发电厂主凝结水系统
发电厂主凝结水系统解读
3.低压加热器及其管道 ●机组共设有低压加热器四台，5、6、7、8号 低压加热器为卧式、双流程型式；7、8号低 压加热器采用独立式单壳体结构，置于凝汽 器接颈部位与凝汽器成为一体。 ●在5号低加出口阀前设有凝结水放水管，当安 装或检修后再启动冲洗时，将不合格的凝结 水放入地沟。 ●在进入除氧器之前的主凝结水管道上装有止 回阀，以防止机组事故甩负荷时，除氧器内 的蒸汽倒流入凝结水系统。
5.凝汽器过冷度
凝汽器压力下的饱和温度减去凝结水温度称为过冷度。 凝结水过冷度是衡量凝汽器经济运行的重要指标，也是影响汽轮机经 济运行的重要因素。过冷度每增加1℃，机组热耗率上升0.02%--0.04%。 凝结水产生过冷的原因： 1）凝汽器管束布置不合理，汽阻大。 2）真空系统严密性差漏空气量大。 3）凝汽器水位偏高。 4）真空泵运行不正常。 5）凝汽器冷却水管破裂，凝结水内漏入循环水，使凝结水温度降低。 6）凝汽器冷却水量过多或水温过低，造成凝结水过冷。 在实际生产中主要通过循环水参数（温度，压力），凝结水泵母管压力 和流量，热井水位，真空度等来具体分析判断过冷原因。
配用电机
YSPKKL560-4TH 1400kW 6KV 161A 1487 r/min
2.凝结水最小流量再循环
在轴封加热器后、低压加热器前的主凝结水管道 上设置一根返回凝汽器的凝结水最小流量再循环 管道。该管上设有凝结水最小流量再循环装置， 它由一个调节阀、二个隔离阀和一个旁路阀组成。 作用：防止水泵汽化，冷却轴加 调节原理：调节阀的信号取自于轴封加热器前凝 结水流量装置，当运行中流量小于凝结水泵要求 的最小流量时，自动开启再循环管路，以保证水 泵入口不发生汽化。(本公司规定最小流量低于 450t/h，开启最小流量再循环，低于180t/h全开）
发电厂主凝结水系统概要课件
提高水资源利用效率
通过回收和再利用凝结水，减少新水 的消耗，降低生产成本。
环境保护
设备保护
避免设备腐蚀和氧化的风险，延长设 备使用寿命。
减少废水排放，减轻对环境的负担。
02
主凝结水系统的流程
凝汽器的工作原理
凝汽器是发电厂中重要的设备之 一，其作用是将汽轮机排出的蒸
汽冷凝成水，以便循环使用。
凝汽器内部通常采用翅片管或螺 旋管等换热器，通过循环冷却水 将蒸汽热量带走，使蒸汽冷凝成
发电厂主凝结水系统概要课 件
目录
• 主凝结水系统简介 • 主凝结水系统的流程 • 主凝结水系统的运行与控制 • 主凝结水系统的维护与优化 • 主凝结水系统的安全与环保
01
主凝结水系统简介
凝结水系统的定义与功能
定义
凝结水系统是发电厂中负责处理 凝结水的系统，凝结水是蒸汽在 汽轮机中冷凝形成的。
功能
操作规程
主凝结水系统的操作应遵循发电厂的 操作规程，确保系统的稳定运行。
注意事项
操作过程中应注意观察系统各部分的 运行状态，及时发现并处理异常情况 。
环保要求与排放标准
环保要求
主凝结水系统的运行应符合国家和地方的环保要求，减少对环境的污染。
排放标准
主凝结水系统的排放应达到国家和地方的排放标准，确保废水达标排放。
精处理设备通常采用过滤、吸附、离子交换等技术，根据水质情况进行选择和组合 ，以保证水质达到标准要求。
精处理设备的运行需要定期维护和再生，以保证设备的正常运行和使用寿命。
03
主凝结水系统的运行与控 制
运行方式与操作要点
运行方式
主凝结水系统是发电厂的重要部分，负责回收和再利用凝汽 器中产生的凝结水。其运行方式包括正常运行和异常运行两 种状态。
