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炼油设备腐蚀与防护专题
前面我们主要讲述了“金属腐蚀”的基本理论以及腐蚀防护的原则和方法。

本部分主要结合我们的专业特点，利用前面所讲的基本理论，来分析探讨有关炼油厂中的腐蚀情况以及采用的相关防腐措施。

炼油系统中的主要腐蚀介质炼油系统中的腐蚀介质主要来自于原油中的无机盐、硫化物、环烷酸、氮化物、微量金属元素以及石油开采和炼制过程中的各种添加剂等，在原油加工过程中，
这些物质会变成或分解成为活性腐蚀介质腐蚀设备。

1．无机盐类
原油中的无机盐类主要有NaCI、MgCl2、CaCl2等，盐类的含量一般为(5〜130) x 10-6，其中NaCI 约占75%、MgCl2约占15%、CaCl2约占10%左右，随原油产地的不同，Na、Mg、Ca盐的含量会有很
大的差异。

原油加工过程中，这些无机盐会水解成HCl 腐蚀设备，发生水解的反应式如下：
MgCl 2 2H 2O Mg(OH )2 2HCl
CaCl2 2H2O Ca(OH )2 2HCl
钠盐通常在蒸馏的情况下不会水解，但当原油中有环烷酸和某些金属元素存在时，在300 C以前就有可
能水解成HCl 。

2．硫化物原油中存在的硫化物主要有硫化氢、硫醇、硫醚、二硫化物以及环状硫化物等。

胜利油以及中东油的含硫量都非常高，原油加工的过程中，硫化物会受热分解成硫化氢而产生腐蚀，硫化氢的生成量主要是由总硫含量、硫的种类及温度等众多因素决定的，但硫化氢的生成量与总的硫含量不成正比。

3．环烷酸
环烷酸是一种存在于石油中的含饱和环状结构的有机酸，其通式为RCH 2COOH，石油中的酸性化
合物包括环烷酸、脂肪酸、以及酚类，而以环烷酸的含量最多，故一般称石油中的酸为环烷酸，因此石油中的酸是一种非常复杂的混合物，其分子量的差别很大，在180〜700之间，又以300〜400之间的居多，其沸点范围大约在177〜343C之间。

4．氮化物原油中的氮化物主要有吡啶、吡咯及其衍生物。

这些氮化物在常减压装置中很少分解，但在深度加工如焦化和催化裂化等装置中由于催化剂和温度的作用，则会分解为可挥发性的氨及氰化物，对设备
产生腐蚀。

5．其他腐蚀介质
⑴氢
在高温临氢设备以及与含水H2S 溶液接触的设备中，会有加入氢和析出氢的过程。

氢的存在能引
起设备的氢损伤、氢脆、氢鼓泡、表面脱碳及氢腐蚀等。

⑵ 有机溶剂
炼油厂的气体脱硫和润滑油精制等过程中，均要用到某些有机溶剂，如糠醛、乙酰胺等。

一般说来，这些有机溶剂对炼油厂的设备无腐蚀作用，但在生产过程中，有些有机溶剂能发生降解、聚合或氧
化，产生某些腐蚀介质。

常减压装置的腐蚀与防护
一、常减压装置的工艺流程
常减压蒸馏装置是将原油分馏成汽油、煤油、柴油、蜡油、渣油等组分的加工装置，因为是整个炼油工艺的第一个加工工序，因此又称为炼油厂的“龙头”。

因此该装置操作平稳与否，会直接影响整
个炼油厂的正常生产。

常减压装置的原则流程见图1。

原油首先进入一换热器组，与产品或回流油换热，并注入洗涤水或
破乳剂，达到一定温度（100〜140C ）后进入脱盐罐。

脱盐后原油继续进入另一换热器组，与系统中的 高温热源换热后进入常压加热炉。

有些装置有初馏塔或闪蒸塔，闪蒸出部分轻组分以后再进入常压炉， 加热到一定温度后经转油线进入常压分馏塔， 在此塔中将原油分馏成汽油、 煤油、柴油，有时还有部分 蜡油及常压渣油等组分。

