湿硫化氢腐蚀与防护.
硫化氢腐蚀与防护相关知识
硫化氢腐蚀与防护相关知识1. 硫化氢腐蚀的预防措施1.1. 选用抗硫化氢材料抗硫化氢材料主要是指对硫化氢应力腐蚀开裂和氢损伤有一定抗力或对这种开裂不敏感的材料。
同时采用低硬度(强度)和“完全淬火+回火”处理工艺对材料抗硫化氢腐蚀是有利的。
美国国家腐蚀工程师学会(NACE)标准MR－01－75(1980年修订)中规定：含硫化氢环境中使用的钻杆、钻杆接头、钻铤和其它管材的最大硬度不许高于HRC22；钻杆接头与钻杆的焊接及热影响区应进行“淬火+595℃以上温度的回火”处理；对于最小屈服强度大于655MPa的钢材应进行“淬火+回火”处理，以获得抗硫化物应力腐蚀开裂的最佳能力。
1.2. 抗H2S腐蚀钢材的基本要求⑴成分设计合理：材料的抗H2S应力断裂性能主要与材料的晶界强度有关，因此常常加入Cr、Mo、Nb、Ti、Cu等合金元素细化原始奥氏体晶粒度。
超细晶粒原始奥氏体经淬火后，形成超细晶粒铁素体和分布良好的超细碳化物组织，是开发抗硫化物应力腐蚀的高强度钢最有效的途径。
⑵采用有害元素(包括氢，氧，氮等)含量很低纯净钢；⑶良好的淬透性和均匀细小的回火组织，硬度波动尽可能小；⑷回火稳定性好，回火温度高(＞600℃)；⑸良好的韧性；⑹消除残余拉应力。
1.3. 添加缓蚀剂实践证明合理添加缓蚀剂是防止含H2S酸性油气对碳钢和低合金钢设施腐蚀的一种有效方法。
缓蚀剂对应用条件的选择性要求很高，针对性很强。
不同介质或材料往往要求的缓蚀剂也不同，甚至同一种介质，当操作条件(如温度、压力、浓度、流速等)改变时，所采用的缓蚀剂可能也需要改变。
用于含H2S酸性环境中的缓蚀剂，通常为含氧的有机缓蚀剂(成膜型缓蚀剂)，有胺类、米唑啉、酰胺类和季胺盐，也包括含硫、磷的化合物。
如四川石油管理局天然气研究所研制的CT2－l和CT2－4油气井缓蚀剂及CT2—2输送管道缓蚀剂，在四川及其他含硫化氢油气田上应用均取得良好的效果。
1.4. 控制溶液pH值提高溶液pH值降低溶液中H+含量可提高钢材对硫化氢的耐蚀能力，维持pH值在9~11之间，这样不仅可有效预防硫化氢腐蚀，又可同时提高钢材疲劳寿命。
柴油加氢装置的低温湿硫化氢腐蚀与防护
塔塔 顶 系统 。冷 凝 水 中 Ｆ２ 超 标 严 重 ， ｅ’ 多次 造 成
换热 器管 束 腐 蚀 破 裂 和 穿 孔 ， 接 威 胁 着 安 全 生 直 产 。投 加 某 中 和剂 后 ， 腐蚀 问题 有 所缓 解 ， 冷 凝 但 水 中 ’ 仍然 偏高 ， 腐蚀 依然 存在 。 随着 公 司高 硫原 油加 工 比例 的逐步 提高 ， 原料 中硫含 量 将进 一步增 高 ， 塔顶 体系 将遭受 严重 的湿 Ｈｓ 蚀 ， ＇腐 特别 是塔 顶 空冷 器 和水 冷器 等 Ｈ ｓ浓度 ＇ 高 的部位 ， 可避 免 地 发 生 低 温 Ｈ ｓ—Ｈ ０腐 蚀 。 不 ， ，
脱硫 系统 中存在 的低 温 湿 硫 化 氢腐 蚀 和 氯化 物 应 力腐 蚀 开裂 。投 加缓蚀 剂是 最经 济 、 最有效 的控制
方法。
中国石油 天然 气集 团公 司兰 州 石化 公 司柴 油
冷却部位 ， 的腐蚀介 质是 ｓ和 ０腐 蚀环境 ， 主要 当 ｓ与液相水或含水物流共存时 ， 成湿 Ｈ ｓ 就形 ２ 腐
