高压加热器技术条件.doc

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高压加热器技术规范

高压加热器技术规范书2024年4月1．总则2．设备规范3．技术要求4.质量保证5.供货范围6.技术资料及交付进度7.监造、检查和性能验收试验8．技术服务与联络1.1本技术规范书适用于热电机组辅机设备的高压加热器，本期工程安装二台机组，每台机组配备2台高压加热器。

它提供了该设备的功能设计、结构、性能、供货范围、安装和试验等方面的技术要求。

1.2本技术规范书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方应提供符合本技术规范书和工业标准的优质产品。

1.3如果卖方没有以书面形式对本规范书的条文提出异议，则意味着卖方提供的设备完全符合本规范书的要求。

如有异议，都应在报价书中以“对技术规范书的意见和同技术规范书的差异”为标题的专门章节中加以详细描述。

1.4在签订技术规范后，因标书标准和规程发生变化，买方有权以书面形式提出补充要求。

具体项目由供、需双方共同商定。

1.5本技术规范书所使用的标准如遇与卖方所执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。

1.6卖方对供货范围内的高压加热器成套设备负有全责，即包括分包（或对外采购）的产品。

分包（或对外采购）的主要产品制造商应事先征得买方的认可。

2设备规范2.1型式：立式、盘管形式设计工况、给水进/出口温度、加热蒸汽参数、上下端差等：根据汽机热平衡图（电子版）。

高压加热器的外形及接口定位尺寸在订货后根据设计院要求修改。

2.2.高加主要数据汇总表（空白处卖方填写完整）2.2.1CB15-8.83/1.6/0.8编号项目单位数据编号项目单位数据1号高压加热器1给水入口温度℃正常104最高1582给水出口温度℃~170 3给水流量（正常/最大）t/h130/133 4给水压力MPa16 5加热蒸汽压力(额定/最大)Mpa0.85 6加热蒸汽温度(额定/最大)℃261/259 7壳程设计压力Mpa（a）8管程设计压力Mpa（a）9壳程设计温度(过热段/凝结段)℃10管程设计温度℃11上端差℃12下端差℃13管侧阻力Mpa14汽侧阻力Mpa15总换热面积m216壳体规格（外径×壁厚）(过热段/凝结段)mm×mm17换热管规格（外径×壁厚）mm×mm18换热管材质编号项目单位数据19壳体材质20集水管材质21腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm22焊缝系数(管程/壳程)1/1 23外型尺寸，外径、长mm，mm24净重kg25重量（充水后重量）kg26数量台12号高压加热器27给水入口温度℃~170 28给水出口温度℃215 29给水流量（正常/最大）t/h130/133 30给水压力MPa1631加热蒸汽压力(额定/最大)MPa 2.226/2.396 32加热蒸汽温度(额定/最大)℃365/372 33壳程设计压力MPa（g）34管程设计压力MPa（g）35壳程设计温度(过热段/凝结段)℃36管程设计温度℃37上端差℃编号项目单位数据38下端差℃39管侧阻力MPa40汽侧阻力MPa41壳体壁厚（外径×壁厚）过热段/凝结段mm×mm42换热管规格（外径×壁厚）mm×mm43换热管材质44壳体材质45集水管材质46总传热面积m247腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm48焊缝系数(管程/壳程)1/1 49外型尺寸，外径×高mm，mm50净重kg51重量（充水后重量）kg52数量台1 2.2.2B15-8.83/0.8编号项目单位数据1号高压加热器1给水入口温度℃正常104最高158编号项目单位数据2给水出口温度℃~175 3给水流量（正常/最大）t/h130 4给水压力MPa165加热蒸汽压力(额定/最大)Mpa0.85/1.05 6加热蒸汽温度(额定/最大)℃255/316 7壳程设计压力Mpa（a）8管程设计压力Mpa（a）9壳程设计温度(过热段/凝结段)℃10管程设计温度℃11上端差℃12下端差℃13管侧阻力Mpa14汽侧阻力Mpa15总换热面积m216壳体规格（外径×壁厚）(过热段/凝结段)mm×mm17换热管规格（外径×壁厚）mm×mm18换热管材质19壳体材质20集水管材质21腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm编号项目单位数据22焊缝系数(管程/壳程)1/1 23外型尺寸，外径、长mm，mm24净重kg25重量（充水后重量）kg26数量台12号高压加热器27给水入口温度℃~175 28给水出口温度℃215 29给水流量（正常/最大）t/h130 30给水压力MPa1631加热蒸汽压力(额定/最大)MPa 2.248/2.497 32加热蒸汽温度(额定/最大)℃365/376 33壳程设计压力MPa（g）34管程设计压力MPa（g）35壳程设计温度(过热段/凝结段)℃36管程设计温度℃37上端差℃38下端差℃39管侧阻力MPa40汽侧阻力MPa编号项目单位数据41壳体壁厚（外径×壁厚）过热段/凝结段mm×mm42换热管规格（外径×壁厚）mm×mm43换热管材质44壳体材质45集水管材质46总传热面积m247腐蚀裕度(管程/壳程)mm/mm48焊缝系数(管程/壳程)1/149外型尺寸，外径×高mm，mm50净重kg51重量（充水后重量）kg52数量台13技术要求3.1高加技术要求3.1.1本次订货设备与CB15-8.83/1.6/0.8及B15-8.83/0.8汽轮机匹配，每台机组配2台立式高压加压器。

高压加热器热处理分析研究

高压加热器是电力系统设施中的重要设备，造制
技术条件要求高，后必须进行整体热处理，在使用焊其当中的安全性、定性关系重大。某电厂委托，们稳受我
进行了实际分析比对，析结果见表２分。
１化学成分分析
１台高压加热器传热管采用奥氏体不锈钢管，２牌号．０Ｌ，造厂提供的这批传热管原管材的化学成￣３４制
分分析见表１我们对未经过热处理的原管材化学成分，
用性能。目前经验所限，关标准对奥氏体不锈钢的受有设备制造过程中是否需进行热处理没有做强制规定。
收稿日期：２ａｐ，０４—８—１ｉｌｈｎａｔｌ／７８．ｓｘ２０ｔｅｉｅ．
［］曾柳杨．于ＣＴＡ／Ａ的虚拟装配约束关系分析与干２基ＡＩＣＡ涉检查研究【］南京：京航空航天大学，０５Ｄ．南２０．【】董伊鑫，平．于ＣＴＡ二次开发的五坐标数控机床运３席基ＡＩ
制造厂复验值
０３．７０
００５．４
１２．０
１Ｏ．７
０７．３
０４．２
００．５０
００４．０
０２．７０
００ｌ．３
１２８．
１．４８４

电加热器标准表

家用和类似用途器具耦合器液体加热器用（重量啮合式）耦合器的 () 特殊要求
汽轮机表面式给水加热器性能试
验规程
()
汽油机用混合气加热器型号编制方法
()
汽油机用混合气加热器技术条件 ()
汽车机用混合气加热器试验方法 ()
电机用电加热器第 1 部分：通用技术条件
()
电机用电加热器第 2 部分：普通型
量方法
infrared heater
红外辐射加热器寿命试验方法
Test method for lifetime of infrared heater
红外辐射加热器振动试验方法
Test method for vibration of infrared heater
红外辐射加热器表面温度分布测量 Measuring method for the surface temperature
红外辐射加热器电-热辐射转换效率测量方法
Measuring method for electric-to-radiant power transfer efficiency of infrared heater
红外辐射加热器功率偏差检测方法 Measuring method for power deviation rate of infrared heater
电加热器标准表
中文名称
英文名称
电站在役给水加热器铁磁性钢管远场涡流检验技术导则
()
建筑物电气装置第 7 部分:特殊装置或场所的要求第 703 节:装有桑拿浴加热器的场所
Electrical installations of buildings --Part 7:Requirements for special installations or locations--Section 703:Locations containing sauna heaters

汽轮机高、低压加热器调试措施

汽轮机高、低压加热器调试措施1概述华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号汽轮机为上海电气集团股份有限公司制造的型号为CZK330-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴双缸双排汽、直接空冷汽轮机。

机组配用的高压加热器（以下简称高加）系上海电气集团股份有限公司生产的JG-1025、JG-1110、JG-885型高压加热器。

所配用的低压加热器（以下简称低加）系上海动力设备有限公司生产的低压加热器。

该机组由新疆电力设计院设计，山东电建二分公司负责安装，新疆电力科学研究院负责机组的整套调试工作。

根据有关规程、规范，结合本系统的实际情况，特编制本措施。

2调试目的全面检查高、低加系统设计、制造及安装的质量，保证高、低加系统安全可靠地投运。

3依据标准3.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》［DL/T5437-2009］。

3.2《火电工程启动调试工作规定》［电力部建设协调司建质（1996）40号］。

3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》［电力部建设协调司建质（1996）111号］。

3.4《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）［DL5011-92］。

3.5《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》［国家电网安监（2008）23号］。

3.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》。

3.7《中国华电集团公司工程建设管理手册》中国华电工[2003]第260号。

3.8高、低压加热器说明书及设计图纸。

4调试使用设备经校验合格、准确可靠的现场DCS测点和就地表计。

5组织与分工5.1建设单位的职责全面协助试运指挥部做好试运全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作。

负责编制和发布各项试运管理制度和规定。

协调解决合同执行中的问题和外部关系等。

参加分部试运后的验收签证工作。

负责管理制造厂家的调试项目等。

5项国标、45项行标

附件 1183项行业标准编号、名称、主要内容等一览表序号标准编号标准名称标准主要内容代替标准采标情况实施日期机械行业1JB/T 13517-2018V 型球阀本标准规定了 V 型球阀的术语和定义、结构型式和型号、技术要求、材料、检验与试验方法、检验规则以及标志、防护和包装。

本标准适用于公称尺寸DN20 ～ DN500、公称压力PN10 ～ PN50 ，公称尺寸NPS3/4 ～ NPS20 、压力等级Class125 ～ Class300 ，工作介质为空气、水、油品、蒸汽、颗粒状介质等，法兰和对夹连接的钢制V 型球阀。

2JB/T 13518-2018高压加热器用三通阀本标准规定了电站高压加热器用三通阀的术语和定义、结构型式、技术要求、检验和试验方法、检验规则、标志、油漆、包装、贮存和运输、质量证明文件。

