石油化工设备维护检修规程
第一册
通用设备
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 录
1、石油化工设备润滑管理制度
（SHS 01002—2004）…………………………………………（3） 2、压力容器维护检修规程
（SHS 01004—2004）…………………………………………（17） 3、工业管道维护检修规程
（SHS 01005—2004）…………………………………………（30） 4、管式加热炉维护检修规程
（SHS 01006—2004）…………………………………………（47） 5、塔类设备维护检修规程
（SHS 01007—2004）…………………………………………（59） 6、管壳式换热器维护检修规程
（SHS 01009—2004）…………………………………………（68） 7、空气冷却器维护检修规程
（SHS 01010—2004）…………………………………………（76） 8、常压立式圆筒钢制焊接储罐维护检修规程
（SHS 01012—2004）…………………………………………（80） 9、离心泵维护检修规程
（SHS 01013—2004）…………………………………………（101） 10、电动往复泵维护检修规程
（SHS 01015—2004）…………………………………………（109） 11、齿轮泵维护检修规程
（SHS 01017—2004）…………………………………………（116） 12、离心式风机维护检修规程
（SHS 01022—2004）…………………………………………（123） 13、轴流式风机维护检修规程
（SHS 01023—2004）…………………………………………（130） 14、罗茨鼓风机维护检修规程
（SHS 01024—2004）…………………………………………（139） 15、变速机维护检修规程
（SHS 01028—2004）…………………………………………（147） 16、设备及管道保温、保冷维护检修规程
（SHS 01032—2004）…………………………………………（160）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1、石油化工设备润滑管理制度
SHS 01002-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目次
1 总则 ………………………………………………………（5） 2 设备润滑管理职责 ………………………………………（5） 3 油品的贮存与保管 ………………………………………（6） 4 油品的发放 ………………………………………………（6） 5 润滑用具的管理与使用 …………………………………（6） 6 润滑油品的使用 …………………………………………（7） 7 设备润滑加油（脂）标准 ………………………………（7） 8 废油品回收 ………………………………………………（8） 附录A 设备润滑用油的选择（补充件） ……………………（9） 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）……（15）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 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，降低动力消耗，延长设备使用寿命，保证设备安、稳、长、满、优运行、特制定本制度。 1.2 本制度包括设备润滑管理职责，油品的贮存与保管、油品的发放，润滑用具的管理与使用，润滑油品的代用，设备润滑油（脂）标准和废油品的回收。 1.3 本制度适用于石油化工设备润滑管理。
2 设备润滑管理职责
2.1 机动部门的职责
2.1.1 在设备副经理、副厂长（副总工程师）统一领导下，机动处（科）长负责全厂的设备润滑管理工作，并配备专职人员负责日常业务工作。
2.1.2 负责编制设备润滑手册，组织制定全厂设备润滑管理制度、润滑“五定”（定点、定时、定质、定量、定人）指示表和润滑油（脂）消耗定额。五定指示表见附录B（参考件）。
2.1.3 负责监督全厂润滑油品的计划选购和贮存、保管、发放、使用及润滑用具的管理工作，并组织定期检查，发现问题及时研究解决。
2.1.4 负责组织交流、推广先进润滑技术、润滑管理经验和组织操作人员学习润滑知识，做到合理用油，节约用油，不断提高设备润滑管理水平。
2.1.5 协同有关部门采取有效措施，认真做好不合格油品的再生处理及质量检验鉴定工作。
2.2 供应部门的职责
2.2.1 负责编制年度用油、购油计划，并组织采购订货。 2.2.2 以合格证为依据，认真做好新油品的入库检验工作。 2.2.3 负责润滑油品和润滑用具的保管和发放工作。
2.2.4 负责对库存油品按规定时间提出质量鉴定委托，并保存好化验分析单及有关资料。
2.2.5 负责组织废油品回收和再生工作。 2.3 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。 2.4 车间的职责
2.4.1 车间设备主任对全车间的设备润滑工作负责，设备员负责本单位设备润滑的日常管理工作。
2.4.2 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。 2.4.3 负责制定本单位的润滑油品消耗定额，按时提出年、季、月润滑油品的使用计划。
2.4.4 认真填写设备润滑档案和“五定”，负责提出有关润滑油方面的改造措施和革新方案，经机动部门审核后组织落实。
2.4.5 严格执行“三级过滤”和润滑“五定”，负责本单位润滑油品及用具的管理和使用，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。 2.4.6 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。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2.4.7 负责本单位不合格油品的回收工作。 2.5 操作员的职责
2.5.1 严格执行设备润滑管理制度。做到“三级过滤”和润滑“五定”。
2.5.2 维护好润滑用具，严格做到专油专具，定期清扫，并纳入交内容。 2.5.3 认真做好换油记录，做到无油不启动、低油位不开车。
2.5.4 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。 2.5.5 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。
2.5.6 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。 2.5.7 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。 2.5.8 认真做好废油回收工作。
3 油品的贮存与保管
3.1 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。 3.2 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。
3.3 贮油罐应定期清洁。大贮油罐每年清洗一次，或放空后立即清洗；小罐随空随洗。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。
3.4 装有油品的容器应按种类规格分组、分层存放。层间应用木板隔开，每组要有油品标签，注明油品名称、牌号、入库时间及质量鉴定时间，不允许混放。
3.5 入库油品必须有合格证，库存3个月以上或倒罐时应检验，不合格油品应及时进行处理，下到再次检验合格为止。
3.6 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。 3.7 贮油罐应定期排污、排水。 3.8 容器换装不同种类、不同牌号的油品时，必须按规定彻底冲洗干净，经检验合格后，方可改装别的油品。
3.9 贮存汽缸油或其他高粘度油菜花的容器或库房，应视具体情况，设置加热设备，以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。 3.10 润滑油品的保管，应备有如下资料： a. 各类润滑油品质量指标。 b. 设备润滑管理制度。
c. 全厂设备润滑用油统一规定。 d. 设备润滑油品消耗定额。
e. 油品合格证及化验分析报告单。
4. 油品的发放
4.1 各单位必须严格执行《设备润滑管理制度》及有关规定，做到按计划发油，按需要领油，按规定用油，杜绝滥用多领。
4.2 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。发油时要将领油单据与油品标签核对，确认无误后方可发放，并坚持存放发旧的原则。不合格油品不准发放。
4.3 发油人员及领油人员应严格执行有关安全规定，拧开或旋紧盛油容器盖时，应用专用扳手等工具，严禁用其他铁器敲打。
4.4 发油人员如发现领油器具标记不清或盛油器具不合格时，应劝说对方予以改正，否则可拒绝发油。
5．润滑用具的管理与使用
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5.1 润滑用具要按统一的规格、标准进行购置或制做，并按岗位需要进行发放。基本用具有：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、油脂等。
5.2 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、固定式油桶（箱）每3个月清扫一次；其余各用具每周清洗一次；用具各部的过滤网要班班检查，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。 5.3 三级过滤见图1。 油 壶 注油点 油壶滤网 固 设备上滤网 定 过滤漏斗 润滑点 固定油桶 油领桶 滤网 提油桶滤网 提油桶 油 轴承箱大 齿轮箱 桶 （一级） 抽油器 压力润滑 润滑点 滤网 油 箱
5.4 三级过滤所用滤网要符合下列规定。
5.4.1 汽缸油或其他粘度相近的油品所用滤网：一级40目；二级60目；三级80目。 5.4.2 液压油、透平油、冷冻机油、空气压缩机油、全损耗系统用油、车用机油或其他粘度相近的油品所用滤网：一级60目；二级80目；三级100目。 5.4.3 如有特殊要求，应按特殊规定执行。
6. 润滑油品的使用
6.1 设备必须按规定要求用油，不得任意滥用和混用，不合格油品不准使用。设备润滑用油见附录A（补充件）或设备说明书。常用润滑油新旧名称（牌号）对照见附录C（参考件）。
6.2 因操作条件改变或规定油品缺乏，需变更油品时，应报机动部门及主管领导审批，各用油单位不得随意更改。
6.3 润滑油品代用必须符合同等质量或以优代劣的原则，规定油品得到供应后应停止代用。
6.4 如需要更换不同型号的润滑油品或油品检验不合格需要更换时，应先将原油品清除干净，然后再加入新油品。 6.5 新安装设备第一次（跑合期）投入运转的一般设备，应在15~30天内更换一次新油；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。
6.6 具有润滑油系统的大型机组检修后，润滑油循环一定时间，经检验合格，方可试车或投入运行。
6.7 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次，不合格应及时处理。推荐使用具有脱水、脱气的在线净油装置。润滑油的检验报告要妥善保管，以备查询。
7. 设备润滑加油（脂）标准
7.1 油润滑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
加油以刻度线为准。无刻度线时应符合如下规定。 7.1.1 循环润滑
正常运行时油箱油位应保持在2/3以上。 7.1.2 油环带油润滑
7.1.2.1 油环内径 D=25~40mm时，油位高度应浸没油环D/4。 7.1.2.2 油环内径 D=45~60mm时，油位高度应浸没油环D/5。 7.1.2.3 油环内径 D=70~130mm时，油位高度应浸没油环D/6。 7.1.3 浸油润滑
7.1.3.1 滚动轴承的浸油润滑
a. 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。 b. n =1500~3000r/min时，油位在轴承最下部滚动体中心以下，但不得浸没滚动体下缘。
c. n <1500r/min时，油位在轴承最下部滚动体的上缘或浸没滚动体。 7.1.3.2 变速机的浸油润滑
a. 圆柱齿轮变速机油面应浸没高齿轮副低速齿轮齿高的2~3倍。 b. 圆锥齿轮变速机油面应浸没其中一个齿轮的全齿宽。
c. 蜗轮蜗杆减速机油面应浸没螺轮齿高的2~3倍，或蜗杆的一个齿高。 7.1.4 强制润滑
应按有关技术要求或实际标准确定。 7.2 脂润滑
7.2.1 n >3000r/min时，加脂量为轴承箱容积的1/3。 7.2.2 n <3000r/min时，加脂量为轴承箱容积的1/2。
8. 废油品回收
8.1 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。 8.2 各单位应根据自己的实际情况，制定出合理的废油品回收指标和有关管理制度，避免浪费。
8.3 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。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 A
设 备 润 滑 用 油 的 选 择
（补 充 件）
序号 设备名称 操作条件 n>1500 r/min n≤1500 r/min 脂润滑 油 泵 脂润滑 水 泵 各 种 情况下 饱 和 蒸 汽 润滑部位 轴 承 轴 承 轴 承 轴 承 齿 轮 联轴器 汽 缸 拉 杆 部 分 汽 缸 规定油品 名 称 通 用 液压油 通 用 液压油 钠 基 润滑油 钠 基 润滑油 中负荷工 业齿轮油 饱 和 汽缸油 饱 和 汽缸油 过 热 汽缸油 饱 和 汽缸油 汽油机油 锂 基 润滑脂 代用油品（I） 名 称 全损耗 系统用油 全损耗 系统用油 锂 基 润滑油 钙 基 润滑油 重负荷工 业齿轮油 过 热 汽缸油 饱 和 汽缸油 饱 和 汽缸油 饱 和 汽缸油 汽油机油 锂 基 润滑脂 代用油品（II） 名 称 优质汽 轮机油 汽轮机油 钠 基 润滑脂 钠 基 润滑油 中负荷工 业齿轮油 饱 和 汽缸油 空气压 缩机油 过 热 汽缸油 空气压 缩机油 汽油机油 钙 基 润滑脂 牌 号 L-AN 32 L-AN 46 ZN-2 ZG-2 N220 HG-24 HG-11 HG-38 HG-11 L-EQ B30 ZL-2 牌 号 L-HL 32 L-HL 46 ZL-2 ZG-2 220 1000 680 680 680 L-ESS30 ZL-3 牌 号 32 46 ZN-3 ZN-2 320 HG-11 LDAA-100 1500 L-DAA -320 L-ESD30 ZG-2 1 离心泵 2 蒸 汽 往复泵 过热蒸汽 拉 杆 部 分 减速机 轴 承 3 各 种 情况下 各 种 情况下 专业资料整理
WORD完美格式编辑
序号 4 5 设备名称 往复式 真空泵 SZ型 真空泵 汽轮机组 离心式 压缩机 操作条件 通 常 情况下 通 常 情况下 n>1500 r/min n≤1500 r/min 通 常 情况下 n>3000 r/min N=1500~ 2000r/min n<1500 r/min 润滑油 最终排压 3MPa以下 最终排压 3MPa以上 无十字头 压缩机 有十字头 压缩机 氨介质 氟里昂介质 润滑部位 汽缸、曲轴箱十字头 轴 承 轴承及 变速部分 轴承及 变速部分 轴 承 轴 承 轴 承 轴 承 轴 承 汽 缸 汽 缸 曲轴箱 曲轴箱 十字头 汽 缸 汽 缸 规定油品 名 称 空气压 缩机油 钙 基 润滑脂 汽轮机油 汽轮机油 汽轮机油 全损耗 系统用油 全损耗 系统用油 全损耗 系统用油 钙钠基 润滑油 空气压 缩机油 空气压 缩机油 代用油品（I） 名 称 空气压 缩机油 钠 基 润滑脂 优质防锈 汽轮机油 优质防锈 汽轮机油 汽轮机油 汽轮机油 汽轮机油 全损耗 系统用油 钙钠基 润滑油 空气压 缩机油 空气压 缩机油 代用油品（II） 名 称 汽油机油 钠 基 润滑脂 优质汽轮 机 油 优质汽轮 机 油 优质汽轮 机 油 饱 和 汽缸油 空气压 缩机油 过 热 汽缸油 空气压 缩机油 汽油机油 汽油机油 牌 号 L-DAA- 100 ZG-2 HU-20 HU-30 HU-20 L-AN 22 L-AN 46 L-AN 46 ZGN-2 L-DAA- 100 L-DA B150 牌 号 L-DAB -100 ZG-3 L-TSA32 L-TSA46 32 32 46 L-AN 68 ZGN-2 L-DA B100 L-DAB -220 牌 号 L-EQ B40 ZL-2 46 68 L-HL32 L-HL32 L-HL 46 L-HL 46 L-HL 46 L-EQ B40 L-EQ B40 6 7 8 风 机 9 往复式 压缩机 同汽缸用油 全损耗 系统用油 冷冻机油 冷冻机油 L-AN 68 N22 N32 通用 液压油 冷冻机油 冷冻机油 L-HL 68 L-DRA32 L-DRA46 汽轮机油 冷冻机油 68 L-DRA46 专业资料整理
WORD完美格式编辑
序号 设备名称 螺 杆 压缩机 膨胀机 操作条件 通 常 情况下 通 常 情况下 润滑部位 汽 缸 曲轴箱 曲轴箱 齿轮轴承 规定油品 名 称 冷冻机油 汽油机油 汽油机油 全损耗 系统用油 汽油机油 全损耗 系统用油 钠基润滑油 全损耗 系统用油 全损耗 系统用油 锂基润滑脂 代用油品（I） 名 称 汽油机油 汽油机油 通 用 液压油 汽油机油 通用液压油 锂基润滑脂 通用液压油 通用液压油 锂基润滑脂 代用油品（II） 名 称 汽油机油 汽油机油 汽油机油 通用液压油 优质防锈 汽轮机油 钠基润滑脂 汽轮机油 汽轮机油 锂基润滑脂 牌 号 N22 L-EQB30 L-EQB30 L-AN46 L-EQ B30 L-AN46 ZN-2 L-AN32 L-AN46 ZL-2 牌 号 L-ESC40 L-ESC40 L-HL46 L-ESC30 L-HL46 ZL-2 L-HL32 L-HL32 ZL-3 牌 号 L-ESD30 L-ESD30 L-ESD30 L-AN 100 L-TSA46 ZN-3 32 46 ZL-1 10 11 稀油润滑 12 减速机 蜗轮、蜗杆、轴承 轴承针齿 销与套、销 轴与销磁 轴承 轴承 轴承 轴承 减速机 脂润滑 稀油润滑 n<1500 r/min n<1500 r/min 脂润滑 13 电 机 按一般减速机 钙基润滑脂 饱和汽缸油 ZG-2 HG-11 钙基润滑脂 饱和汽缸油 ZG-1 680 全损耗 系统用油 汽油机油 L-AN46 L-EQB40 14 套 管 结晶管 通 常 情况下 轴 承 链 条 专业资料整理
WORD完美格式编辑
序号 设备名称 高 压 柱塞泵 操作条件 通 常 情况下 润滑部位 减速机 曲轴箱 喷 雾 润滑器 风动马达 规定油品 名 称 牌 号 代用油品（I） 名 称 牌 号 代用油品（II） 名 称 牌 号 按减速机 汽油机油 汽轮机油 汽油机油 汽轮机油 汽轮机油 钙钠基 润滑脂 汽油机油 L-EQ B30 HU-20 L-EQB30 HU-20 HU-20 ZGN-2 L-EQB30 汽油机油 防 锈 汽轮机 汽油机油 防锈汽轮机 防锈汽轮机 钙钠基 润滑脂 L-EQ B40 L-TSA32 L-ESC30 L-TSA32 L-TSA32 ZGN-3 L-ES C30冬 全损耗 系统用油 通用液压油 汽油机油 汽轮机油 汽轮机油 钙钠基 润滑脂 汽油机油 L-AN 100 L-HI32 L-AN68 46 46 ZGN-1 L-ESD30 15 16 滑 阀 通 常 情况下 减速箱 定位器、阀位变送器 阀 杆 17 转鼓真空 过滤机 通 常 情况下 轴承、分配头 减速机 曲轴箱 汽 缸 开式齿轮 汽油机油 按 减 速 机 同一般往复式压缩机 蒸馏水加7%~8%润滑脂 石墨钙基 润滑脂 钙钠基 润滑脂 液压油 ZG-S ZGN-2 L-HM68 蒸馏水 钙钠基 润滑脂 钙钠基 润滑脂 液压油 ZGN-2 ZGN-3 L-HM80 肥皂水溶液 液压油 L-HM46 18 氧压机 通 常 情况下 19 板 框 过滤机 丝杆、螺母、导向架 液压系统 专业资料整理
WORD完美格式编辑
序号 设备名称 操作条件 润滑部位 轴 承 规定油品 名 称 钙基润滑脂 全损耗 系统用油 钙基润滑脂 钙基润滑脂 全损耗 系统用油 液压油 汽油机油 中负荷工业 齿轮油 钠基润滑脂 钠基润滑脂 钙基润滑脂 汽车制动液 代用油品（I） 名 称 钙基润滑脂 液压油 钙基润滑脂 钙基润滑脂 液压油 液压油 汽油机油 代用油品（II） 名 称 钙基润滑脂 液压油 钙基润滑脂 钙基润滑脂 汽轮机油 液压油 汽油机油 中负荷工业 齿轮油 钠基润滑脂 钠基润滑脂 钙基润滑脂 牌 号 ZG-2 L-AN46 ZG-2 ZG-2 L-AN46 L-HL15 L-EQB30 N330 ZN-2 ZN-2 ZG-3 牌 号 ZG-3 L-HL46 ZG-3 ZG-3 L-HL46 L-HM15 L-ESC30 220 ZG-3 ZG-3 ZG-4 牌 号 ZG-4 L-HL68 ZG-4 ZG-4 46 L-HL22 L-ESD30 N320 ZL-2 ZL-2 ZG-2 20 皮 带 运输机 通 常 情况下 齿 轮 减速机 拉紧滑道 外露齿轮 变 速 箱部分 液压系统 汽缸部分 变速器 21 机 床 通 常 情况下 重负荷工业 齿轮油 钠基润滑脂 钠基润滑脂 钙基润滑脂 22 汽 车 通 常 情况下 轴 承 后轴箱 方向盘、 底盘轴承 刹车总成 注：（1）选择代用油品时，应首先采用第I种。
（2）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：
年 月 日
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2．压力容器维护检修规程
SHS 01004-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 ……………………………………………………………（19） 2 检修周期与内容 ………………………………………………（19） 3 检修与质量标准 ………………………………………………（19） 4 试验与验收 ……………………………………………………（26） 5 维护与故障处理 ………………………………………………（26）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了钢制压力容器的检修周期与内容、检修与质量标准、试验与验收、维护与故障处理等。
1.1.2 本规程适用于同时具备下列条件的压力容器：
1.1.2.1 最高工作压力大于等于0.1MPa（不含液体静压力）；
3
1.1.2.2 内直径（非圆形截面指其最大尺寸）大于等于0.15m，且容积大于等于0.025m； 1.1.2.3 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。 1.1.3 本规程不适用于下列压力容器： 1.1.3.1 超高压容器； 1.1.3.2 各类气瓶；
1.1.3.3 非金属材料制造的压力容器；
1.1.3.4 核压力容器、船舶和铁路机车上的附属压力容器等。 1.2 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 GB151-1999 钢制管壳式换热器 GB12337-1998 钢制球形储罐 JB 4730-94 压力容器无损检测 GB 567 爆破片与爆破片装置
SH/T 3096-2001 加工高含硫原油重点装置主要设备设计选材导则
2 检修周期与内容
2.1 检修周期
按照《压力容器安全技术监察规程》要求安排压力容器的外部检查及内外部检验，根据检验结果，结合装置检修确定检修周期，一般为3~6年。 2.2 检修内容
2.2.1 定期检验时确定返修的项目。 2.2.2 筒体、封头与对接焊缝。 2.2.3 接管与角焊缝。 2.2.4 内构件。
2.2.5 防腐层、保温层。 2.2.6 衬里层、堆焊层。
2.2.7 密封面、密封元件及紧固螺栓。 2.2.8 基础及地脚螺栓。
2.2.9 支承、支座及附属结构。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2.2.10 安全附件。
2.2.11 检修期间检查发现需要检修的其他项目。
3 检修与质量标准
3.1 检修前准备
3.1.1 备齐图纸和技术资料，必要时编写施工方案。 3.1.2 备齐机具、量具、材料和劳动保护用品。 3.1.3 施工现场符合有关安全规定。 3.2 检查内容
3.2.1 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。 3.2.2 根据腐蚀机理和使用状况检查压力容器本体、对接焊缝、接管角焊缝有无裂纹、变形、鼓包及泄漏等。对应力集中部位、汽液相交界处、变形部位、异钢种焊接部位、补焊区、工卡具焊迹、电弧损伤处应重点检查。 3.2.3 检查内外表面的腐蚀和机械损伤。 3.2.4 检查结构及几何尺寸是否符合要求。
3.2.5 检查壁厚是否减薄，厚度测定点的位置，一般选择下列部位： 3.2.5.1 液位经常波动部位； 3.2.5.2 易腐蚀、冲蚀部位；
3.2.5.3 制造成型时，壁厚减薄部位和使用中易产生变形的部位； 3.2.5.4 表面缺陷检查时，发现的可疑部位； 3.2.5.5 接管部位。
3.2.6 检查焊缝有无埋藏缺陷。 3.2.7 检查材质是否符合要求。 3.2.8 检查法兰密封面有无裂纹。
3.2.9 检查紧固螺栓的完好情况，对重复使用的螺栓应逐个清洗，检查其损伤情况，必要时进行表面无损检测。应重点检查螺纹及过渡部位有无环向裂纹。
3.2.10 检查支承或支座的损坏，大型容器的基础下沉、倾斜及开裂。 3.2.11 检查保温层、隔热层、衬里有无破损，堆焊层有无剥离。 3.2.12 检查安全附件是否灵敏、可靠。 3.2.13 各类压力容器重点检查部位及内容。 3.2.13.1 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、小浮头盖、接管及联接法兰等。重点检查以下部位：
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和出口；
b．容易产生坑蚀、缝隙腐蚀和应力腐蚀的管板和换热管管段；
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形弯头等；
d. 检查壳体应力集中处是否有裂纹； e. 检查换热管壁厚；
f. 检查接管及法兰密封面。 3.2.13.2 塔器、容器
重点检查以下部位：
a. 积有水分、湿气、腐蚀性气体或汽液相交界处； b. 物流“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）；
专业资料整理
WORD完美格式编辑
g. 破沫器、破沫网、分布器、涡流器和加热器等内件； h. 接管部位；
i. 检查金属衬里有无腐蚀、裂纹、局部鼓包或凹陷。 3.2.13.3 反应器
重点检查以下部位：
a. 检查反应在器对接焊缝、接管角焊缝、支持圈凸台有无裂纹; b. 检查法兰密封槽有无裂纹；
c. 检查冷壁反应器衬里有无脱落、孔洞、裂纹、麻点及疏松等； d. 检查热壁反应器堆焊层有无表面裂纹、层下裂纹及剥离； e. 检查重复使用的紧固螺栓有无裂纹；
f. 检查支撑梁、分配器泡罩及热电偶套管有无裂纹等； g. 检查其他内构件。 3.3 修理与质量标准 3.3.1 一般要求
3.3.1.1 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时，使用单位必须按设计规定制定有效的操作要求和防护措施，作业人员应该专业培训并持证操作，并经使用单位技术负责人批准。在实际操作时使用单位安全部门应派人进行现场监督。
3.3.1.2 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省级安全监察机构审查批准的单位。压力容器的重大修理或改造方案应经原设计单位或具备相应资格的设计单位同意并报施工所在地的地、市级安全监察机构审查备案。修理或改造单位应向使用单位提供修理或改造后的图样、施工质量证明文件等技术资料。压力容器经修理或改造后，必须保证其结构和强度满足安全使用要求。
3.3.1.3 采用焊接方法对压力容器进行修理或改造时，一般应采用挖补或更换，不应采用贴补方法，且应符合以下要求：
a. 压力容器的挖补、更换筒节及焊后热处理等技术要求，应参照相应制造技术规范，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；
b. 焊缝同一部位（指焊补的填充金属重叠的部位）的返修次数不宜超过2次。超过2次以上的返修，应经施工单位技术总负责人批准，并应将返修的次数、部位、返修后的无损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；
c. 缺陷清除后，一般均应进行表面无损检测，确认缺陷已完全消除。完成焊接工作后，应再做无损检测，确认修补部位符合质量要求；
d. 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；
e. 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（焊接电流、电弧电压、焊接速度、预热温度、层间温度、后热温度和保温时间、焊材牌号及规格、焊接位置等）和施焊者及其钢印等；
f. 要求焊后热处理的压力容器，应在热处理前焊接返修；如在热处理后进行焊接返修，返修后应再做热处理；
g. 压力试验后需返修的，返修部位必须按原要求经无损检测合格。主要受压元件返修深度大于1/2壁厚的压力容器，还应重新进行压力试验；
h. 有抗晶间腐蚀要求的奥氏体不锈钢制压力容器，返修部位应需保证原有抗晶间腐蚀性能；
i. 根据介质使用情况，制定焊补的焊接工艺时应考虑焊接前除氢处理，同时，焊接工艺应按制造要求进行。
j. 对球罐缺陷进行焊补应符合以下规定：
2
（1）对球壳表面缺陷进行焊补时，每处的焊补面积应在5000mm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积的5%。补焊后的表面应修磨平滑，修磨范围内的斜度至少为3:1，且高度不大于1.5mm。
（2）焊颖表面缺陷进行焊补时，焊补长度应大于50mm。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
专业资料整理
WORD完美格式编辑
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。若消除到球壳的2/3处还残留缺陷时，应在该状态下焊补，然后在其背面再次清除缺陷，进行焊补。焊补长度应大于50mm。
3.3.1.4 所用的材料及附件应具有质量证明书，并符合图样要求。
3.3.1.5 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：
a. 手工焊时风速大于10m/s； b. 气体保护焊时风速大于2m/s； c. 相对湿度大于90%; d. 雨、雪环境。
3.3.1.6 当焊件温度低于0℃时，应在施焊处100mm范围内预热到15℃左右。 3.3.1.7 压力容器的焊后热处理要求：
a. 压力容器及受压元件应按原设计要求进行焊后热处理；
b. 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体名义厚度的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）的6倍。靠近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；
c. 低合金高强度钢压力容器焊补时，必须预热。坡口大而深时，预热温度应高些。容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；
d. 低合金高强度钢压力容器焊补后或焊补过程因故停顿后，必须立即进行后热处理，以去除扩散氢。后热处理后缓冷；
e. 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； f. 低合金高强度钢压力容器的重要部位和主要焊缝焊补后，必须进行热处理以消除应力。如焊补部位有多处，宜采用整体热处理或局部采用环带热处理。热处理温度通常不高于原来的焊后消除应力处理温度。消除应力处理的温度为600~680℃。
g. 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≤200；铬钼钢不大于母材硬度的125%，且HB≤225；对于3Cr-1Mo-1/4V、2r-1Mo-1/4V，其硬度值不大于母材硬度的125%，且HB≤235。 3.3.1.8 筒体和封头更换主要控制以下项目：
a. 坡口几何形状和表面质量；
b. 塔器垂直度，筒体直线度，纵、环焊缝对口错边量和棱角度，同一断面的最大最小直径差；
c. 封头的拼接成型和主要尺寸偏差； d. 球壳板的尺寸偏差和表面质量； e. 筒体与封头的不等厚度对接连接。 3.3.1.9 压力容器局部挖补要求：
a. 形状一般为圆形或者方形圆角过渡，尽量减少应力集中； b. 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。 3.3.1.10 压力容器的组焊要求如下：
a. 不应采用十字焊缝。相邻两筒节间的纵缝和封头拼接焊缝与相邻筒节的纵缝应错开，其焊缝中心线之间的外圆弧长一般应大于筒体厚度的3倍，且不小于100mm；
b. 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学性能和焊接性能方面相似的材料，并用相适应的焊材及焊接工艺。临时吊耳和拉筋的垫板割除后留下的焊疤必须打磨平滑，并应进行渗透检测或磁粉检测，确保表面无裂纹等缺陷。打磨后的厚度不应小于该部位的设计厚度；
c. 更换筒节时，其A、B类焊接接头对口错边量b（见图1）应符合表1的规定。锻焊压力容器B类焊接接头对口错边量B应不大于对口处钢材厚度的1/8，且不大于5mm，符合钢板的对口错边量b（见图2）不大于复层厚度的5%，且不大于2mm。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
d. 在焊接接头环向形成的棱角度E，用弦长等于1/6的内径Di，且不小于300mm的内样板或外样板检查（见图3），其E值不得大于（δs/10+2）mm，且不大于5mm；
在焊接接头轴向形成的棱角度E（见图4），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。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
e. 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10mm，两板厚度差大于薄板厚度的30%，或超过5mm时，均应按图5的要求单面或双面削薄厚板边缘，或按同样要求采用堆焊方法将薄板边缘焊成斜面；
f. 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； g. 受压元件之间或受压元件与非元件组装成的定位焊，若保留成为焊缝金属的一部分，则应按受压元件的焊缝要求施焊。
3.3.1.11 压力容器焊缝的表面质量要求：
a. 形状、尺寸以及外观应符合技术标准和设计图样的规定；
b. 不得有裂纹、气孔、弧坑和肉眼可见的夹渣等缺陷； c. 焊缝与母材应圆滑过渡； d. 焊缝咬边应符合下列条件：
使用抗拉强度规定值下限大于等于540MPa的钢材及铬钼低合金钢材制造的压力容器、奥氏体不锈钢材、钛材和镍材制造的压力容器、低温压力容器、球形压力容器以及焊缝系统取1.0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%；
e. 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。 3.3.1.12 压力容器修理部位的无损检测要求：
a. 压力容器的无损检测按JB4730《压力容器无损检测》执行；
b. 在制造厂房施工的压力容器，对接接头无损检测比例按原图纸要求执行，在现场施
专业资料整理
WORD完美格式编辑
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；
c. 压力容器表面无损检测要求：
(1) 钢制压力容器的坡口表面、对接、角接和T形接头，符合本规程3.3.1.10条b款条件且使用材料抗拉强度规定值下限大于等于540MPa时，应按GB150、GB151、GB12337等标准的有关规定进行磁粉或渗透检测。检查结果不得有任何裂纹、成排气孔、分层，并应符合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。
(2) 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。
d. 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，才能进行无损检测。有延迟裂纹倾向的材料应在焊接完成24小时后进行无损检测；有再热裂纹倾向的材料应在热处理后再增加一次无损检测。 3.3.2 压力容器表面缺陷的修理 3.3.2.1 表面裂纹
对表面裂纹一律打磨消除，如裂纹消除后压力容器的实际壁厚不小于设计厚度、磨除深度不大于名义厚度的7%且不超过3mm，可不补焊。但为减少应力集中，要求磨削部位光滑，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。 3.3.2.2 腐蚀
对于分散的点腐蚀，如果腐蚀深度不超过壁厚（不含腐蚀裕量）的1/5，在直径为200mm的范围内，沿任一直径的点腐蚀长度之和不超过45cm和直径为200mm的范围内，沿任一直径的点腐蚀长度之和不超过50mm时，一般可不作处理；对于均匀性面腐蚀，如按剩余的平均壁厚（应扣除至下一次检验期的腐蚀量）校核强度合格，可不作处理；非均匀性面腐蚀，如按最小剩余壁厚（应扣除至下一次检验期的腐蚀量）校核强度合格，可不作处理。否则，应据具体情况作降压使用、焊补、更换或判废处理。如腐蚀严重、强度校核不合格者，难于修复或已达使用寿命者，应考虑予以报废。
3.3.2.3 机械损伤、电弧擦伤、弧坑、工卡具焊迹
在其周围未发现异常者，一般压力容器可不处理，有特殊要求压力容器且缺陷较严重者，应打磨消除。
3.3.3 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°时，需计算在板厚方向的投影长度，判断该缺陷的走向和位置，严重时应报废。在使用过程中产生的鼓包，应查明原因，并判断该缺陷的稳定情况，如果能查清起因并确定其不再扩展，可进行修理后使用；如果无法查清起因，或虽查明原因，但仍会继续扩展的应报废。 3.3.4 焊缝内部缺陷处理
3.3.4.1 单个圆形缺陷，在运行过程中未见开裂迹象，按JB4730评定，单个圆形缺陷的长径小于壁厚的1/2或9mm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范围内可不处理；对要求100%无损检测的压力容器，若圆形缺陷点数在表3范围内可不处理；超出范围的，要进行安全评定或返修。
表2 按规定只要求局部无损检测的压力容器（不包括低温容器） 评定区/(mm×mm) 实测厚度/mm 缺陷点数
t≤10 ≤12 10×10 10＜t ≤15 ≤18 15＜t ≤25 ≤27 10×20 25＜t ≤50 ≤36 50＜t ≤100 ≤45 10×30 t＞100 ≤54 表3 按规定要求100%无损检测的压力容器（不包括低温容器） 评定区/(mm×mm) 10×10 10×20 10×30 专业资料整理
WORD完美格式编辑
实测厚度/mm 缺陷点数 t≤10 ≤9 10＜t ≤15 ≤12 15＜t ≤25 ≤18 25＜t ≤50 ≤24 50＜t ≤100 ≤30 t＞100 ≤36 3.3.4.2 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（L）在表4规定的范围内，对一般压力容器，可不处理；对有特殊要求的压力容器，监护使用。
对于超出表4缺陷容许尺寸50%以内的缺陷，也可以通过声发射检测判断缺陷的活动性，如果发声射检测结果表明缺陷是不活动的，可以监控使用，否则要对缺陷进行处理或通过应力分析和缺陷安全评价，确定能否继续使用。
表4 非圆形缺陷与相应的处理意见 缺陷尺寸 处理意见 缺陷位置 一般压力容有特殊要求的未熔合 未焊透 条状夹渣 器 压力容器 球壳对接焊缝；圆筒H≤0.1t且H≤0.15tH≤0.2t且体纵焊缝以及与封H≤2mm L且H≤3mm H≤4mm 不处理 监护使用 头连接的环焊缝 ≤t L≤2t L≤3t H≤0.15tH≤0.2t且H≤0.25t圆筒体环焊缝 且H≤3mm H≤4mm 且H≤5mm 不处理 监护使用 L≤2t L≤4t L≤6t 3.3.4.3 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。
3.3.5 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。压力容器的接管采用螺纹联接的，其螺纹表面不得有裂纹、凹陷等缺陷。法兰不得强行联接。 3.3.6 压力容器密封垫片表面不得有径向划痕。金属垫片应进行研磨，并做印痕检查，印痕线应连续。用于250℃以上的非金属垫片两侧应涂防咬合剂。
3.3.7 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。
3.3.8 与受压元件焊接的保温钉、支持圈、垫板等更换时，应选用与受压元件相同或相近材料，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。 3.3.9 安全附件
3.3.9.1 安全附件应实行定期检修、校验制度。
3.3.9.2 安全阀按SHS 01030-2004《阀门维护检修规程》检修、校验。新安全阀在安装之前，应根据使用情况进行调试后，才准安装使用。
3.3.9.3 爆破片装置应符合《爆破片与爆破片装置》的要求，定期更换。
3.3.9.4 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；在刻度盘上应划出指示最高工作压力的红线，注明下次校验日期。压力表校验后应加铅封。 3.3.9.5 液面计除应符合有关规定外，并应符合下列要求；
a. 应根据压力容器的介质、最高工作压力和温度正确选用；
b. 液面计安装前应进行水压试验，试验压力对中低压容器用液面计为1.5倍最高工作压力，对高压容器用的液面计为1.25倍最高工作压力。
3.3.10 压力容器绝热和防腐层检修按SHS 01033-2004《设备及管道保温、保冷检修规程》、SHS 01034-2004《设备及管道涂层检修规程》进行。
4 试验与验收
4.1 试验
4.1.1 用焊接方法修理或更换主要受压元件的压力容器，经检验合格后应做耐压试验。对于介质毒性程度为极度、高度危害或设计上不允许有微量泄漏的压力容器，必须进行气密性试验。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
4.1.2 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。
4.1.3 耐压试验前，压力容器各连接部位的紧固螺栓必须装配齐全，紧固妥当。必须用两个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2.5级，中、高压的不应低于1.5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。
4.1.4 耐压试验场地应有可靠的安全防护措施，并应经单位技术负责人和安全部门检查认可。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。 4.1.5 液压试验的要求：
4.1.5.1 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，都可用作液压试验介质。一般应采用水。当采用可燃性液体进行液压试验时，试验温度必须低于可燃性液体的闪点。试验场地附近不得有火源，且应配备适用的消防器材。 4.1.5.2 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。试验合格后，应立即将水渍去除干净。
4.1.5.3 碳素钢、16MnR和正火15MnVR制压力窗口液压试验时，液体温度不得低于5℃；其他低合金钢压力容器，液体温度不得低于15℃。如果由于板厚等因素造成材料无延性转变温度升高，则需相应提高液体温度。其他材料制压力容器液压试验温度按设计图样规定。铁素钢制低温压力容器在液压试验时，液体温度应高于壳体材料和焊接接头两者夏比冲击试验规定温度的高值再加20℃。 4.1.5.4 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燥，当压力容器壁温与液体温度接近时，才能缓慢升压至设计压力；确认无泄漏后继续升压到规定的试验压力，保压30min，然后降至规定试验压力的80%，保证足够的时间检查。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。压力容器液压试验过程中一般不得带压紧固螺栓或向受压无件施加压力。
4.1.5.5 换热压力容器液压试验程序按SHS 01009-2004《管壳式换热器维护检修规程》规定。
4.1.5.6 压力窗口液压试验后，符合下列情况者即认为合格：
a. 无渗漏；
b. 无可见的变形；
c. 试验过程中无异常的响声；
d. 对抗拉强度规定值下限大于等于540MPa的材料，表面经无损检测抽查未发现裂纹。 4.1.6 气压试验的要求：
4.1.6.1 由于结构或支承原因，不能向压力容器内充灌液体，以及运行条件不允许残留试验液体的压力容器，可按设计图样规定采用气压试验。
4.1.6.2 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。
4.1.6.3 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℃；其他材料制压力容器，其试验用气温度应符合设计图样规定。
4.1.6.4 气压试验时，试验单位的安全部门应进行现场监督。
4.1.6.5 应先缓慢升压至规定试验压力的10%，保压5~10min，并对所用焊缝和连接部位进行初次检查；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。
4.1.6.6 气压试验过程中，压力容器无异常响声，经肥皂液或其他检漏液检查无漏气、无可见的变形即为合格。 4.1.7 气密性试验要求：
4.1.7.1 介质毒性程度为极度、高度危害或设计上不允许有微量泄漏的压力容器，必须进行气密性试验。
4.1.7.2 碳素钢和低合金钢制压力容器，其试验用气体的温度应不低于5℃，其他材料制压力容器按设计图样规定。
4.1.7.3 气密性试验所用气体，应符合4.1.6.2的规定。
4.1.7.4 压力容器进行气密性试验时，一般应将安全附件装配齐全。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
4.1.7.5 保压不少于30min，经检查无泄漏即为合格。 4.2 验收
4.2.1 验收应由机动部门组织有关单位参加，所用压力容器检修后的技术资料应按职责范围由机动部门主管压力容器的技术人员签字才能生效。 4.2.2 压力容器修理后，必须履行严格的验收手续，各项数据达到技术要求或能满足安全生产的要求。
4.2.3 压力容器达到完好标准。 4.2.4 提交下列技术资料：
4.2.4.1 设计变更及材料代用通知单、材料及零部件合格证。 4.2.4.2 各项施工记录，包括：
a. 隐蔽工程记录； b. 封闭记录；
c. 检修记录（含焊缝质量检验报告）； d. 中间检验记录。
4.2.4.3 试验记录和安全附件校验、定压记录。 4.2.4.4 压力容器检验报告。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 压力容器操作人员应经安全教育和考核合格，持证上岗。严格执行工艺操作规程和岗位操作规程，严禁超温、超压和超负荷运行。 5.1.2 定期巡回检查，检查重点如下：
5.1.2.1 压力容器本体、接口（阀门、管路）部位、焊接接头等的裂纹、过热、变形、泄漏及损伤等；
5.1.2.2 外表面的腐蚀；
5.1.2.3 保温层破损、脱落、潮湿、跑冷；
5.1.2.4 压力容器与相邻管道或构件的异常振动、响声，相互摩擦；
5.1.2.5 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； 5.1.2.6 排放（疏水、排污）装置；
5.1.2.7 运行的稳定情况，是否有超温、超压和超负荷运行的现象； 5.1.2.8 压力容器接地设施是否完好；
5.1.2.9 安全状态等级为4级的压力容器监控措施和异常情况。 5.1.3 压力容器发生下列异常现象之一时，操作人员应立即采取紧急措施，并按规定向有关部门报告：
5.1.3.1 工作压力、介质温度或壁温以及介质组成中的某种腐蚀成分超过许用值，采取措施仍不能得到有效控制；
5.1.3.2 主要受压元件发生裂缝、鼓包、变形、泄漏等危及安全的缺陷； 5.1.3.3 安全附件换效；
5.1.3.4 接管、紧固件损坏，难以保证安全运行； 5.1.3.5 发生火灾，直接威胁到压力容器安全运行； 5.1.3.6 过量充装；
5.1.3.7 液位失去控制，采取措施仍不能得到有效控制； 5.1.3.8 压力容器与管道发生严重振动，危及安全运行； 5.1.3.9 其他异常情况。
5.1.4 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）温过程中，需要带压紧固螺栓时，应制定有效的安全操作规程和防护措施，并经单位技术负责人批准，安全部门监督实施。 5.1.5 做好停用和备用容器的维护检查，防止器内剩余介质引起反应或腐蚀，对长期停用的压力容器，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。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5.2 常见故障与处理
5.2.1 在用压力容器常见故障与处理方法见表5。
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 法兰面不平行、中心偏差 高温、高压的结构选择不当 升温、升压或降温、降压过快 应力腐蚀 疲劳 制造时遗留裂纹 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 重新研究法兰、垫圈、螺栓等的结构和材质 严格操作规程 消除裂纹，补焊修复 消除裂纹，补焊修复 定期检验，及时发现，消除裂纹，补焊修复 内壁涂耐腐蚀涂料，加强检测，严重时更换 补焊或加防冲板，加强检测 紧急放空或终止反应 1 法兰密封泄漏 2 焊缝开裂 3 4 腐蚀 壳体减薄 冲刷、磨损 反应器超温超压 误操作或产生剧烈反应 序号 5 6 7 8 9 10
故障现象 反应器衬里脱落 反应器堆焊层剥离 塔倒塌 安全阀失效 液面计假液位 压力表指示不准确 故障原因 施工质量差 衬里材料不合格 氢致延迟开裂 FeS自燃 泄放口堵塞 附件损坏 堵塞 附件损坏 引压管堵塞 失灵 处理方法 修复衬里 修复衬里，更换衬里材料 加强检测 选用抗H2S腐蚀材料，塔内壁喷涂隔离层 导通、校验安全阀 更换 导通 更换 导通，检验压力表 更换
附加说明：
1 本规程由抚顺石油化工公司负责起草，起草人祝德明（2004）。 2 本规程由茂名分公司负责修订，修订人吴志海、程学功（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3．工业管道维护检修规程
SHS 01005-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 ……………………………………………………………（32） 2 检验、检修周期与内容 ………………………………………（33） 3 检修与质量标准 ………………………………………………（35） 4 试验与验收 ……………………………………………………（42） 5 维护与故障处理 ………………………………………………（43） 附录A 常用无缝钢管选用表（参考件） ……………………………（44） 附录B 常用焊接材料选用表（参考件） …………………………（45） 附录C 法兰螺栓垫片选用表（参考件）……………………………（46）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了在用碳素钢、合金钢、不锈钢工业管道的检查周期与内容、检修与质量标准、试验与验收、维护与故障处理等。
1.1.2 本规程适用于工作压力为400Pa（绝压）~100Pa（表压）、工作温度为-196 ~ +850℃的石油化工工业管道。
1.1.3 本规程不适用于下列管道：
a. 有色金属管道、铸铁管道和非金属管道； b. 直接受火焰加热的管道。
1.1.4 管道按最高工作压力分级，见表1。
表1 管道分级
类别名称 真空管道 低压管道 公称压力/MPa P＜ 标准大气压 O≤p<1.6 类别名称 中压管道 高压管道 公称压力/MPa 1.6≤p<10 ≥10
1.1.5 在用工业管道按设计压力、设计温度、介质等因素分为GC1、GC2、GC3级。具体分级内容如下：
a. 输送现行国家标准《职业接触毒物危害程度分级》GB 5044中规定的毒性程度为极度危害介质的管道；
b. 输送现行国家标准《石油化工企业设计防火规范》ＧB 50160及《建筑防火规范》GBJ 16中规定的火灾危险性为甲、乙类可燃气体或甲类可燃液体，并且设计压力≥4.0MPa的管道；
c. 输送可燃流体介质、有毒流体介质，设计压力≥4.0MPa，并且设计温度≥400℃的管道；
d. 输送流体介质并且设计压力≥10.0MPa的管道。 1.1.5.2 符合下列条件之一的工业管道为GC2级：
a. 输送现行国家标准《石油化工企业设计防火规范》GB 50160及《建筑防火规范》GBJ 16中规定的火灾危险性为甲、乙类可燃气体或甲类可燃液体，并且设计压力＜4.0MPa的管道；
b. 输送可燃流体介质、有毒流体介质，设计压力＜4.0MPa，并且设计温度≥400℃的管道；
c. 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；
专业资料整理
WORD完美格式编辑
d. 输送流体介质，设计压力＜10.0MPa，并且设计温度＜400℃的管道。 1.1.5.3 符合下列条件之一的GC2级工业管道划分为GC3级：
