УСТАНОВКА ПЕРВИЧНОЙ ДИСТИЛЛЯЦИИ НЕФТЕЙ И СПОСОБ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ Российский патент 2008 года по МПК B01D3/14 C10G7/00 

Изобретение относится к установке первичной дистилляции нефтей и способу ее эксплуатации. Оно может использоваться на установках AT, ABT, работающих на атмосферном или близком к нему давлениях.

Традиционные установки первичной нефтепереработки (Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. М.: Химия, под редакцией Бондаренко, стр. 12, 13; пат. RU №2205055) обычно состоят из двух последовательно соединенных дистилляционных колонн R1, R2, имеющих предварительные нагреватели, верхние конденсаторы и нижний нагреватель у колонны R1. Вторую колонну обогревают острым водяным паром, конденсат которого удаляют из верхнего конденсатора R2. Обе колонны имеют 2 и 3(4) секции соответственно, колонна R2 дополнительно оснащена двумя (тремя) боковыми орошениями и двумя (тремя) боковыми отпарными колоннами.

Известны способы дистилляции сырых нефтей в двух последовательно работающих колоннах R1, R2 (пат. US №2274944, пат. US №4606816, пат. RU №2140957). В них исходная нагретая нефть испитывается в нижнюю секцию первой двухсекционной атмосферной колонны R1, из верхнего конденсатора которой отбираются газы и низкокипящие углеводороды НК-85 при температуре конденсатора 35-45°С (фиг.1). С полуглухой тарелки, установленной в верхней секции R1, отбирают бензино-керосиновую фракцию, а отгон R1 после подогрева в печи испитывается в низ второй атмосферной колонны R2; верхнее ее питание - отбор с полуглухой тарелки R1.

Колонна R2 выдает в отборах светлые нефтепродукты и мазут в отгоне. Боковые отборы R2 чистятся от легких углеводородов в отпарных колоннах.

Традиционные способы и устройства обладают очевидными недостатками: очень высокое теплопотребление, низкая эффективность работы обеих колонн, низкая четкость разделения фракций, применение водяного пара.

Известен более экономичный способ и установка первичной дистилляции нефтей, например, «Способ дистилляции сырых нефтей и установка для его осуществления» патент RU №2264430, 2004 г. (фиг.2). В нем установка AT, АВТ производит из сырой нефти светлые нефтепродукты в отборах и мазут в остатке.

Способ первичной дистилляции нефтей по патенту RU №2264430 осуществляется последовательной перегонкой нефти в пяти небольших колоннах R1, R2...R5, товарные отборы из которых (кроме первого) выводят в жидкой фазе из конденсаторов, количество отборов установки равно количеству ее колонн;

первые колонны R1, R2 разделены надвое глухими тарелками, в верхних частях R1, R2 давление выше атмосферного, в нижних атмосферное. Остальные три (или более) колонны R3, R4, R5 - вакуумные, причем R5 - паровая; отборы из конденсаторов колонн R1, R2 берут при температурах 35-45°С;

конденсат углеводородов с глухой тарелки R1 испитывается в низ колонны R2, а с глухой тарелки R2 в верхнюю часть колонны R3; нагретые отгоны колонн R1, R2, R3, R4 испитываются на нижние тарелки следующих колонн R2, R3, R4, R5 соответственно, отгон R5 - мазут - конечный продукт;

Установка для первичной дистилляции по патенту RU №2264430 содержит пять (или более) небольших колонн R1, R2...R5, объединенных одним или двумя прямыми потоками нефти (фиг.2), имеющих конденсаторы, нагреватели в первых четырех (или более) колоннах и острый водяной пар в поддоне пятой колонны и выдающих по одному товарному отбору из конденсаторов cond1, cond2...cond5 соответственно,

при этом две первые колонны R1, R2 разделены глухими тарелками надвое, их верхние и нижние половины объединены трубами 2, 8 через компрессоры К1, К2; а их глухие тарелки соединены трубами 4, 13 с колоннами R2, R3 соответственно, трубы 20, 22 выводят мазут и конденсат воды из колонны R5, а труба 1 подводит к низу R1 исходное сырье;

Данный способ и установка имеют ряд преимуществ перед традиционным способом и установкой первичной перегонки нефти:

- снижено теплопотребление на 16,5-20,7%;

- получают лишь дизельное топливо с применением водяного пара в пятой колонне установки;

- повышена четкость разделения фракций;

- снижены давления и температуры в установке в целом;

- исключены боковые орошения и отпарные колонны.

