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中国石油炼化企业设备防腐蚀管理规定第一章总则第一条为加强中国石油天然气股份有限公司(以下简称股份公司)炼油与化工分公司设备防腐蚀管理工作，提高设备防腐蚀管理水平，延长设备使用寿命、保证生产装置安全、稳定、长周期运行，依据国家相关法律、法规和股份公司《炼油化工企业设备管理规定(试行)》(石油化字〔2002〕34号，以下简称《设备管理规定(试行) 》) ，制定本规定。
第二条本规定适用于股份公司炼油与化工分公司所属各地区公司，其它企业可参照执行。
第三条设备防腐蚀管理是设备管理工作的重要内容。
凡受到工艺介质、冷却水、大气、土壤等腐蚀的各类设备、管道、建构筑物等(以下统称“设备”)，都必须采取相应的防腐蚀措施。
第四条各地区公司要建立健全设备防腐蚀管理体系，在设备管理部门内设置专门的防腐管理部门并落实各级责任制，推行设备防腐蚀工作全员、全过程、全寿命周期管理。
各有关部门及使用单位应积极配合防腐管理部门做好设备的防腐蚀管理工作。
第五条各地区公司应积极采用国内外先进的设备防腐蚀管理方法，积极采用新技术、新工艺、新设备、新材料，不断提高设备防腐蚀管理水平。
第二章管理职责第六条股份公司炼油与化工分公司设备管理部门职责：炼油与化工分公司装备管理处归口管理设备防腐蚀工作。
（一）组织编写设备防腐蚀相关规章制度。
（二）负责检查、考核地区公司的设备防腐蚀工作。
（三）组织各地区公司开展防腐内、外部交流与合作，并定期组织腐蚀调研。
（四）协调中国石油炼油与化工分公司生产、技术等部门开展新技术攻关与应用。
（五）负责组织建立覆盖各地区公司的设备防腐蚀信息共享平台，并对平台的运行和维护进行监督和检查。
第七条各地区公司分管设备领导职责:各地区公司分管设备管理工作副经理(副厂长)在总经理(厂长)领导下，依据《设备管理规定(试行)》的管理要求和职责，全面负责各地区公司设备防腐蚀管理工作。
第八条设备管理部门职责:（一）负责各地区公司设备防腐蚀工作归口管理，贯彻执行国家有关法律、法规和集团公司、股份公司有关制度、规定、规程及标准，并结合各地区公司情况制定设备防腐蚀管理规定，实行全过程管理。
目次1 总则1.1 目的1.2 范围1.3 引用标准2 腐蚀及金属防腐蚀材料2.1 高温（不小于240℃）腐蚀介质2.2 低温（不大于120℃）腐蚀介质3 非金属防腐蚀材料3.1 涂料3.2 玻璃钢衬里3.3 硬聚氯乙烯塑料4 设计与结构4.1 腐蚀裕度4.2 设备的防腐蚀结构设计5 腐蚀介质的控制5.1 氯化氢-硫化氢-水系统腐蚀控制5.2 硫化氢-氰化物-水和硫化氢-氰化物-氨-水系统腐蚀控制5.3 硫化氢-二氧化碳-水和乙醇胺-二氧化碳-水系统腐蚀控制5.4 硫化氢-水系统腐蚀控制5.5 连多硫酸引起应力腐蚀开裂的控制5.6 氢氟酸腐蚀环境的控制6 制造及检验要求6.1 冷加工6.2 焊接6.3 热处理6.4 试验和检验1 总则1.1 目的为确保设备在腐蚀环境中的长周期安全运行、节省投资和规范选材要求，特编制本标准。
1.2 范围1.2.1 本标准规定了炼油厂工艺设备防腐材料、腐蚀介质的控制及制造等要求。
