怎样保证除氧器的正常运行?
答案：为保证除氧器的正常运行，除氧器的结构和运行调整应满足以下要求：
(1)水应加热到相应压力下的沸点温度。因为只有把水加热到该压力下的沸点温度，水中气体的溶解度才能降低到接近于零。
(2)增加汽、水接触面积。汽、水接触面积是决定除氧效果的重要因素，应使水在除氧头内分散或雾化至足够细度，并在整个截面上均匀分布。这样可使气体扩散加快，有利于水中气体的解析，保证除氧彻底。
(3)保证除氧器内解析出来的气体能通畅地排出，防止除氧器头部蒸汽中的氧分压力增加，而导致水中残留含氧量增加。因此，要对除氧器上部排气门开度进行合理地调整。
(4)进入除氧器的补给水、凝结水和各种疏水，应连续均匀地补入。
(5)当几台除氧器并列运行时，应使各台的负荷均匀分配，并使用水位和压力自动调节装置，保证除氧器稳定运行。
(6)正确取样，精确分析。取样管的材质应采用不锈钢，最好使用溶解氧连续监督仪表及信号报警装置，及时地发现和处理水质的异常现象。
(7)使用再沸腾加热装置，以保证深度除氧。
除氧器出水溶解氧不合格的原因有哪些?
答案：除氧器出水溶解氧不合格的主要原因如下：
(l)设备存在缺陷。如除氧头振动引起淋水盘、填料支架托盘、滤网等损坏或水中的腐蚀产物堵塞淋水孔板、喷嘴，以及雾化喷嘴脱落，都能使出水溶解氧长期不合格。
(2)运行调整不当。如除氧器进汽汽压低、水温低、水位过高或进水量过大(喷雾式除氧器进水量过低)等，都会引起出水溶解氧短期不合格。
(3)运行方式不合理。如高温疏水量过多，加热蒸汽压力高、除氧器内蒸汽量过大发生汽阻，都会使出水溶解氧不合格。
(4)排气门开度不够。排气门开度小，解析出来的气体排不出去，或冬季排气管(有弯管的)内的疏水冻结，引起管道堵塞，气体排不出去等，都能使出水溶解氧不合格。
造成凝结水含氧量过高的原因有哪些?
答案：凝汽器运行工况存在下列情况时，就会使凝结水含氧量增高：①凝结水过冷；②空气抽出器工作效率低；③真空系统不严密；④凝汽器水位过高；⑤凝结水泵的盘根漏气；⑥凝汽器内漏入冷却水；⑦向凝汽器补入化学除盐水时，没有充分喷散，水中的溶解氧未能解析出来。
除氧器含氧量升高的原因：
1、进水温度过低或进水流量过大；
2、进水含氧量过大（轴封漏空气，凝汽器过冷度大）；
3、进汽量不足：
4、排氧门开度不够；
5、淋水盘孔眼堵塞或淋水盘倾泻不能分散水流；
6、除氧头汽水管路排列不合理；
7、喷头堵塞或雾化不好。
除氧器采用滑压运行的热经济性，尤其在机组低负荷时，其经济性更为显著，这是因为低负荷时如果采用定压运行则需要切换用高一级压力的抽汽，采用滑压运行时则不需要切换抽汽。此外，滑压运行可避免蒸汽的节流损失。
一 滑压运行中应注意的几个问题：
1.滑压运行时的除氧效果
为保证氧气水箱的给水含氧量合格，进入除氧器的凝结水在除氧器中应加热到沸腾状态进行除氧；已除氧的给水流到给水箱后，水应保持沸腾状态，并使已除氧的水与水表面上的气体相隔绝。现以机组负荷变化（升或降）时，来简述除氧器滑压运行时的除氧效果：
（1）升负荷时，除氧器内压力将逐渐升高，由除氧塔下降的凝结水和水箱中给水的温度跟不上气压的变化，即水温低与汽压对应的饱和温度，水的含氧量增加。其中，除氧塔中的凝结水由于热容量相对较小，所以含氧量增加要少一些；而除氧水箱水箱中的存水量大，含氧量不合格的情况也比较严重。这种情况要一直持续到水温上升至新的压力下的饱和温度止。所以，滑压运行的除氧器在机组增加负荷时，给水含氧量较定压运行的除氧器有所增加。
