循环水查漏报告

循环水管道水压试验技术措施在建设工程中，循环水系统广泛应用于各类生产过程和生活供水。

在循环水系统的施工过程中，水压试验是很重要的一项工作。

下面我们将介绍循环水管道水压试验的技术措施。

1.前期准备在进行循环水管道的水压试验之前，需要做好充分的前期准备，包括： - 对循环水系统进行检查与清洗，确保没有杂质和污垢。

- 对循环水管道进行检查，检查管道是否与其它管道连接或存在破损。

- 对循环水管道进行消毒。

2.水压试验计划制定在进行循环水管道水压试验之前，需要撰写合适的试验计划。

根据工程情况，应确定以下内容： - 试验目的、方法、试验压力和试验时间 - 试验时间及测试标准要求 - 特殊情况下的应急处理办法3.水压试验操作循环水管道水压试验的操作过程为： - 选定适当的试验泵和流量计装置，并接好水管，形成完整的水循环系统。

同时需要确保操作人员熟悉试验设备操作和泵流量控制技术。

- 开启试验启动开关，开始正式试验。

在试验过程中需要监测试验压力，以确保试验不会超出试压范围。

一旦发现异常情况，应及时采取相应的应急措施。

- 试验完成后，需要对试验泵和流量计进行检查，保证正常，否则需要进行相关检修。

4.水压试验结果评估水压试验结束后，根据试验数据，对循环水管道的完整性和可靠性进行评估。

评估主要从以下几个方面进行： - 系统的泄漏情况。

- 系统的耐压情况，判断系统是否能够承受正常的压力。

- 技术措施的有效性。

5.验收与文件记录循环水管道水压试验完成后，需要进行验收，主要是针对试验结果进行评估，并判断系统能否满足工程要求。

经过验收后，需要将试验所得数据及评估结果进行记录，并开具试验报告和审批表。

以上是循环水管道水压试验技术措施的全部过程，为了确保测试工作的稳定性和安全性，必须要按照规定的操作步骤进行操作。

水压试验结束后，需要对设备进行及时的维护和保养，确保设备在下一次使用时安全可靠。

物理与化学方法下循环水换热器查漏分析的方法物理与化学方法下循环水换热器查漏分析的方法1前言通过对煤化工装置循环水换热器查漏方法的综述，概括出常用的分析检测手段，为高效快速查漏提供方法支持。

