一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统的制作方法

1.本发明属于炼油装置及工艺技术领域，具体涉及一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统。


背景技术：

2.常减压换热系统一般具有常压蒸馏装置、减压蒸馏装置及换热装置，主要包括有原油的脱盐、脱水；常压蒸馏；减压蒸馏等工序。目前常减压换热系统中的换热装置多选用板式换热器、管壳式换热器等普通换热器，如申请号为cn201610978721.9的发明专利申请《一种基于清晰切割的常减压高效节能深拔工艺》(申请公布号为cn107057747a)公开的方案，这些普通换热器所需的数量多，且配管复杂、占地面积大。
3.为简化换热系统，本技术人采用多股流缠绕管式换热器来替换普通换热器，并且简化且优化了换热系统及换热工艺，如专利号为zl201410802568.5的发明专利《一种常减压装置换热系统及工艺》(授权公告号为cn104479735b)、申请号为cn201910687963.6的发明专利申请《一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统及换热工艺》(申请公布号为cn110373222a)公开的方案，这些换热系统中的换热装置数量大大减少。
4.但是现有的常减压换热系统中，均仅能处理一种原油，若要同时处理两种不同的原油，则需要大大增加换热装置的数量，使得换热网络较为复杂。


技术实现要素：

5.本发明所要解决的第一个技术问题是针对现有技术的现状，提供一种能同时处理两种不同的原油，且能简化换热网络的具有缠绕管式换热器的常减压换热系统。
6.本发明所要解决的第二个技术问题是提供一种采用上述常减压换热系统进行换热的换热工艺，以简化换热工艺、降低热损耗。
7.本发明解决上述第一个技术问题所采用的技术方案为：一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统，包括用于对第一原油进行一次换热的第一换热器组；与第一换热器组末端的第一原油输出端相连接的第一电脱盐装置；与第一电脱盐装置的输出端相连的用于对脱盐后得到的第一脱后原油进行二次换热的第二换热器组；与第二换热器组末端的第一脱后原油输出端相连的第一初馏塔；与第一初馏塔的底部相连用于对第一脱后原油初馏后得到的第一初底油进行三次换热的第三换热器组；与第三换热器组末端的第一初底油输出端依次相连的汽提塔、常压塔和减压塔，所述第一初馏塔或/和常压塔或/和减压塔或/和汽提塔出来的油分按照所需工况与上述第一换热器组、第二换热器组、第三换热器组相连，以加热上述第一原油、第一脱后原油、第一初底油；所述第一换热器组或/和第二换热器组或/和第三换热器组中的至少部分换热器为缠绕管式换热器；
8.其特征在于：还包括有用于对第二原油进行一次换热的第四换热器组；与第四换热器组末端的第二原油输出端相连接的第二电脱盐装置；与第二电脱盐装置的输出端相连的用于对脱盐后得到的第二脱后原油进行二次换热的第五换热器组；与第五换热器组末端
的第二脱后原油输出端相连的第二初馏塔；与第二初馏塔的底部相连用于对第二脱后原油初馏后得到的第二初底油进行三次换热的第六换热器组；所述第六换热器组末端的第二初底油输出端依次与上述的常压塔、减压塔相连，且所述第一初馏塔或/和第二初馏塔或/和常压塔或/和减压塔出来的油分按照所需工况与上述第四换热器组、第五换热器组、第六换热器组相连，以加热上述第二原油、第二脱后原油、第二初底油；所述第四换热器组或/和第五换热器组或/和第六换热器组中的至少部分换热器为缠绕管式换热器。
9.优选地，所述缠绕管式换热器为单股流缠绕管式换热器、双股流缠绕管式换热器、三股流缠绕管式换热器、四股流缠绕管式换热器中的至少一种，所述单股流缠绕管式换热器为具有一个壳程和一个管程的换热器，所述双股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、两个管程的换热器，所述三股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、三个管程的换热器，所述四股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、四个管程的换热器。
10.优选地，所述第一换热器组包括有双股流缠绕管式换热器一、四股流缠绕管式换热器二和单股流换热器三，所述单股流换热器三为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
11.所述第二换热器组包括三股流缠绕管式换热器四和四股流缠绕管式换热器五；
12.所述第三换热器组包括单股流换热器六和双股流缠绕管式换热器七，所述单股流换热器六为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
13.所述第四换热器组包括第一单股流缠绕管式换热器、第二双股流缠绕管式换热器和第三三股流缠绕管式换热器；
14.所述第五换热器组包括第四单股流换热器、第五三股流缠绕管式换热器和第六单股流换热器，所述第四单股流换热器为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器，所述第六单股流换热器为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
15.所述第六换热器组包括第七双股流缠绕管式换热器；
16.用于接入第一原油的第一管道依次连接双股流缠绕管式换热器一的壳程、四股流缠绕管式换热器二的壳程、单股流换热器三的冷介质通道，然后连接第一电脱盐装置；出第一电脱盐装置的管路依次连接三股流缠绕管式换热器四的壳程、四股流缠绕管式换热器五的壳程，然后连接第一初馏塔，从第一初馏塔底部出来的用于输送第一初底油的第一管路依次连接单股流换热器六的冷介质通道、双股流缠绕管式换热器七的壳程，然后连接汽提塔，汽提塔的顶部输出端依次连接所述常压塔和减压塔；
17.用于接入第二原油的第二管道依次连接第一单股流缠绕管式换热器的壳程、第二双股流缠绕管式换热器的壳程、第三三股流缠绕管式换热器的壳程，然后连接第二电脱盐装置；出第二电脱盐装置的管路依次连接第四单股流换热器的冷介质通道、第五三股流缠绕管式换热器的壳程、第六单股流换热器的冷介质通道，然后连接第二初馏塔，从第二初馏塔底部出来的用于输送第二初底油的第二管路连接第七双股流缠绕管式换热器的壳程，然后依次连接所述常压塔和减压塔；
18.所述第一初馏塔顶部的第一顶部管线连接双股流缠绕管式换热器一的第一管程后连接下游；所述第一初馏塔顶部的循环管线一连接所述四股流缠绕管式换热器二的第二管程后返回第一初馏塔；
19.所述第二初馏塔顶部的第二顶部管线连接第一单股流缠绕管式换热器的管程后
连接下游；所述第二初馏塔顶部的循环管线二连接所述第二双股流缠绕管式换热器的第二管程后返回第二初馏塔；
20.所述常压塔顶部的顶部循环管线依次连接四股流缠绕管式换热器二的第一管程、第二双股流缠绕管式换热器的第一管程后返回常压塔；
21.所述常压塔顶部的常顶油气管线连接双股流缠绕管式换热器一的第二管程后连接下游；
22.所述常压塔顶部的第一管线依次连接航煤加氢装置、第五三股流缠绕管式换热器的第三管程、第三三股流缠绕管式换热器的第二管程、四股流缠绕管式换热器二的第四管程后回到航煤加氢装置；
23.所述常压塔上部的第二侧线依次连接第五三股流缠绕管式换热器的第一管程、四股流缠绕管式换热器二的第三管程后连接下游；
24.所述常压塔中部的第三侧线依次连接四股流缠绕管式换热器五的第四管程、第四单股流换热器的热介质通道、第三三股流缠绕管式换热器的第三管程后连接下游；
25.所述常压塔的第一循环管线依次连接三股流缠绕管式换热器四的第一管程后返回常压塔；
26.所述常压塔的第二循环管线依次连接单股流换热器六的热介质通道、四股流缠绕管式换热器五的第一管程后返回常压塔；
27.所述汽提塔底部之用于输出第一原油汽提后得到的第一重油的第一重油管线依次连接双股流缠绕管式换热器七的第一管程、第七双股流缠绕管式换热器的第一管程、第五三股流缠绕管式换热器的第二管程、第三三股流缠绕管式换热器的第一管程后连接至下游；
28.所述减压塔底部的减渣管线依次连接双股流缠绕管式换热器七的第二管程、第六单股流换热器的热介质通道后分为两股，分别为用于输送减压渣油的第一股减渣管线以及用于输送急冷油的第二股减渣管线，所述第一股减渣管线依次连接四股流缠绕管式换热器五的第三管程、单股流换热器三的热介质通道后连接下游；第二股减渣管线回到减压塔；
29.所述减压塔中部的第三管线依次连接第七双股流缠绕管式换热器的第二管程、四股流缠绕管式换热器五的第二管程后分为两股，其中第一股第三管线连接三股流缠绕管式换热器四的第三管程后连接下游，第二股第三管线回到减压塔；
30.所述减压塔上部的第二管线连接三股流缠绕管式换热器四的第二管程后分为两股，其中第一股第二管线连接下游，第二股第二管线回到减压塔。
31.同样优选地，所述第一换热器组包括有单股流缠绕管式换热器一、单股流缠绕管式换热器二、四股流缠绕管式换热器二和单股流换热器三，所述单股流换热器三为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
32.所述第二换热器组包括三股流缠绕管式换热器四和四股流缠绕管式换热器五；
33.所述第三换热器组包括单股流换热器六和双股流缠绕管式换热器七，所述单股流换热器六为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
34.所述第四换热器组包括第一单股流缠绕管式换热器、第二双股流缠绕管式换热器和第三三股流缠绕管式换热器；
35.所述第五换热器组包括第四单股流换热器、第五三股流缠绕管式换热器和第六单
股流换热器，所述第四单股流换热器为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器，所述第六单股流换热器为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
36.所述第六换热器组包括第七双股流缠绕管式换热器；
37.用于接入第一原油的第一管道分成两股，且分别连接单股流缠绕管式换热器一的壳程、单股流缠绕管式换热器二的壳程后相连，然后依次连接至四股流缠绕管式换热器二的壳程、单股流换热器三的冷介质通道，然后连接第一电脱盐装置；出第一电脱盐装置的管路依次连接三股流缠绕管式换热器四的壳程、四股流缠绕管式换热器五的壳程，然后连接第一初馏塔，从第一初馏塔底部出来的用于输送第一初底油的第一管路依次连接单股流换热器六的冷介质通道、双股流缠绕管式换热器七的壳程，然后连接汽提塔，汽提塔的顶部输出端依次连接所述常压塔和减压塔；
