凝结水系统充水试验记录
编号： 08 12 □□□
凝结水系统充水试验记录说明
《通风与空调工程施工质量验收规范》GB50243 2002
9.2.3管道系统安装完毕，外观检查合格后，应按设计要求进行水压试验。当设计无规定时，应符合下列
规定：
1冷热水、冷却水系统的试验压力，当工作压力小于等于1.0MPa时，为1.5倍工作压力，但最低不小于0.6MPa；当工作压力大于1.0MPa时，为工作压力加0.5MPa。
2对于大型或高层建筑垂直位差较大的冷（热）媒水、冷却水管道系统宜采用分区、分层试压和系统试压相结合的方法。一般建筑可采用系统试压方法。
分区、分层试压：对相对独立的局部区域的管道进行试压。在试验压力下，稳压10min，压力不得下降，再将系统压力降至工作压力，在60min内压力不得下降、外观检查无渗漏为合格。
系统试压：在各分区管道与系统主、干管全部连通后，对整个系统的管道进行系统的试压。试验压力以最低点的压力为准，但最低点的压力不得超过管道与组成件的承受压力。压力试验升至试验压力后，稳压10mm，压力下降不得大于0.02MPa，再将系统压力降至工作压力，外观检查无渗漏为合格。
3各类耐压塑料管的强度试验压力为1.5倍工作压力，严密性工作压力为1.15倍的设计工作压力；
4凝结水系统采用充水试验，应以不渗漏为合格。
检查数量：系统全数检查。
检查方法：旁站观察或查阅试验记录。
运前的酸洗．大量铁腐蚀产物及残留在管系中的结 垢物质都将在运行中随凝结水带入整个水汽系统．造成不同的污染…。为充分发挥凝结水精处理系统作用，灞桥和渭河热电厂４台机组，锅炉点火后约１ｄ。都较早地投运凝结水精处理系统。考虑到投运初期高速混床系统主要发挥着除硅、吸附和过滤悬浮细小固体杂质颗粒的作用，在整套肩动初期．结合水质实际状况．在保证蒸汽品质合格前提下混床出水指标适当放宽，避免频繁再生。主要控制值为：ＳｉＯ：小于等于３０斗ｇ，Ｌ、Ｆｅ小于等于１５斗ｇ，Ｌ、压差小于等于０．３ＭＰａ。当水汽逐步正常后混床各指标按正常运行状态进行控制。由于高速混床较早地投运．灞桥和渭河热电厂４台机组整套启动期间水汽品质合格率均在９５％以上。 ３．１高速混床投运后净水作用 以渭河热电厂２号机组为例．机组于２００９年５月２日点火．高速混床于２００９—０５－０３Ｔ１８：００投运．投运后２４ｈ混床出水、凝结水、给水系统硅质量浓度变化趋势见图２。由图２可看出当高速混床投运后。凝结水、给水系统的硅质量浓度分别由１５８．８¨玑和１２３．４斗ｇ／Ｌ下降至２３．６ＩＪ，ｇ／Ｌ和４５．２斗∥Ｌ，给水系统硅虽然有波动．但下降趋势依然明显。 图２精处理投运后对凝结水和给水的影响Ｆｉｇ．２Ｅｆｆｅｃｔｏｆｃｏｎｄｅｎｓａｔｅｐｏｌｉｓｈｉｎｇｔｏｃｏｎｄｅｎｓａｔｅ ａｎｄｆｅｅｄ－ｗａｔｅｒ ３．２高速混床投运后防腐作用 混床投运初期．树脂失效后倒置分离塔．从窥视孔观察树脂由于吸附大量杂质已经变黑．反洗过程中可观察到大量铁渣和悬浮物．树脂擦洗后出水发黑。如果这蝗杂质进入锅炉．铁腐蚀产物和结垢杂质会在锅炉蒸发面Ｅ沉积使锅炉热效率下降并发生垢下腐蚀，引起安全事故部分杂质随减温水和蒸汽带入汽轮机．在叶片和气流通道上积盐．同样引起汽轮机效率下降和设备腐蚀等。高速混床系统能有效地将大量的铁腐蚀产物和结垢物质拦截．并清除到热力系统外，减轻了热力系统的腐蚀．４调试过程中遇到的问题及建议 （１）灞桥和渭河热电厂高速混床承压及严密性试验中压力最高只升到３．０ＭＰａ．试运过程中混床系统渗漏点较多，虽多次消缺．混床入口流景孔板法兰处仍有渗漏．建议应更换混床入口流量孔板垫。另外．为了精处理系统更加安全稳定地运行．建议将精处理系统重新打压．压力需大于等于３．５ＭＰａ。 （２）渭河热电厂精处理系统调试初期．由于碱罐安装于室外。且碱管道埋于地沟．系统都末做保温．冬天温度较低．碱罐和管道都冻住．严重影响阴树脂再生．多次疏通未果，最后用火焊进行烘烤。并逐段割管检查。疏通后立即进行保温和增加碱系统伴热．问题得以解决。由于冬天温度较低．碱液容易结晶，建议将碱罐系统安装于室内．若温度较低应提前投系统伴热。 （３）树脂输送分气送、水送、和气／水合送３种方式。渭河和灞桥热电厂树脂输送以气送为主．气／水合送为辅。在树脂传送过程中压缩空气压力控制在Ｏ．２～０．３ＭＰａ较适宜。压力过高．树脂传送时管道振动较大；压力太低，由于树脂传送管路较长．弯头多，压头损失较大。树脂传送速度较慢。冲洗水泵扬程应大于等于４０ｍ。渭河热电厂气／水合送时，由于冲洗水泵扬程为２０ｍ．导致罐体进水不畅．建议应将冲洗水泵扬程更换为５０ｍ。 （４）渭河热电厂１号机组Ｂ混床在试运过程中．树脂倒出后．从窥视孔观察Ｆ部穹形孑Ｌ板发现底部有螺丝脱落．打开人孔后．发现实为顶郜布水装置边缘的３根拉筋和３颗螺丝脱落．经检查分析为拉筋焊接不牢而掉落，通知厂家消缺后．问题得以解决。 （５）渭河热电厂２号机组Ｃ混床在投运前升压检漏时．从Ｃ混床进出水差压变送器排污发现有树脂流出．初步判断为混床内部水帽松动导致树脂流出．将树脂倒出后．打开Ｃ混床人孑Ｌ．发现实际为Ｃ混床底部穹形孔板变形导致树脂流出（见图３）。消缺后．问题得以解决。 图３混床底部孔板变形 Ｆｉｇ．３Ｂｒｏｋｅｎｐｌａｔｅｏｆ ｍｉｘ—ｂｅｄ
