炼油厂设备和管道选材

炼油厂设备和管道选材刘小辉中国石化股份有限公司青岛安全工程研究院03六月2024内容一、预备知识——材料简介（链接）；二、选材工作的复杂性；三、材料的耐蚀性分析；四、SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况。选材工作的复杂性★

国内炼油厂加工高硫、高酸原油增多，解决设备和管道腐蚀问题的长期性和艰巨性。催生了选材标准的制定与具体实施要求；装置建设一次性投资控制与长周期安全操作的矛盾；设备和管道材料建设过程中的控制及标准要求、技术规范的实施与现场建设的进度、施工条件等之间的矛盾；装置运行期间腐蚀监控的必要性与成效性之间的矛盾；腐蚀损坏的原因分析与预防措施的实施（失效案例）；国内设备和管道腐蚀数据的缺乏和腐蚀数据的验证。国内原油加工的多样性问题。√√√√√√√★高硫、高酸原油加工对设备和管道腐蚀的复杂性①炼油装置设备和管道采用材料品种的多样性；碳钢、铬钼钢、不锈钢、镍基合金/板、锻、管/焊接材料的选择的多样性。②材料腐蚀种类的复杂性；均匀腐蚀及局部腐蚀。（按材料腐蚀机理分类腐蚀分为三类：化学、电化学和物理腐蚀，炼油装置中的均匀腐蚀和局部腐蚀基本均为电化学腐蚀，但高温氧化过程最初是化学腐蚀，当达到一定程度时转化为电化学腐蚀。）

选材工作的复杂性均匀腐蚀根据不同的材料、不同的硫、酸量等因素其材料的均匀腐蚀速率是不同的。局部腐蚀一般有局部应力存在，或者在局部存在材料缺陷、材料自身的原因，或者是由于局部相变、流速加大等因素。二者比较局部腐蚀更具危害性。一个设备内可能存在几种腐蚀环境和开裂。选材工作的复杂性③腐蚀破坏难以预防和控制。④焊接接头和母材腐蚀破坏类型、机理的不同性。例如母材HIC开裂，而焊接接头的SSC、SOHIC的开裂是不同的。⑤腐蚀开裂的多重性。例如奥氏体不锈钢的晶间腐蚀开裂，也就是说材料的腐蚀开裂大部分是在两种或两种以上的腐蚀机理同时作用下进行的。选材工作的复杂性⑥炼油设备和管道的成型、焊接、热处理等制造过程影响了（一般是加速）材料的腐蚀开裂的机理和进程。⑦装置操作的稳定性、炼厂介质的（原油、成品油、循环水等）复杂性以及管理的重要性影响设备和管道的腐蚀开裂的可能性和时间长度。选材工作的复杂性金属材料的耐蚀性分析金属和合金的耐蚀理论①腐蚀热力学理论给定状态的金属能否自发反应转化成另一状态,先决条件是反应发生伴随能量释放,这时金属发生腐蚀.如果转化反应要求供给能量,意味转化反应不能自发进行,则金属处于稳定状态不发生腐蚀.

多数金属的腐蚀属电化学腐蚀,可用电极电位来判断.主要金属的标准电极电位可查表（教科书或手册）.材料的耐蚀性分析②腐蚀动力学理论金属的腐蚀动力学也就是金属腐蚀速度的大小来判断金属的腐蚀性.

金属的腐蚀速度主要由阴极极化控制、阳极极化控制、体系电阻控制和混合控制。材料的耐蚀性分析材料的耐蚀性分析耐蚀合金化的途径

合金材料的腐蚀是个及其复杂的过程，从材料角度来看，腐蚀与材料的成分、组织结构、热处理等因素有较大关系，因此，直到现在未能建立起有充分科学依据的耐蚀合金化理论体系，也不能根据现有的材料的物理化学特性从理论上定量计算耐蚀合金的最佳组分。然而根据现有的电化学理论和较多的实验研究成果，对大部分材料已提出了金属腐蚀的决定因素。