К недостаткам известного способа дистилляции и установки для его осуществления можно отнести:

- недостаточно низкое теплопотребление,

- недостаточную четкость разделения фракций в товарных продуктах,

- применение водяного пара в последней колонне установки.

Задачей настоящего изобретения является:

- дальнейшее снижение теплопотребления установки на 25-30%,

- дальнейшее повышение четкости разделении нефтяных фракций в товарных продуктах,

- полное исключение применения водяного пара в технологическом процессе. Поставленная задача решена путем усовершенствования и установки, и способа, предложенных в патенте RU №2264430.

Усовершенствование установки первичной дистилляции нефтей по патенту RU №2264430 (фиг.2) обеспечено тем, что

- в ней все (пять или более) колонны R1, R2...R5 разделены надвое глухими тарелками (фиг.3), образуя из их верхних половин паровые колонны тонкого разделения углеводородов R_1.1, R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1, а из их нижних - паровые вакуумные колонны предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 соответственно;

- колонны тонкого разделения снабжены конденсаторами, а предварительного - нагревателями;

- все нижние колонны предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 объединены трубами 2, 10, 18, 26, 34 через компрессоры К1, К2...К5 соответственно со своими верхними колоннами тонкого разделения R_1.1, R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1; при этом товарные отборы установки выведены из конденсаторов трубами 4, 12, 20, 28, 36 соответственно;

- глухие тарелки колонн R1, R2, R3, R4 соединены трубами 6, 14, 22, 30 с верхними тарелками колонн тонкого разделения R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1 соответственно, конденсат углеводородов с глухой тарелки R5 выведен трубой 38 как конечный отбор;

- колонны предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 объединены трубами 7, 15, 23, 31, 39 и 8, 16, 24, 32, 40 со своими нагревателями Н1, Н2...Н5 соответственно, из них первая серия труб подводит к нагревателям нефть, а вторая отводит из них пары углеводородов в поддоны своих колонн;

- отгоны колонн предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2 по трубам 9, 17, 25, 33 подведены к верхним тарелкам следующих колонн предварительного разделения R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_6.2 соответственно, трубой 41 отгон R_5.2 - мазут - выведен из Н5.

При невысоких требованиях к извлечению светлых нефтепродуктов из исходного сырья часть верхних колонн тонкого разделения (например, R_4.1, R_5.1) может быть отключена из работы за ненадобностью (фиг.4), тогда керосин и дизельное топливо выводят из установки по трубам 26 и 31 через компрессоры К4, К5 соответственно; при этом трубы 22 и 26 объединены в одну общую трубу 27.

Задача усовершенствования способа эксплуатации установки дистилляции решена тем, что в способе по патенту RU №2264430, включающем:

подачу сырой нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С в низ колонны R1, разделенной глухой тарелкой пополам, в нижней части колонны нефть разделяется на пар и жидкость; при этом пар компрессором К1 подают в верхнюю часть R1, где он разделяется на легколетучие фракции на верхних тарелках и менее летучие фракции на нижних, легколетучие фракции делятся в конденсаторе cond1 на неконденсируемые углеводороды (газы) и на конденсат, возвращаемый обратно в колонну R1 как орошение, а менее летучие фракции на нижних тарелках конденсируются на глухой тарелке R1;

отбор газов из cond1 при температуре 35-45°С и отбор конденсата с глухой тарелки R1, который испитывают вместе с отгоном R1 в низ второй колонны R2, также разделенной надвое глухой тарелкой; в верхних частях R1, R2 давление выше атмосферного, в нижних - атмосферное;

подачу паровой фазы из низа колонны R2 компрессором К2 в ее верхнюю часть, где поданные в нее углеводороды разделяются на товарный дистиллят НК-85 в cond2 при температуре 35-45°С и на конденсат бензиновых фракций на глухой тарелке R2; который испитывают на верхние тарелки R3, нижнее питание R3 - отгон колонны R2;