试论某电厂2×300MW机组凝结水精处理系统若干问题 摘要：针对某电厂2×300MW机组凝结水精处理系统在设计、设备制造、调试及运行过程中存在的问题提出自己的见解，以对今后同类型系统的调试及运行有一定的参考意义。 关键词：电厂300MW机组精处理存在的问题 一、前言 凝结水作为锅炉给水主要组成部分，其水质将直接影响给水质量，尤其是随着机组参数的增大，为了机组的安全经济运行，对凝结水质量提出了更高的要求。机组在运输、保管、安装及启停过程中，不可避免地形成金属腐蚀产物，同时，尽管补给水带入热力的杂质一般较少，但凝汽器总是存在一定的泄漏，影响了给水质量，因此必须对凝结水进行精处理，除去金属腐蚀产物及泄漏所带入的杂质。 二、凝结水精处理系统工艺流程概述 1．某电厂一期工程2×300MW机组2台机组共设计凝结水精处理系统为六台高速混床，采用两台机组共用一套再生系统的运行方式。该系统采用单元制中压系统，混床采用H/OH运行。凝结水精处理系统出力按850吨/时设计，配置六台Φ2200空气擦洗体外再生高速混床。单台机组正常运行时，两台混床运行，一台作备用。并分别设有一台再循环泵，既保证投运时的水质，又节省了凝结水，缩短了混床出水合格时间。经该系统处理后的水质为： 电导率≤0.2μS/cm(25℃，加氨前) SiO2≤15μg/L 硬度～0μmol/L 凝结水精处理系统流程图为： 三、水质指标及实际测定指标 1．混床初次投运水质情况 凝结水精处理系统高速混床是在机组空负荷试运结束后，进入带负荷整套调试阶段时初次投运的，投入运行均采用点动控制。控制混床入口含铁量≤1000μg/L，结合机组负荷情况，为避免树脂污染严重，尽量等凝结水水质达到最佳而除盐设备补水已满足不了机组负荷要求时才投入精处理高速混床，对凝结水进行回收。 四、凝结水精处理系统在整套试运中所起的作用 高速混床的及时投运对启动过程中除铁、硅起了关键作用。机组在启动初的一段时间里，凝结水系统中的悬浮铁及二氧化硅含量较高，此时锅炉给水主要是由除盐水直接经除氧器补充，凝结水不能回收，大量的悬浮铁及粒装铁通过凝结水泵再循环不断排出系统外，凝结水不断净化，待机组负荷达10MW时，凝结水含Fe1000μg/L，SiO2100μg/L，此时投入高速混床，不但可有效保护树脂少受污染，同时起到了截流过滤悬浮铁及二氧化硅的作用，使凝结水含Fe量降至20μg/L左右，而且也使给水SiO2含量逐渐下降至合格，随之炉水及蒸汽的SiO2含量也随着锅炉的洗硅进程下降，促进了锅炉洗硅的顺利进行，同时蒸汽品质在较短时间内即达到合格指标。
内蒙古科右中热电厂1×330MW空冷供热机组 凝结水系统调试措施 文件编码: JKFD.gzb-AVI-CS-JQ-002 项目名称: 凝结水系统调试措施 调试单位: 内蒙古电力科学研究院科右中项目部 日期: .3.10 版次: A
措施编号: JKFD.gzb-AVI-CS-QJ-002项目负责人: 贾斌 试验人员: 段学友韩建春李占表措施编写: 贾斌 措施校阅: 段学友 措施打印: 李占表 措施初审: 焦晓峰 措施审核: 张沈斌 措施批准: 张谦 批准日期: 年月日
目录 1．编制依据--------------------------------------------3 2．系统概述--------------------------------------------3 3．连锁保护试验----------------------------------------5 4．试运前应具备的条件----------------------------------6 5．试运步骤--------------------------------------------6 6．安全注意事项----------------------------------------8 7．组织与分工------------------------------------------8 1 编制依据 1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程( 1996年版) 》电力部电建[1996]159 号 1.2 《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
环保水处理工程就找“武汉格林环保” 19 凝结水及补水系统的运行 19.1 系统概述 19.1.1 凝结水系统是将汽轮机低压缸的排汽经凝汽器凝结在热井中的凝结水输送至除氧器，供锅炉给水泵用水，同时还向低旁、辅汽、轴封供汽减温器等提供减温水。 19.1.2 系统设两台100%容量的筒式凝结水泵，四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台除氧器，一台300M3的凝结水补水箱，和两台凝结水输送泵。凝结水采用中压精处理装置。 19.1.3 #5、6低压加热器，精处理装置均设有各自的凝结水旁路。#7、8低压加热器设有公用的凝结水旁路。轴封冷却器出口设有25%额定流量的凝结水再循环管至凝汽器。#7、8低压加热器入口管道上设有主、副调节阀，用以调节除氧器水位。 19.1.4 凝结水补水箱配备的两台凝结水补水泵，在机组启动时向凝结水系统补水。机组正常运行时，通过凝结水补水泵旁路管道靠凝汽器负压向凝汽器补水。 目前湖北武汉市有多家企业选择了将污水处理交第三方运行管理的模式，帮助企业实现污水处理设施安全运行、达标运行、经济运行是格林公司的愿望和目的，武汉格林环保设施运营有限责任公司，也将继续为您关注工业污水、生活污水污水处理外包、污水处理运营的行业动态。 19.1.5 凝汽器主要参数 项目参数 总冷却面积～38000 m2 冷却水温(设计水温) 20℃ 最高设计水温33℃ 冷却水工作压力0.25MPa(g) 循环倍率55（TMCR工况） 冷却水量62525t/h 年平均运行背压（冷却水温20℃） 4.4/11.4KPa(a) 铭牌工况满发时凝汽器排汽平均背压11.8KPa(a) 凝汽器出口凝结水含氧量≤ 20 ppb 108
凝结水精处理需要考虑的问题 保持现代发电设备中锅炉给水有高纯度的重要意义己为中华人民共和国的同行在设计电站时所认识，因此在300MW及更大容量的汽轮发电机组中均考虑了此因素。 用凝结水过滤和凝结水精处理进行除杂质脱盐，己是高温高压汽轮发电机组运行时的常用的方法。 凝结水精处理除去微量溶解矿物质和悬浮物，这些物质可能在不同情况下与系统中金属起作用而引起过早地化学破坏，或沉积于系统中。结果造成效益降低，机械损坏。从理论上来讲，凝结水精处理装置能保证处理对象不超出指标、产生肯定的效益。 电力工业中常用的凝结水精处理类型有粒状树脂混合床精处理装置（深层混床精处理或深层混床装置）及复盖型过滤器/除盐精处理器（f/d精处理器、粉末树脂系统、过滤器/除盐器或f/d系统）在世界各地安装了各种类型的精处理器不下成千上百台。 深层混床装置使粒状阳离子交换树脂及阴离子交换树脂以混合的形式来达到除盐和过滤的双重作用，再生过的混合树脂被装到许多运行罐中，热力系统中的凝结水通过这些运行罐得到处理。 用以处理一台600MW火力发电机组100%的凝结水量，通常设计用3×50%（较好）或4×33%的运行罐以应付流量要求（约1700m3/时）。 如有一个100%全流量备用罐的精处理系统，即使在循环系统发生不利情况下仍能提供最好的保护，但不是必须遵循的。设计100%
