湿硫化氢腐蚀
硫化氢的腐蚀特征和影响因素
后，发生低应力下破裂； • ⑷应力腐蚀破裂的破口，多发生在导致应力
集中的部位，如伤痕、焊件的焊缝等； • ⑸应力腐蚀属于低应力下的破坏，这种断裂
多为突然断裂，事先无任何征兆。
• 二、硫化氢对金属损伤的影响因素
• 硫化氢对金属损伤的影响因素有：浓度、温 度、PH值、钢材自身的影响、与硫化氢接触 的时间等。
三、硫化氢应力腐蚀开裂和氢损伤的预防
• 1、选用抗硫管材： • 成份合理 • 采用有害元素含量很低的纯净钢材 • 良好的淬透性和均匀细小的回火组织，硬度
波动尽可能小 • 回火稳定性好，回火温度高（大于600度） • 良好的韧性 • 消除残余拉应力
2、加入缓蚀剂
原理：金属表面氧化生成钝化膜或改变 金属腐蚀电位起保护作用。
• 3、硫化氢应力腐蚀破裂是指硫化氢在离解时，所 产生的HS-吸附在金属表面上，不但促使阴极放氢 加速，而且同硫化氢分子一起阻止氢原子结合成氢 分子，使氢原子积聚在金属表面并加速氢原子向金 属内部渗透。当氢原子遇到裂缝、空隙、晶格层间 错断，夹杂或其他缺陷时，就会在这些缺陷处结合 成为氢分子，体积急剧扩大（氢分子所占空间比氢 原子所占空间大20多倍），造成极大压力，在拉应 力的共同作用下，就会使钢材破裂。硫化氢应力腐 蚀破裂是金属在含硫化氢的环境中各固定应力两者 同时作用下产生的破裂，这一过程是不可逆的。在 实际中氢脆和硫化氢应力腐蚀破裂是很难明确区分 的，一般统称氢脆。
• 2、氢脆和硫化物应力腐蚀破裂
• 氢脆和硫化氢的应力腐蚀开裂是造成油气 田及石化设备众多事故的重要破坏形式之 一，且发生的事故往往是突然的、灾难性 的，发生之前无明显的先兆，比较难于提 前预防。
湿硫化氢腐蚀
容器内表面HB图
三加氢：1、循环氢压缩机C1101气体引压阀阀杆与 阀体螺纹连接处断裂，上阀杆飞出，大量氢气喷出， 车间发现并处理用时，幸未发生恶性事故。（阀门
结构用材质与四加氢相同，损坏原因一样，断口为
典型脆性断口，判定为湿硫化氢应力腐蚀断裂。
（SSCC、HIC） ）
四加氢
循环氢压缩机 C301 气体引压阀阀盖螺纹连接
组织为马氏体，对SSCC最敏感，这样高硬度
（远高于HB235）与敏感的马氏体组织的阀
盖在瓦斯HS+H2O的作用下，在应力集中的螺
纹尾部产生应力腐蚀断裂。
1、1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体
组织，硬度高，对SCC最敏感，易产生应力腐
蚀断裂。不宜用于湿硫化氢应力腐蚀环境。
2、湿硫化氢应力腐蚀环境下使用时，选购阀
处断裂，阀杆与阀盖飞出，大量氢气喷出，车 间发现并处理用时，幸未发生恶性事故。（已 发生 2 次）断口为典型脆性断口，判定为 湿硫
化氢应力腐蚀断裂。（S质为 18-8奥氏体不锈钢（含Cr18.2、Ni8.62）， 硬度HRC56，断裂处材质为Cr13(含Cr14.8)， 硬度HRC70，且1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相
三加氢
干气冷却器（E1110）小浮头螺栓断裂，材
质为1Cr13 、35CrMoA使用约一周时间，均
断裂，后改用Q235，使用良好。 1Cr13、2
Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体，对SSCC
最敏感，且硬度高，在HS+H2O的作用下，
易产生应力腐蚀断裂。 35CrMoA为中碳调
质低合金钢，硬度约HB280，在HS+H2O的 作用下，易产生应力腐蚀断裂。
h2s对金属的腐蚀
h2s对金属的腐蚀摘要：1.硫化氢对金属的腐蚀概述2.湿H2S 环境中金属腐蚀行为和机理3.干燥的H2S 对金属材料的腐蚀破坏作用4.钢材在湿H2S 环境中的腐蚀破坏5.结论正文：硫化氢（H2S）是一种具有腐蚀性的气体，在工业生产和生活中较为常见。
H2S 对金属的腐蚀作用主要取决于其浓度、温度、湿度以及金属本身的性质。
本文将对H2S 对金属的腐蚀进行概述，并重点分析湿H2S 环境中金属腐蚀行为和机理。
1.硫化氢对金属的腐蚀概述硫化氢对金属的腐蚀主要表现为化学腐蚀和电化学腐蚀。
在湿H2S 环境中，硫化氢与金属发生化学反应，生成金属硫化物，导致金属的腐蚀。
同时，湿H2S 环境中还存在电化学反应，金属与硫化氢形成原电池，引发电化学腐蚀。
2.湿H2S 环境中金属腐蚀行为和机理在湿H2S 环境中，金属的腐蚀行为和机理主要取决于金属的种类和腐蚀条件。
对于大多数金属，在湿H2S 环境中都会发生腐蚀。
例如，铁在湿H2S 环境中会发生析氢腐蚀，生成FeS 并释放H2。
而对于不锈钢等含有铬、镍等元素的金属，湿H2S 环境中的腐蚀机理则较为复杂，通常表现为局部腐蚀。
3.干燥的H2S 对金属材料的腐蚀破坏作用与湿H2S 环境相比，干燥的H2S 对金属材料的腐蚀破坏作用较小。
在常温常压下，干燥的H2S 对金属材料无腐蚀破坏作用。
然而，在高温高压条件下，干燥的H2S 可能会对某些金属材料产生腐蚀破坏。
4.钢材在湿H2S 环境中的腐蚀破坏钢材在湿H2S 环境中的腐蚀破坏较为严重。
湿H2S 环境中，钢材会发生析氢腐蚀和局部腐蚀。
析氢腐蚀导致钢材表面形成大量的FeS，从而引起钢材的腐蚀。
局部腐蚀则使钢材的局部区域受到破坏，导致其性能下降。
5.结论综上所述，硫化氢对金属的腐蚀作用主要取决于其浓度、温度、湿度以及金属本身的性质。
在湿H2S 环境中，金属的腐蚀行为和机理较为复杂，腐蚀破坏作用较大。
硫化氢腐蚀的机理及影响因素..