перегонку нефти в оставшихся трех (или более) колоннах R3, R4, R5 ведут по последовательной схеме с отбором товарных дистиллятов из конденсаторов: в колонне R3 - бензина, R4 - керосина, R5 - дизельного топлива; при этом остаток перегонки (мазут) выводят из поддона R5 при условии: питание колонн R4, R5 - отгоны R3, R4 соответственно, колонны R3, R4, R5 - вакуумные, R5 - дополнительно паровая,

- в каждую верхнюю колонну R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1 подают по два питания:

конденсат углеводородов с глухих тарелок предыдущих колонн (потоки 6, 14, 22, 30) на их верхние тарелки, и пары углеводородов из нижних колонн R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 в поддоны их верхних половин (потоки 2, 10, 18, 26, 34) соответственно;

- нижние колонны R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 запитывают отгонами предыдущих колонн (потоки 9, 17, 25, 33) на их верхние тарелки и парами углеводородов из нагревателей Н1, Н2...Н5, включая R_1.2, (потоки 8, 16, 24, 32, 40 соответственно) в поддоны своих колонн, на первую тарелку колонны R_1.2 подают исходное сырье (поток 1) при пониженном давлении и температуре 20-35°С; конденсат газойля из R_5.1 (поток 38) - конечный продукт установки; отгон колонны R_5.2 - мазут (поток 41);

- потоки углеводородов, поданные в верхние колонны R_1.1, R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1, делятся в них на товарные паровые отборы: газы (поток 4), НК-85 (поток 12), бензин (поток 20), керосин (поток 28), дизельное топливо (поток 36) и т.д., и на конденсаты углеводородов на глухих тарелках колонн R1, R2...R5 (потоки 6, 14, 22, 30, 38 соответственно);

При невысоких требованиях к извлечению светлых нефтепродуктов из исходного сырья часть из них, например керосин (поток 27) или дизельное топливо (поток 31), могут отбирать непосредственно из колонн предварительного разделения R_4.2 или R_5.2 соответственно (фиг.4); колонны тонкого разделения R_4.1, R_5.1 при этом отключают из работы, а товарные потоки и тепловые режимы установки поправляют в нужную сторону.

Работает заявляемая установка AT, ABT следующим образом: сырая нефть с температурой 20-35°С и пониженным давлением (поток 1) испитывается в первую паровую вакуумную колонну предварительного разделения R_1.2 на ее верхнюю тарелку. Навстречу ей из поддона R_1.2 поступают пары углеводородов (поток 8), из нагревателя Н1.

Разделенные в R_1.2 пары углеводородов (поток 2) из ее верха подают компрессором К1 в низ первой колонны тонкого разделения R_1.1. Отгон R_1.2 (поток 9) испитывают в следующую колонну предварительного разделения R_2.2 на ее верхнюю тарелку.

В колонне тонкого разделения R_1.1 паровая фаза (поток 2) разделяется на газы, удаляемые из верхнего конденсатора cond1 при температуре 35°С (поток 4), и на конденсат низкокипящих углеводородов на глухой тарелке R1 (поток 6), который испитывается на верхние тарелки второй вакуумной паровой колонны тонкого разделения R_2.1.

Вторая вакуумная колонна предварительного разделения R_2.2 делит поступивший в нее отгон R_1.2 (поток 9) и пары из нагревателя Н2 (поток 16) на пар и жидкость. Паровой поток 10 из верха R_2.2 подают в низ колонны тонкого разделения R_2.1, где поступившие углеводороды делятся на паровой товарный НК-85 (поток 12), отбираемый из конденсатора cond2, и на конденсат бензиновых фракций на глухой тарелке R2 (поток 14), последний испитывают на верхнюю тарелку третьей вакуумной бензиновой колонны тонкого разделения R_3.1.

