石油化工设备维护检修规程-通用设备

WORDWORD完美格式编辑专业资料整理专业资料整理石油化工设备维护检修规程第一册通用设备目 录1、石油化工设备润滑管理制度（SHS01002—2004）… 2、压力容器维护检修规程（SHS01004—2004）… 3、工业管道维护检修规程（SHS01005—2004）… 4、管式加热炉维护检修规程（SHS01006—2004）… 5、塔类设备维护检修规程（SHS01007—2004）… 6、管壳式换热器维护检修规程（SHS01009—2004）… 7、空气冷却器维护检修规程（SHS01010—2004）… 8、常压立式圆筒钢制焊接储罐维护检修规程（SHS01012—2004）… 9、离心泵维护检修规程（SHS01013—2004）… 10、电动往复泵维护检修规程（SHS01015—2004）… 11、齿轮泵维护检修规程（SHS01017—2004）… 12、离心式风机维护检修规程（SHS01022—2004）… 13、轴流式风机维护检修规程（SHS01023—2004）… 14、罗茨鼓风机维护检修规程（SHS01024—2004）… 15、变速机维护检修规程（SHS01028—2004）… 16、设备及管道保温、保冷维护检修规程（SHS01032—2004）… 1、石油化工设备润滑管理制度SHS01002-2004目次1 总则 设备润滑管理职责 油品的贮存与保管 油品的发放 润滑用具的管理与使用 润滑油品的使用 设备润滑加油（脂）标准 废油品回收 附录A设备润滑用油的选择（补充件） 附录B设备润滑五定指示表（参考件） （14）附录C常用润滑油新旧名称（牌号）对照（参考件总则设备是生产的物质基础，润滑是保证设备正常运转的必要条件。为减少设备磨损，与使用，润滑油品的代用，设备润滑油（脂）标准和废油品的回收。本制度适用于石油化工设备润滑管理。设备润滑管理职责机动部门的职责在设备副经理、副厂长（副总工程师）统一领导下，机动处（科）的设备润滑管理工作，并配备专职人员负责日常业务工作。（点、定时、定质、定量、定人）指示表和润滑油（脂）消耗定额。五定指示表见附B（参考件。理工作，并组织定期检查，发现问题及时研究解决。识，做到合理用油，节约用油，不断提高设备润滑管理水平。工作。供应部门的职责负责编制年度用油、购油计划，并组织采购订货。以合格证为依据，认真做好新油品的入库检验工作。负责润滑油品和润滑用具的保管和发放工作。料。负责组织废油品回收和再生工作。检验部门的职责根据有关部门的委托，负责对全厂在用和库存润滑油品进行分析检验，并提出检验报告。车间的职责常管理工作。负责组织本单位职工认真学习设备润滑手册，贯彻执行设备润滑管理制度。划。新方案，经机动部门审核后组织落实。使用，按规定时间对在用油品提出检验分析委托。本车间的润滑必须有专人管理。经常检查设备的润滑情况，发现问题及时处理或向机动部门报告。负责本单位不合格油品的回收工作。操作员的职责严格执行设备润滑管理制度。做到“三级过滤”和润滑“五定维护好润滑用具，严格做到专油专具，定期清扫，并纳入交接班内容。认真做好换油记录，做到无油不启动、低油位不开车。按时检查滤网、油位、油压、油温和油质，发现问题及时处理和报告。经常检查润滑部位的温度情况，轴承温度应保持在规定指标内。对自存自用油品要定时检查，认真交接，对固定式油桶（箱）应按时脱水。常用阀门丝杆螺母之间，要定期注油（脂）润滑，不常用的要用油脂封闭。认真做好废油回收工作。油品的贮存与保管油品库房应防雨、防晒、防尘、防冻、干燥清洁、通风良好，并有完善的消防设施。贮油罐应采用锥体形式，且罐体及附件（排污阀、短管等）应防锈。各种贮油容器应完好无损，零附件齐全。容器应标明所盛油品的名称和牌号。标签，注明油品名称、牌号、入库时间及质量鉴定时间，不允许混放。3处理，下到再次检验合格为止。应严格掌握装油容器装油的安全容量，除留出温度变化的空间外，尽量装满。贮油罐应定期排污、排水。方可改装别的油品。保持油品的正常流动性。但严禁使用明火加热，以免油品变质和发生火灾。润滑油品的保管，应备有如下资料：各类润滑油品质量指标。设备润滑管理制度。全厂设备润滑用油统一规定。设备润滑油品消耗定额。油品合格证及化验分析报告单。油品的发放领油，按规定用油，杜绝滥用多领。发油人员应熟悉各种润滑油品的名称、牌号、性能和指标，以及存放地点。发油时油品不准发放。用扳手等工具，严禁用其他铁器敲打。则可拒绝发油。润滑用具的管理与使用具有：领油大桶、固定式油桶（箱、抽油器、提油桶、油壶、接油盘、过滤漏斗、油脂桶、油脂铲、油脂枪等。各润滑用具应标记清晰，专油专用，定期清扫。一般情况下，领油大桶、固定式油（箱3及时清洗。各用具使用或清洗后，应按指定地点放置整齐，以免丢失或损坏。1。油壶滤网