硫化氢腐蚀的机理及影响因素作者：安全管理网来源：安全管理网1. H2S腐蚀机理自20世纪50年代以来，含有H2S气体的油气田中，钢在H2S介质中的腐蚀破坏现象即被看成开发过程中的重大安全隐患，各国学者为此进行了大量的研究工作。
虽然现已普遍承认H2S不仅对钢材具有很强的腐蚀性，而且H2S本身还是一种很强的渗氢介质，H2S腐蚀破裂是由氢引起的；但是，关于H2S促进渗氢过程的机制，氢在钢中存在的状态、运行过程以及氢脆本质等至今看法仍不统一。
关于这方面的文献资料虽然不少，但以假说推论占多，而真正的试验依据却仍显不足。
因此，在开发含H2S酸性油气田过程中，为了防止H2S腐蚀，了解H2S腐蚀的基本机理是非常必要的。
(1) 硫化氢电化学腐蚀过程硫化氢(H2S)的相对分子质量为34.08，密度为1.539kg/m3。
硫化氢在水中的溶解度随着温度升高而降低。
在760mmHg，30℃时，硫化氢在水中的饱和浓度大约3580mg/L。
在油气工业中，含H2S溶液中钢材的各种腐蚀(包括硫化氢腐蚀、应力腐蚀开裂、氢致开裂)已引起了足够重视，并展开了众多的研究。
其中包括Armstrong和Henderson对电极反应分两步进行的理论描述；Keddamt等提出的H2S04中铁溶解的反应模型；Bai和Conway对一种产物到另一种产物进行的还原反应机理进行了系统的研究。
研究表明，阳极反应是铁作为离子铁进入溶液的，而阴极反应，特别是无氧环境中的阴极反应是源于H2S中的H+的还原反应。
总的腐蚀速率随着pH的降低而增加，这归于金属表面硫化铁活性的不同而产生。
Sardisco，Wright和Greco研究了30℃时H2S-C02-H20系统中碳钢的腐蚀，结果表明，在H2S分压低于0.1Pa时，金属表面会形成包括FeS2，FeS，Fe1-X S在内的具有保护性的硫化物膜。
然而，当H2S分压介于0.1～4Pa时，会形成以Fe1-X S为主的包括FeS，FeS2在内的非保护性膜。
硫化氢腐蚀类型及其防护
硫化氢腐蚀类型及其防护硫化氢（H2S）是一种无色、剧毒、有臭鸡蛋气味的气体，它的相对分子质量为34.08，密度为1.539kg/m3。
干燥的硫化氢气体没有腐蚀作用，而湿的硫化氢气体或溶液则具有强裂的腐蚀作用。
湿硫化氢产生腐蚀作用的分压极低仅需350Pa，而油气开发过程中的硫化氯浓度远超这一数值，所以钢在硫化氢介质中的腐蚀破坏现象非常明显，得到国内外学者的广泛关注并进行了大量的研究工作。
硫化氢不仅对钢材具有很强的腐蚀性，而且硫化氢本身还是一种很强的渗氢介质，其腐蚀破坏主要由氢引起的，介质中的氯离子、氧气等可以加速渗氢过程从而加速腐蚀破坏的进程。
其腐蚀类型主要有电化学腐蚀和氢致损伤两种类型。
1、硫化氢电化学腐蚀过程在油气开采中与CO2和O2相比，H2S在水中的溶解度更高，且一量溶于水，便立即电离，使水具有酸性。
H2S = HS-+H+HS- = S2-+H+电离生成的氢离子是强去极化剂，极易在阴极夺取电子而促进阳极铁的溶解反应而导致钢铁的全面腐蚀。
其电化学腐蚀过程如下: 阳极反应 Fe-2e =Fe2+阴极反应 2H++2e =Had+Had = H2阳极反应产物 Fe2++S2－ = FeS阳极反应生产的FeS通常是一种有缺陷结构的保护层，与钢铁表面附着力差、易脱落、易氧化、易被氯离子渗透，而且电位较正，于是作为阴极与钢铁基体构成一个活性微电池继续腐蚀基体。
2、氢损伤H2S水溶液对钢材电化学腐蚀的另一个产物是氢。
一般认为反应生成的氢有两个去向，一是氢原子间结合生成分子氢而排出，另一个去向就是吸附于钢材表面的氢原子因半径小具有很强的渗透性，可以被钢材吸收进入钢材内部的晶格中，溶于晶格中的氢原子有很强的游离性，在一定条件下引起氢损伤。
在含H2S酸性油气中，氢损伤主要表现为硫化物应力开裂（SSCC）、氢致开裂（HIC）和氢鼓泡（HB）等几种破坏形式。
A、氢鼓泡（Hydrogen bubbling，HB）H2S在电化学腐蚀过程中产生的氢原子具有很强的渗透性，可以向钢材内部渗透，并在晶粒界面、夹杂面、位错、蚀坑等缺陷部位聚集而结合成氢分子。
湿硫化氢腐蚀类型及机理研
湿硫化氢腐蚀类型及机理研杨智华（山东豪迈化工技术）引言随着原油消耗量的不断增加，从国外进口原油的数量也会不断增长，国外原油尤其是中东原油中硫含量会比较高。
因此对设备的腐蚀也越来越严重。
对设备腐蚀较严重的含硫化合物主要是硫化氢（H2S）。
H2S的腐蚀主要表现为湿H2S的腐蚀。
若湿H2S 与酸性介质共存时，腐蚀速率会大幅提高。
1. 腐蚀分类在氢存在环境操作的设备中，由于氢的存在或氢与金属反应造成的材质失效主要有以下几大类:氢损伤、氢和湿硫化氢腐蚀、高温氢和硫化氢的腐蚀、不锈钢堆焊层的氢致剥离[1]。
1.1氢损伤氢损伤是指金属中由于含有氢或金属中的某些成分与氢反应，从而使金属材料的力学性能发生改变的现象[1]。
氢损伤导致金属或金属材料的韧性和塑性降低，易使材料开裂或脆断。
