炼油装置中的腐蚀类型及防护措施
石油化工设备常见腐蚀类型及其防腐措施
石油化工设备常见腐蚀类型及其防腐措施（一）低温HCl-H2S-H2O型腐蚀与防腐1、主要腐蚀设备及部位主要腐蚀设备：此腐蚀环境主要存在于常减压装置的初馏塔和常减压塔的顶部(顶部五层塔盘以上部位)及其塔顶冷凝冷却器系统。
腐蚀部位：主要指常压塔上部五层塔盘、塔体及部分挥发线、冷凝冷却器、油水分离器、放水管和减压塔部分挥发线、冷凝冷却器等部位。
在无任何工艺防腐措施情况下，腐蚀十分严重，具体情况为：(1)常压塔顶及塔内构件，如无工艺防腐措施，碳钢腐蚀率高达2mm／a。
采用0Crl3材料作衬里，浮阀则出现点蚀，用18—8型奥氏体不锈钢作衬里则出现应力腐蚀开裂。
(2)冷凝冷却器是腐蚀最严重的部位。
在无任何防腐措施时，碳钢腐蚀率可高达2mm／a。
采用18—8型奥氏体不锈钢制冷凝器则在3个月到4年间陆续出现应力腐蚀破裂。
冷凝冷却器入口端(约100mm)处于高速两相流动时，在胀口处有冲状腐蚀。
空冷器更为严重，碳钢的腐蚀率可高达4mm／a。
(3)后冷器、油水分离器及放水管的腐蚀一般较前项为轻，腐蚀率随冷凝水pH值高低而变，一般为0.5～2.0mm／a。
(4)减压塔顶冷凝冷却器是减顶系统腐蚀主要几种的设备，无任何工艺防腐措施时，碳钢腐蚀率可高达5mm／a。
腐蚀形态：对碳钢为均匀减薄；对Crl3钢为点蚀；对1Crl8Ni9Ti钢则为氯化物应力腐蚀开裂。
腐蚀机理：HCl—H2S—H20部位的腐蚀主要是原油含盐引起的。
原油加工时，原油中所有的成酸无机盐如MgCl2、CaCl2等，在一定的温度及有水的条件下可发生强烈的水解反应，生成腐蚀性介质HCl。
在蒸馏过程中HCl和硫化物加热分解生成的H2S随同原油中的轻组分一同挥发进入分馏塔顶部及冷凝冷却。
当HCl和H2S2、HCl—H2S—H20环境下的防腐蚀措施此部位防腐应以工艺防腐为主，材料防腐为辅。
(1)工艺防腐措施“一脱四注”(原油深度电脱盐，脱后注碱、塔顶馏出线注氨、注缓蚀剂、注水)。
浅谈炼油厂换热器的腐蚀与防护
浅谈炼油厂换热器的腐蚀与防护摘要：石油作为能源行业的重要组成部分，对于国民经济的重要作用是显而易见的，石油工业的发展也经历了很长一段时间，形成了完整的产业链，炼油厂即为其中一项十分重要的构成部分。
在炼油厂中，换热器是常用的设备，损耗较大，其也极易受到腐蚀，给炼油厂的正常运转带来较大的影响，因此需要实时一系列有效的防护措施，预防或者治理该类问题，保障炼油厂的正常工作。
本文简单阐述了炼油厂换热器腐蚀的种类，如缝隙腐蚀、空蚀、电化学腐蚀、氯化物的循环腐蚀、应力腐蚀等，并提出了几点防护措施，包括防腐蚀涂层、异种镀层防腐、电化学防腐蚀法、选用防腐材料、强化公益防腐管理等，为从事炼油厂换热器维护与保养的人员提供一定的参考与借鉴。
关键词：炼油厂换热器腐蚀防护措施研究换热器的功能较为特殊，其在个各个类型的工业部门，在炼油工业中的使用也较为广泛，其对于炼油厂的运转有着重要的作用。
换热设备的利用是否有着较高的效率，对于炼油长炼油工艺的生产效率及成本的控制有着较大的限制作用。
而换热器在化工建设的投资中占有较大的比例，但是在实践的工业生产中，换热器极易出现腐蚀问题，极大的影响了换热器的正常运转及工作效率，情况严重的甚至会直接损害设备，使之报废，因此为了提高其利用率，延长使用寿命，使之能够高效的运转，分析造成腐蚀的原因，并有针对性的进行腐蚀的防护工作，是设备保养及管理人员的重要工作内容。
