Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Установка первичной перегонки нефти


Установка - первичная перегонка - нефть

Установка - первичная перегонка - нефть

Cтраница 1

Установки первичной перегонки нефти Й0 Орскнефтеоргсинтеэ работают по масляному варианту. Анализ работы вакуумных колонн установок АВТ показал, что качество получаемых базовых масляных дистиллятов не удовлетворяет требованиям масляного Производства. Дистилляты имеют довольно широкий фракционный состав, доходящий до ОД) С, со значительным налеганием температур сипения сосед них i Фракций, а в гудроне содерлдатся довольно много легких фрак.  [1]

Установки первичной перегонки нефти играют на нефтеперерабатывающих заводах большую роль. От показателей их работы зависит эффективность последующих процессов - очистки, газоразделения, каталитического крекинга, коксования и др. Поэтому работники нефтеперерабатывающей промышленности, сотрудники научных, научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций должны стремиться к усовершенствованию технологии отдельных узлов установки, повышению ее производительности, улучшению качества получаемых товарных продуктов. Весьма существенным является также улучшение технико-экономических показателей установок, что достигается повышением производительности труда, снижением себестоимости товарной продукции, сокращением энергетических затрат, удельного расхода металла, капиталовложений и эксплуатационных расходов.  [2]

Установки первичной перегонки нефти позволяют получить только 15 - 20 % светлых нефтепродуктов. Для увеличения выхода светлых нефтепродуктов из нефти, наряду с ее физическим разделением, используют химический способ - процесс расщепления ( крекирования) тяжелых молекул углеводородов с целью получения более легких нефтепродуктов с улучшенными свойствами вследствие образования молекул кольчатого и изомерного строения.  [3]

Установки первичной перегонки нефти оснащены большим, количеством приборов для измерения и автоматического регулирования расхода, температуры, давления и уровня продуктов в аппаратах и трубопроводах. На современной установке АВТ имеется более 2 тыс. приборов автоматического контроля и регулирования.  [4]

Энергоемкость установки первичной перегонки нефти во многом определяется работой ректификационных колонн. Наиболее существенный путь повышения эффективности их работы - совершенствование контактных устройств, от которых зависит четкость разделения нефти на фракции. Повышение разделительной способности колонн применением более эффективных контактных устройств позволяет без ущерба для четкости разделения сократить расход острого орошения и, следовательно, снизить тепловую нагрузку на колонну.  [5]

Проектирование установок первичной перегонки нефти состоит в обосновании выбора принципиальной схемы и типа перегонной установки - атмосферной, атмосферно-вакуумной топливной ц атыосферно-вакуумной масляной.  [6]

На установках первичной перегонки нефти широко применяются центробежные насосы.  [7]

На установках первичной перегонки нефти, термического крекинга, коксовых установках применяются насосы поршневые паровые и центробежные. Приводом для центробежных насосов является электромотор или паровая турбина.  [8]

На установках первичной перегонки нефти одним из путей экономии энергии является комбинирование процессов в единый технологический комплекс высокой единичной мощности. Примером такого комбинирования служат установки ЭЛОУ-AT и ЭЛОУ-АВТ, вклю-чающие блоки электрообессоливания. Подогрев нефти до 100 - 120 С для проведения обессоливания обеспечивается в данном случае низкопотенциальным теплом продуктовых потоков, выводимых с установки. Горячую обессоленную нефть без охлаждения и хранения в промежуточном резервуарном парке подают на дальнейший подогрев, что позволяет до минимума сократить протяженность трубопроводов и, кроме того, в качестве промывочной воды в электродегидраторах использовать горячий конденсат из атмосферной или вакуумной колонн. Таким образом, на комбинированных установках ЭЛОУ-АТ или ЭЛОУ-АВТ для электрообессоливания используется трудно утилизируемое низкопотенциальное тепло.  [9]

На установках первичной перегонки нефти отбирается вся гамма дистиллятов моторных топлив ( светлых нефтепродуктов), включая соляровый дистиллят.  [10]

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна - вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки - одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.  [11]

На установках первичной перегонки нефти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются.  [12]

На установках первичной перегонки нефти широко применяются различные виды аппаратуры и оборудования - ректификационные колонны, трубчатые печи, теплообменные и емкостные аппараты.  [13]

На установках первичной перегонки нефти применяются простые и сложные колонны. Простыми являются отбензинивающая и стабилизационная колонны, сложными - атмосферная и вакуумная. Атмосферная колонна обычно состоит из 3 - 4 секций, и в ней отбирается 2 - 3 боковых погона, в вакуумных колоннах отбирается 1 - 3 боковых погона.  [14]

Водород объединяет установки первичной перегонки нефти и гидроочистки / / Нус.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Установки первичной перегонки нефт - Справочник химика 21

    На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки—одна над другой. На поверхности тарелок происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения. [c.49]     При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии па заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологической схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливными фракциями широкой и узких масляных фракций [1]. [c.147]     Установки первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов имеют наиболее развитые системы теплообмена, которые предназначены для максимального использования тепла уходящих потоков и повышения термодинамической эффективности процесса. Для теплообмена используют следующие потоки пародистиллятные фракции, боковые погоны и остатки атмосферной и вакуум/ной колонн, промежуточные циркуляционные орошения, дымовые газы и промежуточные фракции и потоки с других технологических узлов комбинированных установок. Благодаря эффективному, использованию тепла го рячих потоков сырую нефть удается предварительно нагреть до 220—230 °С, уменьшая тем самым тепловую мощность печей на 20—25%- В результате утилиза-ции тепла горячих нефтепродуктов значительно уменьшается расход охлаждающей воды. [c.313]