油壶 注油点固定油桶

固 设备上滤定 过滤漏斗油

润滑点领 滤网 桶 提油桶滤网 提油油大桶 （一级）抽油器 压力润滑滤网 油 箱

润滑点三级过滤所用滤网要符合下列规定。汽缸油或其他粘度相近的油品所用滤网：一级406080目。6080100目。如有特殊要求，应按特殊规定执行。润滑油品的使用补充件（牌号参考件。各用油单位不得随意更改。用。干净，然后再加入新油品。（跑合期15~30正常运转时，换油周期应根据工作条件，润滑油检验报告而定。试车或投入运行。运行中的大型机组润滑油应每月检验一次，条件恶劣或运行后期应适当增加检验频要妥善保管，以备查询。设备润滑加油（脂）标准油润滑加油以刻度线为准。无刻度线时应符合如下规定。循环润滑正常运行时油箱油位应保持在2/3以上。油环带油润滑D=25~40mm时，油位高度应浸没油环D/4。D=45~60mm时，油位高度应浸没油环D/5。D=70~130mm时，油位高度应浸没油环D/6。浸油润滑滚动轴承的浸油润滑n>3000r/min时，油位在轴承最下部滚动体中心以下，但需浸没滚动体下缘。n=1500~3000r/min下缘。n<1500r/min时，油位在轴承最下部滚动体的上缘或浸没滚动体。变速机的浸油润滑2~3倍。圆锥齿轮变速机油面应浸没其中一个齿轮的全齿宽。2~3倍，或蜗杆的一个齿高。强制润滑应按有关技术要求或实际标准确定。脂润滑n>3000r/min1/3。n<3000r/min1/2。废油品回收各单位应采取积极措施，认真做好废油品的回收、再生和处理工作。费。凡再生处理的油品，经化验部门检验合格后，可继续发放使用。WORD完美格式编辑WORD完美格式编辑附 录 A设备润滑用油的选择规定油品序号规定油品序号设备名称操作条件润滑部位代用油品（I名 称牌 号名 称牌 号名 称牌n>1500r/min轴 承通 液压L-AN32全损耗系统用油L-n≤1500r/min轴 承通 液压L-AN46全损耗系统用油L-1离心泵脂润油 轴 承钠 润滑ZN-2锂 润滑Z脂润水 轴 承钠 润滑ZG-2钙 润滑Z各 情况齿 联轴中负荷工业齿轮油N220重负荷工业齿轮油2饱和汽缸饱 汽缸HG-24过 汽缸12蒸 往复蒸汽过热蒸汽汽缸HG-11HG-38HG-116663各 情况各 情况减速机轴 承汽油机油锂 润滑L-EQB30ZL-2汽油机油锂 润滑L-EZWORD完美格式编辑WORD完美格式编辑规定油品序号设备名称规定油品序号设备名称操作条件润滑部位代用油品（I5 轴 承轴承及轴承及名称汽轮机油牌 号4往复式SZ型通常情况下通常情况下n>1500r/minr/min通常情况下n>3000r/minN=1500~2000r/minn<1500r/min润滑油十字头L-DAA-100ZG-2HU-20名 称空气缩机油钠 基润滑脂优质防汽轮机优质防汽轮机牌L--ZL-T6汽轮机组汽轮机油HU-30L-T7离心式压缩机轴承汽轮机油HU-20轴承8风 机轴承轴承全损耗全损耗全损耗钙钠基L-AN22L-AN46L-AN46ZGN-2汽轮机油轴承汽轮机油全损耗钙钠基L-ZG9往复式压缩机润滑油润滑油最终排压 汽 缸 空气压L-DAA-空气压L-3MPa以下 缩机油100缩机油B最终排压 汽 缸 空气压L-DA空气压L-3MPa以上 缩机油B150缩机油-无十字头 曲轴箱压缩机同汽缸用油有十字头压缩机曲轴箱十字头全损耗系统用油L-AN68通用液压油L氨介质汽 缸冷冻机油N22冷冻机油L-D氟里昂介质汽 缸冷冻机油N32冷冻机油L-DWORD完美格式编辑WORD完美格式编辑规定油品序号规定油品序号设备名称操作条件润滑部位代用油品（I名 称牌 号名 称牌10螺 杆压缩机通 常情况下汽 缸冷冻机油N22曲轴箱汽油机油L-EQB30汽油机油L-E11膨胀机通 常情况下曲轴箱汽油机油L-EQB30汽油机油L-E齿轮轴承轴承轴承针齿轴与销磁全损耗系统用油汽油机油L-AN46L-EQB30通 用液压油汽油机油L-L-E稀油润滑12减速机全损耗系统用油L-AN46通用液压油L-脂润滑轴承钠基润滑油ZN-2锂基润滑脂Z稀油润滑n<1500r/minn<1500r/min轴承全损耗全损耗L-AN32通用液压油L-13电 机轴承L-AN46通用液压油L-脂润滑轴承锂基润滑脂ZL-2锂基润滑脂Z减速机按一般减速机14套 管结晶管通 常情况下轴 承钙基润滑脂ZG-2钙基润滑脂Z链 条饱和汽缸油HG-11饱和汽缸油6WORD完美格式编辑WORD完美格式编辑规定油品序号设备名称规定油品序号设备名称操作条件润滑部位代用油品（I名 称牌 号名 称牌15高 压柱塞泵通 常情况下减速机按减速机曲轴箱汽油机油L-EQB30汽油机油LB喷 雾润滑器汽轮机油HU-20防 锈汽轮机L-T风动马达汽油机油L-EQB30汽油机油L-E16滑 阀通 常情况下减速箱汽轮机油HU-20防锈汽轮机L-T变送器汽轮机油HU-20防锈汽轮机L-T阀 杆钙钠基润滑脂汽油机油ZGN-2轴承、分配头L-EQB30钙钠基润滑脂汽油机油ZGL17转鼓真空过滤机通 常情况下C3减速机按 减 速 机18氧压机通 情况曲轴箱汽 缸蒸馏水加7%~8%润滑脂同一般往复式压缩蒸馏水19板 过滤开式齿轮导向架石墨钙基 ZG-S润滑脂钙钠基 ZGN-2润滑脂钙钠基 ZG润滑脂钙钠基 ZG润滑脂液压系统液压油 L-HM68液压油 L-HWORD完美格式编辑WORD完美格式编辑规定油品序号设备名称操作条件润滑部位代用油品（I名 称牌 号规定油品序号设备名称操作条件润滑部位代用油品（I名 称牌 号名 称牌轴 承钙基润滑脂ZG-2钙基润滑脂Z20皮 带运输机通 常情况下齿 轮减速机拉紧滑道全损耗系统用油L-AN46液压油L-ZG-2钙基润滑脂Z外露齿轮钙基润滑脂ZG-2钙基润滑脂Z变 速箱部分全损耗系统用油L-AN46液压油L-21机 床通 常情况下液压系统液压油L-HL15液压油L-H汽缸部分汽油机油L-EQB30汽油机油L-E变速器齿轮油N330ZN-2重负荷工业齿轮油钠基润滑脂2轴 承Z22汽 车通 常情况下后轴箱钠基润滑脂ZN-2钠基润滑脂Z方向盘、底盘轴承钙基润滑脂ZG-3钙基润滑脂Z刹车总成汽车制动液冬夏气温变化较大不能用同一种油品时，由各厂自行选定。专业资料整理WORD完美格式编辑附 录 B设备润滑五定指示表（参考件）单位：专业资料整理专业资料整理专业资料整理WORD完美格式编辑附 录 C凸用润滑油新旧名称（牌号）对照（参考件）L 二＿忑6二）- ，油-- |sC-IO0＃汽沺机油L-t!i心田汽油机油L-,IO全损托系统用油L－'ISAL－'ISA汽轮机iL-怜冻机油2怜冻机油