一、腐蚀的各种类型换热器由于工作性质较为特殊，其需要直接接触原油，而原油中所含有的某些元素会对其造成不同程度的腐蚀，或者由于其他原因造成腐蚀，使之受到损害，影响其正常运转，根据造成腐蚀的原因的不同，基本上可以将其分为电化学腐蚀、氯化物的循环腐蚀、应力腐蚀，具体情况如下：①电化学腐蚀电化学腐蚀在所有腐蚀种类中的占比极大。
由于碳素钢处于电解质溶液中即会构成微电池，而碳素钢主要构成元素为铁素体和渗碳体，在电解质溶液的环境中，会形成腐蚀电池，其阳极为低电位的铁素体为阳极，阴极为高电位的渗碳体，将钢材进行缓慢的腐蚀；②氯化物的循环腐蚀该腐蚀类型也属于较为常见的一种，如果换热器的低温系统中负一价的氯离子，且达不到露点，进而产生水冷凝现象。
MTBE装置腐蚀问题及相关解决措施
MTBE装置腐蚀问题及相关解决措施摘要：在炼油化工生产装置中，MTBE装置生产工艺的特殊性，使得其不可避免地会受到腐蚀问题的影响。
影响炼油化工MTBE装置腐蚀性的因素多种多样，也为腐蚀问题的解决带来了较大困难。
基于此，文章主要对MTBE装置的腐蚀机理，及具体的腐蚀问题进行了分析，进而探讨了MTBE装置腐蚀问题的解决措施，以提高MTBE装置的生产效率，保障MTBE装置长周期稳定安全运行。
关键词：MTBE装置；腐蚀；温度；醚化前言近年来，无铅汽油的广泛应用，使得含有MTBE组分的优质汽油的需求量大幅增加。
因此，炼油化工MTBE装置的运行效益越发受到关注与重视。
在MTBE装置中，主要进行的是在催化作用下异丁烯与甲醇发生的醚化反应。
在MTBE装置中也包括了醚化反应、反应蒸馏、甲醇萃取、甲醇回收等系统，所以MTBE装置的工艺流程具备较强的复杂性。
一、MTBE装置发生腐蚀的主要机理在当前的MTBE装置运行过程中，通常采用阳离子交换树脂作为装置反应的催化剂，这种催化剂是由大孔径强酸阳离子树脂组成，也因此使得MTBE装置不可避免地会受到腐蚀影响。
腐蚀产生的主要机理如下：由于C4和甲醇原料中的金属阳离子，在与硫化物、碱性物质，使得催化剂中的H+脱落；在正常反应，尤其是超温反应过程中，催化剂中的磺酸基发生脱落；催化剂本身含有制作过程中残留的游离酸；原料中甲醇带入的甲酸等，都使得MTBE装置内部形成了酸性环境，在加上进料时氧的进入，使得金属表面发生吸氧腐蚀。
二、MTBE装置中的实际腐蚀问题我国某石化公司生产装置中的MTBE装置自开车运行以来，在运行期间也曾面临较为严重的腐蚀问题。
运行两年后止水洗系统洗涤水冷却器和换热器便发生了部分列管腐蚀而导致的封堵问题。
在运行的二年期间内，仅甲醇回收塔加料线便发生了三次腐蚀破损更换，最后被迫进行管线的全面更换。
在MTBE装置停工检修时也发现了反应塔流槽入口管线的严重腐蚀。
在运行期间脱重塔冷凝器也由于腐蚀问题而不得不进行停车维修，期间脱轻塔回流泵的阀门也受到腐蚀影响而无法关严在进行停车检修过程中发现泵叶轮也受到了严重腐蚀.。
炼油厂常减压装置常见腐蚀分析与防护措施
18随着经济的发展，石油资源在不断的减少，近几年油品的质量也呈现出下降的趋势，在国内炼油厂中，原油含硫趋势明显升高，所带来的腐蚀性问题日益突出。
在腐蚀问题的研究上我国与国外在技术上还存在一定的差距，我们要根据实际情况，吸收并学习先进的防腐蚀技术，为我国的炼油企业提供有效的防腐措施。