电镀、酸洗、潮湿环境下的焊接、高温临氢环境(加氢反应、氮氢气合成氨的反应)、非高温临氢环境(含硫化氢和氰化物的溶液)均能引起不同性质的氢损伤。
氢损伤的形式主要有氢脆、氢鼓泡、氢腐蚀、表面脱碳4种不同类型。
1.1.1氢脆氢脆发生在钢材中，当钢中氢的质量分数为0.1-10μg/g，并在拉应力与慢速应变时钢材表现出脆性上升，甚至出现裂纹。
在-100~100℃内极易发生氢脆[2]，随着温度升高，氢脆效应下降，当温度超过71-82℃时不太容易发生，所以实际氢脆损伤往往都是发生在装置开、停工过程的低温阶段。
若将钢材中的氢释放出来，钢材机械性能仍可恢复，因此氢脆是可逆的。
1.1.2氢鼓泡氢鼓泡形成的两个主要条件:一是存在原子状态的氢;二是金属内部存在“空穴”。
原子状态的氢来源于湿H2S 对石油管道钢材表面的腐蚀，而钢材内部的“空穴”则来源于钢材的冶金缺陷和制造缺陷。
腐蚀过程中析出的氢原子向钢中扩散，在钢材的非金属夹杂物、分层和其他不连续处易聚集形成分子氢。
由于氢分子较大，难以从钢的组织内部逸出，从而形成巨大内压导致其周围组织屈服，形成表面层下的平面孔穴结构造成氢鼓泡，其分布平行于钢板表面。
湿硫化氢腐蚀简介
湿硫化氢腐蚀1、下列环境发生湿H2S腐蚀开裂：（1）含游离水；（2）以下四个条件之一：（i）游离水中H2S溶解量大于50ppmw；（ii）游离水pH值小于4，且有溶解的H2S存在；（iii）游离水pH值大于7.6，水中溶解的HCN大于20ppmw，且有溶解的H2S存在；（iv）H2S在气相中的分压大于0.0003MPa。
2、特别是当设备和管道的介质环境符合以下任何一条时称为湿H2S 严重腐蚀环境：（1）液相游离水的pH值大于7.8，且在游离水中的H2S大于2000ppm；（2）液相游离水的pH值小于5，且在游离水中的H2S大于50ppm；（3）液相游离水中存在HCN或氢氰酸化合物，且大于20ppm。
7 p1 Y:二、设计、制造要求1、设备和管道如选用碳素钢或低合金钢，必须是镇静钢；2、对湿H2S腐蚀环境下的碳素钢或低合金钢制设备和管线，材料的使用状态应是正火、正火+回火或调质状态；3、材料的碳当量CE应不大于0.43（CE=C+Mn/6+(Cr+Mo+V)/5+(Ni+Cu)/15；式中各元素符号是指该元素在钢材中含量百分比）；4、在湿H2S严重腐蚀环境下，当材料的抗拉强度大于480MPa时要控制其S含量不大于0.002%，P含量不大于0.008%，Mn含量不大于1.30%，且应进行抗HIC性能试验或恒负荷拉伸试验。
5、在湿H2S环境下，应尽量少选择焊接。
如采取焊接，原则上应进行焊后消除应力热处理，热处理温度应按标准要求取上限。
6、热处理后碳素钢或碳锰钢焊接接头的硬度应不大于HB200，其它低合金钢母材和焊接接头的硬度应不大于HB237；7、热加工成形的碳素钢或低合金钢制管道元件，成形后应进行恢复力学性能热处理，且其硬度不大于HB225；8、冷加工成形的碳素钢或低合金钢制设备和管道元件，当冷变形量大于5%时，成形后应进行消除应力热处理，且其硬度不大于HB200。
但对于冷变形量不大于15%且硬度不大于HB190时，可不进行消除应力热处理；9、接触湿硫化氢环境碳素钢螺栓的硬度应不大于HB200，合金钢螺栓的硬度应不大于HB225；10、铬钼钢制设备和管道热处理后母材和焊接接头的硬度应不大于HB225（1Cr-0.5Mo、1.25Cr-0.5Mo）、HB235（2.25Cr-1Mo、5Cr-1Mo）和HB248（9Cr-1Mo）；11、铁素体不锈钢、马氏体不锈钢和奥氏体不锈钢的母材和焊接接头的硬度应不大于HRC22，其中奥氏体不锈钢的碳含量不大于0.10%，且经过固溶处理或稳定化处理；12、双相不锈钢的母材和焊接接头的硬度应不大于HRC28，其铁素体含量应在35-65%的范围内；.13、容器内在焊接接头两侧50mm范围内的表面进行防护，可在表面喷锌、喷铝并用非金属涂料封闭的方法；14、不使用承插焊形式的管件；15、结构上应尽量避免应力集中；16、设备壳体或卷制管道用钢板厚度大于12mm时，应按JB/T4730进行超声波检测，符合Ⅱ级要求。
论述炼油设备的湿硫化氢腐蚀与防治方法
论述炼油设备的湿硫化氢腐蚀与防治方法近年来，石油公司大幅度的增加了对含硫或者高含硫原油的加工数量，因而炼油设备也出现比较严重的腐蚀现象。
而在各个种类的腐蚀中，最为严重或者说对设备伤害最大的是高温硫腐蚀以及湿硫化氢造成的设备损坏。
对于高温硫腐蚀只要更换采用适当的耐高温硫腐蚀的设备材料即可大大的缓解此类腐蚀，但是对湿硫化氢所造成的腐蚀进行防治就会有较大的困难。
含硫原油对设备进行腐蚀从而产生硫铁化合物，而硫铁化合物一旦与空气中的氧气接触，它们就会迅速的发生化学反应，也会产生大量的热。
如果这些热量不能够及时的向周边消散，就会导致设备局部迅速升温，而原油属于可燃物质，这就很可能引起具有可怕后果的自燃事故，也会对人类的正常生活及经济活动带来巨大的损失。
下面我们将会着重讨论引起这类事故主要原理及相应的预防治理措施。
