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1、 浮头式换热器检修施工方案 装置名称:炼油厂二套常减压装置 设备名称:原油-二级减二线()换热器 设备位号:E2118B工作令号:D05-150680 编 制: 审 核: 会 签: 审 批: 二一五年 九月 二十日目 录一、 项目名称、概况 二、 检修内容 三、 施工验收标准、质量管理程序文件 四、 施工组织及HSE、质量控制体系五、 主要施工工器具六、 施工方法和步骤七、 关键质量控制点及质量验收指标 八、 人员配备及相关资质要求九、 检验仪器设备清单十、 HSE措施和注意事项 十一、 施工网络进度、施工平面图十二、 备品备件表十三、 检修施工危害分析记录表十四、 检修施工作业环境因素表十五
2、、 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()换热器 (2)设备位号:E2118B(3)设备型号:浮头式换热器 (4)设备参数:壳 程管 程设计压力 MPa44设计温度 260289最高工作压力 MPa2.71.59最高/最低工作温度 227/240269/236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 mmDN1200材 质壳程筒体16MnR管程筒体16 Mn锻管 板换热管10(渗铝)换热管规格 mm19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
3、腐蚀裕度 mm5保温厚度 mm80容器类别规 范GB150-1998/GB151-19992、概况E2118B原油-二级减二线()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、
4、系统气密。三、 施工验收标准、质量管理程序文件1、 TSG R0004-2009 固定式压力容器安全技术监察规程2、 GB 150.1150.4-2011 压力容器3、 GB 151-1999 管壳式换热器4、 SHS 01009-2004 管壳式换热器维护检修规程5、 SHS 01004-2004 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、 SH 3501-2011 石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范8、 GB 50235-2010 工业金属管道工程施工及验收规范9、 SH/T 3536-2011 化工工程建设起重施工规范10、 S
5、H 3505-1999 石油化工施工安全技术规程11、 Q/YPMC-M01-2012 质量手册12、 Q/YPMC-QP0133-2012 所有相关程序文件和管理制度四、 施工组织及HSE、质量控制体系1、 施工组织 项目总负责人:彭新新安全负责人:张冬生施工负责人:吊装负责人:陈俊秋技术负责人:张国方2、 质量保证体系 项目总负责人:彭新新施工技术负责人:张国方质量负责人:钱八秋材料质检员:林发检修质检员:涂承林焊接质检员:万剑防腐保温质检员:游世龙 3、 HSE管理体系 HSE管理体系总负责人:彭新新安全负责人:张冬生现场专职安全员:张冬生施工负责人:全体施工人员五、 主要施工器具及材料
6、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。六、 施工方法和步骤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
7、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23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
8、个清洗检查,必要时应进行无损检测。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
9、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。 A1、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。A2、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
10、面无泄漏。A2、更换垫片尺寸规格与材质正确C3、更换紧固件尺寸规格与材质正确C4、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SHS 01009-2004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
11、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35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3
12、0HB。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80100mm; 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; 管子两端应伸出管板,其长度为41mm; 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; 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。八、 人员配备及相关资质要求序号人力资源配备数量(人)资质要求备 注1.吊车司机1持证上岗2.平板车司机1持证上岗3.叉车司机1持证上岗4.起重工3持证上岗5.电焊工1持证上岗6.气焊工7.铆工48.钳工9.白铁工