全流量而无备用罐的精处理系统，必须在树脂失效后，树脂输送期间有旁路的设施。 通常运行罐的设计按通过915-1220mm/mm深度的树脂层、其流速按100-122米/时设计。凝结水精处理装置用于大型核电机组，其热井凝结水流量高达7500m3/时，需要8到10只运行罐并联运行处理，例如Permutit在美国Seabrook核电站的装置，其设计处理水量高达5455m3/时，与中国大亚湾核电站的凝结水流量相仿。 精处理系统现常用压力为3-4MPa（30.6-40.8公斤/公分2），系统设计压力高达5.5MPa（56公斤/公分2）。应用在中国的较好的中压系统，不需要在精处理装置后面（下游）安装凝结水升压泵、水箱等，从而简化了系统及操作，节约了占地面积。 深层混床系统中的混合树脂的再生是在体外装置中进行的，现行设计中通常有三个罐组成，例如：分离罐（SPT），阴再生罐（ART），以及阳再生、混合和贮存罐（CRST）。除三罐系统外，二罐、一罐的系统也在使用。 开始再生的第一步是将运行罐中装着的失效树脂输送出去，这种输送是用水将树脂冲到再生系统的接收罐中，一般的设计系统是用水和压缩空气作为动力，将树脂冲到分离罐（SPT）中。然后将CRT （阳树脂再生、混合、贮存罐）中己再生好作备用的树脂输回到运行罐中，从而使此罐随时可以回复到下列两种运行模式：如系统中无备用罐，就立即投入运行；如系统中有备用罐，待另一个运行罐在系统中运行到树脂失效时投入运行。
解析凝结水精处理的目的与其工艺流程 凝结水一般是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器(正常疏水不到热井)、低压加热器等疏水(疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水)。由于热力系统不可避免的存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水(除盐水箱来水)。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。 凝结水精处理 凝结水精处理的目的 凝结水由于某些原因会受到一定程度的污染，大概有以下几点： 1、凝汽器渗漏或泄漏 凝结水污染的主要原因是冷却水从凝汽器不严密的部位漏至凝结水中。凝汽器不严密的部位通常是在凝汽器内部管束与管板连接处，由于机组工况的变动会使凝汽器内产生机械应力，即使凝汽器的制造和安装质量较好，在使用中仍然可能会发生循环冷却水渗漏或泄漏现象。而冷却水中含有较多悬浮物、胶体和盐类物质，必然影响凝结水水质。
凝结水精处理 2、金属腐蚀产物的污染 凝结水系统的管路和设备会由于某些原因而被腐蚀，因此凝结水中常常有金属腐蚀产物。其中主要是铁和铜的氧化物(我公司热力系统设备基本上没有铜质材料)。铁的形态主要是以Fe2O3、Fe3O4为主，它们呈悬浮态和胶态，此外也有铁的各种离子。凝结水中的腐蚀产物的含量与机组的运行状况有关，在机组启动初期凝结水中腐蚀产物较多，另外在机组负荷不稳定情况下杂质含量也可能增多。 3、锅炉补给水带入少量杂质 化学水处理混床出水即为锅炉补给水，一般从凝气器补入热力系统。由于混床出水在运行中的严格控制，补给水杂质含量很少，其水质要求：DD≤0.2μs/cm ，SiO2≤20μg/L。如果混床出水不合格，就可能对凝结水造成污染。
凝结水精处理系统设计导则 一首先要确定电厂的的发电系统，以确定是否要对凝结水进行处理以及采取什么处理系统。 1.直流锅炉汽轮机组全部凝结水均要求进行精处理（精处理除盐设施要设备 用），而且必须设置除铁设施（可不设备用）； 2.汽包锅炉汽轮机组： ●空冷机组：一般采用粉末树脂过滤器；超临界空冷机组除了选择单独的粉末 树脂过滤器系统外，还可以在其后增加三室床或混床； ●水冷机组：一般采用深层树脂混床或分床系统；超临界水冷机组采用“前置 过滤器 + 混床系统”前置过滤器选用10u或5u的折叠式滤元。建议前置过滤器设铺膜系统。 ●超高压汽包锅炉机组供汽的汽轮机组一包不设凝结水精处理系统。 ●精处理用树脂建议选用大孔均粒树脂。 二系统的分项叙述 （一）粉末树脂过滤器 粉末树脂过滤技术就是将粉末树脂作为覆盖介质预涂在精密过滤器滤芯上。用来置换溶解性的离子态物质、除去悬浮固体颗粒、有机物及胶体硅及其它胶体物质。 粉末树脂过滤其实质就是覆盖过滤器，覆盖过滤器是在滤元外表面铺覆不同材质的助滤剂，借助滤料架桥原理使之形成致密覆盖层，当过滤阻力达到一定值或水质变坏时，用水和空气进行爆破膜及冲洗，然后重新铺覆助滤剂，恢复其功能。助滤剂有粉末树脂、纤维粉、活性碳粉等。带有粉末树脂的覆盖过滤器是将过滤器和离子交换器结合在一起的精处理装置。覆盖过滤器在正常运行时，可不铺树脂粉，只铺纤维粉当除铁过滤器用，铺活性碳粉用于除油。在发生事故、启动期间或水质不好时，铺树脂粉或树脂粉与纤维粉的混合粉，以除掉水汽系统中的杂质、污染物、盐类。 1.粉末树脂过滤器技术（以西塞山发电有限公司的粉末树脂过滤器为例） 1.1顶管板系统
培训中心教材初稿 凝结水净化处理系统（LDB/LDF）
目录 一、系统的功能 二、系统的工作原理 三、系统LD的设备组成及其主要参数 四、联锁和保护 五、主要调节器 六、系统运行时监测的参数 七、工艺限制,安全规定及措施 八、常见故障及消除方法 九、思考题 附录A系统工艺流程图 附录B设备清单 附录C参考文件