（2）减负荷时，供除氧器的抽汽压力降低，由于上述同样的原因，水温要高于抽汽压力下相应的饱和温度，水箱内的给水表面发生汽化，汽化的蒸汽上升到
除氧塔中使进来的凝结水加热除氧，已除氧的凝结水在下降过程中自身也将不断汽化，等于在一次除氧，所以滑压运行的除氧器在机组减负荷时，给水含氧量较定压运行的除氧气有所改善。
2.滑压运行时给水泵的汽蚀问题
除氧器采用滑压运行时，由于其压力随机组负荷变动，因此在低负荷工况下，除氧器压力较低，给水泵容易发生汽化。因此，在机组负荷降低时，如何防止给水泵汽化是除氧器采用滑压运行时需要考虑的首要问题。其方法之一是在电厂设计中，将除氧器布置的标高大大加高（我厂四台机组均布置在22米运转层）预留了充分富裕的静水头。此外，在突然甩负荷时为避免压力降低太快，可紧急开启备用汽源。
二.除氧器在运行的常见故障 除氧器在运行中的常见故障主要有排汽带水和振动两种。
1.排汽带水
除氧器运行中如果操作不当，会发生排汽带水现象。淋水盘和除氧器发生排水带汽的主要原因是由于进水量大，在淋水盘和赔水槽中引起激溅，使得排汽带水，此外当除氧塔内气流速度太快，排汽量增大至某一数值时，也会出现排汽带水；具有喷雾层的除氧器，根据实验资料，产生排汽带水的根本原因是喷雾层加热不充分，不能将水加热到除氧器压力下的饱和温度的缘故。
2.除氧器的振动
除氧器发生振动会危及设备的安全，其产生振动的原因大致有以下几种情况：
（1）负荷过大，淋水盘产生溢流阻塞气流通过或淹没了淋水盘上的排汽管，产生水冲击而发生振动。
（2）塔内气流速度太快，排汽带水。淋水盘式除氧器，若气流速度达15米/秒，除氧器将会发生强烈的水冲击，造成振动。
（3）工作汽压不稳，引起水流速度波动， 造成进水管摆动，使除氧器振动。
（4）喷嘴脱落，使进水成为水柱冲向除氧塔，引起汽水冲击而造成振动。您所在位置： &
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第5章2_热力除氧器详解.ppt81页
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Δh-ΔH ≥0
* （二）骤降电负荷给水泵汽蚀的H-τ图分析
1. 稳态工况 在稳定工况时，除氧器滑压与定压运行时一致，若忽略泵吸入管段的散热损失，tv、td均为除氧器工作压力pd所对应的饱和温度，即tv td，pv pd，ρv ρd
ρ 。 故： * * 由式（5-13a）得 ΔNPSH Δh 常数 即图5-19中稳定工况区，a’a b’b Δh。这时，靠除氧器位于一定高度形成的Hd，用以克服Δp/ρg、NPSHr，即
只要Hd≥ ，泵就不会汽化。 为此，通常大气压力式除氧器要位于7~8m的（主厂房标高为零计）安装高度，高压除氧器应位于17~18m的安装高度。
* 2. 机组骤升电负荷的暂态过程 因pd f pe ，机组骤升电负荷，pd相应骤升，而除氧器内水温滞后于压力的升高，在滞后的时间T内
由式（5-13a）可见，此时ΔNPSH为 ΔNPSH Δh+ΔH ≥0 与稳态工况的相比，第二项为正值的ΔH，可见这时水泵不可能会发生汽蚀，更安全可靠。
* 3. 机组骤降电负荷的暂态过程 同理，机组骤降电负荷，pd相应骤降，则 由式（5-13a）可知，此时ΔNPSH为 ΔNPSH Δh-ΔH
与稳态工况相比，此时Hd除了用以克服Δp/ρg、NPSHr之外，还要克服pv/ρvg-pd/ρdg，减少了防止水泵汽蚀的裕度，恶化了汽蚀。 * 因Δh为定值，故其暂态过程为曲线b’ed’，它平行于bcd曲线（b’ed’与bcd曲线纵坐标之差为Δh 常数）。