Отгон R_2.2 (поток 17) подают на первую тарелку паровой вакуумной колонны предварительного разделения бензина R_3.2. Навстречу ему поступают пары углеводородов из нагревателя Н3 (поток 24). В результате дистилляции вверху R_3.2 накапливаются недоочищенные пары бензиновых фракций, а из Н3 выводится отгон R_3.2 - отбензиненная нефть (поток 25). Его испитывают на верхнюю тарелку четвертой паровой вакуумной керосиновой колонны предварительного разделения R_4.2.

Пары недоочищенного бензина (поток 18) подают в низ верхней колонны тонкого разделения бензина R_3.1, где получают из cond3 паровой товарный бензин (поток 20) и конденсат керосиновых фракций на глухой тарелке R3. Последний можно отобрать как товарный продукт (поток 22) либо испитать в четвертую паровую вакуумную колонну тонкого разделения керосина R_4.1 на ее верхние тарелки. Пары керосиновых фракций из верха R_4.2 (поток 26) подают в низ верхней колонны R_4.1, где из них получают в cond4 товарный керосин (поток 28) и конденсат легких дизельных фракций (поток 30) на глухой тарелке R4. Поток 30 испитывают на верхние тарелки пятой паровой колонны тонкого разделения дизельного топлива R_5.1. Отгон R_4.2 (поток 33) испитывают на верхнюю тарелку R_5.2, где его делят на недоочищенные пары дизельного топлива (поток 34) и отгон в виде мазута (поток 41).

В R_5.1 углеводороды разделяются на товарный паровой поток 36 дизельного топлива из cond5 и на конденсат легкого газойля на глухой тарелке R5 (поток 38), который при отсутствии в нем надобности смешивают с отгоном R_5.2 (поток 41).

Если высоких требований к дистилляционной установке по извлечению светлых нефтепродуктов не предъявляется, то часть колонн тонкого разделения (например, R_4.1 или R_5.1) можно отключить из работы. Соответственно несколько изменятся товарные потоки и тепловые режимы установки. Это дает существенную экономию тепла. На фиг.4 представлена технологическая схема установки с отключенными колоннами R_4.1 R_5.1, при этом она выдает тот же самый набор товарных продуктов, что и известные установки (фиг.1, 2).

Возможность достижения качественно новых результатов на заявляемой установке и способе ее эксплуатации подтверждается примерами 1 и 2. В них сырую пермскую нефть перерабатывают на двух известных дистилляционных установках (фиг.1, 2) и на заявляемой (фиг.3, 4); сравниваются энергопотребление установок и величины их товарных отборов.

Расчеты выполнены по программе «Hysys Plant».

Пример 1.

Сравнивается энергопотребление трех способов и установок дистилляции сырой нефти.

Вариант 1 - традиционная двухколонная установка, представленная на фиг 1. Вариант 2 - известная пятиколонная установка, представленная на фиг.2 (патент RU №2264430). Вариант 3 - заявленная установка, представленная на фиг.3, 4.

Заявляемая установка, представленная на фиг.4, выбрана потому, что она выдает тот же самый набор товарных нефтепродуктов и в том же самом количестве, что и в первых двух вариантах Примера 1. Это позволяет сравнивать энергозатраты всех трех рассматриваемых установок.

Три дистилляционные установки перерабатывают 940,5 кгмоль/час пермской нефти известного фракционного состава и получают пять одинаковых товарных нефтепродуктов в отборах и мазут в остатке. Ниже в таблице приведены величины отборов и их укрупненные фракционные составы.

Таблица 1Температура кипения фракцииОбозначение фракцииФракционные составы отбираемых продуктовГазыНК-85БензинКеросинДизельное топливоМазут°С-мол.%мол.%мол.%мол.%мол.%мол.%-Г94,1648,196,04   43-85НК5,8251,5156,161,07  85-120Б0,020,335,029,34  120-240К  2,7886,7911,98 240-360ДТ   2,8084,1712,12360-836М    3,8587,88Величина отборакгмоль/час67132133255160193,5

В таблицах 2, 3, 4 приведено энергопотребление трех установок в Гкал/час. Отдельно показано потребление

- высокопотенциального тепла (150-360)°С плюс электроэнергия;

- среднепотенциального тепла (95-150)°С;

- низкопотенциального тепла (20-95)°С.