柴油 加 氢 装 置 的低 温 湿 化 氢 腐 蚀 与 防护 硫
左 超 段 玉科 王健 平 张 龙
（ 国石 油 天然 气 集 团 公 司 兰 州 石 化 公 司 ， 肃 兰 州 ７０６ ） 中 甘 ３００
摘 要 ： 对 中 国石 油 天然 气集 团公 司兰 州石 化 公 司 柴 油 加 氢 装 置 分 馏 塔 塔 顶 低 温 冷 凝 部 位 的 腐 针 蚀 问题 ， 点讨 论 了 Ｈ Ｓ ’ 重 ， —Ｈ Ｏ腐蚀 环 境 的 腐 蚀 介 质 来 源 、 蚀 过 程 和 腐 蚀 形 态 ， 提 出 了具 体 的 防 腐 并 护措 施 。在 稳 定 吸 收 塔 分 馏 塔 塔 顶 冷 凝 系统 应 用 Ｈ Ｙ一１９加 氢缓 蚀 剂 后 ， 大 降 低 了冷 凝 水 中 的 Ｆ ０ 大 Ｆ２ ｅ 浓度 ， 得 了 良好 的 缓 蚀 效 果 ， 与 以前使 用 的 中和 剂 Ａ进 行 了经 济 技 术 比较 。 取 并
部分炼油装置湿硫化氢的腐蚀与工艺防腐蚀
素和腐蚀 的控制措施等方 面进行 了较为详 细的介绍。
关 键词 ： 硫 化 氢 湿 腐蚀 腐蚀机理 防 腐 蚀措 施
中图分类号 ：Ｅ ８ ． Ｔ ９５ ９
王菁辉 赵文轸 ’
（ ．西安交通大学材料科学与工程学院 ， １ 陕西 西安 ７ ０４ ； １０ ９
２ ．中国石化集 团洛 阳石油化工工程公 司， 河南 洛ห้องสมุดไป่ตู้ ４ １０ ） ７ ０ ３
摘 要： 文章主要就 Ｈ １ ２ Ｃ 一Ｈ ｓ—Ｈ Ｏ， Ｃ ２ Ｈ Ｎ—Ｈ２ ｓ—Ｈ Ｏ， ２ ２ Ｈ Ｓ—Ｈ２ Ｏ和 Ｃ ２ Ｏ 一Ｈ２ ｓ—Ｈ Ｏ等湿硫化 ２
Ｆ ＋ ｃ Ｆｃ ＋ ２为控制性的腐蚀反应） ｅ Ｈ ｌ ｅＩ Ｈ （ ２
Ｆ ＋ ２一 Ｆｓ’ ＋ Ｃ Ｆｃ２ ２（ ｅ Ｈ ｓ ÷ ｅ Ｌ Ｈ ｌ ｅ ｌ＋Ｈ ｓ 为加速
腐蚀的反应 ）
１３ 腐蚀部 位 ．
Ｈ １ Ｈ Ｓ Ｈ Ｏ腐蚀体系发生 的部位主要在 Ｃ一 — 低温部位（ 初馏塔顶及其冷凝冷却系统 、 常压塔顶 部的 ５ 层塔盘、 塔体和挥发线及冷凝冷却系统 、 减 压塔 顶及 其冷凝 冷 却 系统 ） 催化 重 整 的加 氢 预处 ；
理 的低温 系统 ； 柴油加 氢 和加氢 裂化 的低 温系统 等
原 油 中的杂质 包括 硫 、 、 氮 氧和无 机盐 、 环烷酸 等一 系列物质 。其 中 的无 机盐 由于 炼 油工 艺 过程 中加入 的水 而使无 机盐包 括氯 化钠 、 氯化钙 和氯化
镁等在较高温度下发生水解而产生氯化氢 以及原 油中的有机氯化物加热分解产生氯化氢 ， 原油中本
腐蚀与防护管理办法(最终版)
腐蚀与防护管理办法第一部分总则1.1 为加强腐蚀监测、停工期间的腐蚀检查工作、涂料防腐工作、湿硫化氢环境腐蚀与防护工作、定点测厚工作，依据国家有关法规、标准以及《腐蚀与防护管理规定》，制定本管理办法。
1.2各专业厂应根据本厂实际情况，对应本管理办法制定本单位的腐蚀与防护实施细则，对目前还不具备条件无法实施的要求应制定出计划，逐步完善。
1.3 本管理办法适用于各装置。
