуумных дистиллятов  и установки каталитического крекинга;
  7. Поточная схема глубокой переработки аянской нефти включает установки ГФУ и АГФУ. Сырьем установки ГФУ являются газы с установок АВТ, каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива, изомеризации ∑ArС8 и гидрообессеривания вакуумных дистиллятов. На установку АГФУ для разделения поступают газы с установок каталитического крекинга и ART.
  8. Комплекс получения ароматических углеводородов. В качестве сырья для комплекса получения ароматических углеводородов используется часть катализата Установки каталитического риформинга. Данный комплекс в составе топливно-химического блока предусматривает получение бензола, параксилола и низших олефинов, которые являются сырьем химической промышленности. В состав комплекса входят блоки экстракции суммарной ароматики, ректификации суммарной ароматики, установки Таторей (для превращения толуола и ароматики С9 в бензол и ксилолы), изомеризации ксилолов и Парекс (для производства товарного параксилола);
  9. Установка пиролиза. Данная установка необходима для обеспечения удовлетворительной рентабельности производства низших олефинов в поточной схеме НПЗ. В качестве сырья процесса пиролиза применяются сжиженные газы С3-С4 с ГФУ, пропан-пропиленовая фракция с установки АГФУ и рафинат, получаемый в процессе экстракции ароматических углеводородов из катализата установки каталитического риформинга. Продуктами данной установки являются этилен, пропилен, пиробензин и тяжелая смола пиролиза. Пиробензин данной установки подвергается селективному гидрированию и используется как компонент товарного бензина. Тяжелая смола пиролиза используется в качестве компонента котельного топлива;
  10. Установка ART. Данная установка в поточной схеме топливно-химического блока НПЗ позволяет увеличить глубину переработки аянской нефти. Сырьем является гудрон (фракция >560°С) с установки АВТ. Специалисты фирмы "Келлог" называют процесс ART революционным, т.к. он является самым эффективным и экономичным способом облагораживания остатков нефти [6];
  11. Блок концентрирования водорода. Его необходимость вызвана тем, что получаемый ВСГ на установке каталитического риформинга не соответствует требованиям процесса гидроочистки по содержанию водорода. Выбрана технология PSA (короткоцикловая адсорбция со сбросом давления), которая позволяет получать наиболее чистый водород (по сравнению с мембранной и криогенной технологиями) [5];
  12. Установка получения серной кислоты. Данная установка предусмотрена для утилизации H2S, который получается в процессе производства и является сырьем нефтехимии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ АВТ

 

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечить получения заданного ассортимента продукции высокого качества наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели.

При составлении  схемы необходимо учитывать и  применять самые современные  решения.

 

3.1 Блок  ЭЛОУ

 

Используем  горизонтальные электродегидраторы. В  блоке ЭЛОУ для получения нефти  с содержанием хлористых солей  ≤1 мг/л при степени обессоливания  в каждой ступени 95 % устанавливается 2 ступени обессоливания.

Это позволяет  довести содержание хлористых  солей после 1-ой ступени до  5,45  мг/л, т.к. 109 и после 2-ой ступени 5,45.       

где 109− содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 1.1). 

Концентрация  хлористых солей в воде, находящейся  в сырой нефти:

          

Концентрация  хлористых солей в воде, находящихся  в обессоленной нефти:

 

 

где  0,0068 – содержание воды в сырой нефти, мас. доли (0,68 %);

  0,8668 – относительная плотность нефти;

1 – содержание  хлористых солей в обессоленной  нефти, мг/л;

0,001 – содержание  воды в обессоленной нефти,  мас. доли (0,1 % мас.).

Для понижения  концентрации хлористых солей в  воде подают промывную воду.

Расход промывной  воды (В) определяется из уравнения:

 

Для аянской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

 

Откуда  нефти или 1,51 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200 %. В данном случае принимаем расход промывной воды на 100% больше, т.е.3 % на нефть.

Для уменьшения неутилизируемых отходов (соленые  стоки) свежая промывная вода (3 %) подается только во вторую ступень обессоливания, а дренажная вода из электродегидраторов второй ступени поступает в электродегидраторы первой ступени через прием сырьевого насоса, т.е. применяются циркуляционные воды.

Дренажные воды из электродегидраторов сбрасываются в специальную емкость для  отстоя, а после отстоя – в  канализацию соленых вод и  далее на очистные сооружения. Деэмульгатор неионогенного типа подается в количестве 8 г/т нефти в виде 2 % водного  раствора (400 г/т) на прием сырьевого  насоса из специальной емкости. В  связи с этим технологической  схеме установки АВТ предусматриваются  дополнительные емкости и насосы(на схеме не указаны).