①提高材料的热力学稳定性提高材料热力学稳定性的方法是向不耐蚀的金属和合金中加入热力学稳定性高的合金元素进行合金化，使合金的自由能降低，电极电位显著升高，热力学稳定性提高。如奥氏体不锈钢。②抑制腐蚀发生的阴极过程抑制腐蚀发生的阴极过程就是降低阴极活性（与介质的电位相比）。材料的耐蚀性分析材料的耐蚀性分析③抑制腐蚀发生的阳极过程抑制腐蚀发生的阳极过程是最有效提高合金耐蚀性的途径。主要包括三个方面：一是减少合金表面的阳极面积，二是添加易于钝化的合金元素，三是添加强的阴极性合金元素，四是使合金表面形成电阻大的的腐蚀产物膜。增加金属表面电阻（减小阴、阳极腐蚀过程中电流量）。主要合金元素对金属耐蚀性的影响Cr元素

Cr的腐蚀电位比铁更负，钝化能力比铁更强。一般认为Cr含量达到5%是形成双层钝化膜，达到12-13%时合金从活化态材料的耐蚀性分析向钝化态过渡，当Cr含量超过13%后，进入钝化稳定态。Ni元素

Ni属于热力学不够稳定的金属，其电极电位较铁正，钝化倾向较铁大些，但不如Cr。根据实验研究：Ni对铁基材料的耐蚀作用不是钝化作用而是使合金的热力学稳定性增加。只有当Ni含量大于40%时，Ni合金才表现出从活化态移向钝化态（钝化作用）。

材料的耐蚀性分析Mo元素

Mo元素的增加增加了合金的钝化能力，使其具有抗还原性介质腐蚀和耐氯离子腐蚀的能力。在Fe-Cr合金中添加Mo，合金的钝态稳定性和耐点蚀能力大大增加。Si元素

Si作为合金元素（或非合金元素）存在于C.S、低合金钢、不锈钢和耐蚀合金中，Si的存在可以提高耐氯化物应力腐蚀破裂，耐硫腐蚀、耐点蚀和抗氧化作用。

材料的耐蚀性分析在低合金钢中加入Si能提高材料的耐应力腐蚀开裂寿命。

Si能提高Cr-Ni奥氏体不锈钢抗应力腐蚀的能力，一般认为：对低合金钢，Si含量在大于等于1.5%时对耐应力腐蚀有好的作用。对Cr-Ni不锈钢，Si含量在3-4%时有好的作用。

Cu元素在低合金钢、不锈钢、镍基合金中常加入铜提高材料的耐蚀性。

Cu的加入主要是促进了铜的阳极钝化（铜的电位较高），或者在金属表面形成富铜的保护膜，降低了腐蚀速度。Ti和Nb元素

Ti和Nb作为稳定化元素加入到奥氏体不锈钢中，主要起到抗晶间腐蚀的作用。材料的耐蚀性分析N元素

N加入奥氏体不锈钢中提高了耐点蚀和缝隙腐蚀的能力，其能力相当于Cr的30倍。这主要是由于钢中的N降低了Cr的活性，它在晶界偏聚形成Cr2N型化合物，抑制了Cr23C6的析出，降低了晶界处Cr的贫化，改善表面膜性能。N在界面富集，时表面富Cr，提高了钢的钝化能力和钝态稳定性，同时N还可形成NH4+抑制溶液的PH值下降，N还形成NO3-，有利于钢的钝化和再钝化。研究表明：N仅是强化Cr、Mo等元素在奥氏体不锈钢的耐蚀作用。

材料的耐蚀性分析N在双相钢中的作用：推迟高温单相铁素体的出现和有害金属间化合物的析出；晶界富集N，提高表面膜的稳定性；N固溶于奥氏体中，N原子可消耗H离子，减缓微区PH值的降低，起到减缓腐蚀的作用。提高强度，提高抗应力腐蚀的能力。N的含量控制。（0.08-0.2%）材料的耐蚀性分析