第二部分腐蚀监测第一章一般规定2.1本部分所涉及的防腐蚀监测手段，主要是行业现行的、成熟的、多数企业通用的几种腐蚀监测手段，主要包括：原油、原料油、中间馏分油腐蚀介质的监测；原油电脱盐系统中脱后盐含量的监测；工艺冷凝水（装置顶循冷凝、冷却系统）或含水介质中腐蚀介质或腐蚀产物的监测；采用在线腐蚀探针手段所开展的腐蚀速率监测；采用旁路监测等手段进行系统腐蚀速率的监测；其它可靠的监测手段。
第二章腐蚀监测项目2.2原油、馏分油、原料油腐蚀监测2.2.1监测目的：掌握进厂或进装置原油、原料油中腐蚀性介质的变化趋势，可预先判断腐蚀介质对装置的腐蚀程度，制定适合的腐蚀控制方案。
2.2.2监测范围：原油、原料油腐蚀监测是指对进厂或进装置所有种类原油或原料油的腐蚀性介质；馏分油腐蚀性监测是指蒸馏侧线、其它炼油装置转化油中腐蚀性介质；盐含量是监测原料油及蒸馏电脱盐前后蒸馏原料中的盐含量。
2.2.3监测项目：对原油主要监测原油中的酸值、硫含量和盐含量；对侧线馏分油及进装置原料油主要监测酸值、硫含量、氯含量、氮含量、铁含量、镍含量、钒含量等；对进蒸馏装置原料油需要监测脱后盐含量。
2.2.4监测频次及执行标准见表1。
表1原油、馏分油、原料油腐蚀监测频次及执行标准注：如果原油或原料油种类变化较大，建议增加频次。
2.3工艺冷凝水及含水介质中腐蚀性介质或腐蚀产物的监测2.3.1监测目的：掌握系统的腐蚀程度与腐蚀控制程度。
2.3.2监测范围：炼化装置生产过程产生的、含水介质中存在的腐蚀部位，主要监测介质中腐蚀性介质及腐蚀产物。
石油化工设备在湿硫化氢环境中的腐蚀与防护措施
石油化工设备在湿硫化氢环境中的腐蚀与防护措施作者：张彦杰来源：《环球市场》2019年第33期摘要：本文在全面了解腐蚀原理的基础上，对湿硫化氢环境下石油化工设备腐蚀情况、影响因素进行了分析，并提出了几点防护措施。
关键词：湿硫化氢;石油化工设备;腐蚀原理一、腐蚀原理在湿硫化氢环境中，石油化工设备多会出现四种腐蚀情况，即氢鼓包（HB）、氢致开裂（HIC）、硫化氢应力腐蚀开裂（sscc）和应力导向氢致开裂（SOHIC），四种腐蚀机理各有不同，如应力导向氢致开裂（SOHIC），此类开裂裂缝较为细小，多处于夹杂物和缺陷出，裂纹方向基本相同，是较为常见的一种腐蚀开裂情况。
硫化氢应力腐蚀开裂（SSCC）则是指湿硫化氢分子会形成氢原子，当钢内进入氢原子之后，便会对钢内部造成影响，从而产生钢脆弱，导致应力开裂。
氢致开裂（I-IIC）是指有氢气泡存于钢材内部，在压力增加的同时，较小的氢气泡则会逐步产生裂纹，随着时间的延长，裂纹将呈阶梯状连在一起，此时在表面的裂纹将呈带状分布，开裂程度越来越严重，危害越来越大，最终影响设备正常运行。
氢鼓泡（HB）是指设备在被含硫化物腐蚀的过程中，将会有氢原子被分解出来，且涌入钢材内，并形成氢气，具有较大膨胀力，当分子聚集到一定程度时，将大大增加对外界的压力，并由此构成氢鼓泡，产生裂纹。
一般情况下，这种裂纹多出现于设备内壁。
一般情况下，这种腐蚀很难恢复，检修难度较大。
在机械设备腐蚀过程中，设备的腐蚀反应过程如下：硫化氢在水中发生电离：渗透到钢材内）通过上述反应过程，在水溶液内硫化氢内的氢离子将被分解出来，由钢内获取电子之后，可还原为氢原子。
氢原子的亲和力较强，极易结合起来并构成氢分子排出。