1 湿硫化氢对设备的腐蚀机理湿硫化氢在水中极易发生离解，它的腐蚀过程就是一个化学反应，在阳极会出现一般性腐蚀，结果为产生FeS的膜。
从而使金属表面遭到破坏，形成腐蚀坑而出现回路电池的作用，是破坏程度进一步加深。
而在阴极处会出现因化学反应而生成的活性很强的氢，它会在金属比较脆弱的部位比如金属的缺陷处、焊接缺陷处聚集，产生氢鼓包导致金属结构遭到破坏，即使是高强钢也难逃其魔爪。
这种现象我们通常称其为湿硫化氢应力腐蚀开裂。
一般来说，强度越高的钢越容易因此应力而受到损坏，因为强度越高，钢对应力的腐蚀也就越敏感。
碳酸盐或者是湿硫化氢还有氢氧化物等许多无机物质都是我们生产当中比较常见的应力腐蚀环境。
在我国的炼油企业中，大多数都是采用的低合金高强度钢作为其压力容器的主要材料，而之前我们也明确的表述了湿硫化氢对高强度钢的腐蚀是较为厉害的。
湿硫化氢造成的腐蚀最早出现在油田设备和管道设施上，由于近几年出现的几起重大事故，湿硫化氢也自然而然的走进了我们的视野当中，而这几起事故当中发生在1984年的雷蒙特三号炼油厂的事故就是一个最典型的案例。
硫化氢腐蚀原理与防护技术
6
硫化氢腐蚀原理与防护技术
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金属晶体
金属晶体的内部结构
金属晶体中，结点上排 列的是金属原子。晶体中原 子在空间的排布，可近似看 成是等径圆球的堆积。为形 成稳定结构采取尽可能紧密 的堆积方式，所以金属一般 密度较大，配位数较大。
金属键
金属晶体中金属原子间的结合力，称为金 属键。特征：无饱和性，方向性。
灰口铸铁石墨化和黄铜脱锌。
6. 应力腐蚀开裂（SCC, 简称应力腐蚀）：它是在 拉应力和特定的腐蚀介质共同作用下发生的金属材 料的破断现象。
7. 腐蚀疲劳：金属在腐蚀介质和交变应力共同作用 下引起的破坏为腐蚀疲劳。
8. 磨损腐蚀：指在磨损和腐蚀的综合作用下材料发 生的加速腐蚀破坏。有三种表现形式：摩振腐蚀、 湍流腐蚀和空泡腐蚀
4. 沿晶腐蚀：腐蚀沿着金属或合金的晶粒边界或其 它的邻近区域发展，晶粒本身腐蚀很轻微，这种腐 蚀便称为沿晶腐蚀，又叫作晶间腐蚀。
5. 选择性腐蚀：合金在腐蚀过程中，腐蚀介质不是 按合金的比例侵蚀，而是发生了其中某种成分的选 择性溶解，使合金的机械强度下降，这种腐蚀形态 称之为成分选择腐蚀，或称为选择性腐蚀。
硫化氢腐蚀原理与防护技术
一、分子、原子、金属结构基础知识
硫化氢腐蚀原理与防护技术
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核 外 电 子 填 充 顺 序 图
硫化氢腐蚀原理与防护技术
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元素周期律
原子核外电子排布的特点，特别是外层电子结构的变化：
第一周期 H He 外层电子数 1 2 第二周期 Li Ne 外层电子数 1 8 第三周期 Na Ar 外层电子数 1 8 第四周期 K Kr 外层电子数 1 8
B. 微观腐蚀电池
（1）金属化学成分的不均匀性 （2）组织结构的不均匀性 （3）金属表面膜的不完整性 （4）金属表面物理状态的不均匀性
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。
湿硫化氢环境腐蚀与防护讲解
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。
湿硫化氢对金属的腐蚀讲解
第二章湿硫化氢环境下压力容器用钢损伤行为近些年来，由于原油中硫含量以及化工设备材料强度的级别提高，使得很多设备在湿硫化氢环境下服役并发生应力腐蚀开裂(Stress Corrosion Cracking, SCC)或氢脆失效(Hydrogen Embrittlement, HE)，引起设备的破裂、泄漏甚至爆炸，造成巨大的经济损失与人员伤亡。
1982年，德国北部一输送脱水的酸性气体（25％H2S－9％CO2）的高压管道[1]由于应力诱导的氢致开裂（Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking, SOHIC）导致破裂，经济损失惨重；1984年，芝加哥Lemont炼油厂[2]，一液化气球罐氢致开裂导致15人丧生，22人重伤；同年，墨西哥城一大型炼油厂[3]液化气储罐由于硫化物应力腐蚀开裂（Sulfide Stress Cracking, SSC）而导致泄漏，造成500人死亡，厂区周围7000人受伤。
现在很多国家采用的原油都来自于中东，而且含硫量较高，虽然脱硫工艺可能降低材料的应力腐蚀破坏的几率，但是要完全避免还是不可能，而且介质中可能含有的CO2、氰化物也会加速材料的腐蚀开裂[4-6]。
另一方面，我国原有石油化工装置按照低硫含量的原油进行设计，在使用高含硫的原油作为生产原料之后，势必带来H2S浓度超标所引起的开裂问题。