J-1S-13、i3-压缩机油、压缩饥汕1313-18、18HD25冷冻机汕呤冻机油—IILl5通用机床［业润滑油—i廿22通用机床工业润滑油—心 2通用机床工业润滑咱专业资料整理专业资料整理 WORD完美格式编辑 续表新名称（牌） 1 阳名称（牌号）L-的掖压油 刃＃抗磨液压油闵6抗庤液压油L-印液压油 叩＃抗麝液压泊、邸抗恋液压油L-液压汕 劝＃抗岊液压油Nl叩抗磨液压油L-0 C200中负荀工业齿轮汕 HL-20齿轮泊,1"'l.,CKfA60中负荷工业齿轮油 HL-30齿轮油附加说明奇l992。本制度由茂名分公司负责修订修订人周其林｀朱有杰（。WORDWORD完美格式编辑专业资料整理专业资料整理SHS01004-2004目 次1 总则 （19）检修周期与内容 （19）检修与质量标准 （19）试验与验收 （26）维护与故障处理 （26）总则主题内容与适用范围与故障处理等。本规程适用于同时具备下列条件的压力容器：最高工作压力大于等于0.1MP（不含液体静压力；内直径（非圆形截面指其最大尺寸）大于等于0.15m盛装介质为气体、液化气体或最高工作温度高于等于标准沸点的液体。本规程不适用于下列压力容器：超高压容器；各类气瓶；非金属材料制造的压力容器；核压力容器、船舶和铁路机车上的附属压力容器等。编写修订依据质技监局锅发[1999]154号《压力容器安全技术监察规程》劳锅字[1990]3号《在用压力容器检验规程》GB150-1998钢制压力容器GB151-1999GB12337-1998钢制球形储罐JB4730-94压力容器无损检测GB567爆破片与爆破片装置SH/T3096-2001加工高含硫原油重点装置主要设备设计选材导则检修周期与内容检修周期检验结果，结合装置检修确定检修周期，一般为3~6年。检修内容定期检验时确定返修的项目。筒体、封头与对接焊缝。接管与角焊缝。内构件。防腐层、保温层。衬里层、堆焊层。密封面、密封元件及紧固螺栓。基础及地脚螺栓。支承、支座及附属结构。安全附件。检修期间检查发现需要检修的其他项目。检修与质量标准检修前准备备齐图纸和技术资料，必要时编写施工方案。备齐机具、量具、材料和劳动保护用品。施工现场符合有关安全规定。检查内容检查以宏观检查、壁厚测定、内表面检测为主，必要时可采用其他无损检测方法。卡具焊迹、电弧损伤处应重点检查。检查内外表面的腐蚀和机械损伤。检查结构及几何尺寸是否符合要求。检查壁厚是否减薄，厚度测定点的位置，一般选择下列部位：液位经常波动部位；易腐蚀、冲蚀部位；制造成型时，壁厚减薄部位和使用中易产生变形的部位；表面缺陷检查时，发现的可疑部位；接管部位。检查焊缝有无埋藏缺陷。检查材质是否符合要求。检查法兰密封面有无裂纹。进行表面无损检测。应重点检查螺纹及过渡部位有无环向裂纹。检查支承或支座的损坏，大型容器的基础下沉、倾斜及开裂。检查保温层、隔热层、衬里有无破损，堆焊层有无剥离。检查安全附件是否灵敏、可靠。各类压力容器重点检查部位及内容。冷换设备接管及联接法兰等。重点检查以下部位：蚀的壳程入口和出口；容易产生坑蚀、缝隙腐蚀和应力腐蚀的管板和换热管管段；U形弯头等；检查壳体应力集中处是否有裂纹；检查换热管壁厚；检查接管及法兰密封面。塔器、容器重点检查以下部位：积有水分、湿气、腐蚀性气体或汽液相交界处；物流“死角”及冲刷部位；焊缝及热影响区；可能产生应力腐蚀以及氢损伤的部位；封头过渡部位及应力集中部位；可能发生腐蚀及变形的内件（塔盘、梁、分配板及集油箱等；破沫器、破沫网、分布器、涡流器和加热器等内件；接管部位；检查金属衬里有无腐蚀、裂纹、局部鼓包或凹陷。反应器重点检查以下部位：;检查法兰密封槽有无裂纹；检查冷壁反应器衬里有无脱落、孔洞、裂纹、麻点及疏松等；检查热壁反应器堆焊层有无表面裂纹、层下裂纹及剥离；检查重复使用的紧固螺栓有无裂纹；检查支撑梁、分配器泡罩及热电偶套管有无裂纹等；检查其他内构件。WORD完美格式编辑修理与质量标准一般要求对于特殊的生产工艺过程，需要带温带压紧固螺栓或出现紧急泄漏需进行带压堵漏督。从事压力容器修理和技术改造的单位必须是已取得相应的制造资格的单位或者是经补方法，且应符合以下要求：制订施工方案及适用于使用的技术要求。焊接工艺应经焊接技术负责人批准；焊缝同一部位（指焊补的填充金属重叠的部位）22检测结果和技术总负责人批准字样记入压力容器修理技术资料中；应再做无损检测，确认修补部位符合质量要求；母材焊补的修补部位，必须磨平。焊接缺陷消除后的修补长度应满足要求；返修的现场记录应详尽，其内容至少包括坡口形式、尺寸、返修长度、焊接工艺参数（号及规格、焊接位置等）和施焊者及其钢印等；返修后应再做热处理；1/2壁厚的压力容器，还应重新进行压力试验；性能；艺应按制造要求进行。对球罐缺陷进行焊补应符合以下规定：5000mm2以内。如有两处以上焊补时，任何两处的净距应大于50mm。每块球壳板上焊补面积总和必须小于该块球壳板面5%。补焊后的表面应修磨平滑，修磨范围内的斜度至少为3:11.5mm。材料的标准抗位强度下限值的钢材焊缝焊补后，应在焊补焊道上加焊一道凸起的回火焊道。回火焊道焊完后，应磨去回火焊道多余的焊缝金属，使其与主焊缝平缓过渡；(3)焊缝的内部缺陷焊补时，清除的缺陷深度不得超过球壳板厚度的2/3。若消除到球壳2/350mm。所用的材料及附件应具有质量证明书，并符合图样要求。施焊环境出现下列任一情况，且没有效防护措施时，禁止施焊：10m/s；2m/s；90%;雨、雪环境。0100mm15℃左右。压力容器的焊后热处理要求：专业资料整理WORD完美格式编辑压力容器及受压元件应按原设计要求进行焊后热处理；修补后的焊缝，尤其是厚壁容器，宜采用环带加热。焊缝每侧加热宽度不得小于壳2倍，接管与壳体相焊时加热宽度不小于两者厚度（取较大值）6加热部位的壳体应采取保温措施，避免产生较大的温度梯度；器大接管环形角焊缝的一定部位进行焊补时，为减少热应力，要沿大接管整周预热；以去除扩散氢。后热处理后缓冷；对结构刚性很大的部位进行焊补时，需进行中间热处理，以降低焊接应力；600~680℃。热处理应在焊接工作全部结束并在验收合格后，于压力试验之前进行。热处理后的焊缝应做硬度检查，其硬度值须符合以下要求：碳钢和普通低合金钢不大于母材硬度的120%，且HB≤200125%，且HB≤225；对于3Cr-1Mo-1/4V2r-1Mo-1/4V125%，且HB≤235。筒体和封头更换主要控制以下项目：坡口几何形状和表面质量；直径差；封头的拼接成型和主要尺寸偏差；球壳板的尺寸偏差和表面质量；筒体与封头的不等厚度对接连接。压力容器局部挖补要求：形状一般为圆形或者方形圆角过渡，尽量减少应力集中；焊缝打磨与母材齐平；e.焊缝须经射线检测及磁粉检测合格。压力容器的组焊要求如下：其焊缝中心线之间的外圆弧长一般应大于筒体厚度的3100mm；在压力容器上焊接临时吊耳和拉筋的垫板等时，应采用与压力容器壳体相同或在力打磨后的厚度不应小于该部位的设计厚度；更换筒节时，其AB类焊接接头对口错边量1）1B类焊接接头对口错边量B1/8符合钢板的对口错边量b（2）5%2mm。专业资料整理WORD完美格式编辑在焊接接头环向形成的棱角度E，用弦长等于1/6的内径Di300mm样板或外样板检查（见图，其E值不得大于（s/10+）m，且不大于5m；在焊接接头轴向形成的棱角度（见图，用长度不小于300mm的直尺检查，其E值不得大于（δs/10+2）mm，且不大于5mm。B类焊接接头以及圆筒与球形封头相连的A类焊接接头，当两侧钢材厚度不等时，若薄板厚度不大于10mm，两板厚度差超过3mm；若薄板厚度大于10mm30%5mm5的要求单面或双面削薄厚板边缘，或按同样专业资料整理WORD完美格式编辑要求采用堆焊方法将薄板边缘焊成斜面；压力容器内件与壳体焊接的焊缝应尽量避开筒节间相焊及圆筒与封头相焊的焊缝；则应按受压元件的焊缝要求施焊。压力容器焊缝的表面质量要求：形状、尺寸以及外观应符合技术标准和设计图样的规定；不得有裂纹、气孔、弧坑和肉眼可见的夹渣等缺陷；焊缝与母材应圆滑过渡；焊缝咬边应符合下列条件：540MPa1.0的压力容器，其焊缝表面不得有咬边；上述以外的压力容器焊缝表面的咬边深度不得大于0.5mm，咬边的连续长度不得大于100mm，焊缝两侧咬边的总长不得超过该焊缝长度的10%；角焊缝的焊脚尺寸应符合技术标准和设计图样的要求，外形应平缓过渡。压力容器修理部位的无损检测要求：压力容器的无损检测按JB4730《压力容器无损检测》执行；工的压力容器，对接接头无损检测比例为100%，合格标准按原图纸要求；压力容器表面无损检测要求：钢制压力容器的坡口表面、对接、角接和T3.3.1.10b款条540MPaGB150GB151GB12337符合JB4730标准中磁粉或渗透检测的缺陷显示痕迹等级评定的I级要求。有色金属制压力容器应按相应的标准或设计图样规定进行。压力容器的焊接接头，应先进行形状尺寸和外观质量的检查，合格后，才能进行无24材料应在热处理后再增加一次无损检测。压力容器表面缺陷的修理表面裂纹7%并圆滑过渡，侧面斜度应不大于1：4。如打磨深度较深，剩余厚度小于设计允许的最小壁厚时，则应采取严格的焊补措施修复。当球罐球壳板表面焊补深度超过3mm时，还应进行超声检测。腐蚀专业资料整理WORD完美格式编辑WORD完美格式编辑专业资料整理专业资料整理（不含腐蚀裕量200mm45cm200mm的范围内，沿任一50mm（应扣除至下一次检验期的腐蚀量修复或已达使用寿命者，应考虑予以报废。机械损伤、电弧擦伤、弧坑、工卡具焊迹应打磨消除。母材内部的夹层与母材自由表面平等或夹角小于10°的不用处理，夹角大于或等于10焊缝内部缺陷处理JB4730评定，单个圆形缺陷的长径1/29mm时，对只要求局部无损检测的压力容器，若圆形缺陷点数在表2范100%3超出范围的，要进行安全评定或返修。评定区/(mm×mm)10评定区/(mm×mm)10×1010×2010×30实测厚度/mmt≤1010＜t15＜t25＜t50＜tt＞100≤15≤25≤50≤100缺陷点数≤12≤18≤27≤36≤45≤54评定区/(mm×mm)10×1010评定区/(mm×mm)10×1010×2010×30实测厚度/mmt≤1010＜t15＜t25＜t50＜tt＞100≤15≤25≤50≤100缺陷点数≤9≤12≤18≤24≤30≤36焊缝内部非圆形缺陷，未见开裂迹象，按JB4730评定，对不同位置的焊缝中的内部未熔合、未焊透、条状夹渣的高度H、长度）在表4可不处理；对有特殊要求的压力容器，监护使用。450%4非圆形缺陷与相应的处理意见缺陷尺寸 处理意见器压力容器器压力容器球壳对接焊缝；圆筒体纵焊缝以及与封头连接的环焊缝H≤0.1t且H≤2mmL≤tH≤0.15t且H≤3mmL≤2tH≤0.2t且H≤4mmL≤3t不处理监护使用圆筒体环焊缝H≤0.15t且H≤0.2t且H≤0.25t且不处理监护使用

