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其二是加强对原材料及焊缝的无损检测，严格控制焊接缺限和制造缺陷的存在。其三是进行焊后消除应力热处理，并控制其焊缝硬度不大于HB200。 (3) 高温H2-H2S腐蚀 存在于加氢精制及加氢裂化装置高温（300～420℃）的反应器、加热炉管及工艺管线。腐蚀形态为H2S对钢的化学腐蚀。在富氢的环境中90%～98%的有机硫将转化为硫化氢。在氢的促进下可使H2S加速对钢材的腐蚀。各种钢材的H2+H2S的腐蚀率可按库柏-高曼（Couper-Gtorman）曲线选取。这类腐蚀受温度的影响比较大，在＜260℃时无腐蚀，在260～340℃时，腐蚀开始产生，并随温度升高而腐蚀加剧。在340～400℃时，H2S开始分解生成氢（ H2）和单质硫（S），因此呈高温硫腐蚀。在 426～ 480℃时，高温硫对金属材料的腐蚀最快。高温硫腐蚀多为均匀腐蚀，但在易受冲刷部位呈不均匀腐蚀，甚至局部穿孔，工程上一般选用耐蚀材料，如适当选用合金钢以代替碳素钢。对操作温度等于或高于250℃，介质为H2S/ H2的材料选用，应根据高温 H2S/ H2对各钢种的腐蚀率（Couper曲线）选取。 (4) 根据炼油装置中高温硫和环烷酸的腐蚀情况较多，SH3059 通则增加了高温硫和环烷酸腐蚀用材料。高温硫腐蚀部位为焦化装置、常减压装置、催化裂化装置的加热炉、分馏塔底部及相应的管线、换热器等设备。高温硫的腐蚀防护措施主要是选择耐蚀材料，如Cr5Mo、Cr9Mo炉管、304不锈钢等。 原油中的酸性物质主要是环烷酸。环烷酸对金属腐蚀受温度的影响比较大，该反应受温度的影响比较大，在220℃以下时，环烷酸对金属没有腐蚀；但在高温，可引起剧烈腐蚀。环烷酸腐蚀开始于220℃，以后随温度升高而腐蚀加剧，在270℃～280℃时达到最大腐蚀；以后随着温度升高而减弱。但在350℃～400℃腐蚀又急剧增加；当温度超过400℃时就没有腐蚀了，因为此时原油中的环烷酸已基本气化完毕。一般以原油中的酸值来判断环烷酸的含量。环烷酸的腐蚀与其含量有关，含量越大，腐蚀越严重。原油酸值小于0.5mgKOH／g（原油）时，不产生腐蚀或腐蚀轻微。另一因素是流速，当温度在270℃～280℃、350℃～400℃，酸值在0.4mgKOH／g以上时，环烷酸的腐蚀与流速有关。流速越高，则环烷酸腐蚀越严重。环烷酸腐蚀部位以减压炉出口转油线、减压塔进料段以下部位为重，常压炉出口转油线及常压塔进料段次之。遭受环烷酸腐蚀的钢材表面光滑无垢，位于介质流速低的部位的腐蚀仅留下尖锐的孔洞，高流速部位的腐蚀则出现带有锐边的坑蚀或蚀槽。高温环烷酸腐蚀发生于液相，如气相中无凝液产生、无雾沫夹带、气相腐蚀较小。但在气液混相，亦即气相、液相交变部位、有流速冲刷区及产生涡流区则腐蚀加剧。环烷酸的防护措施主要是选用耐蚀材料，而碳钢、Cr5Mo及0Cr13不耐环烷酸高温腐蚀。此种腐蚀部位需选用316L钢，且Mo含量大于2.3%。在无冲刷的情况下，可选用固熔化处理的304钢材。 (5) 对于在湿H2S应力腐蚀环境中防止碳钢和低合金钢设备发生应力腐蚀破裂的问题，国内目前尚未制定标准及规范。对材料和制造工艺的要求主要依据《控制碳钢炼油设备焊缝硬度防止环境破裂》API942及《油田设备用抗硫化物应力开裂金属材料要求》NACE (National Association of Corrosion engineers) MR0175(Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment)油田设备抗硫化应力断裂的金属材料的规定而提出的。钢的硬度越高，越易发生应力腐蚀，NACE标准规定，含硫用钢的硬度HRC＜22，焊缝处硬度为HB≤200，这是因为焊缝硬度的分布比母材复杂，所以对焊缝硬度的规定比母材严。焊缝部位常发生破裂，一方面是由于焊接残余应力的作用，另一方面是由于焊缝金属、溶合线及热影响区出现淬硬组织的结果，为防止破裂，焊后进行有效的热处理十分必要。详细解释及应用见NACE MR0175标准，另外，也可见中石化标准《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》中的材料选用。当设备中介质含H2S且符合下列条件之一时，则为湿H2S应力腐蚀环境（此条件摘自化工部标准）： 案例：3#常减压装置施工时许多焊缝硬度大于100HB，实际违规 1) H2S分压大于或等于345Pa； 2) 介质中含有液相水或操作温度处于露点之下； 3) 介质PH＜6，但当介质中含有氰化物时PH可大于7。 3、氢损伤 前面己经提到，氢损伤可分为四种主要型式，即氢脆、鼓泡、表面脱碳和氢腐蚀（也叫内部脱碳）前两者多发生在低温条件下，后两种多发生在较高温度条件下。 在石油加工