产品经汽提及必要的酸碱精制后送入储罐。

常压渣油经塔底泵入减压炉加热后，
经转油线入减压分馏塔分馏成蜡油和渣油。

图1常减压蒸馏装置流程图
二、 常减压装置出现的主要腐蚀类型 1. 低温部位的腐蚀
⑴HCI-H 2S-H 2O 系统的腐蚀
在炼油厂中一般以250 C 为界线，常减压装置的初馏塔和常减压塔顶部及塔顶的冷凝冷却系统，
温 度一般在100 C 左右，为低温腐蚀，主要是由于原油中的无机盐引起的，属于
HCI-H 2S-H 2O 环境介质的 腐蚀。

腐蚀形态表现为对碳钢为普遍减薄；对 Fe Cr13为点蚀；对1Cr18Ni9Ti 为氯化物应力腐蚀开裂。

2HCI
FeCI 2 H 2 Fe
H 2S FeS H 2 FeS 2HCI
FeCl 2 H 2S 硫化氢和氯化氢在没有水存在时，对设备几乎没有腐蚀。

在气相变液相的部位，出现露水后，则 会出现HCI-H 2S-H 2O 型的腐蚀介质。

HCI 与H 2S 相互促进，因为Fe 与H 2S 生成的FeS 保护膜后，HCI 又与 FeS 发生反应，破坏该保护膜，使腐蚀进一步发展。

该类型的腐蚀对设备的腐蚀相当严重。

⑵低温烟气的露点腐蚀
这类腐蚀主要发生在加热炉、锅炉空气预热器的低温部位。

加热炉、锅炉用的燃料中含有硫化物， 一般含量在1〜
2.5%，硫燃烧后全部生成 SQ ,由于燃烧室中由过量的氧气存在，所以又有少量的
SQ 进一步再与氧化合形成 SO 。

在通常的过剩空气系数条件下，全部 SQ 中约有1〜3%转化成SO 。

在高温 烟气中的SO 不腐蚀金属，但当烟气温度降到
400C 以下，将与水蒸气化合生成稀硫酸，其反应式如下：
SQ
H 2O 400 H 2SQ 烟气的温度继续下降，当降至
150〜170 C 时，已达到硫酸的结露温度，这时稀硫酸就会凝结到加 热炉的受热面上从而发生低温硫酸腐蚀。

由于这种腐蚀发生在硫酸的结露温度以下， 所以又称作露点腐 蚀。

在发生低温硫酸腐蚀的同时， 凝结在低温受热面上的硫酸液体， 还会粘附烟气中的灰尘形成不易清 除的积垢，使烟气通道不畅甚至堵塞。

2. 高温部位的腐蚀
高温系统的腐蚀主要是硫化物和环烷酸的腐蚀，多属于
S-H 2S-RSH-RCOOH 的介质环境。

当炼油设备壁温高于 250C 且又处于H 2S 环境下时，就会受到 H 2S 腐蚀，主要集中在常压炉及出 口转油线、常压塔、减压炉、减压塔、减压转油线等部位，近年来原油的硫含量有逐步增大的趋势。

这 类腐蚀表现为设备表面减薄，属均匀腐蚀。

⑵环烷酸腐蚀
环烷酸主要存在于柴油及润滑油中。

在常减压的减二、减三线腐蚀严重，在
220C 以下时，环烷酸 的腐蚀并不剧烈，但随温度升高有逐步增大的趋势。

在
280C 以上时，温度每升高55C,环烷酸对碳钢 和低合金钢的腐蚀速度就增加三倍，直到 385 C 时为止。

由于环烷酸的沸点在
280C 左右，故在此使腐 蚀为最厉害，而当高于 350C 时，又由于H 2S 的影响而加剧，以后随温度的升高，腐蚀速度就下降了。

环烷酸腐蚀的机理
一般认为是与钢材发生了下列反应：
Fe 2RC00H Fe(RCOO)2 H2
2RC00H FeS Fe(RCOO)2 H2S
由于Fe(RC00b为一种油溶性的腐蚀产物，能被油流带走，因此不易在金属的表面上形成保护
膜，即使已形成的FeS保护膜，也会与环烷酸发生反应而暴露新的金属表面，进而继续发生腐蚀反应，有时腐蚀速度高达19〜20mm/a=腐蚀的特征为：环烷酸腐蚀的金属表面清洁、光滑无垢。

