1、催化装置防腐蚀管理手册 编制：审核：审批：第一节 工艺简介和易腐蚀部位一、装置简介 *石化分公司1.6Mt/a重油催化裂化装置由xx设计院设计，包括反应一再生、分馏、吸收稳定、主风机及烟气能量回收机组、气压机组、余热锅炉、低温热回收以及第一联合装置污水预处理、烟气脱硫设施等部分装置处理能力为1.6Mt/a，实际加工新鲜原料1.8Mt/a，设计弹性60%110%。全装置主要设备 台。主要产品及副产品主要富气、粗汽油、稳定汽油、干气、液化气、油浆。产品去向 干气至全厂干气管网。重点腐蚀部位富气空冷A301及进出口、气压机中间冷却器出口弯头、E203进出口管线。4）防腐措施采用分馏塔顶注中和缓蚀剂；2、在线腐蚀监测，定期分析含硫污水铁离子含量；定期测厚。二、催化装置的腐蚀机理1.2 易腐蚀部位1.2.1 反应再生系统反应再生器是催化裂化的核心设备，本系统的腐蚀主要表现为高温气体腐蚀、催化剂引起的磨蚀和冲蚀，热应力引起的焊缝开裂、取热器奥氏体钢蒸发管的高温水应力腐蚀开裂（SCC）和热应力腐蚀疲劳以及高温段过热后形成的脱碳失效以及高温氧化腐蚀、烟道局部死区积液降温形成的露点腐蚀等。（1）高温气体腐蚀本装置的高温气体主要是指催化剂再生过程中烧焦时产生的烟气，主要腐蚀部位是再生器至放空烟囱之间和烟气接触的设备和结构件以及内衬锚固件，腐蚀形态表现为：烟道内衬里磨蚀和冲蚀，局部受介质腐蚀粉化脱落，保温钉3、外露后沿保温钉方向传热，导致烟道表面温度局部升高，保温钉高温氧化，脱碳后不能起到固定作用，最后保温脱落，烟道或设备构建钢材腐蚀，高温脱碳，烟气中的硫腐蚀导致钢材丧失金属的一切特征（包括强度）、氧化、龟裂、粉碎。主要腐蚀部位如：反应五层半再生斜管底部衬里腐蚀脱落有过热点；反应十二层一再稀密相交界处衬里蚀脱落有过热点；（2）催化剂引起的磨蚀和冲蚀随反应油气和再生烟气流动的催化剂，会对构件表面产生很强的冲刷磨损作用，使构件大面积减薄，甚至局部穿孔。主要腐蚀部位包括：提升管预提升蒸汽喷嘴、原料油喷嘴、主风分布管、提升管出口快速分离设施及其他的滑阀阀板、阀板紧固螺栓，密相套管、热电偶套管、外取热器套管，4、特阀阀杆等。腐蚀形态多表现为结构件大面积减薄，穿孔，套管下弯曲并磨穿，喷嘴出口缺损，开裂或设备局部穿孔。滑阀阀板穿孔，阀板四周磨损关闭不严，阀体密封填料磨损泄漏损伤阀杆及催化剂卸剂线磨损穿孔等。（3）热应力引起的焊缝开裂：热应力的产生主要来源于三个因素包括构件本身各部分间的温差、不同热膨胀系数的异种钢焊接和结构因素引起的热膨胀不协调等；发生这种开裂的主要部位有主风管与再生器壳体的连接处，不锈钢接管或内构件与设备壳体的连接焊缝，旋风分离器料腿拉杆及两端焊接固定的松动风、测压管以及原料、燃烧油等喷嘴和设备本体焊接焊缝开裂并裂纹延伸等。（4）外取热器20G蒸发管的高温水腐蚀和热应力腐蚀疲劳：这类腐蚀5、常见于再生器内的外取热管，由于高温水腐蚀和热应力腐蚀疲劳，在外取热器夹套管底部介质为水汽混合接触区，沸腾的汽泡破裂腐蚀导致此段炉管有麻点和蜂窝状腐蚀现象，在外取热器顶部夹套集合管处有44更管子，焊缝密集，有热应力腐蚀，出现密集的环向裂纹。（5）再生器旋风系统焊缝和 304 材料阀门材质的相脆化，也就是我们平常所说的硫脆，介质在温度高于350摄氏度的条件下，有硫和硫化物的情况下，氧气充足的前提下，硫离子析出金属中的碳离子，导致金属金相结构发生变化，导致金属硬度增强，焊接性能变差，受应力开裂即变脆，在开停工期间水汽进入系统后，局部死角形成低温液体，产生多链硫酸腐蚀以及亚硫酸腐蚀以及应力腐蚀开裂；如6、反应四层原料线助剂注入口管线焊缝裂纹。（6）沉降器旋风系统碳钢材料的石墨化，强度下降，焊缝开裂；（7）烟道、斜管等处的不锈钢膨胀节的氯离子应力腐蚀开裂，采用 00Cr17Ni14Mo， 00Cr18Ni12Mo2Ti 等类超低碳不锈钢，俗称316L,受衬里隔热影响，存在低温露点腐蚀，国内已开发成功了 FN 合金和 B135两种替代材料，我们目前采用外部电加热保温措施，缓解露点腐蚀；有待新材料应用。