Все они имеют разную стоимость, и потому учитывать их следует по отдельности.

Таблица 2
Энергопотребление двухколонной установки (вариант 1) Гкал/час.Вид энергииR1R2ИтогоАбс. значениеОтнос. значениеВысокопотенциальное тепло + эл.энергия7,0321,02628,10967,95%Среднепотенциальное тепло13,259 13,25932,05%Низкопотенциальное тепло    Итого20,34221,02641,368100%

Доля затраченного высокопотенциального тепла и электроэнергии в общем энергопотреблении установки составляет

Q⁽¹⁾ _ВПТ=28,109 Гкал/час или = 67,95%.

Таблица 3
Энергопотребление пятиколонной установки (вариант 2) Гкал/час.Вид энергииR1R2R3R4R5ИтогоАбс. значениеОтнос. значениеВысокопотенциальное тепло + эл. энергия0,0860,0944,34612,0442,70119,27159,25%Среднепотенциальное тепло 7,374   7,37422,67%Низкопотенциальное тепло5,881    5,88118,08%Итого5,9677,4684,34612,0442,70132,526100%

Доля затраченного высокопотенциального тепла и электроэнергии в общем энергопотреблении установки составляет

Q⁽²⁾ _ВПТ=19,271 Гкал/час или = 59,25%.

Таблица 4
Энергопотребление заявляемой пятиколонной установки (вариант 3) Гкал/час.Вид энергииR1R2R3R4R5ИтогоАбс. значениеОтнос. значениеВысокопотенциальное тепло + эл.энергия0,2252,012,7848,0298,50521,55395,76%Среднепотенциальное тепло0,2730,2810,1660,075 0,7953,53%Низкопотенциальное тепло 0,0540,106  0,160,71%Итого0,4982,3453,0568,1048,50522,508100%

Доля затраченного высокопотенциального тепла и электроэнергии в общем энергопотреблении установки составляет

Q⁽³⁾ _ВПТ=21,553 Гкал/час или = 95,76%.

Снижение общего энергопотребления установки 3 по отношению к установке 1 составило

Снижение общего энергопотребления установки 3 по отношению к установке 2 составило:

Пример 2.

Сравниваются величины товарных потоков, их фракционные составы и энергопотребление установки при работе в полной комплектации (фиг.3) и в уменьшенной (фиг.4). Установка перерабатывает 940,5 кгмоль/час пермской нефти известного состава. Виды получаемых продуктов и величины их отборов даны в таблицах 5, 6, энергопотребление - в таблицах 7, 8.

Таблица 5.
Фракционные составы и величины товарных нефтепродуктов установки, работающей в полной комплектации (фиг.3).Температура кипения фракцииОбозначение фракцииФракционные составы отбираемых продуктовГазыНК-85Бензин КеросинДизельное топливоМазут°С-мол.%мол.%мол.%мол.%мол.%мол.%-Г97,62440,4222,828   43-85НК2,37659,27844,7790,450  85-120Б 0,29949,6123,3990,002 120-240К 0,0012,78193,3564,9540,009240-360ДТ   2,79591,1013,697360-450ЛГ    3,94225,698450-540ТГ    0,00124,796540-836ГУД     45,800Величина отборакгмоль/ч71153124,5250148,5193,5здесь ЛГ - легкий газойль, ТГ - тяжелый газойль, ГУД - гудрон.

Таблица 6.
Фракционные составы и величины товарных нефтепродуктов заявляемой установки, работающей в неполной комплектации (фиг.4).Температура кипения фракцииОбозначение фракцииФракционные составы отбираемых продуктовГазыНК-85БензинКеросинДизельное топливоМазут°С-мол.%мол.%мол.%мол.%мол.%мол.%-Г92,1452,852,38   43-85НК7,8446,8759,191,34  85-120Б0,020,2835,738,95  120-240К  2,7087,0511,69 240-360ДТ   2,6584,373,98360-836М    3,9496,02Величина отборакгмоль/час67132133255160193,5

