蜡油加氢装置技术分析报告.docx

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蜡油加氢装置技术分析报告

关于在技术人员中开展装置分析工作的通知

各部门：

充分了解和掌握自己分管装置的技术实情是技术人员管理、优化装置技术工作的基础。

为透彻分析装置的技术现状、进一步寻找与国内外同类装置之间的差距，学习先进理念和先进技术，启迪管理思路，更好地营造学习技术的氛围。

经研究，决定在技术人员中开展装置分析工作。

一、对象：

已转正上岗的装置工艺员、设备员（包括后备）以及公用工程作业区和储运部技术员（包括后备）。

二、要求：

1.年底前，技术人员完成对自己分管装置的详细技术分析报告。

内容包括本装置在工艺、设备、能耗、产品质量、管理等方面的现状，与国内同类装置之间的比对，查找存在的差距，改进需落实的具体措施等。

2.有条件的，可到国内同类装置进行外出调研，带去问题或疑惑，带回体会与启发。

3.年终事业部举行技术分析报告演示交流，表彰优秀报告。

三、时间安排：

1.7月份布置工作、宣传工作开展的意义。

2.8、9月份创造条件外出调研。

3.11月底前完成分析报告。

4.12月底前组织审阅报告、演示交流、表彰优秀报告。

望各部门接到通知后，组织广泛宣传，切实推进装置分析工作。

部门行政主要领导要创造条件，扶持技术人员落实这项工作；充分利用事业部专业技术小组资源，帮助联系落实外出调研单位，确保这项工作有序开展。

注：

1、装置分析报告提纲见附件一、附件二。

2、公用工程、储运部装置分析报告提纲参考附件一、附件二。

炼油事业部

2007年7月27日

附件二：

2#汽柴油加氢装置技术分析报告（设备）

1．装置概况

上海高桥分公司到2007年以后除了加工大庆原油、海洋原油等低硫原油外，将主要加工含硫2.0%左右的含硫含酸进口原油。

由于常减压生产的减压蜡油和延迟焦化装置生产的焦化蜡油中含有较多的不饱和烃及硫、氮等有害的非烃化合物，这些产品无法达到催化裂化装置的要求。

为此，必须对焦化蜡油和减压蜡油进行加氢精制。

上海高桥分公司炼油事业部进行原油适应性改造时，将原100万吨／年柴油加氢精制装置改造为100万吨/年蜡油加氢装置，主要是为了催化裂化装置降低原料的硫含量和酸度服务。

本装置由中国石化集团上海工程有限公司设计，工程建设总投资2459.53万元，2007年11月，装置基建完成，随即以汽柴油加氢流程开工正常。

2008年11月，正式切换至蜡油加氢流程生产，原料设计硫含量为3.28％。

2．装置基础数据

2．1装置工艺流程简介

温度80C的减压蜡油和焦化蜡油在罐区用泵送入装置后按一定比例混合，通过原料油过滤器（FL-601/A.B）除去原料中大于25微米的颗粒后，进入原料油缓冲罐（D-601），该罐顶用燃料气进行气封，以达到隔绝空气、防止油品氧化之目的。

然后用进料泵（P-601/A.B）将混合蜡油从D-601抽出升压后，经原料油/精制蜡油换热器（E-604/A.BC）换热后与混合氢混合，该混合进料经反应流出物/混合进料换热器（E-601/A~C）换热后进入反应进料加热炉（F-601），加热至350C（末期375℃）后进入加氢精制反应器（R-601）。

由R-601出来的反应物经E-601/A~C与混合进料换热温度降至220C后，进热高压分离器（D-602）。

热高分气体经热高分气/混合氢换热器（E-602）、热高分气空冷器（A-601/A~D）、热高分气冷却器（E-603）冷至45C后进入冷高压分离器（D-604）进行油、气、水三相分离。