流速高时能产生与液流同向的沟槽；流速低时能形成尖锐的孔洞。

三、常减压装置的防护措施
目前常减压装置防护分两大部分：工艺防护，即“一脱四注”(原油脱盐、脱后注碱、塔顶注氨、
缓蚀剂、水)主要控制或减缓塔顶系统的腐蚀；耐蚀材料防护，主要用于高温系统的防护。

㈠一脱四注
1. 脱盐
脱盐是工艺防护中最重要的一个环节，目的是去除原油中引起腐蚀的盐类。

脱除原油中的氯化物减少塔顶Cl-的含量，可以减轻腐蚀。

目前要求原油深度脱盐，如脱盐深度不够，则不能有效去除Ca、Mg盐类。

如果将脱盐稳定在3mg/L以下就能把腐蚀介质控制在一个较低范围。

脱盐的效果与原油性质(乳化液稳定性、比重、粘度)、破乳剂、温度、注水及电场强度等多种因素有关，一般脱盐温度为100〜120C,破乳剂用量50〜20ppm 注水4〜10%。

2. 注碱
原油中含量较大的NaCI —般不水解，较容易脱去。

而最容易水解的MgCb则最难脱掉。

因此原油经脱盐后，还会残留一部分氯化镁和氯化钙，这些无机盐仍会水解生成HCI，而在常压塔顶部与水生成
盐酸，发生强烈的腐蚀，因此在脱盐后还要注碱。

原油脱盐后注碱(NaOH Na2CO)的作用主要表现在三个方面：
⑴能部分地控制残留氯化镁、氯化钙的水解，使氯化氢的发生量减小。

MgCl2 2NaOH 2NaCl Mg (OH )2
MgCI 2 Na2CO3 2NaCl MgCO3
⑵一旦水解，也能中和一部分生成的氯化氢。

MgCl 22H2O Mg (OH )22HCl
CaCl22H2O Ca(OH )22HCl
HCl NaOH NaCl H2O
Na2CO3 2HCI 2NaCI H2O CO2
⑶ 注碱也可以中和原油中的环烷酸和部分硫化氢
RCOOH NaOH RCOONa H2O
2RCOOH Na2CO3 RCOONa H 2O CO2
H2S 2NaOH Na2S 2H2O
根据胜利炼油厂的试验结果，每吨原油加入18〜27g Na2CO3时，塔顶冷凝水中CI-含量可降低80〜85%铁离子可降低60〜90%即腐蚀速度降低。

注碱中和环烷酸是有效的，但耗能大带来不利。

在有催化裂化装置的炼油厂要求Na+的含量小于1ppm因此，石化总公司要求停止注碱。

3. 注氨
中和塔顶馏出系统中的HCI和H2S，调节塔顶馏出系统冷凝水的pH值。

NH3 HCI NH4CI
NH3 H2S NH4HS
生成的氯化氨在浓度较高时会以固体的形式析出，造成垢下腐蚀。

注氨是调节pH值减缓腐蚀的重要措施。

石化总公司系统目前都是注氨水，国外用有机胺代替氨水受到更好的效果，因为有机胺的露点高，可以避免在水冷凝区发生露点腐蚀，并且能与HCI —起冷凝，有利于中和。

4. 注缓蚀剂
缓蚀剂的种类特别多，应适当评选。

缓蚀剂能在金属表面形成一层保护膜。

5. 注水
油水混合气体从塔顶进入挥发线时，温度一般在水的露点以上（水为气相），腐蚀极为氢微。

当温
度逐渐降低，达到露点时，水气即开始凝结成液体水。

凝结之初，少量的液滴与多量的氯化氢气体接触，
液体中的氯化氢浓度很高，pH值很低，因而它的腐蚀性极为强烈。

随着凝结水量的增加，液体水中氯
化氢的浓度逐渐降低，pH值则逐渐升高，此时腐蚀也跟着减小。

故塔顶系统腐蚀以相变部位最为严重，液相部位次之，气相部位很轻。

相变部位一般在空冷器入口处，空冷器壁很薄，容易腐蚀穿透。

而且空冷器结构复杂，价格昂贵，因而人们就想将腐蚀最严重的相变部位移至结构简单，而且壁厚的挥发线部位。

这样既可延长空冷器的
寿命，而且更换挥发线的管道也比较便宜。

采用的方法是在挥发线注碱性水，挥发线注水后，露点部位从空冷器内移至挥发线，从而使空冷器的腐蚀减轻。

挥发线注入的大量的碱性水，还可以溶解沉积的氯
化铵，防止氯化铵堵塞；另外大量的碱性水，一方面中和氯化氢；另一方面冲稀相变区冷凝水中的氯化氢的浓度，可以减轻介质的腐蚀。