38.用于接入第二原油的第二管道依次连接第一单股流缠绕管式换热器的壳程、第二双股流缠绕管式换热器的壳程、第三三股流缠绕管式换热器的壳程，然后连接第二电脱盐装置；出第二电脱盐装置的管路依次连接第四单股流换热器的冷介质通道、第五三股流缠绕管式换热器的壳程、第六单股流换热器的冷介质通道，然后连接第二初馏塔，从第二初馏塔底部出来的用于输送第二初底油的管路连接第七双股流缠绕管式换热器的壳程，然后依次连接所述常压塔和减压塔；
39.所述第一初馏塔顶部的第一顶部管线连接单股流缠绕管式换热器二的管程后连接下游；所述第一初馏塔顶部的循环管线一连接所述四股流缠绕管式换热器二的第二管程后返回第一初馏塔；
40.所述第二初馏塔顶部的第二顶部管线连接第一单股流缠绕管式换热器的管程后连接下游；所述第二初馏塔顶部的循环管线二连接所述第二双股流缠绕管式换热器的第二管程后返回第二初馏塔；
41.所述常压塔顶部的顶部循环管线依次连接四股流缠绕管式换热器二的第一管程、第二双股流缠绕管式换热器的第一管程后返回常压塔；
42.所述常压塔顶部的常顶油气管线连接单股流缠绕管式换热器一的管程后连接下游；
43.所述常压塔顶部的第一管线依次连接航煤加氢装置、第五三股流缠绕管式换热器的第三管程、第三三股流缠绕管式换热器的第二管程、四股流缠绕管式换热器二的第四管程后回到航煤加氢装置；
44.所述常压塔上部的第二侧线依次连接第五三股流缠绕管式换热器的第一管程、四股流缠绕管式换热器二的第三管程后连接下游；
45.所述常压塔中部的第三侧线依次连接四股流缠绕管式换热器五的第四管程、第四单股流换热器的热介质通道、第三三股流缠绕管式换热器的第三管程后连接下游；
46.所述常压塔的第一循环管线依次连接三股流缠绕管式换热器四的第一管程后返回常压塔；
47.所述常压塔的第二循环管线依次连接单股流换热器六的热介质通道、四股流缠绕管式换热器五的第一管程后返回常压塔；
48.所述汽提塔底部之用于输出第一原油汽提后得到的第一重油的第一重油管线依次连接双股流缠绕管式换热器七的第一管程、第七双股流缠绕管式换热器的第一管程、第
五三股流缠绕管式换热器的第二管程、第三三股流缠绕管式换热器的第一管程后连接至下游；
49.所述减压塔底部的减渣管线依次连接双股流缠绕管式换热器七的第二管程、第六单股流换热器的热介质通道后分为两股，分别为用于输送减压渣油的第一股减渣管线以及用于输送急冷油的第二股减渣管线，所述第一股减渣管线依次连接四股流缠绕管式换热器五的第三管程、单股流换热器三的热介质通道后连接下游；第二股减渣管线回到减压塔；
50.所述减压塔中部的第三管线依次连接第七双股流缠绕管式换热器的第二管程、四股流缠绕管式换热器五的第二管程后分为两股，其中第一股第三管线连接三股流缠绕管式换热器四的第三管程后连接下游，第二股第三管线回到减压塔；
51.所述减压塔上部的第二管线连接三股流缠绕管式换热器四的第二管程后分为两股，其中第一股第二管线连接下游，第二股第二管线回到减压塔。
52.在上述方案中，所述单股流换热器三为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；所述单股流换热器六为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；所述第四单股流换热器为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；所述第六单股流换热器为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；
53.本发明解决上述第一个技术问题所采用的技术方案还可以为：一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统，包括用于对第一原油进行一次换热的第一换热器组；与第一换热器组末端的第一原油输出端相连接的第一电脱盐装置；与第一电脱盐装置的输出端相连的用于对脱盐后得到的第一脱后原油进行二次换热的第二换热器组；与第二换热器组末端的第一脱后原油输出端相连的初馏塔；与初馏塔的底部相连用于对第一脱后原油初馏后得到的第一初底油进行三次换热的第三换热器组；与第三换热器组末端的第一初底油输出端依次相连的汽提塔、常压塔和减压塔，所述第一初馏塔或/和常压塔或/和减压塔或/和汽提塔出来的油分按照所需工况与上述第一换热器组、第二换热器组、第三换热器组相连，以加热上述第一原油、第一脱后原油、第一初底油；所述第一换热器组或/和第二换热器组或/和第三换热器组中的至少部分换热器为缠绕管式换热器；
54.其特征在于：所述初馏塔内部立设有隔板，该隔板设于初馏塔下部，并将初馏塔下部的空间分隔成两部分，分别为第一空间和第二空间，且该第一、第二空间均与所述初馏塔上部空间相连通，所述第二换热器组末端的第一脱后原油输出端连接至初馏塔下部的第一空间；且第一空间的底部与上述第三换热器组的输入端相连；
55.还包括有用于对第二原油进行一次换热的第四换热器组；与第四换热器组末端的第二原油输出端相连接的第二电脱盐装置；与第二电脱盐装置的输出端相连的用于对脱盐后得到的第二脱后原油进行二次换热的第五换热器组；所述第五换热器组末端的第二脱后原油输出端连接至上述初馏塔下部的第二空间；
56.还包括有与初馏塔之第二空间的底部相连用于对第二脱后原油初馏后得到的第二初底油进行三次换热的第六换热器组；所述第六换热器组末端的第二初底油输出端依次与上述的常压塔、减压塔相连，且所述初馏塔或/和常压塔或/和减压塔或/和汽提塔出来的油分按照所需工况与上述第四换热器组、第五换热器组、第六换热器组相连，以加热上述第二原油、第二脱后原油、第二初底油；所述第四换热器组或/和第五换热器组或/和第六换热
器组中的至少部分换热器为缠绕管式换热器。
57.优选地，所述缠绕管式换热器为单股流缠绕管式换热器、双股流缠绕管式换热器、三股流缠绕管式换热器、四股流缠绕管式换热器中的至少一种，所述单股流缠绕管式换热器为具有一个壳程和一个管程的换热器，所述双股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、两个管程的换热器，所述三股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、三个管程的换热器，所述四股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、四个管程的换热器。
58.优选地，所述第一换热器组包括有四股流缠绕管式换热器i、双股流缠绕管式换热器ii；
59.所述第二换热器组包括四股流缠绕管式换热器iii；
60.所述第三换热器组包括三股流缠绕管式换热器iv和双股流缠绕管式换热器v；
61.所述第四换热器组包括第i单股流缠绕管式换热器、第ii单股流缠绕管式换热器和第iii双股流缠绕管式换热器；
62.所述第五换热器组包括第iv三股流缠绕管式换热器、第v单股流换热器，所述第v单股流换热器为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
63.所述第六换热器组包括第vi三股流缠绕管式换热器和第vii双股流缠绕管式换热器；
64.用于接入第一原油的第一管道依次连接四股流缠绕管式换热器i的壳程、双股流缠绕管式换热器ii的壳程，然后连接第一电脱盐装置；出第一电脱盐装置的管路连接四股流缠绕管式换热器iii的壳程，然后连接初馏塔的第一空间，从第一空间的底部出来的用于输送第一初底油的第一管路依次连接三股流缠绕管式换热器iv的壳程、双股流缠绕管式换热器v的壳程，然后连接汽提塔，汽提塔的顶部输出端依次连接所述常压塔和减压塔；
65.用于接入第二原油的第二管道依次连接第i单股流缠绕管式换热器的壳程、第ii单股流缠绕管式换热器的壳程、第iii双股流缠绕管式换热器的壳程，然后连接第二电脱盐装置；出第二电脱盐装置的管路分成两路，分别连接第iv三股流缠绕管式换热器的壳程、第v单股流换热器的冷介质通道后相连，然后连接初馏塔的第二空间，从第二空间的底部出来的用于输送第二初底油的管路依次连接第vi三股流缠绕管式换热器的壳程和第vii双股流缠绕管式换热器的壳程，然后依次连接所述常压塔和减压塔；
66.所述初馏塔顶部的顶部管线连接第ii单股流缠绕管式换热器的管程后连接下游；所述初馏塔顶部的循环管线连接所述第iii双股流缠绕管式换热器的第一管程后返回初馏塔；
67.所述常压塔顶部的顶部循环管线连接四股流缠绕管式换热器i的第四管程后返回常压塔；
68.所述常压塔顶部的顶部循环管线连接第iii双股流缠绕管式换热器的第二管程后返回常压塔；
69.所述常压塔顶部的常顶油气管线连接第i单股流缠绕管式换热器的管程后连接下游；
70.所述常压塔的第三侧线依次连接第vii双股流缠绕管式换热器的第一管程、第vi三股流缠绕管式换热器的第二管程后连接下游；
71.所述常压塔的第一循环管线连接第v单股流换热器的热介质通道后返回常压塔；
72.所述常压塔的第二循环管线连接第vi三股流缠绕管式换热器的第三管程后返回常压塔；
73.所述常压塔顶部的第一管线依次连接航煤加氢装置、第iv三股流缠绕管式换热器的第一管程、四股流缠绕管式换热器i的第二管程后回到航煤加氢装置；
74.所述汽提塔底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油一的重油管线一连接四股流缠绕管式换热器iii的第一管程后连接下游；
75.所述汽提塔底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油二的重油管线二依次连接双股流缠绕管式换热器v的第二管程、三股流缠绕管式换热器iv的第一管程后连接下游；
76.所述汽提塔底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油三的重油管线三连接第iv三股流缠绕管式换热器的第三管程后连接下游；
77.所述汽提塔底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油四的重油管线四依次连接第vii双股流缠绕管式换热器的第二管程、第vi三股流缠绕管式换热器的第一管程后连接下游；
78.所述减压塔底部的第一减渣管线依次连接四股流缠绕管式换热器iii的第二管程后连接下游；第二减渣管线依次连接双股流缠绕管式换热器v的第一管程、三股流缠绕管式换热器iv的第二管程后连接下游；
79.所述减压塔侧部的第一减压管线连接四股流缠绕管式换热器i的第三管程后连接下游；
80.所述减压塔侧部的第二减压管线连接四股流缠绕管式换热器iii的第四管程后连接下游；