本标准适用于公称尺寸DN150 ～ DN600 、公称压力 PN100 ～ PN760 ，公称尺寸 NPS6 ～NPS24 、压力等级 Class600 ～ Class4500，工作温度不大于350 ℃的高加三通阀。

3JB/T 13519-2018气动摩擦片浮动式制动本标准规定了公称转矩为16 kN ·m ～200 kN ·m 的器气动摩擦片浮动式制动器的结构型式、基本参数与主要2019-05-0 12019-05-0 12019-05-0序号标准编号标准名称标准主要内容代替标准采标情况实施日期尺寸、标记示例、技术要求、试验方法与检验规则、标志、包装、运输与贮存。

本标准适用于重型机械压力机用气动摩擦片浮动式制动器，其它设备也可参照使用。

4JB/T 13520-2018气动摩擦片浮动式离合本标准规定了公称转矩为25 kN ·m ～315 kN·m 的器气动摩擦片浮动式离合器的结构型式、基本参数与主要尺寸、标记示例、技术要求、试验方法与检验规则、标志、包装、运输与贮存。

330MW火电机组#3高加泄漏故障原因诊断分析

330MW火电机组#3高加泄漏故障原因诊断分析摘要：高压加热器受其形式、制造工艺、工作环境、运行操作和检修维护等因素影响，在运行期间存在一定的泄漏风险，一旦出现泄漏，机组的热效率随之降低，影响机组的经济性。

本文通过对某厂#3高压加热器（立式）频繁泄漏的原因分析诊断，提出了相应的处理措施，取得了良好的效果，为读者提供了防范高压加热器泄漏的指导性建议。

关键词：高压加热器；经济性；泄漏；0 引言高压加热器（以下简称高加）是火力发电厂的重要辅助设备，高加的可靠性直接影响机组运行的经济性和安全性【1-2】。

立式高加较卧式高加液位横截面积小，运行中水位波动明显，换热管束冲刷严重，易造成泄漏。

该现象在立式高加泄漏普遍存在【3-5】。

某厂#1机组台高加采用山东北辰机电设备股份有限公司生产的立式高压加热器，疏水方式采用进口美国Copes Vulcan调节阀逐级疏水。

运行中#3高加运行期间水位控制较#1、#2高加调整困难，疏水调门动作后水位有30s至60s的延迟，增减负荷时自动无法投入，水位波动较大，高加端差偏大，长期低水位运行，#3高加泄漏频次较短，严重影响给水温度和机组经济性。

根据GB10865-89《中华人民共和国国家标准高压加热器技术条件》规定，300MW机组以上单台高压加热器传热管管子和管口的泄漏根数不大于总数的1.2%，目前#3高加堵管率12.7%，已达到#3高加换热面积设计裕量10%。

本文针对该机组#3高加频繁泄漏现象进行分析诊断，采取相应的处理措施，泄漏问题得到有效遏制，保证了机组的安全性和经济性，为读者提供借鉴。

1 #3高加频繁泄漏原因分析1.1 #3高加泄漏的直接原因根据《高加使用说明书》中4.5.3条“水位调试，给水加热器一般都标有正常水位的几何位置，由于水位取样管处在不同的位置，不同的流速会产生不同的静压，这样仪表显示的水位就会高于容器的真实水位。

这一点对具有内置式疏水冷却段的非常重要，这个水位可使疏水冷却段的进水口露出水面，导致蒸汽进入疏水冷却段危害高加热器安全【6-9】”，#3高加液位经常控制在200-400mm之间，较正常水位500mm偏差较大。

