近年来，炼化行业面临能耗双控与碳减排的双重压力，常减压装置作为炼厂能耗大户，其节能潜力直接关系到企业竞争力。中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司立足现有装置实际，围绕换热网络、加热炉热效率及低温余热回收三大环节实施系统性改造，取得了显著的节能效益。

改造前的问题剖析

改造前，装置换热终温长期徘徊在298℃左右，比设计值低近12℃，导致常压炉负荷居高不下。与此同时，初馏塔顶循环回流与常压塔侧线换热匹配不合理，造成约8.6MW的低温余热未能有效利用。更棘手的是，加热炉空气预热器存在漏风率偏高（实测达18%）的问题，排烟温度一度超过165℃，直接拉低了全炉热效率。

针对这些症结，技术团队对全装置进行了逐点热流标定，发现换热网络中有超过40%的换热器存在传热系数下降或污垢热阻超标现象。传统“大温差、小面积”的设计思路，在原料性质日趋重质化的背景下，已难以适应当前的运行需求。

核心技术措施与实施路径

改造方案摒弃了单纯增加换热面积的粗放做法，转而采用夹点技术优化与分梯度换热相结合的策略。首先，利用Aspen Energy Analyzer对现有网络进行夹点分析，重新匹配了常压塔中段回流与原油的换热顺序，将换热终温提升至306℃。其次，在加热炉系统引入高效板式空气预热器，并增设在线吹灰系统，使排烟温度降至138℃以下。

低温余热回收环节，则采用了热泵提温与热水伴热联供方案。具体实施包括：

• 新增两台吸收式热泵，回收常压塔顶循环水余热，制取95℃热水供厂区采暖
• 将初馏塔顶气与常压塔侧线产品进行间壁换热，减少空冷器负荷约22%
• 对换热器管束实施在线化学清洗，恢复总传热系数至设计值的92%以上

值得强调的是，中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司在改造过程中并未盲目追求“高精尖”，而是始终坚持“先诊断、后开方”的原则。每项措施实施前，均通过为期三周的标定数据验证模拟模型的准确性，确保理论计算与实际工况偏差控制在3%以内。

实践建议与运行反馈

从实际运行数据看，改造后装置综合能耗由原先的11.2千克标油/吨降至9.6千克标油/吨，年节约燃料气约4200吨。不过，操作中也暴露出一些值得注意的细节：热泵系统在低负荷工况下的COP衰减较明显，建议后续结合原油处理量变化，增设变频调节逻辑。另外，换热终温提高后，常压塔顶部馏出温度相应上升，需关注塔顶冷凝系统的腐蚀控制指标。

对于同类装置的同行，有三点实操建议值得参考：一是换热网络优化务必结合原料性质变化趋势，预留15%左右的换热面积裕量；二是空气预热器选型时，应综合权衡漏风率与压降之间的平衡，不宜片面追求低温差；三是低温热利用项目需提前核算全年逐月热负荷曲线，避免夏季热量过剩造成的闲置浪费。

此次改造不仅是一次能效提升，更是对装置运行理念的更新。中国石油天然气股份有限公司大港石化分公司通过精细化能量管理，证明了传统炼油装置在现有工艺条件下仍有可观的节能挖潜空间。未来，随着装置智能化监测手段的完善，实时优化换热网络运行参数将成为下一阶段的工作重点，力求在动态波动中持续逼近理论能耗下限。