81.所述减压塔侧部的第三减压管线依次连接三股流缠绕管式换热器iv的第三管程、四股流缠绕管式换热器iii的第三管程后连接下游；
82.同时所述减压塔侧部的第二减压管线和第三减压管线连接后的混合蜡油管线连接双股流缠绕管式换热器ii的第一管程后连接下游；
83.所述常压塔的第三侧线、第一循环管线、第二循环管线与减压塔侧部的第一减压管线连接后的混合柴油管线依次连接第iv三股流缠绕管式换热器的第二管程、双股流缠绕管式换热器ii的第二管程、四股流缠绕管式换热器i的第一管程后连接下游。
84.优选地，所述第v单股流换热器为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器。
85.在上述各方案中，所述第一原油为石蜡基原油；所述第二原油为环烷基原油。
86.本发明解决上述第二个技术问题所采用的技术方案为：一种采用如上所述的常减压换热系统进行换热的换热工艺，其特征在于步骤为：
87.温度为20～40℃的第一原油输入第一换热器组进行换热，由第一换热器组末端输出的第一原油温度为125～145℃，然后进入第一电脱盐装置脱除第一原油中的盐和水；出第一电脱盐装置后的第一脱后原油温度为120～140℃，并输入第二换热器组进行换热，由第二换热器组末端输出的第一脱后原油温度为225～245℃，然后进入第一初馏塔进行初步分馏；从第一初馏塔底部抽出温度为215～235℃的第一初底油，该第一初底油输入第三换热器组进行换热，由第三换热器组末端输出的第一初底油温度为285～305℃，并依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热；
88.温度为20～40℃的第二原油输入第四换热器组进行换热，由第四换热器组末端输出的第二原油温度为125～145℃，然后进入第二电脱盐装置脱除第二原油中的盐和水；出第二电脱盐装置后的第二脱后原油温度为120～140℃，并输入第五换热器组进行换热，由第五换热器组末端输出的第二脱后原油温度为210～235℃，然后进入第二初馏塔进行初步分馏；从第二初馏塔底部抽出温度为200～220℃的第二初底油，该第二初底油输入第六换热器组进行换热，由第六换热器组末端输出的第二初底油温度为275～295℃，并依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热。
89.优选地，上述步骤具体为：
90.温度为20～40℃的第一原油接入第一管道，并进入双股流缠绕管式换热器一的壳程与来自第一初馏塔顶部的第一顶部管线且温度为90～110℃的第一初顶油气、来自常压塔的常顶油气管线且温度为95～115℃的常顶油气换热至65～85℃，其中第一原油与第一初顶油气、常顶油气的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.25:0.05～0.25；从双股流缠绕管式换热器一的壳程出来的第一原油进入四股流缠绕管式换热器二的壳程与来自常压塔顶部的顶部循环管线且温度为135～155℃的常顶循油、来自第一初馏塔顶部的循环管线一且温度为135～155℃的第一初顶循油、来自常压塔上部的第二侧线且温度为155～175℃的常二线油、来自第三三股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为150～175℃的航煤产品换热至110～135℃，其中第一原油与常顶循油、第一初顶循油、常二线油、航煤产品之间的质量流量比为1:0.7～0.9:0.05～0.25:0.15～0.35:0.15～0.35；由四股流缠绕管式换热器二的壳程出来的第一原油进入单股流换热器三的冷介质通道与来自四股流缠绕管式换热器五的第三管程且温度为230～255℃的减压渣油换热至125～145℃，其中第一原油与减压渣油之间的质量流量比为1:0.05～0.35；从单股流换热器三出来的第一原油进入第一电脱盐装置脱除第一原油中的盐和水；
91.出第一电脱盐装置后的第一脱后原油温度为120～140℃，并先进入三股流缠绕管式换热器四的壳程与来自常压塔的第一循环管线且温度为210～230℃的常一中油、来自减压塔的第二管线且温度为230～250℃的减二线及二中油、来自减压塔的第一股第三管线且温度为205～225℃的减三线油换热至185～205℃，且第一脱后原油与常一中油、减二线及二中油、减三线油之间的质量流量比为1:0.45～0.65:0.15～0.35:0.05～0.2；从三股流缠绕管式换热器四的壳程出来的第一脱后原油进入四股流缠绕管式换热器五的壳程与来自单股流换热器六的热介质通道且温度为235～255℃的常二中油、来自第七双股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为235～260℃的减三线及三中油、来自减压塔的第一股减渣管线且温度为270～290℃的减压渣油、来自常压塔中部的第三侧线且温度为265～285℃的常三线油换热至225～245℃，其中所述第一脱后原油与常二中油、减三线及三中油、减压渣油、常三线油之间的质量流量比为1:0.65～0.85:0.35～0.55:0.05～0.25:0.15～0.35；从四股流缠绕管式换热器五的壳程出来的第一脱后原油进入第一初馏塔进行初步分馏；
92.从第一初馏塔底部抽出温度为215～235℃的第一初底油，第一初底油先进入单股流换热器六的冷介质通道与来自常压塔的第二循环管线且温度为270～290℃的常二中油换热至245～265℃，其中第一初底油与常二中油的质量流量比为0.8～1.2:0.75～0.95；从单股流换热器六出来的第一初底油进入双股流缠绕管式换热器七的壳程与来自汽提塔的第一重油管线且温度为335～355℃的第一重油、来自减压塔的减渣管线且温度为340～360
℃的减渣及急冷油换热至285～305℃，其中，第一初底油与第一重油、减渣及急冷油之间的质量流量比为0.8～1.2:0.55～0.75:0.1～0.3；
93.从双股流缠绕管式换热器七的壳程出来的第一初底油依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热；
94.温度为20～40℃的第二原油接入第二管道，并进入第一单股流缠绕管式换热器的壳程与来自第二初馏塔顶部的第二顶部管线且温度为85～105℃的第二初顶油气换热至55～75℃，其中，第二原油与第二初顶油气的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.3；由第一单股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第二双股流缠绕管式换热器的壳程与来自常压塔顶部的顶部循环管线且温度为115～135℃的常顶循油、来自第二初馏塔顶部的循环管线二且温度为135～155℃的第二初顶循油换热至100～120℃，其中第二原油与常顶循油、第二初顶循油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.7～0.9:0.25～0.45；由第二双股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第三三股流缠绕管式换热器的壳程与来自第五三股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为170～190℃的第一重油、来自第五三股流缠绕管式换热器的第三管程且温度为175～195℃的航煤产品、来自第四单股流换热器的热介质通道且温度为155～175℃的常三线油换热至125～145℃，其中第二原油与第一重油、航煤产品、常三线油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.5～0.7:0.1～0.3:0.15～0.35；由第三三股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第二电脱盐装置脱除第二原油中的盐和水；
95.出第二电脱盐装置后的第二脱后原油温度为120～140℃，并先进入第四单股流换热器的冷介质通道与四股流缠绕管式换热器五的第四管程出来的且温度为210～230℃的常三线油换热至135～155℃，其中，第二脱后原油与常三线油的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.35；由第四单股流换热器的冷介质通道出来的第二脱后原油进入第五三股流缠绕管式换热器的壳程与来自常压塔上部的第二侧线且温度为250～270℃的常二线油、来自第七双股流缠绕管式换热器的第一管程且温度为250～270℃的第一重油、来自航煤加氢装置且温度为240～260℃的航煤产品换热至220～240℃，其中第二脱后原油与常二线油、第一重油、航煤产品之间的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.35:0.5～0.7:0.1～0.3；由第五三股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二脱后原油进入第六单股流换热器的冷介质通道并与双股流缠绕管式换热器七的第二管程出来的且温度为300～320℃的减渣及急冷油换热至210～235℃，其中第二脱后原油与减渣及急冷油的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.3；从第六单股流换热器的冷介质通道出来的第二脱后原油进入第二初馏塔进行初步分馏；
96.从第二初馏塔底部抽出温度为200～220℃的第二初底油，第二初底油进入第七双股流缠绕管式换热器的壳程与来自双股流缠绕管式换热器七的第一管程且温度为295～315℃的第一重油、来自减压塔的第三管线且温度为295～315℃的减三线及三中油换热至275～295℃，其中第二初底油与第一重油、减三线及三中油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.7～0.9:0.5～0.7；
97.从第七双股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二初底油依次送至上述的常压塔、减压塔完成常减压换热。
98.本发明解决上述第二个技术问题所采用的技术方案还可以为：一种采用如上所述
的常减压换热系统进行换热的换热工艺，其特征在于步骤为：