a. 输送可燃流体介质、无毒流体介质，设计压力＜1.0MPa，并且设计温度＜400℃的管道；
b. 输送可燃流体介质、无毒流体介质，设计压力＜4.0MPa，并且设计温度＜400℃的管道；
1.2 编写修订依据
GB 50235-97 工业金属管道工程施工及验收规范
GB 50236-98 现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范 SH 3501-2002 石油化工有毒、可燃介质管道施工及验收规范 国质检锅[2003]108号《在用工业管道定期检验规程》 GB 5044 职业接触毒物危害程度分级 GB 50160 石油化工企业设计防火规范 GB 50316 工业金属管道设计规范
GB 5777 无缝钢管超声波探伤试验方法 SH 3526 石油化工异种钢焊接规程 GBJ 16 建筑防火规范
石化股份炼[2001]号《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见和三个有关管理规定》
2 检验、检修周期与内容
2.1 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。 2.2 检验内容
2.2.1 在线检验项目和内容
2.2.1.1 检查管子及法兰、管件、阀门等组成件泄漏情况。 2.2.1.2 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。 2.2.1.3 振动检查：检查管道有无异常振动情况。 2.2.1.4 位置与变形检查：检查管道的位置是否符合相关规范和标准的要求，管道之间及管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。
2.2.1.5 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，支架与管道接触处有无积水现象，恒力弹簧支吊架转体位移指示是否越限，变力弹簧支吊架是否异常变形、偏斜或失载，刚性支吊架状态是否异常，吊杆及连接配件是否损坏或异常，转导向支架间隙是否合适，有无卡涩现象，阻尼器、减振器位移是否异常，液压阻尼器液位是否正常，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。
2.2.1.6 阀门检查：检查阀门表面是否存在腐蚀现象，阀体表现是否有裂纹、严重缩也等缺陷，阀门连接螺栓是否松动，阀门操作是否灵活。
2.2.1.7 法兰检查：法兰是否偏口，紧固件是否齐全并符合要求，有无松动和腐蚀现象；法兰面是否发生异常翘曲、变形。
2.2.1.8 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，波纹管波间距是否正常、有无失稳现象，铰链型膨胀节的铰链、销轴有无变形、脱落等损坏现象，拉杆式膨胀节的拉杆、螺栓、连接支座有无异常现象。
2.2.1.9 对有阴极保护装置的管道应检查其保护装置是否完好。 2.2.1.10 对有蠕胀测点的管道应检查其蠕胀测点是否完好。 2.2.1.11 检查管道标识是否符合国家现行标准的规定。
2.2.1.12 测厚检查：需重点管理的管道或有明显腐蚀和冲刷减薄的弯头、三通、管径突变部位及相邻直管部位应采取定点测厚或抽查的方式进行壁厚测定。定点测厚发现问题时，应
专业资料整理
WORD完美格式编辑
扩大测厚范围，根据测厚结果，可缩短定点测厚间隔期或采取监控等措施。
2.2.1.13 对输送易燃、易爆介质的管道采取抽查的方式进行防静电接地电阻和法兰间的接触电阻值的测定。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。 2.2.1.14 检查安全保护装置运行是否良好。 2.2.2 全面检验项目和内容 2.2.2.1 在线检验的全部项目。
2.2.2.2 检查管道的支吊架间距是否合理。
2.2.2.3 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。 2.2.2.4 检查焊接接头（包括热影响区）是否存在宏观的表面裂纹。 2.2.2.5 检查焊接接头的咬边和错边量。
2.2.2.6 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。 2.2.2.7 合金钢管道及高温高压管道螺栓材质不明的，应采用化学分析、光谱分析等方法确定材质。
2.2.2.8 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：GC1级管道大于等于50%，GC2管道大于等于20%，GC3级管道大于等于5%。上述被抽查的每个管件，测厚位置不得少于3处；上述被抽查的每个管件，测厚位置不得少于3处；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，测厚位置不得少于3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]号《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见和三个有关管理规定》。
2.2.2.9 宏观检查中符合下列条件应进行表面无损检测抽查：
a. 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； b. 处于应力腐蚀环境中的管道；
c. 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； d. 检验人员认为有必要的，对支管角焊缝等部位。
2.2.2.10 GC1、GC2级管道的焊接接头一般应进行超声波或射线检验抽查。GC3级管道如未发现异常情况，一般不进行其焊接头的超声波或射线检验抽查。超声波或射线检验抽查的比例与重点检验部位按表2确定。
表2 管道检测比例
管道级别 GC1 GC2
注：○1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抽查的焊接接头进行全长度无损检测。 ○
抽查的部位应从下述重点检查部位中选定：
a. 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；
b. 错边、咬边严重超标的焊接接头； c. 表面检测发现裂纹的焊接接头；
d. 泵、压缩机进出口第一道焊接接头或相近的焊接接头； e. 支吊架损坏部位附近的管道焊接接头； f. 异种钢焊接接头；
g. 硬度检验中发现的硬度异常的焊接接头；
专业资料整理
超声波或射线检测比例○1○2 焊接接头数量的15%且不少于2个○3 焊接接头数量的10%且不少于2个○3 WORD完美格式编辑
h. 使用中发生泄漏的部位附近的焊接接头； i. 其他认为需要抽查的其他焊接接头。
2.2.2.11 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。
a. 工作温度大于370℃的碳素钢和铁素体不锈钢管道； b. 工作温度大于450℃的钼钢和铬钼合金钢管道；
c. 工作温度大于430℃的低合金钢和奥氏体不锈钢管道；
d. 工作温度大于220℃的输送临氢介质的碳钢和低合金钢管道。
2.2.2.12 对于由工作介质（如含湿硫化氢）可能引起应力腐蚀的碳钢和低合金钢管道，一般应选择有代表性的部位进行硬度检验。
2.2.2.13 对于使用寿命接受或已经超过设计寿命的管道，检验时应进行金相检验或硬度检验，必要时应取样进行力学性能或化学成分分析。 2.2.3 耐压强度校验和压力分析
2.2.3.1 管道的全面减薄量超过公称厚度的10%时应耐压强度校验。耐压强度校验参照现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB 50316的相关要求进行。
2.2.3.2 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；
a. 无强度计算书，并且to≥Do/6或Po/[σ]t＞0.385的管道；其中to为管道设计壁厚（mm），Do为管道外径（mm），Po为设计压力（MPa），[σ]t为设计温度下材料的许用应力（MPa）；
b. 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。 2.2.4 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： 2.2.4.1 经全面检验的管道一般应进行压力试验。 2.2.4.2 管道有下列条件之一时，应进行压力试验：
a. 经重大修理改造的； b. 使用条件变更的；
c. 停用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。 2.2.4.3 上述2.3.4.2所述的管道，如果现场条件不允许使用液体或气体进行压力试验，经使用单位和检验单位同意，可同时采用下列方法代替：
a. 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），用液体渗透法或磁粉法进行表面无损检测；
b. 焊接接头用100%射线或超声检测； c. 泄漏性试验。
2.2.4.4 不属于2.3.4.2所述的管道，如果现场条件不允许使用液体或气体进行压力试验，经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。
2.2.4.5 压力试验和泄漏性试验的具体规定按国家标准《工业金属管道工程施工及验收规范》ＧB 50235-97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。
3 检修与质量标准
3.1 检修前准备
3.1.1 备齐图纸和技术资料，必要时应编写施工方案。
3.1.2 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。 3.1.3 隔断非同步检修的设备或系统，加盲板。管道内部吹扫、置换干净，施工现场符合有关规定。
3.2 利旧管道的拆卸
3.2.1 工作温度高于250℃的管道当温度降至150℃时，应在需拆卸的各螺栓上浇机械油或消锈剂。
3.2.2 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。 3.2.3 拆卸时应保护各部位的密封面，敞口法兰应予以封闭保护。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.2.4 拆卸管道应做好支撑，以防脱落和变形。
3.2.5 对有可能产生连多硫酸腐蚀开裂的奥氏体不锈钢管道，在拆开后接触大气之前应进行中和清洗或氮气保护，推荐的中和清洗方案参考NACE RP0170-97《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》。 3.3 管道组成件的检验
3.3.1 管道组成应符合原管道设计规定和本规程的有关要求。
3.3.2 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。 3.3.3 管道组成件的质量证明书应包括以下内容：
a. 产品标准号； b. 产品型号或牌号；
c. 炉罐号、批号、交货状态、重量和件数； d. 品种名称、规格及质量等级； e. 各种检验结果； f. 制造厂检验标记； g. 化学成分和力学性能；
h．合金钢锻件的金相分析结果； i. 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GB 4159的规定进行补项试验。
3.3.5 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。
3.3.6 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 5777《无缝钢管超声波探伤试验方法》的规定逐根进行超声波检测。
3.3.7 管道组成件应进行外观检查，其表面质量应符合以下要求：
a. 内外表面不得有裂纹、折叠、发纹、扎折、离层、结疤等缺陷；
b. 表面的锈蚀、凹陷、划痕及其他机械损伤的深度，不应超过相应产品标准允许的壁厚负偏差；
c. 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；
d. 焊接管件的焊缝应成型良好，且与母材圆滑过渡，不得有裂纹、未熔合、未焊透、咬边等缺陷；
e. 螺栓、螺母的螺纹应完整，无划痕、毛刺等缺陷，加工精度符合产品标准要求。螺栓螺母应配合良好，无松动和卡涩现象；
f. 有符合产品标准的标识。
3.3.8 阀门及安全附件的技术条件应符合设计图纸要求。
3.3.9 高压管子、管件及紧固件除应做3.3.1~3.3.检查外，还应做如下检查。 3.3.9.1 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 冷拔 （冷轧） 外径 ＜35 35~57 ＞57 ≤159 ＞159 公差 ±0.2mm ±0.3mm ±0.80% ＞20 壁厚公差 壁厚/mm ≤3 ＞3~20 ＜20 外径 外径 ＜168 ≥168 公差/% +12 -10 ±10 ＋15 －10 ±10 ＋15 －10 热扎 专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.9.2 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。 3.3.9.3 高压管道的螺栓、螺母应抽检硬度，其值应符合表4要求：
表4 高压管子外径和壁厚偏差
钢号 硬度值/HB 依据标准 25 ≤170 GB 699-88 35 ≤197 GB 699-88 50 ≤241 GB 699-88 40Mn ≤229 GB 699-88 30CrMo、35CrMo ≤229 GB 3077-88 25CrMoV ≤241 GB 3077-88 25CrMolV ≤241 GB 3077-88 20CrMolVTiB 211~274 DJ 56-79 20CrMolNbB 236~278 DJ 56-79 a. 螺栓、螺母每批各取两件进行硬度检查，若有不合格，须加倍检查。如仍有不合格则应逐件检查；
b. 螺母硬度不合格者不得使用；
c. 螺栓硬度不合格者，应取该批中硬度值最高、最低者各一件校验力学性能。若有不合格，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。 3.3.10 焊接材料
3.3.10.1 焊接材料应具有出厂质量合格证，并按有关规定进行复验。 3.3.10.2 材料不得锈蚀，药皮不得变质受潮，合金钢焊条标志清晰。
3.3.10.3 焊接材料的化学成分、力学性能应与母材匹配。对于非奥氏体不锈钢的异种钢材的焊接材料，宜选择强度不低于较低强度等级、韧性不低于较高材质的焊条。而一侧为奥氏体不锈钢时，焊接材料镍含量较该不锈钢高一等级。具体选用可参照SH 3526《石油化工异种钢焊接规程》。常用焊接材料的选用参见附录B。 3.4 修理及质量标准 3.4.1 管道预制 3.4.1.1 管子切割
a. 坡口表面应平整，无毛刺、凸凹、缩口、熔渣、氧化铁等；
b. 管端切口平面与管子轴线的垂直度小于管子直径的1%，且不超过3mm；
c. 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，必须对坡口表面打磨修整，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，工作温度低于或等于-40℃的非奥氏体不锈钢管坡口5%探伤，不得有裂纹、夹渣等；
d. 清除坡口表面及边缘20mm内的油漆、污垢、氧化铁、毛刺及镀锌层，并不得有裂纹、夹层等缺陷；
e. 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； f. 手工电弧焊及埋弧自动焊的坡口型式和尺寸应符合GB 50236-98的要求。
g. 不等壁厚的管子、管件组对，较薄件厚度小于10mm、厚度差大于3mm，及较薄件厚度大于10mm，厚度差大于较薄件的30%或超过5mm时，应按图1规定削薄厚件的边缘；
h. 高压钢管或合金钢管应有标记。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.4.1.2 管子弯制
a. 弯管最小弯曲半径参照表5；
表4 高压管子外径和壁厚偏差
管道设计压力/MPa ＜10 ≥10 弯管制作方式 热弯 冷弯 冷、热弯 最小弯曲半径 3.5Dw 4.0Dw 5.0Dw 注：Dw一般管子外径。 b. 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。
c. 弯管制作后，弯管处的最小壁厚不得小于管子公称壁厚的90%，且不得小于设计文件规定的最小壁厚。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%。
d. 弯曲角度偏差，高压管不得超过1.5mm/m，最大不得超过5mm；中低压管弯曲角度偏差对冷变管不超过3mm/m，最大不得超过10mm；对热弯管不得超过5mm，最大不得超过15mm；
e. 中低压管弯管内侧波高的允许值见表6，波距应大于或等于4倍波高；
表4 中低压管弯管内侧波高允许值 mm
管子外径 波 高 ≤114 4 133 5 159 6 219 273 7 325 377 8 426 f. 褶皱弯管波纹分布均匀、平整、不歪斜； g. 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
专业资料整理
WORD完美格式编辑
介质为苛性碱、湿硫化氢环境等），不论壁厚大小，均应做消除应力热处理。常用钢管冷弯后热处理条件参照表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 Q235-A、B、C 10、20、20G 16Mn 12CrMo 15CrMo 12CrlMoV OCr19Ni9 OCr18Ni9 OCr18NilOTi Cr25Ni20 注：Dw——管子外径。
钢种或钢号 Q235-A、B、C 10、20、20G 16Mn 12CrMo 15CrMo 12CrlMoV 1Cr5Mo 1Cr9Mo OCr19Ni9 OCr18Ni9 OCr18NilOTi Cr25Ni20 热弯温度/ ℃ 750~1050 900~1050 800~1050 800~1050 800~1050 900~1200 热处理要求 终弯温度小于900℃，且壁厚大于或等于19mm时，进行600~650℃回火 900~920℃正火 980~1020℃正火加 720~760℃回火 850~875℃完全退火 或725~750℃高温回火 1050~1100℃固溶 壁厚/ mm ≥36 19~36 ＜19 ＞20 13~20 ＜13 ＞20 13~20 ＜13 任意 弯曲半径 任意 5Dw 任意 任意 3.5Dw 任意 任意 3.5Dw 任意 任意 热处理要求 600~650℃退火 680~700℃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
对有晶间腐蚀要求的奥氏体不锈钢管，热处理后应从同批管子中取两件试样做晶间腐蚀倾向试验。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；
h. 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。 3.4.1.3 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Ra3.2。有轻微机械损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；
b. 法兰用手拧入，不松动；
c. 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Ra1.6，锥角偏差不应大于±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；
d. 管端平面密封面粗糙度为Ra1.6，端面与管中心线应垂直，其偏差值应不大于表9
专业资料整理
WORD完美格式编辑
所列数值。
表9 管端平面垂直度 mm
管子外径 垂直度 45 60 114 159 0.4 219 273 325 377 426 480 0.2 0.25 0.3 0.5 0.6 高压管子自由管段长度允许偏差±5mm，封闭管段偏差为±3mm。 3.4.2 管道的焊接
3.4.2.1 焊工须按规定取得相应资格证。施焊后在每道焊缝结尾处打上焊工印记。不允许打钢印的管道应在竣工图上记载。
3.4.2.2 焊接接头不得强行组对，对口内壁应平齐，其错边量偏差对射线检测I、II级为合格的焊缝不应超过管子壁厚的10%，且不大于1mm；对射线检测 III合格的焊缝不应超过管子壁厚的20%，且不大于2mm 。
3.4.2.3 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。 3.4.2.4 不得在焊件表面引弧或试验电流，低温管道、不锈钢及淬硬倾向较大的合金钢焊件表面不得有电弧擦伤等缺陷。
3.4.2.5 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。卡具拆除不应损伤母材，焊接残留痕迹应打磨修整。有淬硬倾向的母材，应作磁粉或着色检查，不得有裂纹。
3.4.2.6 对GC1、GC2级管道和对管内清洁度要求高的管道、机器入口管道及设计文件规定的其他管道的单面焊焊缝，应采用氩弧焊打底。
3.4.2.7 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缘2mm为宜。角焊缝的焊脚高度应符合设计规定。外形应平缓过渡，不得有裂纹、气孔、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。
3.4.2.8 管材焊前预热及焊后处理就应按GB 50236-98《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》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。
3.4.2.9 焊缝无损检测比例及合格等级应符合设计要求或按SH 3501-2002《石油化工有毒、可燃介质管道施工及验收规范》的规定，评定标准执行JB 4730-94《压力容器无损检测》。 3.4.2.10 对同一焊工所焊同一规格同一级别管道的焊缝按比例抽查，但探伤长度不得少于一道焊口。如有质量等级不合格者，应对该焊工所焊同类焊缝，按原定比例加倍探伤，如仍有此类缺陷，应对该焊工所焊全部同类焊缝进行无损探伤。
焊缝同一部位返修次数，对碳素钢管一般不超过3次；对合金钢、不锈钢一般不超过两次。对仍不合格的焊缝，如再进行返修，应经单位技术负责人批准，返修的次数、部位和无损探伤结果等，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 10、20、20G 16Mn 15MnV 12CrMo 15CrMo 12CrlMoV 12C2lMoV 1Cr5Mo 1Cr9Mo 焊前预热 壁厚/ mm 温度/℃ ≥26 100~200 焊后热处理 壁厚/ mm 温度/℃ ＞30 600~650 600~650 560~590 650~700 650~700 700~750 750~780 ≥15 ≥10 ≥6 150~200 150~250 200~300 250~350 ＞20 ＞10 ＞6 任意 专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.4.2.11 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>50mm时，为热处理焊口总量的10%以上；当DN<50mm时，为热处理焊口总量的5%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≤200；对合金钢管不应超过母材最高硬度的125%，且HB≤225。
3.4.2.12 马鞍管焊缝应由焊接工艺保证，且按要求着色检查。
3.4.2.13 异种钢焊接施工按SH 3526《石油化工异种钢焊接规程》执行。 3.4.3 衬里管道
3.4.3.1 管道内表面应平整光滑，局部凹凸不得超过3mm。棱角部分须打磨成半径不小于3mm的圆弧。
3.4.3.2 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。焊缝与母材呈圆滑过渡。
3.4.3.3 弯头、弯管的弯曲半径一般应为管外径的3.5~4倍，弯管角底应不小于90°且只允许在一个平面上弯曲。
3.4.3.4 公称直径等于或大于100mm的弯头或弯管，可使用压制弯头或焊制弯头。单面焊缝必须焊透。
3.4.3.5 超长弯头、液封管、并联管等复杂管段，应分段用法兰连接；三通、四通、弯头、弯管及异径管等管件，宜设置松套法兰。 3.4.3.6 衬里管道不得使用褶皱弯管；异径管不得采用抽条法制做；法兰密封面不宜车制水线。
3.4.4 管道安装 3.4.4.1 中低压管道
a. 脱脂的管子、管件和阀门，其内外表面不得被油迹污染。
b. 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。管道穿过墙、楼板或管架。管道穿过墙、楼板或其他建筑物时应加套管。套管内的管段不许有焊缝。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。
c. 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。与传动设置连接的管道一般应从设备一侧开始安装，其固定焊口应远离设备。管道系统与设备最终连接时，应在设备上安设监视位移的仪表，转速大于6000r/min时，其位移值应小于0.2mm；转速小于或等于6000r/min时，其位移值应小于0.05mm。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。
d. 输送可燃气体、易燃或可燃液体的管线不得穿过仪表室、化验室、变电所、配电室、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。
e. 安装垫片时，应将法兰密封面清理干净，垫片表面不得有径向划痕等缺陷，并不得装偏；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。
f. 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。
g. 管段对口时，对接的管子应平直，在距对口200mm处测量，允许偏差1mm/m，但全长的最大累计允许偏差不得超过10mm。
h. 法兰密封面不得有径向划痕等影响密封性能的缺陷，密封面间平行度偏差不大于法兰外径的1.5‰，密封面间隙应略大于垫片厚度，螺栓应能自由穿入。
i. 对不锈钢和合金钢螺栓螺母，或管道工作温度高于250℃时，螺栓、螺母应涂防咬合剂。
j. 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。
k. 阀门手轮安装方位应便于操作，禁止倒装。止回阀、截止阀、调节阀和疏水阀应按要求安装，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。
l. 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。 m. 埋地管道须经试压合格，并经防腐处理后方能覆盖。 n. 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2‰，且不大于15mm。
o. 有热（冷）位移的管道，在开始热（冷）负荷运转时，应及时对各支、吊架逐个检查，应牢固可靠、移动灵活、调整适度、防腐良好。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
p. 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）紧温度见表11。
表11 高温或低温管道螺栓热紧或冷紧温度表 ℃
工作温度 250~350 >350 -29——70 -70 一次热紧、冷紧温度 工作温度 350 工作温度 -70 二次热紧、冷紧温度 — 工作温度 — 工作温度 3.4.4.2 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： a. 管道支、吊架衬垫应完整、垫实、不偏斜； b. 螺纹法兰拧入管端，管端螺纹倒角应外露；
c. 安装前，管子、管件的内部及螺栓、密封件应住址清洗。密封件涂以密封剂，螺纹部分涂以防咬合剂；
d. 合金钢管材质标记清楚准确。
3.4.4.3 其他管道或附件按设计图纸和SH/T 3517-2001《石油化工钢制管道工程施工工艺标准》执行。
3.4.5 阀门的检修参见SHS 01030-2004《阀门维护检修规程》。
3.4.6 管道的防腐与油漆参见SHS 01034-2004《设备及管道涂层检修规程》。 3.4.7 管道的绝热参见SHS 01033-2004《设备及管道保温保冷检修规程》。
4 试验与验收
4.1 试验
4.1.1 管道试验应具备如下条件：
a. 管道及支、吊架等系统施工完毕，检修记录齐全并经检验合格，试验用临时加固措施确认安全可靠；
b. 试验用压力表须校验合格，精度不低于1.5级，表的量程为最大被测压力的1.5~2倍。压力表不少于两块；
c. 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。 4.1.2 局部修理的管道，在以施工工艺条件保证施工质量的条件下，可随装置贯通试压一并进行。
4.1.3 液压试验
4.1.3.1 液压试验应用洁净水进行，注水时应将空气排净。
4.1.3.2 奥氏体不锈钢管液压试验，水中氯离子含量不得超过25ppm。 4.1.3.3 液压试验压力应符合下列规定。
a. 真空管道为0.2MPa（表压）；
b. 其他管道为最高工作压力的1.5倍；
c. 最高操作温度高于200℃的碳素钢管或高于350℃的合金钢管道的试验压力，应按下式换算：
Pt=1.5Po[σo]/[σt]
式中 Pt——常温时的试验压力，MPa； Po——最高工作压力，MPa；
[σo]——材料在试验温度下的许用应力，MPa； [σt]——材料在工作温度下的许用应力，MPa。
4.1.3.4 水压试验过程中，碳素钢、普通低合金钢的管道各部水温须保持在5℃以上，其他
专业资料整理
WORD完美格式编辑
钢材的水温按设计要求执行。水压试验后及时将水排净。 4.1.3.5 水压试验不降压、无泄漏、无变形为合格。 4.1.4 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SH 3501-2002《石油化工有毒、可燃介质管道施工及验收规范》的要求执行。 4.1.5 严密性试验
4.1.5.1 气压严密性试验应在强度试验和系统吹洗合格后进行，试验介质宜用空气或氮气。试验压力为：
a. 真空管道，0.1MPa（表压）； b. 其他管道为最高工作压力。当最高工作压力高于25MPa的管道以空气作试验介质时，其压力不宜超过25MPa。
4.1.5.2 真空管道在严密性试验合格后，系统联动转时，还应按设计压力进行真空度试验，时间为24h，增压率不大于5%为合格。
式中 △P——24小时增压率； P1——试压初始压力（表压），MPa； P2——24h后的实际压力（表压），MPa。
4.1.5.3 严密性试验时，应缓慢升压，达到试验压力后稳压10min，然后降至至最高工作压力，以不降压、无泄漏和无变形为合格。
4.1.5.4 严密性试验可随装置气密试验一并进行。 4.2 验收
4.2.1 检修记录准确、齐全。
4.2.2 管道油漆完好无损；附件灵活好用；运行一周无泄漏。 4.2.3 提交下列技术资料：
a. 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； b. 隐蔽工程记录；
c. 检修记录（含单线图）； d. 焊缝质量检验报告； e. 试验记录。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 操作人员必须按照操作规程 5.1.2 日常定时巡回检查内容：
a. 在用管道有无超温、超压、超负荷和过冷； b. 管道有无异常振动，管道内部有无异常声音； c. 管道有无发生液击；
d. 管道安全保护装置运行是否正常； e. 绝热层有无破损； f. 支吊架有无异常。 5.2 常见故障与处理
5.2.1 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 故障现象 故障原因 处理方法 专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 2 3 法兰泄漏 焊缝泄漏 管子泄漏 螺栓上紧力不够 法兰密封面损坏 法兰密封垫失效 焊缝有砂眼、裂纹、腐蚀减薄 管子腐蚀穿孔 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 5.2.2 带压堵漏处理
5.2.2.1 带压密封堵漏是指采用堵漏密封胶粘补或注入预制的夹具盒内对管道的法兰、焊缝和管子等部位泄漏进行堵漏的一种新型密封技术。
5.2.2.2 剧毒介质管道、均匀腐蚀的管道不宜采用带压堵漏。 5.2.2.3 带压密封堵漏施工前应办理许可证，并经有关部门审批。 5.2.2.4 带压密封堵漏应由专门人员执行。
5.2.2.5 密封胶应根据泄漏介质、温度和压力等特性选择。
5.2.2.6 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。 5.2.2.7 带压密封堵漏前应制定安全防范措施。
5.2.2.8 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。 5.3 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： a. 管道超温、超压、过冷，经过处理仍然无效；
b. 管道发生泄漏或破裂，介质泄出危及生产和人身安全时；
c. 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； d. 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
(参考件)
钢 号 Q235A、B、C 10 20 20G 16Mn 09MnD 16MnD 15MnV 标 准 GB 912 GB 3 GB 8163 GB 8163 GB 9948 GB 79 GB 79 GB 150 JB 4727 GB 79 使用温度范围/℃ -20~475 -20~475 -20~475 -20~475 -20~475 -29~475 -29~475 -20~400 备 注 正火状态 正火状态 专业资料整理
WORD完美格式编辑
12CrMo 12Cr2Mo 15CrMo Cr5Mo Cr9Mo OCr13 OCr19Ni9 OCr18Ni9 OCr18Ni10Ti OCr17Ni12Mo2 OCr18Ni12Mo2Ti OCr19Ni13Mo3 OOCr19Ni10 OOCr17Ni14Mo2 OOCr19Ni13Mo3
GB 9948 GB 79 GB 9948 GB 9948 GB 9948 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 GB/T 14976 -20~525 -20~575 -20~550 -20~600 -20~600 -20~600 -196~700 -196~700 -196~700 -196~700 -196~500 -196~700 -196~425 -196~450 -196~450 附 录 B
常用无缝钢管选用表
(参考件)
钢 号 Q235-A、B、C 10、20 20G 16Mn 09MnD 16MnD 15MnV 12CrMo 12Cr2Mo 焊 条 国际牌号 E4303 E4316 E4315 E5003、E5016 E5015 E5015 E5016-G E5015-G E5003 E5515-B1 E6015-B3 统一牌号 J422 J426 J427 J502、J506 J507 W607 J506RH J507RH J502 R202 R407 氩弧焊丝 H08A H08Mn2Si H08Mn2Si H08MnMoA H08Mn2SiA H10Mn2 H08MnMoA H08Mn2SiA H10Mn2 H08Mn2SiA H13CrMoA H08CrMoA 备 注 专业资料整理
WORD完美格式编辑
15CrMo 1Cr5Mo 1Cr18Ni9Ti OCr18Ni10Ti OCr18Ni9Ti OCr19Ni9 OCr18Ni9 OCr17Ni12Mo2 OCr18Ni12Mo2Ti OCr19Ni13Mo3 OOCr19Ni10 OOCr17Ni14Mo2 OOCr19Ni14Mo3 Cr9Mo 09MnD OCr13
E5515-B2 E1-5MoV-15 EO-19-10Nb-16 EO-19-10Nb-15 EO-19-10-16 EO-19-10-15 EO-18-12Mo2-16 EO-18-12o2-15 EO-18-12Mo2-16 EO-18-12Mo2Nb-16 EOO-19-10-16 EOO-18-12Mo2-16 EO-19-13Mo3-16 E5015 E1-13-16 E1-13-15 R307 R507 A132 A137 A102 A107 A202 A207 A202 A212 A002 A022 A242 R706 W607 G202 G207 H13CrMoA H1Cr5Mo HOCr20Ni10Ti HOCr20Ni10 HOCr19Ni12Mo2 HOOCr19Ni12Mo2 HOCr20Ni14Mo3 HOOCr21Ni10 H1Cr9Mo 附 录 C
常用无缝钢管选用表
(参考件) 介操作条件 质 名公称压介质温度/℃ 称 力/MPa ≤200 油 品 液 化 气 溶 剂 催 化 剂 1.6 201~300 ≤200 Q235 Q235F 法兰 材质 Q235AF 类型 对焊 对焊 对焊 对焊 对焊 351~450 20（25） 451~550 Cr5Mo 对焊 35CrMoA 25CrMoVA 双头 双头 螺栓 材质 Q235 35 Q235 35 螺栓与螺母 螺栓 类型 单头或双头 双头 双头 双头 螺母 材质 Q235 垫片 201~350 20（25） 2.5 耐油石棉橡胶垫片 缠绕式垫25 片 缠绕式垫Q235 片 缠绕式垫25 片 波形（平35 形）铁包石棉垫片 合金钢缠30CrMoA 绕垫片 专业资料整理
WORD完美格式编辑
≤350 20（25） 对焊 对焊 35 35CrMoA 双头 双头 双头 双头 双头 4.0~6.4 351~450 20（25） 451~550 551~600 ≤350 Cr5Mo Cr5Mo 20（25） 对焊 对焊 对焊 对焊 25CrMoVA 25CrMoVA 35 30CrMoA (35CrMoA) 25CrMoVA >6.4 351~450 20（25） 对焊 451~550 Cr5Mo 双头 双头 缠绕式垫片 波形（平35 形）铁包石棉垫片 合金钢缠30CrMoA 绕垫片 合金钢缠30CrMoA 绕垫片 椭圆形（八25 角形）垫片、透镜垫 椭圆形（八35 角形）垫片、透镜垫 椭圆形（八30CrMoA 角形）垫片、透镜垫 25 附加说明：
1 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（2004）。
2 本规程由茂名分公司负责修订，修订人林家权、程绍武（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
4．管式加热炉维护检修规程
SHS 01006-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（49） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（49） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（49） 4 试验与验收 …………………………………………………（56） 5 维护 …………………………………………………………（57）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了石油化工管式加热炉的检修周期与内容、检修与质量标准、养护与烘炉、试验与验收、维护等章节的具体内容与要求
1.1.2 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。 1.2 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） GB 50235-1997 工业金属管道工程施工及验收规范 SH 3036-1991 石油化工管式炉设计规范 SH 3037-2002 炼油厂加热炉炉管壁厚计算
SH 3065-1994 石油化工管式炉急弯弯管技术标准 SH 3070-1995 石油化工管式炉钢结构设计规范
SH 3085-1997 石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件 SH 3086-1998 石油化工管式炉钢结构工程及部件安装技术条件 SH 3087-1997 石油化工管式炉耐热钢铸件技术标准 SH 3506-2000 管式炉安装工程施工及验收规范 SH 3534-2001 石油化工筑炉工程施工及验收规范
SH/T 3112-2000 石油化工管式炉炉管胀接工程技术条件 SH/T 3113-2000 石油化工管式炉燃烧器工程技术条件
SH/T 3114-2000 石油化工管式炉耐热钢铸铁件工程技术条件 SH/T 3115-2000 石油化工管式炉轻质浇注料衬里工程技术条件 SH/T 3127-2001 石油化工管式炉铬钼钢焊接回弯头技术标准 SH 3503-2001 石油化工工程建设交工技术文件规定 SH 3531-1999 隔热耐磨混凝土衬里技术规范
SH/T 3096-2001 加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
2.1.1 一般为2~3年，或与装置检修同步。 2.2 检修内容
2.2.1 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。 2.2.2 修补或更换对流室、辐射室和烟道等部位的炉墙及衬里。
2.2.3 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。
2.2.4 修理炉体钢结构，修理烟、风道及燃料油、燃料气、蒸汽等附属管线，并油漆、防腐和保温。
2.2.5 清扫或清洗炉管表面灰垢及管内结焦。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2.2.6 清扫、修理全部炉用仪表（包括探头），并进行标定。 2.2.7 炉管试压、炉衬养护及烘炉。
3 检修与质量标准
3.1 检修前的准备
3.1.1 备齐图纸及有关技术资料，必要时编制施工方案。 3.1.2 备好机具、量具和劳动保护用品。
3.1.3 备齐所需的零、配件及材料，并要有生产厂的出厂合格证。
3.1.4 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。 3.1.5 炉管、弯管等材料必须进行抽查，复验硬度和化学成分，并应进行强度试压检查。抽检比例及方法按SH 3065《石油化工管式炉急弯弯管技术标准》、SH 3085《石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件》和SH/T 3127《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。
3.1.6 检修前，必须隔断与炉内相连的工艺管线（加盲板），充分吹扫并保持炉内空气流畅，在化验合格，符合有关安全规定后方可进入炉内检查、检修。 3.2 检查内容 3.2.1 炉管及附件
3.2.1.1 检查炉管、弯管有无弯曲变形、鼓包、氧化爆皮、裂纹、腐蚀、冲蚀等。高温重油介质（如温度在450℃以上的渣油）的炉管要特别注意检查有无局部过烧。
3.2.1.2 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。 3.2.1.3 检查回弯头堵头、顶紧螺杆、元宝螺母及支耳有无裂纹；打开堵头检查胀口处有无结焦积碳、腐蚀、松动等异常情况。
3.2.1.4 检查炉管管内结焦及管外积灰、结垢。
3.2.1.5 检查管板、吊挂件和导向杆的变形、断裂及卡死等损坏情况。 3.2.1.6 临氢炉管、易结焦介质炉管及连续运行4~5年以上的炉管，在常规检查发现异常时，应进行焊缝射线检查，必要时应作金相检查。
3.2.1.7 检查炉管热电偶及套管的焊缝及其他缺陷。 3.2.2 辐射室
3.2.2.1 检查炉墙、衬里、膨胀缝填充料的外观状况及损坏情况。
3.2.2.2 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。 3.2.3 对流室
3.2.3.1 检查耐火砖或衬里的损坏情况。
3.2.3.2 检查弯头箱内保温，弯头箱门应无损坏变形，密封可靠。 3.2.4 燃烧器
3.2.4.1 检查燃烧器油、气的结焦和烧损状况，筒体有无变形，调风门是否卡死，稳焰器是否损坏。
3.2.4.2 检查火盆砖及衬里的损坏情况。
3.2.4.3 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。 3.2.5 空气预热器
3.2.5.1 检查空气预热器的换热管的腐蚀、损坏及积灰结垢情况；
3.2.5.2 检查烟道、风道是否有腐蚀及破损，烟道、风道蝶阀是否有腐蚀和密封不严、开闭不灵活；
3.2.5.3 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。 3.2.6 烟道、烟囱
3.2.6.1 检查耐火砖、衬里及外保温的损坏情况。 3.2.6.2 检查烟囱是否有超温或严重腐蚀情况。 3.2.7 吹灰器
3.2.7.1 蒸汽吹灰器
a. 检查传动部分的损坏、吹灰管的腐蚀情况。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
b. 检查程控部分是否工作正常。
c. 检查吹灰蒸汽管线、阀门的腐蚀程度。特别是要检查蒸汽阀门有无泄漏，蒸汽系统有无完备的排凝设施。 3.2.7.2 声波吹灰器
a. 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。
b. 检查程控器和控制电缆是否完好，工作是否正常，有无受潮、锈蚀、接触不良、短路等异常情况。
c. 检查配风配汽管线、阀门是否完好。 3.2.7.3 激波吹灰器
a. 检查激波发生器和发射器口的腐蚀、损坏情况。
b. 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。 c. 检查主发生器的燃气（如乙炔）和配风系统。重点检查分配器、点火系统、混合器、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。 3.2.8 其他检查
3.2.8.1 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。 3.2.8.2 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。 3.2.8.3 检查看火门、防爆门等的完好状况。
3.2.8.4 检查灭火蒸汽线是否畅通，避雷针和接地线是否可靠。 3.2.8.5 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）等监测设施和计算机控制系统。 3.3 检修质量标准
3.3.1 炉管、弯管更换标准
3.3.1.1 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：
a. 鼓包、严重裂纹或网状裂纹；
b. 卧置炉管相邻两支架间的弯曲度大于炉管外径的2倍； c. 炉管由于严重腐蚀、爆皮，管壁厚度小于计算允许值； d. 外径增大5%；
e. 胀口在使用中胀接次数超过2次，胀大值总和超过0.8mm； f. 胀口腐蚀、脱落，胀口露头低于3mm；
g. 金相组织有晶界氧化、严重球化、脱碳及晶界裂纹等缺陷。 3.3.1.2 在用回弯头经检查有以下情况之一时应更换：
a. 由于严重腐蚀、爆皮，回弯头壁厚小于计算允许值的； b. 支耳开裂，无法承载的；
c. 回弯头、堵头密封圆锥面有腐蚀深坑，直径大于2mm，深度大于0.4mm的。
3.3.1.3 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 3096《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》推荐的材质。
3.3.2 炉管管内清焦及管外清垢时，应符合以下要求： 3.2.2.1 清焦过程中，不得损伤炉管及回弯头。
3.2.2.2 清焦后，炉管内壁用光照或内窥镜检查，应无残焦，呈金属本色，无可见的损伤及裂纹、坑疤。
3.2.2.3 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。 3.3.3 回弯头的拆装
3.3.3.1 拆卸回弯头堵头应在炉熄火后，回弯头温度降到200~150℃时进行，应先在顶丝上浇上润滑油，然后编号并标上相对位置再进行拆卸，安装时不得装错。拆卸回弯头顶丝时，不准用火烤。
3.3.3.2 回弯并没有卸开后，堵头和回弯头的接触面用细砂纸轻轻除焦并用研磨剂研磨，研磨后其连续环状密封面面积不得小于60%。 3.3.3.3 重复利用的回弯头，必须按照SH/T 3112《石油化工管式炉炉管胀接工程技术条件》、SH/T 3127《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
专业资料整理
WORD完美格式编辑
要求进行抽验。
3.3.3.4 剔除回弯头内炉管管头，宜用机械方法，也可用氧气切割。但在切割时，不得将管壁割穿，以免损伤回弯头胀接孔内表面。
3.3.3.5 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。 3.3.4 炉管与回弯头的胀接
3.3.4.1 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。
a. 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~HB40。硬度值不满足要求时必须对炉管进行退火处理，退火长度应比胀接长度长80~100mm。
b. 回弯头胀口与炉管和间隙：炉管外径小于或等于102mm时，直径差为1~1.5mm，炉管外径小于102mm时，直径差为1.5~2mm。
3.3.4.2 回弯头胀口加工面的凹面及环槽端面处不应有纵向刻痕，不连续的环向刻痕深度应小于0.2mm。
3.3.4.3 炉管的胀接端必须用机械方法切割，切割后管头平面应与管子中心垂直，用角尺检查无大于0.2mm。
3.3.4.4 炉管管端150mm范围内应进行打磨，打磨后的表面应露出金属光泽，且不应用起皮、凹痕、裂纹及纵向刻痕等缺陷，但打磨减薄量应小于0.2mm。炉管端部150mm范围内的内表面也应清理。
3.3.4.5 胀接面清理完毕后，如短时间内不能进行胀接施工，应在胀接表面上涂一层防锈油并包好，以防锈蚀。管端内表面经清理后，亦应采取防护措施。
3.3.4.6 炉管胀接前，必须清理管端及胀口表面上的所有油污、铁悄、纤维或灰尘等杂质，清理后立即开始胀接。
3.3.4.7 胀接时的环境温度应高于5℃。雨雪天在露天胀接时必须有防护措施，胀接过程中严禁油类、水、灰尘等进入胀口。
3.3.4.8 每组炉管管端应齐平，长短相差不得超过2mm。管端应伸出胀口6~8mm，保证翻边长度。
3.3.4.9 胀接时，在胀管器的胀杆及炉管管端200mm范围内的内表面，应涂一层黄油，但不得渗入管端与胀口的间隙中。
3.3.4.10 胀接处炉管内径大值参照表1。表中胀大值是根据直径差为1.5mm确定的，当大于或小于此值时，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 内径胀大值 5~6.5 3.0~3.5 6.6~10.0 3.3~4.2 10.1~12.7 4.0~4.5 12.8~14.5 4.2~4.8 3.3.4.11 管端必须翻边，翻边开始位置应距离回弯头胀口斜边与胀接槽交接处2mm，翻边角度15°；翻边与胀接应同时进行，不得过胀。
3.3.4.12 胀管后管子的内表面应达到：翻边均匀过渡，无裂纹和明显的皱折、压痕，内部管壁光洁平滑。
3.3.4.13 胀管检查合格后，应洗净堵头接触面，在堵头上涂上一层机油调合的石墨粉，按拆卸时的标记对号上堵头，并上紧顶紧螺丝。
3.3.5 炉管与急弯弯管、回弯头，炉管与炉管的焊接
3.3.5.1 焊接现场必须有防风、雨、雪侵袭的设施，施焊的环境温度不得低于5℃，手工电弧焊时风速不得大于8m/s，氩弧焊时风速不得大于2m/s，环境相对温度不得大于90%。 3.3.5.2 炉管、管件、焊材以及对焊工的资质要求必须符合SH 3085《石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件》和SH 3506《管式炉安装工程施工及验收规范》的规定。 3.3.5.3 对铬钼钢炉管及管件的焊接，若因施工条件难以进行焊后热处理，且炉管壁温低于425℃时，经设计单位或主管部门书面同意，可选用高铬镍（25Cr-13Ni以上）奥氏体
专业资料整理
WORD完美格式编辑
焊接材料进行焊接，焊前仍应按SH 3085《石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件》的要求进行预热，焊后可不做热处理。 3.3.5.4 炉管焊管坡口的型式及尺寸，应符合设计文件的要求。炉管焊接坡口应采用机械方法加工。
3.3.5.5 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艺规程的要求进行。首次施焊的钢种、焊材和焊接工艺，应在焊前进行焊接工艺评定。评定合格后，应编写焊接工艺评定报告，并据此编写焊接工艺规程，经技术负责人审查批准后实施。
3.3.5.6 焊接前，应先将坡口端面20mm范围内的氧化皮、水、油污、油漆、垢、毛刺等清洗干净，并用砂轮打磨直至露出金属光泽。
3.3.5.7 焊在180℃急弯弯管或焊接口弯头上的两根炉管的两端应齐全，长短相关不得超过2mm，并保证规定的对口间隙。 3.3.5.8 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.