未熔合 未焊透 条状夹

一般压力容 有特殊要求的HH≤3mmL≤2tH≤4mmL≤4tH≤5mmL≤6t焊缝内部裂纹一般应消除，但因条件所限难于消除的，应通过缺陷安全评定来判断能否监控使用到下一检验周期。压力容器及其接管的法兰密封面不得有径向划痕、腐蚀斑点等影响密封性能的损伤。250℃以上的非金属垫片两侧应涂防咬合剂。压力容器主螺栓应逐个清洗干净，用磁粉或渗透检测，确认螺纹根部无裂纹。用于250℃以上的螺栓应涂防咬合剂。料，焊材合金元素应与受压元件相同或略高，焊接应牢固，咬边深度不得超过0.5mm。安全附件安全附件应实行定期检修、校验制度。安全阀按SHS应根据使用情况进行调试后，才准安装使用。爆破片装置应符合《爆破片与爆破片装置》的要求，定期更换。压力表的校验和维护应符合国家计量部门的有关规定。压力表安装前应进行校验；液面计除应符合有关规定外，并应符合下列要求；应根据压力容器的介质、最高工作压力和温度正确选用；液面计安装前应进行水压试验1.51.25倍最高工作压力。SHS01033-2004《设备及管道保温、保冷检修规程SHS01034-2004《设备及管道涂层检修规程》进行。试验与验收试验耐压试验包括液压和气压试验。试验的压力应符合设计图样要求。量程相同并经校正的压力表，压力表精度等级，低压的不应低于2.51.5级，刻度极限值为最高工作压力的1.5~3倍，表盘直径不应小于100mm，应安装在被试验压力容器顶部便于观察的位置。耐压试验过程中，不得进行与试验无关的工作，无关人员不得在试验现场停留。液压试验的要求：凡在试验时，不会导致发生危险的液体，在低于其沸点的温度下，都可用作液压试的闪点。试验场地附近不得有火源，且应配备适用的消防器材。以水为介质进行液压试验，其所用的水必须是洁净的。奥氏体不锈钢压力容器用水进行液压试验后，应严格控制水中的氯离子含量不超过25mg/l渍去除干净。16MnR15MnVR制压力窗口液压试验时，液体温度不得低于5℃；15℃。如果由于板厚等因素造成材料无延性转验规定温度的高值再加20℃。压力容器充满液体，滞留在压力容器内的气体必须排净，压力窗口外表面应保持干30min，然后降至规定试验压力的80%换热压力容器液压试验程序按SHS压力窗口液压试验后，符合下列情况者即认为合格：无渗漏；无可见的变形；试验过程中无异常的响声；对抗拉强度规定值下限大于等于540MPa气压试验的要求：液体的压力容器，可按设计图样规定采用气压试验。气压试验所用气体，应为干燥、洁净的空气、氮气或其他惰性气体。碳素钢和低合金钢制压力容器的试验用气温度不得低于5其试验用气温度应符合设计图样规定。气压试验时，试验单位的安全部门应进行现场监督。10%，保压5~10min行初次检查；如无泄漏可继续升压到规定的试验压力的50%；如无异常现象，其后按每级为规定试验压力的87%，保压足够时间进行检查。检查期间压力应保持不变。不得采用连续加压以维持试验压力不变。气压试验过程中一般不得带压紧固螺栓。见的变形即为合格。气密性试验要求：气密性试验。容器按设计图样规定。气密性试验所用气体，应符合4.1.6.2的规定。压力容器进行气密性试验时，一般应将安全附件装配齐全。30min，经检查无泄漏即为合格。验收由机动部门主管压力容器的技术人员签字才能生效。产的要求。压力容器达到完好标准。提交下列技术资料：设计变更及材料代用通知单、材料及零部件合格证。各项施工记录，包括：隐蔽工程记录；封闭记录；检修记录（含焊缝质量检验报告；中间检验记录。试验记录和安全附件校验、定压记录。压力容器检验报告。维护与故障处理日常维护位操作规程，严禁超温、超压和超负荷运行。定期巡回检查，检查重点如下：压力容器本体、接口（阀门、管路）及损伤等；外表面的腐蚀；保温层破损、脱落、潮湿、跑冷；压力容器与相邻管道或构件的异常振动、响声，相互摩擦；支承或支座的损坏，基础下沉、倾斜和开裂，紧固螺栓的完好情况；排放（疏水、排污）装置；运行的稳定情况，是否有超温、超压和超负荷运行的现象；压力容器接地设施是否完好；4级的压力容器监控措施和异常情况。部门报告：仍不能得到有效控制；主要受压元件发生裂缝、鼓包、变形、泄漏等危及安全的缺陷；安全附件换效；接管、紧固件损坏，难以保证安全运行；发生火灾，直接威胁到压力容器安全运行；过量充装；液位失去控制，采取措施仍不能得到有效控制；压力容器与管道发生严重振动，危及安全运行；其他异常情况。压力容器内部有压力，一般不得进行修理或紧固。对于特殊生产过程，开（停）车、升（降）位技术负责人批准，安全部门监督实施。压力容器，应清洗并排净介质，用气气等封存，启用时应按要求进行检验。常见故障与处理在用压力容器常见故障与处理方法见表。表5 在用压力容器常见故障与处理序号 故障现象 故障原因法兰密封面损坏垫圈承压不足、腐蚀、变质螺栓刚度不足、松动或腐蚀法兰密封泄漏法兰面不平行、中心偏差高温、高压的结构选择不当应力腐蚀