    Нефть, как уже было указано, представляет собой чрезвычайно сложную смесь взаимно растворимых органических веществ. Разделить ее нацело на составляющие компоненты практически невозможно, но этого для промышленного применения нефтепродуктов и не требуется. На практике нефть делят на фракции, отличающиеся по пределам выкипания. Это разделение проводится на установках первичной перегонки нефти с применением процессов дистилляции и ректификации. [c.120]

    Использование тепловой энергии горячих нефтепродуктов. На современных установках первичной перегонки нефти тепловая энергия горячих нефтепродуктов используется для предварительного подогрева нефти, промышленной теплофикационной и химически очищенной воды, для поддержания температуры быстрозасты-вающих продуктов, обогрева емкостей, трубопроводов, трубных лотков и др. На рис. 76 показана наиболее рациональная схема использования тепла горячих потоков для предварительного подогрева нефти на установке АВТ производительностью 2 млн. т/год. Такие установки имеются на многих отечественных нефтезаводах. Как видно из схемы, на установке в результате рационального использования вторичных энергоресурсов нефть предварительно подогревается с 10 до 234 °С. На более старых аналогичных установках нагрев нефти за счет тепла регенерируемых источников не превышает 160—170 °С. В результате теплообмена гудрон охлаждается до сравнительно низкой температуры, и для его доохлаждения до температуры хранения требуется значительно меньше воды, чем на ранее построенных установках АВТ. [c.213]

    Мероприятия, которые намечается провести на установках первичной перегонки нефти, делятся на технологические (основные),, конструктивные и организационные. К технологическим мероприятиям относятся следующие. [c.229]

    Неуклонное развитие тяжелой промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других отраслей народного хозяйства, намечаемое на ближайшие годы, вызовет потребность в значительном увеличении производства топлив и смазочных масел, а следовательно, в увеличении ресурсов углеводородного сырья — газообразных и жидких нефтепродуктов. Для удовлетворения возрастающей потребности в нефтепродуктах необходимо будет ежегодно вводить в действие новые установки первичной перегонки нефти большой мощности. Кроме того, мощность действующих установок должна возрасти за счет интенсификации процессов путем усовершенствования их технологии, внедрения новейшего высокоэффективного оборудования и автоматизации. [c.7]

    Схема энерго-технологнческого комплекса установки первичной перегонки нефти  [c.346]

    Ранее построенные установки первичной перегонки нефти рассчитывали для получения ограниченного количества нефтяных углеводородных фракций. В секции атмосферной перегонки нефти получали не более 3—4 светлых компонентов (бензин, лигроин, керосин и дизельные топлива), а в секции вакуумной перегонки мазута насчитывалось всего 2—3 масляных фракции и гудрон. Современные установки обеспечивают производство большого ассортимента нефтепродуктов. Так, при переработке наиболее распространенных нефтей (обессоленных) Ромашкинского и Туймазинского месторождений на установках АВТ можно получить до 12 различных компонентов (табл. 4). [c.26]

    Принципиальная схема АВТ установки первичной перегонки нефти показана на рис. 6.2. Ниже приведен состав (в мае. %) продуктов перегонки западно-сибирской нефти на установке АВТ-6 (мощность по перерабатываемому сырью - 6 млн. т/год)  [c.343]

    Современные ректификационные аппараты классифицируются в зависимости от их технологического назначения, давления, способа осуществления контакта между паром и жидкостью и внутреннего устройства, обеспечивающего этот контакт. По технологическому назначению на современных комбинированных установках АВТ ректификационные аппараты делятся на колонны атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута, стабилизации легких фракций, абсорбции жирных газов переработки нефти, вторичной перегонки широкой бензиновой фракции и др. По проводимому процессу различают следующие ректификационные колонны атмосферные, вакуумные, стабилизаторы и др. В зависимости от давления колонны делятся на вакуумные, атмосферные и работающие под давлением. В качестве контактного устройства в колоннах применяют тарелки. Часто эти колонны именуются тарельчатыми. По способу контакта между паром (газом) и жидкостью все ректификационные аппараты на установках первичной перегонки нефти характеризуются непрерывной подачей обеих фаз. [c.50]

    Результаты проведенных испытаний, а также наблюдение за состоянием аппаратуры установок, на которых используют ИКБ-1, свидетельствуют об эффективности этого ингибитора. Применение ИКБ-1 на установках первичной перегонки нефти дало возможность увеличить срок службы аппаратуры конденсационно-холодильного узла и на /з сократить расходы на ремонтные работы. [c.202]

    Как видно из формулы, количество циркулирующей горячей струи зависит от температуры на выходе из печи чем выше и больше количество образовавшихся паров, тем меньше требуется горячей струи. Этот метод широко применяется на типовых трубчатых установках первичной перегонки нефти. [c.226]

    На установках первичной перегонки нефти отбирается вся гамма дистиллятов моторных топлив (светлых нефтепродуктов), включая соляровый дистиллят. [c.119]

    Как уже отмечалось, сложившаяся в течение многих десятилетий нефтеперерабатывающая база непрерывно подвергалась модернизации, в силу чего установки первичной перегонки нефти и переработки мазута на масла не требуют реконструктивных работ, за исключением осуществления обессоливания нефти почти на всех установках, а также мероприятий, связанных с ликвидацией процесса вторичной перегонки широких фракций бензина и с усовершенствованием масляного производства. [c.183]