如三旋顶部至烟机管线膨胀节（8）含酸原料油在进料喷嘴处形成环烷酸腐蚀，我们一般更换喷嘴周期为3-5年，根据情况建议今后采用升级材料为 316；目前材料为304.（9）低温蒸汽系统的碱脆腐蚀。主要集中在7、反再事故蒸汽，吹扫蒸汽，反应三层反再总用蒸汽线管件焊缝处，现象为焊缝或焊缝热影响区出现裂纹并延伸开裂泄漏，属碱脆腐蚀，主要要通过工艺管理和水质分析来杜绝蒸汽内含碱，提高锅炉水质质量，确保蒸汽品质。1.2.2 分馏系统分馏系统的腐蚀主要是分馏塔底的高温硫腐蚀，分馏塔顶部设备及内构件腐蚀以及轻柴，重柴和定循系统管线、冷凝冷却设备及顶循环回流系统腐蚀，中段回流系统及设备以及在油浆系统中，还有油浆系统的阀门，P-208等处的催化剂的磨蚀。（1）高温硫腐蚀这类腐蚀主要来源于油品所含的活性硫，腐蚀部位主要集中于分馏塔 240以上的高温部位，分馏塔进料口内构件，人字挡板，油浆抽出线等，腐蚀形貌表现为均匀腐蚀8、，坑蚀以及紧固螺栓螺纹腐蚀滑丝等；局部高温部位存在硫应力腐蚀开裂，如油浆蒸汽发生器头盖密封面裂纹，油浆蒸汽发生器入口蝶阀阀体裂纹等。（2）分馏塔顶腐蚀和结盐分馏塔顶主要发生H2S+HCl+NH3+CO2+H2O型腐蚀，此反应容易产生疏松垢层，易脱落在塔内堆积。催化反应及油品馏分中生成的HCl、NH3和H2S反应生成的NH4Cl和（NH4）2S易在低温下结晶形成盐垢，在降液槽下部沉积，堵塞溢流口造成淹塔，它们的结垢和水解所形成的HCl+H2S+H2O环境是造成顶循环系统腐蚀的直接原因。顶循抽出集油槽至31层塔盘之间塔壁有大面积蚀坑，顶循脱水槽内部塔壁腐蚀穿孔，29层、28层工字梁腐蚀严重减薄,环9、形板焊缝开裂腐蚀形貌表现为均匀腐蚀和坑蚀。催化裂化装置湿空冷因水质问题易形成Na2CO3、NaHCO3垢物，导致空冷器翅片和换热管表面出现垢下腐蚀。分馏塔顶冷凝系统有CO2和H2S，pH大于 7.5，因此存在碳酸盐应力腐蚀开裂机理，同时有大量的硫化亚铁产生，检修过程中易自燃，腐蚀十分严重，尤其是顶循冷却器E-212腐蚀泄漏频繁。（3）油浆蒸汽发生器管板应力腐蚀开裂重油催化裂化装置的油浆蒸汽发生器管板与换热管焊接处及管板常出现大面积开裂，有些炼油厂使用不久就发生开裂。裂纹大多由壳程穿透管板，在管板与管焊缝上开裂以及管桥之间开裂。裂纹都集中在第一管程，此处正好是油浆进口处，温度最高。分析认为由于管10、板和管贴胀不好，它们之间有间隙，锅炉水在间隙中不断蒸发和碱性物质浓缩，在温度和残余应力作用下形成的碱脆开裂，其特点是穿透性沿晶开裂。其它装置的蒸汽发生器也有同样的开裂现象。因此，制造时正确贴胀工艺是关键。油浆蒸汽发生器的换热管正确选材是碳钢，有些厂选用不锈钢后出现氯离子的应力腐蚀开裂。目前认为此类腐蚀是蒸汽发生器是在疲劳破坏和应力腐蚀双重作用下失效所致。管板和管子涨接处有沟痕，产生应力集中，导致裂纹源。管子的振动、温差应力促进了疲劳，疲劳加速了应力腐蚀开裂，使得管板快速开裂，以致失效。管板开裂主要原因是在油浆和水蒸气造成的工作应力、管板与管子焊接中的残余应力下以及重油硫化氢、除氧水中的氧腐蚀环11、境下引起的应力腐蚀破裂。（4）轻柴油系统腐蚀主要为含硫、氯等的柴油和水混合物在局部形成死区情况下温度下降形成亚硫酸，亚硝酸及盐酸、次氯酸等酸性物质，腐蚀管线阀门及系统设备，主要腐蚀现象为坑蚀，弯头弧面端减薄穿孔，设备跨线，盲肠死角部位腐蚀减薄，同时硫化氢及其他硫化物腐蚀焊缝，导致焊缝自内向外逐渐开裂，向热影响区扩散，在局部应力作用下形成应力腐蚀和硫脆，一旦泄漏将无法焊接修复，焊接中硫脆导致管线设备硬度增加，热熔性降低，裂纹延伸。所以需要整体更换，负责一边焊接一边泄漏，焊后最好热处理消除应力腐蚀。1.2.3 吸收稳定系统 吸收稳定系统的腐蚀主要包括：H2S+HCN+H2O型的腐蚀。腐蚀形貌表现为12、：一般腐蚀，氢鼓包，硫化物引起的应力腐蚀开裂。（1）一般腐蚀H2S和铁生成的FeS，与介质中的CN-生成络合离子Fe(CN)64-，然后和铁反应生成亚铁氰化亚铁，在停工时被氧化为亚铁氰化铁呈普鲁士蓝色，这一腐蚀多发于吸收解吸塔顶部，稳定塔顶部和中部，在吸收塔顶部和中部。