除氧器安装说明指导书.doc

旋 膜 除 氧 器

安装使用阐明书

中华人民共和国
青岛畅隆电力设备有限公司

目 录

一、 概述
二、 重要技术参数
三、 旋膜除氧器工作原理与构造
四、 安装
五、 运营与维护
六、 故障及消除办法
七、 检修
八、 顾客须知
九、 编制阐明

一、 概述
除氧器是电站锅炉、工业锅炉系统中必备设备，其重要功能为减少锅炉供水中含氧量，使之达到原则规定，以保证锅炉、汽轮机组和整个系统金属部件在高温下不发生过度氧化腐蚀。热力除氧器是当前最惯用锅炉除氧设备。
旋膜除氧器是热力除氧器一种，它是在原膜式除氧器基本上研究、创新、制导致功，该除氧器既有四个系列、各种型号、各种功能，从10t/h到1080t/h。
各国对热力除氧器研究和追求指标重要是淋水密度（亦称重度流速）和提高温度及溶氧浓度差。旋膜除氧器效率远远高于其他型号除氧器。各类除氧器效率整顿如表1
表1 各类除氧器效率比较表
序号
项 目
符号
单位
数 值
1
除氧器型号

雾 化
泡 沸
旋 膜
2
淋水密度
U
m3/m2.h
68-87
85-159
133-177*
3
提高温度
△t
℃
40
40
97* *
4
浓度差
△G
Μg/l
50-200/7
2200/7
7600/7*
5
排汽量
P
‰
3
＜1
＜1*
6
滑压域

MPa
30%负荷以上

全滑压

注：1.*为实测值；* *为实用值
2. 余皆由文献、图纸整顿。
二、重要技术参数
旋膜除氧器重要技术参数见竣工图。
三、除氧器工作原理与构造
3.1 旋膜除氧器原理
旋膜除氧器传热、传质方式与已有液柱式、雾化式和泡沸式不同，它是将射流旋转膜和悬挂式泡沸三种传热、传质方式缩化为一体传热、传质方式。它具备很高效率。
射流、旋膜和悬挂式泡沸三种传热传质方式源于石化系统喷射，降膜和泡沸传热传质方式。不同是：将喷射冷凝扩散管取消，仅运用喷嘴射流改为飞行冷凝，它不但具备很大吸热功能，并且具备很大解析能力；将自然降膜改造为强力降膜，增长液膜更新度，并导致液膜沿管壁强力旋转卷吸大量蒸汽，增强传热、传质功能；将相向泡沸改为悬挂式泡沸，提高层中蒸汽流速高时泛点（飞溅），并能保持汽（气）体通道；将独立三种传热传质装置缩化为一体，在一种单元部件内完毕。由于它具备很高效率和某些特殊功能，突破了已有除氧器技术性能。
3.2 旋膜除氧器构造
旋膜除氧器有除氧塔和水箱两大某些套构成
3.2.1 除氧塔
给水除氧器加热重要在除氧塔内完毕。为此在除氧塔内设有二级除氧装置。除氧塔参数见竣工图。
3.2.1.1 一级除氧组件
一级除氧组件由筒体、多层隔板、旋膜管、双流连通管、水入口混管和蒸汽管（限于高压除氧器）组焊为一体，并分有水室、汽室（限于高压除氧器）和水膜裙室。
a. 隔板是用来将一次除氧组件分隔成水室和汽室（限于高压除氧器）。
b. 水入口混管是作为所有给水（含各种补给水）经混管混合后送入水室，供除氧用。混管特点是运用喷射器原理可混不同压力、温度水。
c. 旋膜管是用无缝管,上面钻有射流沸孔制成。它是传热传质重要部件。
d. 双流连通管是由无缝管制成，即化工设备自然降膜管，它重要作用是导回汽水分离室内分离下来积水和旋膜管带出积水，排除除氧塔自由空间上部气（汽）体，并在管内，使两种介质进行换热。
