Выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 12,0 млн. т/год - Курсовая работа

Задача первичной переработки - разделить нефть на отдельные фракции без изменения их природного химического состава, она включает два этапа технологии - глубокое обезвоживание и обессолевание нефти и дистилляция нефти на фракции. 1 берем значение температуры конца кипения для первой фракции из колонки «Температура кипения фракции» и отложим на ординате. Затем берем выход этой фракции из колонки «Суммарный выход фракций на нефть» (в %мас.) и откладываем на абсциссе. Фракцию 85-120 ?С объединяют с фракцией 120-180 ?С и направляют на установку каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента бензина. Фракция 120-240 °С удовлетворяет нормативам по плотности, кинематической вязкости-40 ?С, низшей теплоте сгорания, содержанию ароматических углеводородов, температуре начала кристаллизации, но не удовлетворяет температуре вспышки для Джет А-1, кинематической вязкости при 20 °С, высоте некоптящего пламени, йодному числу и содержанию общей и меркаптановой серы, поэтому данная фракция не будет использована для получения топлива марки ТС-1и Джет-А.В укрепляющей части колонны - от зоны питания до тарелки вывода фракции 280-350 0С принимаем 6 тарелок (с 5 по 10 тарелку, считая снизу), n2=6. От тарелки вывода фракции 280-350 ?С до тарелки вывода фракции 230-280 0С принимаем 8 тарелок (с 11 по 18), n3= 8. От тарелки вывода фракции 230-280 0С до тарелки вывода фракции 180-230 0С принимаем 10 тарелок (с 19 по 28), n4 = 10. От тарелки вывода фракции 180-230 ?С до тарелки вывода фракции 120-180 ?С принимаем 12 тарелок (с 29 по 40). n5 = 12. Перепад температуры на одну тарелку между тарелками вывода фракций 120-180 и 180-230 ?С: Перепад температуры на одну тарелку между тарелками вывода фракций 180-230 и 230-280 ?С: Перепад температуры на одну тарелку между тарелками вывода фракций 230-280 и 280-350 ?С: Перепад температуры на одну тарелку между тарелкой вывода фракций 280-350 ?С и зоной питания: Температуры вывода циркуляционных орошений: Температуры ввода циркуляционных орошений в колонну по практическим данным примем следующими: Следует отметить, что температура ввода циркуляционных орошений значительно различаются на действующих установках.

В современном мире значение нефти для человечества очень велико.

Нефть - это природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, цвета от светло-коричневого до черного, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и веществ неуглеводородного строения.

Нефть является источником сырья для выработки моторных (бензины, дизельные и реактивные топлива) и котельных топлив, различных масел и смазок, строительных и дорожных битумов, для производства синтетических каучуков и волокон, пластмасс, поверхностно-активных веществ, растворителей, красителей.

Переработка нефти на НПЗ состоит, если рассматривать поверхностно, из двух стадий - первичной переработки нефти и вторичной переработки дистиллятов, полученных на первой стадии. Задача первичной переработки - разделить нефть на отдельные фракции без изменения их природного химического состава, она включает два этапа технологии - глубокое обезвоживание и обессолевание нефти и дистилляция нефти на фракции. Первичную перегонку нефти осуществляют на различных установках АТ, ВТ, АВТ.

Все возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает сроки строительства заводов. Поэтому в наше время наибольшее распространение получили комбинированные установки перегонки нефти. Они предназначены для полной и глубокой перегонки. В них совмещены установки: электрообезвоживающая и обессолевающая, атмосферной и вакуумной перегонки нефти, стабилизации и вторичной перегонки бензиновых фракций. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда, меньшее количество обслуживающего персонала. К недостаткам можно отнести сложность пуска и остановки установки.

Установка ЭЛОУ-АВТ является комбинированной установкой. Блок ЭЛОУ обеспечивает обезвоживание и обессоливание нефти, а блок АВТ - атмосферную и вакуумную перегонку. Ассортимент фракций, получаемых на АВТ определяется в первую очередь свойствами нефти и ее отдельных фракций. нефтепродукт перегона бензиновый вакуумный

В курсовом проекте произведен выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 12,0 млн. т/год, обоснование ассортимента получаемых фракций, приведена характеристика основного оборудования установки, составлен материальный баланс блоков ЭЛОУ и АВТ, сделан технологический расчет основной атмосферной колонны.