    В зависимости от направления использования фракций установки первичной перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому — варианты переработки нефти. [c.64]

    Сжиженные газы нефтепереработки неоднородны по составу. В зависимости от применяемого процесса их выход колеблется в широких пределах от 1—2% на установках первичной перегонки нефти до 20—35% в процессе каталитического крекинга. [c.44]

    На установках первичной перегонки нефти, термического крекинга, коксовых установках применяются насосы поршневые паровые и центробежные. Приводом для центробежных насосов является электромотор или паровая турбина. [c.113]

    Обобщение опыта работы таких массовых установок, как установки первичной перегонки нефтей и термического крекинга, позволит с меньшими капитальными затратами осуществить их модернизацию и найти пути дальнейшего повышения их производительности и экономичности, увеличения отборов, расширения ассортимента, улучшения качества выпускаемых нефтепродуктов, снижения безвозвратных технологических потерь. Анализ работы-этих установок позволит также запроектировать на высоком техническом уровне новые мощные АВТ и термические крекинги для вновь проектируемых нефтеперерабатывающих заводов. [c.9]

    На высокопроизводительных установках первичной перегонки нефти АТ-6 и АВТ-6 для организации горячей струи предусмотрена отдельная печь, а нагрев основного потока отбензиненной нефти осуществляют в трех печах вертикально-факельного типа. [c.592]

    Остановимся более подробно а последнем решении. На рисунке приведена энерго-технологическая схейа установки первичной перегонки нефти [3], Схемой предусматривается генерация перегретого водяного пара давлением 16 МПа каскадное расширение перегретого пара в турбине с противодавлением 4,6 и. 0,4 МПа, что соотзетстзует темлературам конденсации 250, 200 и 150 °С использование водяного пара для предварительного подогрева нефти и на различных стадиях фракционирования. Окончательный нагрев нефти до 350—370 °С производится высокопотенциальным паром. Конденсат возвращается в цикл для повторного использования. Экономия энергии от применения знерготехнологических схем со-ставит около 30%, что даст снижение расхода топлива с 5 до 3,5% на нефть. Экономия достигается за счет высокого к.п.д. котлов по сравнению с печами, использования энергии при практически полной утилизации тепла и возможности лучшей оптимизации расхода энергии. [c.346]

    Поскольку на установках первичной перегонки нефть требуется разделить на большое число фракций, на них широко применяются [c.147]

    ВНИИ НП разработано математическое описание Потенциал светлых (МО пев ), позволяющее максимизировать выход целевых продуктов при переработке на одном НПЗ нескольких различных нефтей на отдельных АТ и моделировать возможные колебания в качестве нефтей. В частности, сравнение фактических балансов переработки товарных нефтей на Орском НПЗ в расчете за один квартал с оптимальными, рассчитанными по МО ПСВ (табл. 29), показывает, что рекомендуемые выходы отдельных продуктов могут в 2-5 раз отличаться от фактических. В результате более полного учета качества нефтей потенциал светлых по всем установкам первичной перегонки нефти возрос на 0,8% на нефть, выход дизельного топлива летнего — на 3,1% [93,95]. [c.64]

    Установки первичной перегонки нефти играют на нефтеперерабатывающих заводах большую роль. От показателей их работы зависит эффективность последующих процессов — очистки, газораз-деления, каталитического крекинга, коксования и др. Поэтому работники нефтеперерабатывающей промышленности, сотрудники научных, научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций должны стремиться к усовершенствованию технологии отдельных узлов установки, повышению ее производительности, улучшению качества получаемых товарных продуктов. Весьма существенным является также улучшение технико-экономических показателей установок, что достигается повышением производительности труда, снижением себестоимости товарной продукции, сокращением энергетических затрат, удельного расхода металла, капиталовложений и эксплуатационных расходов. [c.7]

    ПРОМЫШЛЕННЫЕ УСТАНОВКИ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТЕЙ И МАЗУТОВ [c.347]

    На ряде отечественных заводов успешно эксплуатируются установки первичной перегонки нефти проектной мощностью 6 млн. т в год (фактически до 9 млн. т в год). Разработаны проекты перспективных установок первичной перегонки мощностью [c.305]

    Теплообменники с плавающей головкой (рис. 21) — основной вид теплообмепного аппарата современного НПЗ, На установках первичной перегонки нефти они используются для подогрева нефти за счет теплоты отходящих продуктов, в качестве водяных конденсаторов-холодильников, подогревателей сырья стабилизации и т, д. Наличие подвижной решетки позволяет трубному пучку свободно перемещаться внутри корпуса, пучок легко удаляется для чистки и замены. Для улучшения условий теплопередачи аппараты изготавливаются многоходовыми (имеют 2, 4, 6 ходов по трубкам). [c.137]

    Наиболее значительно последствия коррозии ощущаются на установках первичной перегонки нефти (АТ и АВТ), где интенсивно разрушается конденсационно-холодильное оборудование. [c.139]

    Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов, и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых сгриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение па установках первичной перегонки нефти. [c.162]

    При переработке сернистых и высокосернистых нефтей наиболее интенсивная коррозия наблюдается на установках первичной перегонки нефти (АТ и АВТ). При этом основными коррозионными агентами являются сероводород, хлористый водород и низкомолекулярные летучие кислоты. При термической обработке нефти эти компоненты образуются, соответственно, из термически нестабильных сернистых соединений, хлоридов щелочноземельных металлов, хлороргани-ческих соединений ц нафтеновых кислот. Наиболее интенсивная коррозия оборудования наблюдается в низкотемпературных зонах (при температурах ниже точки росы). В зоне конденсации влаги (верхняя часть атмосферных и вакуумных колонн, зона ввода острого орошения и конденсаторы-холодильники) за счет растворения хлористого водорода, сероводорода и низкомолекулярных летучих кислот образуются кис- [c.14]