为防止热高分气在冷却过程中析出铵盐，堵塞管路和设备，通过除盐水泵（P-602/A~C）抽取除盐水罐（D-611）的除盐水，注入A-601前。

自D-604顶部出来的冷高分气（循环氢）经脱硫塔前分离器（D-621）分液后进循环氢脱硫塔（C-603），由加氢裂化胺再生装置后的贫胺液经贫胺液水冷器（E-611）、贫胺液罐（D-620）、贫胺液泵（P-618/A.B）后进入C-603作为吸收剂吸收循环氢中的硫化氢，通过调节冷却水量控制进C-603的贫胺液与脱硫气体的温差为5C。

C-603底部的富胺液回加氢裂化胺再生装置再生。

脱硫后的循环氢经循环氢压缩机入口分液罐（D-610）分液、循环氢压缩机（K-602）升压后，与来自新氢压缩机（K-601/A.B）出口的新氢混合成为混合氢循环使用。

D-604的油相经液控阀降压后进入冷低压分离器（D-605）。

D-602的热高分油经液控阀降压后，进入热低压分离器（D-603），D-603气相经热低分气冷却器（E-605）冷却到45C后与冷高分油混合进入冷低压分离器（D-605）。

D-603底部的热低分油（精制蜡油）进入脱硫化氢塔，塔底用过热蒸汽汽提，以达到脱除杂质的目的。

C601底油与原料油在E-604/A.B.C换热至160C后作为热出料至催化裂化装置。

停工时精制蜡油通过精制蜡油空冷器A-604/A~D冷却至90C去罐区。

D-604、D-605底部排出的含硫污水自压至酸性水处理装置。

D-605顶部的含硫气体，自压至140万吨/年加氢裂化装置脱硫塔。

D-610排放的废氢自压至火炬管网。

压力为1.9～2.0MPa的补充氢由连续重整装置来，经新氢压缩机入口分液罐（D-608）分液后，再经新氢压缩机（K-601/A.B）升压后与K-602出口的循氢混合成为混合氢。

为了减缓脱硫化氢塔顶的腐蚀，用缓蚀剂泵（P-607）抽缓蚀剂罐（D-613）内的缓蚀剂（苯甲酸胺水溶液）在脱硫化氢塔顶挥发线处注入。

为了防止原料油换热器结垢,用阻垢剂泵（P-620）抽阻垢剂罐（D618）内的阻垢剂在原料油泵进口注入。

2．2装置主要设备简介

本装置设备类型包括加热炉，反应器，汽提塔、分馏塔、空冷、冷换器、氢压机、机泵、容器等。

2.2.1、加热炉

反应进料加热炉（F601）是根据流量及压降要求，反应进料加热炉采用对流辐射型、双面辐射室卧管立式炉。

介质流型设计状态为雾状流。

炉辐射室采用单排双面辐射，按其压力等级及其进出口温度，管材采用TP347，其特点是炉管受双面辐射，沿炉管园周方向受热均匀，又由于是卧管，燃烧器沿长度方向均匀分布，使炉管沿长度方向受热也比较均匀，而且也充分发挥了TP347炉管材质的作用。