 

3.2 Блок  колонн

 

3.2.1 Атмосферный блок

 

В атмосферном  блоке АВТ применяют три схемы  разделения нефти:

1) схема с одной сложной ректификационной колонной. Данная схема применима для стабилизированных нефтей с содержанием бензиновых фракций не более 10 %. Установка проста и компактна. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. А эти факторы очень важны т.к. в нашей стране широко перерабатываются нефти различных месторождений. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа затруднительна, т.к. повышается давление на питательном насосе печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья., невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах.

2) схема с предварительным испарением и ректификационной колонной. С применением этой схемы уменьшается перепад давления в печных трубах. Пары из испарителя направляются в атмосферную колонну при этом не надо устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Однако уменьшается четкость разделения, из-за растворенных газов атмосферная колонна перегружается по парам, все корозионно-активные вещества, содержащиеся в нефти попадают в основную колонну.

- схема с  предварительной отбензинивающей  колонной и основной ректификационной  колонной. Данная схема наиболее распространенная. Ее целесообразно применять для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5 – 2,2%) и бензиновых фракций (до 20 – 30%) и фракций до 350ºС (50 – 60%).Она наиболее гибкая и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-активные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создаётся высокого давления, что позволяет устанавливать более дешёвое оборудование без усиления его прочности.

Исходя  из явных преимуществ третьей  схемы, и из того что в Аянской нефти содержится более 10 % бензиновых фракций  принимаем схему АВТ с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной.

В отбензинивающей колонне К-1 дистилятом является фракция нк-140 °С, которая состоит из 100% фракции н.к.-85°С и 40% от потенциального содержания фракции 85-105 °С и 40% от потенциального содержания  фракции 105-140 °С. Для поддержания температуры внизу колонны и повышения четкости разделения в низ колонны подводится тепло в виде “горячей струи”. Из сепаратора отбирается углеводородный газ и нестабильный бензин. Часть нестабильного бензина поступает в колонну на орошение (создаётся острое орошение с кратностью равной 2), остальная часть поступает на стабилизацию. Снизу К-1 отбирается отбензиненная нефть, которая проходит через печь П-1 и поступает в основную атмосферную колонну К-2.

Вверху колонны  К-2 отбираем оставшийся тяжелый бензин, а сбоку через стриппинги выводим  необходимые фракции (по заданию  требуется отобрать фракцию ДТ 180-360 ˚С, которую будем выводить через  два сприппинга, разбив её на фракции 180 - 270 ˚С и 270 - 360 ˚С  для большей  четкости разделения и более эффективного использования тепла отходящих  потоков).

Паровое орошение в основной колонне и в отпарных колоннах создаётся при помощи острого  водяного пара, который понижает парциальное  давление нефтяных паров. Расход водяного пара: в основной колонне - 2% на сырьё, в стриппинги – по 1% на дистиллят.

       Внизу колонны выходит мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки. В колоннах установлены клапанные тарелки, которые эффективно работают в широком интервале нагрузок.

 

3.2.2 Блок стабилизации

 

Фракции легкого и тяжелого бензина, отбираемые вверху соответственно отбензинивающей  и атмосферной колонн, содержат растворенные газы (С1 – С4). Поэтому прямогонные бензины должны подвергаться стабилизации с выделением углеводородных газов и последующим их рациональным использованием. Далее прямогонные бензины подвергают ректификации с получением необходимых фракций.

По  заданию необходимо получить сухой  газ, рефлюкс и бензиновые фракции, которые будут являться сырьем для  процессов изомеризации и риформинга. Исходя из этого, схема данного блока  будет включать три колонны: стабилизационную и две колонны четкой ректификации. В стабилизационную колонну К-4  поступает бензин из К-1 и К-2, в  которой происходит отделение углеводородных газов от бензина. Боковым продуктом  колонны К-4 выводим фр. н.к.-70ºС. Стабильный бензин 70-180ºС далее поступает в колонну К-6, где разделяется на фр. 70-140ºС и 140-180ºС.

Технологическая схема установки представлена в  приложении А.

 

3.2.3 Вакуумный блок

 

На  практике осуществляют 2 варианта перегонки  мазута:

- с получением ШМФ (широкой масляной  фракции)

- с получением узких масляных  фракций.

Так как в пункте 1 был сделан вывод  о целесообразности получения узких  масляных фракций , то выбираем второй вариант перегонки мазута.

Переработка нефти в данном случае может осуществляться по следующим  схемам:

1. Одноколонная схема. Вакуумная колонна может быть как насадочной, так и тарельчатой. Насадочная колонна является наиболее эффективной, так как на насадках происходит более четкое разделение при малом гидравлическом сопротивлении.