1.2.2 本标准适用于石油炼厂工艺设备防腐蚀的最低要求。
1.3 引用标准使用本标准时，应使用下列标准最新版本。
GB 150 《钢制压力容器》JB 4730 《压力容器无损检测》SH 3074 《石油化工钢制压力容器》（1999）质技监局锅发154号《压力容器安全技术监察规程》2 腐蚀及金属防腐蚀材料2.1 高温（不小于240 ℃）腐蚀介质2.1.1 氢腐蚀（H2）氢腐蚀与温度、氢分压有关。
临氢设备（如加氢反应器）选材，应根据操作温度〔应留50 ℉（28 ℃）的余量〕和氢分压，按奈尔逊抗氢腐蚀曲线图2.1.1确定下列材料之一：a) 3Cr-1Mo-0.25V-B-Ti（相当于美国ASME SA336 F3V）；b) 2.25Cr-1Mo（相当美国ASME SA387 Cr22-2级）；c) 1.25Cr-0.5Mo-Si（相当美国ASME AS387 Gr11-2级）；d) 1Cr-0.5Mo（相当美国ASME SA387 Gr12-2级）。
炼油生产装置工艺防腐蚀管理规定(试行)第一章总则第一条为加强炼油生产装置工艺防腐蚀措施的管理，减轻腐蚀介质在原油加工过程中对设备、管道的腐蚀，保证生产装置安全、稳定、长周期运行，特制定本规定。
第二条本规定所称的工艺防腐蚀措施，是指为解决常减压装置“三顶”（初馏塔、常压塔、减压塔顶）系统，以及催化裂化、焦化、重整、加氢精制、加氢裂化等装置分馏系统中低温轻油部位设备、管道腐蚀所采取的以电脱盐、注中和剂、注水、注缓蚀剂等为主要内容的工艺防腐蚀措施（以下简称“工艺防腐蚀措施”）。
上述措施是炼油生产装置低温部位防腐蚀的主要手段。
第三条各企业要制定加强工艺防腐蚀措施的管理制度，健全管理机构和落实责任制，明确各部门、各单位的职责。
企业的工艺（生产）技术管理部门（以下简称工艺技术管理部门）应会同设备管理部门共同做好对工艺防腐蚀措施实施效果的监督与评定, 与防腐蚀药剂的采购（供应）部门、有关车间等共同形成完善的管理网络。
第四条本规定适用于炼油企业对工艺防腐蚀措施的管理。
第二章管理职责第五条企业主管工艺技术的领导全面负责炼油工艺防腐蚀措施的管理工作，应及时听取工艺防腐蚀工作情况的汇报，检查工艺防腐蚀工作进展情况，并对工艺防腐蚀工作中的重大问题做出决定。
第六条工艺技术管理部门职责（一）负责本企业工艺防腐蚀工作的归口管理。
（二）负责贯彻执行上级管理部门有关工艺防腐蚀工作的标准、规范、制度，按照本规定的要求结合本企业的具体情况组织制定本企业工艺防腐蚀管理工作的具体规定（管理制度），并组织实施。
（三）负责组织编制本企业生产装置工艺防腐蚀的技术方案，协调处理方案实施过程中的重要问题，参与技术改造或引进项目中有关工艺防腐蚀技术方案的审查。
（四）负责确定有关工艺防腐蚀措施的监测项目、控制指标及分析频率，并根据防腐蚀监测效果，及时对工艺防腐蚀措施作出调整。
（五）负责组织本企业工艺防腐蚀管理工作情况的检查、考核和经验交流，及时向主管领导和上级部门汇报工艺防腐蚀管理工作的情况。
设备腐蚀调查方案装置名称：120万柴油加氢精制装置加氢一车间120万柴油加氢精制装置为大庆石化设计院，于2010年9月投产运行装置，本装置特点为：临氢、高温、高压、易燃、易爆。