图5-19中曲线bcd为暂态过程除氧器压力pd/ρdg随时间τ变化情况。由图5-19的纵坐标可知，水泵叶轮入口的实际压头为 * 泵入口水温tv滞后于pd的下降，对应tv的pv也滞后时间τ，如bc’水平线所示。吸入管段内温度为tv的水全部打完后，进水温度开始下降（图c’点），对应的汽化压力pv也随之下降。滞后时间T与给水泵吸入管容积及给水流量有关，即
过c’点，因为吸入管容积小于给水箱容量，使
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、除氧器排汽收能器
一、用途及技术特点：
火力发电厂热力循环中凝结水，除盐水经除氧器加热除氧后，不凝结气体由排汽管排至大气。因在排除不凝结气体过程中，将产生大量噪声污染环境，同时将一部分蒸汽也一同排出，这样造成一部分能源浪费。我公司设计生产的新型除氧器排汽收能装置,是对除氧器排出的余汽进行回收，并加热冷却水，使其循环利用，同时消除除氧器排汽噪音，优化环境。
& 其技术特点：
&& 1、换热效率高，传热传质充分，回收率可达99%以上
&& 2、设计新颖、结构简单、故障率低
&& 3、运行稳定、安全可靠、冷却水易于回收
&& 4、不凝结气体排入大气、降低管道氧腐蚀、延长设备及管道使用寿命。
&& 5、消除噪声、替代原除氧器排汽消音器、优化环境
二、工作原理及工艺流程：
&&& A、工作原理
除氧器收能器的筒体上部装有喷水冷却管室，喷水冷却管室由高效旋射流雾化喷嘴群组成，它的一侧接冷却水进水管。喷水冷却管室的下面是雾化空间，雾化空间的下面是分水消音孔板和填料组，填料组下面是蒸汽分配器，蒸汽分配器的一侧接排汽进口管。
本新型排汽收能器与普通除氧器余汽回收装置不同它是将雾化、淋水盘、液膜三种传热传质方式缩化为一体，因此有很高的效率，它不仅有很大的吸热功能，而且对不凝结气体具有很强的解析能力，将普通的淋水，降膜改为强力雾化降膜，增加了液膜更新度，使液膜强力卷吸大量蒸汽，增加了传热传质功能。
&&& B、工艺流程
经除盐水母管引冷却水从除氧器排汽收能器进水管室进入收能器，将除氧器的排汽由除氧器的排大气门前，接管引入收能器，在设备内部经过充分的传质、传热，不凝结气体从上部排废气口排出，凝结后的水与喷出的雾化液膜一同向下流动，从出水口流出，进入疏水箱。
三、除氧器排汽收能器安装方案示意图及工艺系统流程简图：
&&& 1、除氧器排汽收能器&&&&&& 2、疏水箱&&&&&&&
3、疏水泵&
&&& 4、排汽收能器排废气阀&&&& 5、收能器排水管&&
&&& 6、除氧器排汽收能器本体&&&7、冷却进水管
四、经济性计算举例
某集团热电有限公司锅炉配套混合式低压除氧器一台，相关工作参数为：
除氧器额定出力：90t/h&&&& 除氧器工作压力：0.02MPa&&&
除氧器工作温度: 104℃
除氧器排汽方式:无余汽回收
，直接排出。
经济性计算：
除氧器排汽焓:H″11=2682.2KJ/Kg
除氧器排汽比容:1.4662m³/Kg
收能器出水为80℃时焓:H″2=334.92KJ/Kg&&
水的比热容:4.186KJ/Kg.℃&
冷却水温度：20℃
1.除氧器排汽量计算(按低压除氧器排汽量为5‰参考计算)
Kg/h×5‰=450Kg/h
2.除氧器排汽收能器耗冷却水量计算:
[450Kg/h×(.92)KJ/Kg]÷[4.186KJ/Kg×(80-20)℃]
