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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。
发电厂火电厂机组综合指标异常及解决措施供电煤耗率g∕kWh1可能存在问题的原因1.I发电煤耗率高1.Ll锅炉热效率降低。
1.1.2汽轮机热耗率高。
1.1.3燃烧煤种煤质偏离锅炉设计值较大。
1.1.4季节因素影响。
1.1.5管道效率低。
1.1.6机组负荷率影响>1.1.6.1机组平均负荷率低。
>1.1.6.2机组负荷峰谷差大。
>1.1.6.3机组负荷调整频繁。
1.L7供热煤耗偏低>1.1.7.1热、电耗煤量分摊方法不合理。
>1.1.7.2供热流量虚低。
ALL7.3供热参数虚低。
>1.1.74热网设备效率低。
1.2厂用电率高1.1.1辅机设备与主机不匹配、容量偏大或运行方式不合理，辅机设备效率低。
1.1.2机组公用系统运行方式不合理。
1.1.3煤质差。
124机组负荷率低。
125机组非计划减出力和非计划停运次数多。
126热、电耗电量分摊方法不合理。
127供热流量虚低。
128供热参数虚低。
129热网设备效率低。
1.3能源计量不准确。
能源计量不准确。
1.4管理原因1.4.1供电煤耗率数据不准确。
142机组优化运行基准值未及时正确调整，影响耗差分析。
143激励、约束机制不健全。
1.4.4煤质监督管理不到位，入厂煤和入炉煤热值偏差大。
145贮煤场管理不严，堆放不合理，煤场储煤损耗大。
146燃烧非单一煤种时，未进行合理混配煤。
147燃烧煤种变化后，未针对煤种特性及时制订、落实相应措施。
148节能降耗计划不合理，改造力度不够。
149管理不到位，设备可靠性差，机组非计划停运次数多。
2解决问题的措施2.1降低发电煤耗率措施2.1.1提高锅炉热效率。
2.1.2降低汽轮机热耗率。
2.1.3制入炉煤质量，选择适合锅炉燃烧的煤种。
2.1.4技术改造A2.141采用先进的煤粉燃烧技术，使锅炉适应所燃煤种，提高燃烧效率。
A2.142空气预热器三向密封节能改造。
A2.L4.3汽轮机汽封进行节能改造。
高压给水加热器至除氧器疏水管道异常振动原因分析及处理摘要：国内核电厂管道振动问题普遍存在，特别是在调试和运行初期，管道振动导致设备损坏的案例频繁出现。
管道振动会加速材料的疲劳损坏，大大缩短材料的使用寿命，并容易引发管道焊接处的破坏失效。
目前，国内对管道振动问题的解决主要有2种方法，即暂时缓解的“减振”和彻底解决的“消振”，可根据机组状态和设备情况等因素进行选择。
福清核电厂2号机组高压给水加热器（AHP）至除氧器管线自调试以来就存在疏水管道剧烈振动问题，严重影响机组安全运行和电厂经济效益。
关键词：高压给水加热器；管道振动；原因；治理措施1高压给水加热系统概况AHP的主要功能是利用汽轮机高压缸抽汽加热给水以提高热力循环的经济性，接收汽水分离再热器（MSR）第一级和第二级的疏水和排气，并从蒸汽侧排出不凝结的气体到除氧器（ADG）。
AHP包括给水系统、抽汽系统、疏水系统、放气系统和卸压系统等几个子系统。
其中，给水系统是由并列的A列和B列这2列高压给水加热器组成，每列高压给水加热器组由2台高压给水加热器（601RE/701RE和602RE/702RE）串联组成。
系统设计有2条疏水管线，即终端至除氧器（ADG）的正常疏水管线和终端至凝汽器（CEX）的紧急疏水管线。
ADG的水被主给水系统（APA）输送至主给水分配系统（ARE），最终流入蒸汽发生器。
其中主给水系统的功能在机组启动阶段由启动给水系统（APD）实现。
2管道振动介绍2016年3月29日，2号机组以0.5MW/min将功率从840MW提升至1086MW时，高加系统至除氧器疏水管线阀门2AHP217VL开度出现波动（波动范围为59~72%），汽轮机功率和系统抽气压力保持不变，现场管道出现剧烈振动。
管道剧烈振动直接导致2AHP217VL阀门本体损坏，支架压盖螺纹损坏与阀体脱开，供气管线断裂，止回阀2AHP401VL法兰漏气。