e. 水膜裙室；相称于除氧器雾化区，它是旋转膜作用终程。水膜裙是传热传质面积，每个起膜器水裙最大可用面积由实验定。由于除氧水温水膜裙室内已近于饱和温度，水中氧解析也应当所有或接近于所有完毕。实测成果阐明，水膜裙形态及水膜裙室容积对除氧器效果有直接影响。
3.2.1.2 二级除氧组件：二级除氧组件由篦组和填料组两部件构成。
a. 篦组是由角钢和框架构成。钢等距焊在框架上，框架为可卸式。篦组重要作用是将一级除氧后水进行二次分派。篦条空间面积不不大于总截面50%。
b. 填料组是用网波填料和框架构成。框架为可卸式。网波填料亦称液汽网。它是用0.1×0.4毫米扁不锈钢丝编制成网带，它具Ω型孔眼。除氧器根据需要选用比表面为250m2/m3 。其填料层为两层。
c. 为固定二次除氧组件，其下部设有托架，上部设有可卸式压固件。
3.2.1.3 其他部件
a. 汽水分离器由托架、排汽管和填料构成。选用网波填料作为分离填料。为简化设备将汽水分离器与除氧塔上部人孔组合为一体。检修时要将人孔盖连同汽水分离器一起取下。
3.2.2 水箱
除氧水箱作用是贮水，作为缓冲之用，锅炉上水时予加热，辅助除氧。水箱参数见竣工图。
旋膜除氧器配装水箱内装有：加热蒸汽导管；配水管；再沸腾管；防旋板以及其他所必要部件与接口。
a. 蒸汽导管：除氧塔内加热蒸汽是经水箱内上部蒸汽导管接入除氧塔下部通汽管送入除氧塔内底部。蒸汽在除氧塔底部采用喷射方式。向塔内送汽时将水箱内水位上部具有氧汽体一并带入，做到水、汽境界面上汽体中氧分压降到最低。
b. 配水管：经除氧塔除氧后水，经落水导管引送至配水管并直接分别配送到水箱下部各出水口处。作到防止当机组甩负荷时，能将冷水直接送到出水口处，防止给水泵入口汽化。
c. 再沸腾管：水箱装有再沸腾管，作为锅炉上水时和机组启动时加热除氧用，机组启动带负荷后即应停止使用。
d. 防旋板：水箱下部有出水口，采用管端平接，内部不留凸头，并在各出水管口装设防旋板，防止低水位时水旋流相应增长水箱有效容积。实验证明，水旋流对水泵汽蚀影响很大，无防旋板时，水箱水位必要保持管径三倍高度，有防旋板则可降为1.5倍如下。
e. 其他附件有给水泵再循环管、平衡器接口、水封接口（限于大气除氧器）。
四、安装
4.1 鞍座基本垫板安装
4.1.1 两个鞍座一为固定鞍座，一为滑动鞍座，其中滑动鞍座滑动面之间采用滑动装置（见竣工图）。
4.1.2 鞍座基本垫板按相应关于原则制造，地脚螺栓安装按电厂设计部门设计进行。
4.1.3 将滑动装置安放在滑动鞍座端基本垫板上并找正，达到两端平面位于同一水平面上，两端纵向中心线平行，中心线垂直距离见竣工图。
4.2 水箱安装
4.2.1 吊起水箱，将水箱两个鞍座上孔眼与两端基本垫板上螺栓对准，安放并找正，达到水箱水平（斜度不大于0.2‰），鞍座纵向中心线和基本垫板中心线重叠。
4.2.2 拧上固定端鞍座地脚螺栓螺母及锁紧螺母，拧上滑动端鞍座地脚螺栓螺母，螺母和垫圈间保持1-2mm间隙。
4.3 除氧塔安装
4.3.1 吊起除氧塔，将除氧塔垂直放于除氧水箱上进行找正，找正后，按竣工图规定进行焊接。
4.3.2 除氧塔和水箱组装工作结束后，再进行一次找正，达到水箱水平，斜度不大于0.2‰，除氧塔垂直，垂直度不大于1‰。
4.4 水压实验
4.4.1 水压实验应在除氧器内部及连接管路清洗后和保温迈进行，实验压力见竣工图。