腐蚀性质为：氢腐蚀、硫腐蚀(如酸性水内含硫化氢)。
主要腐蚀部位：临氢压力管道、酸性水管道、容器及换热设备的腐蚀。
加氢精制的主要反应有加氢脱硫、脱氮、脱氧、脱金属以及不饱和烃的加氢饱和反应。
其中经加氢反应器反应产生的硫化氢，随反应产物进入系统，所在流程经过的管道以及设备均受不同程度腐蚀，腐蚀程度受管道及设备的材质以及温度影响。
120万柴油加氢精制装置受硫化氢、氢腐蚀流程为：自二加氢来低压氢气经新氢压缩机K-2102增压后与循环机K-2101出口循环氢一同注入反应系统，氢气在高换前与原料油混合流经高压换热器E-2103B、E-2103A、E-2101壳程，经反应加热炉F-2101加热后进入加氢反应器R-2101参加反应，硫化氢及剩余氢气随反应产物自反应器出口流经高压换热器E-2101、E-2102、E-2103A、E-2103B管程换热后进入高压空冷器A-2101A-H进行冷却至45℃左右，进入高压分离器D-2102气液分离，氢气自高分顶部去往循环氢分液罐D-2104后进入循环机再次打入系统，含有硫化氢的高分油经减压阀减压后进入低压分离器D-2103气液分离，低分油进入低凝柴油换热器E-2204A/B壳程换热，后进入精制柴油换热器E2203A/B/C/D壳程换热进入脱硫化氢汽提塔C-2201，轻组分分别经塔顶空冷A-2201塔顶冷却器E-2201塔顶回流罐D-2201，最后含有硫化氢酸性气及含硫污水分别由罐顶和罐底出装置。
一、塔类（容器）本次检修要进行腐蚀调查的塔共有3台，容器共12台，位号为：C-2201、C-2202、C-2203、D-2100、D-2101、D-2102、D-2103、D-2104、D-2201、D-2202、D-2301、D-2302、D-2303、D-2304、D-2305，在本次检修期间所有压力容器将进行全面检测，所采取的检查方法有：宏观检查、表面无损检测、定点测厚，视检测情况进行超声检测、射线检测、硬度检测、磁粉探伤等。
中国石油炼化企业腐蚀监测管理方法第一章总则第一条为加强中国石油炼化企业防腐蚀控制管理工作，建立炼化企业防腐蚀监测体系，实现快速发现腐蚀问题、分析腐蚀问题、控制腐蚀的目标，从根本上削减腐蚀介质在装置生产过程中对设备、管道的腐蚀，保证生产装置平安、稳定、长周期运行，特制订本管理方法。
第二条本方法所涉及的防腐蚀监测手段，主要是业内成熟的、现行的、通用的几种腐蚀监测手段，主要包括：采用化学分析手段对原油、原料油、中间馏分油、工艺冷凝水〔装置顶循冷凝、冷却系统〕、含水介质中的腐蚀介质或腐蚀产物、蒸馏原料油脱后盐含量等进展的监测；采用在线腐蚀探针、定点测厚、旁路监测手段开展的腐蚀速率监测；其它可靠的监测手段。
第三条地区公司要结合本企业的具体情况，制订相应的腐蚀监测管理方法，明确管理机构及职责。
第四条炼油与化工分公司装备管理处为腐蚀监测归口管理部门，地区公司的腐蚀监测归口设备管理部门，生产技术等相关部门给予协助。
地区公司应根据自身情况设置监测部门，可由地区公司内部具有监测能力部门负责，也可外委，方式可采取统一归口监测、分散监测。
获得的监测数据应由专职技术部门或人员进展处理、分析，最终形成企业腐蚀监测评价报告。