钢的纯净度和耐蚀性提高钢的纯净度，降低材料中某些杂质元素的含量可以提高材料的耐蚀性。

C元素除了某些马氏体、铁素体材料需要保持一定水平数量的C元素保证耐蚀性外，奥氏体、低合金钢、C.S大部分材料C元素含量提高将降低材料的耐蚀性。

N元素

N元素作为合金元素适量加入不锈钢中可改善耐蚀性能。然而在低合金钢中N的存在可使材料的韧性、焊接性能和耐蚀性下降。

材料的耐蚀性分析P元素

P元素对不锈钢、低合金钢、碳钢的耐蚀性有不利影响。主要原因是P多在晶界偏析。

S元素钢中得S易和钢中的Mn形成硫化物，该硫化物容易溶于酸性和氯化物溶液中，使得钢材对点蚀、应力腐蚀敏感。材料的耐蚀性分析材料的表面特性与耐蚀性材料的腐蚀开始都是发生在与介质接触的界面，腐蚀界面是电化学反应、化学反应、电极反应的场所，因此，通过研究腐蚀界面形貌、结构特征等可以获得腐蚀发生的基本理论和腐蚀特点。材料的耐蚀性分析①表面膜特征理论随着材料与外界条件的不同，材料表面形成单晶、多晶和非晶三种不同结构的薄膜，三种膜的结构、组织、附着力不同而对材料的腐蚀产生不同的影响。表面膜主要有超细晶粒薄膜和非晶薄膜两种结构。②钝化膜理论钝化膜理论主要有吸附膜理论和成相膜理论。材料的耐蚀性分析③化学转化膜理论通过化学或电化学方法，在金属表面制得稳定的化合物膜层，该膜层可以提高材料的耐蚀性。如：磷酸膜技术、氧化膜技术、阴极氧化膜技术等。④金属表面合金化金属表面合金化是在高温下渗入外来合金元素，使其表层有别于基体以提高材料的耐蚀性。如表面渗铝、离子注入等方法，金属表面合金化不仅可以获得耐腐蚀性能优良材料，而且也可以降低成本。材料的耐蚀性分析碳钢及低合金钢在炼油腐蚀环境中的耐蚀性

1.碳钢在盐酸中的耐蚀性盐酸是一种强还原性酸，碳钢在不同浓度的盐酸中耐蚀性极低，腐蚀过程是阴极氢去极化析出氢，并生成可溶性腐蚀产物，不能阻止金属的继续溶解。碳钢在盐酸中随盐酸浓度、温度增加而加剧。

材料的耐蚀性分析2.碳钢在硫酸中的耐蚀性低浓度硫酸（浓度小于50%）一般属于还原性酸，对碳钢产生强烈的氢去极化腐蚀，腐蚀速度虽浓度、温度升高而加剧，在浓度达到50%时腐蚀速率最大。当硫酸浓度大于50%时，属于氧化性酸，碳钢可以形成钝化膜，腐蚀速率虽浓度增加而降低。当浓度达到70-100%时，腐蚀速率最低。

材料的耐蚀性分析3.碳钢在氢氟酸中的耐蚀性碳钢在浓度低于70℃的氢氟酸中会产生强烈腐蚀，但在浓度大于75%，温度低于60℃时，碳钢是稳定的。这时因为铁表面生成的氟化物随氢氟酸浓度的增加溶解度下降的原因。对于无水氢氟酸，碳钢更为耐蚀。

材料的耐蚀性分析4.碳钢在环烷酸中的耐蚀性碳钢在环烷酸中腐蚀是由于环烷酸与铁反应生成油溶性的环烷酸亚铁，脱离金属表面，造成金属表面继续裸露在腐蚀环境中。另外环烷酸腐蚀为吸热反应，提高温度将会显著加速碳钢的腐蚀。研究表明：环烷酸在金属表面的吸附为自发过程，在温度低于某一点时，尽管金属表面吸附很多环烷酸分子，但由于缺乏活化分子，腐蚀反应难以发生，当温度升高时，金属表面的活化反应增加，反应加剧。因此环烷酸的腐蚀是受温度控制的腐蚀。材料的耐蚀性分析SH/T3096-2010和SH/T3129-2010介绍：