循环水换热器查漏可以从物理方法和化学方法两个方面考虑。

主要结合近几年的生产实际，总结常用的换热器查漏的分析方法，以便对今后的分析工作提供指导。

2换热器查漏分析方法1物理方法颜色。

通过人眼观察循环水颜色变化，判断泄漏。

例如：煤气化装置的黑水厂房换热器泄漏后，循环水塔池中水样颜色明显由土黄色变为黑色。

芳香烃类物质泄漏后最明显的特征是水质变红。

在投加非氧化性杀菌剂之后，循环水颜色恢复正常，但若漏点不切除，根据泄漏量的多少，循环水的颜色在不等的时间又会变红.气味。

通过鼻子闻嗅工艺装置区或循环水的气味，判断泄漏。

例如：液化气在常温常压下以气体的状态存在，因此发生泄漏后其中的含硫化合物有臭鸡蛋气味。

混合芳烃泄漏后，装置现场有浓烈的汽油味。

气泡。

通过观察循环水中的气泡，判断泄漏。

例如：甲醇泄漏入循环水中，在水中有积累作用，是促使真菌迅速繁殖的营养剂，从而提供了足够的纤维酶，促使甲基纤维素的合成。

因此循环水中产生了大量细小稠密的白色泡沫.浊度。

通过检测循环水换热器进出口的浊度，判断泄漏。

例如：煤气化装置的洗涤水常夹带煤粉或煤灰，换热器易磨穿泄漏。

黑水或灰水泄漏后，水质的浊度变化明显。

悬浮物。

通过检测循环水中悬浮物的多少，判断泄漏。

例如：MTP装置的烃类物质泄漏进入循环水，会促使循环水中微生物的繁殖，产生生物粘泥，水质的悬浮物增多。

气化装置的黑水厂房换热器泄漏后，水中的悬浮颗粒物增多。

2化学方法酸碱度。

当泄漏的物料有明显的酸碱性，例如液氨、氢氧化钠、硫酸、盐酸、胺液或酸性气等，可以利用pH值来检测换热器进出口的变化来判断泄漏。

例如：脱盐水站的硫酸储罐中硫酸泄漏进入脱盐水，脱盐水的PH迅速下降。

硫回收装置的含硫化氢、氨氮含量高的酸性水汽提部分换热器发生泄漏后，在最初阶段表现为碱度、pH值上升，但泄漏一段时间后，循环水中的硫细菌将循环水中的硫化物转化为硫酸，硝化细菌将循环水中的氨态氮转化为硝酸。

循环水系统泄漏应急处理分析1.概述通常情况下，由于生产上的特殊性，炼化企业经常会因各种物料的泄漏造成冷却水处理的困难，会致使水系统中COD上升、浊度升高、粘泥量增加、油含量超标等急剧发生变化，使整个循环水系统具有腐蚀倾向或导致有机污垢、黏泥污垢增加，如不及时采取处理措施，会影响正常的生产，甚而导致生产装置的非计划性停车。

为此，制订出较为有效的泄漏应急预案显得尤为重要，合理而有效的预案，可以迅速的把泄漏的影响降低到最低程度。

2.水质异常情况管理（1）水质异常情况界定：当循环水中有CODCr>150mg/l的情况发生时，泄漏超过10天，相关指标未有明确改善的，计一次泄漏即可评定为异常情况。

（2）异常情况鉴定程序：循环水场水质初步判断可能是系统原因导致异常时，由甲方化验中心以及乙方共同取水样进行水质分析并第一时间将数据提交给甲方，由甲方和乙方根据分析数据确认是否为异常情况；乙方查出并经甲方确认属实的泄漏，甲方无法立即处理的，认定为异常情况。

（3）异常情况执行程序：当循环水场被确认为异常情况时，乙方应立刻启动经甲方确认后的应急预案。

无相应预案的，应立即制定应急方案，经甲方确认后实施。

3.泄漏主要种类针对炼化特点，本系统有可能以下几种物料换热器泄漏：主要为油类、炼化气等烃类组分、烃类等不溶性可燃气体、硫化氢等酸性气体组分、氨氮类化合物。

4.介质泄漏的危害（1）轻质油介质泄漏的危害：水中的有机物料更成为微生物的营养源，同时会与氧化性杀菌剂起反应，造成余氯消失。

在合适的条件下往往造成微生物爆发性的污染，造成系统平衡破坏、微生物滋生严重，大大降低换热器效率；有些物质难容于水，会使循环水成乳化状态，浊度大大增加，水体发白；如果处理不及时，会在软垢和微生物粘泥下造成严重的腐蚀，对设备造成不可逆转的损害；难溶性碳氢化合物的泄漏会直接附着于系统内壁，吸附大量悬浮物，成为软垢（沉积）的基础。

（2）重质油类泄漏的危害：油会在大部分的金属表面上形成一层油膜，油膜导热性极差，从而影响设备的传热效果；油膜粘附于管壁后，阻止了缓蚀剂和金属表面的接触，使保护膜不能形成或保护膜不完整而导致局部腐蚀；油是微生物的营养源，由于油的存在将增加微生物的活性，在油污下面厌氧的硫酸盐还原菌能迅速繁殖，形成含油的黑色粘泥；油污还是一种污垢的粘结剂。