99.温度为20～40℃的第一原油输入第一换热器组进行换热，由第一换热器组末端输出的第一原油温度为125～145℃，然后进入第一电脱盐装置脱除第一原油中的盐和水；出第一电脱盐装置后的第一脱后原油温度为120～140℃，并输入第二换热器组进行换热，由第二换热器组末端输出的第一脱后原油温度为225～245℃，然后进入第一初馏塔进行初步分馏；从第一初馏塔底部抽出温度为215～235℃的第一初底油，该第一初底油输入第三换热器组进行换热，由第三换热器组末端输出的第一初底油温度为285～305℃，并依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热；
100.温度为20～40℃的第二原油输入第四换热器组进行换热，由第四换热器组末端输出的第二原油温度为125～145℃，然后进入第二电脱盐装置脱除第二原油中的盐和水；出第二电脱盐装置后的第二脱后原油温度为120～140℃，并输入第五换热器组进行换热，由第五换热器组末端输出的第二脱后原油温度为210～235℃，然后进入第二初馏塔进行初步分馏；从第二初馏塔底部抽出温度为200～220℃的第二初底油，该第二初底油输入第六换热器组进行换热，由第六换热器组末端输出的第二初底油温度为275～295℃，并依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热。
101.优选地，上述步骤具体为：
102.温度为20～40℃的第一原油接入第一管道后分成两股，分别为第一原油一和第一原油二，第一原油一和第一原油二的质量流量比为1:1；所述第一原油一进入单股流缠绕管式换热器一的壳程与来自常压塔的常顶油气管线且温度为95～115℃的常顶油气换热至70～90℃，其中第一原油一与常顶油气的质量流量比为1:0.15～0.35；所述第一原油二进入单股流缠绕管式换热器二的壳程与来自第一初馏塔顶部的第一顶部管线且温度为95～115℃的第一初顶油气换热至55～75℃，其中第一原油二与第一初顶油气的质量流量比为1:0.05～0.25；从上述单股流缠绕管式换热器一、单股流缠绕管式换热器二的壳程出来的第一原油并为一股，并先进入四股流缠绕管式换热器二的壳程与来自常压塔顶部的顶部循环管线且温度为135～155℃的常顶循油、来自第一初馏塔顶部的循环管线一且温度为135～155℃的第一初顶循油、来自常压塔上部的第二侧线且温度为155～175℃的常二线油、来自第三三股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为150～175℃的航煤产品换热至110～135℃，其中第一原油与常顶循油、第一初顶循油、常二线油、航煤产品之间的质量流量比为1:0.7～0.9:0.05～0.25:0.15～0.35:0.15～0.35；由四股流缠绕管式换热器二的壳程出来的第一原油进入单股流换热器三的冷介质通道与来自四股流缠绕管式换热器五的第三管程且温度为230～255℃的减压渣油换热至125～145℃，其中第一原油与减压渣油之间的质量流量比为1:0.05～0.35；从单股流换热器三出来的第一原油进入第一电脱盐装置脱除第一原油中的盐和水；
103.出第一电脱盐装置后的第一脱后原油温度为120～140℃，并先进入三股流缠绕管式换热器四的壳程与来自常压塔的第一循环管线且温度为210～230℃的常一中油、来自减压塔的第二管线且温度为230～250℃的减二线及二中油、来自减压塔的第一股第三管线且温度为205～225℃的减三线油换热至185～205℃，且第一脱后原油与常一中油、减二线及二中油、减三线油之间的质量流量比为1:0.45～0.65:0.15～0.35:0.05～0.2；从三股流缠绕管式换热器四的壳程出来的第一脱后原油进入四股流缠绕管式换热器五的壳程与来自
单股流换热器六的热介质通道且温度为235～255℃的常二中油、来自第七双股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为235～260℃的减三线及三中油、来自减压塔的第一股减渣管线且温度为270～290℃的减压渣油、来自常压塔中部的第三侧线且温度为265～285℃的常三线油换热至225～245℃，其中所述第一脱后原油与常二中油、减三线及三中油、减压渣油、常三线油之间的质量流量比为1:0.65～0.85:0.35～0.55:0.05～0.25:0.15～0.35；从四股流缠绕管式换热器五的壳程出来的第一脱后原油进入第一初馏塔进行初步分馏；
104.从第一初馏塔底部抽出温度为215～235℃的第一初底油，第一初底油先进入单股流换热器六的冷介质通道与来自常压塔的第二循环管线且温度为270～290℃的常二中油换热至245～265℃，其中第一初底油与常二中油的质量流量比为0.8～1.2:0.75～0.95；从单股流换热器六出来的第一初底油进入双股流缠绕管式换热器七的壳程与来自汽提塔的第一重油管线且温度为335～355℃的第一重油、来自减压塔的减渣管线且温度为340～360℃的减渣及急冷油换热至285～305℃，其中，第一初底油与第一重油、减渣及急冷油之间的质量流量比为0.8～1.2:0.55～0.75:0.1～0.3；
105.从双股流缠绕管式换热器七的壳程出来的第一初底油依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热；
106.温度为20～40℃的第二原油接入第二管道，并进入第一单股流缠绕管式换热器的壳程与来自第二初馏塔顶部的第二顶部管线且温度为85～105℃的第二初顶油气换热至55～75℃，其中，第二原油与第二初顶油气的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.3；由第一单股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第二双股流缠绕管式换热器的壳程与来自常压塔顶部的顶部循环管线且温度为115～135℃的常顶循油、来自第二初馏塔顶部的循环管线二且温度为135～155℃的第二初顶循油换热至100～120℃，其中第二原油与常顶循油、第二初顶循油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.7～0.9:0.25～0.45；由第二双股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第三三股流缠绕管式换热器的壳程与来自第五三股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为170～190℃的第一重油、来自第五三股流缠绕管式换热器的第三管程且温度为175～195℃的航煤产品、来自第四单股流换热器的热介质通道且温度为155～175℃的常三线油换热至125～145℃，其中第二原油与第一重油、航煤产品、常三线油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.5～0.7:0.1～0.3:0.15～0.35；由第三三股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第二电脱盐装置脱除第二原油中的盐和水；
107.出第二电脱盐装置后的第二脱后原油温度为120～140℃，并先进入第四单股流换热器的冷介质通道与四股流缠绕管式换热器五的第四管程出来的且温度为210～230℃的常三线油换热至135～155℃，其中，第二脱后原油与常三线油的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.35；由第四单股流换热器的冷介质通道出来的第二脱后原油进入第五三股流缠绕管式换热器的壳程与来自常压塔上部的第二侧线且温度为250～270℃的常二线油、来自第七双股流缠绕管式换热器的第一管程且温度为250～270℃的第一重油、来自航煤加氢装置且温度为240～260℃的航煤产品换热至220～240℃，其中第二脱后原油与常二线油、第一重油、航煤产品之间的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.35:0.5～0.7:0.1～0.3；由第五三股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二脱后原油进入第六单股流换热器的冷介质通道并与双股流缠绕管式换热器七的第二管程出来的且温度为300～320℃的减渣及急冷油换
热至210～235℃，其中第二脱后原油与减渣及急冷油的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.3；从第六单股流换热器的冷介质通道出来的第二脱后原油进入第二初馏塔进行初步分馏；
108.从第二初馏塔底部抽出温度为200～220℃的第二初底油，第二初底油进入第七双股流缠绕管式换热器的壳程与来自双股流缠绕管式换热器七的第一管程且温度为295～315℃的第一重油、来自减压塔的第三管线且温度为295～315℃的减三线及三中油换热至275～295℃，其中第二初底油与第一重油、减三线及三中油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.7～0.9:0.5～0.7；
109.从第七双股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二初底油依次送至上述的常压塔、减压塔完成常减压换热。
110.本发明解决上述第二个技术问题所采用的技术方案还可以为：一种采用如上所述的常减压换热系统进行换热的换热工艺，其特征在于步骤为：
111.温度为30～50℃的第一原油输入第一换热器组进行换热，由第一换热器组末端输出的第一原油温度为125～145℃，然后进入第一电脱盐装置脱除第一原油中的盐和水；出第一电脱盐装置后的第一脱后原油温度为125～145℃，并输入第二换热器组进行换热，由第二换热器组末端输出的第一脱后原油温度为220～240℃，然后进入初馏塔的第一空间进行初步分馏；从初馏塔的第一空间的底部抽出温度为220～240℃的第一初底油，该第一初底油输入第三换热器组进行换热，由第三换热器组末端输出的第一初底油温度为290～310℃，并依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热；
112.温度为30～50℃的第二原油输入第四换热器组进行换热，由第四换热器组末端输出的第二原油温度为125～150℃，然后进入第二电脱盐装置脱除第二原油中的盐和水；出第二电脱盐装置后的第二脱后原油温度为120～140℃，并输入第五换热器组进行换热，由第五换热器组末端输出的第二脱后原油温度为200～230℃，然后进入初馏塔的第二空间进行初步分馏；从初馏塔的第二空间的底部抽出温度为200～230℃的第二初底油，该第二初底油输入第六换热器组进行换热，由第六换热器组末端输出的第二初底油温度为290～310℃，并依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热。
