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1中国石化《炼油工艺防腐蚀管理规定》实施细则股份公司炼油事业部二○一二年四月21总则1.1本细则是《中国石化炼油工艺防腐蚀管理规定》的实施细则。1.2本细则适用于中国石化所属炼油企业（含油田炼厂）以及直属科研、设计单位设计、生产运行管理。1.3水相与油相腐蚀分析数据、在线腐蚀监测数据等与工艺防腐管理密切相关的数据，应全部纳入到LIMS管理系统，并配合石化盈科引入总部“中国石化炼油技术分析及远程诊断系统”数据库。实现防腐数据集中存储、数据关联分析，并满足各使用单位溯源要求并与ERP/MES等系统的质量模块实现集成。1.4工艺防腐所用药剂应根据《中国石化炼油工艺防腐蚀管理规定》进行选择，破乳剂应根据原油性质进行评价筛选。2常减压装置2.1处理量及原油质量控制装置应连续平稳操作，处理量应控制在设计范围内，超出该范围应请设计单位核算。控制进装置原油性质与设计原油相近，且原油的硫含量、酸值、盐含量，原则上不能超过设计值（原油氯含量≯2ppm）。当有特殊情况需短期、小幅超出设计值时，要制订并实施针对性的工艺防腐蚀措施，同时要加强薄弱部位的腐蚀监测和对工艺防腐蚀措施实施效果的监督。污油回炼应控制其含水量，并保持小流量平稳掺入。有条件的企业应保证原油在储罐静止脱水24小时以上，3保证进常减压装置原油的含水量不大于0.5wt%，并尽量避免活罐操作。如原油使用脱硫剂，不允许含强碱，否则引起设备碱脆；也不允许含强氧化剂，否则会破坏设备表面保护膜，形成胶质与结垢。2.2加热炉操作燃料：燃料气含硫量应小于100mg/m3，燃料油含硫量应小于0.5wt％。常顶气、减顶气不得未经脱硫处理直接做加热炉燃料。炉管温度控制：根据使用的炉管材料，控制炉管表面温度不超过规定值，表1是不同材料炉管的极限使用温度。表1各种材料炉管的极限使用温度材料型号或类别极限使用温度（℃）碳钢B540C-0.5Mo钢T1或P15951.25Cr-0.5Mo钢T11或P115952.25Cr-1MoT22或P226503Cr-1MoT21或P216505Cr-0.5MoT5或P56505Cr-0.5Mo-SiT5b或P5b7057Cr-0.5MoT7或P77059Cr-1MoT9或P97059Cr-1Mo-VT91或P9170518Cr-8Ni304或304H81516Cr-12Ni-Mo316或316H81516Cr-12Ni-Mo316L81518Cr-10Ni-Ti321或321H81518Cr-10Ni-Nb347或347H815Ni-Fe-CrAlloy800H/800HT98525Cr-20NiHK401010露点腐蚀：控制排烟温度，确保管壁温度高于烟气露点温度5℃，硫酸露点温度可通过露点测试仪检测得到或用附件烟气硫酸露点计算方法估算。42.3电脱盐2.3.1注破乳剂注入位置：破乳剂应分级注如入，一级宜在静态混合器或混合阀之前管道注入，推荐在进装置原油泵前管道注入；二级宜在原油进各级电脱盐罐静态混合器或混合阀之前。用量：油溶性破乳剂：推荐不宜超过20µg/g；水溶性破乳剂：推荐不宜超过25µg/g（单级）。重质原油（d420≥0.93g/cm3）或高酸原油（酸值≥1.5mgKOH/g）：应在储罐区即开始注入破乳剂，注入位置可在原油进储罐管线，具有码头的企业应在码头输送管线注入。用量：油溶性破乳剂不宜超过10µg/g；水溶性破乳剂不宜超过25µg/g。2.3.2注水注水水质：脱盐注水可采用工艺处理水（净化水、冷凝水）、新鲜水、除盐水等；注水水质应满足表2要求。表2电脱盐注水控制指标序号种类最大浓度分析方法1NH3+NH4+≤20µg/g；最大不超过50µg/gHJ535-2009HJ536-2009HJ537-20092硫化物≤20µg/gHJ/T60-20003含盐（NaCl）≤300µg/g电位滴定法4O2≤50µg/gHJ506-20095F≤1µg/gHJ488-2009HJ487-20096悬浮物≤5µg/gGB11901-19897表面活性剂≤5µg/gHG/T2156-200958pH高酸原油：6-7其它原油：6-8pH计注水量：原油总处理量的2-10wt%，注水连续平稳，并能计量和调节。