1. Построение кривых ИТК, плотности и молярной массы нефти

Для построения кривых ИТК, молярной массы (М), и плотности (?) нефти воспользуемся данными табл. 1.11. Кривые ИТК, молярной массы и плотности строим на листе миллиметровой бумаги формата А3 со следующей точностью: ±0,5 %мас.; ±0,002 г/см3 и ±2 ?С. Для достижения такой точности принимаем следующий масштаб: - по абсциссе - 1 см соответствует 5 %;

- по ординате: - на шкале «Температура, ?С. Молярная масса» 1 см соответствует 20 ?С и 20 единицам молярной массы

- на шкале «Плотность ( ), г/см3» 1 см соответствует 0,02 г/см3.

Для построения кривой ИТК из табл. 1 берем значение температуры конца кипения для первой фракции из колонки «Температура кипения фракции» и отложим на ординате. Затем берем выход этой фракции из колонки «Суммарный выход фракций на нефть» (в %мас.) и откладываем на абсциссе. Далее от ординаты, отвечающей температуре кона кипения фракции, проводим горизонтальную прямую вправо до пересечения с вертикальной прямой от абсциссы, отвечающей выходу этой фракции. Аналогичные действия проводим с остальными фракциями и получим точки, соединив которые построим кривую ИТК.

Кривые ИТК дают возможность определить потенциальное содержание нефтяных фракций в данной нефти. Кроме того, кривая ИТК служит для построения линий однократного испарения (ОИ) нефти и кривых ИТК нефтяных фракций. Линии ОИ имеют большое значение для технологических расчетов, так как большинство процессов в нефтепереработки идет в условиях однократного испарения нефтепродуктов.

Поскольку, плотность, молярная масса, вязкость и другие свойства соответствуют среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству нефтепродукта, кривые плотности и молярных масс строим по среднему качеству отдельных фракций. Для этого от оси абсцисс восстанавливаем перпендикуляры, соответствующие средним температурам кипения фракций. От оси ординат проводим прямые, соответствующие значениям плотностей и молярных масс. Точки пересечения соединяем и получаем соответствующие кривым плотности, молярной массы (см. рис. 1).

2. Обоснование ассортимента получаемых фракций

Ассортимент нефтепродуктов, получаемых на установке АВТ обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, а также потребностями в тех или иных нефтепродуктах. В соответствии с задание при первичной перегонке

Ергачинской нефти (смесь нефтей) планируется получить следующие фракции: газ, 28-85, 85-120, 120-180, 180-240, 240-280, 280-350, 350-500 и выше 500 ?С.

Газ, растворенный в нефти и полученный на АВТ, состоит преимущественно из пропана и бутанов (99,4 %мас.). Пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии и используют в качестве газофракционирующих установок с целью производства индивидуальных углеводородов, топлива и компонента автомобильного бензина (газового бензина).

Фракция 28-85 ?С - обладает низким октановым числом (менее 64,0). Ее направляют на установку каталитической изомеризации с целью увеличения октанового числа.

Фракцию 85-120 ?С объединяют с фракцией 120-180 ?С и направляют на установку каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента бензина.

Часть фракции 120-180 и 180-240 °С является сырьем для получения реактивного топлива. Сравниваем показатели качества реактивных топлив марок ТС-1 и Джет А-1 с показателями фракций 120-230 (см. табл. 1). Фракция 120-240 °С удовлетворяет нормативам по плотности, кинематической вязкости -40 ?С, низшей теплоте сгорания, содержанию ароматических углеводородов, температуре начала кристаллизации, но не удовлетворяет температуре вспышки для Джет А-1, кинематической вязкости при 20 °С, высоте некоптящего пламени, йодному числу и содержанию общей и меркаптановой серы, поэтому данная фракция не будет использована для получения топлива марки ТС-1и Джет-А.