3.3.5.9 炉管和管件施焊前，应根据钢材的淬硬性、焊接环境、焊接方法进行预热，预热温度和方法应符合SH 3085《石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊技术条件》的规定。 3.3.5.10 焊后热处理
a. 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 3085《石油化工管式炉碳钢和铬钼钢炉管焊接技术条件》的规定。
b. 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，抽检数量应不少于热处理焊口总量的10%。所测焊缝及热影响区的硬度值应小于母材的125%，且应符合下列要求，否则，必须重新进行热处理并做硬度测试：
12CrMo、15CrMo、1.25Cr-0.5Mo HB≤225 1Cr2Mo、2.25Cr-1Mo、1Cr5Mo、1Cr9Mo HB≤241 c. 对先进行无损检测后进行热处理的焊缝，焊后热处理完成后，应对热处理焊口做10%超声波检测及渗透或磁粉检测，以无裂纹为合格。
3.3.5.11 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：
a. 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。 b. 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。
c. 焊缝表面的咬边深度不得大于0.5mm，焊缝两侧咬边总长度不得超过该焊缝总长度的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。
3.3.5.12 对接焊缝应进行100%无损探伤。检测方法宜采用射线检测。若采用超声检测时，需用射线检测复验，复验比例为焊缝总数的20%。上述两种检测方法均应符合现行标准JB 4730《压力容器无损检测》的规定。其中，射线检测合格等级为II级，超声检测合格等级为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。
3.3.5.13 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。经过两次焊接返修仍不合格的焊缝，如需要进行返修，应编制返修工艺措施，经技术总负责人批准后方可实施，并将返修次数、部位和无损检测等结果记入焊缝返修记录中。返修后仍按原规定方法进行检测。要求焊后热处理的，应在热处理前进行返修。如在热处理后还需返修，返修后应重新进行热处理并做硬度测试。 3.3.6 炉管的安装
3.3.6.1 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。 3.3.6.2 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。 3.3.6.3 炉管安装或焊接前，应将管内、外壁清扫干净。
3.3.6.4 立管吊装时应平稳，不得撞击炉墙和衬里。水平管穿管时，不得撞击管板、管架和折流砖。
3.3.6.5 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。若立管采用炉内吊管时，炉管上部弯管应与吊钩紧密接触，并使吊钩确实承重，炉管中部的拉钩不应与炉管紧密接触，以免影响炉管自由膨胀。炉管下部弯管上的导向管应垂直插入炉底的定
专业资料整理
WORD完美格式编辑
位孔内，不得强制插入。炉管在长度方向上应能自由膨胀。 3.3.6.6 立管采用炉内下部支撑时，炉管上部的导向吊挂应按设计文件要求正确安装，炉管应能向上自由膨胀。
3.3.6.7 圆筒炉辐射管组焊安装后，其节圆直径误差不大于设计值的0.2%，并不超过12mm。 3.3.7 燃烧器的检修
3.3.7.1 燃烧器安装必须按图施工，方位应符合设计图要求，经交接验收合格后方可安装，位置偏差应小于8mm。
3.3.7.2 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5mm。油或瓦斯的高度位置必须严格按照设计要求，其垂直度偏差不大于1mm。
3.3.7.3 燃烧器的喷嘴及供气、供油、供汽系统的管路必须畅通无阻，连接部位应严密、无泄漏。
3.3.7.4 喷嘴砖砌筑时必须磨砖对缝，砖缝不得大于2mm。
3.3.7.5 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。 3.3.7.6 燃烧器油、气安装前，可用蒸汽或水试验检查喷射角度，有条件时第一次使用的油应进行冷态试验。
3.3.8 耐火砖、耐火衬里的检修 3.3.8.1 施工前的准备：
a. 施工的环境温度应保持在5℃以上，夏季或冬季施工应分别采取降温或保温措施，雨季应有防雨及排水措施。
b. 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。
c. 各种管架、套管及其他金属构件（锚固件除外）埋在炉衬内的部分，应按设计文件要求留置膨胀间隙。设计文件无要求时，可缠绕牛皮纸或耐火纤维纸。管嘴应有防止堵塞措施。
d. 炉内锚固件及托砖板等器壁上的附件要按设计文件的要求完成施工并通过检验验收。
e. 施工前应将炉壁内表面的焊渣、油污、浮锈及其他附着物清理干净，除锈后的炉壁表面应防止雨淋受潮，必要时应采取内壁防腐措施。 3.3.8.2 耐火砖砌筑
a. 砌筑所用的耐火砖（包括耐火泥浆）的种类、外观尺寸、理化性能指标应符合设计文件要求和SH 3534《石油化工筑炉工程施工及验收规范》的规定。当设计未规定泥浆的种类、牌号和性能指标时，应根据炉子的温度和操作条件选定。
b. 耐火砖在砌筑前，应经外观尺寸检查并挑选合格后方可使用。经挑选的耐火砖应分类挂牌标识，分类应按砌筑方式决定。
c. 耐火砖在砌筑时，经挑选后仍不能满足砌筑要求，应对砖进行加工。砖加工的精细程度，根据砌体质量要求来决定。
d. 砌筑工业炉宜采用成品泥浆，泥浆的最大粒径不应大于规定砖缝厚度的30%。当无成品耐火泥浆而需现场配制时，应按照SH 3534《石油化工筑炉工程施工及验收规范》的规定进行配制。在配好的泥浆内不得任意加水。对松动的耐火砖必须刮去旧泥浆重砌。冻过或已初凝的泥浆不得再使用。
e. 砌筑工业炉砌体，应符合下列规定：
1） 砌体应错缝砌体筑，同一砖层内前后相邻砖列和上下相邻砖层的砖缝不得重缝； 2) 砌体应横平竖直，表面光滑平整；
3) 砌体的砖缝中，泥浆应饱满，其表面应勾缝。砖缝厚度一般不应大于2~3mm； 4） 复杂或重要的部位，必要时可进行预砌筑；
5) 不得在砌体上砍凿砖，砖体砌筑时，可使用木锤或橡胶锤找正。在泥浆干固后，不得敲打砌体；
6）砌砖中断或返工拆砖而必须留茬时，应做成阶梯形的斜茬；
7) 耐火砖体中不得使用宽度、长度小于原砖1/2的砖或厚度小于原砖2/3的砖，吊砖的砖槽不得加工。砖的加工面，不宜朝向炉膛和烟气通道的内表面；
8) 耐火和隔热砌体，在施工过程中，直至投入生产前，应防止雨淋。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
f. 耐火砖砌体应按设计文件和SH 3534规范要求留设膨胀缝并严格施工，膨胀缝内应保持清洁，按照规定填充材料。
g. 工业炉一般部位的泥浆饱满度不得低于90%。对气密性要求较严格以及有溶渣侵蚀的部位，其砖缝的泥浆饱满度不应低于95%。
h. 工业炉砌体的允许偏差和检查应按照设计文件要求和SH 3534《石油化工筑炉工程施工及验收规范》的规定执行。
3.3.8.3 不定型耐火材料炉衬的修补或更换
a. 不定型耐火材料炉衬包括耐火浇注料、耐火喷涂料、耐火可塑料和耐火涂抹料。施工方法分为手工涂抹、手工捣制、支模浇注、机械喷涂等。
b. 受潮结块的水泥不得使用。
c. 耐火浇注料炉衬成型后，不得抹面。
d. 耐火浇注料应充分搅拌均匀，搅拌好的浇注料应在初凝前使用。要按规定要求严格控制水质和水灰比。
e. 不定型耐火材料炉衬的施工和检验应严格按照设计文件要求、SH 3534《石油化工筑炉工程施工及验收规范》和SH/T 3115《石油化工管式炉轻质浇注料衬里工程技术条件》的规定执行。施工前和施工中应制作试块，对材料的性能进行实验。材料的性能应满足设计文件的要求。
f. 喷涂或捣制完的衬里应密实，厚度均匀，无孔洞，表面平整，但不得压光。厚度误差不得大于5mm。
g. 衬里局部修补时，必须将修补部位的衬里凿到坚实面（至少凿出一个锚固钉），接合处应外小内大，并清理干净，用不充分湿润；修补用料、养护方法应和原炉衬一致。
h. 炉衬在施工后应按规定养护，养护后应在干燥环境保管，防止日晒、风吹、雨淋和受冻。施工后至烘炉前，应防止急热和强震。
i. 衬里的养护，应按设计规定或材料生产厂家的施工说明书进行。如无规定，则应按照SH 3534《石油化工筑炉工程施工及验收规范》第6.2.13条的规定执行。 3.3.8.4 耐火纤维炉衬的检修
a. 耐火纤维炉衬可采用层铺式、叠砌式、贴面式方法施工，不定型耐火纤维炉衬施工可手工涂抹、支模浇注和机械喷涂。
b. 设计要求对炉壳特殊防腐处理时，炉壳除锈应满足设计要求。无特殊防腐要求时，炉壳除锈应符合第3.3.8.5条规定。
c. 耐火纤维炉衬不得受外力碰撞。喷涂炉顶时，炉顶外壁不得敲打震动，且喷涂过程中不得污染燃烧器、炉管等炉内器件。
d. 耐火纤维炉衬施工和检验应严格按照设计文件要求和SH 3534《石油化工筑炉工程施工及验收规范》的规定执行。
e. 耐火纤维及制品在施工过程中直至投产前，均应防止受潮或雨淋。 3.3.9 其他加热炉设备的检修
3.3.9.1 管架、管板、砖架和锚固件
a. 管架、管板、砖架和锚固件在安装前应进行外观检查，其表面质量、外形尺寸应符合设计文件和有关标准的规定。
b. 铸造的管架、管板和砖架在安装时，严禁敲打、摔撞和强制安装，螺栓不应拧得过紧，上紧后应退回1/4扣。
c. 耐热铸钢件的焊接应由合格焊工按照评定合格的焊接工艺规程进行。焊接时应采取预防变形措施。
d. 管架、管板、砖架、托砖板和吊砖架的安装应按照SH 3506《管式炉安装工程施工及验收规范》的规定执行。
e. 锚固件的安装应符合下列规定：
1）锚固件的焊接材料与锚固件材质及炉壳体材质相匹配；
2) 锚固件的规格、材质、安装位置、方向应符合设计文件的规定； 3) 锚固件与炉壳体的连接应逐个检查，必须牢固。 3.3.9.2 吹灰器
a. 支架必须焊接牢固，传动系统应运行正常，吹灰器转动灵活，伸缩长度符合设计要
专业资料整理
WORD完美格式编辑
求。
b. 调试程控器应工作正常，满足定时吹灰的需要。控制电缆和各个接点、电气元件应无受潮、锈蚀、接触不良、短路等异常情况。
c. 蒸汽吹灰器的蒸汽管线、阀门应畅通、无泄漏、蒸汽系统没有排凝设施的必须增设排凝设施。
d. 声波导管、激波发生器和发射喷口应完好，各接口处应无泄漏。
e. 激波吹灰器主发生器的燃气（如乙炔）和配风系统应工作正常，燃气系统阀门应无泄漏。
3.3.9.3 空气预热器
a. 换热管必须清扫干净，无灰垢；各部位密封良好，风道蝶阀开闭灵活。 b. 空气预热器内的隔热衬里无脱落、破损，连接的烟、风道完好无泄漏；
c. 引风机、鼓风机应运转平稳、无振动，入口的调节挡板应动作灵活，非金属柔性补偿器应完好无破损。
3.3.9.4 人孔门、观察孔和防爆门安装位置的偏差应小于8mm，人孔门与门框、观察孔与孔盖均应接触严密、转动灵活。
3.3.9.5 烟、风道挡板应转动灵活，挡板与衬里内壁的间隙符合设计要求。手动或电动调节机械应启闭准确、转动灵活，开、关位置与标记指示相一致。 3.3.9.6 应对全部氧含量分析仪（包括探头）、热电偶和负压表（包括探头）进行检查、清扫和标定。
3.3.10 保温、油漆及防腐
3.3.10.1 加热炉炉体钢结构的防腐、油漆或保温应按设计文件或根据相关规范要求进行。 3.3.10.2 更换炉壁、炉顶钢板、烟风道和风机壳体等时，均必须先刷防腐耐温涂料。 3.3.10.3 对因油漆保温脱落而造成锈蚀的炉体钢结构应重新进行防腐、保温或油漆。保温、油漆及防腐前必须先清除被刷表面的脏物并除锈，而后防腐、刷漆或保温。 3.3.10.4 炉体钢结构面漆颜色，参见 SH 01034-2004《设备及管道涂层检修规程》的规定。 3.4 烘炉
3.4.1 筑炉工程施工完成后，应及时组织烘炉。如不能及时烘炉，应采取相应的保护措施。 3.4.2 耐火浇注料炉衬应按SH/T 3115《石油化工管式炉轻质浇注料衬里工程技术条件》和SH 3534《石油化工筑炉工程施工及验收规范》的有关规定进行养护。养护完毕，应在环境温度5℃以上，根据施工面积的大小，自然干燥2~5天后，再进行烘炉。
3.4.3 全耐火纤维炉衬的炉子，不需烘炉即可投入生产。如使用热硬性粘结剂粘结炉时，投产前应按规定升温。
3.4.4 烘炉时炉管内应先通入蒸汽进行暖炉，当炉膛温度升到约130℃时，再点燃燃烧器。烘炉时宜采用气体燃料。烘炉过程中，升温应均匀，烘炉曲线应按照生产厂家的规定或参照图1曲线进行。
3.4.5 烘炉过程中，炉管出口的蒸汽温度应为：碳钢炉管不得超过350℃，铬钼钢炉管不得超过450℃。
3.4.6 烘炉时应做好记录，并绘制实际烘炉曲线。
3.4.7 烘炉结束后，应对筑炉质量进行全面检查，并做好检查记录。如有损坏应及时分析原因并加以修补。
3.4.8 耐火浇注料炉衬烘炉后，其炉衬表面裂纹宽度不应大于3mm，连续长度不应大于500mm，且不应有贯穿性网状裂纹。特殊材质的耐火浇注料按设计规定。炉衬表面裂纹宽度大于3mm、长度大于500mm或有贯穿性裂纹时应进行修补，裂纹修补方法与设计和监理商定。当无特殊要求时，可用浸泡水玻璃泥浆或磷酸盐泥浆和高温粘结剂的耐火纤维填塞。
4 试验与验收
4.1 炉管压力试验
4.1.1 加热炉炉管部分检修施焊后，必须进行整体强度试验。炉管系统的强度试验压力和方法应按照设计文件的规定进行。当设计无规定时，应按照GB 50235《工业金属管工程施工
专业资料整理
WORD完美格式编辑
及验收规范》的规定执行。
4.1.2 试压前应检查炉管及炉管有关的钢结构、管架、管板、仪表管嘴等的安装和筑炉施工是否符合设计文件的规定。用弹簧吊架吊置的炉管，在液压试验前应采取临时支撑固定。 4.1.3 液压试验应使用洁净水，奥氏体不锈钢炉管试验用水的氯离子含量应小于25ppm。水压试验前注液体时，应将炉管内的空气排净。碳钢和奥氏体不锈钢炉管试验时，环境温度不宜低于5℃；铬钼钢炉管试验时，环境温度不宜低于15℃。否则应采取加热或防冻措施。 4.1.4 试验用压力表应经校验合格，精度不低于1.5级，表的满刻度值为最大被测压力的1.5~2倍，压力表不应少于两块。
4.1.5 试压合格后，必须立即将水放净，并用压缩空气或氮气将水吹扫干净。 4.2 验收
4.2.1 加热炉检修完毕后，应组织检查验收，确认检修任务完成并质量合格。 4.2.2 加热炉检修完毕交工验收时应提交下列技术条件：
a. 设备、材料、加工订货件的质量证明书、有关检验、试验报告； b. 钢结构、管架、弹簧吊架安装记录；
c. 炉管焊缝的外观检查报告、无损检验报告、热处理报告、焊缝返修记录、焊缝位置单线图；
d. 炉管胀接记录；
e. 炉管试压记录、吹扫记录； f. 燃烧器安装记录； g. 封闭和隐蔽工程记录； h. 筑炉工程施工检验记录； i. 耐火浇注料施工试验报告； j. 烘炉记录；
k. 设计变更单及材料代用证明文件。
4.2.3 工程验收交工技术文件应符合SH 3503《石油化工工程建设交工技术文件规定》的规定。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5 维护
5.1 加热炉的运行管理应遵照《中国感化股份公司炼油生产装置管式加热炉运行管理规定》的要求执行。操作中应严格遵守操作规程及加热炉工艺指标，保证加热炉在设计允许的范围内运行，严禁超温、超压、超负荷运行，并尽量避免过低负荷运行（过低负荷一般指低于设计负荷的60%）。在提高加热炉热效率的同时，应避免烟气露点腐蚀。要合理控制物料进料温度，确保炉管壁温高于烟气露点温度。
5.2 为了节能降耗，加热炉运行应控制以下指标：
5.2.1 最终排烟温度一般应不大于170℃。如燃料含硫量偏离设计值较大，则应进行标定和烟气露点测试，然后确定加热炉合理的烟气排放温度；
5.2.2 为了保护燃烧完全，应尽量降低排放烟气中的CO含量，一般应不大于100ppm； 5.2.3 对流室顶部烟气中的氧含量，燃气加热炉应控制在2~4%；燃油加热炉应控制在3~5%。 5.3 为了保护环境，减少设备腐蚀，应采取有效措施控制燃烧中的硫化物含量，减少排放烟气中的SO2、SO3等硫化物含量。燃料气中总硫量应不大于100ppm；燃料油中总硫含量应不大于1%。
5.4 加强加热炉运行情况的检查和管理。 5.4.1 生产装置管理人员应做好下列工作：
5.4.1.1 每日至少对本装置管辖范围内加热炉的运行情况进行一次巡检。
5.4.1.2 每周应做一次炉效分析工作；每月应编写本装置加热炉运行情况分析报告。
5.4.1.3 应加强加热炉的日常维修，特别是对引风机、烟道挡板、吹灰器等附件的维修。发现问题要及时修理，排除故障，不得影响加热炉的正常运行。 5.4.2 生产装置操作人员应按以下规定进行巡回检查： 5.4.2.1 每1~2小时检查一次燃烧器及燃料油（气）、蒸汽系统。检查燃烧器有无结焦、堵塞、漏油现象，长明灯是否正常点燃；油、瓦斯应定期清洗、保养，发现损坏及时更换；备用的燃烧器应关闭风门、汽门；长时间停用的油、瓦斯应拆下清洗保存。 5.4.2.2 每1~2小时检查一次加热炉进出料系统，包括流控、分支流控、压控及流量、压力、温度的一次指示是否正常，随时注意检查有无偏流。情况异常必须查明原因，并及时处理。 5.4.2.3 每班检查灭火蒸汽系统。检查看火窗、看火孔、点火孔、防爆门、人孔门、弯头箱门是否严密，防止漏风。检查炉体钢架和炉体钢板是否完好严密，是否超温。
5.4.2.4 每班检查辐射炉管有无局部过烧、开裂、鼓包、弯曲等异常现象，检查炉内壁衬里有无脱落，炉内构件有无异常，仪表监测系统是否正常。
5.4.2.5 每班检查燃烧器调风系统、风门挡板、烟道挡板是否灵活好用，余热回收系统的引风机、鼓风机是否正常运行。发现问题应及时联系处理。
5.4.2.6 有吹灰器的加热炉，每班至少吹灰一次，并检查吹灰器有无故障，是否灵活好用；使用蒸汽吹灰器的，应经常检查蒸汽系统有无泄漏，吹灰前须先排蒸汽凝结水。 5.4.2.7 每天应检查一次仪表完好情况。每季度至少应对所有氧含量分析仪标定一次，发现问题及时处理。
5.4.2.8 应定期检查避雷针和接地线的完好状况。
5.4.2.9 加热炉的控制保护、联锁应符合中国石化的有关规定。
5.4.3 操作人员应精心操作，保持加热炉良好的运行状态。要加强三门一板（油门、汽门、风门，烟道档板）的调节，保证炉膛明亮不浑浊，避免燃烧器火焰过长、过大、冒烟，严禁舔管。要尽量保持多火嘴齐火焰，维持高效运行。在火焰区停用的火嘴应稍开蒸汽保护。 5.5 加热炉的运行维护中，要特别注意防止以下意外事故、故障的发生；
a. 炉管破裂，炉膛着火； b. 熄火，爆燃； c. 炉衬烧损、塌落；
d. 火焰偏斜、舔管和二次尾燃； e. 突然停电、停汽、停风。
发生事故时，要按照安全操作规程和事故预案的规定，在避免事态扩大的前提下，尽可能地保护设备，减少损失。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5.6 加热炉的开停工必须严格按照工艺操作规程执行。开停工前必须制定详细严谨的开停工方案，并经有关部门审核会签。停工时要特别要注意防止硫化物在对流定内自燃，防止连多硫酸造成奥氏体不锈钢炉管应力腐蚀开裂。
附加说明：
1 本规程由金陵石油化工公司炼油厂负责起草，起草人李建平（2004）。
2 本规程由金陵分公司负责修订，修订人徐平（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5．塔类设备维护检修规程
SHS 01007-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（61） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（61） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（61） 4 试验与验收 …………………………………………………（66） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（67）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了塔类设备的检修周期与内容、检修与质量标准、试验与验收、维护与故障处理。
1.1.2 本规格适用于设计压力低于10.0MPa（包括真空）、设计温度为-40℃~550℃的钢制板式塔和填料塔。 1.2 编写修订依据
SHS 01033-2004 设备及管道保温、保冷维护检修规程 SHS 01034-2004 设备及管道涂层维护检修规程 SHS 01004-2004 压力容器维护检修规程 HGJ 211-85 化工塔类设备施工及验收规程 SH 3098-2000 石油化工塔器设计规范
SH/T 3096-2001 加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则
1.3 受压元件的维护检修遵照SHS 01004-2004《压力容器维护检修规程》。 1.4 对具有特殊结构的塔还应符合设计规定。
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
结合装置停工检修，检修周期一般为3~6年。 2.2 检修内容
2.2.1 清扫塔内壁和塔盘等内件。
2.2.2 检查修理塔体和内衬的腐蚀、变形和各部焊缝。 2.2.3 检查修理塔体或更换塔盘板和鼓泡元件。 2.2.4 检查修理或更换塔内构件。
2.2.5 检查修理分配器、集油箱、喷淋装置和除沫器等部件。 2.2.6 检查校验安全附件。
2.2.7 检查修理塔基础裂纹、破损、倾斜和下沉。 2.2.8 检查修理塔体油漆和保温。
3 检修与质量标准
3.1 检修前准备
3.1.1 备齐必要的图纸、技术资料，必要时编制施工方案。 3.1.2 备好工机具、材料和劳动保护用品。
3.1.3 塔设备与连接管线应加盲板隔离。塔内部必须经过吹扫（蒸煮）、置换、清洗干净，并符合有关安全规定。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.1.4 加工高含硫原油装置的塔设备经吹扫转换后，内部残留的硫化亚铁遇空气会引起自燃，必须在塔设备吹扫（蒸煮）后用钝化剂进行钝化和水清洗。 3.2 拆卸与检查
3.2.1 人孔拆卸必须自上而下逐只打开。
3.2.2 进入塔内检查、拆卸内件必须符合有关安全要求。 3.2.3 塔内的筒体检查内容
3.2.3.1 检查塔体腐蚀、变形、壁厚减薄、裂纹及各部件焊接情况，筒体有内衬的还应检查其腐蚀、鼓色和焊缝情况。 3.2.3.2 检查塔内污垢的情况。 3.2.3.3 检查塔体的附件完好情况。 3.2.4 塔内件的检查内容
3.2.4.1 检查塔板各部件的结焦、污垢、堵塞情况，检查塔板、鼓泡元件和支承结构的腐蚀变形及坚固情况。塔盘、鼓泡元件和各构件等几何尺寸和材质应符合图纸规定。
3.2.4.2 检查塔板上各部件（出口堰、受液盘、降液管）的尺寸是否符合图纸及标准。 3.2.4.3 对于各种浮阀、条阀塔板应检查其浮阀、条阀的灵活性，是否有卡死、变形、冲蚀等现象，浮阀、条阀孔是否有堵塞等情况。
3.2.4.4 检查分配器、集油箱、喷淋装置和涂沫器等部件的腐蚀、结垢、破损、堵塞情况。 3.2.4.5 检查填料的腐蚀、结垢、破损、堵塞等情况。 3.3 检修质量标准 3.3.1 塔体
塔体同一断面的不圆度允差见表1。
表1 不圆度允差 mm
塔体承压形式 内压 外压 内外压 部位 塔体 塔体 塔板处 不圆度 ≤1%DN，且不大于25 ≤0.5%DN，且不大于25 ≤0.5%DN，且不大于15 3.3.1.1 塔体筒节更换按设计要求进行
塔体分段处外圆周长允差见表2。塔体分段处端面不平度偏差不大于1%DN，且不大于2mm。
表1 不圆度允差 mm
800~ 1300~1700~2600~3200~4200~6200~塔公称直径DN ＜800 ＞7600 1200 1600 2400 3000 4000 6000 7600 外圆周长允差 ±5 ±7 ±9 ±11 ±13 ±15 ±18 ±21 ±24 塔体高度允差为3‰H，且不许超过表3的规定。
表3 塔体高度允差 mm
塔体高度H/m 允差△H H≤30 ±30 30＜H＜60 ±40 60＜H＜90 ±60 H＞90 每增加10m，加差5mm 3.3.1.2 塔体不直度允差见表4。
表4 塔体不直度允差
塔体长度 H/m 塔体不直度/mm 专业资料整理
WORD完美格式编辑
H≤20 20＜H≤30 30＜H≤50 50＜H≤70 70＜H≤90 90＜H ≤2H/1000且不大于20 ≤H/1000 ≤35 ≤45 ≤55 ≤65 3.3.1.3 塔体防腐层不应有鼓泡、裂纹和脱层。 3.3.1.4 塔体的保温材料符合图纸要求。
3.3.1.5 塔体外壁按SHS 01034-2004《设备及管道涂层检修规程》、SHS 01033-2004《设备及管道保温、保冷维护检修规程》的规定刷漆、保温。 3.3.2 塔内件
3.3.2.1 内件安装前，应清理表面油污、焊渣、铁锈、泥沙和毛刺等。对塔盘零部件还应编制序号，以便组装。
3.3.2.2 塔内构件和塔盘等必须坚固牢靠，不得有松动现象。 3.3.2.3 塔盘板排列和开孔方向，塔盘板和塔内构件之间的连接方式、尺寸和密封填料等应符合图纸规定。
3.3.2.4 塔盘、鼓泡元件和塔内构件等受腐蚀、冲蚀后，其剩余厚度应保证至少能使用到下个检修周期。
3.3.3 板式塔内件检修标准 3.3.3.1 支承圈
a. 支承圈上表面应平整，整个支承圈上表面水平度允差见表5。
表5 支承圈上表面水平度允差 mm 塔器公称直径 DN ≤1600 ＞1600~4000 ＞4000~6000 ＞6000~8000 ＞8000~10000 水平度允差 3 5 6 8 10 b. 相邻两层支承圈的间距尺寸偏差为±3mm，任意两层支层圈间距尺寸偏差在20层内为±10mm。 3.3.3.2 支承梁
a. 支承梁上表面应平直，其直线度公差值为1‰L（L为支承梁长度），且不大于5mm。 b. 支承梁安装后，其上表面应与支承圈上表面在同一水平面上，其水平度允差同表1。 3.3.3.3 受液面、降液板和溢流堰
a. 受液盘上表面应平整，整个受液盘上表面的水平度允差见表6。
表6 支承圈上表面水平度允差 mm
塔器公称直径 DN ≤4000 ＞4000 水平度允差 3 1‰L，且不大于7 b. 受液盘、降液板组装后，降液板底端与受液盘的垂直距离K（mm）的允差、降液板
专业资料整理
WORD完美格式编辑
与受液盘之间的水平距离B（mm）的允差见图1。
c. 固定在降液板上的塔盘支承件，其上表面与支持圈上表面应在同一水平面上，允许偏差在-0.5mm与+1mm之内。
d. 溢流堰安装后，堰顶端直线度公差值见表7，堰高允差见表8。
表7 溢流堰顶端直线度公差值表 mm
塔器公称直径 DN ≤1500 ＞1500~2500 ＞2500 表8 溢流堰高允差表 mm
塔器公称直径 DN ≤3000 ＞3000 3.3.3.4 塔盘板 a. 塔盘板应平整，整个塔盘板的水平度公差值见表9。
堰高允差 ±1.5 ±3 直线度 3 4.5 6
表9 塔盘板的水平度公差值表 mm 水平度允差 塔盘板长度L 筛板、浮阀、泡罩、网孔塔盘 ≤1000 2 ＞1000~1500 2.5 ＞1500 3 b. 塔盘组装后，塔盘面水平度在整个面上的公差值见表10. 舌形塔盘 3 3.5 4
表10 塔盘面水平度公差值表 mm 塔体内径 DN 水平度允差 专业资料整理
WORD完美格式编辑
≤1600 ＞1600~4000 ＞4000~6000 ＞6000~8000 ＞8000~10000 4 6 9 12 15 3.3.3.5 浮阀 a. 浮阀弯脖角度一般为45°~90°，且浮阀应开启灵活开度一致，不得有卡涩和脱落现象。
b. 塔盘上阀孔直径冲蚀后，其孔径增大值不大于2mm . 3.3.3.6 圆泡罩
a. 圆泡罩安装时，应调整泡罩高度，使同一层塔盘上所有泡罩齿根到塔盘板上表面的高度符合图纸要求，其尺寸偏差为±1.5mm。
b. 圆泡罩与升气管的同心度偏差不大于3mm。 3.3.3.7 浮动喷射塔盘
a. 托板安装后，梯形孔底面的水平度公差值为2‰DN；托板平等度及间距偏差不大于1mm。
b. 浮动板安装后，应开启灵活，开度一致，不得有卡涩和脱落现象。 3.3.3.8 条形泡罩
a. 条形泡罩安装时，应调整泡罩高度，使同一层塔盘上所有泡罩齿根到塔盘板上表面的高度符合图纸规定，其尺寸偏差为±1.5mm。
b. 条形泡罩与升气罩的中心位置偏差不大于3mm。 3.3.3.9 S形泡罩
a. S形泡罩安装时，应调整泡罩高度，使同一层塔盘上所有泡罩齿根到塔盘板上表面的距离符合图纸要求，其尺寸偏差为±5mm。
b. 相邻S形泡罩安装中心位置偏差不大于3mm。 3.3.3.10 网孔塔盘
网孔塔盘组装后，进口堰尺寸偏差见图2，挡沫板尺寸偏差见图3。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.3.11 其他新型塔盘按原设计要求进行 3.3.4 填料塔内件 3.3.4.1 支承结构
a. 填料支承结构应平稳、牢固、通道孔不得堵塞。
b. 填料支承结构水平度（指规整填料）不大于2‰DN，且不大于4mm。 3.3.4.2 液体分布装置
a. 喷雾孔不得堵塞。
b. 溢流槽支管开口下缘（齿高）应在同一水平面上，其水平度公差值为2mm。
c. 宝塔式喷头各个分布管应同心，分布盘底面应位于同一平面内，并与轴线垂直。盘表面应平整光滑、无渗漏。
d. 液体分布装置安装位置公差见表11。
表11 液体分布装置安装位置公差表 mm
部件名称规格 公布管、公布盘 公称直径DN 液流盘、液流槽 公称直径DN 莲蓬喷头 宝塔喷头 水平度公差 DN≤1500 DN＞1500 3 4 垂直度公差 — — ≤1 ≤1 中心偏差 3 5 3 3 高度偏差 3 10 3 3 1‰DN，且不大于4 — — 3.3.4.3 除沫器
a. 除沫筐之间及除沫筐与器壁之间均应挤紧，并用栅板压紧固定。
b. 除沫器安装中心、标高及水平均应符合技术规定，丝网不得堵塞、破损。 3.3.4.4 填料的装填按原设计要求
3.3.5 加工高硫原油重点装置塔设备材质要求
为满足石油化工企业加工高硫原油的需要，提高重点装置塔设备防腐能力，保证安全生产及长周期运行，对加工高硫低酸值原油（S≥1.0%（wt）；酸值不大于0.5mgKOH/g）和高硫高酸值原油（S≥1.0%（wt）；酸值不大于0.5mgKOH/g）的重点装置塔设备材质不低于SH/T 3096-2001《加工高硫原油重点装置主要设备设计选材导则》规定的要求。
4 试验与验收
专业资料整理
WORD完美格式编辑
4.1 试验
4.1.1 检修记录齐全、准确。
4.1.2 确认质量合格，并具备试验条件。 4.1.3 泡罩塔盘应做充水和鼓泡试验。 4.1.3.1 充水试验
试验前应将所有泪孔堵死，加水至泡罩最高液面，充水后10min，水面下降高度不大于5mm为合格，试验后应使所有泪孔畅通。 4.1.3.2 鼓泡试验
将水不断地注入受液盘内，在塔盘下部通入0.001MPa以下的压缩风，要求所有齿缝都均匀鼓泡，且泡罩无震动现象为合格。
4.1.4 填料塔盘液体分布装置应做喷淋试验，按技术要求通入具有一定压力和流量的清洁水，要求喷淋装置在塔截面上分布均匀，喷孔不得堵塞。 4.2 验收
4.2.1 试运行一周，各项指标达到技术要求或能满足生产需要。 4.2.2 设备达到完好标准。 4.2.3 提交下列技术资料：
a. 设计变更及材料代用通知单，材质、零部件合格证。 b. 隐蔽工程记录和封闭记录。 c. 检修记录。
d. 焊缝质量检验（包括外观、无损探伤等）报告。 e. 试验报告。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 塔器操作中，不准超温、超压。 5.1.2 定时检查安全附件，应灵活、可靠。
5.1.3 定时检查人孔、阀门和法兰等密封点的泄漏。 5.1.4 定时检查受压元件等。 5.2 常见故障及处理（见表12）
表12 常见故障与处理 mm
序号 故障现象 故障原因 处理方法 1 物料中含有机械杂质（如泥、砂等） 物料中有结晶析出和沉淀 工作表面结垢 硬水所产生的水垢 设备结构材料被腐蚀而产生的腐蚀产物 2 3 增加过滤设备 清除结晶、水垢和腐蚀产物 采取防腐蚀措施 调整工艺 拧紧松动螺栓 法兰连接螺栓没有拧紧 更换变形螺栓 螺栓拧的过紧而产生塑性变形 由于设备在工作中发生振动，而引清除振动，拧紧松动螺栓 起螺栓松动 法兰密封泄漏 密封垫圈产生疲劳破坏（失去弹性） 更换变质的垫圈 垫圈受介质腐蚀而坏 法兰密封面损伤 选择耐腐蚀垫圈 法兰变形 加工法兰密封面 温度、压力突变 更换新法兰 稳定操作 塔体局部变形 塔局部腐蚀或过热使材料强度降防止局部腐蚀产生 专业资料整理
WORD完美格式编辑
4 5 低，而引起设备变形 开孔无补强或焊缝处的应力集中，使材料的内应力超过屈服极限而发生塑性变形 当受外压设备的工作压力超过临界工作压力时，设备失稳而变形 局部变形加剧 焊接的内应力 塔体出现裂缝、气液冲击作用 穿孔 结构材料缺陷 振动与温差的影响 应力腐蚀 安装不牢 塔板上鼓泡元操作条件破坏 件脱落和腐蚀 泡罩材料不耐腐蚀 矫正变形或切割下严重变形处，焊上补板 稳定操作 修补 重新调正 改善操作，加强管理 选择耐蚀材料，更换泡罩 附加说明： 1 本规程由巴陵石化股份公司负责起草，起草人李玲、何利民（2004）。
2 本规程由镇海炼化股份公司负责修订，修订人蔡如迪、陈忠忠（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
6．管壳式换热器维护检修规程
SHS 01009-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（70） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（70） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（70） 4 试验与验收 …………………………………………………（73） 5 维护 …………………………………………………………（74）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了换热设备的检修周期与内容、检修与质量标准、试验与验收、维护与故障处理。
1.1.2 本规格适用于操作压力在35MPa以下的石油化工钢制固定管板式、浮头式U形管式、螺纹锁紧环式等管壳式换热器及釜式重沸器。若有特殊要求的换热器应遵循其特殊的维护检修规程。
1.1.3 受压元件的检修遵照SHS 01004-2004《压力容器维护检修规程》。 1.2 编写修订依据
GB 151-1999 钢制管壳式换热器
令（373）号 《特种设备安全监察条例》
质技监局锅发[1999]154号 《压力容器安全技术监察规程》 HGJ 229-91 工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
根据《压力容器安全技术监察规程》的要求，结合企业的生产状况，统筹考虑。一般为2~3年。 2.2 检修内容
2.2.1 抽芯、清扫管束和壳体。
2.2.2 进行管束焊口、胀口处理及单管更换。
2.2.3 检查修理管箱及内附件、浮头盖、钩圈、外头盖、接管等及其密封面，更换垫片并试压。
2.3.4 更换部位螺栓、螺母。 2.3.5 壳体保温修补及防腐。 2.3.6 更换管束或壳体。
3 检修与质量标准
3.1 检修前准备
3.1.1 掌握运行情况，备齐必要的图纸资料。
3.1.2 准备好必要的检修工具及试验胎具、卡具等。 3.1.3 内部介质置换清扫干净，符合安全检修条件。 3.2 检查内容
3.2.1 宏观检查壳体、管束及构件腐蚀、裂纹、变形等。必要时采用表面检测及涡流检测抽查。
3.2.2 检查防腐层有无老化、脱落。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.2.3 检查衬里腐蚀、鼓包、褶折和裂纹。 3.2.4 检查密封面、密封垫。 3.2.5 检查紧固件的损伤情况。对高压螺栓、螺母应逐个清洗检查，必要时应进行无损探伤。 3.2.6 检查基础有无下沉、倾斜、破损、裂纹，及其他地脚螺栓、垫铁等有无松动、损坏。 3.3 检修与质量标准
3.3.1 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，应将管束放置在专用的支承结构上，以避免损伤换热管。 3.3.2 管束内、外表面结垢应清理干净。
3.3.3 管箱、浮头有隔板时，其垫片应整体加工，不得有影响密封的缺陷。
3.3.4 管束堵漏，在同一管程式内，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。
3.3.5 所用零部件应符合有关技术要求，具有材质合格证。 3.3.6 更换换热管
3.3.6.1 管子表面应无裂纹、折叠、重皮等缺陷。
3.3.6.2 管子需拼接时，同一根换热管，最多只准一道焊口（U形管可以有两道焊口）。最短管长不得小于300mm，而U形管弯管段至少50mm长直管段内不得有拼接焊缝，对口错边量应不超过管壁厚的15%，且不大于0.5mm。
3.3.6.3 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。
3.3.6.4 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。
3.3.6.5 管子两端应伸出管板，其长度为4±1mm。
3.3.6.6 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。
3.3.6.7 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。
3.3.7 管束整体更换应按GB 151-1999《钢制管壳式换热器》或设计图纸要求进行。 3.3.8 壳体修补按SHS 01004-2004《压力容器维护规程》的要求执行。 3.3.9 密封垫片的更换按设计要求或参照表1选用。