若由硫化物、氰化物等存于环境内，将会影响氢原子的亲和力，甚至破坏氢分子产生的反应。
这种情况下，钢内部极易渗入氢原子，并在晶格内溶解。
氢原子溶解后，游离性极强，将会对钢材的流动性、断裂行为等产生不利影响，甚至出现氢脆情况。
钻井试气中硫化氢的腐蚀及防治
钻井试气中硫化氢的腐蚀及防治张照鸿（陕西延长石油集团油气勘探公司天然气勘探开发部，陕西延安 716000）【摘要】针对气田钻井试气中钢材在湿硫化氢环境中的腐蚀现象，通过对硫化氢腐蚀机理的探讨，分析了气田钢材在制造、使用中腐蚀的影响因素，提出了气田钢材腐蚀防治的一些措施，确保气田钢材的安全正常使用。
关键词：硫化氢腐蚀防治1 引言近年，在鄂尔多斯盆地油气勘探中，在某些层位或多或少的有硫化氢显示，硫化氢是一种无色、臭鸡蛋气味的有毒气体，在钻井作业时循环的钻井液中一旦发生H2S气侵，就会对钻井液组成产生严重污染，导致钻井液的流变性能变差，如影响携带岩屑、井壁稳定、造成起下钻压力激动等，增加钻井成本[1]。
而硫化氢对钻具的副作用，则引起氢脆和金属变质的危害更是不可忽视。
由腐蚀造成的经济损失很大,据统计,全国钻杆的平均耗量为4kg/m以上,即每钻进1m,损耗钻杆4kg以上[2]。
2 钻井过程中硫化氢来源2.1 油气井中H2S的来源石油中的有机硫化物热作用分解产生H2S气体，H2S含量将随地层埋深增加而增加,在井深2600米，H2S含量在0.1-0.5%之间，而超过2600米时含量超过2-23%，当地温超过200-250℃时，热化学作用将加剧而产生大量H2S。
石油中的烃类和有机质通过储集层水中的硫酸盐的高温还原作用而产生H2S，下部地层中硫酸盐层通过裂缝等通道，使H2S上窜而来，含硫的地层流体（油、气、水）流入井内。
而在非热采区，因底水运移，将含H2S地层水推入生产井而产生H2S。
还有某些深井泥浆处理剂高温热分解和厌氧菌作用于有机硫或无机硫产生H2S。
2.2 钻井泥浆高温分解磺化酚醛树脂100℃分解，三磺（丹煤、褐煤、环氧树脂）150℃分解，磺化褐煤130℃分解，本质素硫酸铁铬盐180℃分解，丝扣油高温与游离硫反应，某些含硫原油或含硫水被用于泥浆系统。
3 硫化氢的腐蚀机理、危害及影响因素3.1 硫化氢腐蚀机理硫化氢的水溶液是弱酸，其作为弱酸离解为离子：H2S=HS-+ H+，HS-=S2-+2H+。
湿硫化氢环境腐蚀与防护
湿硫化氢环境腐蚀与防护第一章总则1.1 为规范湿硫化氢环境腐蚀与防护工作，防止发生安全事故，依据国家有关法规、标准，制定本指导意见。
1.2石油化工装置在湿硫化氢环境（含有气相或溶解在液相水中，不论是否有氢气存在的酸性工艺环境）使用的静设备，为抵抗硫化物应力腐蚀开裂（SSC）、氢诱导开裂（HIC）和应力导向氢诱导开裂（SOHIC），在设计、材料、试验、制造、检验等方面的要求。
生产、技术、设计、工程、检修、科研等部门应积极参与和配合设备管理部门做好相关工作。
1.3对处于湿硫化氢腐蚀环境中的设备抗 SSC、HIC/SWC 和 SOHIC 损伤的最低要求，其中包括碳钢和低合金钢，以及碳钢及低合金钢加不锈钢的复合钢板制造的设备。
但不包括采用在金属表面（接触介质侧）增加涂层（如喷铝等）防止基体材料腐蚀开裂的设备。