4.4.2 连接好水压实验用手摇式加压泵和加压管路，在便于监视水压实验压力加压管路上安装两只压力表，其量程应相似，最大量程宜为实验压力2倍，并经校验合格。
4.4.3 水压实验用介质应为除盐水或通过过滤水，水温为5~50℃。
4.4.4 水压实验时所用密封垫片材料应与正式安装时所用垫片材料相似。
4.4.5 启动除氧塔顶部排向大气排气阀门，关闭别的所有连接管道上阀门或加装堵板。
4.5 实验
4.5.1 用水泵向除氧器内充水，直至排气阀门溢流并排尽除氧器内空气，然后关闭排气阀门，在充水过程中对照液位计，校准遥测液位计。
4.5.2 用试压泵缓慢升压，并随时对照两只压力表批示值应完全相似。当压力升到规定实验压力时，保持该压力不变30分钟，在此期间，对所有焊缝和连接部位进行全面检查，然后将压力降到设计压力，同样保持该压力30分钟，并作全面检查。
4.5.3 在实验过程中如发现渗漏，应修补并重新进行实验。
4.5.4 水压实验过程和成果应详细记录，同步应由质检负责人和检查人员签字后存档备查。
4.6. 结尾
4.6.1 排尽除氧器内积水，清洗水箱内残存污物后，按SD223-87《火力发电厂停（备）用热力设备防腐锈蚀导则》规定采用充氮或充氦法防腐备用。
五、运营与维护
5.1 试运营前安全检查
5.1.1 除氧器安装（或检修）工作已所有结束，经验收合格。施工用暂时性设施都已拆除，保温完善，垃圾清除，道路畅通，照明良好，通讯正常。
5.1.2 除氧器各汽水系统阀门位置应符合运营规程规定，阀门开闭和自动调节、控制装置动作应灵活可靠，开度批示应与设备实际状况相一致。灯光音响报警和连锁装置应良好。自动控制和保护装置必要所有投入使用（除只能在运营时投入之外），电动阀、气动阀和液动阀开闭全行程时间应有记录。
5.1.3 除氧器压力表应完好，浮现下列状况之一时，不能投用：
1. 有限止钉压力表在无压力时，指针不能回到限止钉处；无限止钉压力表在无压力时，指针距零位数值超过压力表容许误差。
2. 表面玻璃破碎，或表盘刻度模糊不清；
3. 封印损坏，或超过检查有效期限；
4. 表内弹簧管泄漏或压力表指针松动。
5.1.4 给水箱液位计浮现下状况之一时，不能投用：
1. 就地液位计损坏，看不清水位；
2. 电接点水位计电接点挂水，浮现假水位；
3. 超过检查有效期限；
4. 一次阀卡煞；
5. 就地液位计水位批示值与电接点水位计水位批示值不一致；
5.1.5 安全阀浮现下列状况之一时，不能投用（大气除氧器不采用安全阀）：
1. 安全阀铅封有损坏，不完整；
2. 锁定调节螺杆或重锤位置螺母或螺钉松动。
5.1.6 给水箱支座应完好，滑动装置与垫板之间应具备足够热膨胀间隙。滑动支座地脚螺栓螺母已松开，螺母和垫圈间留有1-2m间隙。
5.1.7 在寒冷露天季节，除氧器应投入伴热设施，以免表管冻裂。
5.1.8 在安装或（大修）后除氧器投入前，应按规定对除氧器及其管道进行冲洗，水质合格后方可投入使用。
5.2 除氧器投入
5.2.1 除氧器冷态启动宜采用先送汽后上水办法，用辅助蒸汽预热壳体15~20分钟，在保持一定汽压下，将除盐水送入除氧塔，同步逐渐开大进汽阀，对给水进行加热。
随着机组负荷上升，供除氧器抽汽压力超过运营规程规定切换压力后，应逐渐切换到相应抽汽。