一、系统的功能 1 汽机凝结水净化处理系统(LD)从汽机凝结水中去铁质，除盐以保证二回 路的水化学工况. 2 汽机凝结水净化处理系统包含以下子系统: 1) LDB-凝结水中溶解的及悬浮腐蚀产物机械净化及初步除盐系统; 2) LDF-凝结水离子净化处理系统以去除溶解的阴阳离子; 3) LDP-过滤材料冲洗及再生系统; 4) LDL-凝结水净化过滤器再生排水监测系统，根据排水的水质重复利用或再处理. 3 汽机凝结水净化处理系统运行工况： 1) 运行(功能组LDB, LDF－运行); 2) 离子交换剂的水力换料, 冲洗和再生(功能组－LDP, LDL) 4 汽机凝结水净化处理系统从位于冷却水泵房和制水站内的化学控制室 进行控制.通过启动功能组或手动控制. 汽机凝结水净化处理系统的功能子 组见表 2.1.
二、系统的工作原理 2.1 系统LD的作用原理 汽机凝结水并列流过投运的已经被再生好的H-阳离子除铁过滤器LDB11-15AT001, 在其中装载了强酸阳离子交换剂DOW MONOSPHERE 650C NG(H), 于是凝结水中的悬浮的和溶解的腐蚀产物被清洗掉。同时，有部分除盐水流过。周期性的，当阳离子除盐过滤器的离子交换剂的置换体积被消耗尽后，把它们卸载到再生系统（LDP）中进行清洗腐蚀产物和恢复其置换能力。 被除铁的部分除盐凝结水进入混床LDF21-25AT001, 在其中装载了强酸性的大孔的阳离子交换剂DOW MONOSPERE 650C NG(H) 和高基点的 阴离子交换剂MONOSPERE 550ALC NG(OH), 在此处进行除去由于冷却水吸附而进入凝结水中的溶解盐。在混床后安装的过滤器捕捉器 LDF21-25AT002, 其作用是捕捉由于过滤器排泄设备损坏时从混合作用过
实用文档 编号：M-20SZRD135Y-GZ-QJ-03 XX造纸集团环保迁建二期工程废综 合利用动力车间工程凝结水泵及系统调试方案工作人员： XXX 编写人员： XXX 审核：XXX 批准：XXX XXX电力建设第二工程公司 二○一三年九月
摘要 本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对XX造纸集团环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1×50MW汽轮发电机组、350t/h循环流化床燃煤锅炉机组调试工作提出具体方案。依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了凝结水泵及凝结水系统调试需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。 关键词：汽机；凝结水系统；技术措施
目录 一、编制目的 (6) 二、编制依据 (6) 三、调试质量目标 (6) 四、系统及主要设备技术规 (6) 五、调试围 (7) 六、试运前应具备的条件 (7) 七、调试工作程序 (8) 八、调试步骤 (8) 九、组织分工 (12) 十、调整试运注意事项 (12) 附录1 (14) 附录2 (15) 附录3 (16)
一、编制目的 为了指导规系统及设备的调试工作，保证凝结水系统及设备能够安全正常投入运行，制定本措施。 检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。检查及设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。 二、编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》 2.2《电力建设施工及验收技术规》汽轮机组篇（1992年版） 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006年版） 2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版） 2.5设计图纸 三、调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。 专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。 四、系统及主要设备技术规 凝结水系统的主要功能是将凝汽器的凝结水经凝结水泵增压后，依次经过轴封冷却器、各低压加热器，最后进入除氧器，同时提供各项减温喷水及杂项用水。本工程汽轮发电机组配置3台容量为100%的凝结水泵。机组正常运行时，凝结水泵一台运行，两台处于备用状态。系统基本流程为：凝结水箱→凝结水泵→轴封冷却器→6号低压加热器→5号低压加热器→4号低压加热器→除氧器。 4.1 主要设备技术规 4.1.1凝结水泵 型号： 150N160型 流量： 110m3/h 扬程: 155m 转速： 2950r/min 4.1.2凝结水泵电机 型号： Y3315S-2TH
凝结水系统： 从总体上先讲一下系统的组成、作用 一、凝泵启动前检查： 1.凝泵、凝汽器、轴加、各低加、除氧器及系统相关设备检修工作 结束，工作票注销，现场无影响系统投入的因素； 2.闭冷水系统运行正常，凝泵轴承冷却水、机械密封水供应正常； 3.凝汽器水位正常；（低于650mm时，禁启凝泵） 4.检查系统各阀门处于启动前状态；（精处理、轴加、各低加进出口 门及旁路门）; 5.泵及电机轴承润滑油油位、油质正常； 6.凝泵空气门开启； 7.循环水泵联锁、保护试验正常。 二、凝泵启动： 适当开启凝结水再循环，在CRT上点“启动”按钮，CRT上检查泵启动电流返回正常，泵出口压力正常，各温度测点值缓慢上升；就地检查泵与电机声音、振动正常，泵出口电动门联开正常，整个系统无漏水。根据化学要求，确定凝结水是否回收（是否开启#5低加排水电动门）。投入备用泵联锁按钮。 三、凝泵启动危险点分析： 1.第一台凝泵启动危险点： 1）未开启系统放空气门，引起管道振动；（泵出口母管、轴加进出口）