火力发电厂凝结水系统特点及运行问题
火力发电厂凝结水系统特点及运行问题摘要:本文主要介绍了火力发电厂凝结水系统布置特点,讨论分析了凝结水再循环管道振动原因,提出减振措施减小管道振动,以提高凝结水系统的可靠性和经济性,确保机组安全高效运行。
关键词:凝结水再循环管道振动原因减振措施管道振动火力发电厂凝结水系统包括从热井至除氧器之间的管道、阀门、支吊架及其零部件。
具体系统包括:热井至除氧器的主凝结水管道及其至热井再循环管道;凝结水管至各用户的杂项管道;储水箱有关管道;由凝结水主管至凝结水储水箱的凝结水热井放水管道;由化学补充水至凝结水储水箱的补水管道;储水箱的溢放水管道等。
主要设备包括:凝汽器、凝结水泵、凝结水精处理装置、轴封冷却器、低压加热器、除氧器、凝结水储水箱。
火力发电厂凝结水系统的主要功能是将凝结水从凝汽器热井送到除氧器,为了保证系统安全可靠运行和提高循环热效率,在输送过程中对凝结水系统进行控制、除盐、加热、除氧等一系列必要环节。
凝结水系统的设备及系统布置以某国产300 MW机组为例。
该工程凝结水系统主要包括:凝汽器、两台100%容量筒袋形变频调速凝结水泵、一台轴封加热器、四台低压加热器、一台除氧器、一台凝结水贮水箱和一台凝结水输送水泵,凝结水精处理采用中压系统。
在凝结水泵出口至轴封加热器之间,称为凝结水杂用母管,母管接有其他设备用水的管道。
轴封加热器和低压加热器设有旁路系统,防止因加热器内部泄露而导致凝结水系统的中断,从而迫使机组停运。
轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器,最小流量再循环取凝泵和轴封冷却器要求的最小流量较大者,以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽,满足凝结水泵低负荷运行的要求,在机组正常运行中,调整凝结水母管压力。
在5号低压加热器出口阀门前,引出一路管道,上装启动放水门,作用是在机组启动初期,凝结水水质不合格,不能输送到除氧器,通过放水管道将不合格的凝结水排地沟。
凝结水贮水箱配凝结水输送泵,仅在机组启动时给系统充水及锅炉充水。
火力发电厂凝结水系统特点及运行问题
除盐 、 加热、 除 氧 等 一 系列 必 要 环 节 。 凝 结 水 系统 的 设 备及 系统 布 置 以 某 国 产３ ０ ０ Ｍｗ 机 组 为 例 。 该 工 程凝 结 水 系统 主 要 包括 ： 凝汽 器 、 两台１ ０ ０ ％ 容 量 筒 袋形 变频
调 速 凝 结水 泵 、 一 台轴 封 加热 器 、 四 台低 压 加热器 、 一台除氧器、 一 台 凝 结 水贮 水 箱 和 台凝结水输送 水泵 ， 凝 结 水 精 处 理 采 用 中压系统 。 在 凝 结 水 泵 出 口至 轴 封 加 热 器 之间， 称 为 凝 结 水 杂 用母 管 ， 母 管 接 有 其 他
凝 结 水 管 道 振 动 会 使 管 道 产 生 较 大 的 应力， 引起 管 道 和 支 吊架 材料 的 疲 劳 损伤 ， 特 别 是 在 弯 部 的 设 备 及 管 道 考 虑 了 防 止 汽 流 冲 刷 措 积 累到 一 定 程 度 会 形 成 裂 纹 ， 施， 其 喉 部 内设 置 有 ７ 号、 ８ 号两个低加。 头、 焊 缝 等 性 能 较 差 并 承 受 较 高 应 力 的部 该 工 程 凝 结水 系统 中 轴 封加 热 器 以 及 位 。 