腐蚀形态：对碳钢为氢鼓泡及焊缝开裂，对 Cr5Mo、1Crl3及低合金钢而使用不锈钢焊条则
为焊缝处的硫化物应力腐蚀开裂。其腐蚀机理 为H2S－H2O型的腐蚀及开裂。
CO2－H2S－H2O部位防腐措施：此部 位宜使用碳钢，并控制焊缝硬度不大于 HB200。此部位不宜使用Cr5Mo和1Crl3钢， 更不应采用一般不锈钢焊条。
④硫含量：环烷酸形成可溶性的历蚀产物，
而硫化氢的腐蚀产物是不溶的。当两者的同
时进行，且含硫量低于某临界值时，其腐蚀
情况加重，亦即环烷酸破坏了硫化氢的腐蚀
产物，生成可溶于油的环烷酸铁和硫化氢，
使腐蚀继续进行。若硫含量高于临界值时，
硫化氢在金属表面生成稳定的 FeS 保护膜；
可减缓环烷酸的腐蚀作用。
S-H2-SRSH－RCOOH部位防腐措施： ① 脱去 环 烷 酸 ， 使 原 油 酸 值 （ KOH） 低 于 0．5mm／g，或注碱中和降低介质酸度； ② 在 腐 蚀 部 位 采 用 ICr18Ni9Ti 或 ICrl8Ni12Mo2不锈钢，或碳钢渗铝技术等； ③适当加大转油线管径，降低流速，从而 降低环烷酸的冲刷程度； ④管道及设备内壁焊缝磨平，防止产生涡 流，减少设备腐蚀 。
在吸收解吸系统，随着 CN- 的存在和浓 度的增加，对设备的腐蚀影响也增大。当催 化原料中 CN- 总量大于 0 ． 1 ％时，就会引起
设备的严重腐蚀，当CN- 大于0．05％时，促
进腐蚀的作用明显存在。
HCN－H2S-H2O防腐措施：可采
用水洗办法，将氰化物脱除，或注入
多硫化物有机缓蚀剂，将氰化物消除。 这两种方法可减缓设备的腐蚀。或采
（4）RNH2－CO2－H2S－H2O型
腐蚀部位：干气及液化石油气脱 硫的再生塔底部系统及富液管线系统， 温度高于90℃，压力约0．2MPa。

腐蚀形态：在碱性介质（ PH 值＞ 8 ）
下，由CO2及胺引起的应力腐蚀开裂和均
匀腐蚀。腐蚀关键因素为CO2及胺。
RNH2－CO2－H2S－H2O 部 位 腐 蚀 防 腐措施：对操作温度高于 90 ℃的碳钢
必须经过二次脱盐才能除去．

所以各炼厂经一次脱盐后，所剩 的盐类中镁盐、钙盐仍为主要成分。
这就是系统中存在 HCl 的主要来源 。

即使炼制低硫原油（如大庆原油），如果
脱盐效果不好，或不进行脱盐，则原油中
的 盐 在 常 压 塔 顶 冷 凝 冷 却 部 位 ， 因 HCI-
H2S- H2O 而导致的腐蚀同样严重。所以无
4、高温（240～500℃）重油H2S型
（l）S-H2-SRSH（硫醇）型
腐蚀部位：焦化装置、催化裂化装置的加 热炉、分增塔底部及相应的底部管线、换热 器等设备，腐蚀程度以焦化分馏塔底系统最 重，减压塔底系统次之，催化分馆塔底系统 又次之。腐蚀机理为化学腐蚀。 腐蚀形态：均匀腐蚀。
影响高温腐蚀的因素如下。
例存在于裂解产物中，其中有 1％～2％的 氨化物以 HCN形态存在，而形成了 HCN
－H2S-H2O腐蚀环境。HCN的存在对 H2S－
H2O的腐蚀是起促进作用的。 。