2）再循环未开或开启过小，管道憋压，引起振动、管道法兰泄漏；3）电机及泵轴承冷却水系统不正常，轴承油位油质不正常，造成设备损坏； 2.运行中切换危险点： 1）除氧器水位低，切换时先启后停，确认备用泵工作正常后再停泵； 2）凝结水、给水溶解氧不合格，切换完毕后注意调整已停泵的机械密封水。如果溶解氧严重超标，重新进行切换并检查原因；3）泵运行不正常，保证启泵前泵空气门处于开启位。 四、凝泵停运： 退出备用泵联锁按钮，在CRT上点“停止”按钮，检查泵停运，泵出口电动门联关到位。 五、凝泵停运危险点： 1.凝结水用户用水中断，如：前臵泵机械密封水、化学加药箱、本 体疏扩减温水等； 2.仍有热水、热汽进入凝汽器，造成排汽缸温度高。 六、机组启动时凝结水回收： 机组启动初期，凝结水各项指标不合格，不能进入除氧器，需要开启#5低加出口排污门放水。化学化验水质合格后，要及时进行回收。关闭#5低加出口排污门，开启#5低加出口电动门，根据除氧器水位逐渐调整凝结水再循环门至全关。 七、除氧器上水自动失灵时，需要手动调整除氧器水位：
敬业钢铁煤气发电机组二期工程凝结水系统调试措施 措施编号：敬业钢铁煤气发电二期工程－QJ02 编制人：周广太 审核人：刘清顺 批准人：安治海 邯郸市科达电力安装有限公司 二○一二年二月十五日
目录 1、设备系统概述 2、联锁保护 3、编制依据 4、调试范围 5、组织与分工 6、调试前应具备的条件 7、调试项目和和程序 8、调试质量的检验标准 9、安全注意事项 10、调试项目的记录内容 附表凝结水泵试运记录表附表质检表
1、设备系统概述 1.1、系统概述 敬业钢铁煤气发电二期工程1#、2#机组各配有2台100％容量电动凝结水泵。电动凝结水泵将凝汽器热井中的凝结水抽出经过轴封加热器，然后依次进入表面式低压加热器加热，最后进入除氧器。 此凝结水泵采用立式结构，泵体设计为全真空型。 1.2、凝结水系统辅助服务对象： 1)至汽机轴封供汽减温器； 2)高加给水进口阀 3)低压缸喷水减温 4）抽汽控制水 1.3、凝结水系统有关设备参数 1.3.1、凝结水泵 制造厂：上海凯泉 设计形式：立式 型号： 6.5LDTN-9-160/4-IL 轴功率：160kW 设计流量：210 m3/h 转速：1480 r/min 转向：顺时针,自上向下看 正常运行振动值：0.06mm（双振幅） 事故运行允许振动值：0.2mm（双振幅） 扬程：154 m 联轴器型式：弹性 1.3.2、凝结水泵电机 制造厂：西安泰富
型号：Y2-315L1-4 轴功率：160KW 额定电压：380V 转速：1480 r/min 频率：50Hz 2、联锁保护 2.1、联锁逻辑 一台凝结水输送泵运行，另外一台凝结水输送泵在DCS模式备用且满足电机可用，当运行泵事故跳闸或泵出口母管压力低则保护联锁启备运泵。 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（1996版）》。 3.2、《敬业钢铁煤气发电机组二期工程启动调试大纲》 3.3、《火电工程启动调试工作规定》 3.4、《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》 3.5、本措施与《运行规程》不符之处，应按本措施执行；本措施未尽之处，按电厂《运行规 程》执行。 4、调试范围及相关项目 4.1、凝结水系统联锁、保护传动检查。 4.2、凝结水系统中各电动阀传动检查。 4.3、凝结水泵泵体启动试验。 4.4、系统测点测量状态的检查。 4.5、凝结水系统的调整投运。 4.6、相关项目： 4.6.1、凝结水泵电机试运，该项目由安装单位负责； 4.6.2、凝结水泵单体试运，该项目由安装单位负责； 4.6.3、凝结水系统冲洗，该项目由安装单位负责； 4.6.4、凝结水系统热工仪表投入，该项目由安装单位负责； 5、组织与分工
目录 1 目的 (2) 2 编制依据 (2) 3 系统及设备简介 (2) 4 调试内容及验评标准 (3) 5 组织分工 (4) 6 仪器设备配置 (6) 7 调试应具备的条件 (6) 8 调试步骤 (7) 9 安全健康及环境要求 (9) 10 风险源辨识、评价清单 (10)
1 目的 为了更好地实施凝结水泵及其系统的现场试运，通过对该设备及相关系统的调试，保证主机凝结水系统参数正常，系统保护、联锁、信号正确，达到《验标》所规定的要求，为进入吹管阶段做准备，为整套启动顺利进行打下基础，特编写该调试方案。 2 编制依据 2.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（电建DL/T5437-2009） 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996] 111 号） 2.3 《火电工程启动调试工作规定》（建质[1996]40 号） 2.4 《电力建设工程预算定额第六册调试工程》（中电联技经[2007]15号）2.5 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（国家电网工[2003]168号）2.6 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇》（DL5190.3—2012） 2.7 《汽轮机启动调试导则》（DL/T 863-2004） 2.8 《电力建设安全工作规程（火力发电厂）》（DL5009.1－2002） 2.9 设计图纸、制造厂技术文件及相关资料等 3 系统及设备简介 LNG汽拖供汽工程配有2台凝结水泵。正常运行时，一运一备。 系统说明 凝结水系统的基本流程： 凝汽器→凝结水泵→轴封冷却器→#1低加→#2低加→#3低加→除氧器 凝结水系统的功能主要是回收工质以减少补水量，向给水系统提供品质 合格的凝结水，将凝汽器内的蒸汽凝结水输送至除氧器，并向下列设备和 系统提供减温水、密封水：