表1 密封垫片选用表 介质 法兰公称压力/MPa P≤1.6 烃类化合物（烷烃、P≤4.0 芳香烃、环烷烃、烯烃）氢气和有机溶剂（甲醇、乙醇、4.0＜p≤笨、酚、6.4 糠醛、氨） 6.4＜p≤35 介质温度/℃ ≤200 ≤600 ≤200 201~450 451~600 ≤200 201~450 451~600 ≤200 ≤450 法兰密封面形式 平面 垫片名称 垫片材料或牌号 耐油橡胶石棉板垫片 耐油橡胶石棉板 缠绕式垫片、高强石金属带、柔性石墨 平面凹凸面 墨垫 波齿复合垫 OCr18Ni9 316L OCr13 平面 耐油橡胶石棉板垫片 耐油橡胶石棉板 缠绕式垫片、高强石金属带、柔性石墨 墨垫 OCr18Ni9 316L OCr13 波齿复合垫 缠绕式垫片、 金属带、柔性石墨 波齿复合垫 OCr18Ni9 OCr13 凹凸面榫槽缠绕式垫片 金属带、柔性石墨 面 缠绕式垫片、高强石金属带、柔性石墨 墨垫片 OCr18Ni9 316L OCr13 波齿复合垫片 缠绕式垫片、 金属带、柔性石墨 波齿复合垫 OCr18Ni9 316L 平面 平垫 铝08 凹凸面梯形金属齿形垫片 10、柔性石墨 专业资料整理
WORD完美格式编辑
451~600 ≤200 ≤475 ≤200 ≤350 槽 锥面 平面 凹凸面 椭圆形垫片或八角形垫片 透镜垫 橡胶石棉板垫片 高强石墨垫 缠绕式垫片 椭圆形垫片或八角形垫片 OCr18Ni9 316L 10 10MoWVNb XB-200 橡胶石棉板 OCr18Ni9 316L 金属带、柔性石墨 10 316L OCr13 P≤1.6 1.6＜p≤水、盐、4.0 空气、煤4.0＜p≤气、蒸汽、6.4 惰性气体 6.4＜p≤35 ≤450 ≤450 梯形槽 注：○1 笨对耐油橡胶石棉垫片中的丁腈橡胶有溶解作用，不宜选用。
2浮头等内部连接用的垫片，不宜用非金属软垫片。 ○
3.3.10 换热器的螺栓、螺母需要更换时，应按设计要求或参照表2选用。
表1 密封垫片选用表 螺栓用钢 Q235-A 35 40MnB 10MnVB 40Cr 30CrMoA 35CrMoA 35CrMoA 35CrMoVA 25Cr2MoVA 40CrNiMoA 1Cr5Mo 2Cr13 OCr18Ni9 OCr18Ni10Ti OCr17Ni12Mo2 40Mn，45 35CrMoA 40Mn，45 30CrMoA，35CrMoA 35CrMoA，35CrMoVA 30CrMoA，35CrMoA 25Cr2MoVA 35CrMoA，40CrNiMoA 1Cr5Mo 1Cr13，2Cr13 1Cr13 OCr18Ni9 OCr18Ni10Ti OCr17Ni12Mo2 -100~500 ＞-20~400 -100~500 ＞-20~425 ＞-20~500 ＞-20~550 -70~350 ＞-20~600 ＞-20~400 ＞-20~600 -253~700 -196~700 -253~700 30，40Mn，45 ＞-20~400 螺母用钢 Q235-A Q215-A Q235-A 20 25 使用温度/℃ ＞-20~300 ＞-20~350 3.3.10.1 拧紧换热器螺栓时，一般应按图1表示的顺序进行，并应涂抹适当的螺纹润滑剂或防咬口剂。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.11 采用防腐涂料的冷换设备
3.3.11.1 宏观检查水冷器涂层，涂层表面应光滑、平整，颜色一致。并无气孔滴坠、流挂、漏涂等缺陷，用5~10倍的放大镜检查，无微孔者为合格。 3.3.11.2 涂层应完全固化。
3.3.11.3 吊运安装、检修清扫时，不得损伤防腐涂层。
4 试验与验收
4.1 试验
4.1.1 检修记录应齐全准确。
4.1.2 施工单位确认合格，并具备试验条件。 4.1.3 压力试验
4.1.3.1 试压值采用下列中较大值 a. 液压试压值
b. 气压试压值
其中 PT——耐压试验试压值，MPa；
P——管程或壳程最高操作压力，MPa；
[σ]——试验温度下材料的许用应力，MPa；按GB 150选取。
[σ]——操作温度下材料的许用压力，MPa；按GB 150选取。 c. 气密查漏试验值：采用设备的最高工作压力值。
4.1.3.2 试压时压力缓慢上升至规定压力。恒压时间不低于20min，然后降到操作压力进行详细检查，无破裂、渗漏、残余变形为合格。如有泄漏等问题，处理后再试验。 4.1.3.3 压力试验顺序及要求
a. 固定管板式
专业资料整理
WORD完美格式编辑
（1）壳体试压：检查壳体、换热管与管板相连接接头及有关部位。 （2）管程试压，检查管箱及有关部位。
b. U形管式换热器、釜式重沸器（带U形管束）及填料函式换热器 （1）壳程试压（用试验压环），检查壳体、管板、换热管与管板连接部位及有关部位。 （2）管程试压，检查管箱的有关部位。
c. 浮头式换热器、釜式重沸器（带浮头式管束）
（1）用试验压环和浮头专用工具进行管与管板接头试压。对釜式重沸器，还应配备管与管板接头试压专用壳体，检查换热管与管板接头及有关部位。
（2）管程试压，检查管箱、浮头盖及有关部位。
（3）壳程试压，检查壳体、换热管与管板接头及有关部位。 d. 当管程的试验压力高于壳程压力时，试验压力值应按图样规定，或按生产和施工单位双方商定的方法进行。
e. 螺纹锁紧环式换热器
（1）壳程试压（试验压力不大于最大试验压力差），检查壳体、换热管与管板接头及有关部位。
（2）管程和壳程步进试压（试验压力和试压程序按设计规定进行），检查密封盘、接管等部位。
f. 换热器试压后内部积水应放净。必要时应吹干。 4.2 验收
4.2.1 设备投用运行一周，各项指标达到技术要求或能满足生产需要。 4.2.2 设备防腐、保温完整无损，达到完好标准。 4.2.3 提交下列技术资料
4.2.3.1 设计变更材料代用通知单及材质、零部位合格证。 4.2.3.2 检修记录。
4.2.3.3 焊缝质量检验（包括外观检验和无损探伤等）报告。 4.2.3.4 试验记录。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 装置系统蒸汽吹扫时，应尽可能避免对有涂支的冷换设备进行吹扫，工艺上确实避免不了，应严格控制吹扫温度（进冷换设备）不大于200℃，以免造成涂层破坏。
5.1.2 装置开停工过程中，换热器应缓慢升温和降温，避免造成压差过大和热冲击，同时应遵循停工时“先热后冷”，即先退热介质，再退冷介质；开工时“先冷后热”，即先进冷介质，后进热介质。
5.1.3 在开工前应确认螺纹锁紧环式换热器系统畅通，避免管板单面超压。
5.1.4 认真检查设备运行参数，严禁超温、超压。对按压差设计的换热器，在运行过程中不得超过规定的压差。
5.1.5 操作人员应严格遵守安全操作规程，定时对换热设备进行巡回检查，检查基础支座稳固及设备泄漏等。
5.1.6 应经常对管、壳程介质的温度及压降进行检查，分析换热器的泄漏和结垢情况。在压降增大和传热系数降低超过一定数值时，应根据介质和换热器的结构，选择有效的方法进行清洗。
5.1.7 应经常检查换热器的振动情况。
5.1.8 在操作运行时，有防腐涂层的冷换设备应严格控制温度，避免涂层损坏。 5.1.9 保持保温层完好。
5.2 常见故障与处理（见表3）
表3 常见故障与处理
专业资料整理
WORD完美格式编辑
序号 故障现象 故障原因 换热管腐蚀穿孔、开裂 换热管与管板胀口（焊口）裂开 浮头式换热器浮头法兰密封漏 螺纹锁紧环式换热器管板密封漏 垫片承压不足、腐蚀、变质 螺栓强度不足，松动或腐蚀 法兰刚性不足与密封面缺陷 法兰不平行或错位 垫片质量不好 故障原因 处理方法 更换或堵死漏管 重胀（补焊）或堵死 紧固螺栓或更换密封垫片 紧固内圈压紧螺栓或更换盘根（垫片） 紧固螺栓，更换垫片 螺栓材质升级、紧固螺栓或更换螺栓 更换法兰，或处理缺陷 重新组对或更换法兰 更换垫片 处理方法 化学清洗或射流清洗垢物 加强过滤、净化介质，加强水质管理 更换管箱垫片或更换隔板 清扫或更换过滤器 用射流或化学清洗垢物 改变流速或改变管束固有频率 加固管道，减小振动 1 两种介质互串（内漏） 2 法兰处密封泄漏 序号 故障现象 3 4 5
换热管结垢 水质不好、油污与微生物多 传热效果差 隔板短路 过滤器失效 阻力降超过允许值 壳体、管内外结垢 因介质频率引起的共振 振动严重 外部管道振动引起的共振 附加说明：
1 本规程由锦西炼油化工总厂负责起草，起草人许忠良（2004）。 2 本规程由安庆分公司负责修订，修订人郑长青（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
7．管壳式换热器维护检修规程
SHS 01010-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（78） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（78） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（78） 4 试验与验收 …………………………………………………（79） 5 维护 …………………………………………………………（79）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了空气冷却器的检修周期与内容、检修与质量标准、试验与验收以及维护。 1.1.2 本规程适用于石油化工钢制空气冷却器。 1.2 编写修订依据
GB/T 15386-94 空冷式换热器 GB 150-1998 钢制压力容器 GB 151-1999 管壳式换热器
SHS 01023-2004 轴流式风机维护检修规程
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
一般检修周期为2~4年，可根据生产装置特点、介质性质、腐蚀速度、实际运行情况等适当调整。 2.2 检修内容
2.2.1 清扫检查管箱、换热管及翅片。
2.2.2 更换腐蚀严重的管箱丝堵、管箱法兰的联接螺栓及丝堵、法兰垫片。 2.2.3 检查修复风筒、百叶窗及喷水设施。 2.2.4 处理泄漏的管子。 2.2.5 校验安全附件。 2.2.6 整体更换管束。 2.2.7 对管束进行试压。 2.2.8 检查修理轴流风机。
2.2.9 检查修复大梁、侧板等力件。
3 检修与质量标准
3.1 检修前准备
3.1.1 掌握运行情况，备齐必要的图纸资料。 3.1.2 备齐检修工具、配件及材料。
3.1.3 切断风机电源，将空冷器内介质排净并吹扫置换干净，符合安全检修条件。 3.2 检查
3.2.1 检查管箱法兰，管箱上丝堵的泄漏及其垫片的腐蚀情况。对可拆盖板式，还需检查盖板密封面、垫片及紧固件结垢。
3.2.2 检查管束翘片管的变形、腐蚀有翅片损坏情况。
3.2.3 打开堵头，检查管箱内、管子胀口及管内部腐蚀及结垢。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.2.4 检查风筒、百叶窗等腐蚀及严密情况，检查喷水设施是否畅通。 3.2.5 检查框架及其他构件的腐蚀和紧固件的稳固情况。
3.2.6 轴流风机的检修见SHS 01023-2004《轴流式风机维护检修规程》。 3.3 质量标准
3.3.1 所有垫片应符合技术要求，由定点、专业厂家制造并提供合格证明书。密封面不得有贯穿纵向的沟纹及影响密封性能的缺陷。 3.3.2 管箱、管内应清洁。
3.3.3 胀管不宜在气温低于0℃条件下进行。管子胀接后其胀接处及过渡部分应圆滑。 3.3.4 管束同一管程内，堵管一般不得超过管子总数10%。
3.3.5 如在管箱上进行扩孔等修理，应符合GB 150-《钢制压力容器》有关规定。 3.3.6 喷水设施应畅通无泄漏，风筒、百叶窗应严密，框架不得有缺损，其联接螺栓不松动，焊接牢固。
3.3.7 安全附件应灵敏可靠。
3.3.8 空冷整体更换时，吊装不得损坏翅片。
4 试验与验收
4.1 试验
4.1.1 检修记录必须齐全准确。
4.1.2 施工单位确认质量合格，并具备试验条件。
4.1.3 空冷器在检修后要进行耐压试验，压力试验的项目和要求应符合设计图样及GB 150-《钢制压力容器》的规定。 4.2 验收
4.2.1 试运行一周，满足生产要求。 4.2.2 空冷器应达到完好标准。 4.2.3 提交下列技术资料。
a. 材料材质、零部件合格证； b. 检修记录；
c. 焊缝质量检验（包括外观检验和无损探伤等）报告； d. 试验报告。
5 维护
5.1 设备运行中严禁超温、超压、超负荷。
5.2 定时对各密封面及胀口、管束进行检查，发现泄漏及时处理。检查维护时，人员不得在管束的翘片上行走。
5.3 定时检查喷水设施，保持喷水畅通。
5.4 管束应定期用压缩空气吹掉翅片上的灰垢。 5.5 冬季应做好防冻防凝工作。
5.6 定时对框架及其他物件进行外防腐处理。
附加说明：
1 本规程由锦西炼油化工总厂负责起草，起草人臧大庆（2004）。 2 本规程由金陵分公司负责修订，修订人汪光胜（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
8．常压立式圆筒形钢制焊接储罐
维护检修规程
SHS 01012-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 ………………………………………………………… （82） 2 检修周期与内容 …………………………………………… （82） 3 检修与质量标准 …………………………………………… （82） 4 试验与验收 ………………………………………………… （87） 5 维护与故障处理 …………………………………………… （88） 附录A 储罐常用检修方法（参考件）…………………………（93） 附录B 储罐呼吸阀（补充件）……………………………………（96） 附录C 罐组防火堤、隔堤管理和维修（补充件）………………（97） 附录D 酸性介质储罐附件检查周期及检查主要内容
（补充件）………………………………………………（98）
附录E 罐底下部防渗水处理方法（参考件）………………… （99）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程适用于建造在具有足够承载能力的均质基础上，其罐底与基础紧密接触，储存液态石油及石油产品等介质，内压不大于6000Pa的立式圆筒形钢制焊接储罐子（以下简称储罐）的检修周期与内容、检修与质量标准、试验与验收以及维护与故障处理。
储存酸、碱、氨等液态化学药剂或高台架上以及罐壁不与挡土墙直接接触的地下、半地下常压储罐的维护和检修可参照本规程执行。
1.1.2 储罐按结构分为：固定顶罐、浮顶罐、内浮顶罐。固定顶罐又分为：自支承拱顶罐、自支承锥顶罐等。
1.1.3 凡已安装使用的各类储罐在维护修理时，除遵守本规程外，还应遵守现行有关标准规范和原建罐设计要求的规定。
1.1.4 凡已安装使用的各类非金属储罐原则上应予报废。本规程的适用范围不包括非金属储罐。
1.2 编写修订依据
SH 3046-92 石油化工立式圆筒形钢制焊接储罐设计规范 SH/T 3530-2001 石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准 SH 3097-2000 石油化工静电接地设计规范
SH/T 3537-2002 立式圆筒形低温储罐施工技术规程 《加工高含硫原油储罐防腐技术管理规定》（试行），中国石油化工股份有限公司，2001年5月
SH 3007-1999 石油化工储运系统罐区设计规范
GB/T 16906-1997 石油罐导静电涂料施工及验收规程
GB 9793-1997 金属及非金属覆盖层——热喷涂锌、铝及其合金的管理规定 GBJ 128-90 立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范 GB 50160-92 石油化工企业设计防火规范
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
储罐的检修周期一般为3~6年。 2.2 检修内容
2.2.1 储罐本体的变形、泄漏以及板材严重减薄等。
2.2.2 储罐本体以及各接管连接焊缝的裂纹、气孔等缺陷。 2.2.3 与储罐相连接的阀门和接管法兰、螺纹等。
2.2.4 浮顶储罐（或内浮顶储罐）的浮盘系统、密封系统及升降导向系统。 2.2.5 储罐的防腐设施。
2.2.6 储罐阻火呼吸阀、检尺口、盘梯等附件。 2.2.7 储罐的加热器、搅拌器等内部附属设施。 2.2.8 储罐的仪表设施。
2.2.9 储罐的安全、消防设施。 2.2.10 储罐基础缺陷。 2.2.11 储罐隔热层。
3 检修与质量标准
3.1 检修前准备
3.1.1 备齐必要的图纸、技术资料，编写施工方案。 3.1.2 备齐工机具、材料和劳动保护用品。 3.1.3 凡需进罐检查或在罐体上动火的项目，在检修前应做好以下准备工作，达到安全作业条件：
a. 将罐内油品抽至最低位（必要归接临时泵），加堵盲板，使罐体与系统管线隔离。 b. 打开人孔和透光孔。
c. 清出底油。轻质油品罐用水冲洗，通入蒸汽蒸罐24h以上（应注意防止温度变化造成罐内负压）。重质油罐通风24h以上。
d. 排出冷凝液，清扫罐底。 注意事项：
a. 采用软密封的浮顶罐、内浮顶罐动火前原则上应拆除密封系统并将密封块置于罐外（仅进罐检查可不拆除密封系统。若密封系统检查无明显泄漏，不影响动火安全时，动火前也可不拆除密封系统）。
b. 进罐前必须对罐内气体进行浓度分析，安全合格后方可进入。
c. 进罐检查及施工使用的灯具必须是低压防爆灯，其电压应符合安全要求。 d. 动火前必须严格按照有关规定办理相关手续。 3.2 检查内容
3.2.1 检查罐顶和罐壁是否变形，有无严重的凹陷、鼓包、折褶及渗漏穿孔。凹陷鼓包和折褶允许值见表1、表2，超过允许值应进行修复。对有保温层的储罐，罐体无明显损坏、保温层无渗漏痕迹时，可不拆除保温层进行检查。
表1 凹陷鼓包允许值 mm
测量距离 1500 3000 注：测量距离指样板弧长。
允许偏差值 20 35 测量距离 5000 允许偏差值 40 专业资料整理
WORD完美格式编辑
表2 折褶允许值 mm
壁板厚度 4 5 允许折褶高度 30 40 壁板厚度 7 ＞8 允许折褶高度 60 80 6 50 3.2.2 用5~10倍放大镜目检罐体焊缝，在检查中应特别注意罐壁与罐底间的角焊缝和下部二圈壁板的纵、横焊缝以及进出口接管与罐体的连接焊缝有无渗漏和裂纹。 3.2.3 检查进出口阀门、人孔、清扫孔等处的紧固件是否牢靠。消防泡沫管是否有油报排出，扪盖是否完好。
3.2.4 检查罐体外部和浮顶罐裸露部分防腐层有无脱落、起皮等缺陷，保温（冷）层及防水檐是否完好。若发现保温（冷）层破损严重时应检查罐壁腐蚀程度。
3.2.5 检查浮顶油罐浮顶的腐蚀程度，浮舱有无泄漏。检查密封系统有无异常，转动扶梯、导向装置是否灵活好用。浮顶排水装置运行是否正常，出口阀门伴热是否完好。浮顶静电导线是否完好，接头是否牢固。
3.2.6 检查储罐基础有无下沉，罐体有无倾斜，散水坡有无破损，沥青封口是否完好。大型储罐应设置基础沉降观测点及标志，定期测量并记录其沉降量。
3.2.7 检查储罐盘梯、平台、抗风圈、栏杆、踏步板（或防滑条）的腐蚀程度，检查储罐照明设施的完好程度。
3.2.8 储罐基础容许倾斜值应不大于0.008，如超过容许倾斜值应采取处理措施。
容许倾斜值是指基础倾斜方向两端点的沉降差与其距离的比值。 3.2.9 按安全管理规定检查防雷和静电接地设施，并测量接地电阻。
3.2.10 每年应对储罐顶、壁做一次测厚检查。罐壁下部二圈壁板的每块板沿竖向至少测2个点，其他圈板可沿盘梯每圈板测1个点。测厚点应固定，设有标志，并按编号做好测厚记录。有保温层的储罐，其测厚点处保温层应制作成活动块便于拆装。 3.2.11 根据储罐腐蚀情况可适当缩短或延长测厚时间。
3.2.12 对采用阴极保护的储罐，应检查其保护效果，有外加电流保护的应定期检查其保护电位。
3.2.13对于安装有搅拌装置的储罐，其搅拌装置检查和维护的具体要求可参照制造厂或设计文件的有关规定。
3.2.14 定期检查浮顶罐浮顶密封与壁板间距。
3.2.15 用超声波测厚仪或其他检测设备检查罐底腐蚀减薄程度。底板余厚原则上应不小于表3、表4的规定值，必要时应补焊或更换。
表3 罐底中幅板规格厚度
储罐内径/m D＜10 D≤20 D＞20 中幅板规格厚度/mm 碳素钢 5 6 6 不锈钢 4 4 4.5 表4 罐底边缘板规格厚度 mm
底圈罐壁板厚度 边缘板钢板规格厚度 碳素钢 不锈钢 专业资料整理
WORD完美格式编辑
≤6 7~10 11~20 21~25 6 6 8 10 同底圈壁板厚度 6 7 - ＞25 12 - 3.2.16 检查储罐罐底与罐内加热器、浮顶支柱、仪表卡子等附件相接触部位补强垫板的完好情况，必要时予以更换。检查补强垫板周边焊道焊接情况，如果未实施连续焊或焊肉不饱满，应予补焊。
3.2.17 对于有虹吸式脱水管的储罐，如果脱水管罐内部分为不可拆卸焊接，应自弯头处割开，检查虹吸式脱水管遮挡部分罐底腐蚀情况，必要时予以补焊或更换。
3.2.18 储罐清罐检修时，用超声波测厚仪检查罐壁，若不能满足要求，必须对罐壁进行加固。
3.2.19 大型储罐清罐检修时，应对下部壁板的纵焊缝进行超声探伤抽查。容积小于2万m3的只抽查下部一圈，容积大于或等于2万m3的抽查下部二圈。抽查焊缝的长度不小于该部分纵焊缝总长的10%，其中T型焊缝占80%，检查的方法和焊缝质量标准应参照SH/T 3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》第12.2.4条要求进行。对检查出的超标缺陷，应采取相应的措施进行处理。
3.2.20 储罐罐壁坑蚀深度超过表5规定值时，应进行修补或更换。
表5 坑蚀深度允许值 mm
钢板厚度 5 6 允许坑蚀深度 1.8 2.2 钢板厚度 8 9 允许坑蚀深度 2.8 3.2 7 2.5 ≥10 3.5 3.2.21 浮顶罐应着重检查密封、刮蜡、导向、静电导线、浮顶排水装置等系统是否完好。支柱有无倾斜，与罐底是否接触。浮顶锈蚀程度。
3.2.22 检查浮舱内隔板、肋板和桁架等是否完好，内表面是否清洁，有无腐蚀。查找泄漏浮舱的泄漏部位，进行检修补焊。查找泄漏部位时，单盘式浮顶浮舱环形底板和双盘式浮顶底板焊道可采用真空试漏、着色试漏、煤油试漏等方法，其余焊道可采用充气试漏、着色试漏、煤油试漏等方法。
3.2.23 内浮顶罐应检查密封、导向、静电导线、防转钢丝绳、浮顶自动通气阀等系统是否完好，浮舱有无泄漏。支柱有无倾斜，与罐底是否接触。浮盘锈蚀程度。
含铝制浮盘的内浮顶罐检查时，应注意不要损坏浮盘板，浮盘上面同一地点承重不能超过3人。严禁工具或重物掉在浮盘上。
3.2.24 铝制浮盘应着重检查密封装置是否完好，连接螺栓有无松动，板间密封胶有无脱落，浮管有无泄漏，骨架有无变形，防转钢丝绳的锈蚀与松紧程度。
3.2.25 对于浮顶罐和内浮顶罐，当发现导向管、量油孔外壁侧面有明显硬划伤或导轮、盖板、密封板、压板损坏严重时，应检查导向管、量的直线度和垂直度。其直线度允许偏差不大于导向管长度的1/1000，且不大于10mm。必要时结合沉降观测对储罐基础和导向管、量进行检修。
3.2.26 有衬里的储罐还应酬检查罐内衬里有无开裂和脱落。
3.2.27 有防腐层的储罐，应检查防腐层有无脱落、起皮、粉化等缺陷，测定涂层厚度，根据检查结果决定是否需要对原涂层进行修补或重新防腐。
3.2.28 对于采用了牺牲阳极法阴极保护的储罐，则要检查阳极的溶解情况，与储罐的连接是否完好等。测量其保护电位，根据检查情况确定阳极是否需要重新安装或更换。
3.2.29 土壤腐蚀性强的地区，应开挖检查储罐静电接地体、静电接地干线、支线腐蚀情况，腐蚀严重的应按原设计恢复。
3.2.30 结合清罐和全面检查，宜对储罐正常生产状态下无法更换的罐根第一道法兰的垫片
专业资料整理
WORD完美格式编辑
进行更换。
3.3修理与质量标准
3.3.1 储罐在检修过程中的检验方法和要求可参照SH/T 3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》的有关规定。低压储罐检修过程中的检验方法和要求可参照SH 3046-92《石油化工立式圆筒形钢制焊接储罐设计规范》附录三的有关规定。 3.3.2 储罐进行焊接修理时应严格执行焊接工艺规程的规定。 3.3.3 补焊或更换局部罐体时所用的钢材和焊条应与原设计相同，不能确定材料性能时应进行复验，材料代用要经主管技术部门同意。 3.3.4 储罐检修时，所有新焊接的焊缝和经过返修的焊缝在未进行总体试验前不得涂刷防腐漆。
3.3.5 检修时新焊接焊缝的外观质量应符合SH/T 35030-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》第12.1节要求。焊缝表面质量及检验方法，应符合表6规定。
表6 焊缝表面质量及检验方法 mm
项 目 深度 咬边 连续长度 焊缝两侧总长度 深度 环向焊缝 总长度 凹陷 连续长度 纵向焊缝 δ≤12 角变形 12＜δ≤25 δ＞25 项 目 对接接头的错边量 纵向焊缝 允许值 ＜0.5 ≤100 ≤10%L ≤0.5 ≤10%L ≤100 不允许 ≤10 ≤8 ≤6 允许值 检验方法 对接焊缝 用焊接检验尺检查罐体各部位焊缝 壁板焊缝 用1m长样板检查 检验方法 δ≤10 ≤1 δ＞10 0.1δ且≤1.5 用刻槽直尺和焊接检验尺检查 δ＜8（上圈壁板） ≤1.5 环向焊缝 δ≥8（上圈壁板） 0.2δ且≤3 搭接焊缝 角焊缝焊脚 罐底与罐壁连接的焊缝 按设计要求 用焊接检验尺检查 其他部位的焊缝 焊缝宽度：坡口宽度两侧各增加 1~2 壁板内侧焊缝 ≤1.0 δ≤12 ≤2.0 外侧纵向焊12＜δ≤25 ≤3.0 浮顶缝 δ＞25 ≤4.0 储罐 对接δ≤12 ≤2.5 外侧环向焊焊缝12＜δ≤25 ≤3.5 缝 余高 δ＞25 ≤4.5 δ≤12 ≤2.0 罐底焊缝余高 12＜δ≤25 ≤3.0 注：δ——板厚；L——长度。
3.3.6 储罐在检修过程中焊缝的无损检测和严密性试验应符合SH/T 3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工艺标准》第12.2节要求。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
a. 从事储罐焊缝无损检测的人员，必须具有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证书。
b. σs大于390MPa的钢板焊接完毕后至少经过24h方可进行无损检测。 c. 罐底焊缝的无损检测，应符合表7规定。
表7 罐底焊缝无损检测
无损检测种类 检查项目 边缘板厚度δ=6~9mm ≥10mm 搭接和对接的丁字缝初层焊道 渗透检测 σs大于390MPa的边缘板对接缝初层焊道 磁粉检测或渗透检测 搭接和对接接头的丁字缝最后一层焊道 检查部位及数量 每个焊工施焊的焊缝至少抽查一条 全部焊缝50%检测 全部丁字缝三个方向200mm范围内 全部边缘板对接缝焊道 全部丁字缝三个方向200mm范围内 全部边缘板对接缝焊道 合格标准 按《压力容器无损检测》JB 4730 III级 射线检测 外端300mm范围内对接焊缝 按《压力容器无损检测》JB 4730 σs大于390MPa的边缘板对接缝最后一层焊道 d. 底圈壁板与罐底的T型接头的罐内角焊缝，应按下列程序检查：
（1）当罐底边缘板的厚度大于或等于8mm，且底圈壁板的厚度大于等于16mm，或σs
大于390MPa的任意厚度的钢板，在罐内及罐外角焊缝焊完后，应对罐内角焊缝进行渗透或磁粉检测，在储罐充水试验后，应采取同样的方法进行复验；
（2）σs大于390MPa的钢板，罐内角焊缝初层焊完后，还应进行渗透检测。
e. σs大于390MPa的钢板或厚度大于25mm的普通碳素结构钢及低合金钢钢板上的接管角焊缝和补强板角焊缝，应在焊完后或消除应力热处理后及充水试验后进行渗透或磁粉检测。
f. 开孔的补强板焊完后，由信号孔通入100~200kPa压缩空气进行严密性试验检查，无渗漏为合格。
g. 罐底板、浮顶底板的渗漏，可采用真空试漏、充水试漏等方法检漏。推荐采用涡流或漏磁等方法进行严密性试验。浮舱内外边缘及隔舱板的焊缝，应采用煤油试漏等方法进行严密性试验；浮舱顶板的焊缝，应逐舱鼓入压力为785Pa(80mmH2O)的压缩空气进行严密性试验，无渗漏为合格。
h. 罐壁焊缝的无损检测按SH/T 3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》第12.2.4条要求进行。
3.3.7 储罐隔热工程的施工质量标准，应按SH/T 3522-91《石油化工绝热工程施工工艺标准》的规定执行。
3.3.8 储罐防腐蚀工程的施工质量标准，应按SHS 01034-2004《设备及管道涂层检修规程》的规定执行。
3.3.9 密封系统、浮盘系统、升降导向系统、浮顶排水装置、消防喷淋设施、加热器等的检修质量标准按设计要求。
4 试验与验收
专业资料整理
WORD完美格式编辑
4.1 试验
4.1.1 储罐修理完毕，在罐底严密性试验合格后，根据检修的具体内容和实际情况，有选择地进行充水试验。
4.1.2 固定顶储罐仅更换或修补罐顶，可以用煤油进行渗透检查。 4.1.3 仅对罐底或罐壁进行局部修理，且焊缝已进行了无损探伤和严密性试验，可根据实际情况确定是否进行充水试验。
4.1.4 罐底和最下一圈罐壁进行大部分或全部更换修理后，除焊缝进行无损探伤和严密性试验外，还需进行充水试验。
4.1.5 浮顶罐、内浮项罐的浮顶（或浮盘）大修后原则上应进行充水试验。在充水和放水时检查浮顶（或浮盘）的升降是否均匀平稳，密封和导向部位有无卡涩，浮顶有无渗漏，排水装置是否泄漏等。
4.1.6 充水试验可参照SH/T 3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》第12.4节要求进行。
4.1.7 对搅拌器、快速排水管、加热器、消防喷淋设施、浮顶排水装置等的试验参照各自的设计规范。 4.2 验收
4.2.1 储罐隔热工程的验收，应按SH/T 3522-91《石油化工绝热工程施工工艺标准》的规定执行。
4.2.2 储罐防腐蚀工程的验收，应按SHS 01034-2004《设备及管道涂层检修规程》的规定执行。
4.2.3 储罐检修后，施工单位至少应交付下列资料：
a. 检修记录；
b. 更换附件记录及合格证； c. 焊缝探伤、钢板测厚等记录； d. 所有材料合格证； e. 充水试验记录； f. 静电接地检测记录； g. 防腐施工记录。
5 维护与故障处理
5.1日常维护
5.1.1 储罐在使用时，要制定操作规程和巡回检查维护制度，并严格执行。 5.1.2 操作人员巡回检查时，应检查罐体及其附件有无泄漏。收发物料时应注意罐体有无鼓包或抽瘪等异常现象。
5.1.3 储罐发生以下现象时，操作人员应按照操作规程采取紧急措施，并及时报告有关部门：
a. 浮顶、内浮顶罐浮盘沉没，或转动扶梯错位，脱轨。 b. 浮顶罐浮顶排水装置漏油。 c. 浮顶罐浮盘上积油。
d. 储罐基础信号孔或基础下部发现渗油、渗水。
e. 常压低温氨储罐及内浮顶罐液位自动报警系统失灵。
f. 储罐罐底翘起（特别是常压低温氨储罐）或设置锚栓的低压储罐基础环墙（或锚栓）被拔起。
g. 重质油储罐突沸冒罐。
h. 接管焊缝出现裂纹或阀门、紧固件损坏，难以保证安全生产。 i. 罐体发生裂缝、泄漏、鼓包、凹陷等异常现象，危及安全生产。 j.发生火灾直接威胁储罐安全生产。 5.1.4 储罐在操作过程中应关闭严密。
a. 储罐透光孔在生产过程中应关闭严密。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
b. 在检尺取样后应将量油孔盖盖严。
c. 浮顶罐浮顶上的雨雪应及时排除。油蜡、氧化铁等脏物应定期清扫。
d. 必须在浮顶罐、内浮顶罐的油位升高至4m以上后方可开动搅拌器或调合器。
e. 浮顶罐和内浮顶罐正常操作时，其最低液面下应低于浮顶、内浮顶（或内浮盘）的支撑高度。
f. 轻质油的检尺、测温、采样应遵照SH 3097-2000《石油化工静电接地设计规范》第4.2.2和4.2.5条执行。
5.1.5 储罐附件检查维护的主要内容见表8~10。固定顶罐附件检查维护的主要内容见表8。浮顶罐附件检查维护的主要内容见表9。内浮顶罐附件检查维护的主要内容见表10。
5.1.6 储罐液位计、高低液位报警、温度测量、压力测量、火灾报警、快速切断阀、氮封等仪表系统，由使用部门依据SHS 07001~9—2004《仪表维护检修规程》有关内容，结合现场实际制订检查维护内容，于适当时机进行。 5.1.7 自动脱水器检查维护的主要内容：
定期对自动脱水器进行检查维护。检查连接法兰是否泄漏，过滤器是否堵塞，排水是否正常。对泄漏的法兰换垫，清理过滤器，检修、更换内部部件。
表8 固定顶罐附件检查维护的主要内容
附件名称 进出口阀门 检查内容 阀门及垫片的完好程度 维护保养 阀杆加润滑油，清除油垢，关闭不严时应进行研磨或更换 消除阀盘上的水珠、灰尘、锈渣，螺栓上加油，必要时调换阀壳衬垫。若呼吸阀挡板腐蚀严重，应予更换。 维护保养 检查周期 清罐或全面检查维护时进行 阀盘和阀座接触面是否良好，阀杆上下是否灵活，阀壳网罩是否破裂，机械式呼吸阀 压盖衬垫是否严密，冬季阀体保温套是否良好，阀内有无冰冻。呼吸阀挡板是否完好 附件名称 检查内容 每3个月检查维护一次，冰冻季节应加强检查。宜定期对呼吸阀进行标定 检查周期 每3个月检查维护一次，冰冻季节应加强检查。宜定期对呼吸阀进行标定 阻火器 波纹板阻火片是否清洁，清洁或更换波纹板垫片是否严密，有无腐阻火片 蚀、冰冻、堵塞 试验升降灵活性，检查旋转接头有无破损，绞车是否灵活好用，钢丝绳腐蚀情况 长降管 （起落管） 试验灵活性，检查填料函活门操纵装置是否渗油，钢丝绳是否完（保险阀门） 好 加热管腐蚀情况，有无渗加热器 漏，支架有无损坏，管线接头有无断裂 调合器 腐蚀程度，喷嘴有无堵塞 人孔、透光孔 是否渗油或漏气 量油孔 孔盖与支座间密封垫是绞车活动部分加油，钢丝绳涂润滑脂保护，顶部滑轮销轴上油 活动关节加润滑油，上紧并调整填料，必清罐或全面检查维护时要时更换钢丝绳及进行 填料 进行试压、补漏 清理喷嘴 更换垫片 铸铁量油孔应改为1个月 专业资料整理
WORD完美格式编辑
否脱落或老化，导尺槽磨损情况，压紧螺栓活动情况，盖子支架有无断裂 液压安全阀 通气管 排污阀 （虹吸阀） 检查封油高度和阀腔 防护网是否破损 填料函有无渗漏，手轮转动是否灵活，阀体是否内漏 管内有无油气排出，刻痕玻璃和网罩是否完好 铸铝，蝶形螺母及压紧螺栓各活动部位加润滑油，部件损坏及时更换 若封油被吹掉应及时加入，清洁阀壳内3个月 部，必要时更换封油 清扫干净或更换 1年 调整填料函或换阀、1个月 加双阀 更换已损坏的刻痕泡沫发生器 玻璃和网罩，压紧螺栓加油防锈 高背压泡沫发生器和爆高背压泡沫发生器、破片是否完好，控制阀门爆破片、控制阀门进3个月 液下消防系统 是否灵活好用，扪盖是否行检修或更换，配齐完好 扪盖 喷嘴是否堵塞，控制水阀清理堵塞的喷嘴，维水喷淋系统 是否灵活好用 修阀门 5.1.8 对于低压储罐，其检查维护还应增加以下内容： a. 每年应对其罐顶排气、补气装置如：安全阀、压控阀进行检查、维护保养和校验，必要时予以检修或更换。对紧急放空阀进行检查和维护。缺少补气装置的宜予以完善。
b. 每年应对其压力表进行校验，必要时予以检修或更换。 c. 每年应对其锚栓进行上油维护。
表9 浮顶罐附件检查维护的主要内容 附件名称 检查内容 维护保养 清除单向阀污垢，涂防腐涂料或更换。对浮顶排水装置试压消漏 转动部位加润滑油 进行试压、补漏 清理喷嘴 阀杆加润滑油，清除油垢，关闭不严时应进行研磨或更换 更换垫片 铸铁量油孔应改为铸铝，蝶形螺母及压紧螺栓各活动部位清罐或全面检查维护时进行 检查周期 单向阀腐蚀程度，关闭是否严密。排水装置本体腐浮顶排水装置 蚀程度，转动部分是否灵活，是否泄漏 滚轮有无脱落，转动是否导向管滚轮 灵活 加热管腐蚀情况，有无渗加热器 漏，支架有无损坏，管线接头有无断裂 调合器 腐蚀程度，喷嘴有无堵塞 进出口阀门 阀门及垫片的完好程度 人孔、透光孔 是否渗油或漏气 孔盖与支座间密封垫是量油孔 否脱落或老化，导尺槽磨损情况，压紧螺栓活动情1个月 专业资料整理
WORD完美格式编辑
况、盖子支架有无断裂 转动扶梯 密封装置 浮顶自动通气阀 排污阀 （虹吸阀） 泡沫发生器 踏板是否牢固、灵活，升降是否平稳无卡阻 密封带有无破损 密封垫片有无损坏 填料函有无渗漏，手轮转动是否灵活，阀体是否内漏 管内有无油气排出，刻痕玻璃和网罩是否完好 加润滑油，部件损坏及时更换 转动部分加润滑油 进行修补 更换垫片 3个月 清罐或全面检查维护时进行 调整填料函或换阀、1个月 加双阀 更换已损坏的刻痕玻璃和网罩，压紧螺栓加油防锈 高背压泡沫发生器、爆破片、控制阀门进3个月 行检修或更换，配齐扪盖 清理堵塞的喷嘴，维修阀门 清理过滤网 3个月 补充水封 1个月 高背压泡沫发生器和爆破片是否完好，控制阀门液下消防系统 是否灵活好用，扪盖是否完好 喷嘴是否堵塞，控制水阀水喷淋系统 是否灵活好用 事故排液口 排液口是否畅通 水封式紧急排封液是否减少 水管 阀盘和阀座接触面是否良好，阀杆上下是否灵机械式呼吸阀 活，阀壳网罩是否破裂，压盖衬垫是否严密，阀内有无冰冻 波纹板阻火片是否清洁，阻火器 垫片是否严密，有无腐蚀、冰冻、堵塞 消除阀盘上的水珠、灰尘，螺栓上加油，必要时调换阀壳衬每3个月检查一次，冰垫 冻季节应加强检查。宜定期进行标定 清洁或更换波纹板阻火片 表10 内浮顶罐附件检查维护的主要内容 附件名称 罐壁通气孔 导向管滚轮 检查内容 金属网有无破裂 滚轮有无脱落，转动是否灵活，与管子外壁接触是否良好 加热管腐蚀情况，有无渗漏，支架有无损坏，管线接头有无断裂 腐蚀程度，喷嘴有无堵塞 阀门及垫片的完好程度 维护保养 清除灰尘、油垢或更换金属网 转动部位加润滑油，调整滚轮位置 进行试压、补漏 清理喷嘴 阀杆加润滑油，清除油垢，关闭不严时应进行研磨或更换 更换垫片 铸铁量油孔应改为铸铝，蝶形螺母及压紧螺栓各活动部位清罐或全面检查维护时进行 1年 检查周期 加热器 调合器 进出口阀门 人孔、透光孔 是否渗油或漏气 孔盖与支座间密封垫是量油孔 否脱落或老化，导尺槽磨损情况，压紧螺栓活动情1个月 专业资料整理
WORD完美格式编辑
况、盖子支架有无断裂 导向钢丝绳 密封装置 浮顶自动通气阀 排污阀 （虹吸阀） 有无腐蚀，松紧程度是否合适，是否有断股 密封带有无破损 密封垫片有无损坏 加润滑油，部件损坏及时更换 拉紧或更换 进行修补 更换垫片 调整填料函或换阀、加双阀 1个月 更换垫片 更换已损坏的刻痕玻璃和网罩，压紧螺栓加油防锈 清罐或全面检查维护时进行 填料函有无渗漏，手轮转动是否灵活，阀体是否内漏 带芯人孔 是否渗油或漏气 管内有无油气排出，刻痕泡沫发生器 玻璃是否损坏，网罩是否完好 阀盘和阀座接触面是否良好，阀杆上下是否灵机械式呼吸阀 活，阀壳网罩是否破裂，压盖衬垫是否严密，阀内有无冰冻 波纹板阻火片是否清洁，阻火器 垫片是否严密，有无腐蚀、冰冻、堵塞 5.2 常见故障与处理