对流部分上部走过热蒸汽，下部走反应物料，其压降能满足要求。

鉴于烧瓦斯，为提高加热炉热效率，对流段炉管除遮蔽管外，均采用翅片管。

辐射段炉管采用Cr25Ni20管架支撑，燃料器采用底烧扁平焰燃烧器，共40台，其中有一部分作长明灯用，保证燃气的安全。

经计算该炉的热效率为83％左右．该炉的总设计热负荷为7．198MW。

2.2.2、氢压机

1．循环氢压缩机（利旧）

选用沈阳鼓风机厂引进按新比隆技术生产的垂直剖分式t级离心式压缩机，型号为BCL407，驱动机为杭州汽轮机厂配套生产的3.5MPa背压式蒸汽透平机，不设备机。

2．新氢压缩机（利旧）

选用对称平衡型往复式压缩机，二级压缩，二列布置，最大活塞力40吨，驱动机为增安型无刷励磁同步电机。

设计选用两台压缩机，一台操作，一台备用。

2.2.3、非定型设备

本装置中非定型设备共有44台，金属总质量约为1100吨。

所有非定型设备均由国内制造，部分材料如2.25Cr-1Mo、BHW35考虑进口。

主要非定型设备简述如下：

1．加氢精制反应器（R601）（利旧）

采用热壁式结构，内设两段催化剂床层，并有进料分配器、冷氢箱、出口收集器等设施。

规格：

φ3400*133*22310，总质量约241.8吨，可拆内件约16吨。

2．脱硫化氢塔（C601）（利旧）

脱硫化氢塔采用20层浮阀塔盘，塔底部有汽提蒸汽入口，用于过热蒸汽汽提用。

规格：

φ2000/φ3000*12+3/16+3*29070，总质量约40.1吨，可拆件约5.6吨。

3．循环氢脱硫塔（C603）

塔采用20层单溢流浮阀塔盘。

规格：

φ1600*21000。

4．冷换设备（利旧）

高压部分选用U型管系列换热器，换热管规格为φ19；低压部分采用浮头式系列换热器，换热管规格为φ25。

反应流出物／混合进料换热器（E601／A、B、C）的规格为：

，单台质量约53吨。

6.容器（利旧）

在油、气、水三相分离的冷高压分离器和冷低压分离器的设计中，采用立式容器，为保证油水的分离，容器中设置了凝聚器，以减少油中水雾的夹带。

热高压分离器（D一602）的规格为：

φ3000*70*12914，总质量约70吨。

7．进料泵（P601／A、B）（利旧）

采用筒形多级离心泵，驱动机可使用隔爆型（YB）或增安型（YA）系列异步电机。

进料泵从国外引进，一台操作，一台备用。

2．3装置历年检修改造情况

蜡油加氢装置在改造前作为汽柴油加氢装置，共经过三次停工检修，具体情况如下：

1．第一次检修

本次检修是加氢装置第一次检修，时间少、任务多是这次检修的重要特点。

本次检修共修理加热炉2座、塔2座、容器13台、换热器29台、空冷片14片、新增管线120米、管道理化检测30根。

静设备的鉴定结果如下.