电力工业标准目录2004

电力工业标准目录总目录火电卷第一分册通用标准GBJ 49—83 小型火力发电厂设计规范(试行)DL 454—91 水利电力建设用起重机试验方法DL 5000—94 火力发电厂设计技术规程DL 5009.1—92 电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)DL/T 5026—93 电力工程计算机辅助设计技术规定SD 160—85 水利电力建设用起重机技术条件SD 230—87 发电厂检修规程SDJ 68—84 电力基本建设火电设备维护保管规程电业安全工作规程热力和机械部分(1994年)电力建设安全施工(生产)管理制度(1982年)火力发电工程施工组织设计导则(试行)(1981年)火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1993年)第二分册锅炉及燃煤机械GB 10184—88 电站锅炉性能试验规程DL 435—91 火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL/T 455—91 锅炉暖风器DL 465－92 煤的冲刷磨损指数试验方法DL 466－92 电站磨煤机及制粉系统选型导则DL 467－92 磨煤机试验规程DL 468－92 电站锅炉风机选型和使用导则DL 469－92 电站锅炉风机现场试验规程DL 470－92 电站锅炉过热器再热器试验导则DL 471－92 锅炉锅筒内部装置制造安装导则DL/T 512－93 KRC系列环锤式碎煤机DL/T 513－93 NJG型耐压式计量给煤机DL/T 514－93 燃煤电厂电除尘器DL/T 530－94 水力除灰排渣阀技术条件DL/T 531－94 电站高温高压截止阀闸阀技术条件DL/T 554－94 SZJ-12T-1型碎渣机技术条件SD 118—84 125MW机组锅炉运行规程SD 146—85 DT型电动推杆SD 167—85 电力工业锅炉监察规程SD 180—86 斗轮堆取料机型式和基本参数SD 183—86 斗轮堆取料机技术条件SD 195—86 300MW机组直流锅炉运行规程SD 211—87 FM系列风扇磨煤机技术条件SD 214—87 MG型埋刮板给煤机SD 215—87 HS系列环锤式碎煤机SD 241—87 油隔离泵输灰系统运行、检修规程SD 247—88 油隔离灰浆泵型式与基本参数SD 248—88 油隔离灰浆泵技术条件SD 257—88 200MW机组锅炉运行规程SD 268—88 燃煤电站锅炉技术条件(试行本)SD 293—88 DZ系列电站阀门电动装置(试行本)SD 300—88 10～22MPa双色水位计SD 324—89 刮板式入炉煤机械采样装置鉴定标准SDJ 66－82 火力发电厂耐火材料技术条件与检验方法SDJ 68－85 火力发电厂热力设备和管道保温材料技术条件与检验方法SDJ 245－88 电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)修订本SDGJ 11—90 火力发电厂除灰设计技术规定SDGJ 59—84 火力发电厂热力设备和管道保温油漆设计技术规定ZBJ 98018—90 入炉煤机械采制样装置系列型谱ZBJ 98019—90 入炉煤机械采制样装置技术条件第三分册汽轮机及辅助设备GB 4773—84 供热式汽轮机参数系列GB/T 5837—93 液力偶合器型式和基本参数GB 7520—87 汽轮机保温技术条件GB 8117—87 电站汽轮机热力性能验收试验规程GB 8542—87 透平齿轮传动装置技术条件GB 9782—88 汽轮机随机备品备件供应范围GB 10764—89 汽轮机低压给水加热器技术条件GB 10865—89 高压加热器技术条件GB 10968—89 汽轮机投运前油系统冲洗技术条件DL 5011—92 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)SD 216—87 300MW机组汽轮机运行规程火力发电厂高压加热器运行维护守则(1983年)第四分册管道DL 473—92 大直径三通锻件技术条件DL/T 515—93 电站弯管DL 5031—94 电力建设施工及验收技术规范(管道篇)DLGJ 23—81 火力发电厂汽水管道设计技术规定(试行)DLGJ 26—82 火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规定(试行)SDGJ 6—90 火力发电厂汽水管道应力计算技术规定第五分册火电厂热工自动化DL 5004—91 火力发电厂热工自动化试验室设计标准SDJ 279—90 电力建设施工及验收技术规范(热工仪表及控制装置篇) DLGJ 9—92 火力发电厂初步设计文件内容深度规定热工自动化部分DLGJ 116—93 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定NDGJ 91—89 火力发电厂电子计算机监视系统设计技术规定(试行) 火力发电厂热工仪表及控制装置监督条例(1983)热工仪表及控制装置检修运行规程(试行)(1986)火力发电厂电子计算机监视系统在线验收测试暂行规定(试行)(1992)分散控制系统设计若干技术问题规定(1993)第六分册电厂化学上册(综合部分)GB 3097—82 海水水质标准GB 4554—84 蓄电池用硫酸GB 6816—86 水质词汇第一部分和第二部分GBJ 109—87 工业用水软化除盐设计规范GBJ 125—89 给水排水设计基本术语标准DL 422.1—91 火电厂用工业合成盐酸的试验方法DL 422.2—91 工业盐酸含量的测定——容量法DL 422.3—91 工业盐酸中铁含量的测定——邻菲罗啉分光光度法DL 422.4—91 工业盐酸中硫酸盐含量的测定——铬酸钡分光光度法DL 424—91 火电厂用工业硫酸试验方法DL 425.1—91 工业用氢氧化钠试验方法DL 425.2—91 工业氢氧化钠中氢氧化钠和碳酸钠含量的测定——滴定法DL 425.3—91 工业氢氧化钠中氯化钠含量的测定——汞量法DL 425.4—91 工业氢氧化钠中铁的测定——邻菲罗啉分光光度法DL 425.5—91 工业氢氧化钠中氢氧化钠和碳酸钠含量的测定——容量法DL 425.6—91 工业氢氧化钠中氯化钠含量的测定——硝酸银容量法DL 519—93 火力发电厂水处理用离子交换树脂验收标准DL/T 523—93 盐酸酸洗缓蚀剂应用性能评价指标及浸泡腐蚀试验方法DLJ 58—81 电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂化学篇)SD 116—84 火力发电厂凝汽器管选材导则SD 135—86 火力发电厂锅炉化学清洗导则SD 202—86 火力发电厂垢和腐蚀产物分析方法SD 223—87 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则SD 246—88 化学监督制度SDGJ 2—85 火力发电厂化学水处理设计技术规定SDJJS 03—88 电力基本建设热力设备化学监督导则ZBJ 98020—90 水处理设备系列型谱JB 2932—86 水处理设备制造技术条件中册 (离子交换树脂锅炉水汽试验方法)GB 1631—79 离子交换树脂分类、命名及型号GB 5475—85 离子交换树脂取样方法GB 5476—85 离子交换树脂预处理方法GB 5757—86 离子交换树脂含水量测定方法GB 5758—86 离子交换树脂粒度分布测定方法GB 5759—86 氢氧型阴离子交换树脂含水量测定方法GB 5760—86 阴离子交换树脂交换容量测定方法GB 6903—86 锅炉用水和冷却水分析方法通则GB 6904.1—86 锅炉用水和冷却水分析方法 pH的测定玻璃电极法GB 6904.2—86 锅炉用水和冷却水分析方法 pH的测定比色法GB/T 6904.3—93 锅炉用水和冷却水分析方法 pH的测定用于纯水的玻璃电极法GB 6905.1—86 锅炉用水和冷却水分析方法氯化物的测定摩尔法GB 6905.2—86 锅炉用水和冷却水分析方法氯化物的测定电位滴定法GB 6905.3—86 锅炉用水和冷却水分析方法氯化物的测定汞盐滴定法GB/T 6905.4—93 锅炉用水和冷却水分析方法氯化物的测定共沉淀富集分光光度法GB 6906—86 锅炉用水和冷却水分析方法联氨的测定GB 6907—86 锅炉用水和冷却水分析方法水样的采集方法GB 6908—86 锅炉用水和冷却水分析方法电导率的测定GB 6909.1—86 锅炉用水和冷却水分析方法硬度的测定高硬度GB 6909.2—86 锅炉用水和冷却水分析方法硬度的测定低硬度GB 6910—86 锅炉用水和冷却水分析方法钙的测定络合滴定法GB 6911.1—86 锅炉用水和冷却水分析方法硫酸盐的测定重量法GB 6911.2—86 锅炉用水和冷却水分析方法硫酸盐的测定铬酸钡光度法GB 6911.3—86 锅炉用水和冷却水分析方法硫酸盐的测定电位滴定法GB 6912.1—86 锅炉用水和冷却水分析方法硝酸盐和亚硝酸盐的测定硝酸盐紫外光度法GB 6912.2—86 锅炉用水和冷却水分析方法硝酸盐和亚硝酸盐的测定亚硝酸盐紫外光度法GB 6912.3—86 锅炉用水和冷却水分析方法硝酸盐和亚硝酸盐的测定α-萘胺盐酸盐光度法GB 6913.1—86 锅炉用水和冷却水分析方法磷酸盐的测定正磷酸盐GB 6913.2—86 锅炉用水和冷却水分析方法磷酸盐的测定总无机磷酸盐GB 6913.3—86 锅炉用水和冷却水分析方法磷酸盐的测定总磷酸盐GB/T 6913.4—93 锅炉用水和冷却水分析方法磷酸盐的测定GB 8144—87 阳离子交换树脂交换容量测定方法GB 10538—89 锅炉用水和冷却水分析方法季胺盐的测定三氯甲烷萃取分光光度法GB 10539—89 锅炉用水和冷却水分析方法钾离子的测定火焰光度法GB 10656—89 锅炉用水和冷却水分析方法锌离子的测定锌试剂分光光度法GB 10657—89 锅炉用水和冷却水分析方法磷锌预膜液中锌的测定络合滴定法GB 10658—89 锅炉用水和冷却水分析方法磷锌预膜液中铁的测定磺基水杨酸分光光度法GB 12145—89 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB 12146—89 锅炉用水和冷却水分析方法氨的测定苯酚法GB 12147—89 锅炉用水和冷却水分析方法纯水电导率的测定GB 12148—89 锅炉用水和冷却水分析方法全硅的测定低含量硅氢氟酸转化法GB 12149—89 锅炉用水和冷却水分析方法硅的测定钼蓝比色法GB 12150—89 锅炉用水和冷却水分析方法硅的测定硅钼蓝光度法GB 12151—89 锅炉用水和冷却水分析方法浊度的测定(福马肼浊度)GB 12152—89 锅炉用水和冷却水分析方法油的测定红外光度法GB 12153—89 锅炉用水和冷却水分析方法油的测定紫外分光光度法GB 12154—89 锅炉用水和冷却水分析方法全铝的测定GB 12155—89 锅炉用水和冷却水分析方法钠的测定动态法GB 12156—89 锅炉用水和冷却水分析方法钠的测定静态法GB 12157—89 锅炉用水和冷却水分析方法溶解氧的测定内电解法GB/T 12598—90 离子交换树脂强度测定方法渗磨法GB 13659—92 001×7强酸性苯乙烯系阳离子交换树脂GB 13660—92 201×7强碱性苯乙烯系阴离子交换树脂GB/T 14415—93 锅炉用水和冷却水分析方法固体物质的测定GB/T 14416—93 锅炉用水和冷却水分析方法锅炉蒸汽的采样方法GB/T 14417—93 锅炉用水和冷却水分析方法全硅的测定GB/T 14418—93 锅炉用水和冷却水分析方法铜的测定GB/T 14419—93 锅炉用水和冷却水分析方法碱度的测定GB/T 14420—93 锅炉用水和冷却水分析方法化学耗氧量的测定重铬酸钾快速法GB/T 14421—93 锅炉用水和冷却水分析方法聚丙烯酸的测定比浊法GB/T 14422—93 锅炉用水和冷却水分析方法苯骈三氮唑的测定紫外分光光度法GB/T 14424—93 锅炉用水和冷却水分析方法余氯的测定GB/T 14425—93 锅炉用水和冷却水分析方法硫化氢的测定分光光度法GB/T 14427—93 锅炉用水和冷却水分析方法铁的测定DL 434—91 电厂化学水专业实施法定计量单位的有关规定DL/T 457—91 水、汽取样装置DL 502—92 火力发电厂水、汽试验方法低浊度的测定方法SD 163—85 火力发电厂水汽质量标准火力发电厂水、汽试验方法(1984年)下册 (燃料、电力用油和六氟化硫)GB 211—84 煤中全水分的测定方法GB 212—91 煤的工业分析方法GB 213—87 煤的发热量测定方法GB 214—83 煤中全硫的测定方法GB 215—82 煤中各种形态硫的测定方法GB 217—81 煤的真比重测定方法GB 218—83 煤中碳酸盐、二氧化碳含量的测定方法GB 219—74 煤灰熔融性的测定方法GB 220—89 煤对二氧化碳化学反应性的测定方法GB 474—83 煤样的制备方法GB 475—83 商品煤样采取方法GB 476—91 煤的元素分析方法GB 483—87 煤质分析试验方法一般规定GB 507—86 绝缘油介电强度测定方法GB 1572—89 煤的结渣性测定方法GB 1573—89 煤的热稳定性测定方法GB 2536—90 变压器油GB 2537—81 汽轮机油GB 2565—87 煤的可磨性指数测定方法(哈德格罗夫法)GB 3715—91 煤质及煤分析有关术语GB 4632—84 煤的最高内在水分测定方法GB 4633—84 煤中氟的测定方法GB 4634—84 煤灰中钾、钠、铁、钙、镁、锰的测定方法(原子吸收分光光度法)GB 5447—85 烟煤粘结指数测定方法GB 6949—86 煤灰视比重测定方法GB 7252—87 变压器油中溶解气体分析和判断导则GB 7560—87 煤中矿物质的测定方法GB 7595—87 运行中变压器油质量标准GB 7596—87 电厂用运行中汽轮机油质量标准GB 7597—87 电力用油(变压器油、汽轮机油)取样方法GB 7598—87 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法)GB 7599—87 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB法)GB 7600—87 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法)GB 7601—87 运行中变压器油水分测定法(气相色谱法)GB 7602—87 运行中汽轮机油、变压器油T501抗氧化剂含量测定法(分光光度法) GB 7603—87 矿物绝缘油中芳碳含量测定法(红外光谱分析法)GB 7604—87 矿物绝缘油芳烃含量测定法GB 7605—87 运行中汽轮机油破乳化度测定法GB 8905—88 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB/T 14541—93 电厂运行中汽轮机用矿物油维护管理导则GB/T 14542—93 运行中变压器油维护管理导则DL 418—91 绝缘液体雷电冲击击穿电压测定法DL 419—91 电力用油名词术语DL 420—91 电气绝缘液体的折射率和比色散试验方法DL 421—91 绝缘油体积电阻率测定法DL 423—91 绝缘油中含气量的测定真空压差法DL 429—91 电力系统油质试验方法DL 430—92 油中微量铜的测定方法(锌试剂分光光度法)DL 432—92 油中颗粒污染度测量方法(显微镜对比法)DL 433—92 抗燃油中氯含量测定方法(氧弹法)DL 449—91 油浸纤维质绝缘材料含水量测定法(萃取法)DL 450—91 绝缘油中含气量的测试方法(二氧化碳洗脱法)DL 506—92 六氟化硫气体绝缘设备中水分含量现场测量方法DL/T 520—93 火电厂入厂煤检测试验室技术导则SD 304—89 绝缘油中溶解气体组分含量测定法(气相色谱法)SD 305—89 六氟化硫气体中水分含量测定法(重量法)SD 306—89 六氟化硫气体中水分含量测定法(电解法)SD 307—89 六氟化硫新气中酸度测定法SD 308—89 