8
2 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。
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）
16Cr-12Ni-Mo
316 或 316H
815
16Cr-12Ni-Mo
316L
815
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
6
2.4.3 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
2
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
HJ/T 60-2000 HJ/T 345-2007
含油量
mg/L 2 次/周
HG/T 3527-2008
COD
mg/L 1 次/周
GB/T 15456-2008
10
初顶水 常顶水 减顶水
电脱盐注水 常压炉烟道
气 减压炉烟道
气 集合管烟道
气
pH 值 氯离子含量
总硫 铁离子含量
含油量 pH 值
CO CO2 O2 氮氧化物 水含量 SO2
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。
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
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
2.3 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
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。
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
5
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
硫含量
%
GB/T380-1977
氮含量
µg/g
NB/SH/T 0704-2010
脱后原油
含盐量 含水量
mgNaCl/L 2 次/日
%
SY/T-0536-2008 GB/T-260-1977
初顶油
硫含量
%
初侧线油
GB/T380-1977
常顶油 常压侧线油 常压渣油
减顶油 减压侧线油
酸值
mgKOH/g
GB/T 18609-2011
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
项目名称
指标
测定方法
pH 值
5.5～7.5（注有机胺时）
pH 计法
7.0～9.0 （注氨水时）
6.5～8.0（有机胺+氨水）
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
9
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
含盐量 mgNaCl/L
SY/T-0536-2008
含水量
%
GB/T-260-1977
脱前原油
金属含量
1 次/日、 等离子体发射光谱法 µg/g
每罐原 原子吸收光谱法
酸值
mgKOH/g 油分析
GB/T 18609-2011
mg/L mg/L mg/L mg/L
3 次/日 1 次/2 日 1 次/2 日 1 次/2 日 1 次/2 日 1 次/2 日
%
2 次/周
pH 计
HJ/T 343-2007 HJ/T 60-2000 HJ/T 345-2007
HG/T 3527-2008 pH 计
气相色谱
11
3 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
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
乳剂：推荐不宜超过 25µg/g（单级）。 重 质 原 油 （ d420 ≥0.93 g/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
塔河油、胜利油等重质、高酸原油：140～150℃。