常减压蒸馏装置作为炼厂能耗的“大户”，其燃料气和电耗通常占全厂总能耗的25%至35%。在“双碳”目标与炼化转型的双重压力下，中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司对这套“老装置”动起了精细化手术——不是推倒重来，而是从热联合、低温余热回收和操作优化三个维度深挖潜力。

热联合改造：从“各自为政”到“梯级利用”

过去常压塔顶油气余热直接进空冷，而下游气体分馏装置却要额外消耗1.0MPa蒸汽进行加热。大港石化分公司技术团队通过增设两台换热器，将常压塔顶油气的热量直接引入气分装置脱乙烷塔底重沸器，实现了跨装置热联合。改造后，气分装置蒸汽消耗下降约0.42吨/小时，常压空冷负荷同步降低，仅此一项，年节约燃料气成本超过180万元。

类似的思路也应用在减压渣油换热流程中。通过重新匹配换热网络，将渣油高温位热量优先用于加热原油，替代部分加热炉负荷，使常压炉热效率提升至92.5%——这在中型炼厂中属于较好水平。

低温余热回收：不再“捧着金碗讨饭”

常减压装置的低温余热（80℃-120℃）过去大多被循环水带走，白白浪费。大港石化分公司在换热网络优化中，新增一套热水型吸收式热泵，将常压塔顶循环回流和减顶冷凝器的低温热量提取出来，制取95℃热水供冬季采暖及油罐维温使用。

• 回收热量：约4.2MW
• 替代低压蒸汽：约5.8吨/小时
• 年节约燃料成本：约260万元

值得注意的是，热泵系统的电力消耗仅为回收热量的1/8，综合能效比（COP）稳定在5.6以上，投资回收期不到两年。

操作优化：向“精细控制”要效益

在硬件改造之外，中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司还通过DCS先进控制（APC）系统，对常压塔顶温度、过汽化率等关键参数实施卡边操作。例如，将常压塔过汽化率从2.5%逐步降至1.8%，在保证产品收率的前提下，减少了加热炉燃料消耗约1.2%。同时，利用管线压力降模型，优化减压炉出口温度控制，避免过度裂化产生的额外能耗。

以2024年全年运行数据测算，以上三项措施合计降低装置综合能耗约3.1千克标油/吨原油，折合年节能超过5200吨标煤。

这些成绩并非一蹴而就。在项目实施过程中，技术团队也遭遇过换热器结垢导致压降上升、热泵机组冬季低温工况波动等问题。通过调整注剂配方、增设旁路自清洗过滤器，以及优化热泵蒸发器液位控制逻辑，问题逐一解决——这正是工程实践与理论计算之间的真实距离。

节能降耗没有终点。中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司将继续在电脱盐注水优化、减顶抽真空系统蒸汽消耗等方面探索新的降耗空间，让每一吨原油的能量都“物尽其用”。