循环水处理工作总结循环水处理工作总结精选3篇（一）循环水处理是指对工业消费过程中使用的循环水进展处理和回收利用的一种工作。

循环水处理工作的目的是保证循环水的质量，保护环境，节约资。

我在公司担任循环水处理工程师一职，负责循环水处理工作的组织和施行。

在过去的一年中，我经历了很多挑战和机遇，以下是我对循环水处理工作的总结。

首先，我对循环水处理原理和技术进展了深化的学习和研究。

我不仅学习了国内外先进的循环水处理技术，还积极参加行业内的培训和学术交流活动。

这使我对循环水处理的原理和技术有了更深化的理解，可以更好地指导工作。

其次，我加强了与其他部门的合作和沟通。

循环水处理工作需要与消费、环保、设备等多个部门亲密合作，共同解决问题。

我与其他部门的同事保持亲密的联络，定期开展沟通会议，及时解决问题。

通过加强合作，我们可以更好地协调工作，共同推动循环水处理工作的进展。

另外，我优化了循环水处理工艺和设备。

我利用专业知识和经历分析了现有的循环水处理工艺和设备存在的问题，提出了优化方案。

通过对设备的调整和改良，我们可以更高效地处理循环水，进步水质。

这不仅可以节约水资，还可以减少对环境的污染。

此外，我加强了对循环水处理工作的监视和检查。

我制定了严格的监视和检查标准，定期对循环水处理工作进展检查。

发现问题后，我会与相关人员沟通并制定整改措施，确保问题可以及时解决。

这样可以及时发现并排除潜在的隐患，确保循环水处理工作的顺利进展。

最后，我加强了对循环水处理工作的宣传和培训。

我组织开展了循环水处理知识的宣讲和培训活动，进步了员工对循环水处理工作的认识和理解。

通过宣传和培训，我希望可以激发员工的工作积极性，增强他们对循环水处理工作的责任感。

在循环水处理工作中，我遇到了各种各样的问题和挑战。

但是，我坚信只要我们保持对工作的热情和积极性，不断学习和创新，就可以克制困难，获得成效。

我将继续努力，在循环水处理工作中发挥更大的作用，为公司的可持续开展奉献力量。

630MW机组真空系统灌水查漏技术方案1灌水目的检查机组真空系统有无漏点，以便在检修中及时消除，提高机组真空系统的严密性。

2灌水时间机组大小修时真空系统检修完工，凝结水系统恢复运行前，凝汽器灌满水维持24小时。

3灌水高度灌水高度为低压缸与凝汽器排汽接管连接处约300mmm,检修单位应在灌水目标高度做好明显标记。

4组织措施4.1技术方案须经总工程师批准。

4.2查漏由安生部主任主持。

4.3查漏由大修试运组组长组织,安生部、发电部、检修部汽机专工、大修单位汽机专工、施工负责人及班组相关人员参加。

4.4现场指挥由当值值长负责,运行人员负责操作。

5技术措施：5.1真空系统管道、阀门和与该系统有关设备的检修工作已经完毕。

5.2凝汽器灌水对汽轮机本体检修没有影响。

5.3检修人员应做好如下措施：5.3.1在A、B小机排汽蝶阀膨胀节两端装设枕木并垫实。

5.3.2装设不低于13.7m的临时水位计,并在灌水高度终点做好明显标记。

5.4试验中关闭以下阀门：5.4.1凝结水系统阀门：序号阀门名称序号阀门名称1A凝泵入口电动门13凝结水至B疏扩减温水调门后手动门2B凝泵入口电动门14凝结水至B疏扩减温水旁路手动门3A凝泵出口电动门15轴加再循环调整门后放水手动门4B凝泵出口电动门16凝结水至疏扩减温水调门后放水门5A凝泵入口滤网排污门17A凝泵运行抽空气门6B凝泵入口滤网排污门18B凝泵运行抽空气门7A凝泵入口滤网排气门19凝泵入口母管放水手动门8B凝泵入口滤网排气门20轴加出口再循环调整门后手动门9低背压凝汽器低部放水门（4台）21轴加出口再循环旁路手动门10高背压凝汽器低部放水门（4台）22凝结水至补充水箱调整门后手动门11凝结水至A疏扩减温水调门后手动门23凝结水至补充水箱旁路手动门12凝结水至A疏扩减温水旁路手动门245.4.2主、再热蒸汽及汽机本体疏水阀门：序号阀门名称序号阀门名称1左侧主蒸汽管道疏水电动门131、3号导汽管疏水至疏扩气动门2左侧主蒸汽管道疏水气动门142、4号导汽管疏水至疏扩电动门3右侧主蒸汽管道疏水电动门152、4号导汽管疏水至疏扩气动门4右侧主蒸汽管道疏水气动门16高压排汽区疏水至疏扩气动门1、25高排通风阀17高压外缸疏水至疏扩气动门1、26高排逆止门前疏水电动门18高压内缸疏水至疏扩气动门1、27高排逆止门前疏水气动门19左侧平衡管疏水至疏扩气动门1、28高排逆止门后疏水电动门201、3号中导汽管疏水至疏扩电动门9高排逆止门后疏水气动门211、3号中导汽管疏水至疏扩气动门10热再管道疏水电动门222、4号中导汽管疏水至疏扩电动门11热再管道疏水气动门232、4号中导汽管疏水至疏扩气动门121、3号导汽管疏水至疏扩电动门245.4.3主、小机轴封系统疏水阀门：序号阀门名称序号阀门名称1轴加放水至地沟手动门12A小机高压缸疏水手动门2轴加“U”型疏水管注水手动门13A小机高压缸疏水气动门3轴封母管各疏水至凝汽器手动1、2次门14B小机高压缸疏水手动门4轴封母管溢流至凝汽器调手动总门15B小机高压缸疏水气动门5轴封母管各疏水至凝汽器旁路门16A小机平衡管疏水手动门6B小机轴封母管疏水手动门17A小机平衡管疏水气动门7B小机轴封母管疏水气动门18B小机平衡管疏水手动门8A小机低压缸疏水手动门19B小机平衡管疏水气动门9A小机低压缸疏水气动门20A小机轴封母管疏水手动门10B小机低压缸疏水手动门21A小机轴封母管疏水气动门11B小机低压缸疏水气动门22A、B小机各进汽管疏水至凝汽器电动门注：因轴封系统本次A修优化项目较多，请运行人员在布置隔离措施时本着“与凝汽器相连的疏水门均应关闭”的原则，结合优化后的系统布置安措。