1编制简介根据国家发展和改革委员会《2008年行业标准计划》（发改办工业〔2008〕1242号）的要求，2008年启动了SH/T3096-2001《加工高硫原油重点装置主要设备选材导则》和SH/T3129-2002《加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则》的修订工作，2008年3月召开了标准修订的第一次工作会议，本次会议上专家认为：目前国内炼油加工企业加工高酸原油的数量逐年增多，由于酸腐蚀引起的设备和管道损坏已经成为炼油行业重点关注的焦点，因此，加工高酸原油重点装置主要设备和管道的设计选材应纳入标准的修订内容，SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况另外考虑炼油加工企业设备和管道选材的统一性和协调性，决定SH/T3096和SH/T3129合并重新编制SH/T3096和SH/T3129，标准名称为SH/T3096《加工高硫原油重点装置主要设备和管道设计选材导则》和SH/T3129《加工高酸原油重点装置主要设备和管道设计选材导则》。根据标准编制规范要求，最终两个标准的名称确定为SH/T3096《高硫原油加工装置设备和管道设计选材导则》和SH/T3129《高酸原油加工装置设备和管道设计选材导则》，两项导则报批稿已审查完毕，将于近期出版发行。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况2.标准修订原则本次修订在上一版的基础上参考了近年来国内在加工高硫、高酸原油主要设备和管道材料使用方面的成功经验和出现的问题，以及国外石油公司在大型炼油厂（年加工能力800-1200万吨）加工高硫、高酸原油工艺装置的材料流程和实际案例，部分采用了API(美国石油协会)和NACE（美国腐蚀协会）在高硫、高酸原油加工过程中对材料腐蚀的最新研究成果和出版的最新标准，同时考虑国内炼油加工企业装置的大型化、长周期操作的安全性和原油加工的多样化等方面的情况，另外近年来国内钢铁行业在材料冶炼、加工和生产方面的技术进步及水平的提高，也为我们石油化工设备和管道领域在材料性能的优化、腐蚀控制方法的选择和材料技术要求提高等方面提供了有力的技术支撑。

