E2118B浮头式换热器检修施工方案要点Word文件下载.docx
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十四、检修施工作业环境因素表
十五、应急措施
一、项目名称、概况
1、设备简介
（1）设备名称：
原油-二级减二线（Ⅱ）换热器
（2）设备位号：
（3）设备型号：
浮头式换热器
（4）设备参数：
壳程
管程
设计压力MPa
4
设计温度℃
260
289
最高工作压力MPa
2.7
1.59
最高/最低工作温度℃
227/240
269/236
水压试验压力（由甲方提供）MPa
气密性试验压力MPa
/
介质
原油
二级、减二线
外形尺寸mm
DN1200
材质
壳程筒体
16MnR
管程筒体
16Mn锻
管板
换热管
10（渗铝）
换热管规格mm
φ19
管子与管板连接形式
强度焊+贴胀
重量Kg
总重
11337
管束
6758
外头盖
503
浮头盖
310
管箱
841
腐蚀裕度mm
5
保温厚度mm
80
容器类别
Ⅱ
规范
GB150-1998/GB151-1999
2、概况
E2118B原油-二级减二线（Ⅱ）换热器是炼油厂二常装置的一台浮头式换热设备，装置经过一个生产周期的运行后计划于今年10月份进行停车消缺，进行相应抽芯检修及配合容检等。
二、检修内容
1、拆装换热器保温层。
2、拆装设备进出口管道。
3、管箱、外头盖、浮头盖拆装。
4、换热器抽芯。
5、管束抽芯、配合清理容检。
6、检查、修理管箱、浮头盖、外头盖及内附件、接管及其法兰密封面，并更换全部垫片。
7、壳程、管程试压消漏3遍。
8、更换部分紧固件附件复位。
9、壳体保温修补及防腐。
10、设备与管线连接、系统气密。
三、施工验收标准、质量管理程序文件
1、TSGR0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》
2、GB150.1～150.4-2011《压力容器》
3、GB151-1999《管壳式换热器》
4、SHS01009-2004《管壳式换热器维护检修规程》
5、SHS01004-2004《压力容器维护检修规程》
6、SH/T3542-2007《石油化工静设备安装工程施工技术规程》
7、SH3501-2011《石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》
8、GB50235-2010《工业金属管道工程施工及验收规范》
9、SH/T3536-2011《化工工程建设起重施工规范》
10、SH3505-1999《石油化工施工安全技术规程》
11、Q/YPMC-M01-2012《质量手册》
12、Q/YPMC-QP01～33-2012所有相关程序文件和管理制度
1、施工组织
2、质量保证体系
3、HSE管理体系
五、主要施工器具及材料
1、130吨吊车一台。
2、抽芯机一台。
3、电动空压机一台。
4、试压泵一台。
5、电焊机一台。
6、手动葫芦若干。
7、千斤顶二台。
8、搬手若干。
9、风动搬手一台。
10、液压搬手一台。
11、道木若干。
钢丝绳、索具卸扣若干。
1、打开倒淋和放空，确认无残液。
2、拆除与该设备相连的所有管线及伴热管线，并加装盲板，使设备符合施工条件。
3、搭设脚手架，拆卸外头盖、管箱。
4、拆除保温。
5、拆外头盖、管箱、浮头盖。
6、换热器抽芯。
抽芯要求如下：
抽芯时必须保证壳体不得产生位移，浮头一侧的壳体须用钢丝绳、葫芦固定在立柱上。
拉紧方向与抽芯方向相反；
抽芯前先用千斤顶在浮头端面上顶动管束。
顶时要在千斤顶与浮头端面加枕木，以免对管束胀口产生附加应力；
在用卷扬机抽芯时，卷扬机着力点应位于管束中心位置。
并当抽出约2～3米时，即用吊车吊住管束缓慢抽出；
吊绳与管束管板的外端面间应加以保护，各密封面严防嗑碰划伤；
当管束抽出约2/3时，先用枕木垫实管束已抽出端，然后固定吊点；
用吊车吊住管束，然后慢慢抽出芯子，并安放在指定地点。
7、清理管束、壳体。
检查清扫壳体内积垢，清理各密封面，检查密封面、密封垫；
同时检查设备各部位有无腐蚀、裂纹、等缺陷，必要时采用表面检测及涡流检测抽查，并加以消除；
检查防腐层有无老化、脱落；
检查紧固件的损伤情况。
对高压螺栓、螺母应逐个清洗检查，必要时应进行无损检测。
⑤管束运出由第三方高压射流清洗。
8、管束复位。
管束固定管板侧换垫复位，复位过程与抽出过程相反。
9、安装试压圈，壳程接管加盲板。
10、壳程试压。
壳程充水，检查管束是否泄漏，如有泄漏，则泄压后，按要求堵管或补焊，堵管数不得超过每程管数的10%，保压30分钟，以无泄漏为合格。
11、壳程试压合格后，泄压，拆除试压圈及壳程盲板（所有试验压力均由甲方提供）。
12、清理密封面，安装浮头盖、管箱、平盖、壳程接管复位，同时更换所有垫片。
13、管程接管加盲板。
14、管程试压。
管程水压试验，检查浮头盖及管箱安装质量，保压30分钟，以无泄漏为合格。