5.2.2 除氧器冷态启动也可采用同步送汽、上水或先上水后送汽办法，但应注意控制进汽阀开度，避免给水箱上、下壁之间产生过大温差应力。在采用先上水后送汽办法时，应启动除氧塔上排向大气排汽门，别的所有连接管道上阀门均处在关闭位置，压力、温度和水位测量装置均处在运营状态。
5.2.3 母管制给水系统除氧器投入时。宜先开汽平衡阀，将除氧器压力逐渐提高至接近相邻除氧器压力，然后恰当提高相邻除氧器水位，运用水平衡管向除氧器充水（如无水平衡管，则运用下水管充水），直至与相邻除氧器水位一致为止。在除氧器充水过程中，应保持压力和水位平衡上升，避免发生激烈波动。
两台除氧器需并列运营时，应先使两者压力、温度和水位尽量一致，然后依次启动汽平衡阀、水平衡阀及其他母管联系阀，同步应保持水位平衡。
5.2.4 定压运营除氧器，在汽机负荷较低需采用高一级抽汽时，应监视减压阀后压力不得超过惯用回热抽汽设计压力；当惯用回热抽汽压力达到除氧器额定工作压力时，应投入惯用回热抽汽，停用高一级抽汽。
投用惯用回热抽汽或高一级抽汽时，应充分疏尽抽汽管道疏水，以免引起管道振动和水冲击。
5.2.5 除氧器在启动过程中出水含氧量应符合《火力发电厂水汽质量原则》规定。
除氧器在增负荷过程中，如发现含氧量超过上述规定值时，则应放慢增负荷速度，并由实验拟定适当增负荷速度。
5.2.6 水封应实验与否畅通，水封动作压力0.035MPa。运营过程，水封应时刻有自来水流入，水量大小应由运营工作人员依照状况决定，防止时间过长时水封内水蒸发，导致水封冲破，影响除氧器正常运营。
5.2.7 水箱水位给定值见竣工图。
5.3 运营中操作和监视
5.3.1 运营人员应通过培训和考试，纯熟掌握和执行除氧器关于运营规程和管理制度，以保证除氧器安全运营。运营人员应做好除氧器各项检查和定期校验工作。对未设就地值班人员除完毕表盘监视外，每班应至少巡回检查两次，随时掌握设备运营状况及存在缺陷。
5.3.2 正常运营时，除氧器所有仪表、信号、报警、连锁、自动调节和远方操作装置都应完好和投入使用。如压力和水位自动调节装置因固暂时不能投用时。应进行远方操作并加强监视，且应尽快恢复使用。禁止以电动隔离阀代替调节阀使用。普通状况下，自动调节阀旁路不适当启动使用。
5.3.3 应经常保持除氧器各项运营参数正常和稳定，出水含氧量符合国家关于原则规定。
给水箱水位应为正常水位±200mm，应经常冲洗就地液位计以确认就地液位计正常工作。
5.3.4 母管制给水系统除氧器，其所有联系汽水管道均应投入。如因检查必要解列运营，则应及时调节压力和水位，防止急剧变化。当重新并列时，应按第5.2.3条规定执行，母管制给水系统除氧器不应长期解列运营。
5.3.5 进入除氧器凝结水含氧量应符合《火力发电厂水汽质量原则》，凝结水温度应符合该工况下计算温度，如水温因故偏低时（例如停用低压加热器），则应加强监视压力调节阀开度及除氧器压力、出水温度和出水含氧量。
5.3.6 除氧器水位低时，应查找因素和及时解决，禁止用急剧补水方式来提高水位，禁止直接补如大量低温除盐水。
5.3.7 除氧器正常运营时，禁止将不合格水（如疏水箱或低位水箱水）打入除氧器。
5.3.8 除氧器进行加热汽源切换时，或高压加热器疏水、汽轮机门杆漏汽投入和停用时，应严格监视除氧器压力。
5.3.9 直接排大气除氧塔排气阀，其开度应调节至既能保证排出气体，不致大量冒汽，实际开度由性能实验拟定。