这 将直 接 影 响 整 个 机组 的 经 济 性 和 安 至 各用 户 的 杂 项 管 道 ； 储 水 箱 有 关 管道 ； 由 号、 ６ 号 低 压加 热 器 均 采 用小 旁 路 系 统 ， 小 全 性 ， 必须 尽 早 解 决 管 道 的振 动 问 题 。 减振 凝结 水 主 管 至 凝 结 水 储 水箱 的凝 结 水 热 井 ５ 放水管道 ； 由 化学 补 充 水 至 凝 结 水 储 水 箱 旁 路 系 统 的 优 点 是加 热 器 如 果 出现 故 障 ， 方法大概有以下几点 。 的 补 水管 道 ； 储水 箱 的 溢放 水 管 道 等 。 可 以 单 独 开 通 各 自的 旁 路 系统 ， 不 影 响 其 （ １ ） 合理设计管道 系统 ， 应 尽 量 避 免管 主要 设 备 包 括 ： 凝汽器 、 凝 结水泵 、 凝 他 加 热 器 的 正 常 运 行 ， 同 时 保 证 除 氧 器入 道 弯 头过 多 和 异 径 管 道 ； 合理 设 置 支 吊架 ， 结 水精 处 理 装 置 、 轴 封冷却 器 、 低 压 加 热 １ ５凝 结 水温 度 不 至 过 低 ， 从 而 提 高 热 经 济 增 加 管 道 系统 刚 性 （ ２ ） 合理 布 置 阀 门 站位 置 ， 减少汽蚀 。 器、 除 氧 器 凝 结 水 储 水 箱 。 性。 由于 ７ 号、 ８ 号低 加 布 置 在 凝 汽 器 喉 部 ，
火力发电厂凝结水精处理系统运行问题分析及改造优化
火力发电厂凝结水精处理系统运行问题分析及改造优化摘要：火力发电机组参数提高，对水质要求也越来越严格，由于凝汽器的渗漏和泄漏、系统中金属腐蚀产物的污染、返回水夹带杂质等因素的影响，热电厂凝结水存在着不同程度的污染，因此，对凝结水进行处理已是大型火电厂水处理一个极为重要的环节。
凝结水精处理设备的安全、稳定运行对于火力发电厂水汽品质具有较大影响。
本文针对国内火电厂凝结水精处理系统出现的问题进行了阐述，同时以多个电厂精处理设备优化改造为背景，介绍了树脂输送方法、高速混床布水装置以及可视化树脂再生控制等优化手段，为国内凝结水精处理设备改造提供了技术支撑。
关键词：火力发电厂；凝结水；精处理引言凝结水精处理系统是超临界机组安全、经济运行的可靠保障，而高速混床树脂的再生程度与高速混床的正常运行时间及出水质量直接关系到凝结水精处理系统运行效果。
因此，保证凝结水精处理系统高效运行首先要保证混床的正常可靠运行，才能进一步提高锅炉给水的汽水品质，减少锅炉受热面及汽轮机内部的氧化腐蚀和结垢。
1凝结水精处理的作用凝结水主要包括汽轮机内蒸汽做功后的凝结水、疏水和锅炉补给水。
在机组运行中有些状况会导致凝结水受到污染，例如凝汽器渗漏、锅炉补给水带入的少量杂质、管道内部的金属腐蚀产物等。
凝结水精处理系统能连续除去热力系统内的腐蚀产物、悬浮杂质和溶解的胶体，防止汽轮机通流部分积盐；在机组启动过程中投入凝结水精处理装置，可缩短机组启动时间，节省能耗和经济成本；凝汽器微量泄漏时，保障机组安全连续运行。
可除去漏入的盐分及悬浮杂质，有时间采取堵漏、查漏措施，严重泄漏时，可保证机组按预定程序停机。
随着超临界、超超临界等高参数大容量机组的出现，锅炉汽水品质要求越来越高，GB/T12145—2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》更是将水汽品质标准大幅度提高，例如：锅炉给水氢电导率由原来的≤0.15µs/cm，提高到≤0.10µs/cm。
发电厂热力系统的投停顺序
