常减压蒸馏装置作为炼厂的“龙头”，其能效水平直接决定了下游加工链条的吨油能耗与综合效益。近年来，原油劣质化与碳排放双控压力叠加，迫使我们在热集成优化与操作精细化上寻找新的突破口。中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司结合自身加工俄油与海洋原油的掺炼特性，实施了一整套针对常减压单元的能效提升方案，取得了阶段性成果。

装置用能现状与瓶颈识别

在前期摸底中，我们通过夹点分析技术对装置现有换热网络进行了逐一复核。诊断结果显示：**常压炉排烟温度偏高（约168℃），减压深拔段的过汽化率控制存在3%左右的冗余波动**，且部分中段回流取热比例失衡，导致低温余热大量进入循环水系统。这不仅是热损失，更是对高品位热能的一种浪费。

针对上述症结，大港石化技术团队没有盲目套用通用节能包，而是基于DCS历史数据与在线核算模型，重新划定了“高温段强化回收、中温段精准匹配、低温段分级利用”的三级优化原则。这个过程耗时两个月，但为后续改造提供了扎实的数据底座。

关键策略：换热网络重构与操作窗口收窄

1. 常压塔顶循环与原油换热深度耦合

我们利用ASPEN软件对常压塔顶循环回流热量进行重新分配，将原来直接进入空冷器的部分高温热媒（约135℃）引入新增的原油-热媒换热器。此举使原油进脱盐罐温度由122℃提升至131℃，直接降低了加热炉的燃料气消耗。改造后的换热终温稳定在308℃左右，热端温差控制在42℃以内，比改造前收窄了6℃。

2. 减压炉管注汽量与炉膛氧含量的协同控制

传统操作中，注汽量与炉膛负压往往独立调节。我们通过引入基于烟气CO含量与炉管表面热流密度的前馈-反馈串级控制逻辑，将减压炉氧含量从4.5%精确压缩至2.8%±0.3%。同时，将过汽化率从7.2%逐步下调至5.6%，在保证减压蜡油残炭合格的前提下，减少了无效循环。这一调整看似简单，实则考验对原料性质波动的即时响应能力。

在实施过程中，我们还对常压塔中段回流取热比例进行了两轮正交试验。最终确定将**柴油馏分抽出温度由252℃微调至256℃**，并同步优化顶循返塔温度。这个微小的改变，使得低温余热回收总量每小时增加了2.4吉焦，而产品质量（如柴油95%馏出温度）未出现任何超标。

运行数据对比与效益测算

经过2024年大检修后的连续四个月运行标定，主要能效指标改善明显。以下为具体数据对比：

• 加热炉热效率：由90.8%提升至92.6%，排烟温度降至152℃；
• 装置综合能耗：从9.84千克标油/吨降至9.12千克标油/吨，降幅达7.3%；
• 换热终温：由298℃提高至308℃，常压炉燃料气单耗下降约4.5%；
• 低温余热回收量：每小时新增3.1吉焦，用于罐区伴热与办公区采暖。

需要强调的是，这些数据并非在最佳工况下的“表演值”，而是涵盖了原油切换、极端天气及电脱盐波动等干扰因素后的平均运行值。这证明了优化策略具备较强的鲁棒性。



关于动态调控的几点反思

能效优化绝非一劳永逸。在运行实践中，我们发现当掺炼俄罗斯ESPO原油比例超过35%时，减压深拔段的结焦倾向会明显上升，迫使过汽化率回调至6.1%左右。因此，中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司正在探索基于软测量的在线结焦预警模型，试图将能效优化与长周期运行安全进行更紧密的耦合。这将是下一阶段技术攻关的重点方向。

常减压装置的每一度温差、每一立方米烟气，都蕴藏着可观的降本潜力。关键在于是否具备足够的耐心去捕捉那些被忽视的细节，并用严谨的工程逻辑将其转化为稳定可靠的生产指标。