1.4凡处于湿硫化氢环境中的设备在材料选择、设备制造与检验均应满足本标准的要求，否则可能导致设备 SSC、HIC/SWC 和 SOHIC 的破坏。
1.5不包括湿硫化氢引起的电化学失重腐蚀和其他类型的开裂。
1.7 湿硫化氢腐蚀环境的定义与分类：1.7.1 介质在液相中存在游离水，且具备下列条件之一时称为湿硫化氢腐蚀环境：（1）在液相水中总硫化物含量大于 50ppmw；或（2）液相水中 PH 小于 4 且总硫化物含量大于等于 1ppmw；或（3）液相水中 PH 大于 7.6 及氢氰酸（HCN）大于等于 20ppmw，且总硫化物含量大于等于 1ppmw；或（4）气相中含有硫化氢分压大于 0.0003MPa（0.05psia）。
1.7.2 根据湿硫化氢腐蚀环境引起碳钢和低合金钢材料开裂的严重程度以及对设备安全性影响的大小，把湿硫化氢腐蚀环境分为 2 类，在第I 类环境中主要关注 SSC，而在第Ⅱ类环境中，除关注 SSC 外，还要关注HIC 和 SOHIC 等损伤。
具体划分类别如下：第 I 类环境（1）操作介质温度≤ 120℃；（2）游离水中硫化氢含量大于 50ppmw；或（3）游离水的 PH ＜ 4，且含有少量的硫化氢；或（4）气相中硫化氢分压大于 0.0003MPa（绝压）；或（5）游离水中含有少量硫化氢，溶解的 HCN 小于 20ppmw，且 PH ＞7.6。
湿硫化氢环境下管线的腐蚀及防护
第 5 期 刘海滨等. 湿硫化氢环境下管线的腐蚀及防护 · 31 ·
MPa ; (130 MPa ) Φ —焊缝系数 ,无缝钢管取 1 ; C —管子壁厚的附加余量 (包括腐蚀裕 量及壁厚负偏差) ,mm ; (此处取 3mm ,偏 于保守) 得出 s = 5. 53mm。 设计人员按当时弯头最小壁厚为 5. 3mm、使用 10 年 、局部最大腐蚀率为 0. 15mm/ a 计 ,该弯头的 设计计算厚度仅需 5. 53mm (还包括了 2. 54mm 的 腐蚀裕量) ,因此确定这部分管线可以利旧 。 通过对破裂的 3 号弯头测厚 ,测得其外弧顶最 薄处为 3. 1mm ,按运行时间 20 个月计 (1999 年 12 月至 2001 年 7 月) ,其局部最大 腐 蚀 率 竟 达 到 1. 56mm/ a ,E103/ C、D 其余三个出口弯头局部最大 腐蚀率分别为 0. 94 、1. 12 、0. 946mm/ a , 新投用的 E103/ A 、B 的 4 个出口弯头 (Φ89mm ×10mm) 局部 最大腐蚀率分别 0. 5 、0. 81 、0. 87 、0. 56 mm/ a ,而所 有入口管线及弯头 、出口管线均减薄较少 ,腐蚀率 不大于 0. 1mm/ a 。
此操作条件下 20 号 1 钢是不耐腐蚀的 (见表 1) 。 说明由于介质流量发生了较大偏流 , E103/ C、D 出
表 1 空冷出口挂片探针腐蚀试验数据
口弯头腐蚀率远高于 E103/ A 、B 的弯头腐蚀率 。
挂片材质
20 号 ND 20 号 0Cr13 08Cr2AlMo 1Cr18Ni9Ti 1Cr18Ni9Ti
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