发电厂热力系统的投、停顺序一、概述发电厂各热力系统与其主、辅热力设备构成一个有机的整体，在机组启、停过程中，各热力系统根据机组的要求进行相应投、停。
由于机组的形式、容量、参数、结构各不相同，所以其启、停的方式也有所不同，但它们存在着共性的规律，以上各节详细介绍了各热力系统和辅助设备的启、停步骤。
本节以现代大型凝汽式机组冷态滑启、停方式为例，介绍发电厂各热力系统的投、停顺序。
二、发电厂各热力系统的投停顺序1、启动循环水系统在厂用电恢复、厂用水正常、循环水系统及凝汽器水侧已具备启动条件的情况下，开启循环水泵、循环水供水母管充压，凝汽器水侧通水。
2、投入开式冷却水系统当开式冷却水系统投入准备工作就绪，循环水供水母管压力满足开式冷却水泵进水压力要求时，启动开式冷却水泵，向各冷却器供冷却水。
3、启动闭式冷却水系统检查闭式膨胀水箱的水位正常后，启动闭式冷却水泵，向各冷却器、轴承冷却水管和泵密封水管供水。
4、启动除氧给水系统冷炉启动时，由补充水泵或凝结水输送泵向除氧器上水至正常水位，对给水泵进行充水、放气。
之后投入辅助蒸汽，开启除氧器循环泵或再沸腾装置，对除氧器进行加热。
此时，给水泵应处于暖泵状态。
当除氧水水质合格后，启动备用锅炉给水泵（一般为电动泵）向锅炉上水。
5、启动凝结水系统当凝汽器上水至正常水位，凝结水系统充水放气且冲洗完毕时，打开凝结水及凝结水最小流量再循环阀，启动凝结水泵及凝结水升压泵，向除氧器供水。
6、投入发电机冷却系统为确保发电机安全，在启动发电机之前，应投入其冷却系统。
对于水-氢-氢冷却系统的发电机，应投入氢气冷却系统和定子冷却水系统。
对于双水内冷发电机，应投入定子冷却水系统和转子冷却水系统。
7、投入轴封蒸汽系统投入轴封蒸汽系统，必须在汽轮机盘车的状态下进行，如果未盘车就向轴封供汽，就会造成转子受热不均而弯曲。
8、启动抽真空系统锅炉点火之前或同时，凝汽器应建立真空。
否则，一旦锅炉点火就可能有蒸汽进入凝汽器，从而损坏凝汽器。
发电厂凝结水系统控制方式的节能改造
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ｐ ｍｐ ｐ ｗｅ ｏ ｓ ｍｐ ｉｎ ｉ ｍｏ ｅ ｌ ｒ ｅ ｕ ｏ ｒ ｃ ｎ ｕ ｔｏ ｒ ａ ｇ ．Ａｆｅ ｎ ｌ ｓｓｔ ａ ｓｏ ｍａ ｉ ｎ， ｏ ｄ ｎ ａ ｅ ｐ ｍｐ ｆ ｃ ｏ ｙ ｕ ｅ ｅｅ ｔ ｉｉ ｓ ｔ ｒａ ａｙ ｉ ｒ ｎ ｆ ｒ ｔｏ ｃ ｎ ｅ ｓ ｔ ｕ ａ ｔ ｒ ｓ ｌｃ ｒｃｔ ｙ ｒ ｔ ｒ ｐ ｅ ｏ ｂ ｌ ｗ ． ， ｅ ｏ ｅｔ ｅ ｔａ ｓ ｏ ｍａ ｉｎ，ｏ ｒ ｄ ｃ ． ， ｉ ｅｆ ｌ ｐ ａ ｏ ｃ ｎ ｅ ｓ ｔ ｕ ｒ — ａ ｅｄ ｏ ｐ ｄ ｔ ｅｏ ０ ２ ｂ ｆ ｒ ｈ ｒ ｎ ｆ ｒ ｔ ｏ ｔ ｅ ｕ ｅ０ １ ｇｖ ｕ ｌ ｌ ｙ ｔ ｏ ｄ ｎ ａ ｅ ｐ ｍｐ ｆｅ
关 键 词 ： 结 水控 制 ； 位 控 制 ； 频 控 制 ； Ｃ 凝 水 变 Ｄ Ｓ控 制 ； 能 节
中图分类号 ： ＴＭ６ １ ２
文献 标 识 码 ： Ａ
Ｐｏ ｒ ＰｌｎｔＣｏ ｅ ｓｎｇ Ｗ ａ ｅ ｙ ｔ ｍ ｎ ｒ ｌＭ ｏ ｅ Ｅｎｅ ｇ ａ ｉ ｇ ｗｅ ａ ｎｄ ｎ ｉ ｔｒ Ｓ ｓｅ Ｃｏ ｔ ｏ ｄ ｒ ｙ Ｓ ｖｎ
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发电厂主凝结水系统