5.3.10 除氧器在运营中，特别是在进行重大操作时，应监视水位变化，并要防止由于就地液位计堵塞或液位计上、下小阀门（或旋塞）通向位置不对的方面浮现假水位所引起误判断。
5.3.11 除氧器及其汽水系统管道、阀门都应保持良好状态，如有泄漏等缺陷应作好事故预想，并及时联系解决。
5.4 除氧器停用和保养
5.4.1 对于定压运营除氧器，当抽汽压力下降到除氧器额定工作压力如下时，应改为手动调节除氧器压力，并按运营规程规定降压速度，将除氧器压力降至零，后关闭抽汽阀，除氧器进汽阀，再关进水阀等。
5.4.2 对于滑压运营除氧器，应在抽汽压力降到一定值后改为定压运营，机组负荷降至零后，关闭抽汽阀、除氧器进汽阀，再关进水阀等。
5.4.3 除氧器需大修时，必要将压力降至零，给水箱内热水需排放时，如水温高于60℃，则应与冷却水混合排放。
5.4.4 除氧器停用期间，必要采用防腐保养办法，不应在无防腐保养下长期停用。新投入除氧器要在设计和安装时一起考虑防腐保养设施，在役除氧器无保养设施，应依照详细状况和条件，加设保养设施。
六、故障与消除办法
6.1.1 除氧器发生故障时，运营值班人员应依照表计批示和故障现象，分析故障因素，迅速采用对的办法，并防止其扩大。
6.1.2 除氧器压力升高
因素：
1. 压力自动调节阀失灵。
2. 凝结水及其他水源突然减少。
3. 高压加热器疏水调节阀失灵。
4. 阀门误操作或有大量其他高温汽源进入。
解决：
1. 核对控制室和就地压力表，判断压力与否真实升高。
2. 若压力自动调节阀失灵，应及时用手动方式调节进汽电动阀或调节阀旁路阀，维持除氧器压力。
3. 检查凝结水泵与否工作正常，凝结水系统阀门与否误关或阀芯脱落，其他补充水源工况与否有变化，并采用相应办法。
4. 若高加疏水调节阀失灵，应及时改为手动调节，维持高加正常水位。
5. 如有其他汽源进入，应及时查明因素，切断关于汽源。
6. 当采用上述办法无效时，应及时规定机组降负荷。
6.1.3 除氧器压力减少
因素：
1. 压力自动调节阀失灵。
2. 机组负荷减少，或热电厂抽汽热负荷增长。
3. 进汽阀误关或阀芯脱落。
4. 抽汽管道泄漏。
5. 凝结水温度突然减少，或凝结水及其他水源力量突然增长。
6. 水封装置误动作或作后没冲水进行封闭。
解决：
1. 核对控制室和就地压力表，判断除氧器压力与否真实减少。
2. 若压力自动调节阀失灵，应启动调节阀旁路阀，维持除氧器压力。
3. 若机组负荷减少而除氧器压力减少到切换压力如下时，应联动启动高一级抽汽阀门或投入厂用辅助汽源。
4. 若为抽汽管道泄漏，水封装置误动作或动作后没冲水进行封闭时，应迅速查明因素并采用相应办法。
5. 若凝结水温度过低、水量过大，应查明因素并相应开大进汽阀门。
6.1.4 除氧器水位升高
因素：
1. 补给水阀开度过大。
2. 凝汽器管子泄漏。
3. 给水泵故障跳闸或锅炉给水系统阀门误关。
4. 水位自动调节阀失灵。
5. 机组负荷突然减少。
解决：
1. 核对各液位计，确认水位真实升高
2. 发现水位超过正常规定范畴时，应将水位调节阀用手动关小，并停止其他补水，如调节阀失灵，应隔绝调节阀，启动旁路阀进行调节。
3. 如因给水泵跳闸或锅炉给水系统阀门误关引起水位升高，应将水位调节阀改为手动调节，并查明因素，采用相应办法。
