在石化企业中，常减压蒸馏装置是原料处理量最大的生产装置。对于传统的石化企业，常减压蒸馏装置一般占企业总能耗的20%～30%。近年来，炼油厂装置结构发生了较大变化，常减压蒸馏装置所占能耗的比例虽有所下降，但仍占较大比例^[1-3]，是石油化工企业的用能大户。本项目对炼化企业常减压装置的改造和能耗分析做简单分析。

天津南港某120万吨/年乙烯项目对乙烯裂解原料的需求增大，天津某厂对现有2#常减压装置扩能改造，将原油加工能力从250万吨/年提升至600万吨/年，并调整原油加工方案，掺炼部分高酸值原油；且由于目前2#常减压装置不具备加工高硫高酸原油的条件，对现有2#常减压装置内的相关设备和管道进行材质升级。

1常减压装置概况

1.1工艺技术及装置组成

某厂2#常减压装置采用的工艺技术路线：脱前换热→电脱盐→脱后换热→初馏→初底换热→加热炉→常压蒸馏→减压蒸馏→石脑油稳定，其中脱C5塔处于备用状态（石脑油作为乙烯原料）。

2#常减压装置主要由电脱盐系统、换热网络系统、常压系统、减压系统、轻烃系统等组成。

1.2工艺流程

原油由罐区原油泵输送入装置，分两路分别与初顶油气、常顶油气换热后送入换热网络与本装置其他热油品进行换热，进入电脱盐系统进行脱盐脱水，产生的含盐污水送污水处理场处理。经过脱盐脱水后的原油再分两路，继续与热油品进行换热后进入初馏塔进行分馏。

初馏塔设塔顶冷凝冷却系统、侧线回流及抽出。初顶油气经空冷器、水冷器冷凝冷却进入初顶回流及产品罐。部分初顶油送至轻烃回收部分；未凝的初顶气送至压缩机；初顶污水进初常顶含硫污水罐。初馏侧线油自初馏塔第12#层塔盘抽出，经初馏侧线泵升压后，一部分送回初馏塔；另外经原油换热器后，一部分返回初馏塔及常压塔，另一部分作为抽出乙烯料送出装置。初底油由泵自初馏塔底抽出送入换热网络再换热，换热终温约300℃进入常压炉加热后送入常压塔进行分馏。

常压塔设四条侧线、三个中段回流，常顶设二级冷凝冷却系统。常顶油气与原油换热后至常顶回流罐，冷凝油泵送至常压塔顶作为塔顶冷回流。未完全凝结的油气经常顶空冷器、水冷器冷凝冷却进入常顶产品罐，罐内液体经泵升压后作为粗石脑油组分送出装置，未凝的常顶气送去压缩机。常一线从常压塔抽出进入常一线汽提塔，汽提后送至航煤加氢或冷却后送航煤罐区。常二线由常压塔抽出流入常压汽提塔，汽提换热后进入混合柴油出装置线，也可再经常二线空冷器冷却后，送至柴油罐区。常三线从常压塔抽出换热后，送至柴油加氢装置，也可再经混合常三线空冷器冷却送至混合柴油罐区。常四线从常压塔抽出换热后，进入混合蜡油线。常压塔底油经减压炉加热进入减压塔。常顶含硫污水送污水汽提装置处理。

减压塔设三个侧线：减一线一部分作为减顶回流打回塔顶，余下部分与常三线、减顶线混合送柴油加氢装置。减二线部分换热后，作为减压轻蜡油产品送出装置，部分作为回流。减三线部分换热后，作为减压轻蜡油产品送至加氢裂化装置，部分作为回流。减压渣油换热后送至渣油加氢装置或经冷却后送渣油罐区。减顶油气经一级、二、三级减顶抽空器抽出，与水蒸汽、油气一起顺次在各自的冷凝器中冷却后进入减顶分水罐。减顶含硫污水送污水汽提装置处理。