1．反应器：

本次反应器停工检修时未打开大盖，反应器同F601串在一起充以0.5MPa微正压氮气保护，以防止停工期间高温不锈钢设备产生连多硫酸腐蚀。

故本次检修仅从外壁做理化检测，来检查其堆焊层及母材经过一个周期的运行后的材料劣化状况，并由中石化洛阳检验站检验，结果良好。

R601出口钢圈表面划痕较多，不能继续使用，开工前将其更换；

2．加热炉：

本次检修共修理加热炉2座。

它们是F601、F602。

其中F601辐射室炉管，规格为φ219.1×14.27×12000,炉管材质为TP321，经目测炉管表面无明显氧化起皮，用小锤敲击炉管,声音清脆、手感良好。

急弯弯头焊缝表面情况良好，挂钩及附件完好。

检查炉体衬里时，发现异形耐火砖开裂4块,后用高温胶泥修补。

炉顶、炉底、炉壁、耐火砖、耐火衬里、耐火纤维均无脱落。

对流室内炉管翅片完好。

主火嘴更换38只，包括其火嘴砖。

对流室检查,对流管翅片管积垢少许,但翅片管完好。

打开弯头箱门检查,弯头箱门保温无脱落。

各炉子附件如看火窗、防爆门完好,烟道挡板开启活络,采样管疏通。

3．塔：

C601（φ1800/φ2800×29189）塔体是16MnR+18-8不锈钢衬里，其它配件如塔盘、浮阀、卡子均为不锈钢制造。

这次入罐检查，情况基本正常。

各层塔盘无变形、减薄，浮阀活络,支承圈、支承梁、降液管、受液盘无变形,卡子未发现脱落。

各输入口、抽出口畅通,无减薄,防涡器完好。

塔顶内壁目测无腐蚀、减薄的现象，焊缝饱满。

经理化检测合格。

C601安全附件中,液位计丝口处有所损伤,恐不利于装置长周期运行,故决定焊死。

4．容器：

本次检修共打开容器13台。

它们分别是D601~D608、D610、D611、D613、D615、D617。

这次检修鉴定，未暴露出很多问题，主要内构件如除沫器、聚液器、防冲挡板、防涡流挡板等无破损、脱落。

D610无人孔，设计借用出口管路大法兰。

由于出口管路无拆卸法兰，导致无法入罐检查。

为此这次检修改设了“象鼻子”。

容器安全附件中，D602高报沉筒引出阀处焊口处有砂眼，补焊后着色无缺陷。

D603液面计孔有堵塞现象。

H2S含量较多的容器中，D603、D604、D605、D606、D610壁厚有轻微减簿现象，目测约1mm左右，焊缝表面完好。

D602不锈钢衬里目测情况良好，堆焊层无异样，内壁PT抽查合格，外壁一处延迟裂纹需返修。

其它容器内壁基本无腐蚀，焊缝表面完好。

软化水罐D611罐底有铁屑，后清洗干净。

5．换热器：

本次共抽芯检修换热器26台，另有3台不抽芯只作理化检测。

这次有4台Ω密封环换热器进行了抽芯，它们是E601A、E603、E604AB。

E601BC、E602只拆除外保温进行理化检测。

其中E601A割除Ω环抽芯后宏观检查，管束腐蚀轻微、无结垢，防冲板、折流板无变形、减薄，管箱及隔板完好，不锈钢衬里完好。

壳程内表面有较多焦化物。

E603管束表面有积垢,轻微锈蚀，防冲板、折流板无变形、减薄，管箱内侧发现有黄色硫化物，管箱有均匀腐蚀，各密封面、隔板、大封头完好。

E604AB管束外表面腐蚀轻微、无结垢，管束内堵塞严重，折流板无变形、防冲板减薄不明显。

管箱内侧有较多焦化物,管箱及隔板完好。

E604A管板靠壳程侧密封面有划痕,后用铁胶泥修补再安装就位。

其它换热器鉴定结果如下：

E605管束腐蚀轻微、无结垢，防冲板、折流板无变形、减薄，各密封面、隔板、大封头、浮头完好，壳程法兰不锈钢衬里经着色探伤后发现有三处未焊透。

后补焊加以处理。

E606ABC管束腐蚀轻微、无结垢，防冲板、折流板无变形、减薄，管箱、隔板、大封头、浮头完好，管束无弯曲、变形等。

E607是加氢唯一的一台套管式换热器，填料函有老化现象，在这次检修中统一更换。

E608管束腐蚀轻微、无结垢，防冲板、折流板无变形、减薄，各密封面、隔板、大封头、浮头、不锈钢衬里等一切完好。

E610管束外表面结垢严重，用高压水枪清洗后表面均匀腐蚀约1mm左右，建议下一周期检修时管束做防腐；防冲板、折流板略减薄，无变形；各密封面、管箱、隔板、大封头、浮头完好。

压缩机区冷换设备中K601AB中冷器在装置运行期间曾有后发现管束表面积垢严重，用高压水枪清洗后表面均匀腐蚀较严重，防冲板、折流板有减薄现象，各密封面、管箱、压环完好。

其它如K601AB油冷器、K602润滑油冷却器、K602密封油冷却器抽芯后发现管束材质是铜质的，基本无腐蚀；防冲板、折流板无变减薄、无变形；各密封面、管箱、隔板、大封头、浮头经过一周期运行后情况良好。