    Указанные фракции получают на современных установках первичной перегонки нефти следующим образом. После предварительного нагрева и обессоливания нефть поступает в предварительный испаритель, где отбираются газ и часть бензиновой фракции. От-бензиненная нефть после дополнительного нагрева и в печах направляется в основную ректификационную колонну. Сверху последней отбирают бензин с к. к. 180 °С, который в смеси с бензином из испарителя направляют в стабилизационную колонну. Стабильный бензин поступает в блок вторичной перегонки широкой [c.21]

    Меры борьбы с коррозией. Для уменьшения коррозии на установках первичной перегонки нефти применяются следующие методы I) глубокое обезвоживание и обессоливание нефти 2) использование корроэионностойких материалов 3) введение нейтрализующих веществ и ингибиторов коррозии. [c.153]

    Добытую сырую нефть noflBqsraroT перветным Хфоцессам переработки отделение сопутствующего газа (алканы - ) - стабилизация нефти электрообессолиеание - удаление воды и солей из сырой нефти до О, I % воды и 5...20 мг/л солей на установках. ЭЛОУ перегонка при атмосферном давлении (установки АТ) и под вакуумом (установки ВТ) на установках первичной перегонки нефти АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка). [c.11]

    В работе /Л/ показано, что на установках первичной перегонки нефти определяющими параметрами качества дизельных топлив является температура вспышки и температури начала и конца кипения, име-вцие тесную связь с другими неконтролируемыми параметрами топлив, что позволяет использовать системы промышленного аналитического контроля на основе агрегатных комплексов. [c.60]

    На атмосферно-ва1гуумной установке первичной перегонкой нефти получают головную фракцию авиабеняина, лигроиновую, керосиновую и газойле-соляровую фракции (фракции дизельного топлива), дестиллатные мзсляные фракции и гудрон. Лигроиновая [c.192]

    Работы велись в сложных условиях не хватало техники, материалов, специалистов. Тем не менее уже год спустя построенная трехкубовая установка первичной перегонки нефти положила начало Ухтинскому нефтеперегонному заводу. [c.83]

chem21.info

Первичная перегонка нефти на промышленных установках

Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.

Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами:

- имеет непрерывный характер выкипания,

- невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих смолистоасфальтеновых и серо-, азот- и металлоорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства н/п и затрудняющих последующую их переработку. Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме. Также этот выбор обусловлен не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка, так, например, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 0С, т.е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива.

В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга – наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти – на установках АТ и АВТ осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно, а для получения котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем переработки мазута и вариантов переработки нефти в целом. Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяных паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.

 

Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегон­ки мазута (б):

1— секция питания; 2 — сепарационная секция; 3— сложная колонна; 4—боковые отпарные секции; 5—нижняя отпарная секция;

I—нефть; II — дистиллятные фракции; III - водяной пар; IV - затемненный продукт; V - мазут; VI - гудрон; VII - вода;

F - питание; Fn, Fm -количество флегмы и парового потока со­ответственно; SДi — сумма дистиллятов.

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной ко­лонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным Fn = (0,05-0,07)F, то доля отгона сырья должна быть на величину Fn больше отбора дистиллятной фракции.

При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений.

Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.

Похожие статьи:

poznayka.org

Установка первичной перегонки нефти и способ первичной перегонки нефти

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, конкретно к переработке нефти на установках AT, ABT с двухколонной схемой при атмосферном давлении и стабилизацией бензина. Изобрететние касается становки первичной перегонки нефти, содержащая отбензинивающую, основную и стабилизационную ректификационные колонны, верх каждой из которых подключен к соответствующему блоку конденсации в виде конденсатора-холодильника и рефлюксной емкости в качестве сепаратора. Установка дополнительно снабжена блоком улавливания низкокипящих компонентов бензина в виде последовательно подключенных компрессора, конденсатора-холодильника и сепаратора в виде сборной емкости, при этом блок конденсации отбензинивающей колонны подключен к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде, соответственно, неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. Изобретение также касается способа первичной перегонки нефти. Технический результат - снижение энергозатрат на перегонку нефти, повышение отбора светлых нефтепродуктов и улучшение четкости их разделения. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, конкретно к переработке нефти на установках AT, ABT с двухколонной схемой при атмосферном давлении и стабилизацией бензина.

Известен способ получения нефтяных фракций, реализованный посредством двухколонной установки первичной перегонки нефти, см. SU №1147734, М. кл. C10G 7/00, 1982 г.

Согласно этому аналогу исходную нефть нагревают и сепарируют, при этом полученные паровую и жидкую фазы подают, соответственно, под первую тарелку и на тарелку питания отбензинивающей колонны (К-1). Причем перегонку нефти в К-1 ведут при давлении, составляющем 0,5-1,0 ата с охлаждением и конденсацией верхнего продукта К-1 путем прямого смешения его в струйном эжекторе с циркулирующей в замкнутом холодильном контуре азеотропной смесью верхнего продукта К-1 и аммиачной воды с последующей подачей полученной при смешении смеси на конденсацию и охлаждение верхнего продукта основной колонны (К-2) путем косвенного теплообмена. Это, по мнению авторов, позволяет снизить капитальные и энергетические затраты при первичной перегонке нефти.

