2.1　HCl＋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、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。
2.1.1　腐蚀状况
　　HCl和H2S的沸点都非常低(标准沸点分别为－84.95℃和－60.2℃)。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。在110℃以下遇到蒸汽冷凝水会形成pH值达1～1.3的强酸性腐蚀介质，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2 mm/a，常压塔碳钢管壳式冷却器管束进口部位腐蚀速率高达6.0～14.5 mm/a，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1.8～2.0 mm/a。某炼油厂曾使用Cr18-Ni8钢作常压塔顶衬里，5年后出现大面积氯化物应力腐蚀开裂。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0.1～0.3 mm/a，管壳式冷却器碳钢管束腐蚀速率为0.8 mm/a。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。
2.1.2　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(5.5～7.0)低，如表1所示。
表1　常压塔顶系统推荐的最佳pH值
H2S/mg.L－1  pH值
20/50  5.1～5.6/4.9～5.4
100/200  4.8～5.3/4.6～5.1