故障诊断：根据 故障现象进行故 障诊断确定故障 原因
故障处理：根据 故障原因采取相 应的处理措施如 更换损坏部件、 调整参数等
预防措施：加强 日常维护定期进 行设备保养提高 设备可靠性降低 故障发生率。
发电厂主凝结水系统的节能 和优化
第五章
凝结水系统的节能措施
采用高效节能的凝结水泵 优化凝结水系统的运行参数 采用先进的凝结水处理技术 提高凝结水系统的自动化程度
改造目的：提高凝结水系统的效率和稳定性 改造内容：更换老旧设备采用新型节能技术 升级措施：优化系统控制提高自动化程度 效果评估：节能效果显著系统运行更加稳定
发电厂主凝结水系统的安全 和环保
第六章
凝结水系统的安全措施和注意事项
定期检查和维护设备确保设备运行正 常
确保凝结水系统的压力和温度在安全 范围内
发电厂主凝结水系 统
,
汇报人：
目录
CONTENTS
01 添加目录标题 02 发电厂主凝结水系统的概述 03 发电厂主凝结水系统的设备 04 发电厂主凝结水系统的运行和维护 05 发电厂主凝结水系统的节能和优化
06 发电厂主凝结水系统的安全和环保
单击添加章节标题
第一章
发电厂主凝结水系统的概述
第二章
凝结水系统的清洁生产和环保管理
清洁生产：采用高 效节能技术减少能 源消耗和污染物排 放
环保管理：建立完 善的环保管理体系 确保环保设施正常 运行
污染物处理：采用 先进的污染物处理 技术降低污染物排 放浓度
环保监测：定期进 行环保监测确保排 放达标保护环境
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汇报人：
凝结水泵：将凝结水从低压区输送到高压区 凝结水箱：储存凝结水调节水量和水压 凝结水冷却器：冷却凝结水降低温度 凝结水过滤器：去除凝结水中的杂质保证水质 凝结水输送管道：将凝结水输送到各用水点 凝结水控制系统：监控和调节凝结水系统的运行状态
凝结水系统介绍
凝结水系统介绍凝结水系统是一种用于回收和利用工业过程中产生的废热的设备。
在许多工业领域，例如发电厂、炼油厂和化工厂等，废热是一种宝贵的能源资源，如果不加以利用就会浪费掉。
而凝结水系统的作用就是通过收集和处理废热中的水蒸汽，将其凝结为液体水，并将其用于其他工艺流程或提供给其他系统使用。
凝结水系统的工作原理是基于水的特性和物理原理。
当热水蒸汽遇冷后，温度下降，水蒸汽会凝结成液体水。
凝结水系统利用这一原理，通过降温装置和冷凝器将废热中的水蒸汽冷却、凝结，然后通过收集和处理设备将凝结水与其他流体分离，得到纯净的液体水。
凝结水系统通常包括以下几个主要组成部分：1. 冷凝器：冷凝器是凝结水系统的核心设备，用于将水蒸汽冷却、凝结成液体水。
冷凝器通常采用换热器的形式，通过传热管或板式换热器将热水蒸汽与冷却介质进行热交换，使水蒸汽的温度降低到凝结点以下，从而使其凝结成液体水。
2. 分离设备：分离设备用于将凝结水与其他流体分离，以便得到纯净的液体水。
常见的分离设备包括沉淀池、离心分离器和过滤器等。
这些设备可以去除悬浮颗粒、沉淀物和其他杂质，使凝结水达到一定的水质要求。
3. 处理设备：处理设备用于对凝结水进行进一步处理，以满足特定的要求。
根据不同的应用场景，处理设备可以包括脱气器、除盐设备、pH调节器等。
这些设备可以去除水中的气体、溶解性盐分和调节水的酸碱度，使凝结水达到特定的水质标准。
4. 储存和供应系统：凝结水系统还需要具备储存和供应水的功能。
储存系统通常包括水箱或水塔等设备，用于储存凝结水。
