Рассматривается работа установки первичной переработки нефти. Анализ работы действующей колонны К-1 показал, что имеются заметные колебания режима работы аппарата в летний период и холодное время года, как следствие наблюдалось изменение температуры верха колонны и ухудшение чёткости ректификации фракций. Для исследования способов регулирования параметров отбензинивающей колонны К-1 проведен вычислительный эксперимент с использованием моделирующей системы UniSim Design, в которой сформировали модели аппаратов и в целом модель установки. В качестве математического пакета для расчета термодинамических свойств компонентов смеси использовали метод Peng-Robinson. Сравнивались расчетные показатели работы двух вариантов аппаратурного оформления колонны К-1. По первому варианту моделировали работу колонну К-1, в которой сырьё поступает на 19 тарелку, горячая струя подается в низ колонны на 24 тарелку, нефтяное орошение на 5 тарелку, используется острое орошение и парциальный конденсатор. У данного варианта в промышленных условиях наблюдались нестабильные технологические режимы верха колонны. Для оценки принципиальной возможности изменения аппаратурного оформления колонны К-1 был выбран другой вариант, в котором отсутствуют острое орошение и орошение нефтью, вместе с тем введено верхнее циркуляционное орошение с 5-ой на 1-ую тарелку с охлаждением потока и сохранена технологическая схема формирования и подачи горячей струи. Сравнение фракционных составов отбензиненной нефти показало, что для рассмотренных вариантов наблюдаются практически близкие расчетные оценки, при этом использование верхнего циркуляционного орошения позволяет не только разгрузить верхнюю часть ректификационной колонны от тепловой нагрузки, но и использовать значительный тепловой поток холодильника верхнего циркуляционного орошения для предварительного подогрева нефтяного сырья, что также позволит снизить потребление жидкого топлива для печей.

1. Волосов И.В., Леденев С.М. Анализ работы установки первичной переработки нефти // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2017. №. 6-2. С. 217-218.

2. Глаголева О. Ф., Капустин В. М. Повышение эффективности процессов подготовки и переработки нефти (обзор) // Нефтехимия. 2020. Т. 60. №. 6. С. 745-754. doi: 10.31857/S002824212006009X

3. Долгополова В.Л., Кривошеев В.П., Ануфриев А.В. Моделирование установки первичной перегонки нефти в режиме энергосбережения // Молодой ученый. 2016. № 24. С. 59–68.

4. Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Физико-химические аспекты технологии первичной переработки нефти (обзор) // Нефтехимия. 2018. Т. 58. №. 1. С. 3-10. doi: 10.7868/S002824211801001X

5. Еренков О.Ю., Богачев А.П., Гречихина Н.А. К вопросу о повышении эффективности процесса первичной переработки нефти //Новые материалы и технологии в машиностроении. 2013. №. 17. С. 116-118.

6. Чуракова С.К., Нестеров И.Д., Богатых К.Ф. Способы снижения энергозатрат на стадии частичного отбензинивания нефти // Химия и технология топлив и масел. 2013. №. 1. С. 6-9.

7. Саяпина Е. С., Сарилов М. Ю. Задачи отбензинивающих колонн при переработке нефти //Научно-техническое творчество аспирантов и студентов. 2017. С. 969-971.

8. Бабкин В.А., Бурюкин Ф.А., Киселёва А.С., Григорьев А.В. и др. Увеличение энергоэффективности в процессе атмосферной перегонки нефти // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2014. Т. 325. №. 3.

9. Власов С.С., Шумихин А.Г. Моделирование процесса отбензинивания нефти при прогнозировании показателей качества бензина // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2012. Т. 1. №. 1.

10. Савченков А.Л., Мозырев А.Г., Маслов А.А. Влияние степени извлечения ключевой фракции на показатели процесса ректификации при отбензинивании нефти // Фундаментальные исследования. 2018. №. 2. С. 34-38.

11. Mamudu O.A., Igwe G.J., Okonkwo E., Okocha S.I. et al. Modular Crude Oil Topping Refinery: The Total Utilization of All Distilled Cuts // Ewemen Journal of Petrochemical Research & Innovation. 2016. V. 1. №. 2.

12. Speight J.G. Heavy and extra-heavy oil upgrading technologies. Gulf Professional Publishing, 2013.

13. Bridge G., Le Billon P. Oil. John Wiley & Sons, 2017.

14. Ulyev L.M., Kapustenko P.O., Melnykovskaya L.A., Nechyporenko D.D. The Precise Definition of the Payload Tube Furnaces for Units of Primary Oil Refining. 2013.

15. Jing L., El-Houjeiri H.M., Monfort J.C., Brandt A.R. et al. Carbon intensity of global crude oil refining and mitigation potential // Nature Climate Change. 2020. V. 10. №. 6. P. 526-532. doi: 10.1038/s41558-020-0775-3

16. Pinheiro Pires A.P., Arauzo J., Fonts I., Domine M.E. et al. Challenges and opportunities for bio-oil refining: A review // Energy & Fuels. 2019. V. 33. №. 6. P. 4683-4720. doi: 10.1021/acs.energyfuels.9b00039

17. Gulyamov S.M., Khojieva N.J., Isakova S. Oxergy analysis of the installation of primary oil refining // Chemical Technology, Control and Management. 2020. V. 2020. №. 5. P. 116-123. doi: 10.34920/2020.5-6.116-122

18. Primo A., Garcia H. Zeolites as catalysts in oil refining // Chemical Society Reviews. 2014. V. 43. №. 22. P. 7548-7561.

19. Ferella F., Innocenzi V., Maggiore F. Oil refining spent catalysts: A review of possible recycling technologies // Resources, Conservation and Recycling. 2016. V. 108. P. 10-20. doi: 10.1016/j.resconrec.2016.01.010

20. Chuzlov V., Nazarova G., Ivanchina E., Ivashkina E. et al. Increasing the economic efficiency of gasoline production: Reducing the quality giveaway and simulation of catalytic cracking and compounding // Fuel Processing Technology. 2019. V. 196. P. 106139. doi: 10.1016/j.fuproc.2019.106139