本次两项标准的修订工作按照专家的意见在近年来石化企业加工高硫、高酸原油设备和管道按照SH/T3096-2001和SH3129-2002进行设计选材的基础上,扩大装置领域,适当提高材料范围和等级,进一步加大炼油企业重点装置设备和管道的防腐蚀能力。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.SH/T3096-2010和SH/T3129-2010与上一版主要内容变化3.1新标准与上一版本相比在炼油装置上增加了加氢精制装置、气体分馏装置、硫磺回收装置和溶剂再生装置主要设备和管道选材。这些装置在高硫原油加工中存在硫的腐蚀，而且近年来加工高硫原油的经验证明还比较严重。为此把上述装置列入本次修订内容。3.2附录的腐蚀曲线图更新为APIRP939-C2009版《GuidelinesforAvoidingSulfidation（Sulfidic）CorrosionFailuresinOilRefineries》中的腐蚀曲线。新版本中高温硫化氢和氢（大于等于240℃）共存时对各种材料的腐蚀速率在瓦斯油和石脑油条件下分别进行了图示，包含材料有碳钢、1.25Cr、2.25Cr、5Cr、7Cr、9Cr、12Cr和18Cr奥氏体不锈钢八种材料。3.3增加了“碳钢在碱液中的使用温度与浓度极限”和“各种金属材料的高温氧化年腐蚀率”供材料选用者参考。3.4增加了“附录B：部分金属材料的牌号对照”，这主要是由于目前国内在不锈钢板、锻件和管材牌号方面还没有完全统一，增加附录B以方便使用人员查找对应在本导则中出现的同一类材料在板、锻、管材料品种中不同的牌号的表示方法。3.5在高温临氢环境下设备和管道材料选择“临氢作业用钢防止脱碳和微裂的操作极限图”更新为APIRP941-2008版《SteelforhydrogenserviceatElevatedTemperaturesandpressuresinpetroleumRefineriesandpetrochemicalplants》中的曲线。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.6根据审查意见，正文中不再列入08Cr2AlMo、09Cr2AlMoRe材料，但用户可根据具体使用情况及使用经验酌情考虑是否选用。这一条是基于这两种材料以前主要是用于存在湿硫化氢腐蚀环境的换热设备和空冷设备的换热管，由于湿硫化氢腐蚀引起碳钢材料的损坏主要是应力腐蚀开裂（SSC）、氢鼓包（HB）、氢致开裂（HIC）和应力导向开裂（SOHIC）。而根据国内外在湿硫化氢腐蚀环境下对材料损伤的研究成果和实际使用情况来看，换热管在湿硫化氢环境中的损坏主要存在于管接头以及由于湿硫化氢环境下存在盐酸（该环境PH较低）工况才使得碳钢材料产生腐蚀减薄，最后在应力的存在下产生应力腐蚀开裂。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况另一个方面，即使碳钢钢管存在湿硫化氢腐蚀开裂的潜在可能性，也应该从材料的化学成分、组织、性能等方面来控制材料产生腐蚀开裂的可能性。因此，在湿硫化氢环境条件下，专家认为选用这两种材料不是太合适。因此，本次修订标准正文中予以取消。根据这两种材料化学成分和性能来看，这两种材料比较适合用于中温（240-300℃）硫腐蚀条件下，如果这两种材料能积累更多这方面的数据。可用于上述硫腐蚀环境。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.7由于目前国内1Cr9Mo的供应渠道、材料价格、焊接等具体情况，本次修订尽量减少该材料在管道的使用范围，使用者可根据装置设计、使用情况采用奥氏体不锈钢材料。3.8对炼油加工装置的重要设备和管道在高硫、高酸原油加工中腐蚀较严重的部位采用了较高等级材料，或者该设备和管线有几种材料选择时，在装置建设或改造投资允许的情况下可优选高等级材料。如：加氢装置的高压空冷器、常减压蒸馏装置的常压塔和减压塔塔顶材料以及溶剂再生装置的有关管道等。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.9目前在加工高硫、高酸原油中高温（240-350℃）腐蚀环境中，采用了碳钢渗铝换热管，根据实际使用情况和APIRP939中的说明，使用效果良好，本次修订增加了这一选项，但应注意在使用过程中的定期检查，因为渗铝换热管一旦产生点腐蚀，其破坏速度是很快的。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.10湿硫化氢腐蚀环境的定义和分类现在，国外在炼油。天然气工业湿硫化氢腐蚀环境的定义主要有两个标准，NACEMR0103和NACEMR0175/ISO15156。国内对于湿硫化氢腐蚀环境的定义有SH/T3075-2009《石油化工钢制压力容器材料选用标准》和HG20581《钢制化工容器材料选用规定》。SH/T3075是完全按照NACEMR0103的规定，HG20581是参考NACEMR0103的规定进行了重新定义。综合分析国内和国外标准对于湿硫化氢腐蚀环境定义在炼油行业的适应性，本标准（SH/T3096和SH/T3129）采用SH/T3075的规定

SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况目前，国际上关于湿硫化氢环境的严重程度的分类基本上有一个统一的认识。欧盟1995年发布的EC16（EuropeanFederationOfCorrosionPublicationsNUMBER16）、NACEMR0175/ISO15156《Prtroleumandnaturalgasindustries-MaterialsforuseinH2S-containingenvironmentsinollandgasproduction》和NACE国际出版物8X194（2006版）《MaterialsandFabricationPracticesforNewPressureVesselsUsedinWetH2SRefineryservice》均把湿硫化氢腐蚀环境基于开裂机制的基本理解、经验和对材料产生危害程度的影响分成了三种工况，SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况即第一类工况代表开裂的低可能性，也就是说碳钢设备和管道在焊接热影响区（HAZ）表现出产生低的SSC可能性，和基本可以忽略的HAZ区域产生SOHIC或基体金属产生HIC或HB的可能性。主要考虑的破坏形式是HAZ微观组织硬化或焊缝金属硬化（HBW硬度较高）的结果导致SSC的发生。第二类工况代表工艺环境表现出产生SSC、SOHIC、HIC或HB中等可能性。对于碳钢设备表现出基体金属产生HIC、HB开裂和HAZ产生SSC或SOHIC开裂。第三类工况代表代表工艺环境表现出产生SSC、SOHIC、HIC或HB高可能性，对于碳钢设备表现出基体金属产生HIC、HB开裂和HAZ产生SSC或SOHIC开裂。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况国内标准SH/T3075把湿硫化氢腐蚀环境分成两类，一类为严重湿硫化氢腐蚀环境，其他定义为一般湿硫化氢腐蚀环境，严重湿硫化氢腐蚀环境基本等同于NACE国际出版物8X194（2006版）第二、三类工况。其他基本等同于第一类工况。综合考虑国内材料供应情况和标准的一致性，本标准（SH/T3096和SH/T3129）湿硫化氢腐蚀环境的分类采用SH/T3075的规定。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.11湿硫化氢腐蚀环境下采用碳钢、抗HIC钢材料的说明根据上述湿硫化氢腐蚀环境的分类，两项导则在设备和管道材料选择时也进行优化考虑，对于一般湿硫化氢腐蚀环境，选择碳钢的同时可在内壁涂刷防腐蚀涂料，设备和管道制造后应进行焊后消除应力热处理，控制焊接接头的HBW小于等于200。对于严重湿硫化氢腐蚀环境应采用抗HIC钢，或者更严重时采用奥氏体类（或铁素体类）复合材料。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况当采用抗HIC钢时，应对材料的化学成分控制、冶炼方法、材料性能、设备热处理、抗SSC、HIC腐蚀试验等要求提出详细的规定才能保证设备在使用过程中安全长周期运行。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.12湿硫化氢腐蚀环境下采用防腐涂料的说明本标准规定在一般湿硫化氢腐蚀环境下，设备内壁可涂刷防腐蚀涂料，从国内炼油行业采用涂料的情况来看，作用还是比较显著的。目前影响涂层使用寿命的主要因素涂装工艺的稳定性和可靠性，其二在检修、开停工中采用高流速的蒸汽吹扫易损坏涂层。只要在采购、制造、安装、使用的各阶段采取有利于保证涂层质量，保护涂层完好的措施，就可以提高防腐涂层的使用寿命。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况另外，目前国内外采用一种能自我固化的有机薄膜涂层或进行喷铝、镍磷镀等方法来防止碳钢材料湿硫化氢的腐蚀。不管是采用上述哪种方法，应根据具体的湿硫化氢腐蚀环境的严重程度、设备使用寿命、涂装工艺的可靠性及成本等方面综合考虑。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.13原油中酸值和馏分油中酸值的确定目前，测定原油中的酸值有两种方法，一种是中和法，即GB264-83《石油产品酸值测定法》，其酸值的定义为：中和一克石油产品所需的氢氧化钾毫克数。第二种方法是电位滴定法，即GB/T7304《石油产品和润滑剂酸值测定法》，其酸值的定义为：滴定1g试样到终点时所需要的碱量。综合比较这两个标准的对酸值的定义，其主要区别理解为GB264采用的中和法测得的酸值不一定能反映出原油中包含的所有酸的组成，而GB/T7034中采用的滴定法测得的酸值应是原油中包含的所有酸的组成，一般来讲，采用滴定法所测得的酸值数大于中和法所测得的酸值数。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况由于目前对除环烷酸之外的酸对设备的腐蚀机理和腐蚀具体数据并不能完全确定，其二，现在国内外炼制含酸油在工艺条件下对各种材料的腐蚀数据一直是采用中和法所测定的酸值测得的。其三，中和法与电位滴定法二者的酸值数值并没有完全确定的对应关系，因此，SH/T3129仍然采用GB264酸值的定义。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况关于馏分油中酸的起始腐蚀值应根据具体原油的性质和实沸点蒸馏曲线来确定，目前，国内外各工程公司在这一方面的规定也不尽相同，根据接触到的资料，一般馏分油中的酸值在1.5-1.8时作为起始腐蚀酸值（同时还应考虑温度的定义）。SH/T3129并没有此项规定，设计者在使用标准时可根据具体情况考虑这个因素。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.14加工高硫原油设备和管道材料选择时温度分段的考虑