6．空冷：

加氢空冷主要是由哈空调和江湾两家生产厂生产，共有14片。

A601空冷片拆了20个堵头，没有发现堵塞现象，这与原料经过三级过滤有关。

A602空冷片内有硫化物腐蚀物，用水冲洗干净后重新使用，建议下一周期再仔细检查。

A604空冷片有几个堵头下有油迹，拆开后有些垫片有压过头的现象，更换堵头后重新试压直至合格。

空冷风机主要检查了风机轴承、风机皮带等配件，发现有些轴承有间隙增大现象，皮带表面有裂缝，更换了一批配件后将空冷复位。

7．过滤器：

加氢原料油反冲洗过滤器经拆装检查，滤芯堵塞严重，后用Na3Po4溶液冲洗，情况有所好转。

有一个反冲洗球阀阀体密封面垫片有所损坏，后更换了该球阀。

另外，球阀阀旁法兰垫片失效较多，主要原因是其中一个密封面上有固定球阀内件用的内六角螺钉，使密封面有不平整处的原因，后将其垫片全部换完。

P601A/B进口过滤器经拆下检查，滤网已无，考虑到开工要求，更换一个带有滤网的滤芯。

P604B进口过滤器滤网腐烂，但考虑到泵可以相互切换，故先做好备品计划，以备以后更换。

8．管道：

本次共检测ⅠⅡⅢ类管道25根,ⅣⅤ类管道5根.ⅠⅡⅢ类管道主要是临氢、高压管道，ⅣⅤ类管道主要是H2S含量较高的部位。

从检测结果来看，ⅠⅡⅢ类管道总体结果良好。

壁厚减薄量总体可以，其中D602进出料管线、K601AB出口管线、D610进口管线减薄较大,减薄量超过2mm,其它部位减薄量在2mm以内,情况基本正常。

K601A出口处弯头处壁厚较小,分别为1.9mm和2.0mm,但从各方面来看,有可能是管子制造时的分层现象,并不是被介质冲刷而减薄的,故这次检修时决定不更换弯头。

ⅣⅤ类管道总体结果良好。

壁厚减薄量总体可以，减薄量在2mm以内，情况基本正常。

加氢管线的主要材质是0Cr18Ni9Ti、1Cr5Mo、20#钢，目前为止还未表现出它们的优劣。

还有一个值得注意的问题是混氢点至E601管线壁厚较薄,管线材质为0Cr18Ni9Ti，公称直径为DN250，壁厚只有13mm，而在此压力等级下，DN200的壁厚为18。

经校核可以继续使用，但是需要在下一次检修时重点检测。

上周期混氢点单向阀阀体砂眼，这次检修中进行了更换。

本次检修共更换阀门20多个,法兰垫片20多片,主要集中在低压蒸汽系统和热油系统。

9．土建、油漆、保温情况

本次检修的土建项目主要是K602下开排油沟等项目，是为了解决开工正常后的场地卫生问题，以减少新鲜水用量。

油漆项目中主要分工艺管线和平台部分。

新接工艺管线的油漆共124m,旧工艺管线中从重整D204至加氢D608一段管线锈蚀较严重，这次检修重新涂刷油漆，共约90m左右。

平台中D608旁平台锈蚀较严重，这次检修共重新粉刷约30m2。

保温项目中主要是新接工艺管线的保温和配合理化检测拆装保温，以及部分换热器封头保温改用02烧结水泥粉面，其中配合理化检测保温尽量利旧。

新接工艺管线保温共需50m；配合理化检测拆装保温中，其中容器共需170m2，换热器共需103m2，管道共需120m.封头保温拆装粉面共1.2m3。

四、检修中存在问题、解决措施与建议

1．Ω密封环换热器抽芯碰到较多问题，如施工中为抽芯方便而割断E604A专用螺栓，E601A管箱螺栓等，而且焊完后由于管箱螺栓阻隔而造成表探较困难，在气密时E604AΩ密封环焊缝旁有泄漏点，E601AΩ密封环开工正常后母材有裂纹产生，故下次检修时抽芯前要做好足够的备品，并准备更换Ω密封环；

