石油化工设备常见腐蚀类型及其防腐措施汇总.docx
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石油化工设备常见腐蚀类型及其防腐措施汇总
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H2S
2、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）。
经“一脱四注”后，控制的工艺指标应为：
冷凝水含Fe2+量小于lmg／kg，冷凝水含C1-量小于20mg／kg，原油脱盐后含盐量小于5mg/l。
pH值为7.5～8.5时，如果结构设计合理，可以使用碳钢设备。
近年来，于重油的深度加工，为提高催化剂的寿命，脱后原油注碱已停用。
（2）鉴于常减压塔顶氯离子浓度偏高，在工艺防腐措施“一脱一注”（原油深度脱盐，塔顶馏出线注氨）的情况下，可选用3RE60（00Crl8Ni5M03Si2）双相不锈钢制做设备。
（3）在原油中有机氯大增情况下，（采油时加清蜡剂），可适当考虑使用钛制做空冷器等设备。
3、HCl—H2S—H20环境下设备防腐实例
（1）茂名炼油厂常压塔原为CT3+зи496钢制做，从1963年4月至1967年8月，共运行931天后，复合层全部被腐蚀殆尽。
后在20层塔盘以上部位内衬4mm厚1Crl8Ni9Ti钢板，以塞焊法衬接。
到1973年大检修时即发现衬里层龟裂。
（2）、南京炼油厂一常减压塔未采取工艺防腐前，碳钢年腐蚀率为0.30mm／a，采取工艺防腐措施后为0.15mm／a，顶塔壁呈麻点坑状点腐蚀，有的呈峰窝状。
（二）低温HCN-H2S-H2O型腐蚀与防腐
1、主要腐蚀设备、原理及腐蚀部位
原料油中硫化物在加热和催化裂解中分解产生硫化氢，且在裂解温度下，元素硫也能与烃类反应生成硫化氢，因此催化富气中的硫化氢浓度很高。
同时原料油中的氮化物也裂解，这当中可能有10％一15％转化成氨，有1％～2％转化成氰化氢，在有水存在的吸收解吸系统构成了HCN—H2S—H2O腐蚀环境。
当催化原料中氮含量大于0.1％时，就会引起严重的腐蚀，CN-大于500mg／kg促进腐蚀加剧，小于200mg／kg时，促进腐蚀不明显。
腐蚀部位：
主要存在于催化裂化装置吸收解吸系统。
腐蚀形态：
对碳钢为均匀腐蚀、氢鼓泡、硫化物应力腐蚀开裂；对奥氏体不锈钢为硫化物应力腐蚀开裂。
设备腐蚀特征：
除设备厚度减薄或局部腐蚀穿孔外，还极易引起鼓泡、开裂等型式的氢脆化。
其中，以设备厚度减薄和腐蚀穿孔最为常见。
腐蚀机理：
硫化氢在水中发生离解H2S=H++HS-
│→H++S2-
钢在H2S的水溶液中发生电化学反应：
阳极反应Fe→Fe2++2e
二次过程Fe2++S2-→FeS或Fe2++HS-→FeS+H+
阴极反应2H++2e→2H→H2↑
在HCN—H2S—H20腐蚀环境中，主要通过以下三个过程使设备腐蚀损坏：
钢铁在H2S的水溶液中，不只是由于阳极反应生成FeS而引起一般的腐蚀，而且阴极反应生成的氢还能向钢中渗透并扩散，引起钢的氢脆、氢鼓泡。
同时也是发生硫化物应力腐蚀的主要原因。
具体的腐蚀情况及原因如下：
（1）一般腐蚀的加重。
H2S和铁生成的硫化物或硫化亚铁，在pH值大于6时，钢的表面为FeS所覆盖，有较好的保护性能，腐蚀率也有所下降。
但当有CN-存在，它溶解FeS保护膜，产生络合离子[Fe（CN）6]-4，加速了腐蚀反应的进行：
H2S+6CN-→[Fe（CN）6]4-+S2-
络合离子[Fe（CN）6]4-继续与Fe2+反应：
[Fe（CN）6]4-+2Fe2+→Fe2[Fe（CN）6）↓