113.优选地，上述步骤具体为：
114.温度为30～50℃的第一原油接入第一管道，并进入四股流缠绕管式换热器i的壳程与来自双股流缠绕管式换热器ii的第二管程且温度为120～140℃的混合柴油、第iv三股流缠绕管式换热器的第一管程且温度为140～160℃的航煤产品、减压塔侧部的第一减压管线且温度为120～140℃的减一线油、常压塔顶部的顶部循环管线一且温度为110～130℃的常顶循油一换热至105～125℃，其中第一原油与混合柴油、航煤产品、减一线油、常顶循油一的质量流量比为0.75～1.25:0.35～0.65:0.05～0.25:0.2～0.5:0.3～0.6；从上述四股流缠绕管式换热器i的壳程出来的第一原油进入双股流缠绕管式换热器ii的壳程与来自混合蜡油管线且温度为180～190℃的混合蜡油、来自第iv三股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为140～160℃的混合柴油换热至125～145℃，其中第一原油与混合蜡油、混合柴油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.4:0.35～0.65；由双股流缠绕管式换热器ii的壳程出来的第一原油进入第一电脱盐装置脱除第一原油中的盐和水；
115.出第一电脱盐装置后的第一脱后原油温度为125～145℃，并进入四股流缠绕管式
换热器iii的壳程与来自汽提塔的重油管线一且温度为235～260℃的重油一、来自减压塔的第一减渣管线且温度为235～255℃的减压渣油一、来自三股流缠绕管式换热器iv的第三管线且温度为235～255℃的减三线油、来自减压塔的第二减压管线且温度为235～255℃的减二线油换热至220～240℃，其中第一脱后原油与重油一、减压渣油一、减三线油、减二线油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.2～0.5:0.1～0.4:0.3～0.6:0.15～0.45；从四股流缠绕管式换热器iii的壳程出来的第一脱后原油进入初馏塔的第一空间进行初步分馏；
116.从初馏塔第一空间的底部抽出温度为220～240℃的第一初底油，第一初底油先进入三股流缠绕管式换热器iv的壳程与来自双股流缠绕管式换热器v的第二管程且温度为280～300℃的重油二、来自双股流缠绕管式换热器v的第一管程且温度为280～300℃的减压渣油二、来自减压塔的第三减压管线且温度为280～300℃的减三线油换热至260～280℃，其中第一初底油与重油二、减压渣油二、减三线油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.25:0.15～0.45:0.35～0.65；从三股流缠绕管式换热器iv的壳程出来的第一初底油进入双股流缠绕管式换热器v的壳程与来自减压塔的第二减渣管线且温度为350～370℃的减压渣油二、来自汽提塔的重油管线二且温度为340～365℃的重油二换热至290～310℃，其中第一初底油与减压渣油二、重油二之间的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.45:0.02～0.25；
117.从双股流缠绕管式换热器v的壳程出来的第一初底油依次送至常压塔、减压塔完成常减压换热；
118.温度为30～50℃的第二原油接入第二管道，并进入第i单股流缠绕管式换热器的壳程与来自常压塔的常顶油气管线且温度为90～110℃的常顶油气换热至60～80℃，其中，第二原油与常顶油气的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.4；由第i单股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第ii单股流缠绕管式换热器的壳程与来自初馏塔的顶部管线且温度为100～120℃的初顶油气换热至80～105℃，其中第二原油与初顶油气之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.35；由第ii单股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第iii双股流缠绕管式换热器的壳程与来自初馏塔的循环管线且温度为145～165℃的初顶循油、来自常压塔的顶部循环管线二且温度为140～160℃的常顶循油二换热至125～150℃，其中第二原油与初顶循油、常顶循油二之间的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.45:0.6～0.9；由第iii双股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二原油进入第二电脱盐装置脱除第二原油中的盐和水；
119.出第二电脱盐装置后的第二脱后原油温度为120～140℃，并分成两股，第一股与第二股的质量流量比为0.75:0.25，第一股进入第iv三股流缠绕管式换热器的壳程并与自航煤加氢装置且温度为240～260℃的航煤产品、来自混合柴油管线且温度为240～260℃的混合柴油、来自汽提塔的重油管线三且温度为235～255℃的重油三换热至215～235℃，其中第一股的第二脱后原油与航煤产品、混合柴油、重油三之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.35:0.4～0.7:0.15～0.45；第二股进入第v单股流换热器的冷介质通道并与来自常压塔的第一循环管线且温度为210～230℃的常一中油换热至190～210℃，其中第二股中的第二脱后原油与常一中油之间的质量流量比为0.75～1.25:1.85～2.15；由第iv三股流缠绕管式换热器的壳程、第v单股流换热器的冷介质通道出来的第二脱后原油合并为一股，并进入初馏塔的第二空间进行初步分馏；
120.从初馏塔的第二空间的底部抽出温度为200～230℃的第二初底油，第二初底油进入第vi三股流缠绕管式换热器的壳程并与来自第vii双股流缠绕管式换热器的第二管程且温度为280～300℃的重油四、来自第vii双股流缠绕管式换热器的第一管程且温度为280～300℃的常三线油、来自常压塔的第二循环管线且温度为280～300℃的常二中油换热至270～290℃，其中第二初底油与重油四、常三线油、常二中油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.35～0.65:0.05～0.35:0.75～1.05；由第vi三股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二初底油进入第vii双股流缠绕管式换热器的壳程与来自常压塔的第三侧线且温度为310～330℃的常三线油、来自汽提塔的重油管线四且温度为315～335℃的重油四换热至290～310℃，其中第二初底油与常三线油、重油四之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.35:0.35～0.65；
121.从第vii双股流缠绕管式换热器的壳程出来的第二初底油依次送至上述的常压塔、减压塔完成常减压换热。
122.与现有技术相比，本发明的优点在于：通过在用于对第一原油进行换热的第一换热器组、第二换热器、第三换热器组、第一电脱盐装置、第一初馏塔、汽提塔、常压塔、减压塔的基础上增设用于对第二原油进行换热的第四换热器组、第五换热器组、第六换热器组以及第二电脱盐装置、第二初馏塔，换热系统中的第一初馏塔或/和第二初馏塔或/和常压塔或/和减压塔或/和汽提塔出来的油分按照所需工况与各换热器组进行换热，使得本技术能够同时处理两种不同的原油，且换热过程中热损耗小；同时，本技术利用六组换热器组实现两种原油的换热，使得换热网络大大简化，从而达到降低设备、土建、配管等投资、节能降耗的目的。
附图说明
123.图1为本发明实施例一中石腊基脱前原油的常减压换热系统图；
124.图2为本发明实施例一中环烷基脱前原油的常减压换热系统图；
125.图3为本发明实施例二中石腊基脱前原油的常减压换热系统图；
126.图4为本发明实施例二中环烷基脱前原油的常减压换热系统图；
127.图5为本发明实施例三中石腊基脱前原油的常减压换热系统图；
128.图6为本发明实施例三中环烷基脱前原油的常减压换热系统图；
129.图7为本发明实施例三中初馏塔的结构示意图。
具体实施方式
130.以下结合附图实施例对本发明作进一步详细描述。
131.实施例一：
132.如图1、2所示，为本发明的一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统的优选实施例一，该常减压换热系统包括用于对第一原油进行一次换热的第一换热器组e1；与第一换热器组末端的第一原油输出端相连接的第一电脱盐装置1；与第一电脱盐装置1的输出端相连的用于对脱盐后得到的第一脱后原油进行二次换热的第二换热器组e2；与第二换热器组e2末端的第一脱后原油输出端相连的第一初馏塔2；与第一初馏塔2的底部相连用于对第一脱后原油初馏后得到的第一初底油进行三次换热的第三换热器组e3；与第三换热器组末
端的第一初底油输出端依次相连的汽提塔9、常压塔3和减压塔4；用于对第二原油进行一次换热的第四换热器组e4；与第四换热器组末端的第二原油输出端相连接的第二电脱盐装置5；与第二电脱盐装置5的输出端相连的用于对脱盐后得到的第二脱后原油进行二次换热的第五换热器组e5；与第五换热器组末端的第二脱后原油输出端相连的第二初馏塔6；与第二初馏塔6的底部相连用于对第二脱后原油初馏后得到的第二初底油进行三次换热的第六换热器组e6；第一初馏塔2或/和常压塔3或/和减压塔4或/和汽提塔9出来的油分按照所需工况与上述第一换热器组e1、第二换热器组e2、第三换热器组e3相连，以加热上述第一原油、第一脱后原油、第一初底油；第六换热器组末端的第二初底油输出端依次与上述的常压塔3、减压塔4相连，且第一初馏塔2或/和第二初馏塔6或/和常压塔3或/和减压塔4出来的油分按照所需工况与上述第四换热器组e4、第五换热器组e5、第六换热器组e6相连，以加热上述第二原油、第二脱后原油、第二初底油；第一换热器组e1或/和第二换热器组e2或/和第三换热器组e3中的至少部分换热器为缠绕管式换热器；第四换热器组e4或/和第五换热器组e5或/和第六换热器组6中的至少部分换热器为缠绕管式换热器。且上述的缠绕管式换热器为单股流缠绕管式换热器、双股流缠绕管式换热器、三股流缠绕管式换热器、四股流缠绕管式换热器中的至少一种，其中，单股流缠绕管式换热器为具有一个壳程和一个管程的换热器，双股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、两个管程的换热器，三股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、三个管程的换热器，四股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、四个管程的换热器。各装置之间通过管线相连。