2．临氢高温系统的不锈钢连多硫酸腐蚀问题，准备也不充分。

技术相关文件在停工前期勉强得到，但如何实施缺少准备，特别是流程上缺少设置注碱与收碱点问题；

3．加氢工艺管线采用的标准是石油部（S1-1-3）大外径系列，如DN100的外径是114、DN150的外径是168，而我厂常用的是一机部（JB82-59）管法兰系列中的108和159，给安装时法兰与接管的焊接带来很大的困难，将作为一个技术问题解决，作好相关材料计划；

4．加氢液面计泄漏较多，集中在高温部位，主要原因是液位计结构不尽合理，密封点太多，热胀冷缩下就很容易泄漏，建议下一周期部分更换；

5．临氢系统中孔板引出阀丝口在气密中泄漏较多，每次泄压堵漏较耗时，建议下次停工时对这些漏点气密捉漏，以便尽早发现在检修时处理。

2．第二次检修

4.1塔器

1）C601总体情况较好。

4.2容器

6．原料油缓冲罐D601筒体材质为Q235A，聚液器完好，内壁表面轻微均匀腐蚀。

7．热高压分离器D602筒体材质13MnNiNbR+347L，容器内壁未见腐蚀迹象，堆焊层完好，破沫网完好无疏松、破碎。

本次检修中更换了一支国产液面计替代原来泄漏的进口液面计。

8．热低压分离器D603筒体材质为Q235A，该容器破沫网为下装式，本次未拆除检查，从外部看完好，内壁表面轻微均匀腐蚀。

9．冷高压分离器D604筒体材质13MnNiMoNbR，容器内壁未见腐蚀迹象，破沫网、聚液器完好。

10．冷低压分离器D605筒体材质16MnR，容器内壁表面、液面计、聚液器碳钢内构件有轻微均匀腐蚀。

11.脱H2S塔顶回流罐D606筒体材质为20#，容器内壁表面有轻微均匀氧化腐蚀产物。

12.新氢分液罐D608筒体材质为20g，破沫网完好，容器内壁无腐蚀迹象。

13.循环氢缓冲气罐D609筒体材质为20g，容器内壁无腐蚀迹象。

14.循环氢压缩机入口分液罐D610，容器内壁有硫化亚铁沉积，停工期间发生自燃，表面轻微均匀腐蚀现象，破沫网手触摸呈粉状，检修时加工备品更换。

4.3换热器

本次检修换热器E601B/C、E603、E604由于考虑到Ω密封环切割补焊，安检没有施工经验，技术上不太成熟，因此没有切割抽芯。

1）

反应物/进料换热器E601A更换管箱侧Ω密封环，上周期开工不久即发现焊缝处有微裂纹泄漏，本次只更换Ω密封环，管束不抽芯。

大致过程是切割旧密封环后用砂轮打磨密封环角焊缝，取下旧密封圈。

制作换热器法兰作为辅助工具，夹住新密封环后进行施焊，主要目的是防止密封环在焊接过程中变形。

在兰石厂专家指导下，工作完成的较为顺利。

2）热高分气/混合氢换热器E602，切割Ω密封环后，抽芯检查，未试压。

由于停工时进行了碱洗，未发现有沉淀物存在。

初步判断引起压降的原因可能为氨盐结晶。

今后遇类似情况可用碱洗替代抽芯。

3）原料油/精制柴油换热器E605管束材质00Cr17Ni14Mo2，未见腐蚀现象，管口与管板焊肉均匀，防冲板、折流板、支持板完好。

4）加氢缓冲气冷却器E607为套管式冷却器，无法抽芯。

5）脱硫塔顶后冷器E608，管束材质00Cr17Ni14Mo2，未见腐蚀现象，管口与管板焊肉均匀，防冲板、折流板、支持板完好，试压不漏。

6）

新氢返回冷却器E610，管程未做防腐，管板有表面有点蚀痕迹，管束外表面未见腐蚀迹象，其他防冲板、折流板、支持板完好，高压水枪冲洗后试压不漏。