第五条本方法适用于中国石油所属炼化企业。
第二章管理职责第六条炼油与化工分公司装备管理处为腐蚀监测归口管理部门，全面部署炼化企业腐蚀监测工作，检查地区公司腐蚀监测工作的开展情况，并对炼化企业的腐蚀监测工作进展指导。
第七条地区公司主管领导全面负责本企业腐蚀监测工作，并对腐蚀监测工作中的重大问题做出决定。
第八条地区公司设备管理部门职责〔一〕贯彻执行上级管理部门有关腐蚀监测的工作标准、规*、制度，参照本方法结合本企业的具体情况，组织制订本企业的腐蚀监测管理工作的具体规定〔管理制度〕，并组织实施；〔二〕负责组织编制本企业生产装置腐蚀监测的技术方案，协调处理方案实施过程中的问题，参与技术改造或引进工程中有关腐蚀监测技术方案的审查；〔三〕负责确定本企业腐蚀监测的监测工程、控制指标及监测频率，并根据腐蚀监测结果，对发现腐蚀问题或腐蚀趋势增大的部位，应及时组织本企业相关部门进展分析，提出解决或控制方案，催促方案的执行；〔四〕负责组织本企业腐蚀监测管理工作的检查、考核和经历交流，向主管领导和上级部门汇报腐蚀监测管理工作；〔五〕针对腐蚀监测出现的问题，组织相关部门进展分析解决。
中国石油天然气股份有限公司炼油与化工分公司腐蚀与防护管理规定第一章总则第一条为加强腐蚀与防护管理工作，提高腐蚀与防护管理水平、延长设备使用寿命，保证炼化装置安全、平稳、长周期运行，依据国家相关法律、法规和《中国石油天然气股份有限公司炼油与化工分公司设备管理办法》，制定本规定。
第二条本规定适用于股份公司炼油与化工分公司归口管理的炼油与化工企业（以下简称地区公司）腐蚀与防护的设计、选型、采购、制造、安装、使用、检验、修理、改造、更新、报废等方面的管理工作。
第三条本规定是对腐蚀与防护管理的基本要求，各地区公司在生产、技术引进与开发，新、改、扩建项目和设备管理中，必须严格执行国家有关法律、法规及本规定。
第二章管理职责第四条炼油与化工分公司按照《中国石油天然气股份有限公司炼油与化工分公司设备管理办法》的规定，依据其职责，全面管理各地区公司腐蚀与防护工作，指导各地区公司不断改进和加强腐蚀与防护管理工作，提高腐蚀与防护管理和技术水平。
—1—第五条中国石油炼化企业腐蚀与防护工作中心在炼油与化工分公司的领导下，负责地区公司的腐蚀与防护技术管理工作。
(一)组织或参与腐蚀与防护规章制度、标准、规范的制定；(二)组织与实施腐蚀与防护的研究、技术攻关与推广；(三)组织或参与日常、装置停工检修期间腐蚀检查工作；(四)组织开展技术交流与培训等工作；(五)负责腐蚀与防护管理系统的推广应用。
第六条各地区公司分管副经理依据《中国石油天然气股份有限公司炼油与化工分公司设备管理办法》的管理要求和职责，全面负责企业腐蚀与防护管理工作。
第七条各地区公司应建立健全腐蚀与防护管理体系，明确各级、各部门、各单位的职责，保证腐蚀与防护全过程管理的落实。
各地区公司设备管理部门是腐蚀与防护的主管部门，负责腐蚀与防护全过程管理，应设专（兼）职技术人员负责腐蚀与防护管理工作。
第八条设备管理部门职责：(一)负责设备腐蚀与防护的管理工作。