供应系统则包括输送管道、泵站等设备，用于将凝结水输送到需要的地方，供给其他工艺流程或其他系统使用。
凝结水系统的优点在于能够回收和利用工业过程中产生的废热，实现资源的最大化利用。
通过凝结水系统，废热中的水蒸汽可以被有效地回收和利用，不仅可以降低能源消耗和环境污染，还可以降低生产成本。
此外，凝结水系统还可以改善工业过程中的热工性能，提高产品质量和生产效率。
火力发电厂凝结水精处理系统运行问题分析及改造研究
火力发电厂凝结水精处理系统运行问题分析及改造研究2身份证号：2113241993****3615，河北秦皇岛 066000摘要：火力发电厂凝结水处理系统的运行问题对环境和设备稳定性造成了一定的挑战。
本研究通过分析问题根源，提出了改造方案。
其中，问题包括水质处理效果下降、设备老化、运行成本高等。
改造方案包括引入先进的水处理技术、实施废水回用和资源化、实施自动化和智能化控制、定期维护和监测。
这些改造措施有望提高系统的处理效率、减少运行成本、降低环境影响，为火力发电厂凝结水处理系统的可持续运行提供了有力支持。
关键词：火力发电厂；凝结水精处理系统；运行问题；改造一、火力发电厂凝结水精处理系统运行问题（一）水质问题火力发电厂凝结水精处理系统的运行问题之一是水质问题。
凝结水是由于电厂锅炉中水蒸发而产生的，其中含有多种溶解物质和悬浮固体。
这些物质包括矿物质、化学物质和重金属等，它们在排放到环境中之前必须得到有效的处理。
水质问题的严重性在于，如果凝结水中的有害物质没有得到充分去除，它们可能会对周围的水体和土壤造成严重的污染。
此外，水质问题还涉及到水的再循环利用，如果凝结水不能得到合适的处理，将会浪费大量的水资源。
（二）环境问题火力发电厂凝结水精处理系统的运行问题与环境问题密切相关。
在处理凝结水的过程中，通常会产生大量的废水和废渣。
如果这些废物没有得到妥善处理和处置，它们可能对周围的生态环境产生不良影响。
例如，废渣中可能含有有毒物质，如果不经过有效的处理和处置，可能会渗入土壤或水体，导致土壤污染和水源污染。
此外，废水排放也可能会对水生生物和生态系统造成危害，对生态平衡产生负面影响。
（三）经济问题火力发电厂凝结水精处理系统的运行问题还包括经济问题。
高效的凝结水处理系统通常需要大量的资金投入，包括设备购置、运维成本和人力成本等。
此外，废水排放的监测和管理也需要资金支持。
如果凝结水处理系统的运行问题没有得到解决，不仅会导致环境和水质问题，还可能引发额外的经济成本。
火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题分析
火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题分析摘要：在火力发电厂增加电机组的背景下，锅炉汽水品质需进一步提高，因为凝结水精处理系统属于二次净化设施，对锅炉汽水品质会带来一定的影响，所以需优化该系统，守住提高锅炉汽水品质的一道“屏障”。
本文通过分析火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题，以期为优化该系统并提高锅炉汽水品质提供参考。
关键词：火力发电厂；凝结水精处理系统；二次净化；火力发电厂凝结水精处理系统正常运转能很好的去除杂质，这些杂质是锅炉中的腐蚀产物、锅炉补水杂质及凝汽器泄漏后所产生的杂质，若不及时的清理这些杂质将会缩短机组的受命，亦可能影响机组运行的稳定性。
当前国内超600MW的机组选用“过滤器+高速混床”这种凝结水精处理模式。