Из фракций 180-240, 240-280 и 280-350 °С получают дизельное топливо. Сравним объединенную фракцию 180-350 °С с показателями качества дизельного топлива Евро по ГОСТ Р52368-2005. (см. табл. 2). Эта фракция удовлетворяет нормативам по таким показателям качества, как цетановое число, плотность, кинематическая вязкость при 40 ?С, температура вспышки в закрытом тиле, но не удовлетворяет требованиям по содержанию серы, следовательно, необходима гидроочистка. По температурам застывания и помутнения фракция соответствует требованиям, предъявляемым к зимнему и арктическому дизельному топливу.

Остаток атмосферной перегонки нефти, выкипающий при температуре выше 350 °С, будет использован в качестве сырья вакуумной перегонки. При вакуумной перегонке получают фракцию вакуумного газойля (350-500 °С). Газойль является сырьем установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или компонента котельных топлив. Возможно применение мазута как котельное топливо; стандарт на котельное топливо - ГОСТ 10585-99 предусматривает выпуск четырех его марок. По показателям качества: плотность при 20 °С, кинематическая вязкость при 50 °С, массовая доля серы сырье подходит для получения флотского мазута марки Ф-5.

Остаток вакуумной перегонки мазута, выкипающий выше 500 ?С, используют в качестве сырья установок деасфальтизации, коксования, висбрекинга (для производства котельных топлив и битумных установок).

Таблица 1. Сравнительная характеристика реактивных топлив и фракции 120-230 °С.

Показатели качества Реактивные топлива марок Фракция нефти

ТС-1 Джет А-1 120-230°С

Плотность - при 20С, кг/м3 - при 15С, кг/м3 Не менее 780 Не менее 775-840 791,4

Фракционный состав, ОС: - температура начала перегонки - 10 % отгоняется при температуре - 50 % отгоняется при температуре - 90 % отгоняется при температуре - 98 % отгоняется при температуре

Не выше 150 Не выше165 Не выше 195 Не выше 230 Не выше250 - Не выше 205 Не нормируется Определение обязательно Не выше 300 138 150 172 210 230

Кинематическая вязкость, ММІ/с: - при 20С - при -40

Не менее 1,30 Не более 8 - - 1,25 5,18

Низшая теплота сгорания, КДЖ/кг Не менее 43120 Не менее 42800 43147

Высота некоптящего пламени, мм Не менее 25 Не менее 25 23

Кислотность, мг КОН / 100 см3 Не более 0,7 - Отс.

Йодное число, мг J / 100 г Не более 2,5 - 7,1

Температура вспышки, С Не ниже 28 Не ниже 38 30

Температура начала кристаллизации, С Не выше -60 - -60

Содержание ароматических углеводородов, % мас. Не более 22 Не более (25) 21,8

Содержание общей серы, %мас. Не более 0,20 Не более 0,25 1,03

Содержание меркаптановой серы, %мас Не более 0,003 Не более 0,003 0,40

Фактические смолы, мг/100 г 3 7 -

Зольность, %мас. Не более 0,003 - -

Таблица 2. Сравнительная характеристика дизельных топлив и фракции 180-350 °С.

Показатели Класс 3 Класс 4 Класс 5 ЕВРО по ГОСТ Р52368-2005 Фракция нефти

180-350°С

Цетановое число Не менее 51 Не менее 51 Не менее 51 Не менее 51 54

Фракционный состав: при температуре 250 °С перегоняется при температуре 350 °С перегоняется -96 % Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360 Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360 Менее 65%об Не менее 85 % Не выше 360 Менее 65 % об Не менее 85 % - - Кинематическая вязкость при 40 0С ММІ /с 2,00-4,50 3-6 1,8-5,0 - 1,54

Температура застывания, °С Не выше -10 Не выше -10 Не выше -35 -28

Температура помутнения, °С Не выше -5 Не выше -5 Не выше -25 Не выше -10 ч -34 -17