六氟化硫新气密度测定法SD 309—89 六氟化硫气体中可水解氟化物含量测定法SD 310—89 六氟化硫气体中矿物油含量测定法(红外光谱分析法)SD 311—89 六氟化硫新气中空气、四氟化碳的气相色谱测定法SD 312—89 六氟化硫气体毒性生物试验方法SD 313—89 油中颗粒数及尺寸分布测量方法(自动颗粒计数仪法)SD 321—89 煤的发热量测定方法SD 322—89 燃料检验工作全面质量管理准则SD 323—89 煤灰成分分析方法SD 328—89 KM-88型仪测定VTI可磨性指数的方法SD 329—89 火电厂燃料质量监督名词术语火力发电厂燃料试验方法第七分册金属和焊接DL 438—91 火力发电厂金属技术监督规程DL 439—91 火力发电厂高温紧固件技术导则DL 440—91 在役电站锅炉汽包的检验、评定及处理规程DL 441—91 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督导则DL 505—92 汽轮机焊接转子超声波探伤规程DL/T 541—94 钢熔化焊角焊缝射线照相方法和质量分级DL/T 542—94 钢熔化焊 T形接头角焊缝超声波检验方法和质量分级DL/T 551—94 低合金耐热钢蠕变孔洞检验技术工艺导则DL 5007—92 电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接篇)SDJ 67—83 电力建设施工及验收技术规范(管道焊缝超声波检验篇)SD 143—85 电力建设施工及验收技术规范(钢制承压管道对接焊缝射线检验篇) SD 263—88 焊工技术考核规程SD 339—89 钛材管板焊接技术规程SD 340—89 火力发电厂锅炉、压力容器焊接工艺评定规程电力建设金相检验导则第八分册勘测DL 5001—91 火力发电厂工程测量技术规程DL/T 5034—94 火力发电厂供水水文地质勘测技术规范SDJ 24—88 火力发电厂工程地质勘测技术规程SDGJ 57—83 电力水文地质钻探技术规定SDGJ 58—83 电力工程地质钻探技术规定SDGJ 81—88 电力工程物探技术规定第九分册水工DL/T 458—91 板框式旋转滤网DLGJ 24—91 火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定NDGJ 5—88 火力发电厂水工设计技术规定NDGJ 88—89 冷却塔塑料淋水填料技术规定NDGJ 89—89 工业冷却塔测试技术规定SDJ 280—90 电力建设施工及验收技术规范(水工结构工程篇)冷却塔水泥格网板淋水填料技术质量暂行标准(1983年)第十分册土建DL/T 456—91 混凝土搅拌楼(站)用搅拌机DL 5022—93 火力发电厂土建结构设计技术规定DL 5024—93 火力发电厂地基处理技术规定(试行)DL/T 5029—94 火力发电厂建筑装修设计标准DL/T 5032—94 火力发电厂总图运输设计技术规程DL/T 5035—94 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定SDJ 69—87 电力建设施工及验收技术规范(建筑工程篇)DLGJ 99—91 火力发电厂主厂房钢—混凝土组合结构设计暂行规定SDJS 4—82 施工机械保修技术规程混凝土搅拌楼(JL3×1500)第十一分册环境保护GB 5468—91 锅炉烟尘测试方法GB 5749—85 生活饮用水卫生标准GB 13223—91 燃煤电厂大气污染物排放标准DL 414—91 火电厂环境监测技术规范DL 461—92 燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则DL/T 498—92 粉煤灰游离氧化钙测定方法SD 127—84 水质监测规范SD 164—85 火电厂排水水质分析方法SD 208—87 火力发电厂环境影响报告书编制原则和内容深度规定DLGJ 102—91 火力发电厂环境保护设计规定(试行)SDGJ 95—90 火力发电厂污染气象测试技术规定(试行)能源部粉煤灰综合利用管理办法(1991年)含多氯联苯(PCBs)电力装置运行管理规定(1991年)火电建设项目环境影响评价大纲的编制规定(试行)(1990年)火电建设项目环境影响评价收费原则及参考额度(试行)(1990年)第十二分册：火电卷1995DL 543—94 电厂用水处理设备质量验收标准DL/T 552—95 火力发电厂空冷塔及空冷凝汽器试验方法DL/T 561—95 火力发电厂水汽化学监督导则DL/T 567—95 火力发电厂燃料试验方法DL/T 568—95 燃料元素的快速分析方法(高温燃烧红外热导法)DL/T 569—95 船舶运输煤样的采取方法DL/T 570—95 发电用煤质量验收及抽检方法DL/T 571—95 电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则DL/T 576—95 汽车运输煤样的采取方法DL/T 581—95 凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置DL/T 582—95 水处理用活性炭性能试验导则DL/T 586—95 电力设备用户监造技术导则DL/T 5045—95 火力发电厂灰渣筑坝设计技术规定DL/T 5046—95 火力发电厂废水治理设计技术规程DL/T 5047—95 电力建设施工及验收技术规范锅炉机组篇DL/T 5048—95 电力建设施工及验收技术规范管道焊接接头超声波检验篇电气卷第一分册电气通用及基础GB 311.7—88 高压输变电设备的绝缘配合使用导则GB 2706—89 交流高压电器动热稳定试验方法GB/T 5582—93 高压电力设备外绝缘污秽等级GB 8905—88 六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则GB 12325—90 电能质量供电电压允许偏差GB 12326—90 电能质量电压允许波动和闪变GB/T 14549—93 电能质量公用电网谐波DL 407—91 农村电气化标准DL 408—91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)DL 409—91 电业安全工作规程(电力线路部分)DL 416—91 用于测量直流高电压的棒—棒间隙DL 417—91 电力设备局部放电现场测量导则DL 418—91 绝缘液体雷电冲击击穿电压测定法DL 474.1～6—92 现场绝缘试验实施导则DL 475—92 接地装置工频特性参数的测量导则DL 477—92 农村低压电气安全工作规程DL 493—92 农村安全用电规程DL 499—92 农村低压电力技术规程DL 503—92 电力工程设计代码DL 504—92 电力工程规划设计任务来源代码DL 558—94 电业生产事故调查规程DL 5001—91 火力发电厂工程测量技术规程DL/T 5026—93 电力工程计算机辅助设计技术规定NDGJ 8—89 火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定SD 119—84 500kV电网过电压保护绝缘配合与电气设备接地暂行技术标准SD 137—85 配电系统供电可靠性统计办法SD 240—87 电力系统部分设备统一编号准则SD 258—88 全国地方小型火力发电厂绝缘监督实施细则SD 301—88 交流500kV电气设备交接和预防性试验规程(试行)SD 334—89 高压带电显示装置技术条件SDGJ56—83 火力发电厂和变电所照明设计技术规定ZBF24001—90 冲击电压测量实施细则ZBF24002—90 现场直流和交流耐压试验电压测量装置(系统)的使用导则ZBF24003－90 便携式直流高压发生器通用技术条件电气设备预防性试验规程第二分册电力网、电力系统及变电所GB 8349—87 离相封闭母线GB 11920—89 电站电气部分集中控制装置通用技术条件DL 5014—92 330～500kV变电所无功补偿装置设计技术规定SD 126—84 电力系统谐波管理暂行规定SD 131—84 电力系统技术导则(试行)SD 325—89 电力系统电压和无功电力技术导则(试行)SDJ 2—88 220～500kV变电所设计技术规程SDJ 5—85 高压配电装置设计技术规程SDJ 5—85 高压配电装置设计技术规程条文说明SDJ 161—85 电力系统设计技术规程(试行)SDGJ 60—88 电力系统设计内容深度规定SDGJ 63—84 变电所总布置设计技术规定(试行)SDZ 045—87 离相封闭母线质量分等标准(试行)电力系统安全稳定导则(1981年)城市电力网规划设计导则(试行)(1985年)电力系统电压和无功电力管理条例(1988年)第三分册电机及变压器GB 755—87 旋转电机基本技术要求GB 1094.1～1094.5—85 电力变压器GB 1207—86 电压互感器GB 1208—87 电流互感器GB 4832—84 大电机振动测定方法GB 6450—86 干式电力变压器GB 6451.1～6451.5—86 三相油浸式电力变压器技术参数和要求GB 7064—86 汽轮发电机通用技术条件GB 7328—87 变压器和电抗器的声级测定GB 7409—87 大、中型同步发电机励磁系统基本技术条件GB 10068.1～10068.2—88 旋转电机振动测定方法及限值GB 10069.1～10069.3—88 旋转电机噪声测定方法及限值GB 10585—89 中小型同步电机励磁系统基本技术要求DL/T 492—92 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则DL/T 572—95 电力变压器运行规程DL/T 573—95 电力变压器检修导则DL/T 574—95 有载分接开关运行维修导则SD 242—87 交流电动机定子模压磁性槽楔基本技术条件SD 243—87 交流电动机定子模压磁性槽楔装配工艺导则SD 252—88 全国地方小型火力发电厂电气运行规程(发电机、变压器部分)(试行) SD 270—88 汽轮发电机技术条件(试行本)SD 271—88 汽轮发电机交流励磁系统技术条件(试行本)SD 320—89 箱式变电站技术条件SD 326—89 进口220～500kV电力变压器技术规范SD 327—89 进口330、500kV并联电抗器技术规范SD 333—89 进口电流互感器和电容式电压互感器技术规范SDZ048—87 消弧线圈质量分等标准ZBK40001—89 组合式变电站第四分册开关设备GB 3804—90 3～63kV交流高压负荷开关DL 402—91 交流高压断路器订货技术条件DL 403—91 10～35kV户内高压真空断路器订货技术条件DL 404—91 户内交流高压开关柜订货技术条件DL 405—91 进口220～500kV高压断路器和隔离开关技术规范DL 406—91 交流自动分段器订货技术条件DL 427—91 户内型发电机断路器订货技术条件DL 442—91 高压并联电容器单台保护用熔断器订货技术条件DL 486—92 交流高压隔离开关订货技术条件SD 147—87 220～500kV高压断路器和隔离开关进口设备的技术规范SD 290—88 气体绝缘金属封闭电器技术条件SD 317—89 10kV交流自动重合器技术条件SD 318—89 高压开关柜闭锁装置技术条件SD 319—89 户外交流高压跌落式熔断器及熔丝技术条件第五分册继电保护及自动装置和仪器仪表GB 6829—86 漏电流动作保护器(剩余电流动作保护器)GBJ 63—90 电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T 15145—94 微机线路保护装置通用技术条件DL 400—91 继电保护和安全自动装置技术规程DL 426—91 SZH型数字频率继电器检验规程DL 428—91 电力系统自动低频减负荷技术规定DL 447—91 电能计量柜DL 448—91 电能计量装置管理规程DL 460—92 电能表检定装置检定规程DL 478—92 静态继电保护安全及自动装置通用技术条件DL 479—92 静态距离保护装置技术条件DL 480—92 静态电流相位比较式纵联保护装置技术条件(继电部分) DL 481—92 静态方向比较式纵联保护装置技术条件DL 482—92 静态零序电流方向保护装置技术条件DL 483—92 静态重合闸装置技术条件DL 484—92 静态零序补偿型电抗继电器技术条件DL 497—92 电力系统自动低频减负荷工作管理规程DL 500—92 电压监测仪订货技术条件DL/T 524—93 继电保护专用电力线载波收发信机技术条件DL/T 525—93 数字型频率继电器及低频自动减负荷装置技术条件DL/T 526—93 静态备用电源自动投入装置技术条件DL/T 527—93 静态继电保护装置逆变电源技术条件DL/T 528—93 静态发电机逆功率保护装置技术条件DL/T 529—93 静态发电机匝间保护装置技术条件NDGJ 8—89 火电发电厂、变电所二次接线设计技术规定SD 109—83 电能计量装置检验规程SD 110—83 电测量指示仪表检验规程SD 111—83 交流仪表检验装置检定方法SD 112—83 直流仪表检验装置检定方法SD 234—87 电力定量器SD 235—87 电力时控开关SD 236—87 电力定量器检验规程SD 261—88 电测计量监督规程(试行)SD 276—88 静态比率差动保护装置技术条件SD 277—88 静态功率方向继电器技术条件SD 278—88 静态过激磁继电器技术条件SD 279—88 静态阻抗继电器技术条件SD 280—88 静态负序反时限电流保护装置技术条件SD 281—88 静态型发电机转子接地继电器技术条件SD 282—88 静态型发电机定子接地继电器技术条件SD 283—88 静态电流继电器技术条件SD 284—88 静态电压继电器技术条件SD 285—88 静态时间继电器技术条件SD 286—88 线路继电保护产品动模试验技术条件SDJ 9—87 电测量仪表装置设计技术规程继电保护及电网安全自动装置检验条例(1987年)电力系统继电保护和安全自动装置评价规程(1987年)继电保护和电网安全自动装置现场工作保安规定(1987年)电测量变送器校验导则(1984年)电力系统继电保护及安全自动装置运行管理规程(1982年)第六分册电网调度自动化及通信GB 7255—87 单边带电力线载波机技术条件GB 7329—87 电力线载波结合设备GB 7330—87 交流电力系统线路阻波器GB 11920—89 电站电气部分集中控制装置通用技术条件GB/T 13729—92 远动终端通用技术条件GB/T 13730—92 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件GB/T 13850.1～13850.2—92 交流电量变换为直流电量的电工测量变送器GB/T 14429—93 远动设备及系统术语GB/T 14430—93 单边带电力线载波系统设计导则DL 410—91 电工测量变送器运行管理规程DL 411—91 镶嵌式电力调度模拟屏通用技术条件DL 412—91 电力系统复用调制解调器600bit/s移频键控调制解调器技术要求DL 451—91 循环式远动规约DL 476—92 电力系统实时数据通信应用层协议DL 516—93 电网调度自动化运行管理规程DL 535—93 电力负荷控制系统数据传输规约DL 548—94 电力系统通信站防雷运行管理规程DL 5002—91 地区电网调度自动化设计技术规程DL 5003—91 电力系统调度自动化设计技术规程DL 5025—93 电力系统微波通信工程设计技术规程DL/T 532—93 无线电负荷控制单向终端技术条件DL/T 533—93 无线电负荷控制双向终端技术条件DL/T 534—93 电力调度通信总机技术要求DL/T 544—94 电力系统通信管理规程DL/T 545—94 电力系统微波通信运行管理规程DL/T 546—94 电力系统载波通信运行管理规程DL/T 547—94 电力系统光纤通信运行管理规程DL/T 550—94 地区电网调度自动化功能规范JJG 01—94 电测量变送器SDZ 024—87 线路阻波器、结合滤波器质量分等标准。