如有泄漏，视情况把紧或重新安装。
15、试压合格后，泄压，拆除管程接管盲板，管程接管换垫复位。
16、安装外头盖，进行二次壳程试压。
检查外头盖安装质量。
17、试压合格后，泄压，拆除各试压盲板，双方验收合格后，各接管复位。
18、系统气密保镖。
19、设备法兰螺柱热把紧。
20、设备保温修补及防腐，拆除脚手架。
21、清理检修现场。
22、做好检修记录，整理好竣资料。
七、关键质量控制点及质量验收指标
1、关键质量控制点
序号
关键质量控制点
控制内容
验收级别
1、
壳程试压
消漏后管头无泄漏。
A
密封面修复、壳程试压
密封面尺寸和粗糙度达到要求、壳程密封面无泄漏。
2、
密封面修复、管程试压
密封面尺寸和粗糙度达到要求、管程密封面无泄漏。
更换垫片
尺寸规格与材质正确
C
3、
更换紧固件
4、
更换的部件
符合图纸及相关标准要求，保证管箱装配无障碍，满足强度和密封要求。
B
注：
A级：
由用户方牵头，检修单位技术负责人、质检员参与的验收，属交付共检验收。
B级：
由检修单位项目负责人、技术员组织验收，属交付前验收。
C级：
由检修单位项目组长、质检员组织验收，属自检验收。
2、质量验收指标
（1）执行SHS01009-2004《管壳式换热器维护检修规程》。
（2）管束内、外表面结垢应清理干净。
（3）管箱、浮头盖有隔板时，其垫片应整体加工，不得有影响密封的缺陷。
（4）试压时压力缓慢上升至规定压力，保压30分钟；
详细检查设备无变形、无渗漏、无异常响声为合格。
（5）管束堵漏，在同一管程内，堵管数一般不超过其总数的10%。
在工艺指标允许范围内，可以适当增加堵管数。
（6）管堵头应符合下列要求：
管堵塞头的硬度应低于或等于管子的硬度；
管堵头的锥度在3～5度之间。
（7）管束如需更换换热管，则将管束运回检安公司，相应要求如下。
换热管应符合图纸和相关标准的规定，具有材料质量证明书；
管子表面应无裂纹、折叠、重皮等缺陷；
管子需拼接时，同一根换热管最多只准一道焊口。
最短管长不得小于300mm，对口错边量应不超过管壁厚的15%，且不大于0.5mm；
管子与管板采用胀接时应检验管子的硬度，一般要求管子硬度比管板硬度低30HB。
管子硬度高于或接近管板硬度时，应将管子两端进行退火处理，退火长度比管板厚度长80～100mm；
管子两端和管板孔应干净，无油脂等污物，并不得有贯通的纵向或螺旋状刻痕等影响胀接紧密性的缺陷；
⑥管子两端应伸出管板，其长度为4±
1mm；
⑦管子与管板的胀接宜采用液压胀。
每个胀口重胀不得超过两次；
⑧管子与管板采用焊接时，管子的切口表面应平整，无毛刺、凹凸、裂纹、夹层等，且焊接处不得有熔渣、氧化铁、油垢等影响焊接质量的杂物。
（8）新更换的垫片、紧固件应符合图纸和相关标准要求，具有材质合格证。
（9）壳体整体更换的部件应符合GB151-1999《管壳式换热器》和设计图纸的要求；
与旧管束尺寸相配。
（10）管箱、浮头盖、壳体、外头盖修补按《压力容器安装、维修、改造施工方案》的格式另行编制施工方案。
（11）吊装作业按《设备吊装施工方案》的格式另行编制吊装施工方案。
人力资源配备
数量（人）
资质要求
备注
1.
吊车司机
1
持证上岗
2.
平板车司机
3.
叉车司机
4.
起重工
3
5.
电焊工
6.
气焊工
7.
铆工
8.
钳工
9.
白铁工
2
10.
架子工
11.
技术员
12.
安全员
13.
质检员
14.
施工负责人
名称
备注
钢角尺
√
钢直尺
超声波测厚仪
压力表
渗透探伤剂
十、HSE措施和注意事项
1、进入现场前，必须办理设备交出手续。
2、施工前设备需彻底置换干净，与设备相关管线应加装盲板。
3、打开倒淋和放空，确认无残液。
4、脚手架搭设必须牢固可靠，验收合格后方可进行使用。
5、现场动火必须办理动火证,并有专人监护及应急措施。
6、电焊机等设备要有防潮、防雨措施。
7、检修现场交叉作业时必须做好隔离与防护。
8、施工人员必须按规定着装，及时佩戴安全帽等个人防护用品、登高作业须使用安全带。
9、在换热器管束抽芯、装芯、运输和吊装作业中，不得用裸露的钢丝绳直接捆绑。
移动和起吊管束时，应将管束装置在专用的支承结构上，以避免损伤换热管。
10、抽芯作业时按照施工方法6的要求一次进行，发现异常及时停止。
11、设备试压时，与试压无关人员不得靠近现场。
12、吊装作业应执行施工方案；
指挥者、司机及司索人员应各司其职，相应特种作业人员持证上岗，指挥人员有相应标识。
管束吊装时必须用柔性扁平吊带，并做好防尖角措施。
13、吊装现场，必须及时拉设安全警示区，并派专人监控；
避免在吊装及高空作业下方危险区域内发生事故。
14、6级以上大风严禁吊装作业；
起重机械不得超负荷运行。
15、吊装作业要严格执行SH/T3536—2011《石油化工工程起重施工规范》。
16、严格执行TSGR0004-2009《
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