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
1 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
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，
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 B 540
C-0.5Mo钢T1或P1 595
1.25Cr-0.5Mo钢T11或P11 595
2.25Cr-1Mo T22或P22 650
3Cr-1Mo T21或P21 650
5Cr-0.5Mo T5或P5 650
5Cr-0.5Mo-Si T5b或P5b 705
7Cr-0.5Mo T7或P7 705
9Cr-1Mo T9或P9 705
9Cr-1Mo-V T91或P91 705
18Cr-8Ni 304或304H 815
16Cr-12Ni-Mo 316或316H 815
16Cr-12Ni-Mo 316L 815
鼠标跟随
18Cr-10Ni-Ti 321或321H 815
18Cr-10Ni-Nb 347或347H 815
Ni-Fe-Cr Alloy800H/800HT 985
25Cr-20Ni HK40 1010
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。
2.3 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。 水溶液锂电池用量：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
1 NH3+NH4+
≤20µg/g；
最大不超过50µg/g
边坡滑模施工
HJ 535-2009
移动语音短信HJ 536-2009
HJ 537-2009
2 硫化物≤20µg/g HJ/T 60-2000
3 含盐（NaCl）≤300µg/g电位滴定法
4 O2≤50µg/g HJ 506-2009
5 F ≤1µg/g HJ 488-2009 HJ 487-2009
6 悬浮物≤5µg/g GB 11901-1989
7 表面活性剂≤5µg/g HG/T 2156-2009
8 pH 高酸原油：6-7
其它原油：6-8
pH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。
陶崇斌
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
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
水化硅酸钙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 1.5 mgKOH/
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5 mg/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。
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