腐蚀形貌为坑蚀，穿孔。大检修停工中必须进行钝化处理硫化亚铁，否则严重自燃（2）氢鼓泡这类腐蚀多发于解吸塔顶和解吸气空冷器至后冷器的管线弯头，解吸塔后冷器壳体，凝缩油沉降罐罐壁，吸收塔壁。腐蚀形貌表现为鼓泡或鼓泡开裂。（3）硫化物引起的应力腐蚀开裂这类腐蚀常见于处于拉应力、H2S+H2O腐蚀环境的敏感材料。尤其是换热器管板采用1613、MnR很容易出现应力腐蚀开裂。（4）凝缩油系统及设备腐蚀，腐蚀主要是凝缩油中含水和硫化物，油水混合物最易形成多链硫酸亚硫酸腐蚀以及硫脆，湿硫化氢的应力腐蚀开裂；现象主要是焊缝开裂，局部坑饰和硫化亚铁产生的均匀腐蚀减薄，另外凝缩油组份为C5-C12烃类物质，其中溶解硫化氢、氯离子、氢气和水，共同作用形成腐蚀（H2S+HCN+H2O腐蚀）均匀点蚀、坑蚀, 不锈钢氯离子SCC。如空冷A301出入口系统、吸收塔中段回流系统管线阀门和换热器以及D-302出口系统设施。1.2.4 烟气脱硫系统 烟气脱硫系统的腐蚀主要包括：碱脆腐蚀、洗涤塔内硫离子，氯离子形成的酸腐蚀以及碱洗中和后的浆液水中硫离子对密封件和14、管线阀门设施的腐蚀，腐蚀形貌表现为：烟囱段露点腐蚀、开裂、氯离子形成的酸腐蚀穿孔和局部腐蚀减薄；橡胶垫片的硫腐蚀老化失效以及酸性、碱性介质对阀门阀板阀体形成坑蚀。（1）烟气中的氯离子腐蚀烟囱及吸收塔，主要原因：烟囱及洗涤塔材质为S31603+Q345复合材料，在烟囱段温度急剧下降后水蒸气冷凝形成液体，氯离子快速溶解到水溶液中沿烟囱器壁流下，遇到不平整的部位挂液形成局部腐蚀，存在简单的氯离子对奥氏体不锈钢的腐蚀，也存在复杂的电化学腐蚀，导致腐蚀加剧穿孔（2）烟气脱硫碱洗系统管线及设备碱脆腐蚀，腐蚀主要集中在补碱线和新鲜碱线、碱罐及相关设施。现象主要是焊缝开裂，弯头均匀腐蚀减薄，储罐角焊缝腐蚀开裂15、，我们通常采用玻璃钢内衬碱储罐减轻腐蚀程度。另外管线流程中局部为盲肠死角，碱液结晶后形成死区腐蚀更为明显，尤其是澄清器底部微碱性水及催化剂粉末积累后形成死角结垢后严重腐蚀设备导致穿孔泄漏。（3）浆液系统及循环回流系统中浆液中含有硫及硫化物，介质通过密封面滞留后使密封垫片（橡胶垫片）变硬失去弹性，失去密封效果而失效泄漏。同时对阀门阀体密封面存在严重腐蚀。1.3 催化装置易腐蚀部位及工艺流程图如图所示1.3.1 催化装置反再系统易腐蚀部位及工艺流程图1-1 所示上图中各标注部位所对应的常用材质及腐蚀形态如表 1-1 所示 表 1-1 催化装置反再系统易腐蚀部位、常用材质和腐蚀形貌序号腐蚀部位描述腐16、蚀部位材质腐蚀形态描述腐蚀机理描述备注1反应四层原料线助剂注入口不锈钢管原料助剂注入口管线出现裂纹泄漏及弯头减薄高压冲刷及振动引起的管线开裂2反应五层半再生斜管底部衬里龟甲网单层衬里内部衬里出现开裂或脱落，外部出现450热点高温催化剂引起的磨蚀和冲蚀3反应十二层一再稀密相交界处衬里龟甲网单层衬里内部衬里出现开裂或脱落，外部出现450热点高温催化剂催化剂引起的磨蚀和冲蚀4反应三层反再总用蒸汽阀后碳钢管线管线裂口泄漏因除盐水窜碱造成蒸汽管线焊缝碱脆腐蚀5烧焦罐底部卸剂线碳钢管线弯头、法兰、阀门（Z2仿41Y-25MPaPIII.YGY-DN150）盘根管线弯头减薄泄漏、法兰泄漏、阀门盘根泄漏高温催17、化剂（550）引起的磨蚀和冲蚀6三旋顶部至烟机管线膨胀节铰链膨胀节DN2000管壁减薄、穿孔泄漏低温漏点腐蚀1.3.1.1 腐蚀介质介质特性1.反应四层原料线助剂注入口介质：Z-18催化分子筛抗焦活化剂序 号项 目指 标1颜色棕黑色液体2溶解性与油互溶3密度（20，g/cm3）0.85-1.004凝点（）-205除溶剂外，有效物含量70%6PH值682.反应五层、十二层再生器衬里及烧焦罐底部卸剂线介质： LDO-70催化裂化催化剂项 目质量指标灼烧减量，%（质量分数）13Na2O， %（质量分数）0.30RE2O3，%（质量分数）实测磨损指数，%（质量分数）3.0孔体积，mL/g0.35微型反18、应活性指数（800,4h），%76比表面积，m2/g实测粒度分布,%（体积分数）45.8m2545.8m111.0m50111.0m303.