高压加热器5、6号低压加热器吊装方案

REV 版次签名日期签名日期签名日期MODI.修改STATUS状态编写AUTH. 审核CHK’D BY批准APP’D BY广东火电工程总公司GUANGDONG POWER ENGINEERINGCORPORATION文件号DOCUMENT NO. GPEC/SWP/OG/QJ/03/0003 汕尾工程项目部作业指导书3号机高、低压加热器吊装目录1. 工程概况 (3)2. 依据的图纸、文件、标准 (3)3. 作业准备和条件要求 (4)4. 施工前应具备的条件 (4)5. 的作业程序内容 (5)6. 相关计算 (7)7. 安全措施 (8)8. 环保要求 (9)9. 附录 (9)发文范围：（共份）归档夹类：夹号：发文份数发文份数发文份数项目经理物资部调试工区项目副经理施工管理部金检工区项目书记施工管理部焊接工区项目总工施工管理部力特工区项目副总工计划信息室土建一工区安全部技术室土建二工区质量部锅炉工区土建三工区行政人事汽管工区脱硫工区计财部(合同) 电仪工区广电一局计财部(财务) 综合工区文件中心归档备查(N为电子分发)本版文件于年月日开始实施。

批准人：3号机高、低压加热器吊装1. 工程概况广东汕尾红海湾电厂一期工程3、4号机组2×660MW超超临界燃煤机组3号机组，1号高压加热器、5号低压加热器布置在主厂房BC间13.7m层。

1号高压加热器净重110t，外形尺寸为Ф2462×9750mm，位于5-7轴之间。

5号低压加热器净重24.717t，外形尺寸为Ф1656×11150mm，位于3-5轴之间。

2号高压加热器、6号低压加热器布置在主厂房BC间6.89m层。

2号高压加热器净重114t，外形尺寸为Ф2442×11500mm，位于5-7轴之间。

6号低压加热器净重25.135t，外形尺寸为Ф1656×11400mm，位于3-5轴之间。

1号、2号高压加热器吊装采用M2250履带吊从A排外吊至9-10轴外拖运轨道上，然后用卷扬机、手拉葫芦拖运至吊装位置，再用两台汽机房80t汽机房行车抬吊至8-10轴A3-B 排的拖运位置1，最后用卷扬机、手拉葫芦拖运至就位位置，并用千斤顶顶升就位。

火力发电厂节能评价标准修订

附件:中国国电集团公司火力发电厂节能评价标准（修订）标准说明节能评价是一种科学的管理手段，是提高资源利用效率、提升管理水平和增加企业经济效益的有效途径。

《中国国电集团公司火力发电厂节能评价标准（2009版）》（以下简称《评价标准》）以国家、行业和集团公司的相关政策、法规、标准、制度和现场规程、实践经验为依据，针对节能降耗的所有工作活动及能耗指标进行逐项评价。

《评价标准》得到了国电科学技术研究院、系统内部分专业技术人员的大力支持和帮助。

《评价标准》的内容共分为9个部分，第1部分为节能管理，主要对节能管理的基础工作进行评价，目的是为了规范节能管理工作内容；第2部分为能源计量管理及其相关指标。

第3至第7部分为与供电煤耗有关指标，包括煤、油、电指标，为了便于现场查评，将其分成了5个部分进行评价；第8部分为水耗，主要目的是通过水耗的指标查评，促进企业的节水工作；第9部分为与电厂节能有关的大宗消耗材料，包括酸碱耗、补氢率、磨煤机钢耗等。

《评价标准》总分为5000分，各指标分值权重是综合了节能降耗管理方面的重要性及指标在发电成本中的影响程度而确定的。

节能评价按照定量和定性相结合的原则对能耗指标和各要素采用量化评价，用得分率来衡量火力发电厂的节能工作状况。

根据电厂的设备或系统状况计算出应得分；实得分与基础分之比为得分率。

得分率计算公式为：得分率＝实得分/基础分×100%。

实得分＝全厂指标实得分＋各机组指标实得分的加权平均值；基础分＝全厂指标基础分＋各机组指标基础分的加权平均值；《评价标准》引用的国家、行业有关的政策、法规、标准、规定以及集团公司现行的相关管理制度有：《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发[2007]15号）《电力工业节能技术监督规定》（电安生[1997] 399号）《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法（试行）》（电安生[1993] 457号）《关于发展热电联产的规定》（急计基础[2000]1268号）《火电厂节约用水管理办法》（国电发[2001]476号）《火电厂节约用油管理办法》（国电发[2001]477号）《火力发电厂节约能源规定（试行）》（能源节能[1991]98号）《关于防止火力发电厂凝结器铜管结垢腐蚀的意见》（[81]生技字52号）《火力发电厂高压加热器运行维护导则》（中华人民共和国水利电力部）GB 17167-2006 《企业能源计量器具配备和管理通则》GB/T 211—2007 《煤中全水分的测定方法》DL/T 1030-2006 《煤的工业分析自动仪器法》GB/T 15224.3-2004 《煤炭质量分级第3部分：发热量》GB/T 19494.2-2004 《煤炭机械化采样第2部分：煤样的制备》GB/T 7119-2006 《节水型企业评价导则》GB/T 18916[1].1-2002 《取水定额第1部分：火力发电》GB/T 3485-1998 《评价企业合理用电技术导则》GB/T 8117-2008 《汽轮机热力性能验收试验规程》GB 10184—1988 《电站锅炉性能试验规程》GB 12145-1999 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》JB/T 8190—1999 《高压加热器技术条件》DL/T 461—2004 《燃煤电厂电除尘运行维护导则》DL/T 467—2004 《电站磨煤机及制粉系统性能试验》DL/T 468—2004 《电站锅炉风机选型与使用导则》DL/T 478.2—2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则第2部分:锅炉本体检修》DL/T 478.4—2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则第4部分:制粉系统》DL/T 478.8—2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则第5部分:烟风系统检修》DL/T 478.8—2001 《火力发电厂锅炉机组检修导则第8部分:空气预热器检修》DL/T 520—2007 《火力发电厂入厂煤检测实验室技术导则》DL/T 552—1995 《火力发电厂空冷塔及空冷凝器试验方法》DL/T 933-2005 《冷却塔淋水填料、除水器、喷溅装置性能试验方法》DL/T 561—1995 《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T 569—2007 《汽车-船舶运输煤样的人工采取方法》DL/T 581—1995 《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次过滤装置》DL/T 956-2005 《火力发电厂停（备）热力设备防锈蚀导则》DL/T 607—1996 《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》DL/T 610—1996 《300MW级锅炉运行导则》DL/T 712—2000 《火力发电厂凝汽器管选材导则》DL/T 742—2001 《冷却塔塑料部件技术条件》DL/T 776—2001 《火力发电厂保温材料技术条件》DL/T 783—2001 《火力发电厂节水导则》DL/T 838—2003 《发电企业设备检修导则》DL/T 892—2004 《电站汽轮机技术条件》DL/T 932—2005 《凝汽器与真空系统运行维护导则》DL/T 936—2005 《火力发电厂热力设备耐火及保温检修导则》DL/T 1051-2007 《电力技术监督导则》DL/T 1052-2007 《节能技术监督导则》DL/T 5142-2002 《火力发电厂除灰设计规程》《中国国电集团公司关于开展创建星级发电企业活动的意见》（国电集生[2005]136号）《中国国电集团公司100MW及以上火电机组“十一五”期间节能降耗指导意见》《中国国电集团公司节能减排工作实施方案》（国电集生［2007］514号）《中国国电集团公司主要技术经济指标管理办法》（国电集财[2005]274号）《中国国电集团公司节约能源管理制度》（国电集生[2004]47号）《中国国电集团公司燃料管理办法（暂行）》（国电集燃[2009]367号）《中国国电集团公司燃料管理制度》（国电集燃[2009]444号）火力发电厂节能评价标准序号评价指标评价内容评价方法标准分扣分标准扣分备注1节能管理340 1.1管理体系40（1）节能管理机构及节能责任制检查企业有关节能管理的文件及制度，现场检查各级5未成立节能领导小组扣5分；无生产副厂长（副总经理）为组长的序号评价指标评价内容评价方法标准分扣分标准扣分备注落实节能人员管理职责的划分情况节能领导小组扣3分；领导小组责任不明确扣2分5未建立三级节能网络扣5分；未每年核定调整节能网成员扣3分；三级节能网络未落实工作职责扣2分3未设立节能管理责任人扣3分；没有对节能管理责任人明确节能职责扣序号评价指标评价内容评价方法标准分扣分标准扣分备注2分（2）节能管理和节能监督法律法规、标准制度查看相关法律法规、标准制度3节能法律法规、标准制度等不全扣3分（3）企业内部节能管理制度检查本厂《节约能源实施细则》、《节能技术监督实施细则》等。