Температура вспышки °С: - дизельные топлива, за исключением дизельного топлива для арктического климата -дизельные топлива для зимнего и арктического климата - для дизелей общего назначения Выше 40 Не ниже 30 - Выше 55 Не ниже 30 - Выше 55 Не ниже 30 - - - Выше 55 72

Содержание серы, мг/кг общей Не более 350 50 10 1,07 %мас

Окислительная стабильность, общее количество осадка г/м3 Не более 25 следы

Зольность, %мас. Не более 0,01 Не более 0,01 Не более 0,01 Не более 0,01 - Коксуемость, % остатка, не более Не более 0,2 Не более 0,3 Не более 0,3 - - Плотность при 20 °С (15 ОС), кг/мі Не более 860 Не более 860 Не более 840 Не более (820-845) 825,8

3. Выбор и обоснование схемы установки ЭЛОУ-АВТ

3.1 Выбор и обоснование схемы блока ЭЛОУ

Нефть, поступающая на НПЗ и соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002, содержит 0,5 %мас. воды, которую необходимо полностью удалить перед переработкой, поэтому нефть подвергается дополнительной обработке на блоке ЭЛОУ. Это является необходимым условием правильной и бесперебойной работы установки первичной перегонки нефти и получения качественных фракций.

В соответствие с ГОСТ Р 51858 Ергачинская нефть (смесь нефтей) является особо легкой (тип 0)- плотность 806,1 кг/м3. Для переработки такой нефти необходим трехступенчатый блок ЭЛОУ, так как данная нефть содержит достаточно большое количество природных эмульгаторов и стабилизаторов эмульсии вода-нефть: смол, асфальтенов и высокоплавких парафинов. Между ступенями осуществляется ввод в поток нефти химически чистой воды для растворения солей, находящихся в кристаллическом состоянии.

Число рабочих суток в году принимаем равным 350. Мощность проектируемой установки составляет 10,9 млн. т /год. Рассчитаем часовую производительность блока ЭЛОУ по формуле

/ч.

Число электродегидраторов, которые следует установить на одной ступени обессоливания, находим из отношения шт.

Принимаем число электродегидраторов на одной ступени равным четырем (рис. 1). Нагрев сырой нефти на установке ЭЛОУ-АВТ производительность 12,0 млн. т/год будет осуществляться в шесть потоков.

Температуру в электродегидраторах принимаем равной 120 °С. Для предотвращения газовыделения в электродегидраторах поддерживают повышенное давление, равное 1,0 МПА.

3.2 Выбор и обоснование схемы блока атмосферной перегонки

В нефтепереработке приняты три основные схемы атмосферной переработки нефти. Это двухколонная схема с двукратным испарением и двукратной ректификацией, двухколонная схема с двукратным испарением и однократной ректификацией (первая колонна является в этой схеме пустотелым испарителем) и одноколонная схема с однократным испарением и однократной ректификацией. Схемы блока перегонки нефти при атмосферном давлении зависят от природы нефти (содержания бензиновых фракций, выкипающих до 200 ?С и в целом светлых, выкипающих до 350 ?С, растворенных газов и общей серы). Данная нефть, содержит 1,7 % газа (табл. 1.2), 39,2 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 0С и 66,0% светлых нефтепродуктов, выкипающих до 350 0С. Содержание в нефти серы составляет 1,51%. Перегонку нефти, содержащей больше 20 %мас. бензиновых фракций и растворенных газов не выше 1,5 %мас. осуществляют по схеме с двукратным испарением и двухкратной ректификацией.

На установке, работающей по схеме с предварительным испарением, нефть после подогрева в теплообменниках Т-1 (обычно 180-220 ?С) направляют в испаритель К-1 - пустотельный аппарат, в котором осуществляется однократное испарение. Поток газов и паров с верха испарителя поступает в атмосферную колонну К-2. Неиспарившаяся часть нефти из нижней части испарителя насосом через печь подается также в атмосферную колонну К-2. Таким образом, в основную атмосферную ректификационную колонну в итоге поступает вся нефть.