在此紧急状况下，运行人员通过改变阀门状态将高加疏水由除氧器切换至凝汽器，此时汽轮机热效率下降，机组功率也降至1060MW，管道振动消失。
简析电厂疏水系统管道优化方案文章介绍了火力发电厂疏水系统的设计原则，分析了火力发电厂有关设备的乏汽和工质回收以及疏水系统设置的情况，并提出一些建议，以达到节能减排的目的，降低企业生产成本，增加企业利润。
标签：疏水；回收；疏水系统优化引言火力发电厂热力系统、设备在机组启动、停机检修及正常运行时需要有预暖、放空及疏水放气等要求，该部分操作伴随有一定的工质和能量的损失，回收、利用好这部分的工质和能量不仅节约资源，减少环境污染，同时也可以提高电厂的经济效益。
火力发电厂热力系统及设备的放水、放气系统主要包括：（1）蒸汽、水管道启动的放水、放气。
（2）蒸汽管道的经常疏水。
（3）管道蒸汽伴热工质损失。
（4）热力系统设备的检修放水。
（5）设备的排汽、排污，除氧器溢放水、除氧器连续排汽、扩容器排汽放水等。
1 疏水系统的设计原则火力发电厂疏水系统的设计是热力系统设计非常重要的部分，设计要遵循以下基本原则：（1）热力设备和管道应设置完善的疏水、放水和排污水回收利用系统。
（2）设备、管道的经常性疏水和疏水扩容器、连续排污扩容器所产生的蒸汽，应回收至热力系统直接利用。
（3）设备、管道的启动疏水、事故及检修放水、锅炉排污水等水质稍差，可直接用作热网水的补充水或降温后作为锅炉补给水处理的原水、汽轮机凝汽器循环冷却水或除灰系统的补充水。
2 疏水系统的设置2.1 热力系统工质回收热力系统的工质回收主要针对主厂房内无压放水母管、有压放水母管、辅汽疏水母管。
在设计中要根据系统功能及管道布置，合理地进行蒸汽、水管道的放水、放气点装置的设计，能满足机组各种工况运行要求。
同时还要合理地进行辅汽疏水扩容器容积的选择，保证疏水尽量回收和疏水通畅。
疏水系统设计一般包括无压放水系统、有压放水系统和辅汽疏水系统。
无压放水系统是满足机组停运、检修或水压试验等要求，将中低压汽水管道及设备中的存水，经过排水漏斗至无压放水母管排至汽机房集水坑或主厂房外。
有压放水系统是放水直接接入有压放水母管并排至锅炉疏水（排污）扩容器或其他扩容器。
高加疏水管爆炸原因及预防措施贵阳发电厂9号机系东方汽轮机厂生产的超高压中间再热三缸二排汽、单轴凝汽式汽轮机，型号为N200-12.7/535/535-5，于1995年10月投产。
该机的回热系统包括3台高加、1台除氧器和4台低加，给水温度243.34℃。
机组正常运行时，高加疏水为逐级自流方式。
疏水逐级自流管上都设有疏水调节装置，每个排水调节阀由一套单独的气动单冲击调节系统控制。
经4年多运行之后，该疏水控制系统已不能保证加热器维持正常水位。
1999年3月8日，9号机91号高加疏水管中三通型弯头发生爆裂，6月22日，92号高加疏水管弯头再次发生爆管，影响机组的安全、经济运行。
笔者以92号高加疏水管爆管为例，对9号机高加疏水系统存在的问题以及预防措施进行分析和介绍。
1 事故过程1999年6月22日，9第一单元运行正常，带负荷190MW。
12:32，92号高加底部疏水管90。
弯头突然爆管，大量汽水喷涌而出，洗掉旁边排水泵变频调节柜。
随即切液调运行，负荷降至120MW，92号、93号疏水泵跳闸，高加解列。
高压加热器系统紧急停机后，于12:45机组投入电调运行，负荷恢复至180MW。
经检查，921号高压加热器疏水弯头用蒸汽和水冲洗，造成管壁减薄(壁厚由原来的4.5 mm减薄至0.7 mm左右)而发生爆管。
2 爆管原因分析(1)9气动隔膜式调节装置用于第一单元再生系统的排水调节。
该装置自投运以来，由于长时间受到汽水两相流动的冲蚀，调节阀执行机构出现卡涩等故障，调节阀灵敏度变差，阀门开度的调节速度不能适应负荷变动的要求，经常无法维持高加正常水位。
当水位过低时，疏水中夹带蒸汽，造成疏水管道及弯头(尤其是90。
弯头)长时间受汽水冲刷而致爆管。
(2) 由于高压加热器疏水调节系统存在上述问题题，操作人员未根据负荷变化及时调整疏水阀开度，因此运行调整中常将疏水调节阀置于强开位置。
这样虽然防止了高加水位过高造成水位保护动作，遇保护失灵而使汽轮机进水，但也使高加时常处于低水位运行，甚至出现无水位运行的状态，从而加剧了对疏水管路的冲刷，导致爆管。