储罐常见故障与处理见表11。
3个月 消除阀盘上的水珠、灰尘，螺栓上加油，必要时调换阀壳衬每3个月检查一次，冰垫 冻季节应加强检查。宜定期进行标定 清洁或更换波纹板阻火片
表11 常见故障与处理
序号 1 故障现象 浮顶排水装置泄漏，介质自排水装置出口流出 故障原因 罐内叠管、软管或连接法兰泄漏 浮顶集水坑泄漏 阻火器波纹板阻火片结冰或有介质堵塞 阀盘或阀座粘结 阀杆上下卡阻 加热器泄漏 处理方法 清罐检查消漏或在排水管上加手阀暂缺用 清罐检修或粘堵消漏 清理污物，必要时更换阻火片，加保温设施 清理阀盘和阀座污物 维修或更换阀盘、阀杆 清罐或全面检查维护时进行试压、补漏 更换垫片或采取打卡子等 修复法兰面或更换法兰 更换阀杆或阀门 更换密封材料 更换垫片 紧固螺栓 2 机械式呼吸阀堵塞 3 加热器出口有介质排出 4 5 法兰垫片老化、损坏 法兰面损坏 阀门连接法兰或密封泄漏 阀杆锈蚀、变形 密封材料损坏 垫片老化、损坏 人孔或接管法兰面渗油 螺栓未紧固好 专业资料整理
WORD完美格式编辑
6 7 8 转动扶梯脱轨 浮顶密封装置部件变形损坏 浮顶或罐壁渗油 9 拱顶罐罐壁或罐顶抽瘪变形 10 罐底泄漏 轨道设计安装不合理 轨道变形 障碍物阻塞 设计安装不合理 障碍物阻塞 腐蚀穿孔，材质或焊接缺陷 生产操作失误，储罐所需补气量，超过呼吸阀的最大补气量 设计缺陷，呼吸阀的补气量不足 阻火呼吸阀堵塞 罐壁或罐顶强度不足 腐蚀穿孔、材质或焊接缺陷 对轨道设计安装进行改造 轨道校正 消除障碍物 对设计安装进行改造 消除障碍物 清罐进行检修或采用粘补、砸入铅皮等临时措施 按照附录A方法恢复，并做好相应改进工作； 调整、优化操作； 改进设计，加大呼吸阀的补报量 定期维护防止堵塞 检修储罐，保证强度 清罐进行检修
附 录 A 储罐常用检修方法 （参考件）
A1 罐底的修复
A1.1 在罐底发现严重的麻点、蚀坑、气孔、砂眼、裂纹、凹坑等缺陷均应进行修理。 A1.1.1 在允许动火的条件下，应尽量采用打磨补焊或局部更换等方法进行修补。 a. 对于数量较少的机械穿孔、腐蚀穿也等缺陷，可以直接进行补焊。
b. 对于较大面积的穿孔，应将原缺陷部位割去，焊上新的钢板。
c. 发现的裂纹，为防止裂纹扩展，可在其两端钻上止裂也，将缺陷部位挖去，重新进行补焊，但至少要分两次进行补焊。若裂纹超过100mm，除采用以上措施，也可补焊上一块盖板，盖住裂纹，盖板在每一方向上超出裂纹边缘的距离一般以不小于200mm为宜。
d. 由于应力集中等原因产生的大裂纹，经判断分析，尚有进一步扩展的趋势时可将裂纹周围钢板割去，焊上新钢板。新钢板长度应超过裂纹长度。
e. 由于基础局部沉陷引起罐底局部严重凹陷，应当沿焊缝将钢板割开，在基础上填入沥青砂捣实，重新焊接。如凹陷处的底板已无法校正，则应更换钢板。小面积的凹陷可割一圆孔，并于基础填补后焊上。
A1.1.2 不允许动火的储罐可用粘接剂进行粘补。 A1.2 罐底更换
专业资料整理
WORD完美格式编辑
A1.2.1 经测厚确认大部分罐底钢板的剩余厚度小于允许值或罐底钢板有大面积的腐蚀坑、穿孔（含罐底外腐蚀所形成）等严重缺陷时应对罐底进行更换。
A1.2.2 罐底更换根据不同情况可只更换中幅板或中幅板、边缘板一起更换。 A1.2.3 更换中幅板按下列步骤进行：
先将原钢板全部割去，按照SH/T 3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》第6.1节要求对罐基础和沥青砂层进行检查修补，必要时更换新砂，按原设计要求压实，并保证一定坡度。新铺中幅板应根据钢板规格做排板图，铺板时应按照排板图先铺设中心带板，再依次向两侧铺设中幅板。若底板用对接接头连结，应先铺设垫板，按照SH/T 3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》第6.1节要求进行。
底板铺设前应在下表面涂刷防腐涂料，但每块底板边缘50mm范围内不刷。
A1.2.4 大型储罐边缘板的更换采用逐张更换法，先将原来的边缘板割下来，换上新的边缘板，新板的尺寸应尽可能和原边缘板尺寸一致。
从罐内侧用气割沿水平方向进行吹割，将边缘板和罐壁底圈壁板之间的T型焊缝全部割去。
抽出被割掉的边缘板，同时铺以新边缘板，并与罐壁先点焊连接。 为防止在更换边缘板时引起罐壁变形，在外抽旧边缘板时可在板上焊接定位件，用千斤顶顶住罐壁缓慢用力。
在铺新边缘板之前，其下部罐基础应按原设计要求，补齐沥青青砂。
A1.2.5 要采用合理的施工工艺和焊接次序防止焊接时变形过大。底板的焊接顺序和质量要求应按照SH/T3530-2001《石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准》第11章要求执行。质量要求按照本规程第3.3节执行。
A1.2.6 小型储罐可将整个储罐移位，把旧罐底割掉，换上新罐底，再安放到原来位置。 A1.2.7 对于大型浮顶罐（或内浮顶罐）罐底的更换，在罐底板割除之前应先将浮顶（或内浮顶）悬挂于罐内，具体做法如下：
a. 依据浮顶（或内浮顶）的质量大小，在罐壁设置一定数量的三角形临时支撑，使浮舱立柱离开罐底板。支撑点要尽可能接近浮舱桁架，以减少浮舱变形。
b. 在浮顶中部设置相应数量的临时支柱，其周围浮顶板上焊垫铁，用钢丝绳自上部斜拉，用肋板自下部支撑，使浮顶整体处于悬挂状态。临时支柱需提前预制支墩。
c. 按照A1.2.3、A1.2.4、A1.2.5所述方法更换罐底板。
A2 罐顶的修复
A2.1 罐顶的一般性腐蚀穿孔，在不允许动火时，可用弹性聚氨酯或其他粘接剂粘补。 A2.2 腐蚀较为严重，孔洞较多时，应在清罐后补焊或局部更换罐顶钢板处理。
A2.3 拱顶罐由于设计、使用、操作不当造成罐顶变形是，可采用充气正压法恢复。其修复的方法如下： A2.3.1 准备工作
a. 按照3.1.3条清罐，达进人作业条件。
b. 罐进出口加盲板（双面垫片），呼吸阀、泡沫发生器等罐体开口接管处加盲板予以封堵。
c. 封人孔、透光孔、清扫孔。
d. 清除罐顶一切杂物，呼吸阀附件连接坚固。以防罐顶鼓起振动时崩飞伤人。 e. 拆下检尺口，安装预制好的法兰盖，连接U型管差压计。 A2.3.2 充气恢复
a. 按储罐原设计的强度试验压力计算充气时罐顶的最大提升力。自脱水阀处接预制好的临时接头往罐内注水，注入水的重力应不小于最大提升力的1.5~2倍。
b. 自罐壁水面上任一开口处接皮管往罐内通往氮气（或净化风）。
c. 在充气过程中，于相邻储罐顶部用望远镜观察U型管差压计读器。同时监视储罐下部，一旦有异常情况，立即停止充气。
d. 随着罐内压力升高，罐顶变形会逐渐恢复。当压力达设计压力的80%时，停止充气，稳定半小时后继续。
e. 当压力达设计压力时，再次稳定半小时，若弹性变形已完全恢复，充气恢复过程结
专业资料整理
WORD完美格式编辑
束。若弹性变形尚未完全恢复，储罐四周无异常，继续充气升压。
f. 当压力达原设计的强度试验压力后，停止充气。若仍有局部塑性变形不曾复原，可在风压作用下借助吊车对局部牵引提升使其恢复。
g. 松开检尺口上法兰盖和注风临时接管排气。打开罐顶透光孔，拆除呼吸阀、泡沫发生器等罐体开口接管处盲板，自脱水阀处放水。 A2.3.3 安全注意事项
a. 充气恢复过程中，所有作业人员佩戴好劳动保护用品，并远离作业罐。
b. 如果罐顶局部塑性变形处有裂缝而大量漏气，影响恢复正常进行，应停止作业，动火补焊后，再次充气恢复。
c. 充气作业过程中，认真检查罐顶弱焊连接处和罐壁下部角焊缝，一旦有异常，立即停止作业。
d. 罐顶恢复后应及时将通气口打开，以防再次抽瘪。
e. 充气作业宜在天气较好时进行，且宜在当天气温降低之前完成。
A2.4 罐顶腐蚀严重，或由于设计、使用、操作不当造成罐顶严重变形而无法修复时，均应更换。
A2.5 桁架顶更换为拱顶
因桁架扭曲、罐壁上圈板变形严重而难以修复或修复费用较高的桁架顶罐，可将桁架顶拆除改为拱顶。
a. 拆除原罐顶板及桁架。
b. 修复罐壁：割去变形严重而又无法恢复的部分，补上新板。施工过程中应注意防止风吹引起上部变形。
c. 焊接包边角钢，在焊接包边角钢之前应检查新修补顶圈板罐壁上口的圆度、水平度及垂直度。
包边角钢的焊接顺序：角钢与罐壁对接时，先焊角钢间对接焊缝，再焊内部搭接断续角焊缝，最后焊接外部塔接连续焊缝。
d. 安装顶板焊接顺序
先焊内侧继续焊缝，后焊补部的连续焊缝。连续焊缝应先焊环向短焊缝，再焊径向长焊缝，长缝的施焊由中心向外分段退焊。
焊接顶板和包边角钢间的环向焊缝时，焊工应均匀对称施焊，沿同一方向分段退焊。顶板成型不应有明显的凹凸。
e. 恢复罐顶原有附件，增设罐顶防护栏杆。涂刷防腐漆。
f. 新顶板的设计应符合SH3046-92《石油化工立式圆筒形钢制焊接储罐设计规范》第六章要求。其制作应符合国家标准GBJ 128-90《立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范》第三、四、五章。
A3 内浮顶罐浮盘沉没的处理
A3.1 将罐内介质倒至最低液位。
A3.2 按规程第3.1.3条要求进行清罐。
A3.3 拆除密封带，取出软泡沫塑料，将泡沫块置于罐外阴凉处晾晒干。 A3.4 清扫浮盘、浮舱及罐底。
A3.5 全面检查，对损坏部分进行修复。 A3.6 按原设计要求安装软密封装置。 A3.7 充水进行浮盘升降试验。
A4 储罐倾斜的处理
A4.1 储罐的倾斜多由于基础不均匀沉降造成。当倾斜值超过第3.2.要求，危及储罐安全生产和正常操作时应处理。处理前储罐必须按本规程第3.1.3条要求处理干净，与罐体连接的管线及静电接地线要拆开，有保温层的亦应将保温层全部拆除，便于施工。 A4.2 测量储罐倾斜方向和倾斜值。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
A4.3 打掉储罐散水坡。若是环梁式和护圈式基础，首先检查环梁或护圈有无倾斜，然后用千斤顶顶起储罐倾斜基础较低的一面，向罐底吹砂或填砂。利用原来的环梁或护圈做挡砂圈，直至达到要求的高度。对于环台式和护坡式基础，打掉散水坡后，沿罐壁外围挖深500mm，做钢筋混凝土挡砂圈，然后顶起储罐倾斜的一面，吹砂至要求高度。
回填用砂必须炒干的细砂。吹砂时注意不能将砂吹到罐底板上，以免将罐底吹漏。 A4.4 恢复储罐静电接地及散水坡，并连接进出口管线，罐内充水，观查底板及T形角焊缝有无渗漏。
A4.5 有保温层的储罐恢复保温层。
在场地允许的情况下，小型储罐可以将罐整体移位，修补基础。
A5 罐壁修复
A5.1 罐壁腐蚀穿孔或焊缝渗漏时，应予处理。若可以补焊，则应用焊接的方法修补。若一时不能补焊，可以降低液面，用粘接剂粘补。腐蚀比较严重，但还未造成孔洞的部位，在保证安全使用条件下，亦可用防腐涂料涂刷，以延长储罐的使用时间。 A5.2 由于设计、使用、操作不当，罐壁被抽瘪，其修复的方法如下：
A5.2.1 排出罐内油品，向罐内充水（水温不得低于5℃）至设计最高操作液面。充水时应时刻注意，一旦罐壁恢复正常，即可停止充水。
A5.2.2 当罐内充水至设计最高操作液面，仍无法使变形罐壁恢复原状时，按照3.1.3条清罐，达进入作业条件，借助外力整形恢复。
A5.2.3 用外力整形仍无法使变形部位恢复时，可将凹陷处割除，局部更换。
附 录 B 储 罐 呼 吸 阀 （补充件）
B1 呼吸阀（含阻火器）的设置
新建的储罐，呼吸阀的设置应符合下列要求。对已投用的储罐，若不符合下列要求时，也应按此规定完善。
B1.1 罐内介质的闪点（闭口）低于或等于60℃时，宜选用呼吸阀，呼吸阀必须配有阻火器及呼吸阀挡板。
当建罐地区历年最冷月份平均温度的平均值低于或等于0℃时，呼吸阀及阻火器必须有防冻措施。
B1.2 呼吸阀的通气量，不得小于下列各项的呼出量之和及吸入量之和。
a. 油品出罐时的最大出油量所造成的空气吸入量，应按油品最大出油量考虑；
b. 油品进罐时的最大进油量所造成的罐内油气呼出量，当油品闪点（闭口）高于45℃时，应按最大进油量的1.07倍考虑；当油品闪点（闭口）低于或等于45℃时，应按最大进
专业资料整理
WORD完美格式编辑
油量的2.14倍考虑；
c. 因大气最大温降导致罐内油气收缩所造成储罐吸入空气量和因大气量最大温升导致罐内油气膨胀而呼出的油气，宜按表B1确定。
表B1 储罐热呼吸通气需要量
罐的容量/m 100 200 300 400 500 700 1000 2000 3000 4000 5000 10000 20000 30000 3吸入量（负压）/3（m/h） 17.8 35.6 56.6 75.0 90.0 125.0 180.0 370.0 570.0 736.0 860.0 1350.0 2120.0 2800.0 呼出量（正压） 呼出量（正压） 33闪点≥45℃/（m/h） 闪点＜45℃/（m/h） 11.0 17.8 22.4 35.6 34.0 56.6 45.0 75.0 54.0 90.0 75.0 125.0 110.0 180.0 220.0 370.0 340.0 570.0 442.0 736.0 520.0 860.0 810.0 1350.0 1270.0 2120.0 1680.0 2800.0 B1.3 呼吸阀应按确定的通气量和呼吸阀的通气量曲线来选定呼吸阀的规格。当缺乏呼吸阀的通气量曲线时，可按表B2确定。
表B2 呼吸阀
进出储罐的最大液体呼吸阀个数×公称直进出储罐的最大液体呼吸阀个数×公称直33量/（m/h） 径/mm 量/（m/h） 径/mm ≤25 1×80 251~300 2×200 26~50 1×100 301~500 2×250 51~100 1×150 501~700 2×300 101~150 2×150 701~1000 3×300 151~250 2×200 1001~1500 3×350 B2 呼吸阀的管理
储罐呼吸阀除按照表8~10要求进行定期检查外，尚应注意以下几点。
a. 对于储存低温时易结晶介质的储罐，或外界气温较低时可能会在呼吸阀阀盘、阻火器上形成冰冻的储罐，其呼吸阀外部应加装伴热套。低温季节每月应至少检查1次。
b. 对于生产使用、操作过程中可能会在呼吸阀阀盘、阻火器上产生污物从而影响呼吸阀正常运行的储罐，其呼吸阀每月至少检查1次。当上游装置来料异常时，应进行专门检查；
c. 扫线罐或经常有高温油品、蒸汽进入的储罐，不宜安装呼吸阀；
d. 与氨封配套使用的呼吸阀或其内介质有可能对人体造成伤害的储罐呼吸阀检查时，应注意个人防护。
附 录 C
罐组防火堤、隔堤管理和维修
专业资料整理
WORD完美格式编辑
（补充件）
C1 防火堤、隔堤的管理
新建的罐组，在验收时应进行下列检查。对已投用的罐组，若不符合下列要求时，也应按此规定逐步完善。 C1.1 罐组防火堤、隔堤的设置，应符合GB 50160-92《石油化工企业设计防火规范》第5.2.11至5.2.15条要求。
C1.2 罐组防火堤、隔堤应符合下列要求：
C1.2.1 防火堤及隔堤应采用非燃烧材料建造，堤身应能承受所容纳液体的静压，且不应渗漏；
C1.2.2 立式储罐防火堤的高度，应为计算设计加0.2m，其高度应为1.1~2.2m； C1.2.3 隔堤顶应比防火堤顶低0.2~0.3m；
C1.2.4 管线穿越防火堤时，应埋设钢套管，套管两端内的环形空隙，应用非燃烧材料严密封实。管沟内敷设的管线穿越防火堤时，在罐区外应设隔墙或管沟内加防火堰；
C1.2.5 在防火堤内雨水沟穿堤处，应设防止液体外流的隔油阀门，雨天打开，雨停后立即关闭。
C1.3 砖（石）砌筑的防火堤，在堤身的交叉或转角处，应咬茬砌筑，该处不应设伸缩沉降缝。
C1.4 严禁在防火堤上开洞、开门。因施工确需开挖防火堤、隔隄时，施工单位应写出书面申请，经使用部门确认、安全部门同意，采取有效的防护措施后方可施工。工程竣工后，立即原样恢复。
C2 防火堤、隔堤的检查与维修
在对储罐进行外部检查时，应对防火堤、隔堤进行检查修复。 C2.1 土筑防火堤、隔堤
C2.1.1 土筑防火堤、隔堤应由砖或混凝土护坡贴面，并以水泥沙浆勾缝。 C2.1.2 防火堤、隔堤堤身有缺口、塌陷、裂缝时，应及时修复。 C2.1.3 堤身土质松散或断面减少时应修整，堤身应达到平整顺直。 C2.1.4防火堤、隔堤堤身及罐组内的杂草应及时拔除。
C2.1.5 因清罐或冒罐而被污染的罐组防火堤、隔堤表面，均应清除干净。 C2.2 砖（石）砌筑防火堤、隔堤
C2.2.1 用毛石或砖砌的防火堤、隔堤要用混凝土覆盖内表面和堤顶。堤身有严重缺陷时，应拆除重砌。
C2.2.2防火堤、隔堤出现抹面剥落、松动、裂缝等缺陷时，应部分修补或全部重抹。 C2.2.3 提顶开裂应及时修补。
C2.2.4 堤身基础塌陷或下沉严重时，应拆除堤身修复基础，重新砌筑。 C2.2.5 伸缩沉降缝填料脱落时，应及时补充。 C2.3 管线穿越防火堤、隔堤套管 C2.3.1 套管处若有孔洞应及时修补。
C2.3.2 套管两端填料脱落时，应采用非燃烧材料及时补充。
C2.4 雨水沟穿堤处的隔油阀门每年应至少维护1次，保证开启轻巧、灵活。 C2.5 堤身人行台阶、坡道松动或抹面脱落，应修补。
附 录 D
酸性介质储罐附件检查周期及检查主要内容
（补充件）
附件名称 检查内容 维修保养 检查周期 专业资料整理
WORD完美格式编辑
浮标液面计 定位接线是否紧固，上下支点是否松脱，有无腐蚀 浮子有无腐蚀，密封塞有无泄漏 拉绳有无腐蚀，塑料保护套是否完整 紧固或更换拉线，上下支点进行防腐 防腐或更换 更换钢丝绳或套管 液压式 液面计 进出口阀 加热器 （冷换器） 防腐衬里层 进出口蒸汽阀或水阀 排污阀 半年 滑轮防腐或更换，转动滑轮有无腐蚀，是否灵活好用 部分加润滑油 滑板是否灵活，指针有无损坏 调整滑板，更换指针 刻度板标记 重新标记 是否明显，滑板支架有无腐蚀支架进行防腐 损坏 升液管底口是否堵塞，管子腐清理底口，更换管子或蚀程度，有无穿孔，测量液面修补 半年 管指标是否清楚 上密封口有无泄漏 调整、更换垫片 填料函、垫片处有无渗漏 更换填料或垫片 清除油垢，阀杆加润滑1个月 阀体、阀杆腐蚀程度，关闭是脂，关闭不严时应研磨否严密 或更换阀门 管子有无腐蚀渗漏、支架有无进行试压、消漏，更换损坏，管线接头有无断裂 垫片和部分管线 衬里层有无脱落、裂纹、老化、修补 全面检查维护时豉包、脱层等现象 进行 修补，并查清原因采取有无机械损伤和微孔渗漏 措施防止机械损伤，消除衬里微孔 填料函、垫片处有无渗漏，螺更换填料、垫片、螺栓 栓锈蚀程度 半年 清除污垢，阀杆加润滑关闭是否灵活、严密 脂，内漏时应研磨或更换阀门 填料函、垫片处有无渗漏，螺更换填料、垫片、螺栓 栓锈蚀程度 1个月 清除污垢，阀杆加润滑关闭是否灵活、严密 脂，内漏时应研磨或更换阀门 检查内容 维修保养 试压、堵漏、更换垫片或部分管线 更换填料及垫片，研磨试压或更换阀门 清除污垢、防腐，更换垫片，紧固或更换螺栓 防腐或更换防雨罩金属网 更换填料垫片、螺栓，修复衬里层 检查周期 附件名称 外加热器 管子腐蚀程度，接口处有无渗（外冷却器） 漏 安全阀 人 孔 有无泄漏，阀口有无腐蚀 密封面有无腐蚀渗漏，螺栓是否齐全、紧固，有无腐蚀 防雨罩有无腐蚀漏水，金属网排气孔 是否完好 密封面有无腐蚀渗漏，螺栓有清洗（扫）孔 无腐蚀，是否紧固，孔内衬里层有无损坏 半年 专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 E
罐底下部防渗水处理方法
（参考件）
E1 增上雨搭围堰方法
E1.1 拆除罐周边封口沥青和围堰（有保温的储罐需拆除罐壁下部0.5m高保温层），将基础水平表面水泥砂浆面打掉。
E1.2 将罐壁与罐底板连接角焊缝附近手工除锈达GB23-88《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》中St2~St3级，以2道沥青漆（或环氧煤沥青漆）防腐。 E1.3 在距罐底边缘板外沿150mm处绕罐周边做三角形砼围堰。
E1.4 自围堰上方距角焊缝200mm高处用4mm厚薄钢板（材质宜与罐壁下层圈板相同）焊250mm宽雨塔，其与下部罐壁夹角为70°。施焊前雨搭下表面以2道沥青漆（或环氧煤沥青漆）防腐，要求同E1.2条。
E1.5 将雨塔上表面手工除锈达GB 23-88《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》中St2~St3级，采用丙烯酸聚氨酯等耐候性能优良的涂料防腐。
E1.6 将围堰以外基础用1:2水泥砂浆罩面（有保温的储罐需恢复围堰上方保温层）。
E1.7 对于采用环墙式基础的外保温罐，可依靠罐壁最下部一圈保温钉将硬质胶皮固定在罐壁上（压在保温保护层下面），其外端伸至基础环墙外。这样，自罐壁外部下流的雨、雪水可通过硬质胶皮地出，而不会进入罐底下部。
E2 粘贴玻璃钢方法
E2.1 拆除罐周边封口沥青和围堰（有保温的储罐需拆除罐壁下部0.3m高保温层）。
E2.2 将罐基础表层疏松破损的混凝土打掉，清理表面的浮灰和杂物，用钢刷使基层表面形成均匀粗糙面，以毛刷或压缩空气清理表面和角落。
E2.3 将罐壁与罐底板连接角焊缝附近手工除锈达GB 23-88《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》中St2~St3级。
E2.4 将配好的打底胶泥均匀地涂刷于基体表面，角焊缝附近应用腻子抹成圆角。自然固化24h以上。
E2.5 在贴衬玻璃布的部分先均匀涂刷一层和所衬玻璃布同宽的胶料，衬上一层玻璃布。玻璃布必须贴实并赶尽气泡。自然固化24h以上。 E2.6 按以上贴衬玻璃布的程序，连续贴衬4层。 E2.7 涂刷面层漆2道。
E2.8 涂刷高光耐候涂料2道（恢复局部保温）。 E2.9 注意事项：
a. 玻璃布的贴衬要注意其上下左右接缝处重叠要大于50mm，且不准有气孔、褶痕出现。
b. 可在5以上的晴天施工，下雨天不得施工。
c. 要保证油罐在使用过程中罐底下部间隙“呼吸”顺畅，必要时可预埋无缝钢管。
附加说明：
1 本规程由兰州炼油化工总厂、兰州化学工业公司负责起草，起草
专业资料整理
WORD完美格式编辑
人杨宝敏、陆廷珍、王淙、林员（2004）。
2 本规程由洛阳分公司负责修订，修订人孙新宇、叶国庆（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
9．离心泵维护检修规程
SHS 01013-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（103） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（103） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（103） 4 试车与验收 …………………………………………………（107） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（107）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了离心泵的检修周期与内容、检修与质量标准、试车与验收以及维护与故障处理。
1.1.2 本规程适用于石油化工常用离心泵。 1.2 编写修订依据
SY-21005-73 炼油厂离心泵维护检修规程
HGJ 1034-79 化工厂清水泵及金属耐蚀泵维护检修规程 HGJ 1035-79 化工厂离心式热油泵维护检修规程 HGJ 1036-79 化工厂多级离心泵维护检修规程 GB/T 5657-1995 离心泵技术要求
API 610-1995 石油、重化学和天然气工业用离心泵
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
2.1.1 根据状态监测结果及设备运行状况，可以适当调整检修周期。 2.1.2 检修周期（见表1）
表1 检修周期表 月
检修类别 检修周期 小 修 6 大 修 18 2.2 检修内容 2.2.1 小修项目
2.2.1.1 更换填料密封。
2.2.1.2 双支承泵检查清洗轴承、轴承箱、挡油环、挡水环、油标等，调整轴承间隙。 2.2.1.3 检查修复联轴器及驱动机与泵的对中情况。 2.2.1.4 处理在运行中出现的一般缺陷。
2.2.1.5 检查清理冷却水、封油和润滑等系统。 2.2.2 大修项目
2.2.2.1 包括小修项目。 2.2.2.2 检查修理机械密封。
2.2.2.3 解体检查各零部件的磨损、腐蚀和冲蚀情况。泵轴、叶轮必要时进行无损探伤。 2.2.2.4 检查清理轴承、油封等，测量、调整轴承油封间隙。
2.2.2.5 检查测量转子的各部圆跳动和间隙，必要时做动平衡检验。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2.2.2.6 检查并校正轴的直线度。
2.2.2.7 测量并调整转子的轴向窜动量。 2.2.2.8 检查泵体、基础、地脚螺栓及进出口法兰的错位情况，防止将附加应力施加于泵体，必要时重新配管。
3 检修与质量标准
3.1 拆卸前准备
3.1.1 掌握泵的运转情况，并备齐必要的图纸和资料。 3.1.2 备齐检修工具、量具、起重机具、配件及材料。
3.1.3 切断电源及设备与系统的联系，放净泵内介质，达到设备安全与检修条件。 3.2 拆卸与检查
3.2.1 拆卸附属管线，并检查清扫。
3.2.2 拆卸联轴器安全罩，检查联轴器对中，设定联轴器的定位标记。 3.2.3 测量转子的轴向窜动量，拆卸检查轴承。 3.2.4 拆卸密封并进行检查。
3.2.5 测量转子各部圆跳动和间隙。
3.2.6 拆卸转子，测量主轴的径向圆跳动。 3.2.7 检查各零部件，必要时进行探伤检查。
3.2.8 检查通流部分是否有汽蚀冲刷、磨损、腐蚀结垢等情况。 3.3 检修标准按设备制造厂要求执行，无要求的按本标准执行。 3.3.1 联轴器
3.3.1.1 半联轴器与轴配合为H7/js6。
3.3.1.2 联轴器两端面轴向间隙一般为2~6mm。
3.3.1.3 安装齿式联轴器应保证外齿在内齿宽的中间部位。
3.3.1.4 安装弹性圈柱销联轴器时，其弹性圈与柱销应为过盈配合，并有一定紧力。弹性联轴器销孔的直径间隙为0.6~1.2mm。
3.3.1.5 联轴器的对中要求值应符合表2要求。
表2 联轴器对中要求表 mm
联轴器形式 刚 性 弹性圈柱销式 齿 式 叠 片 式 径向允差 0.06 0.08 0.15 端面允差 0.04 0.06 0.08 3.3.1.6 联轴器对中检查时，调整垫片每组不得超过4块。 3.3.1.7 热油泵预热升温正常后，应校核联轴器对中。 3.3.1.8 叠片联轴器做宏观检查。 3.3.2 轴承
3.3.2.1 滑动轴承
a. 轴承与轴承压盖的过盈量为0~0.04mm（轴承衬为球面的除外），下轴承衬与轴承座接触应均匀，接触面积达60%以上，轴承衬不许加垫片。
b. 更换轴承时，轴颈与下轴承接触角为60°~90°，接触面积应均匀，接触点不少于
2
2~3点/cm。
c. 轴承合金层与轴承衬应结合牢固，合金层表面不得有气孔、夹渣，裂纹、剥离等缺陷。
d. 轴承顶部间隙值应符合表3要求。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
表3 轴承顶部间隙表 mm
轴 径 间 隙 轴 径 间 隙 18~30 0.07~0.12 ＞80~120 0.14~0.22 ＞30~50 0.08~0.15 ＞120~180 0.16~0.26 ＞50~80 0.10~0.18 e. 轴承侧间隙在水平中分面上的数值为顶部间隙的一半。 3.3.2.2 滚动轴承
a. 承受轴向和径向载荷的滚动轴承与轴配合为H7/is6。 b. 仅承受径向载荷的滚动轴承与轴配合为H7/k6。 c. 滚动轴承外圈与轴承箱内壁配合为Js7/h6。
d. 凡轴向止推采用滚动轴承的泵，其滚动轴承外圈的轴向间隙应留有0.02~0.06mm。 e. 滚动轴承折装时，采用热装的温度不超过120℃，严禁直接用火焰加热，推荐采用高频感应加热器。
f. 滚动轴承的滚动体与滚道表面应无腐蚀、坑疤与斑点，接触平滑无杂音，保持架完好。
3.3.3 密封
3.3.3.1 机械密封
a. 压盖与轴套的直径间隙为0.75~1.00mm，压盖与密封腔间的垫片厚度为1~2mm。 b. 密封压盖与静环密封圈接触部位的粗糙度为Ra3.2。
c. 安装机械密封部位的轴或轴套，表面不得有锈斑、裂纹等缺陷，粗糙度Ra1.6。 d. 凡轴向止推采用滚动轴承的泵，其滚动轴承外圈的轴向间隙应留有0.02~0.06mm。 e. 滚动轴承拆装时，采用热装的温度不超过120℃，严禁直接用火焰加热，推荐采用高频感应加热器。
f. 滚动轴承的滚动体与滚道表面应无腐蚀、坑疤与斑点，接触平滑无杂音，保持架完好。
3.3.3 密封
3.3.3.1 机械密封
a. 压盖与轴套的直径间隙为0.75~1.00mm，压盖与密封腔间的垫片厚度为1~2mm。 b. 密封压盖与静环密封圈接触部位的粗糙度为Ra3.2。
c. 安装机械密封部位的轴或轴套，表面不得有锈斑、裂纹等缺陷，粗糙度为Ra1.6。 d. 静环尾部的防转槽根部与防转销顶部应保持1~2mm的轴向间隙。 e. 弹簧压缩后的工作长度应符合设计要求。
f. 机械密封并圈弹簧的旋向应与泵轴的旋转方向相反。 g. 压盖螺栓应均匀上紧，防止压盖端面倾斜。 h. 静环装入压盖后，应检查确认静环无偏斜。 3.3.3.2 填料密封
a. 间隔环与轴套的直径间隙一般为1.00~1.50mm。 b. 间隙环与填料箱的直径间隙为0.15~0.20mm。 c. 填料压盖与轴套的直径间隙为0.75~1.00mm。 d. 填料压盖与填料箱的直径间隙为0.10~0.30mm。 e. 填料底套与轴套的直径间隙为0.50~1.00mm。 f. 填料环的外径应小于填料函孔径0.30~0.50mm，内径大于轴径0.10~0.20mm。切口角度一般与轴向成45°。
g. 安装时，相邻两道填料的切口至少应错开90°。
h. 填料均匀压入，至少每二圈压紧一次，填料压盖压入深度一般为一圈盘根高度，但不得小于5mm。 3.3.4 转子
3.3.4.1 转子的跳动
a. 单级离心泵转子跳动应符合表4要求。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
表4 单级离心泵转子跳动表 mm
测量部位直径 ≤50 ＞50~120 ＞120~260 ＞260 径向圆跳动 叶轮密封环 0.05 0.06 0.07 0.08 轴套 0.04 0.05 0.06 0.07 叶轮端面跳动 0.20 b. 多级离心泵转子跳动应符合表5要求。
表5 单级离心泵转子跳动表 mm
测量部位直径 ≤50 ＞50~120 ＞120~260 ＞260 径向圆跳动 叶轮密封环 轴套、平衡盘 0.06 0.03 0.08 0.04 0.10 0.05 0.12 0.06 端面圆跳动 叶轮端面 平稳盘 0.20 0.04 3.3.4.2 轴套与轴配合为H7/h6，表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.4.3 平衡盘与轴配合为H7/js6。
3.3.4.4 根据运行情况，必要时转子应进行动平衡检验，其要求应符合相关技术要求。一般情况下动平衡精度要达到6.3级。
3.3.4.5 对于多级泵，转子组装时其轴套、叶轮、平衡盘端面跳动须达到表5的技术要求，必要时研磨修刮配合端面。组装后各部件之间的相对位置须做好标记，然后进行动平衡校验，校验合格后转子解体。各部件按标记进行回装。 3.3.4.6 叶轮
a. 叶轮与轴的配合为H7/js6。
b. 更换的叶轮应做静平衡，工作转速在3000r/min的叶轮，外径上允许剩余不平衡不得大于表6的要求。必要时组装后转子做动平衡校验，一般情况下，动平衡精度要达到6.3级。
表6 单级离心泵转子跳动表 叶轮外径/mm 不平衡重/g ≤200 3 ＞200~300 5 ＞300~400 8 ＞400~500 10 c. 平衡校验，一般情况在叶轮上去重，但切去厚度不得大于叶轮壁厚的1/3。 d. 对于热油泵，叶轮与轴装配时，键顶部应留有0.10~0.40mm间隙，叶轮与前后隔板的轴向间隙不小于1~2mm。 3.3.4.7 主轴
a. 主轴颈圆柱度为轴径的0.25%，最大值不超过0.025mm，且表面应无伤痕，表面粗糙度为Ra1.6。
b. 以两轴颈为基准，找联轴节和轴中段的径向圆跳动公差值为0.04mm。
表7 键与轴键槽的过盈量表 mm
轴径 过盈量 40~70 0.009~0.012 ＞70~100 0.011~0.015 ＞100~230 0.012`0.017 专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.5 壳体口环与叶轮口环、中间托瓦与中间轴套的直径间隙值应符合表8要求。
表8 口环、托瓦、轴套配合间隙表 mm
泵类 冷油泵 热油泵 口环直径 ＜100 ≥100 ＜100 ≥100 壳体口环与叶轮口环间隙 0.04~0.60 0.60~0.70 0.60~0.80 0.80~1.00 中间托瓦与中间轴套间隙 0.30~0.40 0.40~0.50 0.40~0.60 0.60~0.70 3.3.6 转子与泵体组装后，测定转子总轴向窜量，转子定中心时应取总窜量的一半；对于两端支承的热油泵，入口的轴向间隙应比出口的轴向间隙大0.5~1.00mm。
4 试车与验收
4.1 试车前准备
4.1.1 检查检修记录，确认检修数据正确。 4.1.2 单试电机合格，确认转向正确。
4.1.3 热油泵启动前要暖泵，预热速度不得超过50℃/h，每半小时盘车180°。 4.1.4 润滑油，封油、冷却水等系统正常，零附件齐全好用。 4.1.5 盘车无卡涩现象和异常声响，轴封渗漏符合要求。 4.2 试车
4.2.1 离心泵严禁空负荷试车，应按操作规程进行负荷试车。
4.2.2 对于强制润滑系统，轴承油的温升不应超过28℃，轴承金属的温度应小于93℃；对于油环润滑或飞溅润滑系统，油池的温升不应超过39℃，油池温度应低于82℃。 4.2.3 轴承振动标准见SHS 01003-2004《石油化工旋转机械振动标准》。
4.2.4 保持运转平稳，无杂音，封油、冷却水和润滑系统工作正常，泵及附属管路无泄漏。 4.2.5 密封介质泄漏不得超过下列要求：
机械密封：轻质油10滴/min，重质油5滴/min； 填料密封：轻质油20滴/min，重质油10滴/min。
对于有毒、有害、易燃易爆的介质，不允许有明显可见的泄漏，对于多级泵，泵出口流量不小于泵最小流量。 4.3 验收
4.3.1 连续运转24h后，各项技术指标均达到技术要求或能满足生产需要。 4.3.2 达到完好标准。
4.3.3 检修记录齐全、准确，按规定办理验收手续。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 严格执行润滑管理制度。
5.1.2 保持封油压力比泵密封腔压力大0.05~0.15MPa。
5.1.3 定时检查出口压力，振动、密封泄漏，轴承温度等情况，发现问题应及时处理。 5.1.4 定期检查泵附属管线是否畅通。 5.1.5 定期检查泵各部螺栓是否松动。
5.1.6 热油泵停车后每半小时盘车一次，直到泵体温度降到80℃以下为止，备用泵应定期盘车。
5.2 故障与处理（见表9）
表9 常见故障与处理
专业资料整理
WORD完美格式编辑
序号 故障现象 故障原因 处理方法 重新清泵，排除气体 检查清理 改变旋转方向 检查、修正流道对中 解体修理 转子重新平衡 重新校正 修理或更换 紧固螺栓或加固基础 进行工艺调整 紧固松动部件或更换 管线支架加固 拆泵检查消除摩擦 处理方法 重新校正 更换并校正轴线 更换检查 比密封腔前压力大0.05~0.15MPa 重新调整 稳定操作 按要求重新装配 检查消除 按规定添放油或更换油 修理更换或紧固 检查调整 1 2 3 泵内或吸入管内存有气体 泵内或管路有杂物堵塞 流量扬程降低 泵的旋转方向不对 叶轮流道不对中 电流升高 转子与定子碰擦 泵转子或驱动机转子不平衡 泵轴与原动机轴对中不良 轴承磨损严重，间隙过大 地脚螺栓松动或基础不牢固 振动增大 泵抽空 转子零部件松动或损坏 支架不牢引起管线损坏 泵内部摩擦 故障现象 故障原因 泵轴与原动机对中不良或轴弯曲 轴承或密封环磨损过多形成转子偏心 密封泄漏严重 机械密封损坏或安装不当 密封液压力不当 填料过松 操作波动大 轴承安装不正确 转动部分平衡补被破坏 轴承箱内油过少、过多或太脏轴承温度过高 变质 轴承磨损或松动 轴承冷却效果不好 序号 4 5
附加说明：
1 本规程由巴陵石化股份公司机动能源部负责起草，起草人何利民（2004）。
2 本规程由镇海炼化股份公司机动能源部负责修订，修订人孙烔明、汪剑波（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
10．电动往复泵维护检修规程
SHS 01015-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（111） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（111） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（111） 4 试车与验收 …………………………………………………（114） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（114）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了电动往复泵的检修周期与内容、检修与质量标准、试车与验收以及维护与故障处理。
1.1.2 本规程适用于石油化工常用DB、DS、WB等型电动往复泵。 1.2 编写修订依据
HGJ 1027-79 化工厂柱塞泵维护检修规程 《化工厂机械手册》化学工业出版社 19 SHS 01001-2004 石油化工设备完好标准
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
检查周期见表1。根据日常状态监测结果、设备实际运行状况，有无备用设备等情况，可适当进行调整。
表1 检修周期表 月
检修类别 检修周期 小 修 6 大 修 24 2.2 检修内容 2.2.1 小修项目
2.2.1.1 更换填料密封。
2.2.1.2 检查、清洗泵入口和油系统过滤器。 2.2.1.3 检查、紧固各部螺栓。
2.2.1.4 检查、修理或更换进、出口阀组零部件。 2.2.1.5 检查各部轴承磨损情况。
2.2.1.6 检查、调整泵的对中情况、更换联轴器零部件。 2.2.1.7 检查、调整齿轮油泵压力。
2.2.1.8 检查计量、调节机构，校验压力表、安全阀。 2.2.2 大修项目
2.2.2.1 包括小修项目。