Таблица 7.
Энергопотребление заявляемой установки, работающей в полной комплектации (фиг.3), Гкал/час.Вид энергииR1R2R3R4R5ИтогоАбс. значениеОтнос. значениеВысокопотенциальное тепло+эл. энергия0,4600,5994,1129,67910,01024,86077,73%Среднепотенциальное тепло0,3211,1411,630  3,0929,67%Низкопотенциальное тепло1,6702,359   4,02912,60%Итого2,4514,0995,7429,67910,01031,981100%

Таблица 8.
Энергопотребление заявляемой установки, работающей в неполной комплектации (фиг.4), Гкал/час.Вид энергииR1R2R3R4R5ИтогоАбс. значениеОтнос. значениеВысокопотенциальное тепло+эл. энергия0,2252,012,7848,0298,50521,55395,76%Среднепотенциальное тепло0,2730,2810,1660,075 0,7953,53%Низкопотенциальное тепло 0,0540,160  0,1600,71%Итого0,4982,3453,0568,1048,50522,508100%

Сравнение величин отборов установки при работе ее в разных режимах показывает

- рост товарных продуктов Газы, НК-85 на 6 и 15,9%, соответственно при работе в полной комплектации; а также

- снижение остальных товарных потоков при значительном повышении концентрации в них целевых фракций,

- установка в неполной комплектации дает существенную экономию тепла при снижении четкости разделения целевых фракций.

Сравнение энергопотребления заявляемой установки в полной и неполной комплектации дает следующую разницу:

При этом потребление высокопотенциального тепла и электроэнергии в обоих вариантах достаточно близкое: 21,56 и 24,86 Гкал/час, а среднепотенциального и низкопотенциального тепла на установке в полной комплектации расходуется больше на ˜6,2 Гкал/час. Таким образом, большая часть расходов тепла в рассматриваемых вариантах работы установки обусловлена дешевой и очень дешевой тепловой энергией.

Сравнение энергопотребления установки в полной комплектации с традиционной двухколонной дает следующую разницу:

Из представленных выше материалов следует, что

- заявляемая установка обеспечивает более высокую четкость разделения всех фракций нефти, позволяет получать практически любое количество товарных продуктов из исходной нефти с минимальными теплозатратами, обеспечивает глубокое извлечение светлых фракций из сырья;

- снижение теплопотребления заявляемой установки на 45,6-22,7% по сравнению с двухколонной традиционной приводит к снижению в заявляемой установке температур нефти и, как следствие, снимается проблема коксования углеводородов в нагревателях;

- в заявляемой установке и способе полностью исключено применение водяного пара.

- в заявляемом способе в отличие от известных исходную нефть подают на переработку при пониженном по сравнению с атмосферным давлении и минимальным начальным нагревом 20-35°С.

Установка состоит из пяти последовательно работающих односекционных колонн, разделенных пополам. Эти половины объединены трубами с компрессорами. Верхние половины колонн снабжены конденсаторами, нижние - нагревателями. Отборы колонн выведены из конденсаторов, отгоны - из нагревателей и далее подведены к нижним половинам следующих колонн. Конденсаты с глухих тарелок подают к верхним половинам следующих колонн конденсат пятой колонны (газойль) - конечный отбор, а ее отгон - мазут. Нефть при низком давлении подают в нижние половины всех колонн, нагревают и разделяют на пар и жидкость. Недоочищенные пары из нижних половин колонн подают компрессорами в верхние половины колонн, где их делят на паровые товарные отборы в конденсаторах и конденсаты на глухих тарелках. Количество отборов установки равно количеству ее колонн. Исходную нефть подают с температурой 20-35°С. Температура в конденсаторах двух первых колонн равна 35°С. Технический результат: последовательный отбор продуктов, низкие давления в колоннах, их разделение пополам снижают теплопотребление установки, увеличиваются выход товарных продуктов и четкость разделения фракций. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