普遍认为，湿硫化氢环境下，金属的失效行为都与金属表面化学反应析氢有关[7-11]。
就湿硫化氢环境下，由氢导致的设备应力腐蚀开裂一般都称为氢损伤，其形式基本可以分为两类：1、应变相关式，即裂纹的出现需要材料在宏观上的塑性变形。
这种形式因为需要宏观上的屈服，所以一般发生在较高的应力情况下，同时会导致材料韧性的下降。
其中典型的失效形式为硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)；2、应变无关式。
即裂纹由于材料内部局部区域的塑性变形而导致，可能在没有拉应力的作用下形成。
其中典型的失效形式有氢鼓泡、氢致开裂(Hydrogen-Induced Cracking, HIC)、应力导向的氢致开裂等。
湿硫化氢环境腐蚀与防护讲解
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。
湿硫化氢腐蚀与防护
影响H2S－H2O腐蚀的因素：
原料油 温度 H2S含量 氰化物的浓度 氨的浓度 pH值 钢材的显微组织
D防护措施
注水，将氰化物脱出； 注入有机缓蚀剂； 适当提高材质，使用抗HIC钢。
E 腐蚀监测
低温腐蚀探针安装部位为：分馏塔塔顶一级冷却器出口总 管，吸收稳定系统冷凝水集中部位。 腐蚀挂片安装在塔器、冷却器内部腐蚀严重区域。 日常化学分析，分析对象为各塔顶冷凝水。
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（对于塔顶系行 防治。 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。
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： Fe2+＋H2S → FeS↓十2H+ 这样既破坏了硫化铁膜，又加速了腐蚀进程 。
炼油装置的湿H2S腐蚀与防护
洛阳石化工程公司 2007.10. 9
湿H2S腐蚀破裂的试验方法
湿H2S腐蚀破裂的试验方法11、前言在石油生产中有很多设备都暴露在富含H2S的环境中，这些设备用碳钢制作，在湿H2S 中容易腐蚀破裂。
NACE(美国腐蚀工程师协会)开发了耐湿H2S破裂的材料要求和评价材料耐H2S破裂试验方法方面的标准。
开发硫化物应力破裂（SSC）、氢至破裂（HIC）和应力定向氢至破裂（SOHIC）试验方法是出于评价和评定材料在含硫环境中使用的工业需要。
NACE TM0177‘在H2S环境中金属耐特定形式环境性破裂的实验室试验’[1]是开发用于评价耐SSC的，而另一个NACE标准TM0284[2]则是开发用于评价管道和压力容器钢耐HIC性能的。
在NACE TM0284中规定的方法已经成功地用于评价化学成分、组织、材料加工和取向对耐HIC的作用。
为了研究SOHIC，在ASTM G-39[3]中所述的双梁试样结构已经用于研究拉应力下的焊接件和母体钢材。
2、试验方法所研究的试验方法已经用于开发用于含硫环境中使用的改良合金和特定含硫环境应用的材料选择中。
影响破裂行为的因素包括合金成分和显微组织、硬度、总应力（施加应力+残余应力）和诸如PH值和腐蚀性等环境参数。
举例说，图1示出了两种材料（AISI4130低合金钢和12%Cr不锈钢）在出现SSC的临界应力下的硬度的影响[4]。
表1列出了原来由Cotton开发后来写入NACE TM0284的在一个湿H2S环境中研究HIC的实验室试验方法—‘BP试验’的试验条件。
图1：低合金钢（AISI4130）和不锈钢（AISI410）的SSC门槛值对比无缝管和焊管的试样位置和取向如图2所示，母材和焊缝金属试块的尺寸均为20x100mmx壁厚，每种材料将3件不施加应力的试样浸没在H2S饱和溶液中。
试验之后，将每件试块按如图3所示分成3个剖面抛光，用100x放大倍率的光学显微镜作HIC检查。
通过以下3个比值定量评价HIC，结果如图4所示：1原著：M.Elboujdaini，CANMET材料试验室，加拿大。
硫化氢应力腐蚀下材料的选择
硫化氢应力腐蚀下材料的选择容器接触的介质在液相中存在游离水，且具备下列条件之一时称为湿H2S腐蚀环境：(1)游离水中溶解的H2S浓度大于50mg／L；(2)游离水的PH值小于4.0，且溶有H2S；(3)游离水pH>7.6且水中含20ppm溶解的氢氰酸(HCN)和一些溶解的H2S(4)气相中的H2S分压(绝压)大于O.3kPa。
湿H2S腐蚀环境分类:根据腐蚀机理不同，湿H2S腐蚀环境可以分为I类和II 类。
II类湿H2s腐蚀(HB、HIC和S0HIC)环境：当容器的工作环境为室温至150℃并符合下列其中任何一条时称为II类湿H2S腐蚀环境：(1)由含水腐蚀产生的氢活性高；(2)H2S在水中的浓度大于2000mg/L，且pH值大于7.6；(3)H2S在水中的浓度大于50mg／L，且pH值小于4.0；(4)游离水的pH值大于7.6，且水中的HCN或氰化物含量大于20 mg/L，并溶有H2S。