1 常减压装置低温腐蚀1.1 低温腐蚀概况和机理目前，我国大部分炼油厂的原油都是进口的，原油成分复杂，性质较差，尤其是一些高硫低酸原油，在炼油厂生产过程中必须要采取防腐措施，确保装置的正常运行，维持检修周期。
在常减压装置中，诱发产生低温腐蚀的因素有很多，油品质量较差是一方面，低温腐蚀常发生的部位有初馏塔、常压塔和减压塔的塔顶，以及塔盘处，还有就是空冷管束等。
在常减压装置中的低温腐蚀，主要分为2种类型，如表1所示。
表1 常减压装置腐蚀类型序号腐蚀类型腐蚀因素常见部位1HCl-H 2O型pH值、氯离子 硫化氢初馏塔顶、常压塔顶 减压塔顶部、塔顶空冷2HCl-H 2S-H 2O型根据表中所示的部位，腐蚀常出现在低温的存有液态水的位置，与pH值、氯离子和硫化氢的含量有关系，其主要原因是原油中所含的氯离子，一定的温度下，氯盐在发生的水解反应，形成酸[3]，如表2所示。
表2 氯盐腐蚀机理氯盐反应机理MgCl 2MgCl 2+2H 2O→Mg（OH）2+2HCl CaCl 2CaCl 2+2H 2O→Ca （OH）2+2HCl在冷却部位以及减压塔塔顶产生的腐蚀原因主要是硫化氢，硫化氢主要是硫化物受热分解产生的，氯盐水解产生的氯化氢气体非常容易形成盐酸，形成酸腐蚀环境，如果同时存在硫化氢，会加快腐蚀，如表3所示。
表3 加速腐蚀机理Fe+2HCl→FeCl 2+H 2FeCl 2+H 2S→FeS+HCl Fe+ H 2S→FeS+H 2FeS+HCl→FeCl+H 2S1.2 低温腐蚀原因（1）pH值控制当pH值＜6时，硫化氢腐蚀性增强，反之，随着pH值的不断上升，腐蚀也会随之减弱，那么塔顶的pH值控制关系到整个生产，若控制的不理想，会导致腐蚀问题的严重。
炼油装置中管道硫化氢腐蚀及防护
阴极反 应式 为 ：
２ Ｈ ＋ ２ ｅ Ｈａ ｄ＋ Ｈ． ｄ ＿＋ ２Ｈ ＿＋ Ｈ ２
［ Ｈ ］一 钢 中扩散
中，成为引发管道材料失效 的主要腐蚀介质之一 。
硫 化氢 引 起 的 管 道 失 效 ，会 造 成 重 大 经 济 损 失 和
其中，Ｈ 。 为钢表面吸附的氢原子 ；［ Ｈ ］为钢
５ ８ ３ ６ ６ ６ ０ ０ —３ ５ ６ ５． Ｅ —ｍａ ｉ ｌ ：ｙ ａ ｎ ｇ ｘ ｉ ｎ ｇ ｙ ｏ ｕ ． ｓ ｓ ｃ ｃ ＠ｓ ｉ ｎ ｏ ｐ ｅ ｃ ． ｔ ｏ ｍ。
杨 兴有
炼油装置 中管道硫 化氢腐蚀 及防护
３ ９
氢鼓 包 是 指 由金 属 内 部 过 高 的 氢 压 力 引起 的
附 ，且 由于原 子 半 径 极 小 ，被 吸 附 的 氢 原 子 在 获
１ 湿 硫 化 氢 腐 蚀 机 理 和 腐 蚀 环 境
低温下干燥 的硫化氢对 金属材料没有 腐蚀破 坏作用 ，只有当硫化氢溶解 在水 中才可 能具有腐
蚀性 。硫 化 氢 为 二 元 酸 ，在 有 水 存 在 的 情 况 下 ， 硫离 子可 引 起 碳 钢 和低 合 金 钢 的 均 匀 腐 蚀 ，而 氢
Ｈ２ Ｓ＿ ＋ Ｈ ＋ ＨＳ’ ＨＳ一 ＿ ＋ Ｈ ＋Ｉ Ｃ ） 。如果这样 的空隙靠近金
属表 面 ，则 表 现 为 氢 鼓 包 。当 金 属 表 面 存 在 微 观 缺 陷时 ，由于应 力 集 中 的 效 应 ，扩 散 氢 还 容 易 向 高应 力 区 迁 移 并 聚 集 ，在 与金 属 材 料 应 力 的交 互
氢腐蚀 的防护措施。
关键 词 硫化氢腐蚀 腐蚀机理 腐蚀形式 影响因素 防护措施