注入位置：各级混合设备前管道，破乳剂注入点后。注入流程：推荐使用最后一级注入“一次水”，后一级排水作为前一级注水的工艺。2.3.3操作温度操作温度应根据所加工的原油试验选择温度，使原油粘度在3-7mm2/s范围内，或根据同类装置的经验数据确定。塔河油、胜利油等重质、高酸原油：140～150℃。2.3.4操作压力操作压力应在设计范围内。2.3.5电场强度强电场：推荐0.5～1.0KV/cm,弱电场：推荐0.3～0.5KV/cm。电场强度应在一定范围内可调，宜采用变压器换档器改变电压。2.3.6上升速度与停留时间原油在罐内上升速度和停留时间与采用的电脱盐技术类型、原油性质等有关，推荐操作设计范围内。2.3.7混合强度混合强度：混合阀压差推荐20kPa～150kPa。2.3.8油水界位电脱盐罐内原油与水的界位宜控制在电脱盐罐中心下部900mm～1200mm处，具体数据应根据实际生产中排水中6油含量确定。2.3.9反冲洗操作根据原油脱盐脱水情况，每月冲洗三到五次，每罐冲洗30-80分钟，脱水口、罐底排污口见清水为冲洗合格。先冲洗一级罐，后依次冲洗二、三级罐。表3原油电脱盐控制指标项目名称指标测定方法脱后含盐（mg/L）≤3SY/T-0536脱后含水（%）≤0.3GB/T-260污水含油（mg/L）≤200红外（紫外）分光光度如加工塔河原油或高酸原油（酸值不小于1.5mgKOH/g），且渣油去焦化装置加工或作沥青原料的，脱后含盐指标可控制到不大于5mg/L。2.4低温部位防腐2.4.1常压塔顶控制应核算塔顶油气中水露点温度，控制塔顶内部操作温度高于水露点温度28℃以上。塔顶回流温度高于90℃。（水露点温度已在炼油技术分析与远程诊断系统上进行实时计算）2.4.2注中和剂位置：塔顶油气管线；类型：有机胺/氨水，推荐注有机胺中和剂；用量：注有机胺依据排水pH为5.5～7.5来确定；注无机氨水依据排水pH为7.0～9.0来确定；有机胺+氨水pH为6.5～8.0来确定。注入方式：推荐结合在线pH计，采取自动注入设备，确保均匀注入。72.4.3注缓蚀剂：位置：塔顶油气管线；用量：不宜超过20μg/g(相对于塔顶总流出物，连续注入)；注入方式：推荐使用自动注入设备，确保均匀注入。2.4.4注水位置：塔顶油气管线（中和剂、缓蚀剂注入点之后，但要避免在管线内壁局部形成冲刷腐蚀）；用量：保证注水点有10-25%液态水；注水水质要求：可采用本装置含硫污水、净化水或除盐水，水质要求见表4。表4注水水质指标成分最高值期望值分析方法氧（ppbwt）5015HJ506-2009pH9.57.0~9.0pH计总硬度（µg/gwt）10.1GB/T6909-2008溶解的铁离子（µg/gwt）10.1HJ/T345-2007氯离子（µg/gwt）1005硝酸银滴定法硫化氢（µg/gwt）-小于45HJ/T60-2000氨氮-小于100HJ535-2009HJ536-2009HJ537-2009CN-（µg/g）-0HJ484-2009固体悬浮物（µg/g）0.2少到可忽略GB11901-198982.4.5塔顶冷凝水控制指标表5“三注”后塔顶冷凝水的技术控制指标项目名称指标测定方法pH值5.5～7.5（注有机胺时）7.0～9.0（注氨水时）6.5～8.0（有机胺+氨水）pH计法铁离子含量（mg/L）≤3分光光度法（样品不过滤）Cl-含量（mg/L）≤30硝酸银滴定法平均腐蚀速率(mm/a)≤0.2在线腐蚀探针或挂片2.5高温部位防腐加工高酸原油（酸值≥1.5mgKOH/g），如设备、管线材质低于316类不锈钢，或减压塔填料低于317类不锈钢、或油相中铁含量1µg/g，应加注高温缓蚀剂。