4. 如水位升高超过溢流水位而溢流阀未动作，则应改用手动，必要时启动除氧器至凝汽器放水阀或至疏水箱放水阀放水，并密切注意除氧器水位。
5. 如水位仍继续升高，则应关闭抽汽逆止阀和抽汽电动隔离阀，并检查联锁动作与否良好。
6.1.5 除氧器水位减少
因素：
1. 水位自动调节阀失灵。
2. 补水量太少。
3. 除氧器底部放水阀或除氧器至凝汽器放水阀或机组事故放水阀误开或不严。
4. 给水系统阀门误开或给水系统、锅炉省煤器等管子泄漏。
5. 机组负荷突然增长。
6. 凝结水泵故障。
7. 凝结水系统阀门误关或阀芯脱落。
8. 锅炉给水量突然增大。
解决：
1. 核对各液位计，确认水位真实减少。
2. 发现水位低于正常规定范畴时，应将水位调节阀用手动开大，手控无效时启动调节阀旁路阀。
3. 若给水系统阀门误开或管子泄漏时，应及时纠正或采用相应办法。
4. 如因凝结水系统故障，应依照实际状况，迅速恢复通水，如短时无法恢复则应采用停机办法，
6.1.6 除氧器给水溶解氧不合格
因素：
1. 凝结水温度过低。
2. 抽汽量局限性。
3. 补给水含氧量过高。
4. 除氧塔内一级除氧组件内入杂质偏流，网波填料离边。
解决：
1. 检查除氧器运营方式有无变化，如因凝结水温度过低，应联系提高凝结水温度，当凝结水温度无法提高时，应开大进汽调节阀。
2. 若系补给水或回收水含氧量过高，应变化运营方式。
3. 清除水室内杂质，检查调节网波填料。
七、检修
7.1 除氧器定期检查
7.1.1除氧器定期检查，分为外部检查，内外部检查和水压实验
1. 外部检查：应在运营中进行，每年至少一次。
2. 内外部检查：可结合机组大修进行，其间隔时间为：
安全状况级别1-2级，每隔六年至少一次；
安全状况级别3-4级，每隔三年至少一次；
3. 水压实验：应依照除氧器安全状况结合机组大修进行，实验压力按竣工图，间隔周期每十年至少一次。
7.1.2 有下列状况之一除氧器，应缩短检查间隔时间：
1. 运营后初次进行检查或材料焊接性能差，且在制造时曾多次返修。
2. 运营中，发现严重缺陷。
3. 有效期达十五年以上。但是，此类除氧器通过检查后，若工作性能良好，材质和焊接接头质量定发现异常现象，并能保证安全使用，经使用单位全面技术鉴定，重要技术负责人批准，报上级锅炉压力容器安全监察机构审查备案后，可按本章第7.1.1条规定，按正常周期进行检查。
4. 用焊接办法大面积修理或更换除氧器受压元件；
5. 进行技术改造变更原设计参数；
6. 停役二年重新复用前；
7. 移装
8. 使用单位对除氧器安全性能有怀疑时。
7.13 因特殊状况不能按期进行内卫部检查和水压实验除氧器，使用电位必要提前三个月提出申报，经单位重要技术负责人批准，报上级锅炉压力容器安全监察机构审查备案后，方可延长，但不适当超过一年。
7.1.4 外部检查项目：
1. 除氧器保温层与否完整、有无开裂和脱落，构造外形有无严重变形，设备铭牌与否完好；
2. 除氧器接管焊接接头、法兰、受压元件和其他可拆件结合处有无渗水和泄漏。壳体可见表露钢板与否有严重腐蚀现象。
3. 与除氧器连接管道上支吊架与否松脱，弹簧吊架弹簧与否太死和偏斜，管道与否振动，管道上阀门动作与否灵活；
4. 支座与否良好，滑动装置与否完好，基本有无下沉或倾斜；
5. 仪表及安全附件与否齐全、敏捷和可靠，与否按规定规定进行校验，与否超过有效期限；