常顶、减顶不凝气均送延迟焦化装置。

初顶油与脱C4塔底油换热后进入脱C4塔。脱C4塔顶气冷却后一部分作为塔顶回流，另一部分作为液化气产品送出装置。脱C4塔底油经与初顶油换热、水冷器冷却后送出装置。

2常减压装置能耗对比

经调研数据，2021年中石化常减压装置平均能耗为8.70kg标油/t原油，本文2#常减压装置节能升级改造后，能耗为6.06kg标油/t原油，优于中石化平均值。

经查《石油化工设计能耗计算标准》（GB/T 50441-2016）^[4]，炼油基准装置为常减压装置，标准能耗为10kg标油/t原油；《清洁生产标准 石油炼制业》（HJ/T 125-2003），常减压装置综合能耗（标油/原油）一级标准为10kg标油/t原油（燃料油型）^[5]。

中石化同类常减压装置指标如表1所示，本文常减压装置部分改造后能耗由原先的8.38kg标油/t原油降低为6.06kg标油/t原油，低于各同类装置能耗指标和常减压装置标准能耗，处于行业国内先进水平。

表 1  各同类装置的能耗指标

3常减压装置用能分析

本文2#常减压装置用能分析如下：

3.1燃料

燃料单耗为6.16千克标油/t原油，相对较低。主要因为：装置利用“窄点”技术优化换热网络，提高热回收效率^[6]，提高换热终温，降低了常减压负荷。

3.2用电

电的总单耗为1.74千克标油/t原油，相对较低。主要因为：装置的原油泵设置在罐区；优化工艺过程及合理选用高效低压降换热设备；采用大型高效率泵及采用高效节能电机。

3.3蒸汽

装置通过优化工艺用汽、采用干式减压技术、采用机械抽真空代替三级蒸汽抽真空，降低蒸汽消耗，1.0MPa蒸汽的单耗为0.76千克标油/t原油。

3.4节水

装置采取的主要节水措施有：1）采用脱硫净化水，节约除盐水用量；2）装置设三级电脱盐设施。将脱硫净化水先注入三级电脱盐罐，三级电脱盐罐排水再注入二级电脱盐罐，二级电脱盐罐排水注入到一级电脱盐罐。根据各级原油的含盐含水浓度，合理匹配注水的清洁度，从而节约用水；3）常/减压塔塔顶注水采用塔顶回流水；4）低温热尽可能回收，减少循环水的用量。

5结论

常减压装置的能耗水平与原油性质、装置工艺路线、轻烃回收率、产品方案及收率、装置加工负荷等密切相关，但基于装置燃料消耗权重最大的事实，提高原油的换热终温是装置节能的重中之重。本文2#常减压装置选用缠绕管式换热器与脱前原油换热，充分回收装置塔顶部位低温热；脱后换热网络增加四台多股流缠绕管式换热器，与10台管壳式换热器两串两并，使换热更加充分，提高换热终温，优化热端温差。在此情况下，本文装置常减压部分改造后能耗由原先的8.38kg标油/t原油降低为6.06kg标油/t原油，低于同类装置能耗指标和常减压装置标准能耗，处于行业国内先进水平。

参考文献：

[1]李志强.原油蒸馏工艺与工程[M].北京:中国石化出版社,2010: 11-18.

[2]龚传波,单玉连,吴永红,等.炼油厂蒸馏装置节能降耗措施研究[J].石油与天然气化工,2018,47(4):25-28.

[3]涂连涛.蒸馏装置减压深拔问题分析及对策[J].石油与天然气化工, 2020,49(2):19-23,30.

[4]《石油化工设计能耗计算标准》（GB/T 50441-2016）

[5]《清洁生产标准 石油炼制业》（HJ/T 125-2003）

[6]郑雅楠.炼油常减压装置特点及节能新技术探讨[J].化工管理,2020(2): 116-117.