I类湿H2S腐蚀(SSC)环境:湿H2S腐蚀环境不符合II类的即称为I类湿H2S腐蚀环境。
二、材料选择一般原则：对于按照弹性设计准则设计制造的设备所用材料的选择和评定可按照ISO 15156-2(GB/T20972.2)和ISO15156-3(GB/T20972.3)或NACE_MR0175-2003标准中已经评定合格的材料中选择，这些标准中已经限定了避免发生应力腐蚀的环境条件，只有在满足这个限定条件时才能按照相应规范的要求选择材料；如不满足这些限定条件需进行HIC及SSC试验，满足相应标准要求。
三、碳钢、低合金钢和铸铁材料免SSC及HIC试验的条件1.材料应为以下一种状态交货：热轧（仅限碳钢）退火正火正火+回火正火、奥氏体化、淬火+回火奥氏体化、淬火+回火2.材料硬度不超过22HRC,且镍含量小于1.0%；S≤0.003%，P≤0.010%3.材料屈服强度小于355MPa4.材料抗拉强度小于630MPa5.碳当量限制：低碳钢和碳锰钢：CE≤0.43 CE=C+Mn/6低合金钢：CE≤045CE=C+Mn/6+(Cr+Mo+V)/5+(Ni+Cu)/156.厚度大于12mm时应逐张超声波检测7.焊缝及热影响区硬度不超过22HRC8.不允许打钢印及硬性标记9. 设备焊后消除应力热处理四、奥氏体不锈钢材料免SSC及HIC试验的条件1.化学成分限制2.应固溶退火加淬火，或退火加热稳定化热处理状态3.不允许通过冷加工来提高机械性能4. 原材料、焊缝及热影响区硬度不超过22HRC5. 环境限制HIC试验常用按NACEETM0284—2016，一般为A溶液，要求：CLR ≤5％；CTR≤1.5％；CSR≤0.5％，其中：CLR一开裂长度比；CTR一开裂厚度比；CSR一开裂敏感性比。
湿硫化氢腐蚀简介
湿硫化氢腐蚀1、下列环境发生湿H2S腐蚀开裂：（1）含游离水；（2）以下四个条件之一：（i）游离水中H2S溶解量大于50ppmw；（ii）游离水pH值小于4，且有溶解的H2S存在；（iii）游离水pH值大于7.6，水中溶解的HCN大于20ppmw，且有溶解的H2S存在；（iv）H2S在气相中的分压大于0.0003MPa。
2、特别是当设备和管道的介质环境符合以下任何一条时称为湿H2S 严重腐蚀环境：（1）液相游离水的pH值大于7.8，且在游离水中的H2S大于2000ppm；（2）液相游离水的pH值小于5，且在游离水中的H2S大于50ppm；（3）液相游离水中存在HCN或氢氰酸化合物，且大于20ppm。
7 p1 Y:二、设计、制造要求1、设备和管道如选用碳素钢或低合金钢，必须是镇静钢；2、对湿H2S腐蚀环境下的碳素钢或低合金钢制设备和管线，材料的使用状态应是正火、正火+回火或调质状态；3、材料的碳当量CE应不大于0.43（CE=C+Mn/6+(Cr+Mo+V)/5+(Ni+Cu)/15；式中各元素符号是指该元素在钢材中含量百分比）；4、在湿H2S严重腐蚀环境下，当材料的抗拉强度大于480MPa时要控制其S含量不大于0.002%，P含量不大于0.008%，Mn含量不大于1.30%，且应进行抗HIC性能试验或恒负荷拉伸试验。
5、在湿H2S环境下，应尽量少选择焊接。
如采取焊接，原则上应进行焊后消除应力热处理，热处理温度应按标准要求取上限。
6、热处理后碳素钢或碳锰钢焊接接头的硬度应不大于HB200，其它低合金钢母材和焊接接头的硬度应不大于HB237；7、热加工成形的碳素钢或低合金钢制管道元件，成形后应进行恢复力学性能热处理，且其硬度不大于HB225；8、冷加工成形的碳素钢或低合金钢制设备和管道元件，当冷变形量大于5%时，成形后应进行消除应力热处理，且其硬度不大于HB200。
但对于冷变形量不大于15%且硬度不大于HB190时，可不进行消除应力热处理；9、接触湿硫化氢环境碳素钢螺栓的硬度应不大于HB200，合金钢螺栓的硬度应不大于HB225；10、铬钼钢制设备和管道热处理后母材和焊接接头的硬度应不大于HB225（1Cr-0.5Mo、1.25Cr-0.5Mo）、HB235（2.25Cr-1Mo、5Cr-1Mo）和HB248（9Cr-1Mo）；11、铁素体不锈钢、马氏体不锈钢和奥氏体不锈钢的母材和焊接接头的硬度应不大于HRC22，其中奥氏体不锈钢的碳含量不大于0.10%，且经过固溶处理或稳定化处理；12、双相不锈钢的母材和焊接接头的硬度应不大于HRC28，其铁素体含量应在35-65%的范围内；.13、容器内在焊接接头两侧50mm范围内的表面进行防护，可在表面喷锌、喷铝并用非金属涂料封闭的方法；14、不使用承插焊形式的管件；15、结构上应尽量避免应力集中；16、设备壳体或卷制管道用钢板厚度大于12mm时，应按JB/T4730进行超声波检测，符合Ⅱ级要求。
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102mm，30外壁长62mm，可见其裂纹起源于
母材表面有损伤处。