TSG R7004-2013 压力容器监督检验规程案例四

范例4高压加热器的监督检验4.1制造与单位监检单位背景资料本范例中的制造单位持有Al、A2级压力容器设计、制造许可证，技术力量雄厚，制造能力较强，公司拥有最大卷板能力为280mm× 3500mm的卷板机，6.3m 数控立车、T6920A-100×40落地铣镗床、1OOOmm数控深孔钻等大型机加工设备，拥有自Co60及Ir192射线探伤机、4.0MeV直线加速器、TOFD等先进检测设备。

拥有失效分析、理化分析、残余应力分析等试验分析设备。

按相关法规要求，建立了相应的质量保体系并正常实施，其典型产品为与电站锅炉配套的高压加热器。

承担该产品监督检验的监检机构是国家质检总局核准的甲类综台检验机构，具竹RJl、RD1、RJ2、RD2等检验资质，该检验机构按相关法规要求，建立了相应的质量管理体系。

监检机构根据规则编制了监检作业指导书，规定在监检日记中记载监检过程的实施情况。

4.2设计文件及工艺文件审查制造单位在制造投料前，向监检员提交了高压加热器的设计文件、工艺文件和质量计划。

其中设计文件包括设计总图、强度计算书、风险评估报告；工艺文件包括焊接工艺规程、热处理工艺舰程。

4.2.l设计文件审查监检员清点了制造单位提供的设计文件，按照《固容规》、《设汁许可规则》的规定，验证其齐全性。

(1)设计单位资质、设计总图的批准手续。

从总图上加盖的《特种设备设计许可印章》得知；设计单位为高压加热器的制造单位（***有限公司），其设计许可证号为：TS***-2013．许可范围：Al（仅限单层）、A2，有效期是：2013年3月12日。

图签栏有设计、校核、审核、批准人员（监检员注意到此台设备为第Ⅲ类压力容器，图鉴栏有压力容器设计单位技术负责人批准）的签字，设计日期为：2012年4月26 日。

可见：设计单位的资质、设计总图的批准手续符合《固容规》第3.4.2.1条和《设计许可规则》的规定。

(2)设计、材料及制造标准的审查。

1节能评价指标

第一部分火力发电厂节能评价指标1 火力发电厂节能评价概述 1.1 火力发电厂节能评价的意义能源是人类生存和发展的重要物质基础。

我国人口众多，能源资源相对不足，人均拥有量远低于世界平均水平，煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量分别只有世界平均水平的58.6％、7.69％和7.05％。

目前中国正处于工业化、城镇化加快发展的重要阶段，能源资源的消耗强度高，消费规模不断扩大，能源供需矛盾越来越突出。

对于发电厂来讲，火力发电在我国占绝对主导地位，其中燃煤电厂燃煤消耗量约占全国煤炭产量的50%左右。

目前，我国火力发电厂的能效水平还比较低下，与世界先进水平还有很大距离。

有关统计资料表明：2005年，我国电力工业全国平均供电煤耗为374h kW g ⋅/，与世界先进水平（1999年）相差约50 h kW g ⋅/；生产厂用电率为5.95%，与世界先进水平（1999年）相差约2个百分点。

火力发电厂的能效问题成为影响中国电力工业能效的主要因素。

火力发电厂在竞争日益激烈的市场经济条件下，不仅要考虑产出，也要考虑投入，以尽量少的资源投入和环境代价实现尽可能大的产出，在现阶段和以后要把节能作为增长方式转变的方向，切实做到节约发展、清洁发展、安全发展、可持续发展。

火力发电厂节能，是指加强用能管理，采取技术上可行、经济上合理、符合环境保护要求的措施，以减少发电生产过程中各个环节的损失和浪费，更加合理、有效地利用能源。

发电厂能源消耗主要是指煤炭、电力、蒸汽、水、油等。

为加强火力发电厂节能管理，原国家能源部于1991年2月5日以能源节能［1991］98号文下发《火力发电厂节约能源规定(试行)》，原国家电力部于1997年以电安生［1997］399号文下发《电力工业节能技术监督规定》，明确将节能工作纳入技术监督范畴。

中国实施电力改革，五大发电集团建立以后，各发电集团也都重视节能管理，出台了各自的节能方面的管理规定，但火力发电厂开展节能工作的差异性很大，目前还没有对火力发电厂开展节能工作进行评价的方法或标准。

高压加热器技术规范书

工程高压加热器技术规范书编制单位： XXXX新能源技术有限公司年月日工程高压加热器技术规范书审核：校核：编制：目录一技术规范 (1)1 总则 (1)2 工程概况 (1)3 设计及运行条件 (1)4 技术要求 (3)5 技术数据表(卖方提供并保证) (10)6 清洁、油漆、包装、运输与储存 (14)二供货范围 (17)1 一般要求 (17)2 供货界限（含设计界限） (17)3 供货范围 (18)三技术资料和交付进度 (20)1 一般要求 (20)2 资料提交内容及进度 (20)四监造、检验/试验和性能验收试验 (22)1 总则 (22)2 设备监造 (22)3 工厂检验与试验 (25)4 性能验收试验 (27)五技术服务和设计联络 (29)1 现场技术服务 (29)2 培训及技术配合 (30)3 设计联络 (30)4 售后服务 (30)六大(部)件情况（卖方填写） (31)七分包与外购（卖方填写） (32)八技术性能违约金支付条件 (33)九交货进度 (34)附图：汽轮机各工况热平衡图 (35)一技术规范1 总则它包括该设备的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面的技术要求。

1.2 本技术规范提出的是最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和适用的标准，卖方提供一套满足本技术规范和所列标准要求的高质量产品及其相应服务。

对国家有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。

1.3 如未对本技术规范书提出偏差，将认为卖方提供的设备符合技术规范书和标准的要求。

偏差（无论多少）都必须清楚地以书面形式提出，经买卖双方讨论、确认后，载于本技术规范书。

1.4 卖方须执行本所列标准。

有矛盾时，按较高标准执行。

卖方在设备设计和制造中所涉及的各项规程，规范和标准必须遵循现行最新版本的标准。

1.5 合同签订1个月内，按本技术规范的要求，卖方提出高压加热器的设计、制造、检验/试验、装配、安装、调试、试运、验收试验、运行和维护等标准清单给买方，由买方确认。

高压加热器技术协议书

××××公司高压加热器技术协议书需方：供方：日期：年月日技术规范技术规范一、总则1.1本技术协议的使用范围，仅限于××××公司电厂工程配套的高压加热器改造。

它包括本体、辅助设备的功能设计、结构、性能、安装、试验和服务等方面的技术要求。

1.2本技术协议提出的是最低限度技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文。

供方保证提供符合本技术协议和最新工业标准的优质产品。

1.3除本技术协议已明确要求外，设备的设计、制造和试验等方面的技术要求均满足设备招标文件的要求。

1.4在签定合同之后，需方保留对本技术协议提出补充要求和修改的权利，供方允诺予以配合。

如提出修改，具体项目和条件由供需双方商定。

具体参数由设计院传真确认，设备不发生重大的选型变化情况下，不发生任何费用问题。

1.5本技术协议所使用的标准如与供方做执行的标准发生矛盾时，按较高标准执行。

1.6本技术协议经双方签字认可后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等效力。

设备运行环境二、设备运行环境2.1给水泵位置：室内 0.00m（相对于主厂房0 m）2.2主厂房零米海拔高度： 19.16m（黄海高程）2.3地震烈度： 7级2.4气象条件：a.气温绝对最高气温 42.9°C绝对最低气温 -16.5°C年平均气温 14.3°Cb.安装在室外的钢结构的设计温度-10°Cc.空气湿度年平均相对湿度 69%月平均最大相对湿度 83%月平均最小相对湿度 62%d.大气气压年平均气压 752mmHge.降雨量年平均降雨量 mm年最小降水量 mm年最大降雨量 mmf.风年主导风向年平均风速 m/s 瞬时最大风速（地面以上10米处） m/s10分钟平均最大风速（离地10米处） m/s风载荷 kg/m2 g.冷却水温最高冷却水温 ℃最低冷却水温 ℃年平均冷却水温 ℃2.5 给水介质特性：给水中含氧量 ≤7 微克/升PH值 8.8～9.3硬度 1毫克当量/公斤导电度 ≤0.3 微姆/厘米2.6 给水泵参数：出口压力：14.7MPa关闭压力：≤21.72MPa技术参数三、技术参数（1台）3.1 号高压加热器（型号：型式：立式、U形管设计压力：管程 MPa(g); 壳程 MPa(g)设计温度：管程壳程 ℃最高工作压力：最高工作温度：给水入口温度：给水出口温度：总传热面积： m2管子材质、外径、厚度：壳体材质、厚度：管板材质、厚度：水阻： < 0.1MPa外形尺寸：直径： mm长度： mm壁厚：水室技术及制造要求四、技术及制造要求4.1技术要求4.1.1高压加热器按汽轮机VWO工况进行设计，同时兼顾其它工况的经济性。