Этому аналогу присущи следующие недостатки.

- Использование эжектора в качестве средства для отсасывания паров с верха К-1 и поддержания в этой колонне необходимого давления приводит к высоким энергетическим затратам на фракционирование нефти.

- Необходимость в громоздких холодильных агрегатах и использования азеотропной смеси аммиачной воды с бензином, что обусловлено применением очень низких температур для конденсации продукта с верха К-1. Аммиачная вода в качестве реагента не применяется из-за образования солей аммония, забивающих ректификационные тарелки и конденсаторы-холодильники.

- При работе установки создаются условия, способствующие повышению потерь легкокипящих бензиновых углеводородов с технологическим газом. Например, избыточное давление в трехфазном сепараторе составляет всего 0-1,0 ати, что способствует повышенному «уносу» бензиновых фракций с газом и недостаточно для подачи газа в топливную сеть завода (при утилизации газа).

- Высокая степень вероятности возникновения аварийных ситуаций из-за резкого подъема давления в колоннах К-1 и К-2 при внезапном отключении электроэнергии.

Наиболее близким аналогом, выбранным в качестве прототипа предложенного изобретения, является установка для первичной перегонки нефти, содержащая колонны отбензинивающую (К-1), основную (К-2) и стабилизатор (К-3). Посредством этой установки реализован способ первичной перегонки нефти, включающий подачу нагретой нефти в К-1, с верха которой выводят нестабильный бензин, часть которого используют в качестве острого орошения этой колонны. Отбензиненную нефть, являющуюся кубовым продуктом К-1, нагревают в соответствующей печи и подают в качестве питания в К-2, в которой осуществляется окончательный отбор бензина, который (совместно с бензином из К-1) направляется в стабилизационную колонну, а также отбор керосиновой и дизельной фракций. Кубовым продуктом К-2 является мазут, см. журнал «Нефтепереработка и нефтехимия», №12, 1979, с.3-4.

Недостатком этого аналога является низкая эффективность разделения нефти в К-1, что обусловлено необходимостью поддержания в этой колонне и в ее емкости орошения относительно высокого давления, составляющего 3,5-4,5 ата. При таком давлении потери жидких углеводородов минимальны и обеспечивается возможность подачи технологического газа (при его утилизации) в топливную систему (без дополнительного компримирования) нефтеперерабатывающего завода. Однако относительно высокое давление в К-1 снижает испаряемость перерабатываемой нефти и приводит к снижению доли отгона сырья. Для компенсации этого эффекта в куб К-1 подают "горячую струю" с температурой, составляющей 360-370°С, что приводит к большим энергозатратам (до 135 МДж/1 т сырья). Также велики потери легких углеводородов с паровой фазой, отходящих из емкости орошения стабилизатора, а также необходимость поддержания высокого давления (до 8,0-10,0 атм) в колонне К-3, что не только снижает эффективность разделения с соответствующим повышением энергетических затрат, но и способствует разложению меркаптанов (содержащихся в бензине) с образованием сероводорода, что обусловлено относительно высоким давлением и высокой температурой низа колонны К-3.

Задачей, на решение которой направлено предложенное изобретение, является снижение энергозатрат на перегонку нефти, повышение отбора светлых нефтепродуктов и улучшение четкости их разделения.

Решение указанной задачи обеспечено тем, что установка первичной перегонки нефти, содержащая отбензинивающую, основную и стабилизационную ректификационные колонны, верх каждой из которых подключен к соответствующему блоку конденсации в виде конденсатора-холодильника и рефлюксной емкости в качестве сепаратора, согласно изобретению, установка дополнительно снабжена блоком улавливания низкокипящих компонентов бензина в виде последовательно подключенных компрессора, конденсатора-холодильника и сепаратора в виде сборной емкости, при этом блок конденсации отбензинивающей колонны подключен к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде, соответственно, неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. В предпочтительных вариантах выполнения к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина может быть также подключен или блок конденсации основной колоны, или блоки конденсации основной и стабилизационной колонн.

Решение указанной задачи обеспечено также тем, что исходную нефть нагревают и подают в отбензинивающую ректификационную колонну, из блока конденсации которой верхним продуктом отводят жидкую фракцию нестабильного бензина, а в качестве нижнего продукта отводят отбензиненную нефть, которую подогревают и подают на перегонку в основную ректификационную колонну, из блока конденсации которой отводят в качестве верхнего продукта нестабильный бензин, а также с отводом из этой колонны боковых и нижнего продуктов в виде целевых фракций, подачей верхних продуктов обеих колонн в стабилизационную ректификационную колонну, при этом перегонку нефти осуществляют при избыточном давлении на верху отбензинивающей и основной колонн, составляющем 0,3-1,0 ати и избыточном давлении наверху колонны стабилизации, составляющем 4,0-8,0 ати, при этом для улавливания низкокипящих компонентов бензина из паровой фазы при частичной конденсации парогазовых смесей в блоках конденсации упомянутых колонн, смесь несконденсированных в этих блоках парогазовых смесей компримируют в блоке улавливания низкокипящих компонентов бензина до избыточного давления, составляющего 7,0-11,0 ати с последующим охлаждением и конденсацией паров, причем из этого блока отводят под давлением продуктовую фракцию в виде конденсата низкокипящих компонентов бензина и газовую фазу в виде осушенных неконденсирующихся газов. Предпочтительно, чтобы парогазовые смеси, отходящие из блоков конденсации ректификационных колонн, дросселировались для выравнивания их давлений перед подачей в блок улавливания низкокипящих компонентов бензина.

