1 加工原油性质
由于各种原因，原油油品有时会逐年变差，炼油设施设计一般按原料含硫为0.5%，酸值为0.6ｍｇＫＯＨ/ｇ的条件设计，但原油油品通常会超过设计值，并呈逐年上升趋势，硫含量最高达到1.33%，见表1。由于原油的硫含量较高，而硫分布的趋势是越到重油部位硫含量越高，必然造成常减压的下游加工装置硫含量居高不下，这对下游装置的设备、管线是个严峻的考验。
2 ＨＣｌ-Ｈ2Ｓ-Ｈ2Ｏ型腐蚀
ＨＣｌ-Ｈ2Ｓ-Ｈ2Ｏ型腐蚀主要表现在常减压装置，加氢精制装置的低温轻油冷凝系统的塔顶及其馏出管线、冷换设备等，尤以90℃～120℃露点温度区域为重，腐蚀形态以冲刷腐蚀及均匀腐蚀为主。
2.1 常减压装置
低温ＨＣｌ-Ｈ2Ｓ-Ｈ2Ｏ腐蚀是金属与介质直接作用所引起的一种电化学腐蚀，它的腐蚀产物首先在金属表面上生成ＦｅＳ薄膜，若生成的腐蚀产物薄膜能覆盖住金属表面而且具有一定的完整性及致密性，即能在一定程度上降低金属与介质的反应速率，甚至能保护金属不遭受进一步的腐蚀。成功的“一脱三注”工艺是形成良好保护膜的关键。
常压塔顶空冷器采用内涂ＴＨ901涂料防护，使用寿命3～5年。但有的空冷器管箱、管口冲刷腐蚀严重，塔顶馏出管线腐蚀减薄严重，5年左右就得更换。
2.2 加氢精制装置
重整预加氢精制装置由于石脑油Ｃｌ-含量达28～68ｍｇ/Ｌ(大于20ｍｇ/Ｌ的设计标准)，硫含量达9420ｍｇ/Ｌ，导致联合进料换热器(ＥＡ-201Ｅ)后冷凝系统腐蚀严重，使用一段时间后，ＥＡ-201Ｅ腐蚀穿孔，管子泄漏，整台更换；出口管线减薄0.4～0.9ｍｍ，弯头减薄2ｍｍ[1]。脱氯装置，同时增加管线壁厚，扩大弯头曲率半径，减缓流速，从而减缓了该系统的腐蚀。
3 高温环烷酸-硫腐蚀[2]
高温环烷酸-硫腐蚀主要存在于常减压装置220℃以上的部位。环烷酸的腐蚀是在高温无水环境下进行，高温环烷酸及硫对钢铁的腐蚀是化学腐蚀，其反应式如下:
高温环烷酸腐蚀和硫腐蚀是相辅相成的，由于Ｆｅ(ＲＣＯＯ)2是油溶性的，在油气中不能形成保护膜，特别是在高流速情况下，如果材质耐蚀性能差，材料将遭受严重的冲刷腐蚀，如常减压装置高速转油线，中环线的迎流部位。生产过程中可采用降低原油的酸值，选用耐蚀材料，调整管线的流动方向来降低腐蚀。
环烷酸在270～280℃以及343℃对材质腐蚀最严重，相应位置管线材质设计或提升到321或316Ｌ材质。经过多年的使用实践，说明该部位采用321或316Ｌ不锈钢为较好的耐蚀材料。塔壁材质为18-8不锈钢，原厚18ｍｍ，在大修中发现减压塔减四线集油箱处塔壁腐蚀严重。减薄至11.3ｍｍ，后局部贴补3ｍｍ的316Ｌ钢板；后期检修发现整圈塔壁均有腐蚀减薄现象，最薄处壁厚仅为8.9ｍｍ，腐蚀处布满直径1～5ｍｍ的小坑，深约1～3ｍｍ，为典型的环烷酸腐蚀。在原腐蚀严重部位及新减四线处塔壁分别贴补6ｍｍ厚的316Ｌ钢板一圈，高度为120ｍｍ和110ｍｍ。减压塔转油线进料段塔壁亦有点蚀现象，1999年改造在此部位增设气体分布器，塔壁处已贴焊18ｍｍ的316Ｌ钢板，起到补强及防护作用。
4 高温硫及Ｈ2Ｓ-Ｈ2型腐蚀
原油中的硫化物，包括活性的硫化氢、硫醇和单质硫以及非活性的噻吩以及硫醚、硫茂、多硫化物等，在高温下分解成活性硫化物，产生腐蚀。一般来说温度增加，硫化物的腐蚀性增加。如果在环烷酸与Ｈ2的相互影响下，抑制腐蚀将更加困难。
Ｈ2与Ｈ2Ｓ共存时加速腐蚀。高温富氢环境下本来难以分解的硫化物几乎全部转化为Ｈ2Ｓ，而Ｈ2对ＦｅＳ保护膜有破坏作用，因此，含Ｈ2的腐蚀比单纯高温硫的腐蚀将更加复杂。
高温硫及Ｈ2Ｓ-Ｈ2型腐蚀主要存在于常减压装置、裂解装置、催化装置、焦化装置以及加氢裂化装置的260℃以上的设备、管线部位，形成高温化学腐蚀。碳钢材质最易遭受腐蚀，如焦化装置分馏塔底泵(380℃)出口碳钢短接投用不到2年腐蚀穿孔，更换为Ｃｒ5Ｍｏ材质，已安全使用3年。
5 烟气露点腐蚀
烟气露点腐蚀虽然对生产的直接危害不是很大，但是对常减压装置加热炉的平稳操作及能量回收影响很大。生产中常用燃料气脱硫、控制过剩氧含量及排烟温度等措施，减轻露点腐蚀。空气预热器低温段材质使用碳钢(腐蚀严重，使用寿命不足2年)材质，更换为ＮＤ钢材质，能安全使用4年。催化装置余热锅炉省煤器材质为ＮＤ钢，使用3年完好。焦化装置引风机机壳叶轮产生严重腐蚀，将其更换。