3.除氧器排汽收能器投入运行后的年节煤量(按锅炉效率90%,回收效率99%计算)：
（450Kg/h×2682.2KJ/Kg）÷29302KJ/Kg×7000h×0.99×1.1=314吨
按标煤800元/吨计算，可节煤款25.12万元。
4.排汽收能器投入后，年回收排汽凝水量及价值（按6元/吨计算）；
450Kg/h×8000h×0.006元/Kg=2.16万元
5.收能器总效益:
25.12万元＋2.16万元=27.28万元
五、订货须知：
&&& 1、除氧器排汽口通径；
&&& 2、除氧器出力，工作压力；
-----------------------------------------------------------------------------------------
拨打电话：9--连云港市新浦安百利电力辅机厂&&&& 　
销售热线：7&&
　　传真：7&&& 手机：1概况；XXXX热电项目2×50MW工程除氧给水系统配置；2调试目的；2.1检验设备在制造、设计、安装过程中的存在的问；2.3了解、掌握高加系统设备的性能和运行特性；3编制依据；3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程；3.3《火力工程调整试运质量检验及评定标准》3.；4调试设备及系统范围；4.1除氧器、化学补水系统、各供水供汽母管、热工；4.2电动
XXXX热电项目2×50MW工程除氧给水系统配置两台高压旋膜除氧器，三台型号为HGC5/10电动定速给水泵；#1机组配有两台高加、一台除氧器、两台低加。
检验设备在制造、设计、安装过程中的存在的问题。了解和掌握进汽压力、温度和进水量与除氧效果的关系，以取得最佳除氧效果。 2.2
检验电动给水泵及给水系统是否达到设计和运行要求。
了解、掌握高加系统设备的性能和运行特性。全面检查高加系统设计、制造及安装质量，保证高加系统安全可靠地投运。
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 3.2
《火电工程启动调试工作规定》
《火力工程调整试运质量检验及评定标准》 3.4
《电力建设施工及验收规范》汽轮机组篇 3.5
《电业安全工作规程》(热力和机械部分) 3.6
设备制造厂家技术资料 3.7
设计有关技术资料
4 调试设备及系统范围
除氧器、化学补水系统、各供水供汽母管、热工仪表、除氧器压力调节和水位调节装置、热工保护、就地和远传水位计等。
电动给水泵系统调试从电动给水泵单体调试结束后的动态交接验收开始，包括联锁保护试验、系统水冲洗以及系统投运和动态调整等项目。
高加及其附属管道、水位计、阀门、疏水器，相关的热工仪表、电动门、调整门、电磁阀和保护系统。
5 给水泵试运前应具备的条件
给水泵的安装工作全部结束，安装技术数据记录齐全。 5.2
低压和高压给水管道系统安装结束，管道支吊架已调整。 5.3
低压给水管道经过大流量冲洗，除氧器水箱内部清理干净。
工业水系统试运完毕，可供给冷油器冷却水，除盐水泵运行，供给密封水。
工作油、润滑油油质合格，油位正常。
电机电气试验合格，并经过2h空载运转，情况良好，转向正确。
给水泵出口电动门、高加进口电动门、出口电动门以及旁路电动门已经调整试验合格。
电气和热工的有关表计经过校验，指示正确。 5.9
电气和热工的保护、联锁和信号装置试验合格。 5.10 除氧器水位指示及报警回路投入可靠。 5.11 做好与试运相关系统的隔离工作。