Техническим результатом от промышленного использования предложенного изобретения является повышение выхода наиболее ценных - "светлых" нефтепродуктов и снижение энергозатрат на их получение. Вследствие более полного отбензинивания нефти в колонне К-1 улучшаются условия разделения нефтепродуктов в основной колонне К-2, в которой резко снижается возможность возникновения «балластного эффекта» для укрепляющих секций дизтоплива и керосина. За счет улавливания низкокипящих компонентов бензина исключается их унос с неконденсируемыми газами, причем из этих паров на ГФУ (газофракционирующей установке) выделяют пропан-бутановую фракцию, а также фракцию C5+-низкокипящих компонентов бензина. При этом неконденсируемые газы, за счет их компримирования, имеют достаточное давление для их подачи, например, в топливную систему нефтеперерабатывающего завода. Вследствие повышения четкости разделения обеспечивается повышение пропускной способности колонны-стабилизатора бензина со снижением энергозатрат на работу этой колонны.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема предложенной установки; на фиг.2 показана схема стабилизирующей колонны.

Предложенный способ пояснен ниже, при описании работы установки.

Установка для первичной перегонки нефти содержит колонну 1 (К-1) предварительного разделения (отбензинивания) и основную ректификационную колонну 2 (К-2). Колонна К-1 подключена через нагреватель 3 к магистрали 4 - подачи нефтяного сырья. Верх колонны К-1 посредством линии 5 подключен к блоку конденсации этой колонны, состоящему из конденсатора-холодильника 6, подключенного к рефлюксной емкости 7 (Е-1), выполненной в виде сепаратора и снабженной выходными линиями 8 и 9. Линия 9 посредством линии 10а подключена к верхней части К-1 и к линии 106 (линии отвода бензина). Низ колонны К-1 по линии 11 подключен через печь 12 к питательной части колонны К-2. Верх колонны К-2 посредством линии 13 подключен к блоку конденсации этой колонны, состоящему из конденсатора-холодильника 14, подключенного к рефлюксной емкости 15 (Е-2), которая посредством линии 16 подключена к верху колонны 2 (К-2). Рефлюксная емкость 15 снабжена также линией 17 для отвода жидкой фазы (бензина К-2) и линией 18 - отвода парогазовой фазы. Кроме того, колонна К-2 снабжена боковыми погонами 19 и 20 для отвода топливных фракций (керосина и дизельного топлива) и линией 21 для отвода кубового продукта (мазута). Линии 8 и 18, являющиеся линиями отвода парогазовых смесей из рефлюксных емкостей соответственно 7 и 15, подключены по линии 22б к входу компрессора 23, который является частью блока улавливания низкокипящих компонентов бензина. Кроме компрессора 23, этот блок также содержит последовательно подключенные к выходной линии 24 компрессора 23, конденсатор-холодильник 25 и сепаратор в виде сборной емкости 26, снабженной газовым и жидкостным отводами, соответственно 27 и 28, для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде соответственно неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. Нижняя часть колонны К-2 подключена к линии 29, предназначенной для подачи водяного пара в эту колонну. На линиях 8 и 18 установлены дроссельные вентили соответственно 30б и 30а для выравнивания (в случае необходимости) давлений парогазовых смесей в выходных частях этих магистралей. Линии 106 и 17 подключены к линии 31, являющейся линией подачи бензина в стабилизационную колонну 32 (К-3, см. фиг.2), которая снабжена линией 33 для отвода стабильного бензина с низа этой колонны.

Верх колонны 32 подключен по линии 316 к конденсатору-холодильнику 34, который подключен к рефлюксной емкости 35 (Е-3), снабженной линией 36 для отвода парогазовой смеси. Линия 36 снабжена дроссельным вентилем 37, предназначенным (так же, как и дроссельные вентили 30а и 30б) для выравнивания давления парогазовой смеси (относительно линий 8, 18) и подключена к линии 22б. Для улучшения условий работы компрессора 23 линия 22б может быть подключена к линиям 8, 18, 36 через аккумулирующую емкость 22а, при этом проходное сечение линии 22б подбирается из условия минимального гидравлического сопротивления.

Работа предложенной установки осуществляется следующим образом.