催化裂化装置再生器的露点区域经测试主要在146℃左右，由于工艺物料组成的变化，露点温度也随之变化。催化裂化再生器在使用2年后即开始出现由于露点引起的应力腐蚀开裂，后检测共发现裂纹469条，三旋、斜管、烟道等也出现裂纹。在大量检测和调研的基础上采取“提高壁温，避免出现露点”的办法，即对再生器外壁实施保温方法，使再生器外壁温达到180℃左右，确保避免露点产生而引起应力腐蚀开裂。再后来大修中重点对再生器的裂纹进行检测，未发现新裂纹产生和旧裂纹扩展的情况。
6 Ｈ2Ｓ-二乙醇胺腐蚀
加氢裂化装置胺处理单元的富溶剂碳钢水冷器(ＥＡ-957)，2000年已发生2次因腐蚀而停车。ＥＡ-957管程介质为水，壳程介质为含Ｈ2Ｓ的二乙醇胺溶液，温度为70℃，腐蚀发生在壳程，经分析主要是Ｈ2Ｓ介质引起的腐蚀。
7 低温管线Ｈ2Ｓ-Ｈ2Ｏ型腐蚀
液化气回收系统、胺处理系统和Ｈ2Ｓ酸性水汽提装置的Ｈ2Ｓ含量要比其它系统高，湿Ｈ2Ｓ腐蚀是其主要形式。大修检测发现脱丁烷塔(ＤＡ-901)塔顶大面积腐蚀，腐蚀深度达1.5ｍｍ。其它碳钢管线也存在腐蚀减薄现象，但采用321不锈钢效果良好。
罐底封头易出现腐蚀减薄，腐蚀原因主要是燃料气分离罐底部长期受到含有Ｈ2Ｓ-Ｈ2Ｏ冷凝液的均匀腐蚀。罐底部处于液相区而上部处于气相区，所以底部腐蚀较上部严重。防护措施为喷铝并以涂料封闭。
8 储罐及换热设备腐蚀情况
8.1 油罐的腐蚀
油罐的腐蚀主要存在于罐底和罐顶部位。罐底的腐蚀主要是由于存水造成的，由于水中含有环烷酸、无机盐、硫化物以及高浓度氯离子，加之罐底板各部位存在压力差使基础砂石产生不同的压实度，形成浓差电池，腐蚀形态为溃疡状坑点腐蚀，有的已穿孔。罐底的保护可采用涂层和阴极保护相结合的办法。罐顶的腐蚀主要是由潮湿大气引起的腐蚀，浮顶上做涂层或镀层可降低腐蚀。液态烃、轻石脑油等球罐的腐蚀最具威胁的是硫化氢引起的应力腐蚀开裂。建议对罐底及2ｍ高罐壁做涂料防护和牺牲阳极阴极保护。
8.2 换热器的腐蚀
换热器腐蚀结垢主要集中在水冷器上。换热器的防护措施通常是涂刷换热器专用涂料，如碳钢水冷器用ＴＨ847涂料，使用寿命达8～10年;常减压车间空冷器采用ＴＨ901涂料，使用寿命达3～4年。
改善水质也能延长换热器的寿命，焦化Ｅ103注水换热器用除氧水替代软化水后，换热器的腐蚀问题基本解决。
提高换热器的材质也是一个重要途径。常减压二车间常顶油/水冷器管程采用Ａｌ-Ｍｇ合金，催化装置分馏塔顶换热器、贫富液换热器、再生塔底重沸器等均采用18-8不锈钢。
9 结语
为减少设备腐蚀，杜绝穿孔、泄漏等重大腐蚀事故的发生，应高度重视在加工高硫原油中出现的腐蚀问题。做好高硫油腐蚀调查，分析各装置重要部位的硫含量，评估现有设备耐蚀能力及安全等级等，这样不但方便对设备进行维护和日常巡检，而且可为以后的装置改造做好技术准备。
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ND钢，也就是09C rCuSb材质的钢（即09铬铜锑）
主要用于：高含硫烟气中工作中的省煤气，空气预热器，热交换器和蒸发器，用于抵御含硫烟气结露腐蚀，具有卓越的耐硫离子、腐蚀能力。产品有钢板、无缝钢管、鳍片带及管材。钢板：3mm-20mm 管材:Φ10-89mm无缝或有缝管子,螺旋鳍片管. b12-164mm钢带鳍片,(厚度1-2mm) 主要化学成份：C碳 Si硅 Mn锰 Cr铬 Ni镍 ≤0.12 0.2-0.4 0.35-0.65 0.5-1.25 ≤0.35 Cu铜 Sb锑 P磷 S硫 0.25-0.45 ≤0.12 0.07-0.12 ≤0.035 屈服点：≥310 抗拉强度：≥450 延伸率：≥25（实际可达≥38）至于考钢（Coten-A或-B）的其它详细情况可来人、来电、来函询之。欢迎访问我们的网站。电厂脱硫项目和石化炼油厂行业必然要使用上述材质的钢材。
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