Основные достоинства данной установки следующие: - благоприятные условия ректификации в атмосферной колонне;

- проведение ректификации при температурах более низких, чем по предыдущей схеме - с двукратным испарением и двукратной ректификацией;

- меньшие капитальные и эксплуатационные затраты в связи с сокращением на установке числа печей, конденсаторов-холодильников, холодильников, насосов, емкостей орошения и других аппаратов и коммуникаций;

- простота и компактность по сравнению с вариантом перегонки нефти по схеме с двукратным испарением и двукратной ректификацией.

3.3 Выбор и обоснования схемы блока стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензиновой фракции предназначен для выделения растворенных углеводородных газов и сероводорода, а также разделения той фракции на более узкие, предусмотренные заданием.

Блок стабилизации оснащается одним стабилизатором (К-3) и несколькими простыми ректификационными колонами числом на единицу меньшим, чем количество выводимых фракций. В нашем случае - две ректификационные колонны К-4 и К-5. В колонне К-3 будем получать такое количество рефлюкса, какое необходимо для орошения. Температуру в низу стабилизационной колонны поддерживают за счет циркуляции через печь П-3 нижнего продукта. Стабильный бензин из куба колонны стабилизации направляют в колонну четкой ректификации К-4 с целью получения фракций 28-120 и 120-180 °С. Фракцию 120-180 °С отправляют на дальнейшую переработку, а фракцию 28-120 °С разделяют в колонне К-5 на фракции 28-62, 62-85 и 85-120 °С.

3.4 Выбор и обоснование схемы блока вакуумной перегонки мазута с узлом создания вакуума

В соответствии с заданием мазут разгоняем по топливному варианту с получением широкой фракции вакуумного газойля и утяжеленного дизельного топлива в виде бокового погона, а также гудрона. Выбираем схему перегонки мазута в одной ректификационной вакуумной колонне. К достоинствам этой схемы можно отнести низкие капитальные и эксплуатационные затраты, возможность получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов. Недостатком данной схемы является высокое содержание воды в получаемом дизельном топливе изза низкой температуры в верху колонны К-6.

Для узла создания вакуума выбрана схема с применением гидроциркуляционного аппарата (эжектора). Он имеет следующие достоинства: - создание стабильного и глубокого вакуума;

- не используется водяной пар;

- отсутствие потерь ценных продуктов, выходящих с верха колонны;

-простота, надежность и безопасность эксплуатации;

- снижение загрязнения окружающей среды.

4. Принципиальная технологическая схема установки и ее описание

Сырая нефть, деэмульгатор и щелочь сырьевым насосом Н-25 прокачивается в четыре потока через теплообменники Т-1/1 - Т-1/5, T-2/1 - T-2/5, Т-3/1 - Т-3/5 и Т-4/1 - Т-4/5. В теплообменниках Т-1/1 и Т-4/1 нефть нагревается потоком циркуляционного орошения, снимаемого с 39 тарелки колонны К-2. В теплообменниках Т-1/2 - Т-4/2 за счет тепла фракции 180-230 ?С. В теплообменниках Т-1/3 - Т-4/3 нефть нагревается за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 27 тарелки колонны К-2, в теплообменниках Т-1/4 - Т-4/4 теплом фракции 230-280 ?С, Т-1/5 - Т-2/5 циркуляционным орошением, снимаемым с 16 тарелки колонны К-2. Нефть нагревается до температуры 130-140 °С и под давлением 1,0 МПА поступает в четыре потока в электродегидраторы первой, второй, а затем третьей ступени. Перед электродегидраторами третьей ступени в нефть подается дополнительное количество химически чистой воды для растворения солей, находящихся в кристаллическом состоянии.

Обессоленная и обезвоженная нефть снова делится на четыре потока и поступает в теплообменники Т-1/6 - Т-1/10, Т-2/6 - Т-2/1, Т-3/1 - Т-3/10 и Т-4/1 - Т-4/10. В теплообменниках Т-1/6 - Т-4/6 нефть нагревается за счет тепла фракции 280-350 °С, в теплообменниках Т-1/7 - Т-4/7 - за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с 8 тарелки колонны К-2, в теплообменниках Т-1/8 - Т-4/8 - за счет тепла фракции 350-500 °С, в теплообменниках Т-1/9 - Т-4/9 - за счет тепла циркуляционного орошения, снимаемого с вакуумной колонны, в теплообменниках Т-1/10 - Т-4/10 нефть нагревается потоком гудрона.