Предварительно обессоленная нефть подается по линии 4 через нагреватель 3 в колонну К-1. Кубовый продукт этой колонны - частично отбензиненная нефть с температурой до 220°С используется в качестве питания основной ректификационной колонны К-2 и подается в эту колонну после предварительного нагрева в печи 12 до температуры 350-370°С. В процессе ректификации образующаяся парогазовая смесь с верха колонны К-1 отсасывается в блок конденсации этой колонны, где она охлаждается и частично конденсируется в конденсаторе-холодильнике 6 и в виде газожидкостной смеси с температурой 40-45°С поступает в рефлюксную емкость Е-1, где происходит разделение газовой и жидкой фаз. Конденсат углеводородов в качестве острого орошения подается по линии 10а на верхнюю тарелку колонны К-1, при этом ее балансовое количество выводится (в смеси с бензином из колонны К-2) по линии 31 в колонну-стабилизатор 32 для стабилизации бензина. В колонне К-2 отбензиненная нефть разделяется на топливные фракции (бензин, керосин, дизельное топливо), которые выводятся боковыми погонами 19, 20 (бензин отводится из рефлюксной емкости 15 по линии 17). В низ колонны К-2 по линии 29 подают водяной пар для отпарки легких фракций. Кубовым продуктом колонны К-2 является мазут, который отводится по линии 21. Острое орошение верха колонны К-2 осуществляется аналогично колонне К-1, т.е. парогазовая смесь с верха К-2 охлаждается и частично конденсируется в блоке конденсации этой колонны. Часть конденсата в виде бензина отводится из рефлюксной емкости 15 по линии 16 и подается на верхнюю тарелку колонны К-2 в качестве острого орошения. Другая (балансовая) часть конденсата отводится по линии 17, смешивается с бензином, поступающим из колонны К-1, и подается по линии 31 в колонну-стабилизатор 32. Парогазовые смеси, несконденсированные в блоках конденсации колонн К-1, К-2 и К-3 отводятся по линиям 8, 18, 36 из парогазовых пространств соответствующих рефлюксных емкостей 7, 15, 35 этих блоков и поступают в линию 22б, где они смешиваются. При необходимости давление парогазовых потоков на выходе линий 8, 18, 36, перед их смешением в линии 22б, выравнивается за счет дроссельных вентилей соответственно 30б, 30а и 37. Смесь парогазовых потоков, поступившая под относительно небольшим избыточным давлением в линию 22б, засасывается из этой линии компрессором 23, компримируется до давления, составляющего 7,0-11,0 ати, и подается на охлаждение в конденсатор - холодильник 25, где охлаждается от температуры 100-120°С до температуры, составляющей 40-45°С, и поступает в сборную емкость 26 (сепаратор), где эта смесь окончательно разделяется на газовую и жидкую фазы. Вышеуказанное сочетание давления и температуры в сборной емкости 26 обеспечивает создание таких условий, при которых в газовой фазе практически отсутствуют углеводороды

. При этом несконденсированные (в данных условиях) газы C1-С3 имеют давление, достаточное для их подачи (без дополнительного компримирования) в топливную сеть нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), а углеводородный конденсат С4-С6 может быть полезно использован, например, в качестве компонента сырья газофракционирующей установки (не показана). Указанный диапазон значений давления компримирования охватывает область давлений, необходимых как для подачи газа из емкости 26 в топливную систему НПЗ, так и для обеспечения диапазона давлений компримирования газов из емкостей Е-1 (7), Е-2 (15) и Е-3 (35) при оптимальных условиях, описанных выше.

Избыточное давление наверху колонн К-1 и К-2 составляет 0.3-1.0 ати, а в колонне К-3 - 4,0-8,0 ати. Диапазоны давлений в колоннах К-1, К-2 и К-3 являются оптимальными, т.к. при меньшем, чем указано, давлении в К-1 и К-2 необходимо применение соответствующих средств для создания вакуума (с усложнением конструкции и соответствующим повышением энергозатрат), а при больших, чем указано, давлениях, снижается эффективность работы установки. Следует отметить, что в предложенном изобретении понижение давления при конденсации газопаровых смесей в соответствующих блоках конденсации колонн К-1, К-2 и К-3 используется для создания движущей силы, необходимой для отвода паров с верха этих колонн, с поддержанием постоянства этой силы за счет необходимого отвода на компримирование несконденсированных (в соответствующих блоках конденсации) парогазовых смесей. Вследствие того, что первичная перегонка нефти осуществляется в двух атмосферных колоннах К-1 и К-2 при относительно низком давлении в этих колоннах, повышается испаряемость перерабатываемой нефти, что позволяет исключить в колонне К-1 необходимость в "горячей струе" (с исключением печи и энергозатрат на нагрев «струи»). Снижение давления в колонне стабилизаторе (К-3) также позволяет снизить энергозатраты, а подключение газопарового пространства емкости орошения этой колонны к блоку компримирования позволяет избежать потерь ценных низкокипящих углеводородов со сдувкой из емкости орошения этой колонны.

Сравнение предложенного изобретения с прототипом проводили путем математического моделирования с использованием программы PRO-II. Результаты сравнения приведены в таблицах 1-3, при этом сравнивалось одно и то же основное оборудование, включая число теоретических тарелок, тарелок вывода и ввода потоков, нагрузки на циркуляционные орошения, расход водяного пара. Вывод керосина и дизельного топлива из основной колонны осуществлялся по схеме, типичной для известных установок. Отличие заключается в том, что абсолютное давление в известной установке на верху отбензинивающей колонны составляло 4,5 ата, а на верху основной атмосферной колонны составляло 2,2 ата.

Как следует из таб.1-3, относительно низкое давление в колонне К-1 приводит к существенному увеличению эффективности разделения с увеличением доли отгона сырья и с достижением более высокого отбора бензина. За счет уменьшения доли легких углеводородов в кубовом продукте колонны К-1 улучшаются условия разделения отбензиненной нефти в основной колонне К-2, в частности, в этой колонне снижается давление, что способствует большей эффективности и четкости разделения. Также увеличивается пропускная способность колонны К-3 - стабилизатора бензина и снижается количество тепла, подводимого в куб этой колонны. Кроме того, за счет улавливания и конденсации паров низкокипящих компонентов бензина и снижения расхода топлива снижается нагрузка на окружающую среду и повышается отбор ценных продуктов. В частности, на ГФУ из конденсата низкокипящих компонентов бензина возможно выделение высокооктанового компонента бензина - изопентана. В целом, указанные преимущества заявленного изобретения обеспечивают снижение энергозатрат на перегонку нефти при более глубоком отборе целевых фракций.