6. 运营参数与否控制在设计规定值。照明与否符合运营规定。
7.1.5 内外部检查项目
1. 外部检查所有项目。
2. 壳体表面和开孔接管处有无介质腐蚀或应力腐蚀、冲蚀和过热。若有腐蚀，应视性质和状况测定壁厚及进行解决。
3. 所有焊接接头、封头过度区、加强圈与给水箱连接处和马鞍形焊接接头处等应力集中部位有无断裂或裂纹。对有怀疑部位应采用10倍放大镜检查或采用磁粉、渗入探伤检查。若发现表面裂纹时，还应采用射线或超声波探伤进一步抽查焊缝总长度20%若没有发现表面裂纹，则对制造或检修时已进行100%无损探伤检查焊接接头，可不做进一步抽查，但对制造或检修时采用局部无损探伤焊接接头，仍应进一步做不大于20%且不不大于10%抽查。
4. 除氧塔内部装置与否有开裂和变形等其他损坏现象。
5. 壳体内壁若由于温度、压力和介质腐蚀作用引起金属材料金相组织或持续性破坏（如应力腐蚀和疲劳裂纹等），必要时应进行金相检查和表面硬度测定。
7.2 内部装置及安全附件修理
7.2.1 用钢管及扁钢对篦组进行修复。
7.2.2 填料层底盘和托架等有变形或破损时应修复，使填料层处在压紧状态。
7.2.3 水封装置、调节阀和溢流阀检修和定期校验，应鞍各自检修工艺规程进行。
7.2.4 检修后所装压力表应批示精确，刻度清晰，在最高工作压力处应标有红线，泄压后指针回零，铅封完好。
7.2.5 液位计旋塞应无堵塞和泄漏，标尺刻度清晰、精确，照明完好。
7.2.6 取样器内部应清洁完好，冷却水应畅通，水量应满足取样器规定。取样管应无泄漏和污垢。
7.3 壳体木材及焊接接头缺陷修理
7.3.1 修理前技术准备：
1. 依照除氧器检查成果，应制定修理技术方案，经修理单位技术负责人批准，使用单位批准有方可执行，对缺陷特别严重除氧器，其修理技术方案应报上级主管单位备案。
2. 壳体木材及焊接接头缺陷，修补前应依照修理技术方案进行补焊工艺评估实验，规定应符合SD340-89《火力发电厂锅炉压力容器焊接工艺评估规程》。
3. 施工现场应有专人负责做好安全技术工作。
4. 按修理技术规定，向关于操作人员阐明修理要领，使之可以对的掌握。
5. 除氧器受压元件补焊，应经锅炉、压力容器考试合格持证焊工承担。
7.3.2 内外表面裂纹解决：
1. 壳体木材及焊接接头上表面裂纹应清除，经表面探伤，确认清除干净后，按本条第2款规定解决。
2. 表面裂纹清除后，若剩余壁厚不不大于计算壁厚加上到下一种检查周期腐蚀量两倍，可不补焊，但表面不应有沟槽或棱角，应圆滑过度。侧面斜度应不大于1：4。若剩余壁厚不大于计算壁厚或裂纹清除后不便磨削圆滑过度者，应补焊修复。
3. 角焊缝表面裂纹应清除，经外观检查（必要时应进行表面探伤检查），确认清除干净后来，补焊修复。其焊脚尺寸应符合设计规定值。
7.3.3 焊接接头表面深度超过1毫米咬边和其他缺陷（含木材表面缺陷），如气孔、弧坑、焊瘤、沟槽、切割损伤和焊脚尺寸不符合设计规定值等等，应磨削清除或补焊修复，并按第7.3.2条第2款或第3款解决。
7.3.4 表面腐蚀缺陷解决：
1. 应将腐蚀部位腐蚀产物清除干净，并作外观检查（必要时应作表面探伤检查）和剩余厚度测定。
2. 若腐蚀部位剩余平均壁厚（应扣除至下一次检查期两倍腐蚀量）能满足强度规定，可不作解决。反之，应依照详细状况作降压使用、补焊、更换或判废解决。