反应三层反再总用蒸汽阀后介质：1.0MPa低压蒸汽，0.850.9MPa，2402804.三旋顶部至烟机管线膨胀节介质：高温再生烟气组成COV/V%SO2 mg/m3NOX mg/m3烟尘mg/m3非甲烷烃mg/m3组分3.38.0%5502401201201.3.1.2 腐蚀部位操作条件1.反应四层原料线助剂注入口温度：常温 压力：1.5MPa 2.反应五层半再生斜管底部衬里温度：680720 压力：0.260.29MPa3.反应十二层一再稀密相交界处衬19、里温度：680720 压力：0.2450.26MPa4.反应三层反再总用蒸汽阀后温度：240280 压力：0.850.9MPa5.烧焦罐底部卸剂线温度：500550 压力：0.3MPa6. 三旋顶部至烟机管线膨胀节温度：680 压力：0.220.25MPa1.3.2 催化装置分馏系统易腐蚀部位及工艺流程图1-2 所示上图中各标注部位所对应的常用材质及腐蚀形态如表 1-2 所示表 1-2 催化装置分馏系统易腐蚀部位、常用材质和腐蚀形貌序号腐蚀部位描述腐蚀部位材质腐蚀形态描述腐蚀机理描述备注1分馏塔顶循抽出上下几层塔盘20R顶循抽出集油槽至31层塔盘之间塔壁有大面积蚀坑，顶循脱水槽内部塔壁腐蚀穿孔20、，29层、28层工字梁腐蚀严重减薄,环形板焊缝开裂主要发生H2S+HCl+NH3+CO2+H2O型腐蚀2分馏塔顶油气-换热水换热器E203碳钢均匀点蚀、坑蚀、穿孔、泄漏催化反应及油品馏分中生成的HCl、NH3和H2S反应生成的NH4Cl和（NH4）2S易在低温下结晶形成盐垢，在降液槽下部沉积，堵塞溢流口造成淹塔，它们的结垢和水解所形成的HCl+H2S+H2O环境是造成顶循环系统腐蚀的直接原因。3顶循环回流系统管线碳钢均匀点蚀、坑蚀、穿孔、泄漏4顶循环回流-换热水换热器E203碳钢均匀点蚀、坑蚀、穿孔、泄漏5分馏塔轻柴油抽出线、轻柴油汽提塔碳钢均匀点蚀、坑蚀、穿孔、泄漏腐蚀主要为含硫、氯等的柴油21、和水混合物在局部形成死区情况下温度下降形成亚硫酸，亚硝酸及盐酸、次氯酸等酸性物质。在局部应力作用下形成应力腐蚀和硫脆， 6柴油-换热水换热器E208碳钢均匀点蚀、坑蚀、穿孔、泄漏1.3.2.1 腐蚀介质介质特性序号腐蚀部位描述介质名称介质特性备 注1分馏塔顶循抽出上下几层塔盘汽油、水低温油水混合物，其中含有大量的氨、硫化氢、氯化氢及氰化氢，这些化合物相互作用，在低温环境下与水蒸汽共同作用形成腐蚀，均匀点蚀、坑蚀。 2分馏塔顶油气-换热水换热器E203塔顶油气、水3顶循环回流系统管线汽油、水4顶循环回流-换热水换热器E203汽油、水5分馏塔轻柴油抽出线、轻柴油汽提塔柴油、水分馏塔侧线抽出柴油硫含22、量高，且由于温度在200左右，易形成NH4Cl沉积附着在设备表面，引起高温硫腐蚀和氯化铵腐蚀6轻柴油-换热水换热器E208柴油、水1.3.2.2 腐蚀部位操作条件序号腐蚀部位描述操作温度，操作压力,Mpa备 注1分馏塔顶循抽出上下几层塔盘901400.10.22分馏塔顶油气-换热水换热器E203901200.10.23顶循环回流系统管线801301.01.54顶循环回流-换热水换热器E203901301.01.55分馏塔轻柴油抽出线、轻柴油汽提塔1502100.10.26轻柴油-换热水换热器E208801601.01.51.3.3 催化装置吸收稳定易腐蚀部位及工艺流程图1-3 所示上图中各标注23、部位所对应的常用材质及腐蚀形态如表 1-3 所示表 1-3 催化装置吸收稳定易腐蚀部位、常用材质和腐蚀形貌序号腐蚀部位描述腐蚀部位材质腐蚀形态描述腐蚀机理描述备注1富气空冷A301两端堵头碳钢硫腐蚀溶解硫化氢、氯离子、氢气和水，共同作用形成腐蚀（H2S+HCN+H2O腐蚀）均匀点蚀、坑蚀, 不锈钢氯离子SCC。