处理方法修复密封面或更换法兰紧固螺栓、更换垫圈重新研究螺栓材质、紧固螺栓或更换螺栓切开重新对中或更换法兰等的结构和材质严格操作规程消除裂纹，补焊修复

疲劳制造时遗留裂纹

消除裂纹，补焊修复定期检验，及时发现，消除裂纹，补焊修复腐蚀腐蚀3壳体减薄4序号故障现象5冲刷、磨损误操作或产生剧烈反应故障原因反应器衬里脱落 施工质量差衬里材料不合格测，严重时更换紧急放空或终止反应处理方法修复衬里修复衬里，更换衬里材料6反应器堆焊层剥离氢致延迟开裂加强检测7塔倒塌FeS自燃8安全阀失效9液面计假液位10泄放口堵塞附件损坏堵塞附件损坏压力表指示不准 引压管堵确 失灵选用抗壁喷涂隔离层更换更换附加说明：本规程由抚顺石油化工公司负责起草，起草人祝德明200。本规程由茂名分公司负责修订，修订人吴志海、程学功200。SHS01005-2004目 次1 总则 （32）检验检修周期与内容 （33）检修与质量标准 （35）试验与验收 （42）维护与故障处理 （43）附录A常用无缝钢管选用（参考件） （44）附录B常用焊接材料选用表（参考件） 附录C法兰螺栓垫片选用表（参考件）… 总则主题内容与适用范围标准、试验与验收、维护与故障处理等。400Pa（绝压表压-196~+850石油化工工业管道。本规程不适用于下列管道：有色金属管道、铸铁管道和非金属管道；直接受火焰加热的管道。管道按最高工作压力分级，见表1。表1 管道分级类别名称类别名称公称压力/MPaP＜标准大气压O≤p<1.6类别名称公称压力/MPa1.6≤p<10≥10在用工业管道按设计压力、设计温度、介质等因素分为GC1GC2GC3级内容如下：GB5044度危害介质的管道；50160GBJ16的管道；道；的管道。符合下列条件之一的工业管道为GC2级：GB5016016道；400℃的管道；输送可燃流体介质、无毒流体介质，设计压力＜10.0MPa，并且设计温度≥400℃的管道；400℃的管道。符合下列条件之一的GC2级工业管道划分为GC3级：道；400℃的管道；编写修订依据GB50235-97 工业金属管道工程施工及验收规范GB50236-98 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范SH3501-2002 [2003]108号《在用工业管道定期检验规程》GB5044职业接触毒物危害程度分级GB50160 石油化工企业设计防火规范GB50316 工业金属管道设计规范GB5777 无缝钢管超声波探伤试验方法SH3526 石油化工异种钢焊接规程GBJ16 建筑防火规范[2001]89有关管理规定》检验、检修周期与内容检验周期按照国质检锅[2003]108号《在用工业管道定期检验规程》要求安排在线和全面检验。根据检验结果，结合装置或系统，确定检验周期。一般工业管道全面检验周期为3~6年。检验内容在线检验项目和内容检查管子及法兰、管件、阀门等组成件泄漏情况。绝热层和防腐层检查：检查绝热层有无破损、脱落、跑冷等情况，防腐层是否完好。振动检查：检查管道有无异常振动情况。道与相邻设备之间有无相互碰撞及摩擦，管道是否存在挠曲、下沉以及异常变形等。支吊架检查：检查支吊架是否脱落、变形、腐蚀损坏或焊接接头开裂，支架与管道承载结构与支撑辅助钢结构是否明显变形，主要受力焊接接头是否有宏观裂纹。陷，阀门连接螺栓是否松动，阀门操作是否灵活。兰面是否发生异常翘曲、变形。膨胀节检查：波纹管膨胀节表面有无划痕、凹痕、腐蚀穿孔、开裂等现象，波纹管拉杆式膨胀节的拉杆、螺栓、连接支座有无异常现象。对有阴极保护装置的管道应检查其保护装置是否完好。对有蠕胀测点的管道应检查其蠕胀测点是否完好。检查管道标识是否符合国家现行标准的规定。电阻值的测定。管道对地电阻不得大于100Ω，法兰间的接触电阻值应小于0.03Ω。检查安全保护装置运行是否良好。全面检验项目和内容在线检验的全部项目。检查管道的支吊架间距是否合理。检查管道组成件有无损坏，有无变形，表面有无裂纹、皱褶、重皮、碰伤等缺陷。检查焊接接头（包括热影响区）是否存在宏观的表面裂纹。检查焊接接头的咬边和错边量。检查管道是否存在明显的腐蚀，管道与管架接触处等部位有无局部腐蚀。定材质。管道剩余厚度的抽查测定。管道的弯头、三通和直径突变处部位的抽查比例如下：GC150%，GC220%，GC35%。上述被抽3处；上述被抽查的每个管件，测厚位置不得少于3上述被抽查管件与直管段相连的焊接接头的直管段一侧应进行厚度测量处。不锈钢管道、介质无腐蚀性的管道可适当减少测厚抽查比例。管道具体测厚按照感化股份炼[2001]89宏观检查中符合下列条件应进行表面无损检测抽查：绝热层破损或可能渗入雨水的奥氏体不锈钢管道的相应部位；处于应力腐蚀环境中的管道；长期承受明显变变载荷管道的焊接接头和容易造成应力集中的部位；检验人员认为有必要的，对支管角焊缝等部位。GC1GC2GC3级管道如未2确定。表2 管道检测比例管道级别管道级别GC1GC212焊接接头数量的15且不少于23焊接接头数量的10且不少于231温度、压力循环变化和振动较大的管道的抽查比例应为表中数值的2倍。2耐热钢管道的抽查比例应为表中数值的2倍。3抽查的部位应从下述重点检查部位中选定：制造、安装中返修过的焊接接头和安装时固定口的焊接接头；错边、咬边严重超标的焊接接头；表面检测发现裂纹的焊接接头；泵、压缩机进出口第一道焊接接头或相近的焊接接头；支吊架损坏部位附近的管道焊接接头；异种钢焊接接头；硬度检验中发现的硬度异常的焊接接头；使用中发生泄漏的部位附近的焊接接头；其他认为需要抽查的其他焊接接头。下列管道一般应选择有代表性的部位进行金相和硬度检验抽查。370℃的碳素钢和铁素体不锈钢管道；450℃的钼钢和铬钼合金钢管道；430℃的低合金钢和奥氏体不锈钢管道；220℃的输送临氢介质的碳钢和低合金钢管道。对于由工作介质（如含湿硫化氢）应选择有代表性的部位进行硬度检验。验，必要时应取样进行力学性能或化学成分分析。耐压强度校验和压力分析10%GB50316的相关要求进行。管道应力分析。对下列情况之一者，必要时应进行管系应力分析；tD/6或P/σ]0.385t（m，o o o oDo为管道外径mPo为设计压力MPσ]t为设计温度下材料的许用应力MP；存在下列情况之一的管道：有较大变形、挠曲；法兰经常性泄漏、破坏；管段应设而未设置补偿器或补偿器失效；支吊架异常损坏；严重的全面减薄。压力试验在用工业管道应按一定的时间间隔进行压力试验，具体要求如下：经全面检验的管道一般应进行压力试验。管道有下列条件之一时，应进行压力试验：经重大修理改造的；使用条件变更的；2年以上重新投用的。对因使用条件变更而进行压力试验的管道，在压力试前应经强度校核合格。上述2.3.4.2用单位和检验单位同意，可同时采用下列方法代替：所有焊接接头和角焊缝（包括附着件上的焊接接头和角焊缝粉法进行表面无损检测；100%射线或超声检测；泄漏性试验。不属于2.3.4.2使用单位和检验单位同意，通过泄漏性试验的可以不进行压力试验。ＧB50235-97执行，其中试验压力计算公式中的设计压力在此可用最高工作压力代替。检修与质量标准检修前准备备齐图纸和技术资料，必要时应编写施工方案。核对管道材料的质量证明文件，并进行外观检查。常见钢管的选用参见附录A。关规定。利旧管道的拆卸工作温度高于250℃的管道当温度降至150锈剂。拆卸的高压螺栓、螺母、可重复使用的垫片应清洗干净并逐个检查。拆卸时应保护各部位的密封面，敞口法兰应予以封闭保护。拆卸管道应做好支撑，以防脱落和变形。中和清洗或氮气保护，推荐的中和清洗方案参考NACE《奥氏体不锈体和其他奥氏体合金炼油设备在停工期间产生连多硫酸应力腐蚀开裂的防护管道组成件的检验管道组成应符合原管道设计规定和本规程的有关要求。管道组成件必须具有质量证明书，无质量证明书的产品不得使用。管道组成件的质量证明书应包括以下内容：产品标准号；产品型号或牌号；炉罐号、批号、交货状态、重量和件数；品种名称、规格及质量等级；各种检验结果；制造厂检验标记；化学成分和力学性能；合金钢锻件的金相分析结果；热处理结果及焊缝无损检测报告。3.3.3.4管道原设计有低温冲击值要求的，其材料产品质量证明书应有低温冲韧性试验值，否则应按GB4159的规定进行补项试验。有晶间腐蚀要求的材料，产品质量证明书应注明晶间腐蚀试验结果，否则应按GB/T4334.1~6中的规定，进行补项试验。介质毒性程度为极度危害和高度危害的GC1级管道用管子材料应按GB/T钢管超声波探伤试验方法》的规定逐根进行超声波检测。管道组成件应进行外观检查，其表面质量应符合以下要求：内外表面不得有裂纹、折叠、发纹、扎折、离层、结疤等缺陷；厚负偏差；端部螺纹、坡口的加工精度及粗糙度应达到设计文件或制造标准的要求；咬边等缺陷；栓螺母应配合良好，无松动和卡涩现象；有符合产品标准的标识。阀门及安全附件的技术条件应符合设计图纸要求。高压管子、管件及紧固件除应做3.3.1~3.3.8条检查外，还应做如下检查。高压管子在管子两端测量外径及壁厚，其偏差应符合表3。表3 高压管子外径和壁厚偏差外径公差外径公差外径壁厚公差公差壁厚/mm冷拔（冷轧）＜3535~57＞57±0.2mm±0.3mm±0.80%≤3＞3~20＜20热扎≤159＞159＞20外径 ＜168外径 ≥168公差/%+12-10±10＋15－10±10＋15－10高压管子没有出厂无损检测结果时，应逐根进行无损检测。如有无损检测结果，但经外观检查发现缺陷时，应抽查10%。如仍有不合格者，则应逐根进行检测。表面缺陷可打磨消除，但壁厚减薄量不得超过实际壁厚的10%，且不超过管子的负偏差。高压管道的螺栓、螺母应抽检硬度，其值应符合表4要求：钢号硬度值/HB≤170钢号硬度值/HB≤170≤197≤241≤229≤229≤241≤241211~274236~278依据标准25355040Mn30CrMo、25CrMoV25CrMolV20CrMolVTiB20CrMolNbBGB699-88GB699-88GB699-88GB699-88GB3077-88GB3077-88GBDJ56-79DJ56-79WORD完美格式编辑则应逐件检查；螺母硬度不合格者不得使用；合格，再取硬度最接近的螺栓加倍校验，如仍有不合格，则该批螺栓不得使用。焊接材料焊接材料应具有出厂质量合格证，并按有关规定进行复验。材料不得锈蚀，药皮不得变质受潮，合金钢焊条标志清晰。SH《石油化工异种钢B。修理及质量标准管道预制管子切割坡口表面应平整，无毛刺、凸凹、缩口、熔渣、氧化铁等；管端切口平面与管子轴线的垂直度小于管子直径的1%3mm；合金钢管、不锈钢管、公称直径小于50mm的碳素钢管，以及焊缝射线检测要求等级为II级合格的管道坡口，一般应用机械切割。如采用气割、等离子切割等，必须对坡表面打磨修整，去除热影响区，其厚度一般不小于 0.5mm。有淬硬倾向的管道旧坡口应100%PT检查，工作温度低于或等-40℃的非奥氏体不锈钢管坡口5%探伤，不得有裂纹、夹渣等；20mm纹、夹层等缺陷；为防止沾附焊接飞溅，奥氏体不锈钢坡口两侧各100mm范围内应刷防飞溅涂料；手工电弧焊及埋弧自动焊的坡口型式和尺寸应符合GB50236-98的要求。10mm、厚度差大于3mm，及较薄件厚30%5mm1高压钢管或合金钢管应有标记。管子弯制5；专业资料整理WORDWORD完美格式编辑专业资料整理专业资料整理表4 高压管子外径和壁厚偏差管道设计压力管道设计压力/MPa弯管制作方式热弯＜10冷弯≥10冷、热弯最小弯曲半径3.5Dw4.0Dw5.0Dw注：Dw一般管子外径。弯曲的钢管表面不得有裂纹、划伤、分层、过热等现象，管内外表面应平滑、无附着物。90%件规定的最小壁厚。弯管处的最大外径与最小外径之差，应符合下列规定：GC1级管道应小于弯制前管子外径的5%；GC2、GC3级管道应小于弯制前管子外径的8%。弯曲角度偏差，高压管不得超过1.5mm/m5mm3mm/m10mm5mm，最大不得超15mm；64倍波高；表4 中低压管弯管内侧波高允许值 mm管子外径≤114133159219273325377426波 高45678褶皱弯管波纹分布均匀、平整、不歪斜；碳素钢管、合金钢管在冷弯后，应按规定进行热处理。有应力腐蚀倾向的弯管（如介质为苛性碱、湿硫化氢环境等7。常用管子热弯温度及热处理条件参照表8；表7 常用钢管冷弯后热处理条件表钢种或钢号壁厚/mm弯曲半径Q235-A、B、C≥36任意10、20、20G19~365Dw16Mn＜19任意12CrMo＞20任意15CrMo13~20＜133.5Dw任意＞20任意12CrlMoV13~20＜133.5Dw任意OCr19Ni9 OCr18Ni9OCr18NilOTiCr25Ni20任意任意热处理要求600~650680~700℃退火热处理要求600~650680~700℃退火720~760℃退火按设计条件要求表8 常用管子热弯温度及热处理条件表钢种或钢号Q235-A、B、10、20、20G16Mn12CrMo 12CrlMoV1Cr5Mo 1Cr9MoOCr19Ni9 OCr18Ni9OCr18NilOTiCr25Ni20