7.3.5 对接焊缝错边量和棱角量应测量。属普通性超过电站压力除氧器安全技术规定第三章制造原则规定，可只作打磨解决或不作解决。属较严重超标，普通应在该部位增长焊接接头内外部无损探伤检查来确认与否还同步存在裂纹、未熔合和未焊透缺陷。若存在，应清除缺陷后补焊修复。属严重超标，还应通过应力分析，作出能否继续使用结论。
7.3.6 对壳体变形、凹陷和鼓包，应依照缺陷部位、限度、因素、使用条件和有无其他缺陷等进行详细分析解决。凡继续使用不能满足强度和安全规定者，应在限制条件下使用或判废。
7.3.7 对射线探伤或超升波探伤发现焊接接头内部缺陷解决：
1. 裂纹、未焊透和未熔合（涉及严重超原则条状夹渣）等危险性缺陷，应确认清除干净后，并重新补焊修复。
2. 超原则气孔、点状夹渣等非线性缺陷普通可按电站压力式除氧器安全技术规定第三章制造原则放宽1-2级解决。
3. 射线探伤或超声波探伤所发现超标缺陷，若难以判断，应互相复核，经分析后，按本条第1款和第2款解决。
7.3.8 焊接材料应选用低氢型碱性焊条（不锈钢复核层修补宜选用酸性焊条）。焊条应符合规定第三章第1节关于条款规定。施焊前应按各自工艺规定烘干后移入保温桶，以供取用。
7.3.9 对需要补焊修复壳体木材及焊接接头缺陷，应进行磨削，以保证裂纹等缺陷及其周边过热或淬硬层。必要时应作表面探伤检查。
7.3.10 补焊部位及邻近区域，应依照材质、厚度、构造和受力特点等进行预热和热解决，预热温度为150-200℃，预热带宽从焊缝中心区域计，每侧不不大于100毫米年。多层补焊时，应保证层间温度控制在预热温度范畴内，热解决应按第三章第4节规定进行。
7.3.11 修补焊接中应合理控制焊接线能量。补焊工艺规定范畴，不应任意变化。
7.3.12 禁止在除氧器上随意开设检修孔、焊接管座或打补丁。
7.3.13 壳体母材和焊接接头上同一部位补焊部不应超过二次。经二次补焊仍不合格再次补焊者，应制定解决办法，并经修理单位技术总负责人批准。
7.3.14 壳体母材和焊接接头上不不不大于3毫米（不含焊缝余高）补焊处，应作外观检查（必要时应按JB4730作表面探伤检查），不应有裂纹等超标缺陷。
7.3.15 壳体母材和对焊接接头上不不大于3毫米（不含焊缝余高）补焊处除了作外观检查还应按JB4730，作X射线或超声波探伤检查，X射线为Ⅱ级合格；超声波为Ⅰ级合格。
7.3.16 在大面积修补工作完毕后，应按第7.1.1条第3款进行水压实验。水压实验后，应对所有补焊部位作外观检查（必要时作表面探伤检查）。其他部位视除氧器整体质量状况在拟定恰当抽查比例。若发现裂纹等危险性缺陷，应停止水压实验，放水后进行清除修复，修复后与否在进行水压实验，应依照详细状况，由本单位技术总负责人和修理单位技术总负责人拟定。
八、顾客须知
我公司生产各系列旋膜除氧器，由于采用加热源级别、给水温度、补水量及型体上特殊规定不同而所变化，为满足设计单位和顾客规定并保证每台产品除氧器效果和经济性，我公司规定一旦选定旋膜除氧器，供需双方需签定技术合同，依照需方工艺规定和技术参数，我公司进行设计和校核，尽量保持系列外型不变，变化内部构造和管口尺寸以满足顾客规定。
九、编制阐明
本除氧器安装、运营、维护阐明书仅供参照，详细操作应依照各顾客实际状况进行，本阐明书与竣工图不符之处，以竣工图为准。