氰离子在碱性的 H2S－H2O溶液中有两种 作用：氰化物溶解保护膜 FeS，而加速 H2S 的 腐蚀，且产生有利于氢向钢中的渗透；氰化 物消除掉溶液中的缓蚀剂。 。

PH值：原油脱盐后，塔顶部位的PH值
2～3（酸性），但经注氨后，可使溶液呈
碱 性，此时PH值可大于7，国内炼厂在“一脱四 注”后，控制 PH 值为 7 ． 5 ～ 8 ． 5 。这样可
以
H2S浓度：对常压塔设备腐蚀的影响不甚显著，
如胜利炼油厂炼制孤岛原油时，北常减压塔顶冷
凝水含硫化氢1070mg/L，与一般情况（含硫化氢
含硫量：原油在高温重油部位腐蚀率的大
小取决于原油中含活性流量的多少（不是总 含硫量），活性硫含量增加，将提高腐蚀率。
温度：温度的影响表现为两方面，其一是
温度提高促进了硫、硫化氢及硫酸与金属的
当温度高于240℃时。随着温度的提高，高温 硫腐蚀逐渐加剧，到430℃腐蚀达到最高值。 到 480 ℃接近完全，腐蚀开始下降。到 500 ℃ 则无高温硫腐蚀，而此时要考虑的是高温氧 化腐蚀。
S-H2S-RSH部位防腐措施：重油高温部位主
要采用材料防防腐。设备使用 ICr13及
ICrl8Ni9Ti 村里，管线使用 Cr5Mo 防腐是有效
的。国内试研的一些无铬新钢种（12AIMoV
及 12SiMoVNiAl）也有一定效果。原石油部曾 规定高温重油部位允许材料的腐蚀率为 0．5mm／a。
（2）S-H2S-RSH－RCOOH（环烷酸）型
则在球罐中造成 H2H-H2O 型的腐蚀条件。
低温 H2S-H2O 型硫化物产生腐蚀开裂影 响因素如下：
水：由于硫化物应力腐蚀破裂是一个水解
的电化学反应，为此水的存在是必要条件。
除含水外，介质中的其他杂质如氯离子（Cl）、CO2 的存在都增加溶液的腐蚀性，因此
也有助于硫化物应力腐蚀开裂的发生，但有
时Cl-和CO2的存在也会使腐蚀机理改变，因
而由Cl-及CO2作为应力腐蚀开裂的主要因素。
PH 值：硫化物应力腐蚀开裂一般在
酸性溶液中产生。由于碱性溶液中硫化
物膜的保护作用、 PH 值大于或等于 6 情 况下，一般不发生破裂，但是有CN-存在
时，可在碱性溶液中发生硫化物应力腐
蚀开裂。
温度：硫化物应力腐蚀开裂一般在室温
炼油装置中的 腐蚀类型及防护措施
刘小辉
中石化公司茂名分公司设备监测研究中心
加工含盐、硫较多的原油对炼厂设
备腐蚀极为严重，其程度除与盐、硫含
量有关外，还与腐蚀环境有关。其腐蚀 环境可分为高温和低温两大类，每一类
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
又因其他介质如
HCI、HCN 等的加人而
又有其不同的腐蚀类型
低温部位通常指T≤230℃，且有水存在部 位主要有常减压、催化裂化、焦化等装置的 塔顶及其冷凝冷却系统，腐蚀类型为电化学 腐蚀腐蚀严重。因介质不同而产生不同的腐 蚀类型。其中低温（ T＜120℃）轻油 H2S-H20 腐蚀类型有： HCl-H2S-H2O 型、 HCN－H2S-H2O 型 ， CO2-H2S-H2O 型 、 RNH2（ 乙 醇 胺 ） - CO2H2S-H2O型、H2S-H2O型。另外还有连多硫酸的 腐蚀、低温烟气的硫酸露点腐蚀。