火电厂汽轮机辅机检修问题与处理内蒙古呼和浩特 010206摘要：汽轮机是火电厂的重要组成部分，在人们生活工作中起着重要作用。
在火电厂的日常维护中，汽轮机辅机也是日常维护的一个重要环节，直接关系到汽轮发电机组的稳定运行和电量输送，因而在检修时必须重视这一问题。
关键词：火电厂；汽轮辅机；故障；检修火电厂汽轮机辅机运行中不可避免地会出现一些故障，所以要加强对故障原因的分析，并根据故障现场实际情况提出有效解决方案措施，并且要总结以往的故障，制定防治方案，以有效、及时地排除故障，确保火电厂汽轮机组的稳定、安全运行。
一、火电厂汽轮机辅机检修的重要性随着经济的发展和工业生产方式的变革，社会的用电需求量不断提升，同时，我国电力系统也日渐完善。
对火电厂来说，汽轮机的运行状态直接影响到发电系统工作稳定性和效率。
为确保发电连续性，要确保发电机组的正常运行，因而火电厂需对汽轮机辅机进行定期检修，确保火电厂经济效益，为社会生产和人们的生活提供更多便利，促进我国经济的健康可持续发展。
发电厂维护工作中，保障汽轮机运行安全可靠性是其重要的工作内容，很多火电厂已设置了专门的人员负责汽轮机的日常保养和故障检修处理。
检修相关技术人员要提高对汽轮机组维护的重视度，火电厂要加强检修人员的上岗培训和在职培训，不断提高检修人员的专业水平。
检修人员要在日常工作中积累设备养护经验，提高自身实际问题的解决能力。
定期保养维护能减少汽轮机辅机故障的出现，汽轮机组能在一个相对稳定的状态下运行。
对故障发生率进行有效控制，能降低汽轮机的维修成本，保障火电厂的经济效益，同时安全事故能得到有效控制，保障火电厂工作人员的生命安全。
二、火电厂汽轮机辅机故障1、凝汽器真空不够。
凝汽器是汽轮机辅机的重要部分，其在汽轮机组中的主要功能是确保设备内部排汽口能处于真空状态中，促使进入设备内部的蒸汽能降低排出蒸汽，形成凝结水，满足锅炉循环运转需求。
但在运转过程中，若凝汽器真空度下降，会造成排汽温度上升，最后造成振动过大而引发辅机故障。
高压加热器疏水系统改造
山东聊城热电有限责任公司(252041) 金永玲李鹏
摘要：指出了对电厂高压加热器疏水系统自动投入不良等一些较普遍的问题，分析了这些问题的成因，进而提出了针对性的处理对策。
并结合实际情况对聊城热电100MW机组高加疏水系统进行了改造。
关键词：高压加热器；疏水；振动；对策
汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。
回热加热系统的运行可靠性和运行性能的高低，直接影响整套机组的运行经济性，加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。
随着火力发电厂机组向大容量高参数发展，高压加热器（以下简称高加）承受的给水压力和温度相应提高；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骤变，这些都会给高加带来损害。
为此，除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外，还要在运行维护等方面采取必要的措施，才能确保高加的长期安全运行。
我公司100MW机组高加疏水系统在运行中存在一些问题，直接影响了机组的安全稳定运行。
1 存在的问题
为了确保火力发电厂的安全经济满发，各高加均应投入运行。
如因故障必须停用高加时，应按照制造厂规定的高加停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的允许最大出力。
我公司＃4实际运行中存在的主要问题如下。
（1）疏水系统自动投用不良。
我公司＃4机组高加设计为四川锅炉厂设计生产，结构为大开口正置立式高加，高加内部设计疏水冷却端，此种形式高加对水位要求较高，高加必须保持在较高和稳定的水位。
两个高加分别使用调整门调节水位，但实际运行过程中，从＃4机投入运行以来，两台高加水位很难保持，调节门开度在大于8％时，高加水位急剧下降，多次对两调节门解体检查未发现问题。