热弯温度/℃750~1050900~1050800~1050800~1050800~1050900~1200

热处理要求终弯温度小于9019mm600~650℃回火900~920℃正火980~1020℃正火加720~760℃回火850~875℃完全退火725~7501050~1100℃固溶对有晶间腐蚀要求的奥氏体不锈钢管倾向试验。如有不合格，则应全部重新热处理，热处理次数不得超过3次；高压管子弯制后，应进行无损探伤，如需热处理，应在热处理后进行。高压管的螺纹及密封面加工a螺纹表面不得有裂纹、凹陷、毛刺等缺陷。螺纹表面粗糙度为R3.2伤或断面不完整的螺纹，全长累计不应大于1/3圈。螺纹牙高减少应不大于其高度的1/5；a法兰用手拧入，不松动；a管端锥度密封面不得有划痕、刮伤、凹陷等缺陷，表面粗糙度为R1.6应大于±0.5°，须用样板作透光检查。密封面用标准透镜垫做印痕检查时，印痕不得间断或偏移；aaR1.6，端面与管中心线应垂直，其偏差值应不大于表9所a列数值。

表9 管端平面垂直度 mm管子外径管子外径45 6089114 159 219 273 325 377 426 480垂直度0.20.25 0.30.40.50.6高压管子自由管段长度允许偏差±5mm，封闭管段偏差为±3mm。管道的焊接钢印的管道应在竣工图上记载。III10%1mm；对射线检测III合格的焊缝不应超过管20%2mm。焊接时必须采用经评定合格的焊接工艺，否则应采取防护措施。表面不得有电弧擦伤等缺陷。焊接在管子、管件上的组对卡具，其焊接材料及工艺措施应与正式焊接相同。卡具不得有裂纹。GC1GC2的其他管道的单面焊焊缝，应采用氩弧焊打底。管道焊接接头不得有焊渣、飞溅物等。焊缝成型良好，焊缝宽度以每边盖过坡口边2mm夹渣、凹陷等缺陷。焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，低温管道焊缝不得咬肉。管材焊前预热及焊后处理就应按GB验收规范》的有关规定进行。常用管材焊前预热及焊后热处理工艺条件见表10。焊缝无损检测比例及合格等级应符合设计要求或按SH3501-2002可燃介质管道施工及验收规范》的规定，评定标准执行JB4730-94此类缺陷，应对该焊工所焊全部同类焊缝进行无损探伤。3损探伤结果等，应作记录。表10 常用管材焊前预热及焊后热处理工艺条件表钢种Q235-A、B、C

焊前预热壁厚/mm /℃10、20、10、20、20G16Mn600~65015MnV≥15150~200＞20560~59012CrMo650~70015CrMo≥10150~250＞10650~70012CrlMoV 12C2lMoV200~300＞6700~750