凝结水精处理系统 一、概述 1.1.1 凝结水的含义：凝结水一般是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器（正常疏水不到热井）、低压加热器等疏水（疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水）。由于热力系统不可避免的存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水（除盐水箱来水）。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。 1.1.2 凝结水精处理的目的 凝结水由于某些原因会受到一定程度的污染，大概有以下几点： 1）凝汽器渗漏或泄漏 凝结水污染的主要原因是冷却水从凝汽器不严密的部位漏至凝结水中。凝汽器不严密的部位通常是在凝汽器内部管束与管板连接处，由于机组工况的变动会使凝汽器内产生机械应力，即使凝汽器的制造和安装质量较好，在使用中仍然可能会发生循环冷却水渗漏或泄漏现象。而冷却水中含有较多悬浮物、胶体和盐类物质，必然影响凝结水水质。 2）金属腐蚀产物的污染 凝结水系统的管路和设备会由于某些原因而被腐蚀，因此凝结水中常常有金属腐蚀产物。其中主要是铁和铜的氧化物（我公司热力系统设备基本上没有铜质材料）。铁的形态主要是以Fe2O3、Fe3O4为主，它们呈悬浮态和胶态，此外也有铁的各种离子。凝结水中的腐蚀产物的含量与机组的运行状况有关，在机组启动初期凝结水中腐蚀产物较多，另外在机组负荷不稳定情况下杂质含量也可能增多。 3）锅炉补给水带入少量杂质 化学水处理混床出水即为锅炉补给水，一般从凝气器补入热力系统。由于混床出水在运行中的严格控制，补给水杂质含量很少，其水质要求：DD≤0.2μs/cm ，SiO2≤20μg/L。如果混床出水不合格，就可能对凝结水造成污染。 由于以上几种原因，凝结水或多或少有一定的污染，而对于超临界参数的机组而言，由于其对给水水质的要求很高，所以需要进行凝结水的更深程度的净化，即凝结水精处理。 1.1.3 凝结水精处理设备介绍 凝结水精处理系统采用中压凝结水混床系统，具体为前置过滤器与高速混床的串连，每台机组设置2×50％管式前置过滤器和3×50％球形高速混床，混床树脂失效后采用三塔法体外再生系统，其中1、2号机组精处理共用一套再生装置。再生系统主要包括分离塔、阴塔和阳塔（即“三塔”），另外还包括酸碱设备、热水罐、冲洗水泵、罗茨风机、储气罐等设备。1.1.4 凝结水精处理系统流程 1.1.5 凝结水精处理体外再生系统树脂流程 二、设备结构及原理 1.1.6 前置过滤器 1）作用 除去凝结水中悬浮物、胶体、腐蚀产物和油类等物质。它主要用在机组启动时对凝结水除铁、洗硅，缩短机组投运时间。另外除去了粒径较大的物质，延长了树脂运行周期和使用寿命。2）结构及工作原理 前置过滤器整体为直筒状，采用碳钢结构。内部滤元为管式，滤元骨架采用316不锈钢材质，共有268根管（管束）竖着固定在前置过滤器上下端之间。每根管上有若干水孔，并且在管外缠绕着聚丙烯纤维滤料，滤料过滤精度为10μm。水从前置过滤器底部进入管束之间，流
1、凝结水泵的形式和额定参数（电流、电压、流量、扬程） 答：我厂所用凝结水泵为立式多级（五级）筒袋式离心泵。 额定参数：电压-6KV 电流-225..5A 流量-1580T/H 扬程-3.67MPa 2、凝结水精处理的作用以及相关保护 答：提高汽水品质、提高机组的安全性、缩短机组的启动时间。高速混床能捕捉油脂、硅、Fe等离子，提高汽水品质，缩短启机过程中凝结水系统的清洗时间，缩短启机时间。 保护：凝结水母管压力大于4.2Mpa或小于2.0Mpa，温度大于50℃，精处理走旁路。 3、凝结水短时间中断有什么重要影响？ 答：1、汽机疏扩减温水断，影响真空；2、旁路减温水断，目前#1机旁路泄露，一二级减温水有5%-10%开度，凝结水中断，旁路泄露会影响真空；3、给水泵前置泵机械密封冲洗水，凝结水中断会造成前置泵机械密封件热量无法散出，使密封件老化，严重造成轴端泄露；4、小机轴封蒸汽减温水，凝结水中断，小机轴封蒸汽温度急剧升高，与转子温差过大，（轴封与转子表面间的温差＜110℃，极限165℃）会造成转子额外的热应力，减少转子寿命；5、凝汽器水位急剧上升，水位过高危害大；6、除氧器补水不足，水位过低给水量不能保证 4、凝泵自密封水流程，有何作用？凝泵机械密封冷却水的作用？ 答：自密封水流程：自密封水引自凝泵出口母管，流经机械密封，最终到达凝泵入口、外筒体与导流壳之间水室。 自密封水作用：流动带走机械密封件动静摩擦产生的热量与杂质；在密封件中形成水密封，重点防止外界空气漏入。 机械密封冷却水作用：冷却机械密封水，协助机械密封水带走机械密封摩擦产生的热量。
5、凝泵抽空气流程，有何作用？ 答：流程：凝泵抽空气门接自凝泵入口外筒体与导流壳之间水室，引至凝汽器。 作用：1、平衡凝泵入口与凝汽器内压力，保证凝结水顺畅流入凝泵入口 2、抽吸凝泵入口可能存留的空气，防止泵的汽蚀 6、从凝泵结构上解释，为何在凝泵隔离时须先关抽空气门，后停机械密封水？答：机械密封水出口和抽空气门接口都在凝泵入口处（外筒体与导流壳之间水室中），而且凝泵入口为负压。在自密封水先中断的情况下，因机械密封总有一定的不严密，导致外界空气沿轴间间隙通过机械密封，进入凝泵入口，再进而通过抽空气管路漏入凝汽器，导致真空下降。固凝泵隔离必须先关闭抽空气门，后停机械密封水。
（2×300MW）发电供热机组扩建工程#6机组凝结水及补水系统调试方案 编写： 初审： 审核： 批准：
目录 1.编制依据 (1) 2.试验目的 (1) 3.系统简介及设备技术规范 (1) 4.调试说明 (2) 5.调试前应具备的条件 (2) 6.试运步骤 (3) 7.凝结水及相关管路冲洗 (4) 8.凝结水泵停运 (5) 9.系统动态调整 (5) 10.调试验评标准 (5) 11.调试所用仪器设备 (6) 12.环境、职业健康安全风险因素控制措施 (6) 13.组织分工 (6)