生成物Fe2[Fe（CN）6）在水中为白色沉淀，停工时在有空气和水存在的条件化生成最终腐蚀产物Fe4[h（CN）6]3（普鲁士蓝）沉淀：
6Fe2[Fe（CN）6）十6H20+302→2Fe4[Fe（CN）6]3↓++4Fe（OH）3
在催化装置的吸收解吸塔和油气分离器的冷凝水中，常能见到有这种物质的存在。
这种腐蚀情况常存在于吸收解吸塔顶部及底部，稳定塔顶部及中部，塔顶部及中部。
上述部位呈均匀点蚀和坑蚀直至穿孔，腐蚀率为0.1～1mm/a。
（2）氢渗透。
阴极反应生成的原子氢半径非常小（0.78×10-8cm），有三分之一很容易进入钢的晶格，并在钢材内部缺陷处（夹渣、气孔、分层等）聚集，结合成氢分子。
若在一狭小的闭塞空间里积聚大量氢分子，必产生较高压力（可达19MPa），造成鼓泡或鼓泡开裂。
这种腐蚀情况主要存在于解吸塔顶和解吸气空冷器至后冷器的管（DN200）和解吸塔后冷器壳体，凝缩油沉降罐罐壁和吸收解吸塔解吸段塔壁，再吸收塔壁,稳定塔塔壁及其塔顶油水分离器器壁等部位。
一般鼓泡直径为5～120mm，鼓泡开裂裂缝宽度为2.5mm。
（3）应力腐蚀开裂。
造成应力腐蚀开裂的原因为拉应力、HS—H20境及敏感材料。
奥氏体不锈钢焊缝及其热影响区对硫化物应力腐蚀开裂感。
腐蚀形态为焊缝开裂。
应力腐蚀开裂存在于铬钼钢母材的奥氏体焊缝及其热影响区，故不能采用不锈钢焊接铬—钼钢，应采用珠光体焊条焊接，焊后进行整体热处理。
2、HCN-H2S-H2O型腐蚀、防腐蚀措施
（1）、工艺防腐措施
①采用水洗法，将氰化物脱除；
②注人多硫化物有机缓蚀剂，与氰化物隔离。
（2）、材料防腐
采用铬钼钢（12Cr2A1MoV）配以热317焊条，焊后经750℃热处理，可满足此部位要求。
但在HCN-H2S-H20部位选用奥氏体不锈钢焊条焊接碳钢或铬钼钢，极易发生硫化物的应力腐蚀开裂。
3、HCN-H2S-H2O型腐蚀、防腐实例
（1）、锦州炼油厂催化裂化装置稳定塔塔壁上有厚有1～2mm亚铁氰化物腐蚀产物，腐蚀率为0.2～0.3mm/a。
（2）、胜利炼油厂吸收解吸塔材料为A3，1968年投产，1972年发现解吸段塔壁产生氢鼓泡，在钢板的1/2处产生分层现象。
（三）低温C02-H2S-H20型腐蚀与防腐
1主要腐蚀设备、机理及腐蚀部位
该腐蚀环境存在于脱硫再生塔塔顶冷凝冷却系统的酸性气部位。
塔顶酸性气的组成为H2S50％～60％（体积分数）、CO230％～40％（体积分数）、烃类4％（体积分数）及水分，温度为40～60℃，压力为常压。
腐蚀部位：
主要存在于脱硫再生塔塔顶冷凝冷却系统（馏出管线、冷凝冷却器及回流罐）。
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。
腐蚀机理：
为H2S-H20型的腐蚀及开裂。
此部位的主要影响因素是H2S-H20。
在某些炼油厂，由于原料气含有HCN，而形成HCN-CO2-H2S-H20的腐蚀介质。
由于HCN的存在也加速了H2S-H20的均匀腐蚀及应力腐蚀开裂
H2S-H20的腐蚀机理如下：
H2S-H20为弱酸，在水中发生电离，电离式为
H2S=H++HS-
HS-=H++S2-
在H2S—H20溶液中含有H+、HS-、S2-和H2S分子，对金属腐蚀为氢去极化作用。
其反应式为：
阳极反应Fe→Fe2++2e
Fe2++S2-→FeS
或Fe2++HS-→FeS+H+
2H++2e→2H→H2↑
钢铁在H2S的水溶液中，不只是由于阳极反应生成FeS而引起一般的腐蚀，而且阴极反应生成的氢还能向钢中渗透并扩散，引起钢的氢脆、氢鼓泡。