2吸收塔中段回流冷却器E303/E304碳钢硫腐蚀3吸收塔中段回流泵出入口阀门碳钢硫腐蚀4气压机出口油气分离器（D302）底部凝缩油泵出入口阀门碳钢硫腐蚀1.3.3.1腐蚀介质介质特性序号腐蚀部位描述介质名称介质特性备 注1富气空冷A301两端堵头凝缩油腐蚀主要是凝缩油中含水和硫化物，油24、水混合物最易形成多链硫酸亚硫酸腐蚀以及硫脆，湿硫化氢的应力腐蚀开裂。凝缩油为C5-C12烃类物质，其中溶解硫化氢、氯离子、氢气和水，共同作用形成腐蚀（H2S+HCN+H2O腐蚀）均匀点蚀、坑蚀, 不锈钢氯离子SCC。2吸收塔中段回流冷却器E303/E304凝缩油3吸收塔中段回流泵出入口阀门凝缩油4气压机出口油气分离器（D302）底部凝缩油泵出入口阀门凝缩油1.3.3.2 腐蚀部位操作条件 序号腐蚀部位描述操作温度，操作压力,Mpa备注1富气空冷A301两端堵头40-601.252吸收塔中段回流冷却器E303/E30425-401.23吸收塔中段回流泵出入口阀门35-501.2-1.84气压机出25、口油气分离器（D302）底部凝缩油泵出入口阀门38-501.2-1.81.3.4 催化装置烟气脱硫系统易腐蚀部位及工艺流程图1-4 所示上图中各标注部位所对应的常用材质及腐蚀形态如表 1-4 所示表 1-4 催化装置烟气脱硫系统易腐蚀部位、常用材质和腐蚀形貌序号腐蚀部位描述腐蚀部位材质腐蚀形态描述腐蚀机理描述备注1洗涤塔烟囱外露部位31603+Q345烟囱内壁剥蚀直至穿孔氯离子对奥氏体不锈钢的腐蚀，也存在复杂的电化学腐蚀，导致腐蚀加剧穿孔2硫碱洗系统管线及设备碳钢焊缝开裂，弯头均匀腐蚀减薄，储罐角焊缝腐蚀开裂碱脆腐蚀1.3.4 .1 腐蚀介质特性1. 洗涤塔烟囱外露部位 介质：水汽混合物序 号26、项 目指 标实测值1SO2200（mg/Nm3）20802NOX240（mg/Nm3）1502403粉尘50（mg/Nm3）5392. 碱液系统 介质： 碱液序 号项 目指 标实测值1NaOH4039.82Na2CO30.40.423NaCl30.010.0124Fe2O30.0010.0021.3.4 .2 腐蚀部位操作条件1. 吸收塔烟囱外露部位温度： 6070 压力：微正压 2. 碱液系统温度：4060 压力：0.4Mpa第二节 防护对策2.1 选材催化裂化装置的腐蚀主要来源于硫腐蚀，催化剂的磨蚀等，设备管线的选材应根据所加工油品的性质，参照 SHT3129-2002加工高硫原油重点装置27、主要管道设计选材导则和 SHT3096-2001加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则及相关导则。下面分别对各系统常用的腐蚀防护措施进行简述。2.1.1 反应再生系统本系统中，针对高温气体腐蚀通常采用的防护措施有使用非金属衬里，采用耐蚀金属材料等。为防止催化剂磨蚀，常采用的防护措施有加耐磨衬里，改善结构设计，堆焊硬质合金，材质表面处理，使用高温陶瓷等。对热应力引起的焊缝开裂等，常用的防护措施有尽量减少异种钢焊接，保证焊接质量，保证隔热衬里质量。对于再生器取热管腐蚀的防护措施主要有：（1）不用奥氏体不锈钢，采用 20g 材料；（2）在结构设计上保证水流通畅，有足够的膨胀补偿。（3）防止热冲击，28、开停工升降温时，采用适当的蒸汽保护措施，不得中途停止供水。再生器器壁焊缝开裂是常见的一种腐蚀形态，国内至今已发生过几十起。这类开裂多发于再生器和三旋等部位，以环向裂纹居多，多集中于焊缝上。国内研究确定是由于壁温低于烟气露点温度，在器壁形成含亚硫酸、硫酸、二氧化碳、HCN和NO3-离子的冷凝液，在焊缝热影响区的残余应力作用下形成沿晶开裂。防止的办法是更换耐热衬里，提高导热系数以达到提高壁温在烟气露点温度之上。也可以在器壁外增加外保温，茂名分公司炼油厂有此经验。催化装置滑阀螺栓开裂，造成装置被迫停工检修，也有数次报道。造成螺栓开裂的原因主要是螺栓工作温度偏高，滑阀滑动时产生的剪切应力造成的。对这类29、腐蚀的防护措施有：（1）每三年对螺栓进行全部更换；（2）严格工艺操作，保证不超温运行，一旦出现超温运行，必须对紧固螺栓进行更换。（3）进行材料化验，防止代料。