（2）疏水管道冲刷严重。
＃4机投运不足4年已经多次发生管道冲刷造成漏汽，大小修中已经更换弯头为不锈钢，但直管段、阀门、法兰等也多次发生泄漏。
（3）水侧保护不可靠。
危急疏水门内漏，已经更换进口阀门，但效果不好。
（4）高加疏水管道振动大。
疏水管道振动偏大，经过多次调整支吊架等效果不明现。
（5）高加进汽门关闭不严。
阀门采用PN40的闸阀，运行时间不畅及发现阀门内漏，经多次研磨，效果不佳。
2 处理对策
解决高加疏水系统的三大通病———堵塞、振动及磨损是确保高加安全运行、提高高加投入率的重要因素。
究其三大通病之根源，都是由于高加疏水会产生两相流体的流动。
据有关资料介绍，当流体从单相流转为两相流时，流体流速会扩大20倍以上，阻力成倍增长。
（1）维持高加运行的正常水位，是保证高加正常运行的重要条件。
水位过低或无水位运行，对高加的经济安全运行造成很大危害。
当无水位运行时，上一级的蒸汽通过疏水管道直接进入下一级高加的汽侧，从而使部分高参数的蒸汽取成了下一级较低参数的蒸汽，降低了回热效果，且破坏了各加热器间的正常参数关系。
而蒸汽夹带水珠流经管束尾部，特别对疏水冷段管束冲蚀危害甚大。
另外，这两相流体还会严重冲刷疏水管道及其附件，并产生振动，尤其对疏水管弯头及疏水调节阀损害较大。
因此，电厂应禁止长期无水位运行。
热工自动调节能满足各种运行工况，保证调节性能，提高自动投入率，而运行人员应加强监督，一旦疏水自动调节装置不能自动维持水位时，应手动调节维持。
为保持高加水位，我们在＃2高加至＃1高加疏水上设置了新型的汽液两相流疏水调整器，开机后实际运行表明，＃2高加水位
维持非常好。
（2）改变疏水通流面积。
我们根据机组状况，考虑原设计疏水通流面积过大，在大修中将＃1高加疏水管道设计从DN150 改造为DN100，但开机后发现高加疏水在低负荷时无法有效疏出，＃1高加投入运行后迅速满水，高加被迫停运。
为此我们查阅有关资料，并请有关专家对此问题进行会诊，一至认为管道设计过细为主要问题，但调节门可以继续采用DN100D 的阀门，根据此方案，我们利用停机机会进行了二次改造，管道又更换为DN150的不朽钢管，改造后效果较好。
在机组满负荷时调节门开度在50％左右。
（3）改变疏水阀的位置。
原＃1高加疏水阀距离除氧器较远，阀后管道振动较大，本次改造将＃1高加疏水阀装到除氧器进口附近，有效的解决了管道的振动问题。
（4）减缓对疏水管道弯头的冲蚀。
根据我公司高加疏水管道冲刷严重的问题，我们在大修中更换所有的管道为不锈钢材质，包括阀门、法兰等。
（5）管道振动问题。
为解决此问题，我们特别请山东电科院的专家设计了管道的走向和支吊架，减少了管道的弯头，弯头数量由原来的12个减少到8个，经过实际运行表明，管道振动现象基本消失。
（6）阀门的选择。
高加进汽门不严密，我们在大修中更换了高加进汽门，阀门采用了上海电力修造厂浦东分厂专门设计的高加进汽门，阀门为锻造，阀门结合面为斯太利合金堆焊，提高了阀门的等级。
此种结构阀门此前已经在其它机组使用，效果非常好；疏水调节门，我们也选用了上海电力修造厂浦东分厂专门设计的调节门，此种阀门不但可以做为调节门使用，也可以用作关断阀门使用，实际运行情况也表明阀门达到了我们的要求，因此在管道设计上，我们取消了原来的电动阀门，简化了结构；高加危急泄水门不严密，我们在大修中更换了阀门为德国进口阀门，但实际运行表明，此阀门也同样存在内漏问题，且检修不放便，至今仍在与厂家联系，未解决问题。
因此在使用阀门方面，不可盲目迷信进口阀门，经过多年的发展，国产阀门的质量和服务已经有了较大的提高。
3 结论
经过本次高加系统改造，我们解决了＃4机高加长期以来存在的主要问题，证明我们的方案是可行的，这些问题的解决为我们其它机组的改造提供了较好的经验教训，对于同类型机组的改造有较大的借鉴作用。
参考文献
[1]. 李青高山等.火力发电厂节能技术及其应用. 中国电力出版社，北京，2007.8
[2]. 电机工程学会.火力发电厂技术改造指南. 中国电力出版社，北京，2004.6
作者简介：
金永玲山东聊城热电有限责任公司生产技术部设备专工
李鹏山东聊城热电有限责任公司生产技术部汽机专工。