133.本实施例中，第一换热器组e1包括有双股流缠绕管式换热器一e101、四股流缠绕管式换热器二e102和单股流换热器三e103，单股流换热器三e103为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
134.第二换热器组e2包括三股流缠绕管式换热器四e104和四股流缠绕管式换热器五e105；
135.第三换热器组e3包括单股流换热器六e106和双股流缠绕管式换热器七e107，单股流换热器六e106为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
136.第四换热器组e4包括第一单股流缠绕管式换热器e201、第二双股流缠绕管式换热器e202和第三三股流缠绕管式换热器e203；
137.第五换热器组e5包括第四单股流换热器e204、第五三股流缠绕管式换热器e205和第六单股流换热器e206，第四单股流换热器e204为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器，第六单股流换热器e206为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；
138.第六换热器组e6包括第七双股流缠绕管式换热器e207；
139.上述单股流换热器三e103为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；单股流换热器六e106为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；第四单股流换热器e204为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；第六单股流换热器e206为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器。
140.用于接入第一原油的第一管道a1依次连接双股流缠绕管式换热器一e101的壳程、四股流缠绕管式换热器二e102的壳程、单股流换热器三e103的冷介质通道，然后连接第一电脱盐装置1；出第一电脱盐装置1的管路依次连接三股流缠绕管式换热器四e104的壳程、四股流缠绕管式换热器五e105的壳程，然后连接第一初馏塔2，从第一初馏塔2底部出来的
用于输送第一初底油的第一管路b1依次连接单股流换热器六e106的冷介质通道、双股流缠绕管式换热器七e107的壳程，然后连接汽提塔9，汽提塔9的顶部输出端依次连接常压塔3和减压塔4；
141.用于接入第二原油的第二管道a2依次连接第一单股流缠绕管式换热器e201的壳程、第二双股流缠绕管式换热器e202的壳程、第三三股流缠绕管式换热器e203的壳程，然后连接第二电脱盐装置5；出第二电脱盐装置5的管路依次连接第四单股流换热器e204的冷介质通道、第五三股流缠绕管式换热器e205的壳程、第六单股流换热器e206的冷介质通道，然后连接第二初馏塔6，从第二初馏塔6底部出来的用于输送第二初底油的第二管路b2连接第七双股流缠绕管式换热器e207的壳程，然后依次连接所述常压塔3和减压塔4；
142.第一初馏塔2顶部的第一顶部管线21连接双股流缠绕管式换热器一e101的第一管程后连接下游；所述第一初馏塔2顶部的循环管线一22连接所述四股流缠绕管式换热器二e102的第二管程后返回第一初馏塔2；
143.第二初馏塔6顶部的第二顶部管线61连接第一单股流缠绕管式换热器e201的管程后连接下游；所述第二初馏塔6顶部的循环管线二62连接所述第二双股流缠绕管式换热器e202的第二管程后返回第二初馏塔6；
144.常压塔3顶部的顶部循环管线31依次连接四股流缠绕管式换热器二e102的第一管程、第二双股流缠绕管式换热器e202的第一管程后返回常压塔3；
145.常压塔3顶部的常顶油气管线32连接双股流缠绕管式换热器一e101的第二管程后连接下游；
146.常压塔3顶部的第一管线33依次连接航煤加氢装置、第五三股流缠绕管式换热器e205的第三管程、第三三股流缠绕管式换热器e203的第二管程、四股流缠绕管式换热器二e102的第四管程后回到航煤加氢装置；
147.常压塔3上部的第二侧线34依次连接第五三股流缠绕管式换热器e205的第一管程、四股流缠绕管式换热器二e102的第三管程后连接下游；
148.常压塔3中部的第三侧线35依次连接四股流缠绕管式换热器五e105的第四管程、第四单股流换热器e204的热介质通道、第三三股流缠绕管式换热器e203的第三管程后连接下游；
149.常压塔3的第一循环管线36依次连接三股流缠绕管式换热器四e104的第一管程后返回常压塔3；
150.常压塔3的第二循环管线37依次连接单股流换热器六e106的热介质通道、四股流缠绕管式换热器五e105的第一管程后返回常压塔3；
151.汽提塔9底部之用于输出第一原油汽提后得到的第一重油的第一重油管线38依次连接双股流缠绕管式换热器七e107的第一管程、第七双股流缠绕管式换热器e207的第一管程、第五三股流缠绕管式换热器e205的第二管程、第三三股流缠绕管式换热器e203的第一管程后连接至下游；
152.减压塔4底部的减渣管线42依次连接双股流缠绕管式换热器七e107的第二管程、第六单股流换热器e206的热介质通道后分为两股，分别为用于输送减压渣油的第一股减渣管线41以及用于输送急冷油的第二股减渣管线，所述第一股减渣管线41依次连接四股流缠绕管式换热器五e105的第三管程、单股流换热器三e103的热介质通道后连接下游；第二股
减渣管线回到减压塔4；
153.减压塔4中部的第三管线44依次连接第七双股流缠绕管式换热器e207的第二管程、四股流缠绕管式换热器五e105的第二管程后分为两股，其中第一股第三管线43连接三股流缠绕管式换热器四e104的第三管程后连接下游，第二股第三管线回到减压塔4；
154.减压塔4上部的第二管线45连接三股流缠绕管式换热器四e104的第二管程后分为两股，其中第一股第二管线连接下游，第二股第二管线回到减压塔4。
155.采用本实施例的常减压换热系统进行换热的步骤为：
156.温度为20～40℃的第一原油接入第一管道a1，并进入双股流缠绕管式换热器一e101的壳程与来自第一初馏塔2顶部的第一顶部管线21且温度为90～110℃的第一初顶油气、来自常压塔3的常顶油气管线32且温度为95～115℃的常顶油气换热至65～85℃，其中第一原油与第一初顶油气、常顶油气的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.25:0.05～0.25；从双股流缠绕管式换热器一e101的壳程出来的第一原油进入四股流缠绕管式换热器二e102的壳程与来自常压塔3顶部的顶部循环管线31且温度为135～155℃的常顶循油、来自第一初馏塔2顶部的循环管线一22且温度为135～155℃的第一初顶循油、来自常压塔3上部的第二侧线34且温度为155～175℃的常二线油、来自第三三股流缠绕管式换热器e203的第二管程且温度为150～175℃的航煤产品换热至110～135℃，其中第一原油与常顶循油、第一初顶循油、常二线油、航煤产品之间的质量流量比为1:0.7～0.9:0.05～0.25:0.15～0.35:0.15～0.35；由四股流缠绕管式换热器二e102的壳程出来的第一原油进入单股流换热器三e103的冷介质通道与来自四股流缠绕管式换热器五e105的第三管程且温度为230～255℃的减压渣油换热至125～145℃，其中第一原油与减压渣油之间的质量流量比为1:0.05～0.35；从单股流换热器三e103出来的第一原油进入第一电脱盐装置1脱除第一原油中的盐和水；
157.出第一电脱盐装置1后的第一脱后原油温度为120～140℃，并先进入三股流缠绕管式换热器四e104的壳程与来自常压塔3的第一循环管线36且温度为210～230℃的常一中油、来自减压塔4的第二管线45且温度为230～250℃的减二线及二中油、来自减压塔4的第一股第三管线43且温度为205～225℃的减三线油换热至185～205℃，且第一脱后原油与常一中油、减二线及二中油、减三线油之间的质量流量比为1:0.45～0.65:0.15～0.35:0.05～0.2；从三股流缠绕管式换热器四e104的壳程出来的第一脱后原油进入四股流缠绕管式换热器五e105的壳程与来自单股流换热器六e106的热介质通道且温度为235～255℃的常二中油、来自第七双股流缠绕管式换热器e207的第二管程且温度为235～260℃的减三线及三中油、来自减压塔4的第一股减渣管线41且温度为270～290℃的减压渣油、来自常压塔3中部的第三侧线35且温度为265～285℃的常三线油换热至225～245℃，其中所述第一脱后原油与常二中油、减三线及三中油、减压渣油、常三线油之间的质量流量比为1:0.65～0.85:0.35～0.55:0.05～0.25:0.15～0.35；从四股流缠绕管式换热器五e105的壳程出来的第一脱后原油进入第一初馏塔2进行初步分馏；
158.从第一初馏塔2底部抽出温度为215～235℃的第一初底油，第一初底油先进入单股流换热器六e106的冷介质通道与来自常压塔3的第二循环管线37且温度为270～290℃的常二中油换热至245～265℃，其中第一初底油与常二中油的质量流量比为0.8～1.2:0.75～0.95；从单股流换热器六e106出来的第一初底油进入双股流缠绕管式换热器七e107的壳
程与来自汽提塔9的第一重油管线38且温度为335～355℃的第一重油、来自减压塔4的减渣管线42且温度为340～360℃的减渣及急冷油换热至285～305℃，其中，第一初底油与第一重油、减渣及急冷油之间的质量流量比为0.8～1.2:0.55～0.75:0.1～0.3；
159.从双股流缠绕管式换热器七e107的壳程出来的第一初底油依次送至常压塔3、减压塔4完成常减压换热；