同时也是发生硫化物应力腐蚀的主要原因。
具体腐蚀情况如下：
⑴．一般均匀腐蚀
含水硫化氢对钢的腐蚀，一般说来，温度提高则腐蚀增加。
在80℃时腐蚀率最高，在110～120℃时腐蚀率最低。
在H2S—H20溶液中，碳钢和普通低合金钢的腐蚀率开始很快，最初几天可达到10mm／a以上。
但随时间增长腐蚀迅速下降，到1500～2000h后，腐蚀速度趋于0.3mm／a。
故装置经常开停工会加速设备的腐蚀。
硫化氢和铁生成的硫化铁和硫化亚铁在pH大于6时，钢的表面为硫化铁所覆，有一定的保护性能，腐蚀率会逐渐下降。
但是当有CN+存在时，氰化物将溶解此保护膜，产生有利于氢渗入的表面和增加腐蚀速度。
⑵．氢鼓泡和氢脆
H2S的腐蚀为氢去极化腐蚀。
吸附在钢铁表面上的HS-促使阴极放氢加速，同时硫化氢又能阻止原子氢结合为分子氢，因此使原子氢聚集在钢材表面上，加速氢向钢中渗入的速度（HS-可使氢向钢中扩散速度增加10—20倍）。
当氢原子向钢中渗透扩散时，遇到裂缝、空隙、晶格层间错断、夹杂或其它缺陷时，原子氢在这些地方结合成分子氢，体积膨胀约20倍。
由于体积膨胀而在钢材内产生极大的内应力，致使强度较低的碳钢发生氢鼓泡；而强度高的钢材不允许有较大的塑性变形，在钢材内部发生微裂纹致使钢材变脆，产生氢脆。
在不同的pH值下，硫化氢产生的氢渗透率也不同。
在低pH值时（pH<7.5），pH值越低，氢渗透率越大。
在pH＝7.5时，氢渗透率最小。
当pH>7.5，且有氰离子存在时，随着氢离子浓度的增加，氢渗透率迅速上升。
⑶．应力腐蚀开裂
当钢材有残余应力（或承受外拉应力）和钢材内部的氢致裂纹同时存在时，则发生应力腐蚀开裂。
pH值对硫化物应力腐蚀开裂的关系为：
在低pH值下，迅速开裂；pH为4.2时最严重；pH值为5—6时，不易破裂；pH值大于等于7时，不发生破裂。
但是在某些炼油厂，由于原料气中含有HCN，形成了HCN-CO2-H2S-H20的腐蚀介质，因此在有CN-存在的情况下，即使pH值大于7，也将会对硫化物应力腐蚀开裂产生促进作用，同时HCN的存在也会加速了H2S-H20的均匀腐蚀。
2、C02-H2S-H20环境下的防腐蚀措施
在此环境下宜选用碳钢，并控制焊缝硬度不大于HB200。
不宜使用Cr5Mo、1Crl3钢，更不宜使用0Crl8Ni9Ti，但可以用12Cr2A1MoV，配用热317焊条，焊后进行750℃热处理，可起到良好的防腐蚀作用。
3、C02-H2S-H20型腐蚀、防腐实例
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自1979年5月1日投产，运行60天后内浮头三个螺栓之间法兰面出现裂纹，采取挖掉裂纹，重新补焊，焊后进行了热处理。
1Crl8Ni9Ti管束焊缝断裂，进行了更新。
（四）低温RNH2（乙醇胺）-C02-H2S-H20型腐蚀与防腐
1、主要腐蚀设备、机理及腐蚀部位
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系统及贫液、半贫液管线（温度高于90℃，压力为0.2MPa）。
腐蚀部位：
主要存在于干气及液化石油气脱硫的再生塔、富液管线、再生塔底重沸器及复活釜等部位。
腐蚀形态：
为在碱性介质（pH≥8）由CO2及胺引起的应力腐蚀开裂和均匀减薄。
腐蚀机理：
本系统的腐蚀主要是由原料气中的酸性气体引起的，而且主要是由二氧化碳引起的。
具体表现为主要处理二氧化碳的装置（如干气脱硫）要比主要处理硫化氢装置（如液化石油气脱硫）腐蚀要严重得多。
腐蚀随原料气中C02含量的增加而增加。
游离的或化合的CO2均能引起腐蚀，严重的腐蚀发生在有水及温度较高部位（90℃以上）。