焊后热处理壁厚/mm ＞30 600~6501Cr5Mo 1Cr9Mo ≥6

250~350 任意 750~780焊缝经热处理后，应对焊缝、热影响区和母材进行硬度抽查，其抽查比例：当DN>50mm10%以上；当DN<50mm5%以上。其硬度值对碳素钢管不应大于母材最高硬度的120%，且HB≤200125%，且HB≤225。马鞍管焊缝应由焊接工艺保证，且按要求着色检查。异种钢焊接施工按SH3526《石油化工异种钢焊接规程》执行。衬里管道管道内表面应平整光滑，局部凹凸不得超过3mm3mm的圆弧。管口焊接宜采用双面对接焊缝，贴衬表面焊缝凸出表面不应大于2mm呈圆滑过渡。3.5~490许在一个平面上弯曲。100mm必须焊透。弯管及异径管等管件，宜设置松套法兰。线。管道安装中低压管道脱脂的管子、管件和阀门，其内外表面不得被油迹污染。法兰、焊缝及其他连接件的设置应便于检修，并不得紧贴墙壁、楼板或管架。管道缝。穿墙套管长度小应于墙的厚度。穿楼板的套管应高出地面20~50mm。必要时在套管与管道间隙内填入石棉或其他不燃烧的材料。管道安装前管内不得有异物。管道安装后，不得使设备承受过大的附加应力。与传6000r/min6000r/min0.05mm。需预拉伸（压缩）的管道与设备最终连接时，设备不得产生位移。通风机室和惰性气体压缩机房。可燃气体放空管应加静电接地措施，并需在避雷设施之内。装偏；高温管道的垫片两侧涂防咬合剂，同一组密封垫不应加两个垫。螺栓组装要整齐、统一，螺栓应对称紧固，用力均匀。螺栓必须满扣。200mm处测量，允许偏差1mm/m10mm。1.5‰，密封面间隙应略大于垫片厚度，螺栓应能自由穿入。对不锈钢和合金钢螺栓螺母，或管道工作温度高于250剂。有特殊要求的管道须经化学清洗，其中不锈钢管道还需钝化合格。要求安装，走向正确。安全阀安装不得碰撞。阀门与管道焊接时，阀门应处于开启状态。采用螺纹连接的管道，拧紧螺纹时，不得将密封材料挤入管内。埋地管道须经试压合格，并经防腐处理后方能覆盖。管子间净距允许偏差5mm，且不妨碍保温（冷。立管垂直度偏差应不大于215mm。有热（冷）位移的管道，在开始热（冷）查，应牢固可靠、移动灵活、调整适度、防腐良好。高温或低温管道的螺栓在试运时若需热紧或冷紧，紧固要适度，热（冷）。表11 高温或低温管道螺栓热紧或冷紧温度表 ℃工作温度一次热紧、冷紧温度二次热紧、冷紧温度250~350工作温度—>350350工作温度-29——70工作温度—-70-70工作温度高压管道高压管道的检修质量标准除包括3.4.4.1条的全部内容外，还应满足下列要求：管道支、吊架衬垫应完整、垫实、不偏斜；螺纹法兰拧入管端，管端螺纹倒角应外露；部分涂以防咬合剂；合金钢管材质标记清楚准确。SH/T3517-2001准》执行。SHS01030-2004管道的防腐与油漆参见SHS01034-2004《设备及管道涂层检修规程管道的绝热参见SHS01033-2004《设备及管道保温保冷检修规程试验与验收试验管道试验应具备如下条件：施确认安全可靠；1.51.5~2压力表不少于两块；将不参与试验的系统、设备、仪表及管道等隔离。拆除安全阀、爆破片。进行。液压试验液压试验应用洁净水进行，注水时应将空气排净。奥氏体不锈钢管液压试验，水中氯离子含量不得超过25ppm。液压试验压力应符合下列规定。真空管道为0.2MP（表压；1.5倍；200350式换算：t o o P=1.5P[σ]/[σt o o to式中 P——常温时的试验压力P——最高工作压力toot[σ][σ]。ot5材的水温按设计要求执行。水压试验后及时将水排净。水压试验不降压、无泄漏、无变形为合格。气压试验管道系统水压试验有困难时可用气压试验代替，气压试验按SH3501-2002《石油化工有毒、可燃介质管道施工及验收规范》的要求执行。严密性试验试验压力为：0.1MP（表压；其他管道为最高工作压力25MPa25MPa。24h5%为合格。式中 △P——24小时增压率；1P——试压初始压力（表压，MP；12P——24h后的实际压力（表压，MP。2以不降压、无泄漏和无变形为合格。严密性试验可随装置气密试验一并进行。验收检修记录准确、齐全。管道油漆完好无损；附件灵活好用；运行一周无泄漏。提交下列技术资料：设计变更及材料代用通知单、管道组成件、焊材质量证明书和合格证；隐蔽工程记录；检修记录（含单线图；焊缝质量检验报告；试验记录。维护与故障处理日常维护操作人员必须按照操作规程日常定时巡回检查内容：在用管道有无超温、超压、超负荷和过冷；管道有无异常振动，管道内部有无异常声音；管道有无发生液击；管道安全保护装置运行是否正常；绝热层有无破损；支吊架有无异常。常见故障与处理在用管道常用故障处理方法（见表12）表12 在用管道常见故障处理方法表序号序号故障现象1法兰泄漏2焊缝泄漏故障原因螺栓上紧力不够法兰密封面损坏法兰密封垫失效3管子泄漏管子腐蚀穿孔处理方法上紧螺栓修复密封面或更换法兰更换密封垫/带压堵漏补焊修复或带压密封堵漏补焊修复/带压密封堵漏/更换管段带压堵漏处理和管子等部位泄漏进行堵漏的一种新型密封技术。剧毒介质管道、均匀腐蚀的管道不宜采用带压堵漏。带压密封堵漏施工前应办理许可证，并经有关部门审批。带压密封堵漏应由专门人员执行。密封胶应根据泄漏介质、温度和压力等特性选择。密封夹具应根据泄漏部位具体形状设计加工，并进行强度计算和校核。带压密封堵漏前应制定安全防范措施。带压堵漏设施是临时处理措施，系统停车时应拆除，并修复泄漏部位。紧急情况停车当管道发生以下情况之一时，应采取紧急措施并同时向有关部门报告：管道超温、超压、过冷，经过处理仍然无效；管道发生泄漏或破裂，介质泄出危及生产和人身安全时；发生火灾、爆炸或相邻设备和管道发生事故，危及管道的安全运行时；发现不允许继续运行的其他情况时。附 录 A常用无缝钢管选用表钢 号标 准使用温度范围/钢 号标 准使用温度范围/℃备 注Q235A、B、CGB912 GB3-20~475正火状态正火状态10GB8163-20~47520GB8163GB9948-20~47520GGB6479-20~47516MnGB6479-20~47509MnDGB150-29~47516MnDJB4727-29~47515MnVGB6479-20~40012CrMoGB9948-20~52512Cr2MoGB6479-20~57515CrMoGB9948-20~550Cr5MoGB9948-20~600Cr9MoGB9948-20~600OCr13GB/T14976-20~600OCr19Ni9GB/T14976-196~700OCr18Ni9GB/T14976-196~700OCr18Ni10TiGB/T14976-196~700OCr17Ni12Mo2GB/T14976-196~700OCr18Ni12Mo2TiGB/T14976-196~500OCr19Ni13Mo3GB/T14976-196~700OOCr19Ni10GB/T14976-196~425OOCr17Ni14Mo2GB/T14976-196~450OOCr19Ni13Mo3GB/T14976-196~450附 录 B常用无缝钢管选用表钢 号焊 条国际牌号统一牌号钢 号焊 条国际牌号统一牌号氩弧焊丝备注Q235-A、B、10、2020GE4303J422H08AH08Mn2SiE4316E4315J426J427H08Mn2Si16Mn09MnD16MnD15MnVE5003、E5016E5015E5015E5016-GE5015-GE5003J502、J506J507W607J506RHJ507RHJ502H08MnMoAH08Mn2SiAH10Mn212CrMoE5515-B1R202H08MnMoAH08Mn2SiAH10Mn2H08Mn2SiAH13CrMoA1Cr18Ni9TiOCr18Ni10TiOCr18Ni9TiOCr19Ni9OCr18Ni9EO-19-10Nb-16EO-19-10Nb-15A132A137HOCr20Ni10TiEO-19-10-16EO-19-10-15EO-18-12Mo2-16EO-18-12o2-15EO-18-12Mo2-16A102A107A202A207A202HOCr20Ni10OCr17Ni12Mo2HOCr19Ni12Mo2OCr18Ni12Mo2TiHOOCr19Ni12Mo2OCr13E1-13-16E1-13-15G202G207H08CrMoA12Cr2Mo15CrMoE6015-B3E5515-B2R407R307H13CrMoA1Cr5MoE1-5MoV-15R507H1Cr5MoEO-18-12Mo2Nb-16A212OCr19Ni13Mo3OOCr19Ni10EOO-19-10-16A002HOCr20Ni14Mo3HOOCr21Ni10OOCr17Ni14Mo2EOO-18-12Mo2-16A022OOCr19Ni14Mo3Cr9MoEO-19-13Mo3-16A242R706H1Cr9Mo09MnDE5015W607附 录 C常用无缝钢管选用表(参考件)介 操作条质名 公称压 介质温

法兰材质 类

螺栓与螺母螺栓 螺栓 螺母 垫片称 力1.62.5油品液化气溶剂

/℃≤200201~300≤200201~350351~450451~550≤350351~450

Q235AF Q235 Q235F 20（25） 20（25）Cr5Mo 20（25） 20（25）

材质Q23535Q2353535CrMoA3535CrMoA

类型双头双头双头

材质Q23525Q235253530CrMoA2535

片片片波形（平形）棉垫片绕垫片片波形（平形）催 化剂

451~550551~600

Cr5MoCr5Mo

对焊 对焊 对焊

双头 双头

棉垫片绕垫片绕垫片椭圆形（八≤350 20（25） 对焊

双头 25

角形）垫椭圆形（八>6.4 351~450 20（25）对焊

30CrMoA(35CrMoA)