2.2.2.2 泵解体、清洗、检查、测量各零部件以及磨损情况。 2.2.2.3 机体找水平，曲轴及缸重新找正。 2.2.2.4 检查减速机、更换调整各轴承。 2.2.2.5 检查机身、地脚螺栓紧固情况。 2.2.2.6 检查清洗油箱、过滤器和油泵。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3 检修与质量标准
3.1 拆卸前准备
3.1.1 掌握泵的运转情况，并备齐必要的图纸资料和相关检修记录。 3.1.2 备齐检修工具、量具、起重机具、配件及材料。
3.1.3 切断与泵相连的水、电源，关闭泵管线上的进、出口阀，泵体内部介质置换、吹扫干净，符合安全检修条件。 3.2 拆卸与检查
3.2.1 拆检联轴器，检查泵对中情况。 3.2.2 拆卸附件及附属管线。
3.2.3 拆卸十字头组件，检查十字头、十字头销轴、十字头与滑板的配合及磨损。 3.2.4 拆卸曲轴箱，检查曲轴、连杆及各部轴承。 3.2.5 拆卸泵体上的进、出口阀，检查各部件及密封。
3.2.6 拆卸工作缸、柱塞，检查缸与柱塞的磨损情况与缺陷。 3.2.7 拆卸减速机盖，检查轴承磨损与齿轮啮合痕迹。 3.2.8 拆卸齿轮油泵，检查齿轮啮合情况。 3.2.9 检查地脚螺栓。 3.3 检修质量标准 3.3.1 缸体
3.3.1.1 缸体用放大镜或着色检查，应无伤痕、沟槽或裂纹，发现裂纹应更换。 3.3.1.2 缸体内径的圆度、圆柱度公差值为0.04mm。 3.3.1.3 缸体内有轻微拉毛和擦伤时，应研磨修复处理。
3.3.1.4 必要时对缸体进行水压试验，试验压力为操作压力的1.25倍。 3.3.2 曲轴
3.3.2.1 曲轴安装水平度公差值为0.05mm/m。
3.3.2.2 清洗、检查曲轴不得有裂纹等缺陷，必要时进行无损探伤。
3.3.2.3 曲轴的主轴颈、曲轴颈的圆柱度公差值见表2，其表面粗糙度为Ra0.8。
表2 主轴颈、曲轴颈圆柱度公差表 mm
轴颈直径 ＜80 80~180 ＞180 主轴颈、曲轴颈圆柱度 公差值 极限值 0.015 0.05 0.020 0.10 0.025 0.10 3.3.2.4 主轴颈圆跳动为0.04mm，主轴颈与曲轴颈的中心线平行度公差值为0.02mm/m。 3.3.2.5 曲轴中心线与缸体中心线垂直度公差值为0.15mm/m。 3.3.2.6 曲轴轴向窜量见表3。
表3 曲轴轴向窜量 mm
曲轴直径 轴向窜量 ≤150 0.20~0.40 ＞150 0.40~0.80 3.3.2.7 主轴颈、曲轴颈擦伤凹痕面积不大于轴颈面积的2%，轴颈上的沟痕不大于0.10mm，轴颈磨损减少值不大于原轴径的3%。 3.3.3 连杆
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.3.1 连杆两孔及装瓦后的中心线平行度公差值为0.02mm/m。
3.3.3.2 连杆小头为球面，圆度公差值为0.03mm，表面粗糙度为Ra1.6。
3.3.3.3 检查连杆螺栓孔，螺栓孔若损坏，用铰刀、铰孔修理，并配制新的连杆螺栓。 3.3.3.4 连杆和连杆螺栓不得有裂纹等缺陷，必要时应进行无损探伤。 3.3.3.5 连杆螺栓拧紧时的伸长不应超过原长度2‰，否则更换。 3.3.4 十字头、滑板
3.3.4.1 十字头体用放大镜或着色检查，不得有裂纹等缺陷。
3.3.4.2 十字头销轴的圆柱度公差值为0.02mm，表面粗糙度为Ra0.8。 3.3.4.3 十字头销轴与十字头两端销轴孔用着争法检查，接触良好。 3.3.4.4 当连杆小头为球面时，球面垫的球面应光滑无凸痕，球面垫与连杆小头的间隙值为H8/e7。
3.3.4.5 十字头滑板与导轨的间隙值为十字头直径的1‰~2‰，最大磨损间隙为0.50mm。十
2
字头滑板与导轨接触均匀，用着色法检查，接触点不少于2点/cm。 3.3.4.6 滑板螺栓在紧固时应有防松措施或涂厌氧胶防止松动。 3.3.4.7 导轨水平度不大于0.05mm。 3.3.5 柱塞
3.3.5.1 柱塞不应有弯曲变形，表面应无裂纹、沟痕、毛刺等缺陷，表面粗糙度为Ra0.8。 3.3.5.2 柱塞的圆柱度公差值为0.05mm。 3.3.5.3 柱塞与导向套配合间隙为H9/f9。
3.3.5.4 导向套的内孔、外径的圆柱度公差值为0.10mm。 3.3.5.5 导向套内也轴承合金不允许有脱壳现象，局部缺陷用同样材料补焊修复。导向套内孔表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.6 进、出口阀
3.3.6.1 进、出口阀的阀座与阀芯密封工作不得有沟痕、腐蚀、麻点等缺陷，阀芯与阀座成对研磨，环向接触线不间断，组装后用炼油试5min不渗漏。 3.3.6.2 检查弹簧，若有折断或弹力降低时，应更换。 3.3.6.3 阀芯（片）的升程应符合技术要求。
3.3.6.4 阀装在缸体上必须牢固、紧密，不得有松动和泄漏现象。 3.3.7 轴承
3.3.7.1 滑动轴承
a. 轴承合金与瓦壳结合良好，不得有裂纹、气孔和脱壳现象。 b. 轴与轴封的接触面在轴颈正下方60°~90°，连杆瓦在受力方向60°~75°，用涂色
2
法检查，接触点不少于2点/cm。
d. 各部滑动轴承配合径向间隙见表4。
表4 滑动轴承径向间隙 mm
部位名称 径向间隙 主轴轴衬 （1-2）d/1000 曲轴轴衬 (1-1.5)d/1000 连杆小头轴衬 0.05~0.10 注：d为轴颈直径。 3.3.7.2 滚动轴承
a. 滚动轴承的滚子与滚道表面应无坑痕和斑点，转动自如无杂音。 b. 轴与轴承的配合为H7/k6，轴承与轴承座的配合为Js7/h6。 c. 滚动轴承在热装时严禁直接用火焰加热。 3.3.8 填料密封
3.3.8.1 填料函有密封液系统的，密封液管道必须畅通，液封环位置正确。 3.3.8.2 压盖紧固螺栓的松紧程度要均匀一致。
3.3.8.3 压盖压入填料箱深度一般为一圈的高度，但最小不能小于5mm。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.8.4 填料的切口应平行、整齐，安装时切口应错开120°~180°。 3.3.8.5 填料压入填料函时必须一圈圈压入，严禁多圈同时压入。
3.3.8.6 对于可拆卸填料函，在安装时须保证填料函、柱塞、十字头三者的同心度。 3.3.9 电机与减速机、减速机与泵的同心度公差值见表5。
表5 同心度公差值 mm 联轴器外径 径向圆跳动 端面圆跳动 端面间隙 100~190 0.025 0.14 2~5 ＞190~260 0.16 弹性柱销 联轴器 ＞260~350 0.10 0.18 2~8 ＞350~500 0.20 150~300 0.15 0.30 齿轮联轴器 ＞300~600 0.20 0.40 3.3.10 减速机质量标准见SHS 01028-2004《石油化工变速机维护检修规程》。 3.3.11 齿轮油泵质量标准见SHS 01017-2004《齿轮泵维护检修规程》。
联轴器名称 4 试车与验收
4.1 试车前准备 4.1.1 检查检修记录
4.1.2 检查电器、仪表和安全自保系统应灵敏好用。 4.1.3 检查润滑油、油位、油压和油温。
4.1.4 机组盘车二周后，检查应无卡涩及异常响声。 4.1.5 零附件齐全好用，设备符合完好标准。 4.2 试车
4.2.1 空负荷试车
4.2.1.1 按操作规程，启动主机空运1h，检查应无撞击和异常现象。 4.2.1.2 检查各部轴承及滑道润滑情况。
4.2.1.3 确认空试没有问题后，进行负荷试车。 4.2.2 负荷试车
4.2.2.1 逐渐升高压力到额定压力，如遇不正常情况，应立即停车处理。 4.2.2.2 检查顶针、单向阀应无卡、漏现象。 4.2.2.3 缸内应无冲击、碰撞等异常响声。 4.2.2.4 检查密封填料泄漏情况，泄漏量不大于20滴/min，对计量泵泄漏量不大于3滴/min，各连接处密封面不应有渗漏现象。
4.2.2.5 电流及泵出口压力稳定，单向阀工作正常，符合设计要求或满足生产要求。
4.2.2.6 各部润滑、冷却系统正常，温度和压力符合要求，滑动轴承温度不大于65℃，滚动轴承温度不大于70℃。
4.2.2.7 机体振动情况见表6。
表6 单级离心泵转子跳动表 转速/（r/min） ＜200 200~400 ＞400 4.2.2.8 设备负荷运行24h合格后交付生产。
最大振幅值/mm 0.20 0.15 0.10 5 维护与故障处理
5.1维护
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5.1.1 定时检查各部轴承温度。
5.1.2 定时检查各出口阀压力、温度。
5.1.3 定时检查润滑油压力，定期检验润滑油油质。
5.1.4 检查填料密封泄漏情况，适当调整填料压盖螺栓松紧。 5.1.5 检查各传动部件应无松动和异常声音。 5.1.6 检查各连接部件紧固情况，防止松动。 5.1.7 泵在正常运行中不得有异常振动声响，各密封部位无滴漏，压力表、安全阀灵活好用。 5.2 故障与处理（见表7）。
表7 常见故障与处理
序号 故障现象 故障原因 处理方法 打开阀门、检查吸入管和过滤器 检查阀的严密性，必要时更换阀门 更换填料或拧紧填料压盖 检查并清洗阀门升程高度 调校安全阀、检查、清理导向阀 处理漏点 重新找正 校直轴或更换新轴 更换轴承 紧固地脚螺栓 清除杂物 更换润滑油、调整油量 重新装配 重新找正 更换填料 更换填料 更换柱塞 吸入管道阀门稍有关闭或阻塞，过滤器堵塞 流量不足或输出阀接触面损坏或阀面上有杂压力太低 物使阀面密合不严 柱塞填料泄漏 阀有剧烈敲击声 阀的升程过高 安全阀导向阀工作不正常 压力波动 管道系统漏气 原轴与驱动机同心度不好 轴弯曲 异常响声或振动 轴承损坏或间隙过大 地脚螺栓松动 轴承内有杂物 润滑油质量或油量不符合要轴承温度过高 求 轴承装配质量不好 泵与驱动机对中不好 填料磨损严重 密封泄漏 填料老化 柱塞磨损 1 2 3 4 5 6
附加说明：
1 本规程由大庆石油化工公司负责起草，起草人关晓峰、严维连（2004）。
2 本规程由安庆分公司负责修订，修订人钱续鹏（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
‘
11．齿轮泵维护检修规程
SHS 01017-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（118） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（118） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（118） 4 试车与验收 …………………………………………………（120） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（121）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了齿轮泵的检修周期与内容、检修程度与质量标准、试车与验收以及维护与故障处理。
1.1.2 本规程适用于石油化工输送温度低于60℃油品的齿轮泵。
1.1.3 本规程不适用于输送挥发性强、闪点低、有腐蚀及含有硬质颗粒、纤维的介质。 1.2 编写修订依据
HGJ 1040-79 化工厂齿轮泵维护检修规程 JB/T 63-92 输油齿轮泵 ISO 3945 泵振动评价标准
GB 1184-80 形状和位置公差，未注公差的规定 GB 1800-79 公差与配合总论、标准公差及基本偏差 《化工厂机械手册》化学工业出版社 19年 《工业泵选用手册》 化学工业出版社 1998年 国际标准化组织推荐使用的日本川铁公司企业标准
2. 检修周期与内容
2.1 检修周期
检查周期见表1。根据运行状况，状态监测结果适当进行调整检修周期。
表1 检修周期表 月
检修类别 检修周期 小 修 6 大 修 24 2.2 检修内容 2.2.1 小修项目
2.2.1.1 检查轴封，必要时更换密封元件，调整压盖间隙或修理机械密封。 2.2.1.2 检查、清洗入口过滤器。 2.2.1.3 校正联轴器对中情况。 2.2.2 大修项目
2.2.2.1 包括小修项目。
2.2.2.2 解检查各零部件磨损情况。
2.2.2.3 修理或更换齿轮副、齿轮轴、端盖。
2.2.2.4 检查修理或更换轴承、联轴器、壳体和填料压盖。 2.2.2.5 校验压力表及安全阀。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3 检修与质量标准
3.1 检修前准备
3.1.1 掌握运行情况，了解近期机械状况，做出检修内容的确定。 3.1.2 备齐必要的图纸资料、数据。
3.1.3 备齐检修工具、量具、配件及材料。
3.1.4 切断电源，关闭进出口阀门，排净泵内介质，符合安全检修安全。 3.2 拆卸与检查 3.2.1 拆检联轴器。
3.2.2 拆卸后端盖检查轴承。
3.2.3 拆卸压盖，检查填料密封或机械密封。 3.2.4 拆卸检查齿轮、齿轮轴和轴承。 3.2.5 连轴器对中。 3.3 检修与质量标准
原则上以设计或使用、维护说明书要求为准，无要求时参照以下标准执行。 3.3.1 油泵齿轮
3.3.1.1 齿轮啮合顶间隙为（0.2~0.3）m（m为模数）。 3.3.1.2 齿轮啮合的侧间隙应符合表2的规定。
表2 齿轮啮合侧间隙标准 mm
中心距 啮合侧间隙 ≤50 0.085 51~80 0.105 81~120 0.13 121~200 0.17 3.3.1.3 齿轮两端面与轴孔中心线或齿轮轴齿轮两端面与轴中主线垂直度公差值为0.02mm/100mm。
3.3.1.4 两齿轮宽度一致，单个齿轮宽度误差不得超过0.05mm/100mm，两齿轮轴线平行度值0.02mm/100mm。
3.3.1.5 齿轮啮合接触斑点均匀，其接触面积沿齿长不小于70%，沿齿高不少于50%。 3.3.1.6 轮与轴的配合为H7/m6。
3.3.1.7 齿轮端面与端盖的轴向总间隙一般为0.10~0.15mm。
3.3.1.8 齿顶与壳体的径向间隙为0.15~0.25mm，但必须大于轴颈在轴瓦的径向间隙。 3.4 传动齿轮
3.4.1 侧间隙0.35mm。 3.4.2 顶间隙1.35mm。 3.4.3 齿轮跳动≤0.02mm。
3.4.4 齿轮端面全跳动≤0.05mm。 3.5 轴与轴承
3.5.1 轴颈与滑动轴承的配合间隙（经验值）如表3所示。
表3 轴颈与滑动轴承配合间隙值
转速/（r/min） 1500以下 1500~3000 3000以上 间隙/mm 1.2/1000D 1.5/1000D 2/1000D 注：D为轴颈直径，mm。 3.5.2 轴颈圆柱度公差值为0.01mm，表面不得有伤痕，表面粗糙度为Ra1.6。 3.5.3 轴颈最大磨损量小于0.01D(D为轴颈直径)。 3.5.4 滑动轴承外圆与端盖配合为R7/h6。
3.5.5 滑动轴承内孔与外圆的同轴度公差值为0.01mm。 3.5.6 滚动轴承内圈与轴的配合为H7/js6。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.5.7 滚针轴承外圈与端盖的配合为K7/h6。
3.5.8 滚针轴承无内圈时，轴与滚针的配合为H7/h6。 3.6 端盖
3.6.1 端盖加工表面粗糙度为Ra3.2，两轴孔表面粗糙度为Ra1.6。
3.6.2 端盖两轴孔中心线平行度公差值为0.01mm/100mm，两轴孔中心距偏差为±0.04mm。 3.6.3 端盖两轴孔中心线与加工端面垂直度公差值为0.03mm/100mm。 3.7 壳体
3.7.1 壳体两端面粗糙度为Ra3.2。
3.7.2 两孔轴心线平行度和两端垂直度公差值不低于IT6级。 3.7.3 壳体内孔圆柱度公差值为0.02~0.03mm/100mm。 3.7.4 孔径尺寸公差和两中心距偏差不低于IT7级。 3.8 轴向密封
3.8.1 填料压盖与填料箱的直径间隙一般为0.1~0.3mm。
3.8.2 填料压盖与轴套的直径间隙为0.75~1.0mm，周向间隙均匀相差不大于0.1mm。 3.8.3 填料尺寸正确，切口平行、整齐、无松动，接口与轴心线成45°夹角。
3.8.4 压装填料时，填料的接头必须错开，一般接口交错90°，填料不宜压装过紧。 3.8.5 安装机械密封应符合技术要求。 3.9 联轴器
3.9.1 联轴器与轴的配合根据轴径不同，采用H7/js6、H7/k6或H7/m6。 3.9.2 联轴器对中偏差和端面间隙如表4所示。
表4 联轴器对中偏差及端面间隙表 mm
联轴器型式 滑块联轴器 齿式联轴器 联轴器外径 ≤300 300~600 170~185 220~250 290~430 71~106 130~190 220~250 315~400 475 600 90~160 195~220 280~320 360~410 480 540 630 对中偏差 径向位移 轴向倾斜 ＜0.05 ＜0.4/1000 ＜0.10 ＜0.6/1000 ＜0.05 ＜0.3/1000 ＜0.08 ＜0.10 ＜0.5/1000 ＜0.04 ＜0.05 ＜0.05 ＜0.08 ＜0.08 ＜0.10 ＜0.2/1000 ＜0.05 ＜0.08 ＜0.10 端面间隙 2.5 2.5 2.5 3 4 5 6 2.5 3 4 5 6 7 弹性套柱 销联轴器 弹性柱 销联轴器 4 试车与验收
4.1 试车前准备
4.1.1 检查检修记录，确认检修数据正确。 4.1.2 盘车无卡涩，填料压盖不歪斜。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
4.1.3 点动电机确认旋转方向正确。
4.1.4 检查液面，应符合泵的吸入高度要求。 4.1.5 压力表、溢流阀应灵活好用。 4.1.6 向泵内注入输送介质。 4.1.7 确认出口阀门打开。 4.2 试车
4.2.1 齿轮泵不允许负荷试车。
4.2.2 运行良好，应符合下列机械性能及工艺指标要求。 a. 运转平稳，无杂音。
b. 振动烈度符合SHS 01003-2004《石油化工旋转机械振动标准》相关规定。 c. 冷却水和封油系统工作正常，无泄漏。 d. 流量、压力平稳。 e. 轴承温升符合标准。 f. 电流不超过额定值。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
g. 密封泄漏不超过下列要求：
机械密封 重质油不超过5滴/min；轻质油不超过10滴/min。 填料密封 重质油不超过10滴/min；轻质油不超过20滴/min。 4.2.3 安全阀回流不超过3min。
4.2.4 试车24h合格后，按规定办理验收手续，移交生产。 4.2.5 试车期间维修人员和检修人员加强巡检次数。 4.2.6 停车时不得先关闭出口阀。 4.3 验收
4.3.1 检修质量符合SHS 01001-2004《石油化工设备完好标准》项目内容的要求和规定，检修记录齐全、准确，并符合本规程要求。
4.3.2 设备技术指标达到设计要求或满足生产需要。 4.3.3 设备状况达到完好标准。
5 维护与故障处理
5.1日常维护
5.1.1 定时检查泵出口压力，不允许超压运行。
5.1.2 定时检查泵紧固螺栓有无松动，泵内无杂音。 5.1.3 定时检查填料箱、轴承、壳体温度。 5.1.4 定时检查轴密封泄漏情况。 5.1.5 定时检查电流。
5.1.6 定时清理入口过滤器。 5.2 故障与处理（见表5）
表5 常见故障与处理
序号 故障现象 故障原因 处理方法 检修吸入管路 降低吸入高度 改变电动机转向 将介质加温 检查吸入管路 调整安全阀或降低工作压力 检查吸入管路 磨损严重时应更换零件 修理或更换电动机 调整弹簧，研磨阀瓣与座 吸入管路堵塞或漏气 吸入高度超过允许吸入真空泵不吸油 高度 电动机反转 介质粘度过大 吸入管路漏气 压力表指针波动安全阀没有调好或工作压力大 过大，使安全阀时开时闭 吸入管路堵塞或漏气 齿轮与泵内严重磨损 流量下降 电动机转速不够 安全阀弹簧太松或阀瓣与阀座接触不严 排出管路堵塞 轴功率急剧增大 齿轮与泵内严重摩擦 介质粘度太大 1 2 3 4 5 泵振动大 停泵清洗管路 检修或更换有关零件 将介质升温 调整同心度 泵与电机不同心 检修调整 齿轮与泵不同心或间隙大 检修吸入管路，排除漏气泵内有气 部位 降低安装高度或降低转速 安装高度过大，泵内产生汽蚀 专业资料整理
WORD完美格式编辑
序号 6 故障现象 泵发热 故障原因 泵内严重磨擦 机械密封回油孔堵塞 油温过高 装配位置不对 密封压盖未压平 动环和静环密封面碰伤 动环和静环密封圈损坏 处理方法 检查调整齿轮间隙 疏通回油孔 适当降低油温 重新按要求安装 调整密封压盖 研磨密封面或更换新件 更换密封圈 7 机械密封大量漏油
附加说明：
1 本规程由锦西炼油化工总厂负责起草，起草人蹇裕民（2004）。 2 本规程由洛阳分公司负责修订，修订人何可禹、刘大东（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
12. 离心式风机维护检修规程
SHS 01022-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（125） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（125） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（125） 4 试车与验收 …………………………………………………（128） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（128）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了石油化工离心式风机的检修周期与内容、检修与质量标准、试车与验收以及维护与故障处理。
1.1.2 本规程适用于石油化工离心式通风机和离心式鼓风机。 1.2 编写修订依据
GB 50275-1998 压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范 HGJ 1024-79 化工厂离心通（鼓）风机维护检修规程
2. 检修周期与内容
2.1 检查周期（见表1）
根据状态检测结果及设备运行状况可适当调整检修周期。
表1 检修周期表 月
检修类别 检修周期 2.2 大修内容
2.2.1 检查入口调节风门。 2.2.2 检查各零部件磨损情况。
2.2.3 检查测量主轴、转子各部配合尺寸和跳动。 2.2.4 叶轮找静平衡，必要时进行动平衡试验。 2.2.5 检查地脚螺栓。
2.2.6 联轴器或皮带轮找正。
2.2.7 清扫检查冷却水系统及润滑系统。
大 修 24 3 检修与质量标准
3.1 拆卸前的准备
3.1.1 掌握风机的运行情况，备齐必要的图纸资料。 3.1.2 备齐检修工具、量具、起重机具、配件及材料。
3.1.3 切断电源水、关闭风机出入口挡板，符合安全检修条件。 3.2 拆卸与检查
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.2.1 拆卸联轴器护罩，检查对中。 3.2.2 拆卸联轴器或皮带轮及附属管线。 3.2.3 拆卸轴承箱压盖，检查转子窜量。 3.3.4 拆卸机壳，测量气封间隙。 3.3.5 清扫检查转子。 3.2.6 清扫检查机壳。
3.2.7 拆卸检查轴承及清洗轴承箱。 3.3 检修质量标准 3.3.1 联轴器
3.3.1.1 联轴器与轴配合为H7/js6。
3.3.1.2 联轴器螺栓与弹性圈配合应无间隙，并有一定紧力，弹性圈外径与孔配合应有0.5~1.0mm间隙，螺栓应有弹簧垫或止退垫片锁紧。 3.3.1.3 机组的对中应符合表2。
3.3.1.4 弹性柱销联轴器两端面间隙为2~6mm。
3.3.1.5 对中检查时，调整垫片每组不得超过4块。 3.3.1.6 膜片联轴器
表2 机组对中允许值（表值） mm
联轴器型式 弹性柱销式 刚 性 膜片式 外圆径向 0.08 0.06 0.10 端面 0.06 0.04 0.08 a. 安装半联轴器时，将半联轴器预热到120℃，安装后需保证轴端比半联轴器端面低0~0.5m；
b. 联轴器短节及两个膜片组长度尺寸之和，与两个半联轴器端面距离进行比较，差值在0~4mm，同时应考虑轴热伸长的影响，膜片安装后无扭曲现象； c. 膜片传扭矩螺栓需采用扭矩扳手上紧至厂家资料规定的力矩。 d. 用表面着色探伤的方法检测膜片联接螺栓，发现缺陷及时更换。 3.3.2 叶轮
3.3.2.1 叶轮应进行着色检查无裂纹、变形等缺陷。
3.3.2.2 转速低于2950r/min时，叶轮允许的最大静不平衡应符合表3。
表3
叶轮外径/mm 不平衡重/g 401~500 10 501~600 12 601~700 15 701~800 17 801~1000 1000~1500 20 25 3.3.2.3 叶轮的叶片转盘不应有明显减薄。 3.3.3 主轴
3.3.3.1 主轴颈轴承处的圆柱度公差值应符合表4。
表4 主轴颈圆柱公差 mm
轴颈直径 圆柱度公差 ≤150 0.02 ＞150~175 0.025 ＞175~200 0.03 ＞200~250 0.04 专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.3.2 主轴直线度公差值应符合表5。
表5 主轴直线度公差 mm
风机转速/(r/min) ≤500 ＞500~1500 直线度公差值 0.10 0.07 风机转速/(r/min) ＞1500~3000 直线度公差值 0.05 3.3.3.3 主轴应进行着色检查，其表面光滑、无裂纹、锈蚀及麻点，其他处不应有机械损伤和缺陷。
3.3.3.4 轴颈表面粗糙度为Ra0.8。 3.3.4 轴承
3.3.4.1 滚动轴承
a. 滚动轴承的滚动体与滚道表面应无腐蚀、斑痕，保持架应无变形、裂纹等缺陷； b. 轴同时承受轴向和径向载荷的滚动轴承配合为H7/js6，轴与仅承受径向载荷的滚动轴承配合为H7/k6，轴承外圈与轴承箱内孔配合为js7/h6。
c. 采用轴向止推滚动轴承的风机，其滚动轴承外圈和压盖轴向间隙为0.02~0.10mm； d. 滚动轴承热装时，加温温度不超过100℃，严禁直接用火焰加热；
e. 自由端轴承外圈和压盖的轴向间隙应不大于轴的热伸长量，热伸长量参考值应符合表6。
表6 轴热态伸长量
温度/ 每米轴长的延伸量/mm 0~100 1.20 ＞100~200 2.51 ＞200~300 3.92 3.3.4.2 滑动轴承衬
a. 轴承衬表面应无裂纹、砂眼、夹层或脱壳等缺陷；
2
b. 轴承衬与轴颈接触应均匀，接触角在60℃~90℃，在接触角内接触点不小于2~3点/cm； c. 轴承衬背与轴承座孔应均匀贴合，接触面积：上轴承体与下盖不少于40%，下轴承体与下座不少于50%。轴承衬背过盈量为-0.02~0.03mm； d. 轴承顶间隙符合表7，轴承侧向间隙为1/2顶间隙；
表7 轴承顶间隙 mm
轴 径 50~80 轴承顶间隙 0.10~0.18 轴 径 120~180 轴承顶间隙 0.23~0.34 80~120 0.15~0.25 180~250 0.34~0.40 e. 轴承推力间隙一般为0.20~0.30mm，推力轴承面与推力盘接触面积应不少于70%。 3.3.5 转子的各部圆跳动、全跳动允许值应符合表8。
表8 转子各部跳动允许值 mm
测量部位 叶轮外圆 主轴的轴承颈 联轴器外圆 跳动类别 圆跳动 圆跳动 圆跳动 允许值 0.07 0.02 0.05 测量部位 叶轮外圆两侧 联轴器外缘 推力盘的推力面 跳动类别 全跳动 全跳动 全跳动 允许值 0.01 0.05 0.02 专业资料整理
WORD完美格式编辑
注：D为叶轮外圆直径。
3.3.6 密封
3.3.6.1 离心鼓风机叶轮前盖板与壳体密封环径向半径间隙为0.35~0.50mm；离心通风机叶轮进口圈与壳体的端面和径向间隙不得超过12mm。
3.3.6.2 轴封采用毡封时只允许一个接头，接头的位置应放在顶部。 3.3.6.3 机壳密封与轴的每侧间隙一般不超过1~2mm。
3.3.6.4 轴封采用胀圈式或迷宫式，其密封间隙应符合表9。
表9 轴封间隙极限值 mm
密封间隙 滑动轴承箱内的密封 密封每侧间隙 安装值 0.15~0.25 极限值 0.35 机壳内的密封 0.20~0.40 0.50 3.3.7 壳体与轴承箱 3.3.7.1 机壳应无裂纹、气孔；焊制机壳应焊接良好。 3.3.7.2 整体安装的轴承箱，以轴承座中分面为基准，检查其纵、横水平偏差值为0.1mm/m。 3.3.7.3 分开式轴承箱的纵、横向安装水平。
a. 每个轴承箱中分面的纵向安装水平偏差不应大于0.04mm/m； b. 每个轴承箱中分面的横向安装水平偏差不应大于0.08mm.m； c. 主轴轴颈处的安装水平偏差不应大于0.04mm/m。 3.3.8 齿轮油泵
见 SHS 01017-2004《齿轮泵维护检修规程》。
4 试验与验收
4.1 试车前的准备
4.1.1 检查检修记录，确认检修数据正确。
4.1.2 轴承箱清洗并检查合格，按规定加注润滑油（脂）；润滑、冷却水系统正常。 4.1.3 盘车灵活，不得有偏重，卡涩现象。 4.1.4 安全防护装置齐全牢固。
4.1.5 进气调节风门开度0~5，出口全开。
4.1.6 电机单机试运转，并确定旋转方向正确。 4.2 试车
4.2.1 按操作规程启动电机，各部位无异常现象和摩擦声响，方可继续运转，风机在小负荷运行时间不应小于20min，小负荷运转正常后，逐渐开大进气风门，直至规定的负荷为止。 4.2.2 检查轴承温度、振动，出口风压、风量、电流等，连续运行4h，并作好记录。 4.2.3 检查轴承温升，滚动轴承温度不得超过环境温度40℃，其最高温度下不得超过80℃；滑动轴承温度不超过65℃。
4.2.4 检查风机振动，振动标准见SHS 01003-2004《石油化工旋转机械振动标准》。 4.3 验收
4.3.1 经过连续负荷运行4h后，各项技术指标均达到设计要求或能满足生产需要。 4.3.2 设备达到完好标准。 4.3.3 检修记录齐全、准确。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 每两个小时巡检一次，检查风机声音是否正常、轴承温度和振动是否超标、运行参数是否正常，查看润滑油油位、压力是否稳定，判断冷却水系统是否畅通。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5.1.2 每五天检查一次润滑油质量，一旦发现润滑油变质应及时更换。 5.1.3 及时添加润滑油（脂）。
5.1.4 备用离心风机应每天盘车180°。 5.2 常见故障与处理（见表10）
表10 常见故障与处理 序号 故障现象 故障原因 叶轮铆钉松动或叶轮变形 机壳、轴承箱连接螺栓或地脚螺栓松动 叶轮与风机摩擦 风机与电机对中不良 转子不平衡 轴承严重磨损 转子的叶轮、联轴器、皮带轮与轴联接松动 故障原因 处理方法 修理或更换叶轮 紧固螺栓 解体检查摩擦部位并消除 进行对中检查 转子进行平衡校验 修理或更换轴承 调整联接部位 处理方法 更换润滑油脂 调整修理轴承 调整水平 清洗检查冷却水系统 调整轴承间隙 减少润滑油脂 调整风机流量 调整工艺指标 检查电系统 1 机组振动 序号 故障现象 2 3
润滑油脂变质 轴承磨损或装配不当 机体不水平，轴向负荷大 轴承温度高 冷却水系统堵塞 轴承间隙不合适 润滑脂过量 流量超过额定值 电机超负荷 风机输送介质密度增大或压力过高 电机输入电压过低或单相断电 附加说明：
1 本规程由长岭炼油化工厂负责起草，起草人朱夫钧（2004）。 2 本规程由长岭分公司负责修订，修订人刘建新、田兰明、宾超波、潘勇（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
13. 轴流式风机维护检修规程
SHS 01023-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（132） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（132） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（132） 4 试车与验收 …………………………………………………（135） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（136）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了轴流式风机的检修周期与内容、检修与质量标准、试车与验收以及维护与故障处理。
1.1.2 本规程适用于凉水塔轴流风机及空冷器轴流风机。 1.2 编写修订依据
HGJ 1025-79 化工厂轴流通风机维护检修规程 SHS 01028-2004 变速机维护检修规程 HG 25013-91 轴流风机维护检修规程
2. 检修周期与内容
2.1 检查周期（见表1）
表1 检修周期表 月
检修类别 检修周期 小 修 3~6 大 修 12~24 根据状态检测结果及机组运行的实际情况，可适当调整检修周期。 2.2检修内容 2.2.1 小检项目
2.2.1.1 消除漏点等缺陷。
2.2.1.2 检查机组对中及皮带张紧程度。 2.2.1.3 检查并紧固各地脚螺栓。
2.2.1.4 清报机组积垢，特别是各叶片上的积垢一定要清除。
2.2.1.5 检查并紧固叶片组的背帽和各紧固螺栓，检查并调整叶片角度。 2.2.1.6 检查联轴器状况。
2.2.1.7 调校减速箱振动开关或振动、油温在线状态监测报警装置。 2.2.1.8 查看减速箱齿轮磨损情况。
2.2.1.9 检查各润滑部位的油位、油质情况，视情况加油、加脂或更换。 2.2.2 大修项目
2.2.2.1 包括小修项目。
2.2.2.2. 拆卸并检查叶片、轮毂；检查、调整叶顶与风筒的间隙；叶片称重、整个叶轮作静平衡校验。
2.2.2.3 解体检查减速箱。
2.2.2.4 检查修理齿轮轴及传动轴并找正。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2.2.2.5 检查轴承及O形橡胶圈等易损件。 2.2.2.6 检查空冷器风机传动系统。
2.2.2.7 调校半自调、自调风机的操纵系统。
2.2.2.8 检查、修补机座和基础、检查或更换地脚螺栓，校验机体水平度。 2.2.2.9 风机机组防腐处理。
2.2.2.10 电机检查、修理、加油。
3 检修与质量标准
3.1 拆卸前的准备
3.1.1 掌握运行情况，备齐必要的图纸资料。
3.1.2 备齐检修工具、量具、起重机具、配件及材料。 3.1.3 切断电源，符合安全检修条件。 3.2 拆卸与检查
3.2.1 拆除有关油、气、电、仪接线。 3.2.2 拆卸联轴器螺栓，检查机组对中。 3.2.3 检查叶片角度及叶顶与风筒的间隙。 3.2.4 检查叶轮的风罩。
3.2.5 拆除轮毂及叶片。拆卸时必须打上相应的标记，检修后安装时对号复位。 3.2.6 拆除振动开关或振动、油温监测探头。 3.2.7 拆除减速箱上盖，检查轴承及轴颈。 3.2.8 检查齿轮啮合及啮合顶隙和侧隙。 3.2.9 拆卸减速箱，吊出变速齿轮。 3.3 凉水塔风机的检修质量标准 3.3.1 减速箱
3.3.1.1 检查箱体，用盛装炼油法检查箱体是否有砂眼、裂纹等缺陷。箱体与箱盖的接合面应光滑、平整，装配严密。用水平仪在箱体平面上检测机体水平度，箱体的纵、横向水平度不大于0.2mm/m。
3.3.1.2 检查轴承，内外圈滚道、滚动体表面应无腐蚀、坑疤与点蚀，保持架完好。 3.3.1.3 轴承内径与轴的配合、外径与轴承座的配合见表2。
表2 轴承内径与轴、外径与轴承座的配合
向心推力轴承 内径与轴配合 H7/k6或H7/js6 外径与轴承座配合 J7/h6或H7/6 推力滚子轴承 内径与轴配合 H7/m6或H7/k6 外径与轴承座配合 J7/h6或H7/h6 3.3.1.4 测量、调整轴承的游隙。
3.3.1.5 检查齿轮、齿面不得有毛刺、裂纹、麻点等缺陷。啮合面积沿齿长方向应大于60%，沿齿高方向大于50%。否则应进行适当修正或更换，更换锥齿轮时应成对更换。 3.3.1.6 圆柱齿轮的啮合顶隙为（0.2~0.3）m(m为法向模数)，啮合侧隙见表3。
表3 圆柱齿轮啮合侧隙 mm
中心距 侧 隙 ＜50 0.085 50~80 0.105 80~120 0.130 120~200 0.170 200~320 320~500 ＞500~800 0.210 0.260 0.340 3.3.1.7 圆锥齿轮的啮合顶隙为（0.2~0.3）m（m为端面模数），啮合侧隙见表4。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
表4 圆锥齿轮啮合侧隙 mm
分度圆锥母线长度 侧 隙 ＜50 0.085 50~80 0.105 80~120 0.130 120~200 0.170 200~320 320~500 ＞500~800 0.210 0.260 0.340 3.3.1.8 齿轮与轴的配合为H7/k6或H7/m6。
3.3.1.9 轴及轴颈不应有毛刺，严重划痕、碰伤等缺陷。视情况着色检查轴的台阶处，不应有裂纹等缺陷。
3.3.1.10 轴的直线度不大于0.03mm/m。
3.3.1.11 轴颈的圆柱度不大于0.02mm，表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.1.12 检查并更换O形圈橡胶密封圈、油封等易损件。 3.3.2 叶轮
3.3.2.1 检查叶片，不应有变形、裂纹和铆钉松动等缺陷，如发现上述缺陷，进行修复或更换叶片。经过修复叶片的叶轮或更换了新叶片的叶轮，需进行整体静平衡校验。
3.3.2.2 测量、调整叶片安装角及叶尖与风筒的间隙，安装角允许误差及叶顶间隙见表5、表6。
表5 进口风机叶片安装角允许误差及叶顶间隙 mm
生产厂家 风机型号 叶轮直径 轮毂径向 与轴向跳动 叶片外缘径向 与轴向跳动 叶片安装 角度允差 叶片尖端至 风筒间隙 8500 8 轴向30 ±0.5° 35 新日本冷机 BC – AC 7700 6 轴向30 ±0.5° 35 法国ECODYNE 8000系列 30-10型 9140 8 轴向30 ±0.5° 25.4~6.35 美国MARLEG 336HP48 8530 风帽径向及轴向跳动≤±10 轴向跳动不大于50 ±0.5° 30 表6 其他风机叶片安装角允许误差及叶顶间隙 mm
叶轮直径 轮毂径向与端面跳动 叶轮外缘 径向跳动 端面跳动 4700 5.0 4.0 10 ±0.5° 4~12 5400 6000 6.0 6.0 10 ±0.5° 5~16 7700 8000 6.0 6.0 15 ±0.5° 5~16 8534 9140 8.0 8.0 20 ±0.5° 6~20 叶片安装角允差 叶尖与风筒间隙 3.3.2.3 检查轮毂外缘径向及轴向圆跳动，检查叶轮外缘径向及端面跳动，其值见表5、表6。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.3 联轴器