随着 我 国经 济 的 高 速 发 展 ， 国 内对 石 油 能 源 的需求 也快 速 增 加 。 目前 进 口石 油 不 断 增 加 ，进 口原油 中很 大 部 分 是 高含 硫 原 油 。高 含 硫 原 油 造 成 硫化 氢 广 泛 存 在 于 炼 油 装 置 以及 后 续 加 工 系 统
《石油炼制常减压装置腐蚀与防腐》范文
《石油炼制常减压装置腐蚀与防腐》篇一一、引言石油炼制过程中，常减压装置是关键的工艺流程之一。
该装置的主要功能是利用物理过程，如蒸馏和热裂解，将原油进行初步的分离和提纯。
然而，由于常减压装置的工作环境涉及高温高压、腐蚀性介质等复杂因素，设备的腐蚀问题成为了影响其运行效率和安全性的重要因素。
因此，研究常减压装置的腐蚀现象及采取有效的防腐措施显得尤为重要。
二、常减压装置的腐蚀问题1. 腐蚀原因分析常减压装置的腐蚀主要源于两个方面：一是化学腐蚀，即由于设备与腐蚀性介质（如含硫、含氮化合物等）的化学反应而导致的腐蚀；二是电化学腐蚀，即由于设备内部不同金属间的电位差而导致的电化学腐蚀。
此外，设备在高温高压的环境下也容易发生高温氧化腐蚀。
2. 常见腐蚀类型（1）全面腐蚀：设备表面均匀受到腐蚀，导致设备壁厚减薄。
（2）局部腐蚀：包括点蚀、缝隙腐蚀、应力腐蚀等，这些腐蚀形式往往具有较大的破坏性。
（3）冲刷腐蚀：由于介质流动冲刷设备表面而导致的腐蚀。
三、防腐措施1. 材料选择选择耐腐蚀性强的材料是防止设备腐蚀的有效途径。
例如，对于含有较多硫、氮等腐蚀性成分的原油，可以选择具有较好耐蚀性的合金材料。
此外，对于高温高压环境下的设备，应选择耐高温、耐高压的材料。
2. 表面处理对设备表面进行喷涂、镀层等处理，可以有效地隔绝设备与腐蚀性介质的接触，从而减缓设备的腐蚀速度。
此外，对于局部腐蚀严重的部位，可以采用阴极保护等电化学方法进行防护。
3. 工艺控制通过优化工艺流程，降低设备的运行温度、压力等参数，可以有效地减缓设备的腐蚀速度。
此外，定期对设备进行清洗、检查和维护，及时发现并处理设备的腐蚀问题，也是防止设备腐蚀的重要措施。
4. 防腐管理建立完善的防腐管理制度，定期对设备进行防腐检查和评估，及时发现并处理设备的腐蚀问题。
同时，加强员工的培训和教育，提高员工的防腐意识和技能水平，也是防止设备腐蚀的重要措施。
四、实例分析以某石油炼厂的常减压装置为例，该装置在运行过程中出现了严重的腐蚀问题。
关于石油炼制设备腐蚀的防治措施
关于石油炼制设备腐蚀的防治措施摘要：对于石化公司来说,石油精炼设备对其石油生产效率具有至关重要的影响。
当炼油厂发生严重腐蚀时,会影响炼油和石油生产的正常过程,阻碍石油企业的长期发展,甚至可能对石油生产商造成健康危害。
因此,中国石油企业必须对炼油厂的腐蚀现象采取一定的防护措施,使炼油设备能够长期使用。
基于此，对石油炼制设备腐蚀的防治措施进行研究，以供参考。
关键词：石油炼制设备；腐蚀；防腐措施引言为促进石油炼制设备安全运作能力的提升，提高石油企业生产效率，首要任务就是解决设备腐蚀问题，认真总结导致设备发生腐蚀的各项因素，在后续腐蚀防治工作中，加强耐高温、耐高压和耐腐蚀性新材料以及新型防腐技术的推广和使用力度，全面做好石油炼制设备腐蚀治理这项工作。