随着原油的劣质化，催化进料系统腐蚀日渐严重，这类腐蚀包括硫腐蚀和环烷酸腐蚀，对这一部位应在加强监测的条件下，根据 McConomy 曲线及 API581综合考虑硫和酸腐蚀的影响，适当提升材质。本系统中典型腐蚀部位的防护及选材见表 2-1。设备类型易腐蚀部位腐蚀形态选材与防护措施反应再生系统烟气管道钢材氧化、龟裂、粉碎。非金属衬里如矾土水泥+陶粒+蛭石隔热衬里+矾土水泥+矾土熟料的耐磨衬里；BL型隔热耐磨衬里，钢纤维增强混凝土型衬里，TA-30、218 型高强耐磨衬里，无龟甲网JA-95 型耐磨衬里；耐蚀金属材料。提升管预提升蒸汽喷嘴、原料油喷嘴、主风分布管。提升管出口快速分离设施。旋风分离器系统。烟气和油气管道上弯头。大面积减薄、局部穿孔。耐磨衬里；改善结构设计，合理选材，堆焊硬质合金，材质表面处理，高温陶瓷。再生器主风管，旋风分离器料腿拉杆。开裂。保证焊接质量；优化结构设计。定期更换内取热器环向开裂、穿孔。控制水质，控制Cl 和氧含量，pH值控制在 8 左右；合理选材。2.1.2 分馏系统针对现场多次发生的油浆发生器管板开裂，目前所采用的防护措施主要有：（1）消除管板与管子间隙，采用高精度管，管板钻孔杜绝一次成型，要一次钻孔，二次31、绞孔。（2）改进管子与管板的连接形式，管子与管板的连接形式原为“强度焊+贴胀”，将其改为“强度胀+密封焊贴胀”。（3）改进生产使用条件，控制装置开、停工时的管程油浆投用速度：停工时，缓慢关闭油浆入口阀，减少产气量，监测现场设备管壳程壁表温度差的减小速度，当温差变化很缓慢时，则完全关闭油浆出口阀，将管程切除，壳程置换排水；开工时，建好汽包除氧水液面，通过逐步关小副线，同时缓慢开启管程入口阀和出口阀，控制投用速度，检测蒸汽产量，通过控制油浆进入的速度，保障蒸汽产量缓慢上升；缓慢停开对防止管板产生冷热疲劳开裂，控制破坏程度有很好的作用。原料的劣质化，使分馏塔的腐蚀有加重趋势，对此通常采用的防护措施有32、提高材质，严格工艺管理等。该系统具体选材见表 2-2本系统典型腐蚀部位的防护及选材见表具体选材见表 2-2。设备类型易腐蚀部位腐蚀形态选材与防护措施分馏系统分馏塔顶低温部位均匀减薄，蚀坑。6 层塔盘以上至变径处使用SB42+SUS405 复合板。分馏塔顶冷换设备积垢，蚀坑。200-300 工况可采用 Ni-P 合金镀层。加大塔顶注水冲洗二氧化碳，HCL 和 HCN，pH 小于 7.6 时要注氨（中和剂），注缓蚀剂。换热器管可选择碳钢或 2205 双相钢；分馏系统 240以上部位；分馏塔高温侧线；分馏塔进料段；泵壳内表面，叶轮。均匀减薄、坑蚀6 层塔盘以下塔体可以选用0Cr13 或 0Cr18N33、i9Ti 复合钢板，塔盘 0Cr18Ni9，1Cr13分馏塔下部人字挡板和下部几层塔盘。均匀减薄、穿孔碳钢渗铝；1Cr13；18-8Ti；2.1.3 吸收稳定系统为提高轻油收率，企业在再生器内加注CO助燃剂后，稳定吸收系统中HCN含量大为降低，一般均匀腐蚀，氢鼓泡减轻很多，系统基本变为H2S+H2O型腐蚀环境。但鉴于原油劣质化，会导致这一系统的腐蚀加剧，所以其选材应严格参照表2-3。设备类型易腐蚀部位腐蚀形态选材与防护措施吸收稳定系统吸收解吸塔。均匀、点蚀、坑蚀、穿孔。采用工艺防腐措施水洗法，注缓蚀剂，抗 HIC 钢。冷换设备管束化学镀镍。塔盘：0Cr13，渗铝碳钢。解吸塔顶和解吸气空冷器至空34、冷器的管线弯头，凝缩油沉降罐罐壁鼓泡或鼓泡开裂。采用工艺防腐措施水洗法，吸段塔壁，再吸收塔壁，稳定塔塔壁及塔顶油水分离器器壁。鼓泡或鼓泡开裂。采用工艺防腐措施水洗法，吸收稳定系统处 于 拉 应 力 、H2S+H2O 腐 蚀 环 境的敏感材料。焊缝开裂。保证焊接质量，焊后热处理。2.1.4 能量回收系统能量回收系统的腐蚀问题主要是膨胀节破损开裂，其防护措施主要有：（1）在反再系统尽量选用 316L 或 B315 等材质，要求固溶化处理；（2）烟机或其他部位尽量选用多层，如果单层太薄容易引起腐蚀穿孔或鼓泡，一般宜用厚度为 1mm 的钢板 3 层，以减少穿孔或鼓泡损伤。