1.编制依据 1.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》； 1.2 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》； 1.3 《火电工程启动调试工作规定》； 1.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》； 1.5 《电力建设工程调试定额（2002年版）》； 1.6 《电力基本建设工程质量监督规定》； 1.7 江苏省电力科学研究院有限公司《质量手册》和《程序文件》。 1.8 江苏省电力设计院设计施工图。 1.9 制造商有关系统及设备资料。 2.试验目的 为保障凝结水系统调试工作的顺利进行，特编写本技术措施。本措施用于指导凝结水系统安装结束，完成设备单体调试后的分部试运行工作，以确认凝结水系统所有设备、管道安装正确无误，设备运行性能良好，控制系统工作正常，系统能满足机组整套启动需要。 3.系统简介及设备技术规范 3.1 系统功能 凝结水系统的功能除使凝结水本身进行加热、除氧、化学处理和清除杂质，向给水系统提供品质合格的凝结水外，同时还向各有关用户提供用水。 #6机组凝泵、凝结水及补水系统配备2台100%容量立式筒袋型多级离心式凝结水泵，正常1台运行,1台备用。系统基本流程为：凝汽器→凝结水泵→凝结水精处理装置→轴封加热器→#8低压加热器→#7低压加热器→#6低压加热器→#5低压加热器→除氧器。 凝结水精处理装置后接有各项减温喷水和各项杂项用水及凝汽器高水位放水阀。轴封冷却器后设有除氧器水位调节阀、凝结水最小流量再循环管路。 机组设置一台除氧水箱和除氧器，水箱容积150m3,其储水量可满足锅炉最大连续蒸发量时约8分钟的给水消耗量。为加速启动加热过程设置一台除氧器循环水泵，其容量满足除氧器启动时所用喷嘴组额定流量的30%。 机组设置一台300m3的凝结水储水箱，正常运行时依靠凝汽器真空可对凝汽器补水，当凝汽器热水井水位高时可接收热井回水。在全厂失电事故工况下，凝结水储水箱还可作为停机冷却水水源。机组的凝结水储水箱设置一根ф273的联络管，正常运行时靠自己的静压差相互补水。 3.2 设备规范 3.2.1 凝结水泵 型号： NLT350—400＊6 流量： 864m3/h 扬程: 306m 必需汽蚀余量： 5.8m
凝结水系统讲座 主凝结水系统指由凝汽器至除氧器之间相关的管道与设备。主凝结水系统主要作用是加热凝结水，并加凝结从凝结器热井送至除氧器。作为超临界机组，对锅炉给水的品质很高，因此主凝结水系统还要对凝结水系统进行除盐净化，此外，主凝结水系统还对凝结器热井水位和除氧器水位进行必要的调节，以保证整个系统的安全运行。 一系统的组成 主凝结系统包括两台100%容量立式凝结水泵（型号：C720III-4，）、凝结水精处理装置、一台轴封加热器，四台低压加热器，一台凝结水补充水箱和两台凝结水补充水泵。为保证系统在启动、停机、低负荷和设备故障时运行时安全可靠，系统设置了众多的阀门和阀门组。 主凝结水的流程为：凝结器热井→凝结水泵→凝结水精处理装置→轴封加热器→8号低压加热器→7低压加热器→6低压加热器→5低压加热器→除氧器。 1 凝结水泵及系统 凝结水泵用途：凝结水泵在高度真空的条件下将凝汽器的热井中的凝结水抽出，输送接近于凝汽器压力的饱和温度的水。1台变频运行1台工频备用。 离心泵的工作原理：在泵内充满水的情况下，叶轮旋转使叶轮内的内也跟着旋转，叶轮内的水在离心力的作用下获得能量，叶轮林槽道内的水在离心力的作用下甩向外围流进泵壳，于是在叶轮中心压力降低，这个压力低于进水管压力，水就在这个压力差的作用下由吸水池流入叶轮，这样水泵就可以不断的吸水，不断的供水了。具有结构简单、不易磨损，运行平稳、噪声小、出水均匀，可以制造各种参数的水泵，效率高等优点，因此离心泵可以广大的应用。 凝结水泵轴封有良好的密封性能，不允许发生漏泄现象。凝结水泵轴封采用机械密封。泵能在出口阀关闭的情况下启动，而后开启出口阀门。泵能承受短时间的反转。 2 凝结水精处理装置 为确保锅炉给水品质，防止由于铜管泄漏或其它原因造成凝结水中的含盐量增大。（大机组特有）。 3 轴封加热器及凝结水最小流量再循环 在汽轮机级内，主要是在隔板和主轴的间隙处，以及动叶顶部与汽缸(或隔板套)的间隙处存在漏汽。此外，在汽轮机的高压端或高中压缸的两端，在主轴
编号：M-20SZRD135Y-GZ-QJ-03 XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废综合利用动力车间工程凝结水泵及系统调试方案 工作人员：XXX 编写人员：XXX 审核：XXX 批准：XXX XXX电力建设第二工程公司 二○一三年九月
摘要 本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1×50MW汽轮发电机组、350t/h循环流化床燃煤锅炉机组调试工作提出具体方案。依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了凝结水泵及凝结水系统调试需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。 关键词：汽机；凝结水系统；技术措施
目录 一、编制目的 (4) 二、编制依据 (4) 三、调试质量目标 (4) 四、系统及主要设备技术规范 (4) 五、调试范围 (5) 六、试运前应具备的条件 (5) 七、调试工作程序 (6) 八、调试步骤 (6) 九、组织分工 (9) 十、调整试运注意事项 (10) 附录1 (12) 附录2 (13) 附录3 (14)