3.3.3.1 拆卸联轴器应使用专用工具，不得直接敲打。 3.3.3.2 进口风机联轴器对中见表7。
表7 进口风机联轴器对中 mm
生产厂家 法国ECODYNE 新日本冷机 美国MARLEG 型 号 8000系列30-10型 BC – AC 336HP48 联轴器对中 径 向 无要求 0.6(φ8500) 0.5(φ7700) 0.12° 轴 向 0.457 角度允差±1° 无要求 3.3.3.3 其他风机联轴器对中见表8。
表8 其他风机联轴器对中 mm 联轴器形式 固定式 弹性柱销式 齿 式 叠片式 允许径向误差 0.06 0.08 0.08 0.15 允许端面误差 0.04 0.06 0.08 0.10 3.3.3.4 弹性柱销式联轴器两端面间隙见表9。
表9 弹性柱销式联轴器两端面间隙 mm
联轴器直径 90~140 140~260 联轴器两端面间隙 1.5~2.5 2.5~4 联轴器直径 260~500 联轴器两端面间隙 4~6 3.3.3.5 检查传动轴，不应有裂纹等缺陷，其外圆径向圆跳动应小于表10数值，必要时做动平衡校验，动平衡精度等级为G6.3级。
表10 传动轴外圆径向圆跳动 mm
轴 径 跳动值 ≤200 2 ＞200~300 3 ≥300 4 3.4 空冷器风机的检修质量标准
3.4.1 风机的构架或基础应无变形和损坏。
3.4.2 垂直轴或水平轴的风机支架均应调整，使传动轴垂直或水平，偏差不大于0.4mm/m，并保持主轴与风筒同心，同轴度不大于5mm。
3.4.3 自调、半自调风机的轮毂装到主轴上后，应在轮毂的加工面上测量轮毂径向圆跳动，其值不大于0.15mm，以保证轮毂与主轴同心。
3.4.4 检查叶片，应无损伤、裂纹等缺陷。检查、调整叶片安装角，使其符合要求值，并保证安装角误差为±0.5°，检查叶尖高度，其高度差小于8mm。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.4.5 叶片紧固螺钉应无松动。
3.4.6 主从皮带轮的对称面偏移不大于（1/400）a（a为两带轮中心距），皮带张紧适度。 3.4.7 检查轴承，内外圈滚道、滚动体表面应无腐蚀、坑疤与点蚀，保持架完好。 3.4.8 检查并更换“O”型橡胶密封圈、油封等易损件。 3.4.9 半自调风机拨动操纵系统的调整。 3.4.9.1 接通气源后，将压力调至规定值，此时叶片如开始运动，则表明变距系统工作良好，否则应拆下转接器，调整复位弹簧的压紧力。当叶片在小于规定压力下动作时，可顺时针拧紧压紧螺母，反之则逆时针拧紧压紧螺母。
3.4.9.2 经上述调整的风机，在投入运转时，动态变距压力为0.02~0.03MPa，否则应作动态压力调整，调整方法同前。
3.4.10 自调风机气动操纵系统的调整
接通气源，将工作气压调至0.30~0.33MPa，信号压力为0，启动风机，待风机运转平衡后，缓慢增大信号压力至0.02MPa，风机叶片应开始变距。否则，应停机后拆下定位器顶盖，调节零位螺钉，直至叶片在0.02MPa的压力下开始变距为止。
4 试车与验收
4.1 试车前的准备
4.1.1 机组全部检修完毕，检修质量符合要求。 4.1.2 清理现场。
4.1.3 各润滑部位加入相应牌号的润滑油（脂），确认油路通畅、油位正常。 4.1.4 确认仪表、电器等具备开车条件。 4.2 试车
4.2.1 启动风机，检查风机旋转方向是否正确。风机运转应平衡，无异常。 4.2.2 检查电机电流是否在规定范围内。
4.2.3 正常运转1h 后，检查减速机油温应不大于80℃，温升不大于40℃。
4.2.4 测量风机的振动，轴承部位的振动烈度应符合SHS 01003-2004《石油化工旋转机械振动维护检修规程》的相关规定。
4.2.5 试车中，检查各部的安装位置是否移动，检查各紧固件是否松动，检查各密封处是否有漏油现象。 4.3 验收
4.3.1 检修质量符合要求，运行24h后，试车合格方可验收。 4.3.2 验收时应具有下列有关资料：
a. 实际完成的检修内容；
b. 零部件修理、更换、修改、材质代用、无损探伤等内容； c. 本次修理无法解决的遗留问题； d. 检修及试车记录。 4.3.3 设备达到完好标准。 4.3.4 按规定办理验收手续。
5 维修与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 严格按操作规程进行操作。
5.1.2 定时检查下列主要内容，如有异常及时处理，并做好相应的记录。
a. 振动、声音、油温是否正常。 b. 油位、油质情况。 c. 密封是否漏油。
d. 各紧固件有无松动或脱落。 5.1.3 定期添加或更换润滑油或脂。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
5.1.4 按需要对机组进行防腐处理。 5.2 常见故障与处理。
5.2.1 凉水塔风机常见故障与处理（见表11）。
表11 凉水塔风机常见故障与处理 mm
序号 1 故障现象 电机异常响声 故障原因 电机单相运转 电机接线错误 滚动轴承不良 转子不平衡 安装基础不平或有缺陷 故障原因 传动轴承弯曲 轮毂锥孔和锥轴的锥度不合 轮毂上的平衡块脱落或检修后未校准平衡 叶片安装角不一致，叶片高度差超出要求 叶片表面出现不均匀附着物 叶片前后缘因水冲刷，造成损坏或开裂 不同机号的叶片混装，破坏了叶片的配套平衡 减速器输入轴与电机轴不同心 风机基础刚性不够 紧固件松动 减速箱轴承磨损 润滑油中混有杂质 润滑油油位不够 轴承不良 齿轮工作状态不良 润滑油油路阻塞 轴承和油封严重磨损 油位偏低，飞溅量过少 润滑油变质或混入杂质 漏装密封圈或密封圈损坏 密封处的螺栓松动 叶片安装角过大，使风机负荷过大 处理方法 断电再合闸，如单相，严禁启动电机，检查配线控制器 按线路图进行检查 检查轴承润滑脂，如轴承损坏应更换 调整托架，平衡转子 检查基础面是否有足够强度和水平度 处理方法 校直（正） 刮研锥孔，保证紧密配合 叶轮重新进行平衡 按要求重新安装 清除 修理或更换 按原配套级别重新安装 重新调整 加强基础刚性 拧紧紧固件 更换轴承 将油放出，用煤油洗净后换油 补油 更换轴承 齿轮的啮合不好，重新调整；更换异常磨损的齿轮 畅通油路 更换新件 加至规定油位 更换润滑油 装上新密封圈或更换密封圈 拧紧螺栓 叶片调整到规定安装角 序号 故障现象 2 风机振动异常 3 减速箱声音异常 4 轴承温度异常 漏 油 电机电流过大或升5 6 专业资料整理
WORD完美格式编辑
7 联轴器联接歪斜或间隙不均 传动轴轴承座剧烈振动，紧固螺栓松动 电机本身的原因 润滑脂不足 轴承损坏 配线错误 负载或传动系统有故障 不能起动 电压不足 温过高 重新找正 重新找正，紧固地脚螺栓 查明原因 加足润滑脂 更换轴承 检查配线 脱开负荷，如电机能起动，则检查传动机械 核对供电电压与标牌标记是否一致 5.2.2 空冷器风机常见故障与处理（见表12）。
表12 空冷器风机常见故障与处理 mm
序号 故障现象 故障原因 轮毂上的平衡块脱落或检修后未校准平衡 叶片安装角不一致，叶片角度超出要求 叶片表面出现不均匀附着物 主要轴承损坏 叶片有损坏或开裂，叶片脱出与风筒壁磨擦 叶片混装，破坏了叶片的配套平衡 自调和半自调风机轮毂安装不正 基础或机座的刚度不够或不牢固 处理方法 轮毂重新平衡 按要求重新安装 清理叶片表面 更换轴承 修理或更换叶片重新调整 按原配套组别重新安装 重新调整 查明原因后，施以适当的补修和加固，拧紧螺母，加装支撑 减少叶片安装角 查明原因 在电机允许功率范围内增加叶片安装角 调整皮带松紧 重新装叶片 调整电机转向 重新找正 修理或更换滚动轴承 更换润滑脂 更换滚针轴承或滑块 1 风机振动及异常声响 2 电机额定 叶片安装角过大 电流过人 电机本身故障 叶片安装角过小 风量过小 皮带太松，转速低 叶片前后缘装反 叶轮转向相反 轴承与轴的安装位置不正 轴承温升滚动轴承损坏或保持架与其过高 他机件摩擦 润滑不良或润滑脂变质 自调或半轮毂内的滚针轴承或滑块损自调轮毂坏 调角不一3 4 5 专业资料整理
WORD完美格式编辑
云雾或不同步
附加说明：
1 本规程由金陵石油化工公司化肥厂负责起草，起草人褚小华（2004）。
2 本规程由金陵分公司负责修订，修订人陆亚娟（
专业资料整理 2004）。
WORD完美格式编辑
14. 罗茨鼓风机维护检修规程
SHS 01024-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（141） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（141） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（141） 4 试车与验收 …………………………………………………（144） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（145）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了罗茨鼓风机的检修周期与内容、检修与质量标准、试车与验收以及维护与故障处理。
1.1.2 本规程适用于石油化工常用的罗茨鼓风机。 1.2 编写修订依据
HGJ 1023-79 化工厂罗茨鼓风机维护检修规程 日本大晃罗茨鼓风机维护检修和安装企业标准
德国AERZN三叶转子罗茨风机、Delta系列罗茨风机维护检修和安装企业标准。
2. 检修周期与内容
2.1 检查周期（见表1）
表1 检修周期表 月
检修类别 检修周期 小 修 3~6 大 修 36 根据状态检测结果及设备运行状况，可适当调整检修周期。 2.2检修内容 2.2.1 小修项目
2.2.1.1 清理转子表面灰垢，检查各部位间隙。
2.2.1.2 检查轴承箱、齿轮箱油位，补充或更换润滑油。 2.2.1.3 清理油箱过滤器和进、出口冷却水管。 2.2.1.4 紧固螺栓。
2.2.1.5 调整皮带松紧或检查联轴器对中。 2.2.1.6 清洗检查轴承、轴套。 2.2.1.7 清理气体过滤器。 2.2.1.8 清洗检查润滑系统。
2.2.1.9 校验自控装置、压力调节器。 2.2.2 大修项目
2.2.2.1 包括小修项目。
2.2.2.2. 检查主轴、机壳、齿轮及前后墙板。 2.2.2.3 清洗检查传动齿轮、调节齿轮及零部件。 2.2.2.4 检查调整或更换各部位密封。 2.2.2.5 测量、调整各部位间隙。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2.2.2.6 检查主、从动转子，必要时进行动、静平衡试验和探伤。 2.2.2.7 校正机座水平。 2.2.2.8 安全阀调校。
3 检修与质量标准
3.1 拆卸前的准备
3.1.1 掌握风机运行情况，并备齐必要的图纸资料。 3.1.2 备齐检修工具、量具、起重机具、配件及材料。 3.1.3 切断电源，工艺处理符合安全检修条件。 3.2 拆卸与检查
3.2.1 从风机上拆下所有附件，检查转子之间、转子与侧壁之间间隙。 3.2.2 拆卸联轴节或皮带轮，检查弹性圈或三角皮带。 3.2.3 拆卸齿轮箱，检查齿面及调节齿轮螺栓。 3.2.4 拆卸轴承、轴承箱，检查油封、轴承。
3.2.5 拆卸密封部件，检查迷宫套、动环、静环、O形圈等密封零部件。 3.2.6 拆墙板，检查墙板、转子。 3.3 质量标准 3.3.1 机体
3.3.1.1 机体应无损伤、裂纹。
3.3.1.2 机体安装水平度为0.04mm/m。 3.3.2 转子
3.3.2.1 转子表面应无砂眼、气孔、裂纹等缺陷。 3.3.2.2 转子端面圆跳动值不大于0.05mm。 3.3.2.3 转子进行静平衡或平衡校验。
3.3.3 转子之间间隙、转子与机壳、墙板的间隙应符合表2、表3规定。
表2 转子之间间隙、转子与机壳、墙板的间隙 mm
参数 型号 RD-100 RD-125KP RD-130 RD-150 RE-140 RE-145 RE-150 RE-190 RE-200KP RE-250P RF-240NSP RF-245 RF-250 RF-290 RF-295 RF-300 RF-350 RG-350 RG-400P RG-450 a1 0.22 0.22 0.22 0.22 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.17 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 a2 0.26 0.26 0.26 0.26 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.32 0.40 0.40 0.40 0.40 0.40 0.40 0.40 0.70 0.70 0.70 a3 0.22 0.22 0.22 0.22 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.17 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.36 0.36 0.36 标准间隙（平均值） b1 b2 c 0.30 0.30 0.20~0.25 0.30 0.30 0.30~0.35 0.30 0.30 0.40~0.45 0.35 0.35 0.50~0.55 0.40 0.40 0.30~0.35 0.40 0.40 0.35~0.40 0.43 0.43 0.45~0.50 0.43 0.43 0.55~0.60 0.43 0.43 0.60~0.65 0.40 0.40 0.60~0.65 0.53 0.53 0.45~0.50 0.53 0.53 0.55~0.60 0.53 0.53 0.60~0.65 0.53 0.53 0.75~0.80 0.53 0.53 0.80~0.85 0.53 0.53 0.95~1.00 0.53 0.53 0.95~1.00 0.80 0.80 0.85~0.90 0.80 0.80 0.95~1.00 0.80 0.80 0.95~1.00 d 0.10~0.15 0.10~0.15 0.10~0.15 0.10~0.15 0.15~0.20 0.15~0.20 0.15~0.20 0.15~0.20 0.15~0.20 0.15~0.25 0.20~0.25 0.20~0.25 0.20~0.25 0.20~0.25 0.20~0.25 0.20~0.25 0.20~0.25 0.25~0.30 0.25~0.30 0.25~0.30 c+d 0.40 0.50 0.60 0.70 0.55 0.60 0.70 0.80 0.90 0.90 0.75 0.85 0.90 1.05 1.10 1.25 1.25 1.20 1.30 1.30 专业资料整理
WORD完美格式编辑
RG-500 D-36 LGA30 LGA40 LGA60 LGA80 YP-111 N6060G
0.32 0.70 0.36 0.20~0.50 0.20~0.40 0.20~0.40 0.30~0.49 0.30~0.49 0.45~0.55 0.42~0.77 0.80 0.50 0.45 0.45 0.50 0.50 0.55 0.55 0.80 0.50 0.45 0.45 0.50 0.50 0.55 0.55 1.15~1.20 0.45~0.65 0.45~0.65 0.45~0.65 0.45~0.65 0.45~0.65 0.63~0.87 0.65~0.80 0.25~0.30 0.40~0.55 0.40~0.55 0.40~0.55 0.40~0.55 0.40~0.55 0.38~0.46 0.35~0.45 1.50 1.20 1.20 1.20 1.20 1.20 1.33 1.25
3.3.4 轴
3.3.4.1 轴表面应光滑无磨痕及裂纹等现象。 3.3.4.2 轴颈的圆柱度不大于轴径公差之半。 3.3.4.3 轴的同轴度为0.03mm/m。 3.3.5 联轴器或V形皮带 3.3.5.1 联轴器
专业资料整理
WORD完美格式编辑
a. 联轴器的对中，径向圆跳动误差为0.06mm，端面圆跳动误差为0.05mm。 b. 联轴器安装时的轴向间隙应符合表4。
表4 联轴器安装时的轴向间隙 mm
联轴器最大外圆直径 轴向间隙 106~170 2~4 190~260 2~4 290~350 4~6 3.3.5.2 V形皮带 a. 皮带的张紧力W适度或如表5；在L的中心位置朝垂直于皮带的方向加力W，使这点的挠度达到δ=0.016L，则所加力W应符合表5。
b. 皮带槽中心偏差不大于0.05mm/100mm。 3.3.6 轴承
3.3.6.1 滚动轴承
a. 滚动体与滚道表面应无磨痕、麻点、锈蚀，保持架无变形、损伤。
b. 滚动轴承内圈与轴采用H7/k6配合，轴承座与轴承外圈采用H7/h6配合。 c. 滚动轴承安装必须紧靠在轴肩或轴肩垫上。
d. 热装轴承温度不大于120℃，严禁用直接火焰加热。 3.3.6.2 滑动轴承
2
a. 刮研后瓦面印迹均匀，一般不小于2~3点/cm，其接触角一般为60~90℃。 b. 轴承顶间隙见表6。
表6 轴承顶间隙 mm
轴 颈 30~50 50~80 c. 侧间隙为顶间隙1/2。
d. 轴承衬与轴承衬背应接触良好，接触面积一般在60%以上。 3.3.7 密封装置
3.3.7.1 V形环与轴的过盈尺寸一般为0.1mm。
3.3.7.2 迷宫式密封轴套两端的平行度不大于0.01mm，密封环座与轴套的轴向间隙一般为0.2~0.5mm。
3.3.7.3 机械密封组装后，在密封动环部位对轴中心线径向跳动不得大于0.06mm。 3.3.8 同步齿轮
3.3.8.1 齿轮用键固定后径向位移不超过0.02mm。
3.3.8.2 齿表面接触沿齿高不小于50%，沿齿宽不小于70%。 3.3.8.3 齿顶间隙取0.2~0.3m（m为模数），侧间隙应符合表7规定。
轴承顶间隙 0.06~0.08 0.08~0.12 轴 颈 80~120 120~160 轴承顶间隙 0.12~0.16 0.16~0.20 表7 侧间隙 mm
中心距 ＜50 50~80 80~120 120~200 200~320 320~520 520~800 专业资料整理
WORD完美格式编辑
侧间隙
0.086 0.105 0.13 0.17 0.21 0.26 0.34 4 试车与验收
4.1 试车前准备
4.1.1 检查检修记录，确认数据合格。 4.1.2 点动电机，确认旋转方向正确。 4.1.3 流道内不得有焊渣等硬杂颗粒。
4.1.4 将润滑油注入齿轮箱和副油箱中，油面应到达油位指示计的刻度线。 4.1.5 接通冷却水和密封油进、出管路，并检查不得有漏水、漏油现象。 4.1.6 按旋转方向手动盘车检查有无异常现象。 4.1.7 仪表指示准确、好用。 4.2 试车
4.2.1 无负荷运转0.5h后，停车检查工作间隙情况是否有变化，若无变化就逐渐将排气阀阀门关小，切不可突然加载到额定压力，并注意排气压力计上的压力值，排气压力不可超过标准的规定值，每升一次压运转4h，试车24h。
4.2.2 转子运转无杂音，振动情况符合SHS 01003-2004《石油化工旋转机械振动标准》。 4.2.3 轴承温度应符合：对滚动轴承不大于70℃，对滑动轴承不大于65℃。 4.2.4 冷却水、密封油、润滑系统应畅通不漏。 4.2.5 轴封部位应无泄漏。
4.2.6 安全阀、自控装置、压力调节器好用。 4.2.7 出口温度、风压及电流符合规定。 4.3 验收
4.3.1 连续运转24h，各项技术指标均达到设计值或满足生产需要。 4.3.2 设备达到完好标准。
4.3.3 检修记录齐全准确。按规定办理验收手续。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 检查机壳温度，做好记录。 5.1.2 定时检查轴承温度，做好记录。 5.1.3 定时检查是否有摩擦或振动。
5.1.4 定时检查润滑油位，油品是否乳化等。 5.1.5 定期检查吸入口过滤器压差。
5.1.6 定期检查大功率风机备用油泵电机的自启动及油过滤器压差。 5.1.7 采用机械密封和压力润滑，定期检查幽雅油压和油温。 5.1.8 定时检查吸、排气压力。 5.1.9 定时检查电机负荷。
5.1.10 定时检查冷却水是否畅通。 5.1.11 定期巡检并做记录。 5.2 常见故障与处理（见表8）
表8 常见故障与处理
序号 故障现象 故障原因 处理方法 专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 风量波动或不足 2 电流过载 3 过热 过滤器网眼堵塞 间隙增大 皮带打滑、转速不够 管道法兰漏气 轴封装置漏气 安全阀漏气 过滤器网眼堵塞 管路压力损失增大 叶轮与墙板接触 油位过多、过少、油不清洁、油粘度过大或过小 轴与轴承偏斜：风机轴与电机轴不同心 轴瓦刮研质量不好、接触弧度过小或接触不良 轴瓦端与止推垫圈间隙过小 轴承压盖太紧，轴承内无间隙 滚动轴承损坏、滚子支架破损 压力比增大 叶轮与墙板接触 故障原因 同步齿轮与叶轮位置失调 装配不良 不正常的压力上升 因超载或润滑不良造成齿轮损伤 超负荷 润滑不好 润滑油量不足 更换或清洗过滤器 校对间隙 调整或更换皮带 更换衬垫 修理或更换 研磨或更换 更换或清洗过滤器 校对进出口压力 增大调整侧间隙 添放或更换润滑油 找正使两轴同心 刮研轴瓦 调整间隙 调整压盖衬垫 更换轴承 检查进出口压力 增大侧隙 处理方法 按规定位置校正 重新装配 检查压力上升的原因 更新齿轮 换油 序号 故障现象 4 敲击 5 6 轴损坏 轴承齿轮严重损坏 7 密封泄漏 更换润滑油 添加润滑油，更换轴承齿轮 密封环与轴套不同主 调整更换皮带，联轴器 找正 轴弯曲 调直轴 机壳变形使密封环侧磨损 修理或更换 密封环内进入硬性杂物 清洗 转子振动过大，其径向振幅之半检查压力调节阀，修理大于密封径向间隙 继电器 轴承其间隙超差 调整间隙，更换轴承 轴瓦刮研偏斜或中尺与设计不符 调整各部间隙或重新轴瓦
附加说明：
1 本规程由扬子石油化工公司塑料厂负责起草，起草人李大华、张金元、张清伟、黄晨（1992）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
2 本规程由扬子石化股份公司负责修订，修订人李大华（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
15. 变速机维护检修规程
SHS 01028-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（149） 2 检修周期与内容 ……………………………………………（149） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（149） 4 试车与验收 …………………………………………………（158） 5 维护与故障处理 ……………………………………………（158）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了变速机的检修周期与内容、检修与质量标准、试车与验收以及维护与故障处理。
1.1.2 本规程适用于石油化工圆柱齿轮、圆锥齿轮、圆弧齿轮、蜗轮、蜗杆、行星摆线针轮减速机、行星齿轮增速机及行星式摩擦无级变速机的维护和检修。 1.2 编写修订依据
SY 21024-73 炼油厂减速机维护检修规程
HGJ 1020-79 化工厂齿轮减速机，行星摆线针轮、增速机维护检修规程 GB 10095-1988 渐开线圆柱齿轮精度 GB/T 15753-1995 圆弧圆柱齿轮精度 GB/T 11365-19 锥齿轮精度
2. 检修周期与内容
2.1 检查周期
12~18个月，如监测手段齐全，可根据设备运行状况适当调整检修周期。 2.2检修内容 2.2.1 大修项目
2.2.1.1 检查联轴器对中情况。 2.2.1.2 检查修理轴承、测量间隙。
2.2.1.3 检查传动零部件磨损及配合情况。 2.2.1.4 处理运行中存在的问题。
3 检修与质量标准
3.1 拆卸前的准备
3.1.1 掌握变速机运行状态及存在问题，备齐资料。 3.1.2 备齐检修工具、配件、材料等。
3.1.3 切断电源及附件，放净机内润滑油，符合安全检修条件。 3.2 拆卸与检查
3.2.1 拆卸联轴器，检查对中及磨损情况。
3.2.2 检查机体有无缺陷和损坏，测量检查中分面的密封情况。
3.2.3 清洗齿轮箱内油垢及杂物，检查齿面磨损，配合间隙及啮合情况。 3.2.4 检查轴承，测量、调整间隙。 3.3 检修质量标准 3.3.1 联轴器
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.1.1 拆卸联轴器使用专用工具，不得直接敲打。 3.3.1.2 联轴器对中允差见表1。
表1 联轴器对中允差 mm
联接形式 固定式 弹性圆柱销式 齿 式 弹簧膜片式 允许径向偏差 0.06 0.08 0.08 0.15 允许端面偏差 0.04 0.06 0.08 0.10 3.3.1.3 弹性圈柱销联轴器两端面间隙见表2。
表2 联轴器端面间隙 mm
联轴器直径 90~140 140~260 联轴器两端面间隙 1.5~2.5 2.5~4 联轴器直径 260~500 联轴器两端面间隙 4~6 3.3.1.4 当输出轴传动方式是链传动时，链轮与轴的配合应采用H7/js6，两链轮的中间平面应在同一平面内，其轴向偏移量不大于（1/200）a（a为两链轮中心距，mm）。 3.3.2 轴承
3.3.2.1 拆卸轴承应用专用工具，严禁直接敲打。 3.3.2.2 滚动轴承内外圈滚道、滚动体表面应无腐蚀、坑疤与斑点，接触平滑，滚动无杂音。 3.3.2.3 滚动轴承内圈必须紧贴轴肩或定位环，用0.05mm塞尺检查不得通过。 3.3.2.4 轴承内径与轴的配合，外径与轴承座的配合见表3。
表3 轴承配合公差
向心球轴承和向心推力轴承 内径与轴配合 H7/k6或H7/js6 外径与轴承座配合 J7/h6或H7/h6 推力滚力轴承 内径与轴配合 H7/m6或H7/k6 外径与轴承座配合 J7/h6或H7/h6 3.3.2.5 滑动轴承轴瓦表面应光滑，无硬点、裂纹、气孔、夹渣、脱皮、脱壳等缺陷。 3.3.2.6 轴瓦在下瓦中部60°~90°之间接触，接触点每平方厘米不少于2点。 3.3.2.7 轴瓦径与轴向间隙见表4。
表4 轴瓦间隙 mm
直径 50~80 ＞80~120 ＞120~180 ＞180~260 径向间隙 0.08~0.16 0.12~0.20 0.14~0.24 0.16~0.28 轴向间隙 0.20~0.25 0.25~0.30 0.30~0.35 0.35~0.40 3.3.2.8 轴瓦与轴承座的配合为H7/m6，其表面粗糙度为Ra3.2。 3.3.2.9 轴瓦表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.3 轴
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.3.1 轴及轴颈不应有毛刺、严重划痕、碰伤等缺陷。 3.3.3.2 轴的直线度为0.03mm/m。
3.3.3.3 轴颈的圆柱度为0.015mm，表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.4 机体
3.3.4.1 机盖与机体的剖分面应光滑、平整，保证装配严密，用0.05mm的塞尺插入深度不得大于剖分面的1/3，检查剖分面的严密性。 3.3.4.2 机盖与机体不得有裂纹、伤痕等缺陷。 3.3.5 圆柱齿轮
3.3.5.1 齿面不得有损伤、胶合、剥落或裂纹等缺陷，必要时做无损探伤。 3.3.5.2 齿轮啮合的齿顶间隙为（0.20~0.30）mn（mn为法向模数），齿侧间隙见表5。
表5 齿侧间隙 mm
中心距 侧间隙 ≤50 0.085 ＞50~80 ＞80~120 0.105 0.130 ＞120~ 200 0.170 ＞200~ 320 0.210 ＞320~ 500 0.260 ＞500~ 800 0.340 3.3.5.3 齿轮节圆处齿厚的最大允许磨损值见表6。
表6 齿轮最大允许磨损值 mm
圆周线速度/（m/s） 最大允许磨损值 ≤2 0.24m ＞2~6 0.16m ＞6 0.10mn 注：mn为法向模数。
3.3.5.4 齿轮啮合接触面积见表7。
表7 齿轮啮合接触面积
接触斑点 单位 按高度不小于 % 按长度不小于 % 注：（1）接触斑点的分布位置应趋近齿面中部，齿顶和两端部棱边不允许接触。 （2）括号中数值，用于轴向重合度＞0.8的斜齿轮。 3.3.5.5 齿顶圆的径向跳动公差值见表8。
精度等级 5 6 7 8 55（45） 50（40） 45（35）40（30） 40 80 70 60 50 9 30 40 10 25 30 表8 齿顶圆的径向跳动公差值 mm
齿轮直径 ≤125 ＞125~400 ＞400~800 ＞800~1600 法向模数 1~10 1~16 1~30 ＞25~50 径向圆跳动 0.14 0.18 0.22 0.30 3.3.5.6 齿轮啮合表面粗糙度为Ra3.2。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.5.7 齿轮内径圆柱公差值为0.010~0.025mm，表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.5.8 齿轮与轴配合为H7/m6或H7/k6。
3.3.5.9 齿轮轴线平行度公差。X方向平行度公差按表9，y方向轴线平行公差取x方向轴线平行度公差一半。
表9 齿轮轴线平行度公差
齿轮宽度/mm 精度等级/μm 大于 到 5 6 7 8 9 - 40 7 9 11 18 28 40 100 10 12 16 25 40 100 160 12 16 20 32 50 160 250 16 19 24 38 60 250 400 18 24 28 45 75 400 630 22 28 34 55 90 3.3.6 圆锥齿轮 3.3.6.1 齿轮齿表面应光滑，无毛刺、伤痕、裂纹等缺陷，必要时做无损探伤。 3.3.6.2 齿轮节圆处齿厚的最大允许磨损值见表6。 3.3.6.3 齿轮轴中心线夹角极限偏差见表10。 节圆锥母线长度 名称 ＞120~ ＞200~ ≤50 ＞50~80 ＞80~120 200 320 极限偏差 ±0.05 ±0.06 ±0.07 ±0.08 ±0.10 3.3.6.4 齿轮中心线的位置度公差值见表11。
精度等级 端面模数 位置度 节圆锥母线长度 ＞200~320 ＞320~500 0.025 0.030 0.030 0.035 0.035 0.045 ＞320~ 500 ±0.12 ＞500~ 800 ±0.14 10 45 63 80 105 120 140 表10 齿轮轴中心线夹角极限偏差 mm
表11 齿轮中心线的位置度公差值 mm
≤200 7 1~16 0.02 8 1~16 0.03 9 2.5~16 0.04 3.3.6.5 齿轮啮合的铡间隙见表12。 节圆锥母线长度 侧间隙 ≤50 0.085 ＞500~800 0.035 0.045 0.055 表12 齿轮啮合的侧间隙 mm
节圆锥母线长度 ＞120~ ＞200~ ＞50~80 ＞80~120 200 320 0.10 0.13 0.17 0.21 ＞320~ 500 0.26 ＞500~ 800 0.34 3.3.6.6 齿轮啮合的齿顶间隙为（0.2~0.3）ma（ma为端面模数）。 3.3.6.7 齿轮啮合接触面积见表13。
表13 齿轮啮合面积
专业资料整理
WORD完美格式编辑
名称 接触面积 沿齿高/% 沿齿宽/% 精度等级 4~5 60~80 65~85 6~7 50~70 55~75 8~9 35~65 40~70 10~12 25~55 30~60 3.3.6.8 锥齿轮齿顶圆锥的径向跳动公差见表14。
表14 齿轮径向跳动 mm
公称尺寸 ≥40~100 ＞100~200 ＞200~400 ＞400~800 ＞800~2000 径向圆跳动 0.08 0.10 0.12 0.15 0.20 大端 分度圆 直径 3.3.7 圆弧齿轮 3.3.7.1 齿面不得有损伤、胶合、剥落、裂纹等缺陷，必要时做无损探伤。
3.3.7.2 圆弧齿轮传动的齿顶间隙和齿侧间隙的理论值见表15。圆弧齿轮传动的实际间隙应不小于理论值的2/3。
表15 圆弧齿轮传动的齿顶间隙和齿侧间隙 mm
圆弧齿轮齿形 齿侧间隙 mn≥2~6 0.06 mn 0.06 mn 0.05 mn 0.07 mn mn＞6~30 0.04 mn 0.04 mn 0.04 mn 0.05 mn 齿顶间隙 JB929-67型 0.20 mn 统一通用双圆弧齿 0.20 mn S74型双圆弧齿 0.20 mn FSPH-75型双圆弧齿 0.25 mn 注：mn为法向模数。
3.3.7.3 圆弧齿轮啮合接触面的正确位置应分布在名义接触迹线的上下两侧。单圆弧齿轮的名义接触迹线距齿顶的高度：凸齿为0.45 mn；凹齿为0.75 mn，圆弧齿轮接触迹线和位置偏差见表16。
表16 圆弧齿轮接触迹线和位置偏差
精度 等级 单圆弧齿轮 接触迹线 位置偏差 ±0.15 mn 按齿长不少于工作齿长/% 95 接触迹线 位置偏差 ±0.11 mn ±0.15 mn ±0.18 mn 双圆弧齿轮 按齿长不少于工作齿长/% 第一条 第二条 95 75 90 70 90 60 85 50 80 40 4 5 ±0.20 mn 90 6 7 ±0.25 mn 85 8 注：mn为法向模数。
3.3.7.4 正确啮合接触面积见表17。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
表17 啮合接触面积 精度等级 4 5 6 7 8 单圆弧齿轮 按齿高不少按齿长不少于工作齿高于工作齿长/% /% 60 95 55 95 50 90 45 85 40 80 按齿高不少于工作齿高/% 60 55 50 45 40 双圆弧齿轮 按齿长不少于工作齿长/% 第一条 95 95 90 85 80 第二条 90 85 80 70 60 3.3.7.5 圆弧齿轮啮合面的表面粗糙度为Ra1.6。
3.3.7.6 齿轮内径圆度公差值为0.02mm，表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.7.7 齿轮与轴配合为H7/m6或H7/k6。
3.3.7.8 齿轮轴线平行度公差。X方向轴线平行度公差按表18，y方向轴线平行度公差取x方向轴线平行度公差一半。
表18 齿轮轴线平行度公差 μm
齿轮宽度（轴向齿距） 精度等级 -40mm 4 5 6 7 8 5.5 7 9 11 18 ＞40~ 100mm 8 10 12 16 25 ＞100~ 160mm 10 12 16 20 32 ＞160~ 250mm 12 16 19 24 38 ＞250~ 400mm 14 18 24 28 45 ＞400~ 630mm 17 22 28 34 55 3.3.8 蜗轮、蜗杆
3.3.8.1 蜗轮、蜗杆的齿形表面不得有损伤、胶合、剥落及裂纹缺陷，必要时做无损探伤。 3.3.8.2 蜗轮、蜗杆啮合侧间隙及开式传动的啮合最大侧间隙见表19。
表19 蜗轮、蜗杆啮合侧间隙 mm
中心距 啮合侧间隙 开式啮合 最大侧间隙 ＞40~80 0.095 0.190 ＞80~160 0.13 0.26 ＞160~ 320 0.19 0.38 ＞320~ 630 0.26 0.53 ＞630~ 1250 0.38 0.76 ＞1250 0.53 _ 3.3.8.3 蜗轮、蜗杆啮合的齿顶间隙为（0.20~0.30）m（m为模数） 3.3.8.4 蜗轮节圆处齿厚允许最大磨损值见表6。 3.3.8.5 蜗轮啮合接触面积见表20。
表20 蜗轮啮合接触面积 方 向 沿齿高/% 接触面积 ＞30 方 向 沿齿宽/% 接触面积 ＞40 专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.8.6 蜗轮、蜗杆中心线在齿宽上的垂直度见表21。
表21 蜗轮、蜗杆中心线在齿宽上的垂直度 mm
垂直度 轴 向 模 数 ~2.5 0.021 ＞2.5~6 0.028 ＞6~10 0.042 ＞10~16 0.055 ＞16~30 0.095 3.3.8.7 蜗轮、蜗杆表面粗糙度为Ra3.2。 3.3.8.8 蜗杆齿顶圆柱度公差值见表22。
表22 蜗杆齿顶圆柱度公差值 mm
蜗杆齿顶圆直径 30~50 ＞50~120 圆 柱 度 0.02~0.04 0.04~0.06 蜗杆齿顶圆直径 ＞120~250 ＞250 圆 柱 度 0.06~0.08 0.10 3.3.8.9 蜗杆轴的径向圆跳动公差值见表23。
表23 蜗杆轴的径向圆跳动公差值 mm
圆 跳 动 精度等级 传动形式 12~25 7 8 9 闭式 开式 闭式 开式 闭式 开式 0.026 0.036 0.028 0.030 0.030 0.042 ＞25~50 0.026 0.036 0.030 0.040 0.034 0.045 蜗杆分度圆直径 ＞50~100 0.026 0.036 0.030 0.040 0.034 0.045 ＞100~200 ＞200~400 0.030 0.040 0.035 0.045 0.045 0.055 0.030 0.042 0.038 0.048 0.045 0.055 3.3.8.10 蜗轮中间平面与蜗杆中心线的极限偏差值见表24。
表24 蜗轮中间平面与蜗杆中心线的极限偏差值 mm
极 限 偏 差 精度等级 40~80 7 8 9 ±0.035 ±0.055 ±0.085 ＞80~160 ±0.045 ±0.065 ±0.110 中 心 距 ＞160~320 ±0.055 ±0.085 ±0.130 ＞320~630 ±0.065 ±0.110 ±0.170 ＞630~1250 ±0.08 ±0.12 ±0.20 3.3.8.11 蜗轮、蜗杆中心距极限偏差值见表25。
表25 蜗轮、蜗杆中心距极限偏差值 mm
专业资料整理
WORD完美格式编辑
极 限 偏 差 精度等级 40~80 7 8 9 ±0.042 ±0.065 ±0.105 ＞80~160 ±0.055 ±0.090 ±0.140 中 心 距 ＞160~320 ±0.070 ±0.110 ±0.180 ＞320~630 ±0.085 ±0.130 ±0.210 ＞630~1250 ±0.110 ±0.180 ±0.280 3.3.8.12 蜗轮齿顶圆跳动公差值见表26。
表26 蜗轮齿顶圆跳动公差值 mm