SH/T3096定义在高硫原油加工中各种材料（碳钢、低合金钢和不锈钢）硫腐蚀的起始腐蚀温度为240℃，这个温度界限的确定一方面延续了上一版的规定，同时根据SH/T3075-2009的定义也把这个温度界限作为硫腐蚀的起始腐蚀温度，另外这一规定也参考了NACE国际出版物34103-2004版《OverviewofSulfidicCorrosioninpetroleumrefining》和APIRP939-C2009版关于硫腐蚀的相关说明。但需要说明的是，在NACE国际出版物34103-2004中硫腐蚀对碳钢的使用温度上限定义为260℃，在260-315℃之间是否能使用碳钢取决于硫化物的种类、浓度、流体工艺条件、材料中硅含量和设计使用寿命。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况APIRP939-C2009版关于硫腐蚀对碳钢的使用温度上限定义为230℃,在采用完全脱氧的镇静钢和控制材料硅含量大于等于0.1%的前提下，可使用到275℃。275-325℃使用5Cr材料，大于325℃使用9Cr材料。综合考虑，SH/T3096定义240℃为碳钢在高硫原油加工中使用的温度上限（但上述规定也不是绝对的，必要情况下应根据介质中总硫含量、操作温度和材料类别详细计算材料的腐蚀速率来确定设备和管道主体材料）。

SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况对于介质温度大于或等于200℃含有氢气和硫化氢的设备和管道，首先，应以操作温度加28℃和最高氢分压为参数，按照APIRP941确定设备和管道的主体材料，主体材料确定后当介质温度大于或等于240℃按照导则所给出的氢加硫化氢的腐蚀曲线计算材料的腐蚀速率。关于SH/T3096所定义240℃主要参考了SH/T3075-2009、NACE国际出版物34103-2004和APIRP939-C2009的规定。SH/T3075-2009定义为大于等于240℃，、NACE国际出版物34103-2003和APIRP939-C2009均认为大于232℃氢加硫化氢在碳钢和低合金钢中的腐蚀速率将会加速。，但应注意碳钢和低合金钢在汽油、石脑油等轻油组分与在蜡油、柴油、渣油等重油组分与的腐蚀速率和腐蚀起始温度是不一样。前者腐蚀速率要高于后者，温度要低于后者。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况3.15加工高酸原油设备和管道材料选择时温度分段的考虑高酸原油的加工最重要的是要确定碳钢的使用温度上限，这个温度位置的确定目前国内外也没有统一的定义，有的国外工程设计公司定义为220℃，也有的定义为240℃。这主要由于环烷酸的腐蚀是原油性质、装置加工流程、压力变化（减压工艺中）、硫含量等因素共同作用的，而且介质流速的高低、汽液两相的变化也是必须考虑的条件，例如，在减压条件下，已经发现在温度为110-160℃之间环烷酸对碳钢产生腐蚀。因此，在考虑腐蚀的可控制性和经济性前提下，SH/T3129-2010规定小于240℃作为碳钢使用温度上限。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况

3.16设备和管道设计使用寿命和腐蚀余量的说明设备和管道的设计使用寿命和腐蚀余量是材料选择的重要因素。两项标准中设备、管道以及加热炉炉管等受压元件腐蚀余量是根据装置加工原油含硫量、酸值等条件按照导则给出的腐蚀曲线图计算所选材料的腐蚀速率和确定的设计使用寿命而确定的。设计使用寿命是设备和管道在装置中所处的重要性，材料水平、投资费用高低等因素确定的。对于采用碳钢、低合金钢制造的设备当腐蚀余量大于等于6mm时，应采用更高等级的材料，但对于存在局部应力腐蚀、冲刷腐蚀、电偶腐蚀等局部严重腐蚀时，这些部位应考虑采用更耐腐蚀的材料。SH/T3096-2010和SH/T3129-2010编制情况4.关于主要设备和管道选材时应注意的事项

4.1本次两项标准的修订在重要设备或管道或其腐蚀严重部位增加了一些高等级材料的选择。如常减压蒸馏装置常压塔的顶部、常压塔顶部或减压塔顶部的冷却器和空冷器、加氢裂化装置的高压空冷器等设备或部位采用了镍铜合金NCu30（UNSN04400）、超级奥氏体不锈钢020Cr24Ni6MoN（UNSN08367）、双相钢022Cr23Ni5Mo3N（商品牌号2205）或022Cr25Ni7Mo4N（商品牌号2507）和镍-铁-铬合金（国内牌号NS1402、国外牌号UNSN08825）等。对这些材料的应用应从材料的冶炼方法、化学成分、力学性能、焊接性能、腐