5.12 试运现场道路、排水沟畅通，照明充足，事故照明可靠，通讯设备方便可用，并备有足够的消防器材。
5.13 配备足够的检修人员（包括电气、热工人员）和经过培训的合格的运行人员。 5.14 准备必要的检修工具和材料，准备好运行用的工具和记录表格。 5.15 准备好有关的测试仪表和工具（如振动表、转速表、听音棒等）。
给水泵试运步骤
试运前的检查准备工作
6.1.1 检查给水泵轴端冷却水、密封水投入正常。
6.1.2 检查油系统：投运电动油泵，使径向轴承、推力轴承事先润滑，并查看各部油压和各接合面处的泄漏情况。冷油器通水排空后，全开出口门，关闭入口门。
6.1.3 对给水泵进行充水：稍开给水泵入口门，对给水泵及系统管路和压力表接头进行充水排气。
6.1.4 检查测量和控制仪表：检查给水泵及给水系统有关表计工作正常，通知热工（电气）投运有关控制回路。
6.1.5 进行给水泵的保护联锁试验：包括低油压联动试验，轴承温度高模拟保护试验等。 6.1.6 给水泵连锁逻辑：(有关保护参数经双方商议)稀油站任一油泵运行中故障跳闸及油压低于0.08Mpa时，备用油泵联动正常；油压高于0.15Mpa时自动停运一台油泵；稀油站油温高于40℃时，电加热装置自动停止加热。 6.1.6.1 给水泵联锁保护试验
运行中给水泵故障跳闸时，备用给水泵稀油站油泵联动正常，备用给水泵联动正常。
运行中给水泵稀油站油压低于0.05Mpa时，运行给水泵自动跳闸，备用给水泵稀油站油泵联动正常，备用给水泵联动正常。
给水泵运行中当给水母管压力低于11.5 Mpa时，备用给水泵稀油站油泵联动正常，
备用给水泵联动正常。
稀油站油压低于0.05 Mpa时，给水泵拒绝启动。 6.2
给水泵启动
6.2.1 试运采取给水再循环方式，为确保安全，泵出口电动门置于正确位置后切断电源。 6.2.2 启动稀油站油泵，检查各部润滑油压,油温正常。
6.2.3 确认给水泵具备启动状态，启动给水泵定速后迅速停泵，记录惰走时间。如果惰走时间不少于50秒，可正式启动给水泵。
6.2.4 给水泵启动后，进行全面检查。特别注意再循环管工作情况，轴承油压、油温情况，及时投冷油器水侧，并检查回水温度正常，检查密封水压、水温，轴端漏水、温度正常。 6.2.5 确认泵工作状态良好，根据锅炉要求打开出水阀。 6.2.6 系统注水完毕后，可通知锅炉上水，对给水管道冲洗。 6.3
给水泵的停止
6.3.1 使出口压力降低，并开启给水泵再循环门。 6.3.2 关闭给水泵出口门。
6.3.3 停止给水泵运行，记录惰走时间。
6.3.4 给水泵停止转动后，稀油站油泵运行30分钟后停止。
除氧器投运应具备的条件
除氧器投运前应具备的条件
7.1.1 除氧器按技术条件安装完毕，底座固定端牢固可靠，活动端支座无卡涩、滚柱无毛刺，平直不弯曲，支座滚柱与底座按水箱膨胀方向留有膨胀余地，底座清洁无杂物。 7.1.2 充水前应彻底清除水箱内部的锈垢、杂物，经检查签证后方可最后封闭。 7.1.3 除氧器水压试验合格。
7.1.4 现场道路畅通，照明充足，通讯正常。
7.1.5 与除氧器有关的热工设备安装完毕，就地水位计标尺安装正确，远传水位计可以使用。
7.1.6 梯子、平台和栏杆应焊接牢固，标高正确不倾斜。 7.1.7 完成除氧器试运前的记录和签证。 7.2
除氧器投运前的准备工作
7.2.1 除氧器充水，并参照就地水位计、DCS远传水位指示是否正确。就地水位计应清澈可见，且周围有足够的照明。