常减压蒸馏装置高温重油部位腐蚀严重，主要选用耐蚀材料防护。

一般钢中含Cr 5%〜13%,就有相当好的抗硫腐蚀性。

但是目前原油中酸值含量增加，抗环烷酸腐蚀用材较抗硫腐蚀用材高。

所以目前各炼油厂基本上都按加工环烷酸原油选材，见表1所示。

表1加工高酸值原油蒸馏装置高温易蚀部位用材情况
中石化总公司对其下属炼厂中加工高酸值原油的蒸馏装置易蚀部位的用材作了具体规定，并且给
出了推荐用材如表2和表3所示。

表2 蒸馏装置加工高酸值原油高温易蚀部位用材用材规定
表3 加工高酸值原油炼油装置高温部位推荐用材表
塔顶馏出系统冷凝冷却器部分炼油厂用碳钢，部分炼油厂用18-8不锈钢，但是要完善“一脱四注”
工艺防护，防止氯的应力腐蚀开裂。

在有氯存在的条件下不宜采用18-8不锈钢，可以选用双相不锈钢，
如00Cr18Ni5Mo3Si2 等。

1 •常减压蒸馏装置原油加工，可采用高硫高酸值和低硫低酸值原油混炼，以降低介质含量减轻腐
蚀。

2.改变设备结构，使气液负荷分布均匀，减少冲蚀，降低流速；管线和容器要能排净液体不能存水，减少死角和盲肠以及减少缝隙等。

目前炼油厂在高温易受腐蚀部位采用了一些措施都有利于减轻腐蚀，如减压低速转油线扩径、高速转油线扩大弯曲半径，改变高速低速线的连接型式等。

催化裂化装置的腐蚀与防护
催化裂化装置的工艺流程
1.反应一再生部分
新鲜原料经过高温热源换热达到工艺要求温度后，从原料油喷嘴进入提升管底部，与从再生斜管来的700C左右的催化剂混合后，沿着提升管反应器迅速上升，并在上升的过程中发生裂解反应。

反应完成后的油汽以及催化剂的混合物进入沉降器，利用旋风分离器实现二者的分离，油汽进入分馏系统，而待生催化剂进入烧焦罐，表面的焦炭烧去后进入再生器；在再生器内实现高温烟气与再生催化剂的分离，再生后的催化剂通过再生斜管进入提升管反应器如此往复循环应用。