Таблица 1
Основные режимные параметры ректификационных колонн установки AT (ABT)
Показатели Прототип Аналог Предложенное изобретение
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2
Колонна К-1
Производительность установки, т/ч 237,5
Давление, ата 4,5 1,0 0,5 2,0 1,3
Температура ввода сырья, °С 233 210 210 224 222
Температура верха, °С 128 110 115 124 117
Температура низа, °С 253 179 159 222 216
Доля отгона нефти в К-1, мас.% 14 24 28,9 23,6 25
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч 5,2 - - 6,8 7,4
Нагрузка на кипятильник (печь) Гккал/ч 3,75 - - - 1
Расчетный диаметр колонны, м 1,8 3,0 4,0 2,2 2,4
Количество эжектируемой (или компримируемой) газопаровой смеси, т/ч - 32,3 32,3 2,6 6,3
Расход энергии на компримирование парогазовой смеси из Е-1 (или эжекцию в аналоге), квт-ч 200,0 250,0 60,0 146,0
Колонна К-2
Давление, ата 2,2 1,5 1,5 1,3 1,3
Температура ввода сырья, °С 360 360 360 360 360
"емпература верха, °С 158 154 158 135 132
Температура низа, °С 348 345,7 345,6 344 344
Расход водяного пара, т/ч 2,0
Доля отгона сырья К-2, мас.% 39 41 40 37 34,2
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч 7,86 6,7 6,6 6,2 5.2
Нагрузка на печь нагрева отбензиненной нефти, Гккал/ч 19,52 28,6 26,1 21,5 21,7
Расчетный диаметр колонны, м 2,6 2,8 2,6 2,6 2,6
Колонна К-3 (стабилизатор бензина)
Давление, ата 8,3 8,3 8,3 6,3 6,3
Температура ввода сырья, °С 125 125 125 132 143
Температура верха, °С 60 62 62 67 65
Температура низа, °С 171 172 173 160 163
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч 2,1 1,1 1,1 1,0 0,8
Нагрузка на кипятильник, Гккал/ч 2,5 2,1 2,1 1,35 1,0
Расчетный диаметр колонны, м 1,4 1,4 1,4 1,2 1,0
Таблица 2
Сравнительный товарный баланс, т/ч
Показатели Прототип Аналог Предложенный
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2
Производительность 237,5 237,5 237,5 237,5 237,5
Парогазовая смесь, уходящая с установки в топливную сеть НПЗ, в том числе: 2,9 3,3 3,3 1,15 0,5
из Е-1 0,25 - - - -
из Е-2 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
из Е-3 2,6 3,25 3,25 1,0 0,35
Газ из сепаратора (26) после компрессии - - - 0,1 0,1
Пропан-бутановая фракция 1.4 0,8 0,8 3,1 3,8
Стабильный бензин 37,0 37,1 37,0 37,0 37,1
Керосин 15,7 15,7 15,7 15,75 15,7
Цизельное топливо 52,5 53,5 53,5 55,4 55,4
Мазут 128,0 126,6 126,6 125,1 125,0
Таблица 3
Сравнительные показатели работы установок
Показатели Прототип Аналог Предложенный
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2
Отбор моторных топлив, т/час/мас.% от нефти 106,6/44,9 107,6/45,3 107,5/45,3 111,2/46,8 111,9/47,1
Суммарная нагрузка на кипятильники и печи колонн К-1, 2, 3, Гкал/час 25,73 30.7 28,2 22,9 22,7

Формула изобретения

1. Установка первичной перегонки нефти, содержащая отбензинивающую, основную и стабилизационную ректификационные колонны, верх каждой из которых подключен к соответствующему блоку конденсации в виде конденсатора-холодильника и рефлюксной емкости в качестве сепаратора, отличающаяся тем, что установка дополнительно снабжена блоком улавливания низкокипящих компонентов бензина в виде последовательно подключенных компрессора, конденсатора-холодильника и сепаратора в виде сборной емкости, при этом блок конденсации отбензинивающей колонны подключен к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде соответственно неконденсирующихся газов и жидких углеводородов.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина дополнительно подключен блок конденсации основной колоны.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина дополнительно подключены блоки конденсации основной и стабилизационной колонн.

4. Способ первичной перегонки нефти в установке по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что исходную нефть нагревают и подают в отбензинивающую ректификационную колонну, из блока конденсации которой верхним продуктом отводят жидкую фракцию нестабильного бензина, а в качестве нижнего продукта отводят отбензиненную нефть, которую подогревают и подают на перегонку в основную ректификационную колонну, из блока конденсации которой отводят в качестве верхнего продукта нестабильный бензин, а также с отводом из этой колонны боковых и нижнего продуктов в виде целевых фракций, подачей верхних продуктов обеих колонн в стабилизационную ректификационную колонну, при этом перегонку нефти осуществляют при избыточном давлении наверху отбензинивающей и основной колонн, составляющем 0,3-1,0 ати и избыточном давлении наверху колонны стабилизации, составляющем 4,0-8,0 ати, при этом для улавливания низкокипящих компонентов бензина при частичной конденсации парогазовых смесей в блоках конденсации упомянутых колонн смесь несконденсированных в этих блоках паров компримируют в блоке улавливания низкокипящих компонентов бензина до избыточного давления, составляющего 7,0-11,0 ати с последующим охлаждением и конденсацией паров, причем из этого блока отводят под давлением продуктовую фракцию в виде конденсата низкокипящих компонентов бензина и газовую фазу в виде осушенных неконденсирующихся газов.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что парогазовые смеси, отходящие из блоков конденсации ректификационных колонн, дросселируют для выравнивания их давлений перед подачей в блок улавливания низкокипящих компонентов бензина.

bankpatentov.ru