双头 35

角形）垫片、透镜垫椭圆形（八451~550 Cr5Mo 双头

角形）垫片、透镜垫附加说明：本规程由大连石油化工公司负责起草，起草人侯士勤、黄必新200。本规程由茂名分公司负责修订，修订人林家权、程绍武200。SHS01006-2004目 次1 总则 检修周期与内容 检修与质量标准 试验与验收 5 维护 总则主题内容与适用范围试验与验收、维护等章节的具体内容与要求本规格适用于石油化工管式加热炉，不适用于裂解、转化管式炉。编写修订依据中国石化股份公司炼油生产装置管式加热炉运行管理规定（2002）GB50235-1997 工业金属管道工程施工及验收规范SH3036-1991 石油化工管式炉设计规范SH3037-2002 炼油厂加热炉炉管壁厚计算SH3065-1994 石油化工管式炉急弯弯管技术标准SH3070-1995 石油化工管式炉钢结构设计规范SH3085-1997 石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件SH3086-1998 石油化工管式炉钢结构工程及部件安装技术条件SH3087-1997 石油化工管式炉耐热钢铸件技术标准SH3506-2000 管式炉安装工程施工及验收规范SH3534-2001 石油化工筑炉工程施工及验收规范SH/T3112-2000石油化工管式炉炉管胀接工程技术条件SH/T3113-2000石油化工管式炉燃烧器工程技术条件SH/T3114-2000石油化工管式炉耐热钢铸铁件工程技术条件SH/T3115-2000石油化工管式炉轻质浇注料衬里工程技术条件SH/T3127-2001石油化工管式炉铬钼钢焊接回弯头技术标准SH3503-2001 石油化工工程建设交工技术文件规定SH3531-1999 隔热耐磨混凝土衬里技术规范SH/T3096-2001加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则检修周期与内容检修周期2~3年，或与装置检修同步。检修内容根据损坏程度，修理或更换炉管、弯管、管板和吊挂等炉内构件。修补或更换对流室、辐射室和烟道等部位的炉墙及衬里。修理或更换燃烧器、吹灰器、空气预热器、引风机、鼓风机和烟道挡板等。和保温。清扫或清洗炉管表面灰垢及管内结焦。清扫、修理全部炉用仪表（包括探头，并进行标定。炉管试压、炉衬养护及烘炉。检修与质量标准检修前的准备备齐图纸及有关技术资料，必要时编制施工方案。备好机具、量具和劳动保护用品。备齐所需的零、配件及材料，并要有生产厂的出厂合格证。新更换炉管、弯管及炉内铸件必须进行外观检查，炉管、弯管需经过胀接试验。检比例及方法按SH《石油化工管式炉急弯弯管技术标准SH《石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件》和SH/T3127《石油化工管式炉铬钼钢焊接回弯头技术标准》的有关规定执行。试验压力按设计规范确定。检修前，必须隔断与炉内相连的工艺管线（加盲板在化验合格，符合有关安全规定后方可进入炉内检查、检修。检查内容炉管及附件介质（450℃以上的渣油）的炉管要特别注意检查有无局部过烧。应结合检修安排炉管的厚度测定，并根据实际腐蚀情况，适当延长测厚周期。结焦积碳、腐蚀、松动等异常情况。检查炉管管内结焦及管外积灰、结垢。检查管板、吊挂件和导向杆的变形、断裂及卡死等损坏情况。临氢炉管、易结焦介质炉管及连续运行4~5应进行焊缝射线检查，必要时应作金相检查。检查炉管热电偶及套管的焊缝及其他缺陷。辐射室检查炉墙、衬里、膨胀缝填充料的外观状况及损坏情况。检查耐火砖架、保温钉和各种铆固件的氧化、变形及损坏状况。对流室检查耐火砖或衬里的损坏情况。检查弯头箱内保温，弯头箱门应无损坏变形，密封可靠。燃烧器是否损坏。检查火盆砖及衬里的损坏情况。检查燃烧油、燃料气、雾化蒸汽线及阀门是否有腐蚀、堵塞、泄漏或卡死。空气预热器检查空气预热器的换热管的腐蚀、损坏及积灰结垢情况；不灵活；检查引风机、鼓风机的轴承是否完好，叶轮及机壳有无腐蚀，基础是否松动。烟道、烟囱检查耐火砖、衬里及外保温的损坏情况。检查烟囱是否有超温或严重腐蚀情况。吹灰器蒸汽吹灰器检查传动部分的损坏、吹灰管的腐蚀情况。检查程控部分是否工作正常。有无完备的排凝设施。声波吹灰器检查声波发生器声波导管的腐蚀情况，声波发生器工作是否正常。路等异常情况。检查配风配汽管线、阀门是否完好。激波吹灰器检查激波发生器和发射器口的腐蚀、损坏情况。检查控制部分是否完好正常，有无受潮、锈蚀、接触不良、短路等异常情况。检查主发生器的燃气（如乙炔）控制阀等设备、管线、阀门是否工作正常，特别是燃气系统阀门有无泄漏。其他检查检查烟道、风道挡板及手动或电动调节机构是否腐蚀、卡涩或动作不灵。检查炉体、烟囱钢结构和附属管线的保温、油漆及腐蚀、损坏情况。检查看火门、防爆门等的完好状况。检查灭火蒸汽线是否畅通，避雷针和接地线是否可靠。检查加热炉氧含量分析仪（包括探头、热电偶、负压表（包括探头）计算机控制系统。检修质量标准炉管、弯管更换标准在用炉管和急弯弯管经外观检查、测厚或金相检查等后，有以下情况之一的应更换：鼓包、严重裂纹或网状裂纹；卧置炉管相邻两支架间的弯曲度大于炉管外径的2倍；炉管由于严重腐蚀、爆皮，管壁厚度小于计算允许值；5%；20.8mm；3mm；金相组织有晶界氧化、严重球化、脱碳及晶界裂纹等缺陷。在用回弯头经检查有以下情况之一时应更换：由于严重腐蚀、爆皮，回弯头壁厚小于计算允许值的；支耳开裂，无法承载的；回弯头、堵头密封圆锥面有腐蚀深坑，直径大于2mm0.4mm的。因加工高硫、高酸原油而需对炉管材质升级的，应更换炉管、急弯弯管、回弯头。升级后的炉管材质不应低于SH/T荐的材质。炉管管内清焦及管外清垢时，应符合以下要求：清焦过程中，不得损伤炉管及回弯头。裂纹、坑疤。清扫炉管表面灰垢时，不得损伤炉管、衬里和炉墙。3.3.2.4清除灰垢后，外观检查炉管表面，应基本无积灰、结垢现象。回弯头的拆装200~150上60%。SH/T《石油化工管式炉炉管胀接工程技术条件SH/T3127《石油化工管式炉铬钼钢焊接回弯头技术标准》等相关标准、规范的质量、检验要求进行抽验。壁割穿，以免损伤回弯头胀接孔内表面。安装时，应在堵头密封面及顶丝丝扣上均匀涂抹机油调制的石墨粉。炉管与回弯头的胀接胀接前必须对炉管和回弯头进行选配，使硬度值和间隙值相配。胀接处硬度：碳钢管管端应低于HB170，铬钼钢管管端应低于HB210；回弯头胀口处硬度应比炉管管端硬度高HB30~HB4080~100mm。102mm102mm1.5~2mm。0.2mm。0.2mm。150mm凹痕、裂纹及纵向刻痕等缺陷，但打磨减薄量应小于0.2mm150mm范围内的内表面也应清理。并包好，以防锈蚀。管端内表面经清理后，亦应采取防护措施。清理后立即开始胀接。5禁油类、水、灰尘等进入胀口。每组炉管管端应齐平，长短相差不得超过。管端应伸出胀口6~8mm长度。胀接时，在胀管器的胀杆及炉管管端200mm得渗入管端与胀口的间隙中。11.5mm或小于此值时，胀大值应相应加大或缩小。表1 炉管内径胀大值参照表 mm管壁厚度管壁厚度5~6.56.6~10.010.1~12.712.8~14.5内径胀大值3.0~3.53.3~4.24.0~4.54.2~4.815°；翻边与胀接应同时进行，不得过胀。壁光洁平滑。卸时的标记对号上堵头，并上紧顶紧螺丝。炉管与急弯弯管、回弯头，炉管与炉管的焊接58m/s2m/s90%。SH铬钼钢炉管焊接技术条件》和SH3506《管式炉安装工程施工及验收规范》的规定。对铬钼钢炉管及管件的焊接，若因施工条件限制难以进行焊后热处理，且炉管壁温425℃时，经设计单位或主管部门书面同意，可选用高铬镍以上）奥氏体SH的要求进行预热，焊后可不做热处理。法加工。炉管焊接应根据钢种、焊材和焊接工艺编写焊接工艺规程。焊接工作必须按焊按工20mm洗干净，并用砂轮打磨直至露出金属光泽。焊在1802mm，并保证规定的对口间隙。炉管与炉管、急弯弯管或回弯头的对接焊口不应有过大的内错口。炉管外径小于或等于102mm时，错口不得大于0.5mm；炉管外径大于102mm时，错口不得大于1mm.度和方法应符合SH3085《石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊技术条件》的规定。焊后热处理需要进行焊后热处理的焊口焊完后，应立即进行焊后热处理，否则应采取后热、缓冷等措施。焊后热处理的参数应符合SH条件》的规定。热处理后，应对焊缝、热影响区及附近母材抽检表面布氏硬度，抽检数量应不少于10%。所测焊缝及热影响区的硬度值应小于母材的125%要求，否则，必须重新进行热处理并做硬度测试：12CrMo、15CrMo、1.25Cr-0.5Mo HB≤2251Cr2Mo、2.25Cr-1Mo、1Cr5Mo、1Cr9Mo HB≤24110%超声波检测及渗透或磁粉检测，以无裂纹为合格。焊接后的焊缝应进行外观检查，其表面质量应符合以下要求：外观尺寸应符合设计文件或相关规范的要求，焊缝与母村应圆滑过渡。焊缝和热影响区表面不应用裂纹、气孔、弧坑和肉眼可见的夹渣等缺陷。焊缝表面的咬边深度不得大于0.5mm的10%。否则，应进行修磨或补焊，使之平滑过渡。经修磨部位的炉管壁厚不应小于设计要求的厚度。对接焊缝应进行100%20%JB4730II级，超声检测合格等级I级。不能用射线或超声检测的角焊缝，可采用磁粉或渗透检测方法检查缺陷。不合格的焊缝必须进行返修，同一部位的焊接返修次数不宜超过两次。经过两次焊应重新进行热处理并做硬度测试。炉管的安装炉管安装前应详细检查管板、管架和定位管的安装位置是否符合设计要求。炉管预制件在运输和吊装过程中，应有预防变形的回固措施。炉管安装或焊接前，应将管内、外壁清扫干净。折流砖。立管上端采用炉外支撑时，每根炉管的两个支耳应水平地支撑在吊管梁上。若立管位孔内，不得强制插入。炉管在长度方向上应能自由膨胀。应能向上自由膨胀。12mm。燃烧器的检修。燃烧器主要部件的轴线应同心或互相平行，轴线偏差不大于2mm，燃烧器轴线与火药味道砖轴线的偏差不大于。泄漏。喷嘴砖砌筑时必须磨砖对缝，砖缝不得大于2mm。一、二次风门等调节机构应牢固可靠，开闭灵活。强制通风风道应严密无泄漏。油枪应进行冷态试验。耐火砖、耐火衬里的检修施工前的准备：5季应有防雨及排水措施。施工所用的容器和工具应清洗干净，防止有害杂质混入集料中。各种管架、套管及其他金属构件（锚固件除外）埋在炉