注入部位：根据装置实际腐蚀监测情况，在以下部位加注高温缓蚀剂：常三线、常底重油线、减二线、减三线、减四线抽出泵入口处。用量：推荐1-10μg/g(相对于侧线抽出量，连续注入)。类型：无磷高温缓蚀剂。控制指标：油相中铁含量≤1µg/g。2.6腐蚀监检测腐蚀监检测方式包括在线检测（在线pH计、高温电感或电阻探针、低温电感或电阻探针等），化学分析、定点测厚、腐蚀挂片、红外热测试、烟气露点测试等。各装置应根据实际情况建立腐蚀监检测系统，保证生产的安全运行。加热炉应定期进行红外热测试。注剂点与注水点正对处应安排定点测厚点，注水点之后92米内还应安排2处定点测厚点（见图1）。监测注点是否引起腐蚀。图1注水点后定点测厚布点示意图2.7停工期间维护防止减压塔内构件和减压单元换热器硫化亚铁自燃，推荐停工时采取FeS清洗钝化措施。2.8换热器结垢必要时可使用缓蚀阻垢剂。2.9循环水控制循环水流速宜大于0.5m/s；水冷器中工艺介质温度宜小于130℃；循环水出水冷器温度应不宜超过60℃。2.10常减压装置与腐蚀相关的化学分析常减压装置与腐蚀相关的化学分析见表6。10表6常减压装置与腐蚀相关的化学分析一览表分析介质分析项目单位分析频次分析方法脱前原油含盐量mgNaCl/L1次/日、每罐原油分析SY/T-0536-2008含水量%GB/T-260-1977金属含量µg/g等离子体发射光谱法原子吸收光谱法酸值mgKOH/gGB/T18609-2011硫含量%GB/T380-1977氮含量µg/gNB/SH/T0704-2010脱后原油含盐量mgNaCl/L2次/日SY/T-0536-2008含水量%GB/T-260-1977初顶油初侧线油常顶油常压侧线油常压渣油减顶油减压侧线油减压渣油硫含量%1次/周GB/T380-1977酸值mgKOH/gGB/T18609-2011金属含量µg/g等离子体发射光谱法原子吸收光谱法燃料油硫含量%1次/日GB/T380-1977燃料气硫化氢含量%1次/日气相色谱法电脱盐排水pH值2次/周pH计氯离子含量mg/L2次/周HJ/T343-2007总硫mg/L2次/周HJ/T60-2000铁离子含量mg/L2次/周HJ/T345-2007含油量mg/L2次/周HG/T3527-2008CODmg/L1次/周GB/T15456-200811初顶水常顶水减顶水pH值3次/日pH计氯离子含量mg/L1次/2日HJ/T343-2007总硫mg/L1次/2日HJ/T60-2000铁离子含量mg/L1次/2日HJ/T345-2007含油量mg/L1次/2日HG/T3527-2008电脱盐注水pH值1次/2日pH计常压炉烟道气减压炉烟道气集合管烟道气CO%2次/周气相色谱CO2O2氮氧化物水含量SO2123催化裂化装置3.1处理量及原料控制指标装置应连续平稳操作，处理量应控制在设计范围内，超出该范围应请设计单位核算。装置加工的原料油应符合设计要求，原料油的硫含量，原则上不能超过设计值。当有特殊情况需短期、小幅超出设计值时，要制订并实施针对性的工艺防腐蚀措施，同时要加强薄弱部位的腐蚀监测和对工艺防腐蚀措施实施效果的监督。监测原料油氯含量，判断分馏塔积盐。3.2烟气系统3.2.1露点腐蚀：控制余热锅炉排烟温度，确保管壁温度高于烟气露点温度5℃，硫酸露点温度可通过露点测试仪检测得到或用附件烟气硫酸露点计算方法估算。3.2.2水封罐：pH值：监测水封罐中水的pH值，控制pH值大于5.5（可通过注氨控制pH值）。3.3分馏塔顶低温系统3.3.1分馏塔顶温度及回流控制核算塔顶油气中水露点温度，控制塔顶内部操作温度应高于水露点温度28℃以上。塔顶回流温度高于90℃。3.3.2注缓蚀剂（必要时）注入部位：催化分馏塔顶油气管线。用量：推荐不宜超过20μg/g(相对于塔顶总流出物，连13续注入)。注入方式：缓蚀剂注入推荐采用原剂注入方式，推荐使用自动注入设备，保证均匀注入。催化分馏塔顶冷凝水的控制指标：总铁≤3mg/L。3.3.3注水注入部位：分馏塔顶出