一、编制目的 为了指导规范系统及设备的调试工作，保证凝结水系统及设备能够安全正常投入运行，制定本措施。 检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。检查及设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。 二、编制依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009年版）》 2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992年版） 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006年版） 2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版） 2.5设计图纸 三、调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。 专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。 四、系统及主要设备技术规范 凝结水系统的主要功能是将凝汽器内的凝结水经凝结水泵增压后，依次经过轴封冷却器、各低压加热器，最后进入除氧器，同时提供各项减温喷水及杂项用水。本工程汽轮发电机组配置3台容量为100%的凝结水泵。机组正常运行时，凝结水泵一台运行，两台处于备用状态。系统基本流程为：凝结水箱→凝结水泵→轴封冷却器→6号低压加热器→5号低压加热器→4号低压加热器→除氧器。 4.1 主要设备技术规范 4.1.1凝结水泵 型号：150N160型 流量：110m3/h 扬程: 155m 转速：2950r/min 4.1.2凝结水泵电机 型号：Y3315S-2TH
凝结水系统④ 写出凝结水系统流程？凝结水系统作用？凝结水系统上有哪些设备？凝结水用户有哪些？凝结水母管至凝补水箱排水管路作用？凝结水再循环作用？凝结水上水调节方法？凝结水再循环就地布置位置？凝结水再循环布置在轴封加热器后的原因？凝汽器热井就地水位计量程高度？有几个？凝汽器正常运行水位多高？凝泵从布置设计上如何防止汽蚀的？两个凝汽器热井水之间如何联通？这样联通的好处？凝泵入口管路压力释放阀作用？什么情况下会超压？如何预防？凝泵泵组冷却水有哪些？冷却水源？凝泵出口逆止门作用？凝泵倒转原因、危害？凝泵泵体放空气门作用？排至哪里？凝结水系统放空气门有哪些？凝结水系统放水门有哪些？凝结水精处理装置作用？凝结水主路有几个流量计？装在何处？分别有什么作用？轴封冷却器作用？轴封冷却器疏水至哪里？水位高低有什么影响？凝泵设备规范？凝泵运行方式？除氧器上水控制方法？凝结水正常运行监视哪些参数？凝结水系统冲洗方法？凝结水上水主路调节门就地位置？凝结水上水至除氧器入口逆止门作用？除盐水泵来水用户？凝补水箱作用？凝补水泵作用？停机冷却水泵作用？凝泵启动前检查内容？启动后检查内容？凝泵如何切换？凝泵并泵注意事项？凝结水母管压力高低有何危害？凝泵停运条件？凝泵停泵后注意事项？凝泵跳闸后如何处理？凝泵有哪些联锁保护？凝泵再循环有哪些联锁动作逻辑？凝泵泵组有哪些冷却方式？凝结水系统常见异常？凝泵停运检修如何做安措？操作危险点？凝泵电机检修后第一次启动后重点注意事项？凝结水上水调节门误关或卡涩如何处理？除氧器水位急剧下降或上升如何处理？凝汽器水位过高、过低有何危害？学习凝结水系统过程中遇到的问题？对凝结水系统运行方式有哪些建议？画出凝结水主回路系统图。
凝结水精处理 一、凝结水精处理的必要性 凝结水的含义：凝结水一般是指锅炉产生的蒸汽在汽轮机做功后，经循环冷却水冷却凝结的水。实际上凝汽器热井的凝结水还包括高压加热器（正常疏水不到热井）、低压加热器等疏水（疏水是指进入加热器将给水加热后冷凝下来的水）。由于热力系统不可避免的存在水汽损失，需向热力系统补充一定量的补给水（除盐水箱来水）。因此凝结水主要包括：汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、各种疏水和锅炉补给水。 1、凝汽器泄漏： 凝汽器的泄漏可使冷却水中的悬浮物和盐类进入凝结水中。泄漏可分两种情况：严重泄漏和轻微泄漏。 前者多见于凝汽器中管子发生应力破裂、管子与管板连接处发生泄漏、腐蚀或大面积的腐蚀穿孔等。此时，大量冷却水进入凝结水中，凝结水水质严重恶化。后者多因凝汽器管子腐蚀穿孔或管子与管板连接处不严密，使冷却水渗入凝结水中。 即使凝汽器的制造和安装较好，在机组长期运行过程中，由于负荷和工况的变动，引起凝汽器的震动，也会使管子与管板连接处的严密性降低，造成轻微的泄漏。 当用淡水作冷却水时，凝汽器的允许泄漏率一般应小于％。严密性较好的凝汽器，泄漏量小于此值，甚至可以达到％。当用海水作为冷却水时，要求泄漏率小于％。 凝汽器泄漏往往是电厂热力设备结垢、腐蚀的重要原因。 2、金属腐蚀产物带入： 火电厂的汽水系统中的设备和管道，往往由于某些腐蚀性物质的作用而遭到腐蚀，致使凝结水中含有金属腐蚀产物，其中主要为铁和铜的氧化物。进入凝结水中金属腐蚀产物的量与很多因素有关，如机组的运行工况，设备停用时保护的
好坏，凝结水的pH值，溶解气体(氧和二氧化碳)的含量等。 凝结水进入锅炉后，其所含的金属腐蚀产物将在水冷壁管中沉积，引起锅炉结垢和腐蚀。一般情况下，在机组启动和负荷波动时，凝结水中的铁、铜含量急剧上升。 3、补充水带入的悬浮物和盐分： 锅炉补充水虽经深度除盐处理，但由于种种原因(如原水中有机物含量高等)，除盐水在25℃的电导率不能低于μS/cm，即使电导率小于μS/cm，补充水中仍含有一定量的残留盐分。此外，除盐水流过除盐水箱、除盐水泵和管道，也会携带少量的悬浮物及溶解气体而进入给水。 4、热电厂返回水夹带的杂质污染 从热用户返回的凝结水中通常含有很多杂质。、生产用汽的凝结水一般含有较多的油类物质和铁的腐蚀产物，返回后需要进一步处理来满足机组对水质的要求。 二、凝结水精处理技术概况 凝结水处理设备与热力系统的连接方式 1、低压系统连接方式 水处理设备串联在凝结水泵和凝升泵之间，见图(a)。由于凝结水泵在1MPa~压力下运行，所以混床是在较低压力下工作的，为了能将混床处理后的水再经低压加热器送入除氧器，需在混床之后设置凝结水升压泵。在该系统中为便于除氧器水位的调节，系统中还需设置密封式补给水箱，