Нефть, нагретая до 230-240 °С, покидает установку ЭЛОУ и после подогрева в теплообменнике Т-10 поступает в колонну К-1. Колонна К-1 - пустотелый аппарат, в котором осуществляется однократное испарение. Поток газов и паров с верха испарителя поступает в основную атмосферную колонну К-2, неиспарившаяся часть нефти из нижней части испарителя насосом Н-9 подается в печь П-1, нагревается до 360 ?С и также подается в атмосферную колонну К-2.

С верха колонны К-2 отводятся пары бензиновой фракции 28-120 °С и углеводородный газ. Конденсация паров бензина происходит в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 и конденсаторе-холодильнике КХ-1. В емкости Е-1 происходит разделение фракции 28-120 °С и углеводородного газа. Легкая бензиновая фракция насосом Н-19 подается на орошение верха колонны, а ее балансовое количество направляется на блок стабилизации и вторичной ректификации.

С 40 тарелки колонны К-2 отводится фракция 120-180 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/1. Фракция 120-180 ?С также направляется в блок стабилизации и вторичной ректификации.

Фракция 180-230 °С отбирается с 28 тарелки колонны К-2 и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/2. Данная фракция забирается насосом Н-18, прокачивается через теплообменники Т-1/2 - Т-4/2, где отдает тепло нефти, затем проходит через аппарат воздушного охлаждения АВО-11 и выводится с установки.

С 18 тарелки колонны К-2 отводится фракция 230-280 °С и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/3. Фракция 230-280 °С забирается насосом Н-16, прокачивается через теплообменники Т-1/4 - Т-4/1, где отдает тепло нефти, затем проходит через аппарат воздушного охлаждения АВО-10 и выводится с установки.

С 10 тарелки колонны К-2 выводится фракция 280-350 ОС и поступает на верхнюю тарелку стриппинг-колонны К-2/4. Фракция 280-350 ОС забирается насосом Н-16, прокачивается через теплообменники Т-1/6 - Т-4/6, где отдает тепло нефти, после этого направляется в АВО-9 и выводится с установки.

Избыточное тепло из колонны К-2 отводят циркуляционными орошениями: - первое циркуляционное орошение забирается из кармана 38 тарелки колонны К-2 насосом Н-10 прокачивается через теплообменники Т-1/1 - Т-4/1, и возвращается в колонну на 39 тарелку;

- второе циркуляционное орошение забирается из кармана 26 тарелки колонны К-2, насосом Н-12 прокачивается через теплообменники Т-1/3 - Т-4/3 и возвращается в колонну на 27 тарелку;

- третье циркуляционное орошение забирается из кармана 16 тарелки колонны К-2 насосом Н-13, прокачивается через теплообменники Т-1/5 - Т-4/5 и возвращается в колонну К-2 на 17 тарелку;

- четвертое циркуляционное орошение забирается из кармана 8 тарелки колонны К-2 насосом Н-14, прокачивается через теплообменники Т-1/7 - Т-4/7 и возвращается в колонну К-2 на 9 тарелку;

Фракции 28-120 и 120-180 ОС смешиваются, нагреваются в теплообменнике Т-3 и поступают в колонну стабилизации К-3, в которой поддерживается давление 1,2 МПА. С верха колонны К-3 выводится углеводородный газ, который проходит через АВО-2 и КХ-2, где частично конденсируется. Из рефлюксной емкости Е-2 сверху уходит углеводородный газ, а снизу - рефлюкс, который насосом Н-2 подается на орошение верха колонны К-3.