当二氧化碳浓度20％～30％时，腐蚀相当严重，碳钢腐蚀率可达0.76mm／a。
二氧化碳的腐蚀反应为：
Fe+CO2+H2O→Fe（HCO3）2+H2
Fe（HCO3）2→FeCO3+CO2+H2O
CO2腐蚀金属设备后生成的腐蚀产物Fe（HC03）2和FeC03是可溶性的。
此外，尽管腐蚀环境中的RNH2（乙醇胺）是强碱性的，但在有游离水存在的情况下会出现局部二氧化碳生成碳酸的情况，而生成的碳酸则可直接腐蚀设备，且在高温下尤甚，其反应为：
Fe+H2CO3→FeCO3+H2
生成的碳酸铁还可能水解成酸式碳酸铁或氢氧化铁。
最多的则是与腐蚀环境中的H2S作用生成硫化铁沉淀，溶液常常变黑可能就是这一原因。
硫化氢也同样腐蚀设备，生成不溶性的硫化亚铁，并于金属表面成膜。
但是在此腐蚀环境中由于硫化氢浓度较高，同时pH值也较大，故形成的是保护作用不大的多硫化铁膜（如Fe9S8）。
目前，对于硫化氢和二氧化碳的混合比例与腐蚀率之间的关系尚未完全明确，据有关文献报道在某些比例时，硫化氢和二氧化碳混合物的腐蚀比相当浓度二氧化碳的要轻，并随硫化氢浓度增加而降低，即硫化氢有抑制二氧化碳腐蚀的作用。
然而在另外的情况下，二者又有显著的相互促进作用。
再生塔及高温胺液管线，由于胺、二氧化碳及设备焊后残余应力的共同作用，可引起焊缝处应力腐蚀开裂，这是一种碱性介质下由碳酸盐引起的应力腐蚀；破裂。
该腐蚀环境中另一腐蚀的关键因素是乙醇胺（RNH2）。
乙醇胺本身对金属的腐蚀作用并不大，但由于乙醇胺在长时间循环脱硫的使用过程中，会有一部分氧化降解而转化为不适宜作酸气吸收剂的物质，如常用的脱硫剂单乙醇胺的主要氧化降解产物是甲酸，而甲酸本身则具有较强的腐蚀作用，使金属，尤其是金属的传热部位，受到强裂的腐蚀。
此外，溶液中的污染物对钢材与二氧化碳的反应起着显著的促进作用。
在循环胺液中，腐蚀性污染物主要有胺降解产物、热稳定性盐类、烃类物质、氧以及腐蚀的固体产物。
2、RNH2（乙醇胺）-CO2—H2S—H2O环境下的防腐蚀措施
针对该环境下的腐蚀原因，可采用多种防腐方法，主要包括：
1从胺液除去污染物，净化溶液；
2乙醇胺气体脱硫装置的操作情况，也直接影响到了设备的腐蚀，因此对操作及时调整，使之达到良好状态，也是减轻设备腐蚀的重要措施；
3使用耐蚀材料和改进设备结构。
实践证明，在特别易受腐蚀的地方，如换热器、重沸器管束、解吸塔内构件等，采用304、316等型不锈钢可以取得较好防腐效果。
为了减轻冷凝器酸性水的腐蚀，还可使用钛管和铝管。
当然合理的设备结构设计和改进也是减轻设备腐蚀的重要手段之一；
4添加缓蚀剂。
这也是一种经济有效且简便易行的方法。
经验证明，上述几种方法的联合应用，常常能取得满意的效果并能经济地解决问题。
除此之外，对操作温度高于90℃的碳钢设备及管线进行焊后消除应力热处理，可以防止碱性环境中由碳酸盐引起的应力腐蚀开裂。
3、RNH2（乙醇胺）-CO2—H2S—H2O环境下的腐蚀、防腐实例
（1）、胜利炼油厂液态烃脱硫溶剂再生塔底重沸器，因碳钢管束腐蚀较重，于1976年11月初紧急停工，更新为1Crl8Ni9Ti管束，运转157天，堵管4根；又运转467天后，因管束在折流板（碳钢）腐蚀穿孔和凹下1～1.5mm，只好再次重新更换管束（材质仍为1Crl8Ni9Ti）
（2）胜利炼油厂用12Cr2A1MoV钢制作的气体脱硫溶剂再生塔顶酸性气冷却器壳体和酸性液分液罐，自1983年10月至今在RNH2（乙醇胺）-CO2—H2S—H2O腐蚀环境中取得了良好的防腐蚀效果。
（五）S02、S03-H20型腐蚀与防腐