反再系统的工艺流程图见图2所示。

图2反应再生部分的工艺流程
2.分馏部分
将反应后的混合油汽按沸点范围分割成富气、汽油、轻柴油、重柴油、回炼油和油浆等。

吸收稳定部分把分馏塔顶的混合物通过吸收、解吸、稳定等过程分离成稳定汽油、液化气、干气。

吸收过程的基本原理是利用气体中各组分在液体中不同的溶解度来分离混合物。

分馏和吸收稳定工艺流程见图3、4所示。

图3分馏部分工艺流程
图4吸收稳定工艺流程
二、高温气体腐蚀与防护
1.腐蚀概况
发生高温气体腐蚀的主要是反-再系统的设备。

主要腐蚀为：
⑴高温氧腐蚀
发生在再生器内构件、再生、待生、循环斜管、器内检修平台、沉降器内粗旋、旋分器料腿拉杆等部位。

腐蚀形态为表面氧化减薄或局部穿孔。

⑵高流速催化剂冲蚀、磨蚀
发生在再生器分布管、旋分器灰斗、料腿及翼阀、循环、待生、再生滑阀及大烟道双动滑阀、大烟道降压孔板及沉降器内构件等部位。

腐蚀形态为冲蚀沟槽及局部穿孔。

⑶热应力及交变应力引起疲劳破坏和焊缝破裂
如二密封盘管焊缝破裂、反-再系统膨胀节和旋分器冷却蒸汽管的焊缝破裂等。

2．高温气体腐蚀的影响因素
⑴ 氧的影响氧是最普通的高温氧化剂。

金属材料与空气接触面的氧化反应，在高温条件下氧化速度更快，在金属表面形成一层氧化腐蚀产物。

⑵ SO2 的影响二氧化硫对金属的腐蚀仅次于空气的氧化作用，但其破坏性有时比氧化更严重。

当高温气体中含有二氧化硫时，由于铁的氧化物和硫化物具有比较低的共熔点，熔融后的混合物能渗入晶粒间造成金属的腐蚀，因此会增加氧化速度。

⑶ 高温蒸汽的影响反-再系统高温冷却蒸汽是必不可少的，其氧化作用比同温度下的空气要强，这是因为在高温蒸汽中生成的疏松垢层，比在空气中形成的垢层空隙更多，更容易脱落。

⑷ 高温二氧化碳的影响反-再系统高温气体中的二氧化碳也能加速设备的腐蚀，这是由于存在下列反应：
2Fe 3CO2Fe2O3 3CO
因此高温气体中二氧化碳含量越高，腐蚀性也越强烈。

反之一氧化碳含量增加时，能相对减轻铁的腐蚀。

3．防止高温气体腐蚀的措施反-再系统内构件为了保证在高温条件下有足够的强度和刚性，同时也必须有足够的强度以抵抗高流速催化剂的冲蚀和磨损，因此在提升管内的进料喷嘴、事故蒸汽管和沉降器以及再生器内的旋分器料腿、拉筋、翼阀、测压管等均采用奥氏体不锈钢材料。

两器内开口接管的衬里护圈以及烧焦罐内的空气分布管可采用低合金强度钢如12CrMo 、Cr5Mo 等。

4．两器的耐磨衬里
催化裂化装置的反应沉降器、再生器操作条件苛刻，反-再系统衬里不仅要承受高温（600〜750 C）, 而且还要抵抗高速催化剂的磨损。

一般情况下，两器的衬里采用的是龟甲网支撑的耐磨隔热双层衬里结构。

在实际生产中经常出现反-再系统双层带龟甲网衬里出现不同程度的鼓包、断裂和衬里开裂脱落现象。

产生损坏的原因为：
⑴ 龟甲网选材不当
有的炼油厂采用18-8冈因其热膨胀系数高，经常产生鼓包现象；有的采用1Cr13，由于其含碳
量高，可焊性较差，焊口易开裂，甚至龟甲网的连接爪子也往往断裂。

从目前情况来看采用0Cr13较好，原因是含碳量低、韧性好、可焊性好。

⑵ 保温钉布置太稀
规范要求布置保温钉为16个/m2,但在筒节开口相贯线部位则应适当加密，以减少鼓包开裂的发生。

⑶ 柱形保温钉和端板断开、端板脱落
原因是焊接面积太少。

⑷ 保温钉与器壁的焊接质量差造成龟甲网鼓包处保温钉被连根拔起，施工时应检查保温钉的焊接质量。

目前对龟甲网易出现的这些问题，一般采用的方法是提高耐磨衬里的矾土水泥的质量，以及采用低水泥、超微粉、加添加剂等技术改善衬里的质量提高其使用寿命。

再者就是采用新型衬里结构如BL 型隔热耐磨衬里、钢纤维增强混凝土衬里结构（就是在混凝土中加入增强钢纤维可提高其抗应变能力、
相对韧性及耐机械冲击性能）。

对于特殊部位如单动滑阀和双动滑阀的出入口部位，由于携带催化剂的高速气流在该处产生湍流，冲刷磨蚀相当严重，其耐磨层宜采用高耐磨材料，厚度可适当增加。

或选用
带增强钢纤维的无龟甲网JA-95耐磨衬里，其效果较好。

5. 关于膨胀节的腐蚀损坏
波纹管膨胀节是一种良好的变形补偿设备，在催化裂化装置的设备及管路中已得到广泛应用。

但是由于催化反-再系统的操作条件苛刻，腐蚀性强，烟气中的催化剂对设备冲刷严重，因此，因此造成反-再系统所用波形膨胀节使用效果不佳，损坏严重。

⑴波形膨胀节的破坏形式
波纹管与筒节焊缝开裂；波纹管穿孔；波纹管变形、挤压；波纹管鼓包。

⑵波纹管损坏的原因
导致波纹管损坏的原因一般有以下几个方面的原因：
①吹扫蒸汽的影响
设置吹扫蒸汽的膨胀节虽然可以防止烟气中催化剂进入波纹管，保持波纹管有较低的工作温度，但由于水蒸汽的存在，增加了波纹管产生腐蚀的条件。