贯彻执行腐蚀与防护有关的法律、法规、标准、规范及本规定；(二)制定腐蚀与防护的管理规章制度，参与审查工艺操作规程和岗位操作规程；—2—(三)组织或参与腐蚀与防护的设计、选型、采购、安装、使用、检验、修理、改造的全过程管理；(四)组织建立健全腐蚀与防护档案，完善相关腐蚀与防护资料。
炼化装置外观锈蚀标准炼化装置（也称石油炼化装置）是指用于将原油转化为石化产品的设备。
它的外观锈蚀标准是指对炼化装置外表面的锈蚀程度进行评估，并制定了相应的标准进行控制。
以下是一个关于炼化装置外观锈蚀标准的1200字以上的文章。
炼化装置作为石化工业中的重要设备，承担了将原油转化为石化产品的任务。
随着时间的推移，炼化装置的外表面会受到环境因素的影响，出现不同程度的锈蚀。
因此，为了保证炼化装置的正常运行和延长其使用寿命，有必要对其外观锈蚀进行评估和控制。
炼化装置的外观锈蚀标准是指根据实际情况，对其外表面的锈蚀程度制定的规定。
这些标准一般涵盖了锈蚀程度的分类、评估和控制措施等内容，以指导企业对炼化装置的维护和管理工作。
首先，炼化装置的外观锈蚀标准通常会对锈蚀程度进行分类。
一般来说，锈蚀程度可以分为轻度锈蚀、中度锈蚀和严重锈蚀三个级别。
轻度锈蚀一般是指炼化装置表面出现一些轻微的锈蚀痕迹，但不会影响其正常使用。
中度锈蚀则意味着锈蚀已经进一步加剧，可能会对炼化装置的正常运行产生一定的影响。
而严重锈蚀则更加严重，表明炼化装置已经受到严重损坏，需要进行维修或更换。
其次，炼化装置的外观锈蚀标准还会对锈蚀程度进行评估。
评估的方法一般包括目测评估和仪器检测两种。
目测评估是指对炼化装置的外表面进行直接观察，通过肉眼判断锈蚀程度。
仪器检测则是利用专业仪器对锈蚀程度进行精确测量，以获得更准确的数据。
同时，评估还应综合考虑锈蚀的分布范围和深度等因素，以判断炼化装置的维护和控制措施。
最后，炼化装置的外观锈蚀标准还应包括控制措施。
一方面，企业应通过加强设备维护、定期检查等手段，及时发现和处理炼化装置的锈蚀问题。
另一方面，可以采取表面涂层、防锈液等措施，减少炼化装置的锈蚀程度，并延长其使用寿命。
此外，还应建立相应的管理制度和操作规程，提高员工的维护意识和操作水平，以确保炼化装置的正常使用。
综上所述，炼化装置的外观锈蚀标准是石化工业中重要的规范之一、它对于保证炼化装置的正常运行和延长其使用寿命具有重要意义。
关于加强炼油装置腐蚀检查工作管理规定(试行) (征求意见稿)第一章总则1.1随着加工高硫（含硫）原油的不断增加，炼油装置的腐蚀问题日益突出，装置腐蚀破坏事故时有发生，已严重影响了装置的正常生产，造成了较大的经济损失。
为加强炼油装置的腐蚀检查工作，确保生产装置安、稳、长、满、优运行，特制定本规定。
1.2本规定所指腐蚀检查内容包括对炼油主要装置以及各类设备和管道的腐蚀检查和调查。
1.3 腐蚀检查的原则是普查与重点检查相结合。
1.4 各企业要健全管理机构和责任制,必须有一名领导分管设备防腐蚀工作。
必须有设备防腐蚀业务归口管理部门,并明确分管领导,设专职技术人员负责管理工作,与炼油生产车间、机动、技术、设计、工程、供应等部门形成设备防腐蚀管理网络。
各生产车间是装置腐蚀检查的主要完成单位之一；各企业设备检测部门是本企业设备防腐蚀技术管理的主要负责部门之一。
1.5腐蚀检查是加强设备管理的重要环节,是搞好防腐蚀工作的重要手段,是开展防腐蚀科研的重要依据。