新时代火力发电厂朝着绿色、稳定、高效、安全的方向发展，基于此为了延长机组寿命并打造稳定的营运环境，探析火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题显得尤为重要。
一、概述火力发电厂凝结水精处理系统火力发电厂凝结水精处理系统在中压系统的支撑下运转并发挥作用，中压系统、热力系统由控制单元连接到一起，600MW的机组需基于“两用一备”的原则配备高速混床，还需配备2个过滤器，1000MW的机组需推行“三用一备”原则，并配备2个过滤器。
在系统内高速混床、过滤器串联在一起，充分处理凝结水，同时机组配备混床单元、过滤器单元，这两种单元安装在旁路上，与相应的控制系统、取样监测系统相连，高速混床与树脂捕捉器串联，以免树脂进到热力系统的内部。
由混床、过滤器构成的凝结水精处理系统（见图一）还需在压缩空气系统、自用水系统、投加系统、废水排放等系统共同作用的前提下优化处理效果[1]。
图一凝结水精处理系统二、火力发电厂凝结水精处理系统运行中的问题及解决问题的措施（一）水量下降造成水量下降的主要原因是混床内部树脂歪斜且厚度不够匀称，在混床偏流的情况下，会出现水量周期性减少的问题，同时水质不稳定。
高速混床装置设计不达标、装置结构形变、液位开关控制不良、混床带气运行等均会造成树脂偏流的后果。
简述电厂汽水系统流程
简述电厂汽水系统流程电厂汽水系统主要是用于锅炉的给水和冷却系统。
它将自来水进行处理和净化，然后输送到锅炉中作为锅炉的给水。
同样，蒸汽冷凝后通过汽水系统被输送到冷却塔进行冷却并再循环使用。
下面是电厂汽水系统的基本流程：1.自来水处理和净化：自来水首先经过过滤系统去除悬浮物和杂质，然后进入除盐系统，通过电离交换过程去除水中的硬度物质。
此外，还可以使用其他处理方法，如混凝沉淀、活性炭吸附等，以去除水中的有机物和其他杂质。
2.凝结水系统：锅炉中产生的蒸汽在冷却器中被冷凝成水。
凝结水通过凝结水系统被收集，并经过初级过滤以去除悬浮物。
然后，凝结水被输送到除盐系统，降低水中的硬度和溶解固体的含量，以确保给水的质量。
3.给水泵站：凝结水通过给水泵提升到锅炉中作为给水。
给水泵的种类通常有离心泵和往复泵。
离心泵常用于大型电厂，它们能够提供比较高的流量而又需要较小的空间。
往复泵通常用于小型电厂，能够提供较高的压力。
4.锅炉喂水：给水通过给水泵输送到锅炉中。
在锅炉中，给水被预热、蒸发和加热，转化为高压蒸汽。
经过这个过程，给水的温度和压力会显著增加。
5.冷却塔系统：锅炉中产生的蒸汽流经抽汽系统被输送到冷却塔。
冷却塔是一种装置，通过将热蒸汽与空气进行热量交换，使蒸汽冷凝为水。
冷却塔内部通常包括填料，填料表面积大，有助于增加空气和蒸汽的接触面并提高冷凝效果。
然后，冷凝的水被收集并经过排放系统处理后排放。
6.冷却水循环系统：冷凝水重新被泵入锅炉进行循环使用。
在循环过程中，冷却水可能会被加热并转化为蒸汽，再次通过冷却塔冷却。
冷却水循环系统还包括水处理设备，以处理冷却水中的杂质，以保证系统的正常运行。
7.软化水系统：电厂汽水系统中的除盐和软化处理通常是同时进行的。
软化处理的目的是去除水中的钙、镁等硬度物质，以防止在锅炉和冷却系统内形成水垢。
通常，软化水系统使用离子交换器进行处理，通过交换机将钠离子引入水中代替钙和镁离子。
软化水系统还可以使用其他处理方法，如反渗透和蒸馏等。
发电厂凝结水系统
? 轴封冷却器：维持水位调整疏水门或调整三级 水封。水位高不能冷却轴封排汽，水位低空气 漏入凝汽器降真空。