8 、 400M3 液化气球罐（ 15MnV、 1%H2S 液态 烃、 1.0Mpa）表面冷裂纹的二次开裂。表面 100%PT检查，横裂纹246 条，纵裂纹118条， 裂纹长度16-1600mm，裂纹深3-18mm（器壁厚 25mm）。经对断口分析，裂纹为焊接冷裂纹
的立位角焊缝处，是应力腐蚀造成的裂纹。
（CO2-H2S-H2O、RNH2- CO2-H2S-H2O）。
为会什么会在第13周期末出现开裂？ （1）第13周期操作温度高，最高126℃(再生 塔的操作温度为90-120℃，当超过该温度时， 钢材的腐蚀速度加快)。 （2）1995年2月前用一乙醇胺（7%-10%），之 后用二乙醇胺（15%-25%）。
在应力集中的螺纹尾部产生应力腐蚀断裂，
造成气阀座松脱，气阀阀座与连接螺栓从
死点区进入到活塞工作区，致使活塞能猛
烈撞击大盖是发生事故的第一原因。
硫磺回收：
1、一、二套硫磺回收装置一、二、三级硫冷 器管口开裂。后更新的一、二、三级硫冷器采 取了如下措施防范开裂，取得了较好的效果。 （1）管口焊后作消除应力热处理。（2）每次 停工检查在触空气前用碱液中和（2%NA2CO3溶
液）。
2、污水泵泵体开裂（材质为1Cr13），更换为
18-8材质，使用良好。
溶剂再生： 一、二套部分贫富液、酸性气管线焊缝开裂。 球罐区： 1 、球罐区丙烷卧罐（ R401/4）2000 年 5 月检查 发现器壁板鼓泡分层，报废更新。（采用抗HIC 钢板）
2 、球罐区丙烷卧罐（R401/5）2001年检查发现
二级入口气阀固定螺栓的设计材质为3Cr13， 硬度要求HB280-320。断裂固定螺栓含Cr量 5.967%，硬度高达HRC58.6（相当于HV676）。 且1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相组织为马氏 体，对SSCC最敏感，这样高硬度（远高于 HB235）与敏感的马氏体组织的螺栓在瓦斯 HS+H2O的作用下，
11、 胜利炼油厂FCC吸收解吸塔解吸段塔壁氢鼓
泡开裂。（材质A3，1968年投用，1972年发现HB）
12、 胜南京炼油厂FCC吸收解吸塔降液板使用半
年后出现HB，一个周期后HB处开裂。
13、 胜利炼油厂FCC吸收解吸气后冷凝器壳体使 用不到一年出现氢鼓泡、鼓泡开裂和焊缝开裂。 （ T=45℃，P=1 Mpa，介质含 H2S6%，CN 0.1% 及 少量水分，材质为16Mn）。
容器材质为国产CF62调质钢，介质为水、甲 醇、二氧化碳、氢，硫化氢含量为3001000PPm。CF62钢应在硫化氢含量<100PPm环
境下使用，实际环境中硫化氢含量为3001000PPm，因此认为所选钢种不适用于介质工
况条件，造成了事故发生。
3、 60年代，国外用于储存液化石油气的球罐 及炼油设备经常发生硫化氢应力腐蚀，其中以 碳钢和碳锰钢焊缝发生硫化氢应力腐蚀的几率 最大。 1988 年国外报导了 189 台容器由于硫化
6、催化吸收塔A3钢塔盘开裂。塔盘板表
面有轻微的均匀腐蚀，无氢鼓泡，断面
金相观察呈阶梯状裂纹，是较典型的氢
致裂纹。（HIC）
7、1000M3的CF-62钢制丙烯球罐（H2S含量 1000 mg/l、常温、1.6Mpa）钢材表面缺陷 引起的裂纹。停工检查，在内表面焊缝附近
母材上共有16条裂纹，其中一条为月牙状裂
织中存在对应力腐蚀敏感的贝氏体，
钢中含有棱形MnS夹杂物。
5、
FCC装置吸收稳定部分解吸塔顶头盖焊 20mm , 用
缝 开 裂 。 材 质 ： 1 2 Cr2AlMoV
A302焊条焊接，焊后未经热处理。投用半年 以后，断续发生起源焊缝并向母材延伸的开 裂 4 次，经分析开裂是由于湿硫化氢环境中
硫化氢导致的应力腐蚀开裂造成的。
门应注明使用条件，指定阀门各部件用材。
渣油加氢
1、2000年装置首次开工过程中，冷高分顶阀 门阀盖密封焊缝开裂，装置停工，更换同类阀 门50多个。冷高分介质中H2S浓度高，操作温 度40度，密封焊缝焊后没有进行热处理，判定 为湿硫化氢应力腐蚀断裂。（SSCC、HIC） 该类结构阀不宜用在湿硫化氢应力腐蚀环境下， 选购阀门应注明使用条件，指定阀门结构型式。
组织为马氏体，对SSCC最敏感，这样高硬度
（远高于HB235）与敏感的马氏体组织的阀
盖在瓦斯HS+H2O的作用下，在应力集中的螺
纹尾部产生应力腐蚀断裂。
1、1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体
组织，硬度高，对SCC最敏感，易产生应力腐
蚀断裂。不宜用于湿硫化氢应力腐蚀环境。
2、湿硫化氢应力腐蚀环境下使用时，选购阀
2、冷高分底（D102）排污水管线大小头开裂。 2001
年3月7日发现开裂，高压水和H2S喷出。由于发现用 时，未发生次生恶性事故。实际运行一年零三个月， 材质为A234/A234M-910 WPB，碳钢锻件，运行介质 为H2S+NH3+H2O，其中H2S含量34284PPm，NH3含 量为19599PPm，温度为45度，压力为15.6MPa.