它关联到生产、设计、设备、工艺、检修、质检、环保和供应等，各部门应积极配合协作，各司其责地做好装置腐蚀检查工作。
第二章职责分工2.1各企业要从公司(总厂)设备主管部门开始，逐级明确装置腐蚀检查管理责任人及相应的职责，成立腐蚀管理小组，并制定相应的考核办法。
2.2腐蚀调查方案由公司(总厂)设备总工程师负责审核批准；腐蚀调查实施细则由公司(总厂)机动管理部门审核批准；腐蚀检查方案及实施细则由车间和防腐专职人员编写，并由防腐专职人员撰写腐蚀检查报告。
2.3各企业应成立由机动部门、技术部门、车间、防腐专职人员和压力容器检验人员等组成的联合检查小组，并明确各自的职责。
第三章检查方案的制定3.1检查方案的制定应根据装置物流、操作条件和设备（管道）的结构及材质，历年运行记录及本周期的运转情况、结合防腐经验进行。
3.2检查方案应包括在线腐蚀监测和检修期间的腐蚀调查。
3.3对新建投产的生产装置，应根据监测工艺状况及材质情况，结合防腐经验，分析可能发生的腐蚀类型和易受腐蚀部位，有针对性的制订腐蚀检查方案，并应在装置第一次大检修前制定出全面检查方案。
3.4检查方案编制要求3.4.1资料收集包括设计数据(设计图纸、计算方法，了解设备（管线）的设计寿命、允许的最小壁厚等)、安装数据、历年检修或抢修记录、开停工记录、腐蚀介质含量（考察物流、助剂的性质，特别是物流中硫、氯离子、氧等腐蚀性介质含量）、工艺条件（操作压力、温度等）变化情况、在线腐蚀监测数据（定点测厚数据、物流腐蚀性分析数据，腐蚀探针数据等）、国内外同类装置腐蚀事故资料及防腐蚀经验。
3.4.2依据最新的法规文件要求,及时修订以往制定的检查内容及判废标准。
3.4.3检查方案的内容应包括腐蚀检查方法及现象描述。
第四章装置腐蚀检查实施细则4.1各类设备腐蚀检查规范4.1.1冷换设备检查部位主要有管板、管箱、换热管、折流板、壳体、防冲板、小浮头螺栓、接管及联接法兰等。
检查重点：a)易发生冲蚀、汽蚀的管程热流入口的管端、易发生缝隙腐蚀的壳程管板和易发生冲蚀的壳程入口。
b)容易产生坑蚀和缝隙腐蚀、应力腐蚀的靠入口侧管板的那部分管段。
c)介质流向改变部位，如换热设备的入口处、防冲挡板、折流板处的壳体及套管换热器的U型弯头等。
d)对壳体，如接管开口处，应检查应力集中及所产生的裂纹。
e换热管测厚f)腐蚀产物应分析。
4.1.2空冷器a)外观检查空冷管束翅片结垢和变形脱落情况，构架、风筒的腐蚀情况，叶片的裂纹。
b)管束的管外测厚（可拆去部分翅片），管内采用内窥镜检查、内管涡流探伤或管内充水探头超声波探伤。
c)重点检查集合管正对入口管附近的管端冲刷腐蚀和集合管尾端的几排管的垢下腐蚀。
4.1.3加热炉a)检查部位主要有炉管、弯头、对流室钢结构、吹灰蒸汽管线、炉体、烟囱钢结构和附属管线的腐蚀状况、保温状况及内防腐蚀涂料状况等。
b)炉管内结焦的检查可通过敲击炉管或借助内窥镜检查出口阀进行检查。
c)临氢炉管、易结焦介质炉管、表面氧化剥皮严重的炉管及连续运行6年以上的炉管，必要时应做金相检查，焊缝应进行射线检查或特殊检测。
d)加热炉的炉管应做全面测厚检查。
每根炉管至少应有3个测厚点。