压力容器常用法规和标准

5)专业产品标准球形储罐型式与基本参数 JB/T4711-92 球形储罐施工及验收规范GBJ94-86 尿素合成塔技术条件GB9842-88 尿素高压洗涤器技术条件GB9843-88 尿素高压冷凝器技术条件GB10476-89 尿素二氧化碳气体塔技术条件GB10477-89 钢制套管式换热器技术条件HG5-1617-86 不锈复合钢板焊制压力容器技术条件CD130A3-84 不锈钢压力容器制造管理规定化生发(1994)358号
1.2.2规矩与方圆标准化工作是企业一项很重要的基础工作，企业的生产活动及质量管理和质量保证始于标准，终于标准。因此，标准化工作是一个企业治厂方针、法制观念、社会责任、职业道德、队伍素质及企业文化的综合反映。特别提示: 压力容器设计人员应当了解和熟悉标准并能正确贯彻和使用。
1.2.3压力容器标准的特点 1）数量繁多：由于压力容器产品不定型和多品种的特点使其涉及的标准之多是任何产品所不可比拟的，据统计多达四百多个。 2）开放型：中国标准采用开放型体系，难以收集。 3）封闭型: 美国机械工程师协会(ASME)锅炉压力容器规范是权威的一部封闭性标准
1.2.4压力容器标准的归口全国锅炉压力容器标准化技术委员会 1.3压力容器的安全监察压力容器涉及生命安全,危险性大,属于特种设备 1.3.1行政许可制度设计许可、制造安装改造许可、维修许可、充装许可、使用登记、压力容器作业人员考核、检验检测机构核准、检测检验人员考核 1.3.2监督检验制度 1)强制检验制度:
D类： D1级第一类压力容器 D2级第二类低、中压容器 SAD类：压力容器分析设计 2.4.2各级设计人员设计人员、校核人员、审核人员、批准（或审定）人员 2.4.3设计单位应当具备的条件有相适应的设计人员、设计审核人员有相适应的健全的管理制度和责任制度 2.5 压力容器安全技术监察规程质技监局锅发[1999]154号文 1999年6月25日发布 2000年1月1日实施

高压加热器说明书(v1.1版)

②电接点液位计测量筒，用于输出疏水液位信号，作用：a.为水位显示仪提供液位信号值。b.为切除水位提供水位信号值。c.可输出危急疏水水位信号并为危急疏水电动阀提供开闭信号。
③两相流信号筒输出信号用于两相流疏水阀自动控制水位〔根据设备配置，假如选用电动疏水阀那么通过平衡容器来输出液位信号〕。
高加的给水旁路保护系统以及水位保护定值见高压加热器系统图以及总装图纸。
6〕调整疏水调节阀，使水位控制在正常范围内。
3正常停运
3.1当汽轮机减负荷，抽汽压力降到一定数值，应缓慢关小电动抽汽隔截阀，并控制给水温降率不超过2℃/分，压力继续下降，末级高加压力稍高于除氧器压力时关闭电动抽汽隔截阀和逆止阀。
3.2在操作3.1的同时，应缓慢关闭高加疏水阀和运行排气阀。
手动翻开电磁阀旁路阀门，关闭给水进出口阀，并旋下手轮，高加停顿进水。
石棉密封环为专用密封垫圈，每次拆装后均应更换，该垫圈建议从我公司订购。
2、给水阀活塞，由于长期运行，不断有水流入，可能带入脏物使其密封圈受到磨损，这样会使给水阀动作易卡住或动作缓慢。此时，应翻开活塞去除脏物。密封圈损坏时应予以更换。而假如有脏物进入外活塞上孔，使其堵塞时，就会误动作，使给水阀关闭，此时应去除小孔中脏物。有关阀门的详细说明请见阀门厂提供的说明书和图纸。
6、假如高加疏水系统如选用本公司消费的汽液两相流疏水阀，那么按附件1?两相流疏水调节装置-系统图?以及附件2?两相流疏水调节装置-操作说明?中有关要求进展安装调试。
运行过程中，凝结水的最正确水位应为正常水位，两相流疏水阀的开度应以此要求进展调节。
六、检修
1、高加如需对外壳或管系进展检修，在高加解列退出运行后，将汽侧及管侧的放水阀翻开，将水放干净，卸下水室螺栓，取出四合环、密封座等，沿汽侧切割线割开外壳，吊起管系对其进展维修。

高压加热器运行中存在问题分析

摘要高压加热器是给水回热系统的重要设备，其性能和运行的可靠性直接影响机组的经济性和安全性。

本文首先阐述了给水高压加热器在火电厂中的重要作用，简单介绍了高压加热器的结构和工作原理，对高压加热器在运行中暴露的问题进行的深入分析，结合高压加热器的结构和系统的布置介绍了高加本体、附件及系统的常见故障，并介绍了高加设备及系统故障诊断方法和具体措施。

指出了高加泄漏及疏水管振动对机组经济性安全性的影响，详细介绍了高加泄漏和疏水管振动的原因、危害、及处理措施。

分析了高加运行中存在的问题对给水温度的影响，阐述了高加运行对温度变化控制及疏水水位控制的重要性。

本文最后从高加启停方式、高加自动保护、高加疏水系统改造、高加运行中的监视和运行方式的改变及高加的维护检修五个方面提出了高加优化运行的措施。

关键词：高压加热器；故障诊断；优化运行2.1.3疏水器故障引起加热器出水温度降低疏水器故障分两种情况:其一是疏水器排不出水，使加热器水位升高或满水，汽水热交换面积减少，出水温度降低。

出现这种情况时必须立即开启疏水器旁门，停用疏水器，必要时手动开启危急疏水门。

停用后的疏水器应及时检修。

另一种情况是加热器运行中疏水器处常开启状态，起不到疏水作用，这时除加热器出水温度降低外，较明显的特征是水位计无水位运行。

2.1.4抽汽量减少和进口水温降低引起高加出水温度降低加热器抽汽量减少主要是机组负荷减少，单向门卡涩和抽汽进口汽阀卡涩，开度不足，使高加加热量减少而引起出水温度降低。

此外，加热器空气管路的孔眼过大，引起排汽携带部分抽汽进入低一级加热器中，给水吸收的热量减少，此种情况可以比较两级加热器出水温度变化值进行诊断。

高加进口水温较低引起出口水温降低的原因主要是低一级加热器管束破裂，旁路门关闭不严，疏水器的故障和加热器停用等，处理方法同前。

2.2 高加疏水管振动的原因分析及处理2.2.1 高加疏水管振动的原因分析1. 高加疏水系统设计安装不良高加疏水系统的运行工况比较复杂，对疏水系统的设计安装质量要求十分严格，稍有不慎就会引起疏水管振动，如马鞍山电厂2台125机组投产时高加疏水管时就发生强烈振动，其主要原因是悬吊架布置不合理，管路系统刚度不够，在高加启停交变膨胀收缩的影响，从而造成管路系统振动，后经增加悬吊架，加固加强管路支架，使高加疏水管振动显著下降。

DCS控制要求(参考)5[1].26

以下内容为恒力石化（热电厂）主机部分DCS控制基本要求，此要求只作为DCS设计的参考资料,具体控制与调节框图需Honywell设计，我方人员确认后方可作为工程设计资料。

由于工期紧迫，请Honywell公司有关技术人员尽快做出控制方案和调节框图。

一、锅炉系统1、锅炉设备模拟量控制系统（MCS）（1）主蒸汽压力控制系统（一般情况下由运行人员手动调控，特殊情况下DCS发出同操指令改变给煤量、风量）通过调控给煤量、风量来完成调节。

（2）汽包水位控制系统（DCS自动控制）锅炉给水控制系统应能克服“虚假水位”现象对给水控制系统造成的不利影响，给水控制系统可设计为自动或手动切换的调节系统。

DCS系统采集三个汽包水位信号、给水流量和主蒸汽流量，由供方设计汽包水位控制方案，通过调节主给水调节阀，实现汽包水位自动控制。

（3）主蒸汽温度控制系统（DCS自动控制）DCS系统采集蒸汽流量、减温前后温度等信号，由供方设计气温自动控制方案，通过调节左右两侧一二级减温水调节阀，实现主蒸汽温度自动控制。

（4）二次风量控制系统(一般情况下由运行人员手动调控)通过调节二次风机转速或风机入口调门，来改变二次风量。

（5）一次风量控制系统（一般情况下由运行人员手动调控）通过调节一次风机转速或风机入口调门，来改变一次风量。

（6）引风量控制系统（炉膛负压控制系统，一般情况下DCS自动控制）DCS系统采集炉膛三个出口负压信号和负压给定值，实现自动调节引风机转速或入口挡板开度。

（7）煤流量控制系统（一般情况下运行人员手动控制）DCS系统接收运行人员的指令信号，改变五台给煤机转速，实现给煤量的控制。

（8）沼气燃烧控制系统待定（9）污泥掺烧控制系统（运行人员手动控制）待定（10）石灰石流量控制系统（一般情况下由DCS自动控制）DCS系统采集烟气SO2含量，自动调节石灰石给料机转速、石灰石风机转速（三台风机分配到两台炉控制站）。

（13）料床差压控制系统（运行人员手动调控）通过运行人员手动调控冷渣机转速。

电厂用高压给水加热器壳侧安全阀选用解析

电厂用高压给水加热器壳侧安全阀选用解析摘要：本文通过实例详细论述了高压给水加热器壳侧安全阀的设计和计算方法，希望能够对初学的设计者起到抛砖引玉的作用。

关键词：高压加热器安全阀安全泄放量泄放能力0 引言火力发电厂高压给水加热器壳侧安全阀规格大小的选取及排放量的计算，是一个很基础的知识。

但由于设计者对现有标准理解的不透彻以及不一致，非常容易出现公式用错，导致最后结果错误。

这些现象常出现在一些初次接触电厂高压加热器的设计者身上，即便是一些权威设计院，在这方面也出现过错误为此，下面就此问题展开分析，并附加实例进行说明，使大家以一个清晰的视角面对高压加热器壳侧安全阀的设计。