圆 跳 动 精度等级 7 8 9 蜗杆分度圆直径 ≤50 0.035 0.050 0.080 ＞50~80 0.045 0.065 0.110 ＞80~ 120 0.050 0.080 0.120 ＞120~ 200 0.060 0.095 0.150 ＞200~ 320 0.070 0.110 0.180 ＞320~ 500 0.080 0.120 0.200 ＞500~ 800 800 0.095 0.150 0.240 ＞800~ 1250 0.110 0.190 0.300 3.3.9 行星摆线针轮
3.3.9.1 针齿壳的针齿销孔直径允许磨损极限公差见表27。
表27 销孔直径允许磨损极限公差 mm
针齿销孔直径 ≤10 ＞10~20 公差标准 0.016~0.019 0.019~0.023 磨损极限 0.030 0.037 3.3.9.2 针齿销孔圆心对针齿壳中心圆跳动公差值见表28。
表28 销孔圆心对针齿壳中心圆跳动公差值 mm
针齿销孔直径 ≤10 圆 跳 动 0.030 针齿销孔直径 ＞10~20 圆 跳 动 0.06~0.08 3.3.9.3 针齿销孔应均匀分布，两相邻孔距允许最大偏差见表29。
表29 相邻孔距允许最大偏差 mm
针齿销孔直径 ≤10 孔距最大偏差 0.05 针齿销孔直径 ＞10~20 孔距最大偏差 0.06 3.3.9.4 针齿壳两端面的针齿销孔同轴度公差值为0.03mm，针齿销孔轴心线对针齿壳两端面垂直度公差值为0.015mm。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.9.5 摆线齿轮表面粗糙度为Ra1.6，无毛刺、伤痕、裂纹等缺陷。 3.3.9.6 摆线齿轮内孔与轴承配合间隙见表30。
表30 齿轮内孔与轴承配合间隙 mm
摆线齿轮内孔直径 ≤60 ＞60~121.5 配合间隙 0.05 0.05~0.08 极限间隙 0.10 0.13 3.3.9.7 摆线齿轮齿面磨损极限值见表31。
表31 齿轮齿面磨损极限值 mm
摆线齿轮直径 ≤250 磨损极限 0.05 摆线齿轮直径 ＞250 磨损极限 0.08 3.3.9.8 摆线齿轮轴向间隙为0.2~0.25mm。 3.3.9.9 两摆线轮要按标记正确装配。
3.3.9.10 针齿套、针齿销不得有毛刺、裂纹、伤痕等缺陷，表面粗糙度为Ra0.8。 3.3.9.11 针齿轮与针齿套的使用极限间隙见表32。
表32 针齿轮与针齿套的使用极限间隙 mm
针齿销直径 ≤10 ＞10~24 ＞24 针齿套内径 ≤14 ＞14~35 ＞35 标准间隙 0.075~0.085 0.085~0.100 0.100~0.120 极限间隙 0.13 0.15 0.17 3.3.9.12 销轴、销套应无毛刺、裂纹、伤痕等缺陷，表面粗糙度为Ra0.8。 3.3.9.13 销轴与销套的圆柱度公差值见表33。
表33 销轴与销套的圆柱度公差值 mm
销轴、套直径 ≤10 ＞10~18 ＞18~30 ＞30~50 ＞50~65 圆柱度允许值 0.005~0.009 0.006~0.012 0.007~0.014 0.009~0.017 0.010~0.020 极限公差值 0.014 0.018 0.021 0.026 0.030 3.3.9.14 偏心套应无毛刺、伤痕、裂纹等缺陷，表面粗糙度为Ra0.8。 3.3.9.15 偏心套内径与外径的圆柱度公差值为0.015mm。 3.3.10 行星齿轮增速
3.3.10.1 齿轮啮合良好，接触均匀，接触面积见表34。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
表34 齿轮啮合接触面积 mm
齿形 沿齿高/% 接触面积 沿齿宽/% ＞70 ＞80 3.3.10.2 齿面应无毛刺、伤痕、裂纹等缺陷，表面粗糙度为Ra3.2。 3.3.10.3 齿轮啮合侧间隙见表35。
直齿 ＞50 斜齿 ＞55 表35 齿轮啮合侧间隙 mm
啮合形式 太阳齿与行星齿 侧 间 隙 0.05~0.25 啮合形式 行星齿与内齿圈 侧 间 隙 0.35~0.50 3.3.10.4 行星齿轮内径圆柱度为0.02mm。
3.3.10.5 行星齿轮与行星齿轴的径向间隙见表36。
表36 行星齿轮与行星齿轮的径向间隙 mm
行星齿轮孔直径 径向间隙 110 0.20~0.24 120 0.24~0.27 150 0.30~0.32 160 0.32~0.34 190 0.38~0.42 3.3.10.6 主动轴、转架盖轴径、行星齿轴的圆柱度为0.02mm。 3.3.10.7 行星齿轴与转架油孔要对准。 3.3.10.8 内齿圈与三联齿套、行星齿轴与转架和转架盖、行星齿与行星齿轴应按标记装配。 3.3.10.9 行星齿端面与左、右内齿圈端面应在同一平面。
3.3.10.10 各部位卡圈、卡簧应有足够的弹性，不得有明显的变形，装配应牢固可靠。 3.3.10.11 转架和转架盖的固定螺栓和垫片更换时应按原重量配备，其重量差应不大于1g。 3.3.10.12 行星齿轴和行星齿更换时，各组的重量差不大于2g。 3.3.10.13 转子组装后，转颈处径向圆跳动不大于0.025mm。 3.3.10.14 行星轮架组零件更换过多时，应做动平衡。 3.3.10.15 增速机输出轴与压缩机对中时，必须以增速机端盖上止口的两个平面为基准，径向允许偏差为0.03mm，轴向允许偏差为0.02mm。 3.3.11 行星式摩擦无级变速
3.3.11.1 主动锥、从动锥与行星锥的接触母线汇交于输入、输出轴中心线的同一点。 3.3.11.2 主、从动锥与行星锥应研配，保证接触线的密合，用着色法检查时，接触线密合长度应70%以上。
3.3.11.3 主、从动锥与行星锥应无毛刺、伤痕、裂纹等缺陷，内孔外径与两端面表面粗糙度为Ra1.6，锥表面粗糙度为Ra0.8。
3.3.11.4 主、从动锥与行星锥锥面斜向圆跳动公差值为0.03mm。 3.3.11.5 主、从动锥内径与外径的圆度和圆柱度公差值为0.01mm。 3.3.11.6 主、从动锥两端面对轴线的圆跳动公差值为0.01mm。
3.3.11.7 外环内表面应无毛刺、伤痕、裂纹等缺陷表面粗糙度为Ra1.6。 3.3.11.8 外环内径圆度公差值为0.02mm。
3.3.11.9 保持架不允许有严重磨损和变形，保证与行星锥装配处于正确位置。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.11.10 加压盘表面应无毛刺、伤痕、裂纹等缺陷，表面粗糙度为Ra1.6。
3.3.11.11 加压盘内孔与输出轴花键配合为H9/h8或H8/h7，沿轴向移动应灵活，无卡涩。
4 试车与验收
4.1 试车前准备
4.1.1 审查检修记录，确认检修质量合格。 4.1.2 盘车检查无卡涩和异常声音。 4.1.3 润滑油符合要求，附件齐全好用。 4.2 试车
4.2.1 空负荷试车，检查运行是否平稳，有无冲击、振动及异常响声，变速灵活。试运时间为24~48h。
4.2.2 检查密封有无渗漏。
4.2.3 各联接、紧固件有无松动。
4.2.4 空负荷试车合格后，进行负荷试车。
4.2.5 检查轴承温度，滚动轴承温度不大于70℃，滑动轴承温度不大于65℃。
4.2.6 运转平稳，不得有冲击、振动和异常响声，电流不超过额定值。振动值符合SHS 01003-2004《石油化工旋转机械振动标准》。 4.3 验收
4.3.1 额定负荷连续运转24h，各项性能指标达到技术要求或能满足生产需要。 4.3.2 设备状况达到完好标准。
4.3.3 检修记录齐全、准确。按规定办理验收手续。
5 维护与故障处理
5.1 日常维护
5.1.1 检查各轴承温度，超过各规定值应及时处理。 5.1.2 检查油位、油压，定期添加或更换润滑油。 5.1.3 检查密封情况，发现泄漏应及时处理。 5.1.4 经常检查变速机有无异常声音和振动。 5.1.5 检查紧固件有无松动。 5.2 常见故障与处理（见表37）
表37 常见故障与处理
序号 1 故障现象 振 动 故障原因 变速器对中不好 连接件松动，配合精度破坏 动平衡破坏 润滑不良 齿轮啮合不良 各部位配合精度降低，磨损严重 轴封、机封磨损 油位过高 轴承或轴颈损坏 润滑不良 磨损严重 装配质量差 处理方法 检查、调整机组对中 紧固松动螺栓 检查转子动平衡 检查、更换润滑油 检查调整齿轮啮合 检查调整各配合精度 更换轴封、机封 调整到要求油位 更换轴或轴承 检查油位、油压或油质 更换轴承 检查调整装配间隙 2 噪音过大 3 密封泄漏 4 轴承温度高 专业资料整理
WORD完美格式编辑
附加说明：
1 本规程由大庆石油化工总厂炼油厂负责起草，起草人许维明、严维连（1992）。
2 本规程由茂名分公司负责修订，修订人陈宽健、许铭正（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
16. 设备及管道保温、保冷
维护检修规程
SHS 01033-2004
专业资料整理
WORD完美格式编辑
目 次
1 总则 …………………………………………………………（162） 2 检修内容 ……………………………………………………（162） 3 检修与质量标准 ……………………………………………（162） 4 验收 …………………………………………………………（165） 附录A 运行工况允许最大散热损失（补充件） …………… （167） 附录B 岩棉制品技术性能（参考件）…………………………（168） 附录C 微孔硅酸钙制品技术性能（参考件）…………………（169） 附录D 超细玻璃棉制品技术性能（参考件）…………………（169） 附录E 硅酸铝制品技术性能（参考件）……………………… （170） 附录F 珍珠岩制品技术性能（参考件）………………………（171） 附录G 聚乙烯泡沫塑料制品技术性能（参考件）……………（172） 附录H 有碱玻璃布规格性能（参考件）………………………（172） 附录I 稀土制品技术性能（参考件）…………………………（172） 附录J 保冷材料技术性能（参考件）…………………………（173） 附录K 管道绝热层捆扎间距（参考件）………………………（174） 附录L 石油沥青玛蹄脂配方（参考件）………………………（175） 附录M 抹面层的配料及其比例（参考件）……………………（176） 附录N 抹面保护层厚度（参考件）……………………………（176） 附录O 绝热层厚度允许偏差（参考件）…………………………（177） 附录P 保护层表面允许偏差（参考件）…………………………（177）
专业资料整理
WORD完美格式编辑
1 总则
1.1 主题内容与适用范围
1.1.1 本规程规定了石油化工设备保温保冷的检修周期与内容、检修与质量标准及验收。 1.1.2 本规程适用于石油化工设备及管道介质温度范围为-196 ~ +850℃的外部绝热工程的检修。
本规程不适用于炉窑和锅炉的内衬等有特殊要求的设备。 1.2 编写修订依据
GB 4272-92 设备及管道保温技术通则
GB/T 11790-1996 设备及管道保冷技术通则
GBJ 126- 工业设备及管道绝招工程施工及验收规范 GB 8175-87 设备及管道保温设计导则
GB/T 15586-1995 设备及管道保冷设计导则
SH 3010-2003 石油化工设备和管道防热技术规范
2. 检修周期与内容
具有下列工况之一的绝热工程必须进行检修：
2.1 设备、管道的保温外表面散热损失超过附录A表A1或表A2数值的1.2倍。 2.2 设备、管道及其附件的保温外表面局部温度超过设计温度30℃。 2.3 保护层破损或者出现漏雨、渗水现象。
2.4 金属保护层的表面防腐涂层或者玻璃布保护层上的漆膜明显脱落。 2.5 设备及管道保冷，其保冷层表面出现结霜或结露现象。 2.6 绝热系统中的支、吊架等部件破损或严重错位。
3 检修与质量标准
3.1 检修前的准备
3.1.1备齐必要的图纸资料。
3.1.2 检查材料质量是否符合技术要求，并具有产品出厂合格证，必要时抽样检测。
3.1.3 设备及管道绝热施工必须在试压、除垢、除锈、涂漆、固定等工序合格后方能进行。 3.1.4 根据施工环境做好人身安全保护工作，使之符合国家有关规定。 3.2 材料性能与选用 3.2.1 绝热层 3.2.1.1 保温材料
a. 在平均温度小于等于623K(350℃)时，保温材料导热系数值不得大于0.12W/（m·K）[0.103kcal/m·h·℃]，并有明确的随温度变化的导热系统方程式或图表供用户计算。
对于松散或可压缩的保温材料及其制品，应有在使用密度下的导热系数方程式或图表供用户计算。
3
b. 保温材料密度不得大于350kg/m。
c. 除软质、半硬质、散装材料外，硬质无机成型制品的抗压强度不应小于0.3MPa，有
专业资料整理
WORD完美格式编辑
机成型制品的抗压强度不应小于0.2MPa。
d. 保温材料的允许使用温度必须高于正常操作时的介质最高温度。
e. 绝热材料的产品说明宜注明不燃性和自熄性、含水率、吸湿率、热膨胀系数、收缩率、抗折强度、环保安全性能、腐蚀性及耐腐蚀性等性能。
f. 绝热材料应化学性能稳定，对金属不得有腐蚀作用。当用在奥氏体不锈钢设备或管
-道上，其氯离子（Cl）含量允许范围见图1。
g. 纤维类绝热材料中大于等于0.5mm的渣球含量应为：矿渣棉小于10%；岩棉小于6%；玻璃棉小于0.4%。直径小于0.3mm的多孔性颗粒类绝热材料不宜使用。 3.2.1.2 保冷材料
a. 在物化性能满足工艺要求的前提下，应优先选用经济的保冷材料或制品；材料或制品宜为闭孔型；吸水率及吸湿率低；比热容较大；耐低温性能好；具有阻燃性。
b. 泡沫塑料及其制品的常温导热系数值应不大于0.0442W/（m·K）；密度应不大于32
60kg/m；吸水性应不大于0.2kg/m；并应具有阻燃性能；氧指数不应小于30。硬质成型制品的抗压强度应不小于0.147MPa。
c. 泡沫玻璃及其制品的常温导热系数值应不大于0.0W/（m·K）；密度应不大于3
180kg/m；吸水率应不大于0.2%。
d. 确需采用导热系数小、容重轻、能在一定低温下使用的一般保温材料作为保冷层材料时，则对其防水、防潮的设计和施工更应严格要求，以免保冷层因吸水、吸潮而失效或破坏。
e. 应具有良好的化学稳定性，对设备和管道无腐蚀作用，当遭受火灾时，不致大量逸散有毒气体。
f. 耐低温性能好，在低温情况下使用不易变脆。
g. 根据选用的保冷层材料特性，采用与其特性相适应的粘结剂、密封剂和耐磨剂配套使用。
h. 保冷材料的产品说明宜注明不燃生和自熄性、含水率、吸湿率、热膨胀系数、收缩率、抗折强度、环保安全性能、腐蚀性及耐腐蚀性等性能。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.2.2 防潮层材料应蒸汽渗透率低，防水、防潮力强，密封性能好、有一定的耐温性。（软化温度不低于65℃），夏天不软化，不流淌；有一定的抗冻性，冬天不开裂不脱落，粘接性能好，施工方便，干固后表面能硬化。
3.2.3 保护层材料应具有防水、防湿性，不易燃烧，化学稳定性好，强度高，外形整齐美观，使用年限长。
3.2.4 使用周期短的设备与管道宜采用纤维类制品保温。 3.2.5 使用周期长的设备与管道宜采用硬质材料保温。
3.2.6 管径φ≥159mm管道采用纤维缝毡制品保温时，宜加披肩。披肩厚为保温层的1/2，披肩宽为保温层周工的1/4~1/3。
3.2.7 高温设备与管道保温宜采用复合结构，一般内设硅酸铝，外包岩棉或超细玻璃棉。 3.2.8 埋地管道不应采用软质或半软质材料保温。 3.2.9 球摃绝热宜采用聚乙烯泡沫塑料材料。 3.2.10 深冷保冷宜采用泡沫玻璃。 3.3 施工要求与质量标准
3.3.1 设备及管道无论在热状态或冷状态都可以进行保温施工，但保冷应在注入冷介质之前施工。
3.3.2需要定期检测的测厚点，应自测厚点中心线起两侧各留出150mm的距离；法兰、阀门等管件与管道的连接处应留出150mm的距离；法兰、阀门等管件与管道的连接处应留有拆卸间隙，预留尺寸为螺栓长度加25mm。 3.3.3 焊缝、阀门等预留部位的保温应采取另外的保温结构，以拆卸时不损坏两侧的保温结构为宜。推荐使用矿物纤维包扎结构。焊缝处采用金属外护时，纵缝应采用箱式卡扣连接，其间距应不超过200mm。阀门宜采用可拆盒式结构。
3.3.4 加强绝热材料管理，杜绝水浸、雨淋现象发生，雨天不得进行室外施工。轻微淋湿必须晒干，否则不允许上保护层，严重淋湿和浸泡过的材料应作废料处理。
3.3.5 硬质保温层厚度超100mm，软质保温层厚度超80mm，保冷层厚度超80mm时，应采用双层或多层绝热结构。
3.3.6 选用矿物棉缝毡为绝热材料时，其设计厚度应增加施工压缩量20%~30%。
3.3.7 立式设备或垂直管道绝热要设支承环，其宽度应小于绝热层厚度10mm，其间距：当采用软质缝毡时应为1~1.5m；当采用硬质和半硬质制品时应为3~5m。
3.3.8 当设备绝热采用销钉或钩钉时，其间距不应大于350mm，每平方米面积上的销钉和钩钉数为：侧部不应少于6个，底部不应少于8个。 3.3.9 在保冷结构中，销钉或钩钉不得穿透保冷层。
3.3.10 硬质保温材料应按粘接法拼砌施工，粘结剂强度应大于保温制品本身。如使用矿物棉则必须塞满接缝的全厚度。
3.3.11 管道的支吊架处应保温，其托架尺寸应大于保温厚度，如使用硬质保温材料时，支吊架处应充填散状纤维材料。
3.3.12 绝热层施工同层应错缝，内外层应压缝，其搭接长度不宜小于50mm。水平管道纵缝不得在上下90°范围内。当大管径采用多块硬质瓦块制品时，可以不受此，但应偏离垂直中线位置。
#
3.3.13 管道采用捆扎结构时应逐层进行。DN≤100mm的管道宜采用20#或18镀锌铁丝，DN125~450mm的管道宜采用16#或14#镀锌铁丝。DN＞450mm的管道及设备宜用打包钢带紧固，选用钢带规格为：厚0.5mm，宽15~20mm，上述捆扎间距要求见附录K。
3.3.14 绝热层的拼缝宽度，当作为保温层时，不得大于5mm，当作为保冷层时，不得大于2mm。
3.3.15 保温设备及管道上的附件，当设计无规定时，可不必保温。保冷设备及管道上的附件，必须进行保冷，其保冷层长度不得小于保冷层厚度的4倍或敷设至垫木处。
3.3.16 防潮层以冷法施工为主。当用沥青玛蹄脂玻璃布，绝热层为无机材料（泡沫玻璃除外）时，方可采用热法施工，沥青玛蹄脂的配方见附录L。玻璃布规格见附录H，其组成为：
第一层石油沥青玛蹄脂，厚度3mm。
第二层中碱粗格平纹玻璃布，厚度0.1~0.2mm。 第三层石油沥青玛蹄脂，厚度3mm。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
3.3.17 金属保护层
3.3.17.1 黑铁皮作保护层时，其内外表必须涂刷防锈涂料。镀锌铁皮与铝皮一般不作防腐蚀处理。
3.3.17.2 水平管道金属护壳的环向接缝应顺管道坡向。环向接口向低处。其纵向接缝应布置在水平中心线的下方15°~45°处，缝口朝下。当侧面或底部有障碍物时，纵向接缝可移至管道水平中心线的上方60°以内处。直管段其纵缝各节一般应连接成直线。
3.3.17.3 管道金属保护层的环缝应起鼓搭接，搭接尺寸不得少于50mm。纵缝除设防潮层结构不准采用螺钉固定外，应以封闭好、外形规整美观为准，根据具体条件其固定结构自行决定。用自攻螺钉固定时，螺钉间距不应大于200mm，螺钉规格为M4×16mm，螺孔φ3.2mm。 3.3.17.4 立式设备与垂直管道上的金属保护层连接，应分段固定在支承件上。在同一段内的保护层联结，应交替采用固定结构和插接结构。当采用螺钉固定时，每块保护皮上的固定螺仃不应少于2个。
3.3.17.5 设备封头与管道弯头上的金属保护层庆按形状大小进行分瓣下料，采用咬口结构。 3.3.18 玻璃布缠绕式保护层，其重叠部分应大于带宽的1/2。缠绕应裹紧，不得有松脱、翻边、皱褶和鼓包，起点和终点必须用镀锌铁丝捆扎牢固，并应密封。玻璃布规格见附录H。刷漆分两次进行。要求漆层均匀，第一层漆彻底干后再刷第二层漆。 3.3.19 抹面保护层
3.3.19.1 抹面保护层的灰浆应符合下列规定：
3
a. 密度不得大于1000kg/m。 b. 抗压强度不得小于784kPa。 c. 烧失量不得大于12%。
d. 干燥后（冷状态下）不产生裂缝、脱壳。 e. 不得对金属产生腐蚀。
3.3.19.2 抹面保护层配方选用见表17。 3.3.19.3 抹面保护层厚度见表18。
4 验收
4.1 保温工程检修应按本规格的质量要求，在施工过程（中间验收）和竣工后进行验收。其检测布点的要求如下：
22
4.1.1 设备保温面积每50m抽查3个；小于50m时，也不得少于3处。
22
4.1.2 管道保温长度每50m抽查3个；小于50m时，也不得少于3处。
4.1.3 上述其中有1处不合格时，可就近加倍取点复查，仍有1/2不合格时，则被认定为质量不合格。
4.2 绝热结构的固定检查 4.2.1 托架（抱箍）、支承环（板）、销钉、钩钉、捆扎铁丝、钢带等的规格、安装位置，间距应符合本规程要求。
4.2.2 振动部位的自锁垫圈不得外滑，螺栓、螺母应有防松扣措施。 4.2.3 垂直管道及平壁的金属保护层必须设置防滑坠支承件。 4.3 绝热层的检查
4.3.1 硬质瓦块湿砌时必须灰浆饱满。干砌时必须用矿物棉填实。砌缝不得大于5mm。 4.3.2 绝热层厚度的检查、绝热层安装厚度允许偏差见附录O。 4.3.3 绝热层的安装容重不得超过设计容重±10%。
4.3.4 阀门、法兰、人孔等的保温是否影响拆卸和开启。 4.3.5 检查膨胀缝的留设和保温是否合理。 4.4 防潮层的检查
4.4.1 防潮层应密实，表面应平整、无气泡、翘口、脱层、开裂等缺陷。 4.4.2 总厚度不得小于5mm。 4.5 保护层的检查
专业资料整理
WORD完美格式编辑
4.5.1 保护支的外观质量要求见附录P。
4.5.2管道金属护壳的环向接缝应与管道轴线保持垂直，纵向接缝应与管道轴线保持平行，且在无障碍的情况下，应成一条直线。
4.5.3 金属护壳的接缝方向应与管道（设备）的坡度方向一致。 4.5.4 金属保护层的搭接尺寸：
4.5.4.1 设备及管道不得小于20mm，膨胀处不得小于50mm。
4.5.4.2 露天或潮湿环境下不得小于50mm，膨胀处不得小于75mm。
4.5.4.3 管径DN250mm以上的高温管道直管段与弯头金属护壳塔接不得小于75mm。 4.5.4.4 设备平壁面金属护壳的插接尺寸不得小于20mm。 4.6 测试
设备、管道及其附件的保温外表面散热损失必须符合附录A表A1或表A2的规定或者设计要求。
4.7 提交技术资料
绝热工程竣工后，施工单位应向使用单位提交下列技术资料。 4.7.1 绝热材料合格证或理化性能试验报告。
4.7.2 浇筑、喷涂绝热层的施工配料及技术性检验报告。 4.7.3 抹面保护层灰浆材料配比及其技术性能检验报告。 4.7.4 设计变更和材料代用通知。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 A
运行工况允许最大散热损失
（补充件）
表A1 季节运行工况允许最大散热损失
设备、管道及附件外表面 温度/K（℃） 允许最大散热损失/ 22（W/m）[kcal/(m·h)] 323 （50） 116 （100） 373 （100） 163 （140） 423 （150） 203 （175） 473 （200） 244 （210） 523 （250） 279 （240） 573 （300） 308 （265）
表A2 常年运行工况允许最大散热损失
设备、管道及附件外表面 温度/K（℃） 允许最大散热损失/ 22（W/m）[kcal/(m·h)] 323 373 423 473 523 573 623 673 723 773823 873 923 （50） （100） （150） （200） （250） （300） （350） （400） （450） （500） （550） （600） （650） 58 93 116 140 163 186 209 227 244 262 279 296 314 （50） （80） （100） （120） （140） （160） （180） （190） （210） （225） （240） （255） （270） 专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 B
岩 棉 制 品 技 术 性 能
（参考件）
技术性能 纤维平均直径/μm 生产密度/（kg/m） 使用密度（kg/m） 大于0.25m 渣球含量/% 导热系数/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)] 导热系数方程/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)] 含湿率/% 抗弯强度/kPa 弹性恢复系数/% （荷重50kPa） 酸度系数 使用温度/℃ 33岩棉保温板 （半岩质） 4~7 100~200 5.8 0.0465~0.0581 (0.04~0.05) (0.0349~0.0395) +0.00016tp [(0.03~0.034) +0.00014 tp] ＜1.5 ≥245 （r′=100kg/m） ≥0.85 ≥1.5 - 268~ +450 3岩棉保温毡 （垫） 4~7 80~150 90~195 5.8 0.0465~0.0523 (0.04~0.045) (0.0349~0.0395) +0.00016tp [(0.03~0.034) +0.00014 tp] ＜1.5 （r′=70kg/m） ≥6.86 ≥1.5 - 268~ +400 3岩棉保温管壳 （管筒） 4~7 100~200 5.8 0.0523~0.0581 (0.045~0.05) (0.0349~0.0395) +0.00021 t p [(0.03~0.034) +0.00018 t p] ＜1.5 ≥294 （r′=200kg/m） ≥9.11 ≥1.5 - 268~ +350 3 ①表内使用温度系采用酚醛树脂粘结制品。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 C
微孔硅酸钙制品技术性能
（参考件）
编 号 密度（kg/m） 使用温度/℃ 抗压强度/MPa 线收缩率/% 质量含水率/% 导热系数/ [W/（m·K）]
31# 200~250 1000 0.8~0.9 ≤1.0 ≤8 0.059 + 0.00012t p 2# 180~220 650 0.5~1.0 ≤1.5 ≤8 0.053 + 0.00012t p 附 录 D
超细玻璃棉制品技术性能
（参考件）
技术性能 纤维平均直径/μm 密度（kg/m） 大于0.25mm 渣球含量/% 含湿率/% 抗折强度/kPa 常温导热系数/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)] 导热系数方程/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)] 3超细玻璃棉 无脂毡和缝合垫 ≤4 40~60（生产） 60~80（安装） ≤0.4 ≤1 — 超细玻璃 棉树脂制品 ≤4 60~80 ≤0.4 ≤1 140~190 无碱超细 玻璃棉制品 ≤4 40~60（生产） 60~80（安装） ≤0.4 ≤1 — ≤0.0349(0.03) ≤0.0407(0.035) ≤0.0407(0.035) 0.0326+0.00023 tp (0.028+0.0002 tp) 0.0349+0.00023 tp (0.03+0.0002 tp) (0.035~0.038) +0.00023 tp 专业资料整理
WORD完美格式编辑
使用温度/℃ 组织结构 - 120~ +350 密实均匀，不允许有分层现象 - 120 ~ +350 纤维和粘接剂分布 均匀无分层现象 - 120 ~ +600 — 附 录 E
硅酸铝制品技术性能
（参考件）
项 目 连续毡 针刺毡 密度/（kg/m） 棉 板 棉 管 纤维直径/μm 渣球含量/% 含水率/% 普通型 重烧线收缩/% 标准型 不燃性 普通型 使用温度/℃ 标准型 连续毡 抗拉强度/kPa 针刺毡 氯离子含量/ppm 热导率/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)]
专业资料整理
3技 术 性 能 60~80，80~100 100~120，120~150 100~120，120~140 60~80，80~100 100~120，120~150 60~80，80~100 100~120，120~150 ＜5 φ＞0.5mm时＜4，φ＞0.25mm时＜10 ＜0.2，吸湿率＜5 ＜4（在1050℃下，持续24h） ＜4（在1233℃下，持续24h） 合 格 1000 1200 19.6~49 49~98.1 ＜20 常温 0.036~0.048 ( 0.031 ~ 0.034 ) WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 F
珍珠岩制品技术性能
（参考件）
200# 项 目 优等品 密度/（kg/m）≤ 导热系数（25±5℃）/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)]≤ 抗压强度/ 2kPa（kgf/cm）≥ 重量含水率 ≤ 3250# 优等品 250 0.0 (0.055) 490 (5) 2 0.068 (0.058) 392 (4) 5 合格品 优等品 300# 合格品 300 0.072 (0.062) 490 (5) 3 0.076 (0.065) 392 (4) 5 0.080 (0.069) 490 (5) 4 优等品 350# 合格品 350 0.087 (0.076) 392 (4) 6 憎水性 — 250 0.067 (0.058) 300 (3) 憎水率＞98% 合格品 200 0.056 (0.048) 392 (4) 2 0.060 (0.052) 294 (3) 5 ① 憎水性珍珠岩制品的技术性能指标仅作为参考性指标。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 G
聚乙烯泡沫塑料制品技术性能
（参考件）
项 目 抗拉强度/kPa 延伸率/% 撕裂强度/（N/m） 密度/（kg/m3） 抗压强度/kPa 压缩永久变形/%
技术性能 ≥130 ≥100 ≥500 ≥26 ≥25 ≤14 项 目 加热尺寸变化率/% 吸水率/% 导热系数/[ W/（m·K）] 氧指数 使用温度/℃ 技术性能 ≤3 ≤0.05 ≤0.038 ≥30 - 200 ~ +80
附 录 H
有碱玻璃布规格性能
（参考件）
密度/(根/cm) 名称 有碱细格 平纹玻璃布 有碱粗格 平纹玻璃布
用途 厚度/mm 幅宽/mm 经纱 保护0.1~0.15 层用 防潮0.2 层用 250 250 16 6 纬纱 14 6 标重/浸滑剂含2（g/m） 量/% 176 180 — ＜2 附 录 I
稀土制品技术性能
（参考件） 项 目 3技术性能 项 目 技术性能 7~8 - 25~800 不燃 膏态密度/（kg/m） 0.83~0.9 PH值 3干密度/（kg/m） 0.14~0.2 适用温度/℃ 导热系数/[ W/（m·K）] ≤0.11 耐火性能 粘接力/kN 3~5 ① 稀土制品的技术性能指标仅作为参考性指标。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 J 保冷材料技术性能
（参考件）
序号 材料名称 自熄性硬质闭孔型聚氨脂泡沫塑料制品 自熄性可发性聚苯乙烯泡沫塑料制品 硬质聚氯乙烯泡沫塑料制品 闭孔型泡沫塑料制品 一级 膨胀珍珠岩散料 密度/使用温3（kg/m） 度/℃ - 100 ~ +100 -80~ +70 -35~ +80 -200~ +400 -200~ +850 -200~ +850 -200~ +850 -50~ +120 -50~ +120 -200~ +80 常温导热系数/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)] 0.0256 (0.022) 0.0349~0.0442 (0.03~0.038) ＜0.0442 (＜0.038) 0.0523~0.0 (0.045~0.055) ＜0.0523 （＜0.045） 0.0523~0.0 (0.045~0.055) 0.0~0.0765 (0.055~0.065) 0.0465~0.0814 (0.04~0.07) 0.0465~0.0 (0.04~0.055) ≤0.038 （≤0.033） 导热系数方程/ [W/（m·K）] [kcal/(m·h·℃)] λ=0.019+0.00014t cp (λ=0.016+0.00012t cp) λ=0.035+0.00014t cp (λ=0.03+0.00012t cp) λ=0.029+0.00017t cp (λ=0.025+0.00015t cp) λ=0.05+0.00023t cp (λ=0.043+0.0002t cp) λ=0.043+0.00017t cp (λ=0.0373+0.000147t cp) λ=0.046+0.00016t cp (λ=0.0394+0.000139t cp) λ=0.051+0.00015t cp (λ=0.0439+0.000128t cp) 1 2 3 4 40~60 20~40 ＜45 160~180 ＜80 5 二级 80~150 三级 碳化软木制品 管壳 板砖 150~250 ≤250 ＜220 ≤26 6 7 聚乙烯泡沫塑料制品 序号 1 材料名称 自熄性硬质闭孔型聚氨脂泡沫塑料制品 自熄性可发性聚苯乙烯泡沫塑料制品 硬质聚氯乙烯泡机械强度/kPa（kgf/cm） 抗压强度 抗拉强度 抗折强度 冲击强度 ＞196.2 (＞2) ＞147.2 (＞1.5) ＞176.2 ＞196.2 (＞2) ＞392.4 2吸水率/% ＜0.2 2 3 (0.4~0.8) ＜0.2 ＜0.2 专业资料整理
WORD完美格式编辑
4 5 沫塑料制品 闭孔型泡沫塑料制品 膨胀一级 珍珠二级 岩散三级 料 材料名称 碳化软木制品 管壳 板砖 (＞1.8) ＞686.7 (＞7) (＞4) ＞490.5 (≥5) 2 ＜0.2 很大 很大 很大 吸水率/% ≤50 ≤50 0.05kg/m 2序号 机械强度/kPa（kgf/cm） 抗压强度 196.2~245.3 (2~2.5) ≥25 (≥0.25) 抗拉强度 ≥130 (1.3) 抗折强度 冲击强度 6 7 序号 1 2 3 4 聚乙烯泡沫塑料制品 材料名称 自熄性硬质闭孔型聚氨脂泡沫塑料制品 自熄性可发性聚苯乙烯泡沫塑料制品 硬质聚氯乙烯泡沫塑料制品 闭孔型泡沫塑料制品 膨胀一级 珍珠二级 岩散三级 料 碳化软木制品 管壳 板砖 吸湿率/% ＜0.035 0 0.2 0.2 0.2 ≤5 ≤5 耐火性能 火焰离开2s内自熄 备 注 耐火性能测试方法用GB 2406-80氧指火焰离开2s内自熄 数法。GB 2408-80 水平燃烧法通过。氧指火焰离开2s内自熄 数不小于27 火焰离开后立即熄灭 不燃 不燃 不燃 易燃 易燃 火焰离开后立即熄灭 导热系数议程仅适用t cp＜100℃情况下 抗弯强度：147.2~343.4kPa(1.25~3.5 kgf/cm) 5 6 7
聚乙烯泡沫塑料制品 附 录 K
管道绝热层捆扎间距
（参考件）
mm
专业资料整理
WORD完美格式编辑
材 料 硬质材料 半硬质材料 软质材料 内 层 400 300 200 外 层 300 200 150 ①每块制品上不少于2道，不得螺旋式捆扎。
附 录 L
石油沥青玛蹄脂配方
（参考件）
表L1 热用石油沥青玛蹄脂配方
60 石油沥青 87 55
#配比/%（质量） 填 充 料 泥炭渣或粉 石灰石粉 13 45 耐热度/℃ ＜65 用 途 表L2 冷用石油沥青玛蹄脂配方
配比/%（质量） 16 石油沥青 50
专业资料整理
#用途 轻柴油 25~27 油酸 1 熟石灰粉 14~15 石棉 7~10 常温下可不加热使用，用于粘贴多层油毡、聚苯乙烯泡沫资料 WORD完美格式编辑
附 录 M
抹面层的配料及其比例
（参考件）
序号 材料 硅酸铝纤维 沥青清漆 硅酸盐水泥（425#） 水 硅酸铝纤维 硅酸盐水泥（425#） 云母氧化铁酚醛底漆 煤油 硅酸铝纤维 膨胀珍珠岩（0.5~2mm） 硅酸盐水泥（425#） 碳酸钙粉 水渣粉（0.5~1.0mm） 硅酸盐水泥（425#） 碳酸钙镁粉 中碱玻璃纤维（e≥10mm） 硅酸铝纤维 膨胀珍珠岩（0.5~2mm） 硅酸盐水泥（425#） 碳酸钙镁粉 煤炭粉（烧失量≤10%） 麻刀 硅藻土（生料100目） 膨胀珍珠岩（＞30目） 微孔硅酸钙废料（＞80目） 膨胀蛭石（＞60目） 硅酸铝纤维 硅酸盐水泥（425#） 保水剂 配比 210kg 620 230~280 200 280~420kg 0~100 980~1120 42 70 120~190kg 200~300 100 200~230 180~200 330kg 20~30 0~10 20~25 20 25~30 25%（重量） 2 150kg 200 150 90 35 300 35 使用温度/℃ 1 ≤130 2 ≤180 3 4 5 6 专业资料整理
WORD完美格式编辑
附 录 N 抹面保护层厚度 （参考件）
保温层外径 ≤200 ＞200 抹面层厚度 15 20 保温层外径 平整 抹面层厚度 25
附 录 O
绝热层厚度允许偏差
（参考件）
材 料 内 层 硬质制品 保温层 半硬质及软质 保冷层 绝热层厚度＞50mm 充填浇筑及喷涂 绝热层厚度≤51mm ≤5 外 层 + 50 - 5 + 10 - 10 + 5 - 0 ≤10
附 录 P
保护层表面允许偏差
（参考件）
质检指标 允许偏差/mm 表面平整度外观 抹面层、缠布层 ≤10 金属外壳 ≤2.5 专业资料整理
WORD完美格式编辑
抹面层 无裂纹、平整、光滑、无明显凹陷或凸起 冷状况下不允许出现疏松和干缩裂缝。不允许有松脱，翻边、翅缝和明显的凹坑。搭接层不允许有逆水和豁口现象。 缠布层、金属外壳
①采用1m长靠尺检查。
附加说明：
1 本规程由大连石油化工公司负责起草，起草人王君臣（2004）。 2 本规程由广州分公司负责修订，修订人孟东升、彭森森、杜卫老兵、谢友富（2004）。
专业资料整理
WORD完美格式编辑
专业资料整理
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容
Copyright © 2019- axer.cn 版权所有 湘ICP备2023022495号-12
违法及侵权请联系：TEL:199 18 7713 E-MAIL:2724546146@qq.com
本站由北京市万商天勤律师事务所王兴未律师提供法律服务