1、S02、S03-H20型腐蚀设备、机理与部位
该腐蚀环境普遍存在原油炼制工艺中的加热系统。
腐蚀部位：
主要存在于蒸汽锅炉和加热炉的空气预热器、省煤器、废热锅炉、注水管、烟道等部位，在这些部位碳钢腐蚀速度可达2～3mm／a。
腐蚀形态：
为腐蚀产物堵塞后局部腐蚀穿孔。
腐蚀机理：
为含硫烟气的“硫酸露点”腐蚀。
燃料重油中通常含有2％～3％的硫及硫化物，燃烧中绝大部分形成二氧化碳。
二氧化硫中约有1％～5％在一定的条件下于氧形成三氧化硫。
干式三氧化硫对设备几乎不发生作用，但当它与烟气中水蒸气（5％～18％）结合形成硫酸蒸汽时，却大幅度提高了烟气的露点。
这样当接触烟气的装置表面温度低于露点时，即发生酸液的凝结并强烈地腐蚀金属。
反应方程式如下：
S+O2→SO2
2SO2+O2→2SO3（高温或氧化）
SO3+H2O→H2SO4（600℃以下）
2、S02、S03—H20环境下的防腐蚀措施
冷凝硫酸有两大危害：
一是腐蚀设备，二是吸附烟灰，从而构成难以清除的粘性积灰。
因此，最好的措施是降低烟气露点和提高换热面壁温，使设备在露点以上运行。
通常可以采用以下措施：
（1）使用低硫燃料降低烟气露点。
燃料中的硫是造成装置腐蚀的主要原因，据文献介绍，使用含硫量0.5％以下的燃油，可有效地控制腐蚀，因此尽量使用低硫燃油。
如果使用气体燃料可以用脱除H2S来减缓腐蚀。
（2）提高冷介质的进口温度，避免酸的“露点”出现。
（3）提高换热面金属的表面温度。
金属换热面温度除了受烟气温度影响外，主要由被预热的介质决定，尤其在介质入口更是如此，因此可以通过改进和采用更为先进的设计来提高换热面金属的表面温度，以减缓腐蚀。
例如在空气预热器的设计中，将管子水平放置，烟气在管外流动冲刷换热面，这样的布置其壁温较烟气走管内的立管预热器为高。
在此值得一提的是，采用热管式空气预热器是一种较为先进的设计，由于冷、热流体完全隔开，热管整体温度较均匀，壁温也易调整，如设计得当，热管式装置比其它类型更有利于防止露点腐蚀。
（4）注入添加剂。
如在空冷器上端，将氨混入适量空气中进行气体注入，可有效地减缓腐蚀。
此外还可在重油燃料中加入适当的添加剂，以降低燃料的腐蚀性或烟气的露点。
（5）选用耐硫酸露点腐蚀材料。
如国内目前使用效果较好的NS1钢（上海第一钢铁厂产）、ND钢（江阴钢铁厂产）。
（6）采用耐蚀防护涂层。
目前此法是国内外研究的热点，国内已有单位在此方面取得较大的进展，如洛阳石化工程公司研究所研制的SAD1系列涂层。
3、腐蚀与防腐实例
（1）胜利炼油厂加氢装置F101（空气预热器），在1984年10月检查时发现，距入口端1.5mm处表面腐蚀较严重，有lmm厚的锈层，此处比中部薄0.3mm。
（2）胜利炼油厂一硫磺回收尾气装置放空烟囱（φ1200／φ1000×80000，壁厚12～14mm），用NS1钢制造，使用已3年基本无减薄。
（六）高温S-H2S-RSH（硫醇）型腐蚀与防腐
1、主要腐蚀设备、机理与部位
腐蚀部位：
高温硫腐蚀部位主要存在于焦化装置、减压装置、催化裂化装置的加热炉、分馏塔底及相应的底部管线、泵、换热器等设备。
腐蚀程度以焦化分裂塔塔底系统最为严重，减压塔底系统次之、催化分馏塔底系统又次之。
腐蚀形态：
腐蚀形态为均匀减薄及局部穿孔。
腐蚀机理：
腐蚀机理为化学腐蚀。
在加工含硫原油时，在设备的高温部位（240℃以上）会出现高温硫的均匀腐蚀。
腐蚀从240℃开始随着温度的升高而迅速加剧，到480℃左右达到最高点，以后又逐渐减弱。
所以腐蚀发生的温度范围为240～500℃。
原料油中所含硫化物的高温腐蚀，实质上是以硫化氢为主的活性硫的腐蚀。