1腐蚀概念及相关介绍腐蚀是专业化学中常用的一个化学术语，它是一种用化学表达式改变物质基本性质的过程，它是通过与环境的接触而实现的，这一过程产生化学反应是由环境因素引起的，导致材料本身的性质和性能不可逆转的变化，当然，人们所描述的腐蚀通常是指金属材料，这种腐蚀主要是指环境中金属的一系列变化或化学反应，破坏金属本身特性的一般情况下，腐蚀不可避免地会影响到石油本身的材料本身，而石油本身经常被直接用于生产，需要一些炼油厂和加工厂制造原油时经常会出现在炼油厂生产原油的过程中，并且存在硫、酸等各种元素。
在化学上与炼油厂互动。
如果炼油厂使用时间长，这些元素会与设备一起使用，导致炼油厂的腐蚀时间越长，这些炼油厂的腐蚀就越大，对石油工业的生产和发展有很大影响，在严重情况下会损害相应的石油工业生产厂家。
炼油厂腐蚀的原因和类型可以是任何时候的化学反应，就像炼油厂的过程一样，炼油厂的化学反应会产生二氧化硫，如二氧化碳，这些化学反应会在这些化学物质及其溶液和设备材料之间产生化学反应，从而导致炼油厂腐蚀的原因和类型概述。
2石油炼制设备腐蚀原因2.1化学腐蚀化学腐蚀简单来讲，其指的是石油炼制设备与非电解质相接触，产生化学反应进而发生腐蚀的一种现象。
石油化工设备常见腐蚀原因及防腐措施
石油化工设备常见腐蚀原因及防腐措施摘要：在石油化工行业中，对设备的应用越来越广泛。
在对设备应用时，最危险的因素莫过于腐蚀现象，腐蚀现象会导致石化生产无法稳定、安全。
对此，本文首先分析了石油化工设备实施防腐蚀工作的重要性，其次探讨了石油化工设备腐蚀原因，最后就石油化工设备防腐蚀的措施和方法进行研究，以供参考。
关键词：石油化工设备；腐蚀问题；防腐措施引言在社会快速发展的新时期背景下，石油化工行业也迎来了全新的发展契机，不仅在生产技术水平上，实现了明显提升，并且化工生产的质量、效率都有所提升，是当前经济体系中非常重要的组成部分。
但是在实际石油化工生产中，设备经常会由于各种各样的原因出现腐蚀，使设备的运行受到影响，进而导致化工生产质量和效率明显降低。
因此，为了能够更好的开展石油化工生产，当前需要在准确分析造成设备出现腐蚀的原因基础上，制定对应的防腐对策，通过更加科学合理的防腐技术和方法，保证生产效率，提升设备使用安全性。
1石油化工设备实施防腐蚀工作的重要性石油化工设备因所运转的环境和本身具备的复杂性，常会发生腐蚀现象。
当设备出现腐蚀问题时，会对设备安全使用与功能产生较大程度的影响，如不采取措施最终设备内部被腐蚀至失效，严重影响运行。
倘若腐蚀问题发生在壁薄的管道中，在腐蚀作用下会引起渗漏，不加以防范就会殃及到工作人员身体健康，甚至发生火灾或爆炸。
所以，石油企业应重视相关设备防腐工作，采取科学的和行之有效的应对措施，做好应急预案，保证企业安全生产和企业经济效益不受到损害，避免出现严重事故给社会带来负面影响。
从另外层面出发，石油化工装置中如果生产设备出现流失问题必定会破坏设备本身，削减其使用性能及效率，造成严重浪费和效率低下。
要妥善解决这一问题，就要注重问题成因的分析，探寻有效的问题解决方法及对策，要求在日常工作中结合以往工作经验及先进的技术理念，建立完善的解决流程，确保设备腐蚀问题得到妥善解决，在实际生产过程发挥其最大效用，切实维护石油化工企业的经济效益和社会效益。
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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，