e) 按蠕变设计的炉管，应测量外径或周长。
测量位置在火焰高度2/3的迎火面处。
f)对对流室尾部易发生露点腐蚀的部位进行外观检查。
g) 加热炉筒体的每一圈板都应进行测厚，检查高温烟气及露点腐蚀情况。
对炉膛衬里破损处应扩大检查。
4.1.4塔器（容器）检查部位包括封头、筒体内外表面、防腐层、绝热层及金属衬里，接管法兰，内件。
重点检查以下部位：a)积有水分、湿汽、腐蚀性气体或汽液相交界处。
b)“死角”及冲刷部位。
c)焊缝及热影响区。
d)可能产生应力腐蚀以及氢损伤的部位。
e)封头过渡部位及应力集中部位。
f)可能发生腐蚀及变形的内件（塔盘、梁、分配板及集油箱等）。
g)接管部位。
h)对金属衬里应检查有无腐蚀、裂纹，局部鼓包或凹陷。
4.1.5反应器a) 检查部位：壳体、内衬里、堆焊层、塔盘和受压元件、接管。
b) 对衬里应重点检查内衬里（冷壁）有无脱落、孔洞、损坏、穿透性裂纹、表面裂纹、麻点、疏松。
c) 对堆焊层（热壁）应检查有无裂纹、剥离、支持圈裂纹。
d) 对内衬板应进行测厚及着色检查。
e) 对主焊缝和接管焊缝应进行裂纹探伤检查。
f) 对法兰梯形密封槽底部拐角处应进行裂纹检查。
4.1.6工业管道4.1.6.1 一般管道应做外部检查项目。
4.1.6.2 停汽大修时应做抽查，每6年做全面的测厚普查。
4.1.6.3 压力管道必需按规定做理化检验。
a)焊缝RT/UT/PT/MT/HBb)材质鉴定4.1.6.4 测厚见“定点测厚管理规定”4.1.6.5 环烷酸腐蚀检查当操作温度大于230℃时，应对流速大的部位进行测厚。
4.1.6.6 对工作温度小于100℃保温管线，检查保温材料和腐蚀情况。
4.1.6.7 对埋地管线应进行土壤腐蚀性调查和管道内外表面的腐蚀状况调查。
4.1.6.8 对循环水管应检查管内垢下腐蚀情况。
4.1.6.9 对中压和高压蒸汽管线进行蠕变检查，主要测量外径或管线变形检查。
4.1.6.10 对有应力腐蚀倾向的管线应检查焊缝裂纹。
4.1.6.11 重点检查部位：a)受介质的湍流、气蚀、冲蚀、磨损作用严重的部位，如弯头、肘管、T型管、孔板、和节流阀的下游管段、各种烟道气、油浆催化剂管线等应进行重点测厚。
b)介质容易对管线产生电化学腐蚀的部位，如酸性气冷凝的部位、气液交界部位、焊缝热影响区。
c)对机泵进出口的管线，检查其疲劳裂纹与冲蚀。
d)对高温异种钢管线接头部位应检查裂纹4.1.7阀门的检查要求a) 一般应做外观检查，主要检查阀体和阀杆及密封情况。
b) 对易蚀腐蚀的关键部位，如阀门，尤其是高温部位的碳钢阀门和与管线异种材质的阀门，应进行抽查。
从管路拆开，进行内部检查，包括：检查法兰密封面和阀板测厚检查。
c) 在湿硫化氢条件下工作的阀门和18-8不锈钢阀门检查其内部裂纹。
d) 用于节流的闸阀，及介质腐蚀性很强的阀门，应对阀体进行测厚检查。
e) 对压差较大的闸阀，应检查内件的磨损情况。
f) 用于高温、开闭频繁的阀门，应对阀体内外表面进行着色检查裂纹。
4.1.8机泵的检查要求a) 对机泵的腐蚀调查，检修单位应在检修后对腐蚀部位和所更换的零部件作好记录，整理存入档案。
b) 对泵体及进出口接管进行测厚检查。