С низа колонны К-3 выводится стабильный бензин, который насосом Н-1 подается через теплообменник Т-3, где отдает свое тепло исходной бензиновой фракции и направляется по трубопроводу в колонну вторичной ректификации К-4. Часть стабильного бензина прокачивается через печь П-4 для создания «горячей струи» в колонне К-3.

С верха колонны К-4 отводятся пары фракции 28-62 °С, которые, проходя через АВО-3 и КХ-3, конденсируются и поступают в емкость Е-3. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, жидкая часть фракции 28-62 °С выводится и насосом Н-4 подается на орошение в верх колонны К-4 а, избыток уходит с установки. С низа колонны К-4 отводится фракция 62-180 °С, которая поступает в рибойлер Т-5 для создания «горячей струи» в колонне К-4. Из рибойлера Т-5 фракция 62-180 °С прокачивается насосом Н-3 поступает через теплообменник Т-6 в колонну К-5. С верха колонны К-5 отводятся пары фракции 62-85 ?С, которые проходят через АВО-4 и КХ-4, конденсируются и поступают в емкость Е-4. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, а жидкая часть фракции насосом Н-6 подается на орошение верха колонны К-5, а избыток отводится с установки. С низа колонны К-4 отводится фракция 85-180 °С, которая поступает в ребойлер Т-6 для создания «горячей струи» в колонне К-5. Из ребойлера Т-7 фракция 85-180 °С прокачивается насосом Н-5 через теплообменник Т-6, а затеи по трубопроводу, через теплообменник Т-8 поступает в колонну К-6. С верха колонны К-6 отводятся пары фракции 85- 120 ?С, которые проходят через АВО-5 и КХ-5, конденсируются и поступают в емкость Е-5. Несконденсировавшиеся пары уходят с верха емкости, а жидкая часть фракции насосом Н-8 подается на орошение верха колонны К-6, а избыток отводится с установки. С низа колонны К-5 отводится фракция 120-120°С, которая поступает в рибойлер Т-6 для создания «горячей струи» в колонне К-5. Из ребойлера Т-6 фракция 120-180 °С прокачивается насосом Н-7 через теплообменник Т-8 и выводится с установки.

Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-15 направляется по трубопроводу в вакуумную печь П-2, где он нагревается до температуры около 420°С и направляется в вакуумную колонну К-6, работающую при остаточном давлении 30 мм рт. ст.

С верха колонны К-6 отбирается утяжеленное дизельное топливо, которое насосом Н-24 прокачивается через АВО-6 и КХ-7 где охлаждается и по трубопроводу направляется на орошение верха колонны К-7, а балансовое количество утяжеленного дизельного топлива выводится с установки.

Боковым погоном из колонны К-7 выводится вакуумный газойль и направляется на верхнюю тарелку вакуумной стриппинг-колонны К-7/1. Вакуумный газойль (350-500 °С) забирается насосом Н-23, прокачивается через теплообменники Т-1/8 - Т-4/8, затем через АВО-8, где охлаждается и выводится с установки.

Избыток тепла в колонне К-7 снимается циркуляционным орошением, которое забирается насосом Н-21, прокачивается через теплообменники Т-1/9 - Т-4/9 и возвращается в колонну К-7.

С низа колонны К-7 выводится гудрон, который насосом Н-22 прокачивается по трубному пространству теплообменников Т-1/10 - Т-4/10, охлаждается в АВО-7 и выводится с установки.

Пары с верха колонны К-7 поступают в конденсатор-холодильник КХ-6. Пары частично конденсируются холодной водой и направляются в вакуумный приемник Е-7, а вода идет на повторное использование..

Несконденсировавшиеся пары направляются в вакуумный гидроциркуляционный эжектор В-1. В эжектор В-1 подается рабочая жидкость (дизельное топливо) под давлением 6 МПА. Газожидкостная смесь из эжектора поступает в газосепаратор С-1, газы отделяются и выводятся из сепаратора к печам для их сжигания, вода собирается и стекает в приемник Е-7. Рабочая жидкость из сепаратора прокачивается насосом низкого давления Н-26. Часть рабочей жидкости, насыщенная сероводородными газами разложения, сбрасывается и заменяется свежей.