循环水换热器的泄漏及判断抚顺石化公司石油二厂是一座以生产燃料为主的综合性石油化工企业。

主要加工大庆原油,年加工能力500万ｔ。

现有两套常减压装置以及与其配套的两套催化裂化、延迟焦化、酮苯脱蜡、ＭＴＢＥ、烷基化、气分、汽油加氢、石蜡加氢等12套二次加工装置,需循环水量1.8～2万ｔ/ｈ,分别由供排水车间7座循环水场供给。

据统计,在这7座循环水场中,南催化裂化循环水场发生泄漏的机率较大1.换热器泄漏的原因分析装置冷换设备发生泄漏,泄漏点主要集中在管束、垫片、小锅等部位,引起换热器的泄漏主要有如下几方面因素1)换热介质腐蚀性较强,如加工俄罗斯原油,硫化氢的含量较高,引起换热器管束介质侧发生泄漏;另外循环水的水质较差,引起垢下或微生物腐蚀,引起换热器管束水侧发生泄漏。

(2)检修施工质量较差,换热器小锅的安装不到位,引起换热器泄漏。

(3)垫片质量差,运行一段时间后,垫片损坏,引起换热器泄漏。

(4)生产装置操作不平稳,介质压力突然升高,也会引起换热器短时间内小锅的泄漏。

2.泄漏物料的判断2.1苯类物料的泄漏苯类物料换热器发生泄漏后,最明显的征兆是循环水水质变红,各项水质指标如浊度、悬浮物、COD、腐蚀速率等相应上升。

在投加非氧化性杀菌剂1227之后,循环水颜色恢复正常,但若漏点不切除,根据泄漏量的多少,循环水的颜色在不等的时间又会变红。

案例1:石油二厂酮苯脱蜡车间使用的溶剂为甲乙酮、甲苯。

2001年7月份酮苯脱蜡水场发生泄漏,水质变红,这是该水场运行8年来首次出现这种情况,根据换热物料进行推断,认为是溶剂发生泄漏,于是外委抚顺石油化工研究院环境监测总站对酮苯脱蜡水场循环水进行定性分析,鉴定结果表明循环水中有较高含量的甲苯、甲乙酮。

判定酮苯脱蜡车间的溶剂甲苯、甲乙酮进入循环水中后与水中的物质发生化学反应,导致水质变红。

泄漏换热器切除之后,循环水水质恢复正常。

2002年9月七循环水场水质也变红,七循环水场供水装置有乙苯、MTBE、烷基化、气分、汽油加氢,乙苯车间换热器的换热介质中有苯类物质,于是查找乙苯车间换热器,确定E106二乙苯换热器发生泄漏,切除后,循环水水质恢复正常。