7.2.2 除氧器压力调节和水位调节阀动作灵活正确，可以全行程调节。 7.2.3 检查除氧器事故放水管畅通，放水门可靠能全程开启。 7.2.4 借助除氧器灌水过程，试验除氧器热工保护动作正确可靠。 7.2.5 投入各项热工保护。
除氧器试运
除氧器投入
8.1.1 利用除盐水泵向除氧器上水至正常水位，若水质硬度超标，则应连续排放，直至水质硬度合格。
8.1.2 除氧器补水至低水位，调整排氧门开度，开启再沸腾门，利用辅助蒸汽加热除氧器给水至正常温度，控制给水温升速度≤5℃/min。
8.1.3 投入除氧器压力自动调节装置和水位自动调节装置。
8.1.4 随着机组负荷的上升，供除氧器加热的抽汽压力超过运行规程规定的切换压力后，除氧器加热汽源逐步切换到相应的抽汽。 8.2
除氧器的停用
8.2.1 缓慢关小除氧器进汽调整门及补水调整门，控制水温下降速度为0.5～1℃/min。在除氧器压力下降过程中必须保证水箱水温下降过程不产生自沸腾所需的对应背压值且高于0.05MPa，以防止给水泵汽化。
8.2.2 关闭除氧器进汽电动门，停止各路补水。
高加系统调试前应具备的条件
高加投运前应具备的条件
9.1.1 有关管道、阀门及设备安装完毕，保温良好，管道支吊架经过检查调整，符合设计要求。
9.1.2 高加及管道水压试验合格，安全门按要求整定合格。 9.1.3 高压给水管道按要求冲洗合格。
9.1.4 有关热工和电气安装工作完成，就地与远传仪表齐全、完整、安装正确，电动门及调节门经调整试验合格。
9.1.5 水位自动调节装置具备投入条件，各水位计显示正确。 9.1.6 联锁保护系统试验动作正确可靠。 9.1.7 高加周围道路畅通，照明充足。 9.1.8 高加热工保护动作正确：
9.1.8.1 高加水位高，检查出现“高加水位高”光字牌和音响报警信号；
9.1.8.2高加水位继续升高，电接点液位计第二高水位接点接通，危急疏水电动门动作开启；
9.1.8.3高加水位继续升高，电接点液位计第三高水位接点接通，电磁阀接通，给水走小旁路，关闭高加进出口阀。
9.1.9 凝结水泵和给水泵具备投运条件，可随时投入运行。 9.2
高加投运前的准备工作
9.2.1 下列设备送电检查：高加进口、出口、危急疏水电动门、仪表和热工保护电源。 9.2.2 检查下列各阀门处于关闭位置：高加进汽门、水侧放水门、危急疏水门、疏水调节器前、后截门及旁路门。
9.2.3 开启汽侧放水门、水侧排空门。
高加试运程序
10.1.1 给水泵启动后，高加水侧即可投入。投入高加热工保护。
10.1.2 先将进口阀和出口阀处于常开位置，开启高加进出口电动门，来自给水泵的高压水先进入进口阀在经过旁路进入出口阀至锅炉，然后使高加充水，当高加内达到管道内水压时（大于5.88MPa），进、出口阀自动开启，旁路被截断 10.2
10.2.1 汽轮机负荷25MW时可投入高加汽侧。
10.2.2 检查高加水侧正常投入，稍开高加进汽门和全开汽侧放水门，进行高加汽侧的预热。
10.2.3进行高加汽侧冲洗排污。汽侧冲洗时应严格控制汽侧的温升速度≤3℃/min. 10.2.4 高加疏水品质合格后，关闭汽侧放水门，疏水切换为正常系统。 10.2.5 全面检查高加系统，确认一切正常，开大高加进汽门，高加投入运行。 10.3
10.3.1 汽侧停运：当汽轮机负荷减至25MW以下时，应缓慢关闭高加进汽门，控制给水温
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