1 安全阀的选用形式安全阀的型式宜选用弹簧全启式，这种型式的安全阀通流量大，易于满足排放流量的要求；安全阀的设计压力和设计温度应不低于壳侧的设计压力和设计温度，保证阀门在正常工作时的密封效果；安全阀的起跳压力也不宜太低，因为壳侧的安全阀长期工作在较高温度的环境中，起跳弹簧很容易变软，使阀门在未达到规定起跳压力时就起跳，影响高压加热器的正常运行，所以安全阀的起跳压力应以接近壳侧最大工作压力为好。

2 确定高压加热器的安全泄放量在很多的压力容器所配的安全阀的计算中，通常都以安全阀所在腔的介质来确定此腔的安全泄放量，而高压加热器中，其壳侧安全阀的计算则不能采用该方法。

高压加热器的壳侧介质为蒸汽，然而壳侧安全阀的排放介质却不是蒸汽，而是水。

大多数安全阀计算错误的出现，就是因为介质选取的错误造成的。

其原因主要是设计者没能清楚地理解在高压加热器壳侧设置安全阀的原因。

正确的原因是：高压加热器的管侧压力大于壳侧压力，为了防止由于管子破裂（管子破裂直接导致管程的水灌入壳侧）而造成壳侧超压，才要求在壳侧设置一个安全阀，因此安全阀的排放介质应该是水。

说到这里，我还要加一点说明，即安全阀应装设在位于进汽口略向下的位置，其目的是防止灌入壳侧的水在通过进汽口倒流至汽轮机前，被安全阀排掉，由此可见，壳侧安全阀的排放介质是水，是无可非议的。

高压加热器技术条件

中华人民共和国国家标准高压加热器技术条件GB 10865-89 Specification for high-pressure feedwater heaters中华人民共和国机械电子工业部1989-03-25批准1990-01-01实施1 主题内容与适用范围本标准主要规定了“U形管管板式”和“螺旋管集箱式”高压加热器产品性能地要求及质量地评定.本标准适用于对火力发电厂汽轮机回热系统中水侧设计压力为6～38MPa，设计温度不大于350℃；汽侧设计压力不大于10MPa、设计温度不大于510℃地U形管管板式和螺旋管集箱式高压加热器产品性能地评定，也适用于对相类似地疏水冷却器和蒸汽冷却器产品性能地评定.2 引用标准ZBJ 98 013 电站安全阀技术条件JB 3343 高压加热器制造技术条件压力容器安全监察规程钢制石油化工压力容器设计规定3 术语3.1 高压加热器地热力设计工况高压加热器运行时，各个参数达到高压加热器热力设计值时地工况.3.2 高压加热器地热力性能在热力设计工况下，高压加热器地主要指标：a.给水端差；b.疏水端差；c.汽侧压降；d.水侧压降.3.2.1 给水端差高压加热器进口蒸汽压力下地饱和温度与出口给水温度之差.3.2.2 疏水端差离开高压加热器汽侧地疏水温度与进入水侧地给水温度之差.3.2.3 汽侧压降介质流经高压加热器汽侧地压力损失(不包括静压损失).3.2.4 级间压差一组高压加热器中邻近两台高压加热器进口蒸汽压力之差.3.2.5 水侧压降给水流经高压加热器水侧地压力损失.3.3 投运率机组经72h试运行后，停机消除缺陷经24h试运行后正式投运起，在一年内高压加热器可以运行地小时数与机组运行地小时数之比，以百分数表示：(1) 4 技术要求4.1 高压加热器地设计应符合《压力容器安全监察规定》和《钢制石油化工压力容器设计规定》及JB 3343等有关规定.4.2 给水端差设有内置式蒸汽冷却段高压加热器地给水端差应不小于-2℃，无蒸汽冷却段地高压加热器地给水端差应不小于1℃.当给水端差要求小于-2℃时，应采用外置式蒸汽冷却器.末级高压加热器地出口给水温度不得低于设计值4℃.4.3 疏水端差设有内置式疏水冷却段高压加热器地疏水端差不小于5.5℃.当疏水端差要求小于5.5℃时，应采用外置式疏水冷却器.4.4 汽侧压降高压加热器汽侧地压力损失不大于高压加热器级间压差地30%.4.5 高压加热器各种接管内地介质流速应符合如下规定：4.5.1 U形管管板式高压加热器给水管内地水速在16℃时不大于3m/s；螺旋管集箱式高压加热器给水管内地水速在16℃时不大于4m/s.4.5.2 疏水出口管内地水速不大于1.2m/s；当疏水为饱和疏水且水位不受控制时，其疏水管内水速不大于0.6m/s.4.5.3 疏水进口管内地介质流速.4.5.3.1 双相流体地质量流速应不大于下列两者中地小值：G=77.16；G=1220 (2) 4.5.3.2 疏水进口扩容后地蒸汽流速应不大于45.7m/s，且蒸汽质量流速不大于式(3)计算值：G=38.58 (3) 4.5.4 蒸汽进口管内地蒸汽流速不大于式(4)计算值：(4) 上三式中 G——质量流速，kg/(m2·s)；ρ——扩容后地蒸汽密度，kg/m3；v——蒸汽流速，m/s；p——蒸汽进口管处地蒸汽压力(绝对)，MPa.4.6 高压加热器地制造应符合JB 3343地有关规定.4.7 高压加热器地主要附件4.7.1 高压加热器地安全附件高压加热器地保护应符合《压力容器安全监察规程》地有关规定.4.7.1.1 高压加热器地水侧应设置安全阀.4.7.1.2 高压加热器汽侧安全阀应符合ZBJ98013地规定，其流量应能通过下列流量地较大值：a.高压加热器最大给水流量地10%；b.U形管-管板式高压加热器一根传热管完全断裂时，在内外压差地作用下，两个断口流至汽侧地给水量按式(5)计算：(5) 螺旋管-集箱式高压加热器存在φ10mm裂口时，在内外压差地作用下，一个裂口流至汽侧地给水量按式(5)计算：(6) 式中——传热管破断流出地给水量，m3/s；d——传热管地公称内径，mm；——水侧设计压力，MPa；——汽侧设计压力，MPa.4.7.1.3 高压加热器地给水进水阀应能在高压加热器两根管子完全断裂时，保证在汽侧满水前关闭且同时打开旁路.高压加热器给水进口阀地关闭时间应不大于式 (7)计算值：(7) 为下列流量中地较大值：a.高压加热器最大给水流量地10%；b. (8)上两式中T——高压加热器两根管子完全断裂时，水充满最高水位以上地汽侧空间所需地时间，s；V——高压加热器最高水位以上地汽侧空间，m3；——高压加热器最大给水流量地10%或传热管地四个断口流至汽侧地给水量地较大者，m3/s；d——管子公称内径，mm；——水侧设计压力，MPa；——汽侧设计压力，MPa.4.8 水位控制高压加热器地疏水调节阀应有良好地调节特性，以保持高压加热器地正常运行.4.9 高压加热器地年投运率应不小于85%.4.10 单台高压加热器传热管管子和管口地泄漏根数见表1.表 1注：①双列高压加热器按机组容量地1/2计算；②蒸汽冷却器和疏水冷却器地管子和管口地泄漏根数不多于8根.4.11 高压加热器应具有合理地结构、可靠地安全性能，并能承受机组负荷地变化.5 高压加热器地测试5.1 高压加热器地热力性能地测试应符合本标准和产品图样及技术文件地规定.5.2 高压加热器地测试应满足下列要求：a.高压加热器在设计工况下运行；b.高压加热器应保持正常水位；c.高压加热器汽侧应排除非凝结性气体；d.使用合适地仪表；e.正确地测试方法.5.3 高压加热器地测试宜在投运后地第一年内进行.6 高压加热器地运行高压加热器地运行应符合水利电力部颁发地《火力发电厂高压加热器运行维护守则》和高压加热器制造厂提供地高压加热器产品说明书地有关规定._____________________附加说明：本标准由上海发电设备成套设计研究所归口.本标准由上海电站辅机厂、上海发电设备成套设计研究所、哈尔滨锅炉厂及东方锅炉厂等负责起草.本标准主要负责起草人陈建生、薛之年.本标准参照采用美国热交换学会《表面式给水加热器标准》.。

高压加热器说明书

高压加热器说明书高压给水加热器设计使用说明书（岱海电厂2×600MW亚临界机组高压加热器）06.3618.023 编制：校核：审核：哈尔滨锅炉厂有限责任公司二OO四年八月二十日目录一、概述二、高压给水加热器技术数据三、高压给水加热器结构四、高压给水加热器的运行与维护五、高压给水加热器换热管泄漏检修方法六、高压给水加热器防腐及贮存方法七、检验一、概述1、说明高压给水加热器（简称高加）是火力发电厂回热系统中的重要设备，它是利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水，使其达到所要求的给水温度，从而提高电厂的热效率并保证机组出力。

高加是在发电厂内最高压力下运行的设备, 在运行中还将受到机组负荷突变，给水泵故障，旁路切换等引起的压力和温度的剧变，这些都将给高加带来损害。

为此，高加除了在设计、制造和安装时必须保证质量外，还应加强运行、监视和维护，加强操作人员业务素质培训，才能确保高压加热器处于长期安全运行和完好状态。

本机组高加的运行维护和使用除按本说明书外，用户还应按有关规程，根据实际情况对高加进行使用、维护和监视，以满足电厂安全，经济和满发的要求。

2、主要设计制造标准2.1 美国机械工程学会“ASME”法规第Ⅷ篇第一分篇 2.2 美国热交换器学会“HEI”表面式给水加热器标准 2.3 GB150-1998《钢制压力容器》2.4 JB4730-94《压力容器无损探伤》2.5《压力容器安全技术检察规程》2.6 哈锅HG40.2002.014《引进型高压加热器制造、检验和验收技术条件》3、系统布置本机组高加系统采用单系列、卧式大旁路布置，有三台高加（从锅炉的方向依次称为第1、2、3高加）及附件组成：即JG-2150-1高加，JG-2200-2高加，JG-1650-3高加和附件。

在给水进入锅炉前，主给水从除氧器水箱经给水泵进入高加管程，在高加内通过汽轮机抽汽对主给水进行加热。

高加为逐级疏水，在正常情况时3号高加疏水去除氧器。