在实际的腐蚀过程中，首先是有机硫化物转化为硫化氢和元素硫，接着才是它们与碳钢表面直接作用产生腐蚀，在370～425℃的高温环境中，主要按下式进行：
Fe+H2S→FeS+H2
硫化氢在350～400℃时能按下式分解：
H2S→S+H2
分解出来的元素硫比硫化氢有更强的活性，因此腐蚀也就更为激烈。
在温度为350～400℃时，腐蚀环境中的低级硫醇也能与铁直接反应发生腐蚀，其反应式如下：
RCH2CH2SH+Fe→RCH=CH2+FeS+H2
腐蚀率的大小与低级硫醇的浓度成正比。
在活性硫的腐蚀过程中，还出现一种递减的倾向，开始腐蚀速度很大，一定时间以后腐蚀速度才恒定下来。
这是由于生成的硫化铁膜阻滞了腐蚀反应的进行。
2、高温S-H2S－RSH（硫醇）环境下的防腐蚀措施
该环境下的防腐主要采用材料防腐。
采用低合金钢、Cr5Mo钢和含铬13％以上不锈钢即可达到良好的耐蚀效果。
在实际生产中常采用的耐蚀钢材有：
（1）15A13MoWTi（抗高温硫腐蚀用钢）；
（2）Cr6A1Mo钢（抗高温硫腐蚀用钢，代替0Crl3钢）；
（3）15MoVAl钢（化肥厂抗氢—氮—氨和炼油厂高温硫腐蚀用钢）；
（4）12A1MoVR钢（抗高温硫腐蚀用钢）；
（5）12Cr2A1MoV钢（上102钢，抗高温硫腐蚀用钢）；
（6）12SiMoVNbAl钢（抗高温硫腐蚀用钢）；
（7）渗铝钢（抗高温硫腐蚀用钢）等。
3、设备腐蚀与防腐实例
（1）、南京炼油厂使用15A13MoWTi制做焦化分馏塔底过滤器，使用200天后减薄了0.5～0.9mm。
而同部位的碳钢过滤器使用175天后腐蚀穿孔.
（2）、南京炼油厂热裂化装置分馏塔塔底衬4mm厚、Cr6A1Mo板衬里，使用547天后检查，衬板表面完好。
Cr6AlMo钢除了可做衬里外，还可做复合钢板，亦可做塔盘板等塔内构件。
（3）胜利炼油厂一套常减压炉Dg500转油线，用15MoVAl钢制做，其抗高温硫腐蚀能力比碳钢提高3倍。
（4）、胜利炼油厂为炼制高硫、高酸值原油，使用12A1MoVR钢（上104）钢制做减压塔，自1975年使用至1988年，后因塔底环烷酸腐蚀严重而更新。
实践证明：
炼油厂可以使用12A1MoVR钢制做减压塔，其抗高温硫腐蚀能力比碳钢提高3倍以上。
该钢种还可做塔内构件，如催化分馏塔人字挡板及塔盘板，用12A1MoVR钢，其寿命可达15年以上。
（5）、用12SiMoVNbAl钢主要用于抗高温硫腐蚀，抗氧化。
常用于炼油厂加热炉辐射管、对流管，高温重油管线和塔内构件等。
有人为了分析12SiMoVNbAl钢加热炉辐射管的使用情况，在炉管使用了510天和1110天后，分别对同期使用的材质为12SiMoVNbAl钢和Cr5Mo钢的炉管进行了宏观和微观的腐蚀分析，以确定12SiMoVNbAl钢炉管的使用效果。
得出如下结论：
①长期使用结果证明，12SiMoVNbAl钢作为炼制含硫原油加热炉炉管使用，具有良好的耐高温腐蚀性能，在同等条件下，其抗高温腐蚀性能略优于Cr5Mo钢。
②使用1110天后，可以看出12SiMoVNbAl钢和Cr5Mo钢炉管内、外管壁的锈层均可以分为两个层次。
内锈层比较致密，其组织主要是尖晶石型的Fe3O4和（FeAl）3O4；而外锈层比较疏松，主要成分为Fe2O3和Fe3O4。
在炉管内壁锈层的内、外两锈层中间还有一层不连续的带状分布的FeS组织。
③从炉管基体金属的表层观察发现，12SiMoVNbAl钢表面沿晶界的腐蚀并不严重，因此对提高其抗高温氧化性能有一定好处。
而在Cr5Mo钢炉管表
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