7）K601A/B立式油冷却器，打开顶盖检查铜管束完好，无法做水压试验，仅更换顶盖垫片。

8）K601中间冷却器在停工检修前一月,由于密封圈老化引起氢气漏入循环水中已更换O型圈并做水压试验不漏,因此本次检修未抽芯。

9）

K602润滑油冷却器，铜管束表面无腐蚀迹象，防冲板、折流板定距板完好，管程高压水枪冲洗，试压不漏。

另该管束与管板密封形式为胀接，少量换热管外部胀口与管板贴合不紧。

10）空冷检查修理共14台，试压不漏，轴承检查加油，多数轴承滚珠表面有压痕，但因风机转速较慢仍可继续使用。

4.4加热炉

F601辐射室炉管规格为Φ219.1X14.27X12000，炉管材质为TP321。

炉管表面无氧化起皮，小锤敲击炉管声音清脆，无结焦。

急弯弯头焊缝表面情况良好，挂钩及附件完好。

炉顶、炉底、炉壁、耐火砖、耐火衬里、耐火纤维均无脱落。

对流室内炉管翅片完好。

打开弯头箱门检查，弯头箱门保温无脱落。

炉衬里局部破损开裂，看火门处衬里松动2处。

新增对流室进出口烟气采样口2个。

辐射室炉管抽查12道焊缝射线、表面着色探伤测厚，对流室弯头测厚未见异常减薄。

烟道档板、风门活络，看活门、防爆门完好。

4.5机泵

详见钳工检修总结

4.6压力管道和压力容器

2＃汽柴油加氢检测Ⅰ～Ⅲ类3173米，Ⅳ、Ⅴ类92米，测厚1700点，无减薄；拍片RT266张，返片1张，都为制造缺陷，加氢燃料气管道加A12-11A未焊透返片合格,由栗阳返修合格

。

压力容器：

2＃汽柴油加氢共检测检验4台，进行RT、MT、TT检测，检测结果正常。

在检修和气密过程中，高压法兰共更换了有5只钢圈，其中4只在气密时更换。

从对旧钢圈的检查情况看，安检公司并没有按照检修前设备处检修前要求，对拆开法兰的钢圈进行研磨另外在安装时也存在一定问题。

如：

K602缓冲气分液罐钢圈外侧有两条明显的新鲜压痕；反应器R601出口法兰八角垫拆下后经过仔细检查发现一块浅浅的圆形压痕，估计为旧伤，如果能够经过研磨应该可以继续使用。

F601入口阀门边法兰垫片都进行了更换，其中八角垫外侧密封面有大面积明显擦伤。

4.7其他

1）本次油漆要求半出白、一底二度，对腐蚀严重部位二底二度。

本次检修油漆的有除加氢反应器、加热炉外的所有构架容器和空冷平台。

根据平台钢板锈蚀程度，多数钢板只做面未做底。

2）加氢反冲洗上周期运行当中切换球阀上下法兰面泄漏较多，主要原因是球阀密封面上开有螺丝孔。

本次检修用铅封将螺丝孔敲平，并采用了石墨增强垫。

9、存在问题及下周期打算

1、计划编制时间短，项目内容不够严密。

常规检修计划应当具备通用、可重复使用，一些消缺项目不应混编在常规检修项目当中，以免下周期检修时计划参照者产生误解。

2、部分检修备料如破沫网应在容器打开鉴定以后再行加工采购，而不需要提前备料，否则全部采购浪费太大，购买少量丝网对于整个破沫网的修复又没用用处。

3、在检修计划编制上工程备料栏要求填写内容是十分简单的。

不要求写明备品标准的，也没有技术要求。

但是在供应科采购备品时就可能因为标准不一致引起尺寸偏差，车间可以编排相应的检修备料汇编包括技术要求和备品图纸。

4、图纸资料本身存在错误，如加氢高压换热器密封环图纸是设计院抄袭兰石所，尺寸多处错误无法按图加工。

今后如果需要加工备品只能向兰石所订货。

5、图纸标注不