160.温度为20～40℃的第二原油接入第二管道a2，并进入第一单股流缠绕管式换热器e201的壳程与来自第二初馏塔6顶部的第二顶部管线61且温度为85～105℃的第二初顶油气换热至55～75℃，其中，第二原油与第二初顶油气的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.3；由第一单股流缠绕管式换热器e201的壳程出来的第二原油进入第二双股流缠绕管式换热器e202的壳程与来自常压塔3顶部的顶部循环管线31且温度为115～135℃的常顶循油、来自第二初馏塔6顶部的循环管线二62且温度为135～155℃的第二初顶循油换热至100～120℃，其中第二原油与常顶循油、第二初顶循油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.7～0.9:0.25～0.45；由第二双股流缠绕管式换热器e202的壳程出来的第二原油进入第三三股流缠绕管式换热器e203的壳程与来自第五三股流缠绕管式换热器e205的第二管程且温度为170～190℃的第一重油、来自第五三股流缠绕管式换热器e205的第三管程且温度为175～195℃的航煤产品、来自第四单股流换热器e204的热介质通道且温度为155～175℃的常三线油换热至125～145℃，其中第二原油与第一重油、航煤产品、常三线油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.5～0.7:0.1～0.3:0.15～0.35；由第三三股流缠绕管式换热器e203的壳程出来的第二原油进入第二电脱盐装置5脱除第二原油中的盐和水；
161.出第二电脱盐装置5后的第二脱后原油温度为120～140℃，并先进入第四单股流换热器e204的冷介质通道与四股流缠绕管式换热器五e105的第四管程出来的且温度为210～230℃的常三线油换热至135～155℃，其中，第二脱后原油与常三线油的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.35；由第四单股流换热器e204的冷介质通道出来的第二脱后原油进入第五三股流缠绕管式换热器e205的壳程与来自常压塔3上部的第二侧线34且温度为250～270℃的常二线油、来自第七双股流缠绕管式换热器e207的第一管程且温度为250～270℃的第一重油、来自航煤加氢装置且温度为240～260℃的航煤产品换热至220～240℃，其中第二脱后原油与常二线油、第一重油、航煤产品之间的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.35:0.5～0.7:0.1～0.3；由第五三股流缠绕管式换热器e205的壳程出来的第二脱后原油进入第六单股流换热器e206的冷介质通道并与双股流缠绕管式换热器七e107的第二管程出来的且温度为300～320℃的减渣及急冷油换热至210～235℃，其中第二脱后原油与减渣及急冷油的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.3；从第六单股流换热器e206的冷介质通道出来的第二脱后原油进入第二初馏塔6进行初步分馏；
162.从第二初馏塔6底部抽出温度为200～220℃的第二初底油，第二初底油进入第七双股流缠绕管式换热器e207的壳程与来自双股流缠绕管式换热器七e107的第一管程且温度为295～315℃的第一重油、来自减压塔4的第三管线44且温度为295～315℃的减三线及三中油换热至275～295℃，其中第二初底油与第一重油、减三线及三中油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.7～0.9:0.5～0.7；
163.从第七双股流缠绕管式换热器e207的壳程出来的第二初底油依次送至上述的常压塔3、减压塔4完成常减压换热。
164.本实施例中的第一原油为石蜡基脱前原油，从第一电脱盐装置1出来的第一脱后原油为石蜡基脱后原油，从第一初馏塔2出来的第一初底油为石蜡基初底油，第一重油为石蜡基重油；第二原油为环烷基脱前原油，从第二电脱盐装置5出来的第二脱后原油为环烷基脱后原油，从第二初馏塔6出来的第二初底油为环烷基初底油。
165.实施例二：
166.如图3～4所示，为本发明的一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统的优选实施例二，本实施例的换热系统与实施例一基本相同，区别在于本实施例中采用单股流缠绕管式换热器一e111、单股流缠绕管式换热器二e112替换实施例一中的双股流缠绕管式换热器一e101，具体如下：
167.用于接入第一原油的第一管道a1分成两股，且分别连接单股流缠绕管式换热器一e111的壳程、单股流缠绕管式换热器二e112的壳程后相连，然后依次连接至四股流缠绕管式换热器二e102的壳程、单股流换热器三e103的冷介质通道，然后连接第一电脱盐装置1；
168.相应地，换热工艺为：温度为20～40℃的第一原油接入第一管道a1后分成两股，分别为第一原油一和第一原油二，第一原油一和第一原油二的质量流量比为1:1；第一原油一进入单股流缠绕管式换热器一e111的壳程与来自常压塔3的常顶油气管线32且温度为95～115℃的常顶油气换热至70～90℃，其中第一原油一与常顶油气的质量流量比为1:0.15～0.35；第一原油二进入单股流缠绕管式换热器二e112的壳程与来自第一初馏塔2顶部的第一顶部管线21且温度为95～115℃的第一初顶油气换热至55～75℃，其中第一原油二与第一初顶油气的质量流量比为1:0.05～0.25；从上述单股流缠绕管式换热器一e111、单股流缠绕管式换热器二e112的壳程出来的第一原油并为一股，然后进入四股流缠绕管式换热器二e102的壳程进行换热，后续的换热工艺同实施例一的换热工艺。
169.实施例三：
170.如图5～7所示，为本发明的一种具有缠绕管式换热器的常减压换热系统的优选实施例三，本实施例的常减压换热系统包括用于对第一原油进行一次换热的第一换热器组e1；与第一换热器组末端的第一原油输出端相连接的第一电脱盐装置1；与第一电脱盐装置1的输出端相连的用于对脱盐后得到的第一脱后原油进行二次换热的第二换热器组e2；与第二换热器组e2末端的第一脱后原油输出端相连的初馏塔7；与初馏塔7的底部相连用于对第一脱后原油初馏后得到的第一初底油进行三次换热的第三换热器组e3；与第三换热器组末端的第一初底油输出端依次相连的汽提塔9、常压塔3和减压塔4，所述第一初馏塔2或/和常压塔3或/和减压塔4或/和汽提塔9出来的油分按照所需工况与上述第一换热器组e1、第二换热器组e2、第三换热器组e3相连，以加热上述第一原油、第一脱后原油、第一初底油；第一换热器组e1或/和第二换热器组e2或/和第三换热器组e3中的至少部分换热器为缠绕管式换热器；
171.上述初馏塔7内部立设有隔板71，该隔板71设于初馏塔7下部，并将初馏塔7下部的空间分隔成两部分，分别为第一空间7a和第二空间7b，且该第一、第二空间均与所述初馏塔7上部空间相连通，所述第二换热器组e2末端的第一脱后原油输出端连接至初馏塔7下部的第一空间7a；且第一空间7a的底部与上述第三换热器组e3的输入端相连；
172.还包括有用于对第二原油进行一次换热的第四换热器组e4；与第四换热器组末端的第二原油输出端相连接的第二电脱盐装置5；与第二电脱盐装置5的输出端相连的用于对
脱盐后得到的第二脱后原油进行二次换热的第五换热器组e5；第五换热器组e5末端的第二脱后原油输出端连接至上述初馏塔7下部的第二空间7b；
173.还包括有与初馏塔7之第二空间7b的底部相连用于对第二脱后原油初馏后得到的第二初底油进行三次换热的第六换热器组e6；第六换热器组末端的第二初底油输出端依次与上述的常压塔3、减压塔4相连，且初馏塔7或/和常压塔3或/和减压塔4或/和汽提塔9出来的油分按照所需工况与上述第四换热器组e4、第五换热器组e5、第六换热器组e6相连，以加热上述第二原油、第二脱后原油、第二初底油；第四换热器组e4或/和第五换热器组e5或/和第六换热器组6中的至少部分换热器为缠绕管式换热器。上述缠绕管式换热器为单股流缠绕管式换热器、双股流缠绕管式换热器、三股流缠绕管式换热器、四股流缠绕管式换热器中的至少一种，所述单股流缠绕管式换热器为具有一个壳程和一个管程的换热器，所述双股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、两个管程的换热器，所述三股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、三个管程的换热器，所述四股流缠绕管式换热器为具有一个壳程、四个管程的换热器。
174.本实施例中，第一换热器组e1包括有四股流缠绕管式换热器i e131、双股流缠绕管式换热器ii e132；
175.第二换热器组e2包括四股流缠绕管式换热器iii e133；
176.第三换热器组e3包括三股流缠绕管式换热器iv e134和双股流缠绕管式换热器ve135；
177.第四换热器组e4包括第i单股流缠绕管式换热器e231、第ii单股流缠绕管式换热器e232和第iii双股流缠绕管式换热器e233；
178.第五换热器组e5包括第iv三股流缠绕管式换热器e234、第v单股流换热器e235，所述第v单股流换热器e235为具有一个热介质通道和一个冷介质通道的换热器；具体地，第v单股流换热器e235为单股流缠绕管式换热器或板式换热器或普通列管式换热器；
179.第六换热器组e6包括第vi三股流缠绕管式换热器e236和第vii双股流缠绕管式换热器e237；
180.用于接入第一原油的第一管道a1依次连接四股流缠绕管式换热器i e131的壳程、双股流缠绕管式换热器ii e132的壳程，然后连接第一电脱盐装置1；出第一电脱盐装置1的管路连接四股流缠绕管式换热器iii e133的壳程，然后连接初馏塔7的第一空间7a，从第一空间7a的底部出来的用于输送第一初底油的第一管路b1依次连接三股流缠绕管式换热器iv e134的壳程、双股流缠绕管式换热器v e135的壳程，然后连接汽提塔9，汽提塔9的顶部输出端依次连接常压塔3和减压塔4；
181.用于接入第二原油的第二管道a2依次连接第i单股流缠绕管式换热器e231的壳程、第ii单股流缠绕管式换热器e232的壳程、第iii双股流缠绕管式换热器e233的壳程，然后连接第二电脱盐装置5；出第二电脱盐装置5的管路分成两路，分别连接第iv三股流缠绕管式换热器e234的壳程、第v单股流换热器e235的冷介质通道后相连，然后连接初馏塔7的第二空间7b，从第二空间7b的底部出来的用于输送第二初底油的第二管路b2依次连接第vi三股流缠绕管式换热器e236的壳程和第vii双股流缠绕管式换热器e237的壳程，然后依次连接所述常压塔3和减压塔4；
182.初馏塔7顶部的顶部管线71连接第ii单股流缠绕管式换热器e232的管程后连接下
游；所述初馏塔7顶部的循环管线72连接所述第iii双股流缠绕管式换热器e233的第一管程后返回初馏塔7；