1. Установка первичной дистилляции нефтей, содержащая пять или более колонн, объединенных прямыми потоками нефти, имеющих конденсаторы, нагреватели, и по одному товарному отбору из конденсаторов, при этом две первые колонны разделены глухими тарелками надвое, их верхние и нижние половины объединены трубами через компрессоры, а их глухие тарелки соединены трубами со второй и третьей колоннами соответственно трубу для подвода исходного сырья к низу первой колонны, отличающаяся тем, что в установке все пять или более колонн разделены надвое глухими тарелками, образуя из их верхних половин паровые колонны тонкого разделения углеводородов R_1.1, R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1, а из их нижних паровые вакуумные колонны предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 соответственно; все нижние колонны предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 объединены трубами 2, 10, 18, 26, 34 через компрессоры K1, K2...K5 соответственно со своими верхними колоннами тонкого разделения R_1.1, R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1; глухие тарелки колонн соединены трубами 6, 14, 22, 30 с верхними тарелками колонн тонкого разделения R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1 соответственно глухая тарелка последней колонны соединена трубой 38 для вывода конденсата углеводородов как конечного отбора; колонны предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 объединены трубами 7, 15, 23, 31, 39 и 8, 16, 24, 32, 40 со своими нагревателями H1, H2...H5 соответственно из них первая серия труб подводит к нагревателям нефть, а вторая отводит из них пары углеводородов в поддоны своих колонн; отгоны колонн предварительного разделения R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, по трубам 9, 17, 25, 33 подведены к верхним тарелкам следующих колонн предварительного разделения R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 соответственно, а трубой 41 отгон колонны R_6.2 соединен с выводом мазута из нагревателя Н5.2. Способ эксплуатации установки первичной дистилляции нефтей, включающий подачу сырой нефти при температуре 20°С вниз первой колонны, разделенной глухой тарелкой пополам, разделение нефти в нижней ее части на пар и жидкость, при этом пар компрессором подают в верхнюю часть колонны, где его делят на газы в конденсаторе и на конденсат углеводородов на глухой тарелке; отбор газов из конденсатора при температуре 35-45°С и отбор конденсата с глухой тарелки, который подают вместе с отгоном первой колонны вниз второй колонны, также разделенной надвое глухой тарелкой, при этом в верхних частях первой и второй колонн давление выше атмосферного; подачу паровой фазы из низа второй колонны компрессором в ее верхнюю часть; где поданные в нее углеводороды разделяют на товарный дистиллят НК-85 в конденсаторе при температуре 35-45°С и на конденсат бензиновых фракций на глухой тарелке второй колонны, который подают на верхние тарелки третьей колонны, отгон второй колонны подают как нижнее питание третьей колонны; перегонку нефти в оставшихся трех или более колоннах ведут по последовательной схеме с отбором товарных дистиллятов из конденсаторов: в третьей колонне - бензина, в четвертой - керосина, в пятой - дизельного топлива; при этом остаток перегонки - мазут - выводят из поддона пятой колонны при питании четвертой и пятой колонн отгонами третьей и четвертой колонн соответственно, отличающийся тем, что в верхние колонны тонкого разделения R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1 подают по два питания в каждую, конденсат углеводородов с глухих тарелок предыдущих колонн потоками 6, 14, 22, 30 подают на их верхние тарелки, и пары углеводородов из нижних колонн R_1.2, R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_6.2 в поддоны их верхних половин потоками 2, 10, 18, 26, 34 соответственно; в нижние колонны предварительного разделения R_2.2, R_3.2, R_4.2, R_5.2 подают отгоны предыдущих колонн потоками 9, 17, 25, 33 на их верхние тарелки и пары углеводородов из нагревателей H1, H2...H5, включая колонну R_1.2, потоками 8, 16, 24, 32, 40 соответственно в поддоны своих колонн; на первую тарелку колонны R_1.2 подают исходное сырье потоком 1 при пониженном давлении и температуре 20-35°С; конденсат газойля из колонны R_5.1 потоком 38 отводят как конечный продукт установки; отгон колонны R_5.2 потоком 41 отводят как мазут; потоки углеводородов, поданные в верхние колонны тонкого разделения R_1.1, R_2.1, R_3.1, R_4.1, R_5.1 делят в них на товарные паровые отборы: газы, поток 4, НК-85, поток 12, бензин, поток 20, керосин, поток 28, дизельное топливо, поток 36, и на конденсата углеводородов на глухих тарелках колонн R1, R2...R5, потоки 6, 14, 22, 30, 38 соответственно.