氢鼓包
阴极反应生成的原子氢半径很小，只有7.8×10-6mm， 其中约有1／3很容易进入钢的晶格，并在钢的内部缺陷处 (如夹渣、气孔、裂纹、分层等)或晶界上聚集，结合成氢 分子。当在一个狭小的闭塞空间内有大量的氢分子生成时， 此处的压力将高达几百兆帕，从而造成钢材的鼓包或鼓包 开裂。 在这种腐蚀环境中生成的络合物Fe(CN) 64- ，在碱性溶液 中可以大大加剧原子氢的渗透。因为：一方面，氰化物能 溶解FeS保护膜，使钢失去保护；另一方面，它又能阻碍 原子氢结合成分子氢，使溶液中保持着较高的原子氢浓度。 因此，氢渗透率随系统中氰化物浓度的增加而增加。 氢鼓包的产生，主要是由于氢聚集引起。因此，即使在没 有外加应力的情况下，它也能照样发生。严重时，鼓包表 面将会导致开裂（HIC）。
C 腐蚀原因
腐蚀介质主要来源于原油中的氯化物（NaCl、MgCl2、 CaCl2 和有机含氯清蜡剂）和硫化物。 具体腐蚀过程如下：
Fe+2HCl → FeCl2十H2 FeCl2+H2S → FeS↓+HCI FeS+2HCl → FeCl2+H2S
冷凝系统严重腐蚀，尤其是气液两相转变的“露点”部位， 剧烈的腐蚀是由于低pH值的盐酸引起的： Fe+2H+ → Fe2+＋H2 ↑ FeS+2H+ → Fe2+＋H2S ↑ 随着冷凝过程的进行，冷凝水量不断增加，HCl水溶液不 断被稀释，pH值提高，腐蚀应有所缓和。但在这一过程 中，H2S的溶解度迅速增加，提供了更多的H＋，促进了氢 去极化腐蚀反应：
具体的腐蚀部位、腐蚀形态、腐蚀原因及
机理、防护措施和腐蚀监测手段进行了详
细介绍和探讨。
主要内容
炼油厂的湿硫化氢环境及其防护原则
常减压低温(≤120℃)轻油部位HCl-H2S-H2O腐蚀
催化裂化装置的H2S-HCN-H2O型腐蚀
脱硫装置H2S-CO2-RNH2-H2O型腐蚀类型
炼油厂的湿硫化氢环境 及其防护原则
C 腐蚀原因
催化原料油中的硫化物，分解生成H2S，原料油中的氮化 物也发生裂解，其中约有10～15％转化成NH3，有l～2％ 则转化成HCN，而吸收稳定系统的温度较低，有水存在， 从而构成了H2S-HCN-H2O类型的腐蚀环境。腐蚀主要表 现为以下三种形式： 一般腐蚀 氢鼓包 硫化物引起的应力腐蚀开裂
4.5<pH<6.5，H+以及HS-浓度都很低，腐蚀速率最小；
6.5<pH<8，HS-浓度升高，形成不牢固的硫化物腐蚀产 物膜，腐蚀速率再次升高；
pH>8，硫化物腐蚀产物膜强度、韧性增加，腐蚀速率 再次下降。
E 腐蚀监测
腐蚀严重区域还应该采取连续腐蚀监控技术以监测腐蚀 的程度，如果腐蚀高于目标控制值（对于塔顶系统，目 前国内控制值为0.2mm/a）应及时采取相应的措施进行 防治。
常减压低温部位 HCl-H2S-H2O腐蚀
A腐蚀部位
腐蚀部位主要是常压塔上部五层塔盘、塔体及部分挥发线、 常压塔顶冷凝冷却系统、减压塔部分挥发线和冷凝冷却系 统。
一般气相部位腐蚀较轻微，液相部位腐蚀较重，尤以气 液两相转变部位即“露点”部位最为严重。
B 腐蚀的形态
对于碳钢为均匀腐蚀，0Cr13钢为点蚀，奥氏体 不锈钢则为氯化物应力腐蚀开裂。
pH < 9 或有氰化物(HCN) 存在。
