置常、减压塔顶的HCl＋H2S＋H2O型腐蚀环境；催化裂化装置分馏塔顶的HCN＋H2S＋H2O型腐蚀环境；加氢裂化和加氢精制装置流出物空冷器的H2S＋NH3＋H2＋H2O型腐蚀环境；干气脱硫装置再生塔、气体吸收塔的RNH2乙醇胺＋CO2＋H2S＋H2O型腐蚀环境等。21HCl＋H2S＋H2O型腐蚀环境这种腐蚀环境主要存在于常减压蒸馏装置塔顶循环系统和温度低于150℃的部位，如常压塔、初馏塔、
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f减压塔顶部的塔体、塔板或填料以及塔顶冷凝冷却系统。一般气相部位腐蚀较轻，液相部位腐蚀较重，气液相变部位即露点部位最为严重。211腐蚀状况
HCl和H2S的沸点都非常低标准沸点分别为－8495℃和－602℃。因此，在原油加工过程中形成的HCl和H2S均伴随着油气集聚在常压塔顶。110℃以下遇到蒸汽冷凝水会形成pH值达1～13的强酸性在腐蚀介质，对设备产生腐蚀。对于碳钢为均匀腐蚀，对于0Cr13钢为点蚀，对于奥氏体不锈钢则为氯化物应力腐蚀开裂。有资料表明，在无工艺防腐蚀条件下，碳钢的腐蚀速率可达2mma，常压塔碳钢管壳式冷却器管束进口部位腐蚀速率高达60～145mma，腐蚀形态为均匀腐蚀；常压塔顶的Cr13浮阀出现点蚀，腐蚀速率为18～20mma。某炼油厂曾使用Cr18Ni8钢作常压塔顶衬里，年后出现大面积氯化物应力腐蚀开裂。5某炼油厂使用1Cr18Ni9Ti钢作常压塔顶空冷器管束，投用90天后管子与管板胀接过渡区全部发生脆断。采用工艺防腐蚀后，常压塔顶空冷器管束腐蚀速率为01～03mma，管壳式冷却器碳钢管束腐蚀速率为08mma。某炼油厂常压塔顶管壳式冷却器管束使用1Cr18Ni9Ti钢，在加强工艺防腐蚀措施后，使用5年后发生应力腐蚀开裂。212工艺防腐蚀措施
对于原油蒸馏塔顶的腐蚀控制技术，除搞好深度电脱盐外，仍然是“三注”，即在系统中注水、注缓蚀剂和注中和剂。过去注入氨水是产生铵盐垢下腐蚀的主要原因，占设备破坏的80，其腐蚀速率是均匀腐蚀的20倍。垢下沉积物中硫化铁占70～80，其它是焦炭和重质烃。硫化铁是原油蒸馏塔顶系统中溶解度最小的盐，其溶解性取决于pH值和含硫化合物浓度。腐蚀机理是由于干净或微覆盖区之间形成电位差电池。但传统观点认为，中和盐引起了塔顶的许多问题。这些盐水解使pH值为4，过量使用中和剂提高pH值，会引起硫化铁沉积，最终导致塔顶破坏。一些研究结果表明，常压塔顶系统最佳pH值范围比过去推荐的范围55～70低，如表1所示。表1常压塔顶系统推荐的最佳pH值
H2SmgL－1pH值205051～5649～5410020048～5346～51由于常减压蒸馏装r