Cl-浓度：在HCI－ H2 S- H2 O腐蚀分质 中，HCI的腐蚀是主要的．其关键因素 为含量， HCI 含量低则腐蚀轻微， HCI
含量高则腐蚀加重。HCI来源于原油中
的氯盐。原油经一次脱盐后，不易水解
的NaCl占含盐量的35％一40％，而易水
解的 MgCl：和 CaCl。仍占 60 ％～ 65 ％，
和常压塔顶部（顶部五层塔盘及其上部）及 塔顶冷凝冷却系统。
腐蚀形态：对碳钢为均匀腐蚀，对
Cr13 钢为点蚀，对 1CR18Ni9Ti 钢则为氧
化物应力腐蚀开裂。
氯化氢和硫化氢在没有液态水时（气象 状态）对设备腐蚀很轻，或基本无腐 蚀．（如常压塔顶部封头及常顶馏出线气相 部位）但在汽相变液相的相变部位，出现冷 暖水之后，则形成 HCl-H2S-H2O 型腐蚀介质， 对设备腐蚀严重（如常压塔顶部塔盘、塔顶 冷凝器、冷凝器等有相变部位）。 上述腐蚀部位的防腐措施如不当，不但要 消耗大量钢材，而且对炼厂正常生产影响也 大。这种腐蚀的影响因素很多，主要影响因素 为Cl-、H2S含量和PH值。
设备及管线进行焊后消除应力热处理， 可防止碱性环境中由碳酸盐引起的应力
腐蚀开裂。
（5）H2S－H2S型 加氢装置和脱硫装置中后冷器内浮头螺
腐蚀部位：主要为液化石油气球罐、
栓。
腐蚀形态：酸性条件下的硫化物应 力腐烛开裂或氢鼓泡。
根据原油不同，液化石油气中含硫量
可达 0 ． 118 ％～ 2 ． 03 ％，若脱硫不好，
用铬钢钢12Cr2AlMoV），配用317焊
条，焊后750℃热处理。

（3）CO2－H2S－H2O型

腐蚀部位：脱硫装置的再生塔顶的冷凝冷却
系统（管线、冷凝冷却器及回流罐）的酸性 气部位。塔顶酸性气的组成为 H2S（50％～ 60％）、CO2（40％～30％）、 烃 （ 4 ％ ）
及水分。温度为40℃，压力为常压。
化学反应，温度升高会促使非活性硫的分解。
流速：介质流速增加，腐蚀率提高。因流
速大的部位，FeS膜被冲刷脱落，破坏了对金
属的保护作用。
含盐量：介质中存在少量的盐是可作为抑
制高温硫腐蚀的的缓蚀剂。。当原油脱盐后，
含盐量低于2· 85mg／L时，虽对低温轻油部位
腐蚀有所减轻，但对高温重油部位将产生不 利影响。
30～40mg/L）相比，设备腐蚀程度并无明显加剧。

HCI- H2S-H2O部位防腐措施：此部位防腐
以工艺防腐为主、材料防腐为辅。工艺防腐采
用“一脱四注”（脱盐、注碱、注缓蚀剂、注 氨及注水）。经“一脱四注”后．控制适当的 工艺指标，如当 PH值为 7．5～8．5时，则碳 钢设备如常压塔顶空冷器的腐蚀速率可低于
执行焊接工艺；
②球罐焊后要进行整体消除应力热处理，焊
缝硬度控制低于HB200；
③降低液化石油气中的 H2S含量小于0．01％
（液化石油气经脱硫或碱洗处理）。
2、连多硫酸的腐蚀与防护
连多硫酸的腐蚀主要是由连多硫酸引起的 应力腐蚀开裂，在加氢精制时出现的可能性 更大。1998年9月重油催化车间一段再生器烟 机的烟气管线（材质为18－8不锈钢）发生连 多硫酸的腐蚀开裂事故。原因是含有H2S的系 统设备停工时，FeS与空气接触生成连多硫酸 （H2SxO6,x=3,4,5)所致。
论炼制何种含硫原油，均应注意原油脱盐，