经分析认为：1、大小头开裂属于H2S应力腐蚀开裂；
（SSCC）2、SSCC裂纹起源于大小头凹陷处，此处由 于存在涡流产生细小腐蚀坑点，并向外壁抗展。3、大 小头材料为较高纯度的碳钢（S=0.003%,P=0.004%), 硬度也低于HB235，但仍不能防止在这种苛刻条件下 发生SSCC。应采用更高纯度的搞HIC钢。
温度以。
兰石所1985年代中石化起草的《防 止湿硫化氢环境中压力容器失效的推荐 方法》中还将湿硫化氢环境进行分级， 其分级如下：
a.Ⅰ级环境：凡符合下列情况之一的湿硫化
扩展造成。
9、 1975年四川气田，16Mn螺旋焊管在试压 仅几个小时后即发生两次爆炸。分析结果是， 焊管补焊处产生马氏体过硬组织，未退火处 理，硬度有的高达 RC38-42，因而发生应力 腐蚀快速破裂。以后改为退火处理，硬度降
至RC22以下，未再发生问题。
10、 洛阳炼油厂1#催化气体脱硫装置的溶 剂再生塔（1984年投用，上下SM41B+SUS321， 中间A3R），前13个周期（约12年）运行良 好，1996年4月第14周期开工蒸汽试压时发 现中间段开裂泄漏2次。裂纹位置在降液板
H2S-H2O 一侧，浮头盖与法兰圈的焊缝熔合
线处发生断裂，并延伸至母材。
18、 胜利炼油厂溶剂再生塔底重沸器、重沸 器 进 出 口 管 线 、 贫 液 管 线 曾 因 RNH2- CO2H2S-H2O腐蚀减薄或应力腐蚀开裂。 该环境存在于干气及液化石油气脱硫装 置的溶剂再生塔底重沸器系统及贫液、半贫 液管线（温度高于90℃,压力为0.2Mpa）。
氢应力腐蚀而失效的情况。在70、80年代，国
内也发生多起硫化氢应力腐蚀失效事故，据
1982年统计，仅液化气球罐就有17台由于硫化
氢应力腐蚀失效，且每年均有此类失效发生报 道。
4、
FCC吸收稳定塔顶冷却器外壳鼓泡和开
裂。塔顶冷却器外壳是 10mm厚 16Mn钢板焊接 而成，焊条为 J502，焊后未进行热处理。投 用一年后发现鼓泡和焊缝区开裂。裂纹起源
二、湿硫化氢环境的定义
化工部 HG20581-1998《钢制化工容器材料选用规定》 定义。（“当H2S与液相水或含水少流共存时，
就形成了湿H2S腐蚀环境。”）
当化工容器接角的介质同时符合下列条件时，即为
湿H2S应力腐蚀环境：
1、温度小于等于（60+2P）℃；P为压力， Mpa（表）
2、H2S分压大于等于0.00035 Mpa， 即相当于常温在水中的H2S溶解度大于 等于10*10-6； 3、介质中含有液相水或在水的露点
CO2-H2S-H2O
16、 胜利炼油厂铂重整循环氢脱硫溶剂再 生塔顶酸性气冷却器投产运行60天后内浮头
法兰面出现裂纹，18-8管束焊缝断裂。
17、胜利炼油厂溶剂再生塔顶酸性气冷却器
内浮头盖（材质为 12AlMoV，法兰圈材质为
1 Cr13， 焊 条 Cr25Ni13）， 使 用 后 在 CO2-
处断裂，阀杆与阀盖飞出，大量氢气喷出，车 间发现并处理用时，幸未发生恶性事故。（已 发生 2 次）断口为典型脆性断口，判定为 湿硫
化氢应力腐蚀断裂。（SSCC、HIC）
该阀为上海五一阀门厂制造，阀体材质为 18-8奥氏体不锈钢（含Cr18.2、Ni8.62）， 硬度HRC56，断裂处材质为Cr13(含Cr14.8)， 硬度HRC70，且1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相
年的检查中，也发现靠近破环部全处出现大
量HB和分层）
20 世纪 80 年代中期，美国芝加哥某炼
油厂一个胺吸收装置的压力容器（材
料为 A516Gr70 钢材）的破坏致使 17 人
死亡。
2、 1996年10月2日晚20时05分某化工厂合 成氨装置甲醇水分离罐发生实发性爆炸起火， 分离罐炸成19块，最重的残片重3280公斤， 飞落到70米远，飞得最远的残片重280公斤， 飞落到138米远的马路上。
三加氢
干气冷却器（E1110）小浮头螺栓断裂，材
质为1Cr13 、35CrMoA使用约一周时间，均
断裂，后改用Q235，使用良好。 1Cr13、2
Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体，对SSCC
最敏感，且硬度高，在HS+H2O的作用下，
易产生应力腐蚀断裂。 35CrMoA为中碳调
质低合金钢，硬度约HB280，在HS+H2O的 作用下，易产生应力腐蚀断裂。
于焊缝本体并向热影响区扩展，终止于重结
晶区，断口表面覆盖有黑色硫化铁和蓝色腐
蚀产物。经腐蚀失效分析，认定为湿硫化氢