烟气中的Cl-、SO?等与水蒸汽结合而成为腐蚀
性极强的物质。

另外反吹蒸汽的分压几乎和烟气的总压相等，其露点温度也随之上升，很容易在波纹管
内表面产生冷凝液而导致腐蚀破坏。

②波纹管厚度的影响
部分厂家选择波纹管单层厚度为0.5mm。

由于太薄，单层腐蚀穿孔后渗入的水分及腐蚀介质受热
膨胀，极易产生鼓包变形或腐蚀穿孔。

③开停工及操作波动的影响
多数情况下，波形膨胀节的损坏是在开停工期间产生的。

由于此间烟气温度低，极易产生冷凝液并溶解腐蚀性介质，冷凝液一旦形成则易浓缩，使腐蚀介质浓度成倍增加。

从水平段膨胀节排凝放空阀
放出的液体分析，pH值为4〜6, Cl-的浓度一般都超过18-8钢的临界应力腐蚀浓度。

开停工操作波动会使膨胀节产生伸缩变形。

这种变形有时会是交替变化的，因此会产生由交变应力而引起的膨胀节疲劳破坏。

在实际生产中，要求波纹管膨胀节位移补偿量增大，叙事用多波膨胀节。

但由于操作波动的影响，多波膨胀节会出现突然失稳而发生变形扭曲破坏。

④制造质量的影响
波纹管的成型是塑性加工过程，成型后存在一定的残余应力。

如果焊接方式和焊接工艺不当，或焊缝存在缺陷，都将影响膨胀节的使用寿命。

⑶防止膨胀节损坏的措施
①选择合适的耐蚀材料
近年来很多厂家在反-再系统中选择316L作膨胀节，其抗蚀性能较18-8钢大大提高，最近国内又研制出抗蚀性能更好的B-315钢，已在催化反-再系统中得到应用。

②选择合适的波纹管结构
用于烟机或其它部位的膨胀节选用的是多层结构。

如果厚度太薄，往往容易腐蚀穿孔或鼓包，一般宜用3 =1.0mm 钢板3层，以减少穿孔和鼓包损坏。

③必须设置吹扫蒸汽的膨胀节在开、停工期间，膨胀节底部的放空排凝阀要打开装置开工升温过程中，
不要急于打开吹扫蒸汽，开阀前要先排凝，并注意不要通汽过快，以免膨
胀节鼓包变形。

④对烟机入口的膨胀节宜进行外部保温以提高波纹管外壁温度，防止冷凝液产生。

6. 单双动滑阀的磨损
催化裂化反-再系统的循环、再生、待生滑阀和大烟道的双动滑阀阀体近年都改为冷壁式，其耐磨层一般都选用JA-95 和TA-218 等，耐磨性和强度都大为提高，使用几个周期后磨损轻微。

但是滑阀的阀道、阀杆、阀板、座圈等部位磨损十分严重。

一般情况下为保证滑阀的阀道在不影响流通面积的情况下加宽加厚，以增加其抗催化剂冲蚀的能力。

三、高温硫化氢和环烷酸的腐蚀与防护
在催化原料中，当原料油中含硫量大于或等于0.5%、酸值大于0.5mgKOH/g、温度高于240 C及
介质流速较高时，在催化裂化的高温重油部位均易引起严重的腐蚀。

1．腐蚀概况催化裂化高温部位的腐蚀主要集中在分馏塔的下部，特别是塔内的一些主要构件，如分馏塔下部的人字挡板、塔盘、集油箱、受液盘等。

碳钢构件的腐蚀率极高，一般呈均匀腐蚀减薄。

对工艺管线，尤其是大油气线、塔底抽出线和循环线等介质流速高及流动方向不断改变的部位，如弯头、法兰密封面、
焊缝边缘、水平管线底部等容易遭受冲蚀，造成管线壁厚不均匀减薄，引起管线穿孔漏油甚至着火。