c) 对泵进出口接管法兰（近焊缝处），检查其内外径、检查减薄情况。
d) 对叶轮、转子、主轴和曲轴应做PT/MT。
4.2各类设备的检测项目及检测方法,见下表2表2 各类设备的检测项目及检测方法4.3重要装置重点部位的检查4.3.1 蒸馏装置a)三顶冷凝部位的设备（冷凝器、空冷器、回流罐）进行湿硫化氢和HCL 腐蚀检查。
b)常压塔、减压塔的高温部位的内件、筒体、连接管线。
c)高温塔底泵、阀门、连接管线。
d)油浆换热器。
e)常压塔和减压塔转油线。
4.3.2 焦化装置4.3.2.1 管线a)高温渣油线b)分馏塔底-进料泵-加热炉-焦碳塔热重油线c)热蜡油线d)分馏塔顶挥发线e)焦碳塔顶油气线4.3.2.2分馏塔中下部内件和塔体进行腐蚀检查。
4.3.2.3焦碳塔顶部腐蚀减薄，塔体鼓胀变形、焊缝裂纹，裙座与塔体焊缝裂纹。
4.3.2.4加热炉：炉管外表氧化和鼓泡，测厚和测量外径。
4.3.2.5高温重油泵的叶轮，出口管和出口管线、阀门等。
4.3.3 催化裂化装置4.3.3.1反应再生系统a)主要检查反应、再生器的旋风分离器及内部件。
包括翼阀、料腿的冲刷，焊缝裂纹。
b)检查烟道管的焊缝裂纹、膨胀节裂纹、滑阀内件冲刷腐蚀。
c)外取热器、三旋内件的冲刷腐蚀。
d)再生器-三旋的烟气系统的壁板焊缝应力腐蚀裂纹。
e)三旋至烟机18-8管线的蠕变裂纹，低点冷凝酸性水腐蚀。
f)反应器至分馏塔大油气管的蠕变裂纹、石墨化。
g)余热锅炉省煤段的露点腐蚀及过热段的冲刷腐蚀。
4.3.3.2 分馏系统分馏系统应重点检查高温油浆系统设备管线，分馏塔进料段管线和分馏塔中下部。
4.3.4 加氢裂化装置和加氢精制装置4.3.4.1 炉a)进料加热炉辐射炉管蠕变测量b)分馏炉炉管及进出管测厚c)18-8炉管焊缝裂纹检查（连多硫酸腐蚀）4.3.4.2 反应器a)堆焊层裂纹和剥离，支持圈裂纹b)主焊缝和接管焊缝检查c)法兰梯形密封槽底部拐角处裂纹4.3.4.3 高压换热器a)外壳与反应器相同b)管束检查管板焊口裂纹c)管壁内外检查：测厚，管内涡流探伤或管内充水超声波探伤，内窥镜检查4.3.4.4 高低压分离器a)热壁高分要求与反应器相同b)冷壁高低压分离器检查内壁湿硫化氢环境下的裂纹c)底排水管和管线、阀门的冲蚀腐蚀4.3.4.5 高压空冷器a)翅片管内壁外观检查。
b)翅片管内壁涡流探伤或管内充水超声波探伤、内窥镜检查。
c)高压空冷器注水管附近，前后连接管弯头的冲蚀腐蚀。
4.3.4.6 管线a)18-8管焊缝裂纹检查（连多硫酸腐蚀）b)铬-钼钢材质鉴定、测厚。
4.4 湿硫化氢环境下HIC、SOHIC检查细则4.4.1 应用范围4.4.1.1曾经开裂和鼓泡的部位。
4.4.1.2需焊后热处理而无热处理的容器。
4.4.1.3有可能导致水相冷凝、喷溅或集聚的塔和容器。
4.4.1.4工艺环境比较苛刻、操作温度在常温至150℃，且a) H2S浓度>2000ppmw和PH值>7.8；b) H2S浓度>50ppmw和PH值<5.0；c) 存在氢氰酸HCN的部位。
4.4.2 主要装置重点检查部位湿硫化氢分压大于0.0035kg/cm2的水溶液，一般发生在以下场合：a)蒸馏三顶冷凝器、回流罐。
b)焦化分馏塔顶冷却器、回流罐。