防护措施
API 和NACE 制定了一系列的指导准则 （API942、 NACE-RP-0472、NACE-RP-0296、NACE-MR0175/ISO15156 ），归纳如下： 依据湿硫化氢工况的实际条件，按照相关标准进行选 材、制造和加工； 限制焊缝硬度值不大于HB200 ，进行焊后热处理消除 应力； 严格控制焊缝金属化学成分，避免焊缝合金成分超标； 加强对制造设备材料的检查，板厚超过20mm 时，进 行100 %超声波检查等； 限制硫化氢含量或使用多硫化物等腐蚀抑制剂； 慎重选择耐蚀钢种、涂层或衬里并进行腐蚀检测 。
炼油装置的湿H2S腐蚀与防护
洛阳石化工程公司 2007.10. 9
前言
湿硫化氢腐蚀本质是一种电化学腐蚀。湿H2S 环 境除了可以造成过程设备的均匀腐蚀外，更重要 的是引起一系列与钢材渗氢有关的腐蚀开裂。如： 氢鼓泡(HB) 氢致开裂(HIC) 硫化物应力腐蚀开裂(SSCC) 应力导向氢致开裂(SOHIC)
Fe2+＋H2S → FeS↓十2H+
这样既破坏了硫化铁膜，又加速了腐蚀进程 。
D防护措施
材料选择 碳钢、双相钢、蒙乃尔； 对于H2S-HCl-H2O型腐蚀以工艺防护为主。工艺 防腐采用原油脱盐、塔顶挥发线注水、注中和剂 和缓蚀剂。
H2S-HCl-H2O腐蚀速率和pH值的关系
研究表明H2S-HCl-H2O型腐蚀的腐蚀速率并不是随着 pH值的升高而一直降低，而是存在4个pH值区间： pH<4.5，由于存在较多的H+，设备发生严重的酸腐蚀；
一般腐蚀
在pH值大于6时， H2S和铁生成的FeS，能覆盖在钢的表 面，有较好的保护性能；由于介质中CN－的存在，使FeS 保护膜溶解，生成络合离子Fe(CN)64- ，加速了腐蚀反应 的进行： FeS+6CN- → Fe(CN) 64- +S2Fe(CN) 64-与铁继续反应生成亚铁氰化亚铁： 2Fe+ Fe(CN) 64-→ Fe2[Fe(CN)6)] ↓ 亚铁氰化亚铁停工时被氧化而生成亚铁氰化铁— Fe4[Fe(CN)6]3，呈普鲁士蓝色。
湿硫化氢环境的定义
依据HG20581 - 1998《钢制化工容器材料选用规定》， 满足下述四个条件即定义为湿H2S环境： 温度≤(60 + 2 p) ℃； p 为压力，MPa； H2S 分压≥0.00035 MPa，即相当于在水中的H2S 溶解度 ≥10 ×10 – 6；
介质中含有液相水或处于水的露点温度以下；
原油电脱盐:控制脱后含盐、含水和钠离子含量到规定 指标； 塔器的低温腐蚀部位：采用低温腐蚀探针，腐蚀挂片， 日常化学分析等方法进行监测。 Nhomakorabea
催化裂化装置的 H2S-HCN-H2O型腐蚀
A腐蚀部位
分馏塔顶低温部位以及塔顶冷凝冷却系统，吸收 稳定系统 。
B 腐蚀形态
对于碳钢和低合金钢表现为湿硫化氢损伤
由于湿H2S 环境的腐蚀开裂可导致十分严重的后
果，广大研究者对此进行了深入研究，NACE还
针对湿H2S腐蚀制定了TM0177、TM0198以及 TM0284等相关腐蚀测试标准，为工业湿硫化氢 环境选材提供了实验准则。
本文对炼油厂的湿硫化氢环境及防护原
则进行了简单介绍，着重列举了炼油过程
中几种常见的湿硫化氢腐蚀类型，并对其