183.常压塔3顶部的顶部循环管线一311连接四股流缠绕管式换热器i e131的第四管程后返回常压塔3；
184.常压塔3顶部的顶部循环管线二312连接第iii双股流缠绕管式换热器e233的第二管程后返回常压塔3；
185.常压塔3顶部的常顶油气管线32连接第i单股流缠绕管式换热器e231的管程后连接下游；
186.常压塔3的第三侧线35依次连接第vii双股流缠绕管式换热器e237的第一管程、第vi三股流缠绕管式换热器e236的第二管程后连接下游；
187.常压塔3的第一循环管线36连接第v单股流换热器e235的热介质通道后返回常压塔3；
188.常压塔3的第二循环管线37连接第vi三股流缠绕管式换热器e236的第三管程后返回常压塔3；
189.常压塔3顶部的第一管线33依次连接航煤加氢装置、第iv三股流缠绕管式换热器e234的第一管程、四股流缠绕管式换热器i e131的第二管程后回到航煤加氢装置；
190.汽提塔9底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油一的重油管线一381连接四股流缠绕管式换热器iii e133的第一管程后连接下游；
191.汽提塔9底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油二的重油管线二382依次连接双股流缠绕管式换热器v e135的第二管程、三股流缠绕管式换热器iv e134的第一管程后连接下游；
192.汽提塔9底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油三的重油管线三383连接第iv三股流缠绕管式换热器e234的第三管程后连接下游；
193.汽提塔9底部之用于输出第一原油汽提后得到的重油四的重油管线四384依次连接第vii双股流缠绕管式换热器e237的第二管程、第vi三股流缠绕管式换热器e236的第一管程后连接下游；
194.减压塔4底部的第一减渣管线411依次连接四股流缠绕管式换热器iii e133的第二管程后连接下游；第二减渣管线412依次连接双股流缠绕管式换热器v e135的第一管程、三股流缠绕管式换热器iv e134的第二管程后连接下游；
195.减压塔4侧部的第一减压管线413连接四股流缠绕管式换热器i e131的第三管程后连接下游；
196.减压塔4侧部的第二减压管线414连接四股流缠绕管式换热器iii e133的第四管程后连接下游；
197.减压塔4侧部的第三减压管线415依次连接三股流缠绕管式换热器iv e134的第三管程、四股流缠绕管式换热器iii e133的第三管程后连接下游；
198.同时减压塔4侧部的第二减压管线414和第三减压管线415连接后的混合蜡油管线416连接双股流缠绕管式换热器ii e132的第一管程后连接下游；
199.常压塔3的第三侧线35、第一循环管线36、第二循环管线37与减压塔4侧部的第一减压管线413连接后的混合柴油管线417依次连接第iv三股流缠绕管式换热器e234的第二
管程、双股流缠绕管式换热器ii e132的第二管程、四股流缠绕管式换热器i e131的第一管程后连接下游。
200.采用本实施例的常减压换热系统进行换热的换热工艺的步骤为：
201.温度为30～50℃的第一原油接入第一管道a1，并进入四股流缠绕管式换热器i e131的壳程与来自双股流缠绕管式换热器ii e132的第二管程且温度为120～140℃的混合柴油、第iv三股流缠绕管式换热器e234的第一管程且温度为140～160℃的航煤产品、减压塔4侧部的第一减压管线413且温度为120～140℃的减一线油、常压塔3顶部的顶部循环管线一311且温度为110～130℃的常顶循油一换热至105～125℃，其中第一原油与混合柴油、航煤产品、减一线油、常顶循油一的质量流量比为0.75～1.25:0.35～0.65:0.05～0.25:0.2～0.5:0.3～0.6；从上述四股流缠绕管式换热器i e131的壳程出来的第一原油进入双股流缠绕管式换热器ii e132的壳程与来自混合蜡油管线416且温度为180～190℃的混合蜡油、来自第iv三股流缠绕管式换热器e234的第二管程且温度为140～160℃的混合柴油换热至125～145℃，其中第一原油与混合蜡油、混合柴油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.4:0.35～0.65；由双股流缠绕管式换热器ii e132的壳程出来的第一原油进入第一电脱盐装置1脱除第一原油中的盐和水；
202.出第一电脱盐装置1后的第一脱后原油温度为125～145℃，并进入四股流缠绕管式换热器iii e133的壳程与来自汽提塔9的重油管线一381且温度为235～260℃的重油一、来自减压塔4的第一减渣管线411且温度为235～255℃的减压渣油一、来自三股流缠绕管式换热器iv e134的第三管线且温度为235～255℃的减三线油、来自减压塔4的第二减压管线414且温度为235～255℃的减二线油换热至220～240℃，其中第一脱后原油与重油一、减压渣油一、减三线油、减二线油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.2～0.5:0.1～0.4:0.3～0.6:0.15～0.45；从四股流缠绕管式换热器iii e133的壳程出来的第一脱后原油进入初馏塔7的第一空间7a进行初步分馏；
203.从初馏塔7第一空间7a的底部抽出温度为220～240℃的第一初底油，第一初底油先进入三股流缠绕管式换热器iv e134的壳程与来自双股流缠绕管式换热器v e135的第二管程且温度为280～300℃的重油二、来自双股流缠绕管式换热器v e135的第一管程且温度为280～300℃的减压渣油二、来自减压塔4的第三减压管线415且温度为280～300℃的减三线油换热至260～280℃，其中第一初底油与重油二、减压渣油二、减三线油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.25:0.15～0.45:0.35～0.65；从三股流缠绕管式换热器iv e134的壳程出来的第一初底油进入双股流缠绕管式换热器v e135的壳程与来自减压塔4的第二减渣管线412且温度为350～370℃的减压渣油二、来自汽提塔9的重油管线二382且温度为340～365℃的重油二换热至290～310℃，其中第一初底油与减压渣油二、重油二之间的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.45:0.02～0.25；
204.从双股流缠绕管式换热器v e135的壳程出来的第一初底油依次送至常压塔3、减压塔4完成常减压换热；
205.温度为30～50℃的第二原油接入第二管道a2，并进入第i单股流缠绕管式换热器e231的壳程与来自常压塔3的常顶油气管线32且温度为90～110℃的常顶油气换热至60～80℃，其中，第二原油与常顶油气的质量流量比为0.75～1.25:0.1～0.4；由第i单股流缠绕管式换热器e231的壳程出来的第二原油进入第ii单股流缠绕管式换热器e232的壳程与来
自初馏塔7的顶部管线71且温度为100～120℃的初顶油气换热至80～105℃，其中第二原油与初顶油气之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.35；由第ii单股流缠绕管式换热器e232的壳程出来的第二原油进入第iii双股流缠绕管式换热器e233的壳程与来自初馏塔7的循环管线72且温度为145～165℃的初顶循油、来自常压塔3的顶部循环管线二312且温度为140～160℃的常顶循油二换热至125～150℃，其中第二原油与初顶循油、常顶循油二之间的质量流量比为0.75～1.25:0.15～0.45:0.6～0.9；由第iii双股流缠绕管式换热器e233的壳程出来的第二原油进入第二电脱盐装置5脱除第二原油中的盐和水；
206.出第二电脱盐装置5后的第二脱后原油温度为120～140℃，并分成两股，第一股与第二股的质量流量比为0.75:0.25，第一股进入第iv三股流缠绕管式换热器e234的壳程并与自航煤加氢装置且温度为240～260℃的航煤产品、来自混合柴油管线417且温度为240～260℃的混合柴油、来自汽提塔9的重油管线三383且温度为235～255℃的重油三换热至215～235℃，其中第一股的第二脱后原油与航煤产品、混合柴油、重油三之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.35:0.4～0.7:0.15～0.45；第二股进入第v单股流换热器e235的冷介质通道并与来自常压塔3的第一循环管线36且温度为210～230℃的常一中油换热至190～210℃，其中第二股中的第二脱后原油与常一中油之间的质量流量比为0.75～1.25:1.85～2.15；由第iv三股流缠绕管式换热器e234的壳程、第v单股流换热器e235的冷介质通道出来的第二脱后原油合并为一股，并进入初馏塔7的第二空间7b进行初步分馏；
207.从初馏塔7的第二空间7b的底部抽出温度为200～230℃的第二初底油，第二初底油进入第vi三股流缠绕管式换热器e236的壳程并与来自第vii双股流缠绕管式换热器e237的第二管程且温度为280～300℃的重油四、来自第vii双股流缠绕管式换热器e237的第一管程且温度为280～300℃的常三线油、来自常压塔3的第二循环管线37且温度为280～300℃的常二中油换热至270～290℃，其中第二初底油与重油四、常三线油、常二中油之间的质量流量比为0.75～1.25:0.35～0.65:0.05～0.35:0.75～1.05；由第vi三股流缠绕管式换热器e236的壳程出来的第二初底油进入第vii双股流缠绕管式换热器e237的壳程与来自常压塔3的第三侧线35且温度为310～330℃的常三线油、来自汽提塔9的重油管线四384且温度为315～335℃的重油四换热至290～310℃，其中第二初底油与常三线油、重油四之间的质量流量比为0.75～1.25:0.05～0.35:0.35～0.65；
208.从第vii双股流缠绕管式换热器e237的壳程出来的第二初底油依次送至上述的常压塔3、减压塔4完成常减压换热。
209.本实施例中的第一原油为石蜡基脱前原油，从第一电脱盐装置1出来的第一脱后原油为石蜡基脱后原油，从第一初馏塔2出来的第一初底油为石蜡基初底油，重油一为石蜡基常渣一，重油二为石蜡基常渣二，重油三为石蜡基常渣三，重油四为石蜡基常渣四。
210.第二原油为环烷基脱前原油，从第二电脱盐装置5出来的第二脱后原油为环烷基脱后原油，从第二初馏塔6出来的第二初底油为环烷基初底油。