（3）在结构上进行改良，去除吹35、扫蒸汽用陶纤塞入导流筒和膨胀节内，同时增加密封板，密封板内用不锈钢网赛紧，防止陶纤被高温气流抽走，同时阻止烟气进入波纹管内。（4）对必须设置吹扫蒸汽的膨胀节在开停工时膨胀节底部的防空排凝阀要打开，装置开工过程中，不要急于打开吹扫蒸汽，开阀前先排凝并注意不要通汽过快，以免膨胀节鼓泡变形。（5）对烟机入口膨胀节进行外部保温，提高膨胀节外壁温度，防止冷凝液的产生。表 2-4 能量回收系统易腐蚀部位及其选材与防护措施设备类型易腐蚀部位腐蚀形态选材与防护措施能量回收系统高温烟气管道，三旋后的分离单管，三旋后双动滑阀，烟气轮机叶片。沟槽，裂纹，衬里脱落，局部减薄。优化结构设计，隔热耐磨衬里，如矾土水泥+陶36、粒+蛭石隔热衬里 +矾土水泥 +矾土熟料的耐磨衬里；BL 型隔热耐磨衬里，钢纤维增强混凝土型衬里，TA-218 型高强耐磨衬里，无龟甲网 JA-95型耐磨衬里。对于小直径的管线及形状复杂的构件，应选用抗氧化性能更好的 18-8 不锈钢材质。能量回收系统 烟气管线，膨胀节波纹管。局部坑蚀，穿孔，开裂。Incoloy800，HastelloyC-276，316L，FN 合金，B-315 钢00Cr20Ni25，00Crl7Nil4Mo，00Crl8Ni5Mo3Si，00Crl8Nil2Mo2T，外保温。2.2 工艺防腐措施为减轻和防止工艺介质对设备的的腐蚀，除正确选材外还应积极采取工艺防腐蚀措施。37、主要包括以下内容：脱除引起设备腐蚀的某些介质组分，如炼油生产中脱盐、脱硫、蒸汽生产中的除氧等；加入减轻或抑制腐蚀的缓蚀剂、中和剂，加入能减轻或抑制腐蚀的第三组分；选择并维持能减轻或防止腐蚀发生的艺条件，即适宜的温度、压力、组分比例、pH 值、流速等；其他能减缓和抑制腐蚀的工艺技术。制定工防腐蚀管理制度，健全管理体系和责制，工艺防腐蚀的主要控制指标应纳入生产工艺平稳率考核。应加强对各种进厂化工原料材料中腐蚀介质的检测分析，对原油进行含硫量、含盐量、酸值、含氮量和重金属含量等指标的检测分析，以便及时调整工艺防腐蚀方案。企业应根据规定选用能满足工艺防腐蚀技术要求的工艺防腐蚀药剂（如破乳剂、缓蚀剂、中38、和剂等），制定相应的质量检验标准，有关单位应按标准严格进行药剂质量检验工作，防止不合格药剂进入生产装置。设备管理部门必须对工艺防腐蚀措施的实施效果进行跟踪检查和考核，并将检查结果及时反馈给生产技术部门，为改善工艺防腐蚀效果、筛选防腐蚀药剂提供可靠依据。生产技术管理部门应定期对工艺防腐蚀药剂使用的情况进行检查，并根据设备管理部门提供的信息，及时调整工艺操作指标或防腐蚀药剂。2.2.1 反应再生系统针对再生器取热管发生环向开裂，可以采用控制水质，特别是控制给水中的Cl 含量和溶解氧含量，水的pH值控制在 8 左右；同时保持较大的给水量，提高水的流速和降低水的汽化率。2.2.2 分馏系统（1）根据原39、油性质变化，及时调整操作条件，保证脱盐效果，脱后含盐稳定在 3mg/L 以下。（2）催化裂化装置分馏塔顶挥发线可注中和剂和缓蚀剂（油溶性或水溶性），其控制条件为配制浓度 1-3wt%，用量不大于 20g/g，注入位置于分馏塔顶出口管线，采用泵注方式，排水铁离子含量应不高于 3mg/L。（3）顶循环油中注水 3-5%，洗涤Cl-等有害介质。（4）解决盐垢的方法:蒸塔或洗塔处理。（5）参照 HG/T2159-91水处理剂缓蚀性能的测定-旋转光片法选用适宜的阻垢缓蚀剂，以及杀菌灭藻剂根据工艺条件在循环水中投放。2.2.3 吸收稳定系统在吸收塔前注水加缓蚀剂。3、腐蚀损伤机理图4、监测方案及位置对于易40、发生腐蚀、可能会对生产和安全带来严重影响的设备，应建立定期监测制度，设置固定监测点，由专门人员定期进行监测。监测可采遥化学分析、挂片、探针、测厚等方法。针对工艺生产特点，加强对物料中腐蚀性介质含时的监测和分析，建立定期分析制度，严格控制腐蚀性介质的含量。对工艺流程中反映设备腐蚀程度及介质腐蚀性的参数（如铁离子含量、氯离子含量、硫化氢含量、pH 值、露点温度等）进行定期分析，并根据分析结果及时调整工艺操作。