炼化企业的常减压装置，往往是全厂能耗的“大户”，其运行效率直接牵动着吨油加工成本和碳排放指标。近年来，随着原油劣质化趋势加剧与节能考核标准收紧，中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司针对这套“老装置”启动了一轮深度节能降耗改造，目标很明确：在不大幅增加投资的前提下，把每一吨原油的加工能耗抠出来。

改造前的问题诊断：热回收率低与电耗偏高

装置运行多年，换热网络存在明显的“高能低用”现象。常压塔顶油气余热、常底渣油高温位热量未能充分回收，导致加热炉燃料气消耗长期处于高位；同时，机泵选型偏大，部分泵组在低负荷工况下运行效率不足50%，电耗占比异常突出。以2022年数据为基线，装置综合能耗约为11.8千克标油/吨，在集团内部同规模装置中处于中游偏下水平。

关键改造措施：换热网络优化与机泵叶轮切削

这次改造没有追求“大破大立”，而是采用了“小步快跑”的策略，重点做了三件事：

• 换热网络重构：新增2台高效换热器，将常压塔顶油气与低温原油换热，同时调整常底渣油换热流程，使终馏点控制更平稳，热回收率提升约6个百分点。
• 叶轮切削与变频改造：对常压塔底泵、减压侧线泵等6台高能耗机泵进行叶轮切削，并对2台大功率电机加装变频器，消除“大马拉小车”现象。
• 加热炉烟气余热深度利用：在空气预热器后增设一组低温省煤器，将排烟温度从175℃降至135℃以下，烟气余热回收效率显著提高。

效果对比：数据说话

经过72小时标定，改造效果立竿见影。加热炉热效率由原来的89.5%提升至92.1%，燃料气消耗每小时下降约380标准立方米。电耗方面，机泵改造后平均节电率超过15%，全装置吨油耗电量从6.2千瓦时降至5.3千瓦时。综合计算，装置能耗降至10.6千克标油/吨，较改造前下降了1.2个单位，年节约成本约860万元。

值得一提的是，改造过程并未对常压塔、减压塔的分离精度产生负面影响。轻油收率反而因换热终温的稳定而微幅提升了0.3个百分点，这算是意外之喜。中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司在本次实践中积累的换热网络优化经验，也为后续同类装置的节能挖潜提供了可靠的技术参照。

当然，节能改造并非一劳永逸。装置运行半年后我们发现，新增换热器在原油含盐量波动时，管束结垢倾向略有增加，导致换热效率有缓慢衰减的趋势。目前我们正在尝试在线清洗技术，并计划在下一个检修周期对换热器材质进行升级，以应对更劣质的原油。

这轮改造的核心启示在于：节能的潜力往往藏在细节里，与其盲目上马新工艺，不如先把换热网络和机泵效率这些“基本功”做扎实。对于炼化老装置而言，这种低成本、高回报的局部优化，或许比整体推倒重来更具现实意义。中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司将持续跟踪装置运行数据，在保证长周期安稳运行的前提下，继续挖掘节能降耗的每一分潜力。