对油浆换热器和油浆泵等则由于流速大，油浆中含有催化剂颗粒产生冲刷和磨损而遭受堵塞和破坏。

2．腐蚀机理催化原料油所含硫化物的高温腐蚀，实际上是以硫化氢为主的活性硫的腐蚀。

首先是在高温下有机硫化物转化为硫化氢和活性硫，然后与碳钢表面作用产生腐蚀。

Fe H2S FeS H 2
硫化氢在350〜400 C还能继续分解：
H 2S S H2
而分解后的元素硫比硫化氢有更强的活性，因此腐蚀也更剧烈。

在温度为350〜400C时，低级硫
醇也能与铁反应产生腐蚀。

RCH 2SH Fe RCH CH2 FeS H 2
硫化氢的高温腐蚀发生于设备表面240 C以上的部位，而操作温度在400 C左右时最为严重。

高温
环烷酸的腐蚀在催化裂化装置中并不十分突出，这可能是原料油中的环烷酸在催化剂的作用下热分解所致。

3．防护措施
根据高温硫化氢的腐蚀的特点，目前对催化裂化高温部位设备的防护，主要从耐蚀材料上考虑解决。

尽管催化裂化装置设备和管线仍以碳钢为主，但在高温流体中存在硫化氢时，由于生成的硫化亚铁垢较疏松而且很脆易脱落，因此碳钢不耐高温硫化氢腐蚀。

在催化裂化高温系统设备和管线应采用合适的耐蚀材料。

分馏塔体及内构件宜采用0Cr13 或18-8 复合材料，高温部位的工艺管线可以选择Cr5Mo 可以抵抗腐蚀。

四、催化分馏塔顶和吸收稳定系统的腐蚀与防护在催化裂解过程中，由于原料油中的硫化物和氮化物均得到分解，因此反应馏出物中含有大量的硫化氢、氨、和数量不少的氰化氢。

这些物质或者它们之间的反应产物就成为二次加工装置的主要腐蚀性物质。

在塔顶冷凝系统中就形成了HS-HCN-NHkNO腐蚀环境。

一般情况下，由于催化裂化分馏塔顶系统介质中NH的含量高，排出污水中的pH值都在8.5以上，所以一般不会发生很严重的腐蚀。

吸收稳定系统的H2S-HCN-NMH2O腐蚀，对不同的原料、不同的加工装置上述物质的含量相差很大，因而腐蚀的表现形式也不尽相同。

腐蚀的特征是除设备厚度减薄或局部腐蚀穿孔之外，部分装置还出现了鼓包开裂等形式的氢脆化破坏。

在该系统中，H2S和HCN M金属起腐蚀作用。

H2S和铁生成硫化亚铁当有CN存在时，它可以溶解FeS的保护膜，产生络合离子Fe(CN)：，加速腐蚀反应的进行：
4 2
Fe 6CN Fe(CN )6 S
络合离子Fe(CN)；继续与Fe反应生成亚铁氰化亚铁Fe2[Fe(CN) 6]:
4
2Fe+ Fe(CN)6 宀Fe2[Fe(CN) 6]
停工时上述产物继续氧化而生成亚铁氰化铁Fe4[Fe(CN) 6] 3。

因此当有氰化物以及氯化物等活性离
子存在时，该系统的腐蚀则显著加剧。

同时氰化物可以溶解FeS的保护膜，产生有利于氢脆化的表面。

工艺设备处在H2S-HCN-NH-H2 0的腐蚀环境中，不仅是由于阳极反应生成FeS而引起一般腐蚀，而
且阴极反应生成的氢还能向钢中渗透并扩散，引起钢的鼓包、开裂，同时也是该系统发生硫化物应力腐
蚀的主要原因。

当然，系统设备是否会发生氢鼓包预应力腐蚀开裂，则取决于金属材料、工艺过程、腐蚀介质的浓度、温度、pH值等，并非所有的装置设备都会产生氢脆化和硫化物的应力腐蚀开裂。

凡是
在有氢脆化可能的场合均采用12Cr2AIMoV ( 2|Cr1Mo )，可以有较好的耐氢腐蚀性。