对采取阴级保护等电化学防腐措施的设备，应定期检查保护效果，极据检查结果，及时调整保护参数。对于催化装置，各系统监检测包括如下几个方面。4.1 反再系统重点监测部位为进料系统，包括原料油管线及换41、热器，对这些部位应进行定点测厚；在进料管线也可布置在线探针，实时收集腐蚀数据；同时在原料油缓冲罐内可以布置挂片，对原料油成分，硫含量等进行化学分析。表 2-5 反应再生系统腐蚀监检测方案设备类型腐蚀挂片腐蚀探针定点测厚化学分析反应再生系统原料油罐，腐蚀较重的高温换热器。进料系统管线；进料系统管线；200 以上高 温 换热器；再生器壳体；分析原料油成分硫、酸、氮、盐含量分析反应再生系统 烟道膨胀节冷却器壳体及进出口短节。烟气凝结水成份分析4.2 分馏系统应重点关注的监测部位包括分馏塔壁及塔顶出口管线，塔顶冷换设备，分馏塔底塔壁及高温管线，油浆换热器等，对这些部位应布置定点测厚。也可以在高温管线上42、安装在线探针，同时对塔顶铁离子含量、氯离子含量等进行化学分析。表 2-6 分馏系统腐蚀监检测方案设备类型腐蚀挂片腐蚀探针定点测厚化学分析分馏系统分馏塔顶，塔中，塔底。塔顶、塔底壳体壁厚。塔顶冷换设备。-分馏塔顶Fe离子Cl ，硫含量，pH值。循环水、补充水水质分析。分馏系统油浆、二中系统管线在腐蚀严重的高温管线上安装电阻探针。高温管线。4.3 吸收稳定系统需进行定点测厚的部位包括吸收塔、解析塔、稳定塔塔顶，塔底及塔底重沸器壳体，出口短节等部位需进行定点测厚。表2-7 吸收稳定系统腐蚀监检测方案设备类型腐蚀挂片腐蚀探针定点测厚化学分析吸收稳定系统吸收稳定系统各塔器吸收解吸稳定塔顶，塔底。吸收稳定43、系统冷却器及管线塔底重沸器壳体，进出口短节；腐蚀严重的管线。4.4 能量回收系统这部分的监测重点是烟气管线，宜用定点测厚的方式加以监测。对烟气成分进行化学分析，估算露点。表 2-8 能量回收系统腐蚀监检测方案设备类型腐蚀挂片腐蚀探针定点测厚化学分析能量回收系统无无烟气管线。烟气成分，露点计算。4.5 装置日常腐蚀检查重点部位对装置进行的停工腐蚀检查，应严格按照关于加强炼油装置腐蚀检查工作管理规定进行，催化装置，其重点检查部位如下：反再系统：1）主要检查反应、再生器的旋风分离器及内部件，包括翼阀、料腿的冲刷，焊缝裂纹。2）检查烟道管的焊缝裂纹、膨胀节裂纹、滑阀内件冲刷腐蚀。3）外取热器、三旋内件44、的冲刷腐蚀。4）再生器-三旋的烟气系统的壁板焊缝应力腐蚀裂纹。5）三旋至烟机 18-8 管线的蠕变裂纹，低点冷凝酸性水腐蚀。6）反应器至分馏塔大油气管的蠕变裂纹、石墨化。7）余热锅炉省煤段的露点腐蚀及过热段的冲刷腐蚀。8）反再系统其它需要重点检查部位及注意事项：（1）双层带龟甲网衬里出现不同程度的鼓泡、断裂和衬里开裂脱落现象。原因为：1）龟甲网选材不当，目前的经验来看采用 0Cr13 较好，含碳量低，韧性好，可焊接性好；2）保温钉布置太稀，规范要求每平方米布置 16 个，在筒节开口相惯线部位应适当多布置，以减少开裂的发生；3）保温钉与器壁焊接质量太差，导致龟甲网鼓泡处保温钉被连根拔起，焊接时注45、意检查保温钉的焊接质量。（2）提升管的进料喷嘴、事故蒸汽和沉降器及再生器内的旋分器料腿、拉筋、翼阀、测压、测密度管等尽量使用奥氏体不锈钢材料。（3）两器内开口接管的衬里护圈，烧焦罐内的空气分布管可以采用低合金强度钢，如：Cr5Mo，12CrMo 等。分馏系统：分馏系统应重点检查高温油浆系统设备管线，分馏塔进料段管线和分馏塔中下部，分馏塔顶冷却器、回流罐。吸收稳定系统：吸收塔顶，没有内衬的设备。能量回收系统： 烟气管道低温部分、低点死角、膨胀节等部位。烟气脱硫系统:洗涤塔烟囱段露点腐蚀、开裂、氯离子形成的酸腐蚀穿孔和局部腐蚀减薄；碱性介质对容器、管线阀门阀板阀体形成坑蚀。5、测厚记录6、测厚结果分析每月测厚结束后，需结合历史测厚数据分析管线腐蚀速率，对装置腐蚀情况进行总结评价并及时优化调整防腐措施（防腐助剂加注量、腐蚀部位设备材质升级情况等）。