凝结水系统
三、运行中的监视调整
? 1号低加汽侧入口不设截门，主要是降低末级 叶片湿度。运行中不开疏水泵时注意调整器开 度，防止调整器关闭造成加热器内形不成压差， 抽汽停滞。
? 除氧器水位调节器：原双蝶阀是一体调整，以 满足轴加必要的冷却水量。现在改为两个单独 的调节器，正常运行时匹配调整，满足凝结水 量的同时维持轴加压力稳定减少轴封系统压力 波动。
? 三、四级水封：利用机械原理加大水阻降低压 力维持两侧平衡。设有注水门（长期不用、检 修后注水）。直通门轴冷水位高时开少许（水 量少时关小轴冷疏水门或开注水门，注意真 空）。
凝结水系统
三、运行中的监视调整
? 凝结水泵：出口至个真空系统水封门。扩容器 减温水。热网加热器汽侧注水。低压缸喷水。 6级泵入口有诱导轮导流减少气蚀。盘根冷去 睡、机械密封水投入防止漏入空气溶氧增大。
凝结水系统
凝结水系统
? 一、凝结水系统的组成 ? 二、凝结水系统图 ? 三、运行中的监视调整
一、凝结水系统的组成
? 1.凝结水泵（三台半容量） ? 2.表面式加热器
– i.4台低加 – ii.汽封加热器 – iii.汽封冷却器
凝结水系统
1.凝结水泵
泵型号
流量(m3/h) 压力(MPa) 转速(r/mm) 轴功率(kW)
凝结水系统
三、运行中的监视调整
? 由于加热器堵管，凝结水泵出力下降等原因，机组满 负荷凝结水总量低不能维持系统平衡。现在调节手段 一般是开除氧器水位调节器直通门、轴冷直通、轴加 直通、四号低加直通、限制四抽汽电动门、增开凝结 水泵。由于四号低加出口电动门开关时间较长，开大 除氧器水位调节器直通门，快速截断凝结水手段没有。 机组此时出现异常突降负荷，凝汽器水位无法维持。 对安全不力。开加热器直通影响回热系统效力机组经 济性降低。限制四抽汽低加效率不变，除氧器效率降 低，除氧效果下降。增开凝结水泵厂用电直接增加。 个方法各有利弊。
电厂凝结水精处理系统典型案例剖析及预防措施
2体外再生系统方法及组成
2.1高塔分离法
分离塔分离流程为：①从顶部进水，分离塔充水至液面到达树脂层上方200~300mm处。②利用罗茨风机对塔内混合离子交换树脂进行空气擦洗，以除去混合离子交换树脂表面截留的杂质和由于运行输送过程而产生的破碎树脂。③空气擦洗完成后对塔内树脂进行反洗，将杂质和碎树脂由顶部排水管路排除。④重复1~3步，完成对混合离子交换树脂的擦洗。⑤空气擦洗完成后对塔内混合离子交换树脂进行底部反洗，通过阴阳离子交换树脂的密度差实现分离，阳离子交换树脂由于密度较大，在高流速下反洗膨胀到顶部时流速下降并逐渐下沉，而阴离子交换树脂仍保持向上流动，阴阳离子交换树脂在此处得到初步分离，同时将上一步树脂层中未清除的杂质进一步分离出来。⑥阴阳离子交换树脂分离完成后，待树脂沉降静止后，阴树脂被水力输送至阴再生塔。⑦在阳离子交换树脂的输送过程中，需要重点关注控制好上部进水流量与底部托脂流量的比例大小关系，若比例关系过大，树脂层由于上部压力过高，会导致底部阳树脂出口处的树脂层脱稳，会致使混脂层在上部进水的压力下压入阳树脂层中。
3.3解决措施
(1)在对床体进行深入检查后，制造商发现注水装置完好无损，但用于出水的穿孔板完全下沉。修复焊接可用于解决问题，即床体内景观白缝处的衬里部分被拆下并重新焊接；打磨完塔壁后，再把橡胶重新打扮一下。(2)在设计大直径中压截止阀时(例如b .混合床进/出阀)需要考虑建立完善的热控链，如果水母入口管与高速混合床主体之间的压力小于0.10 MPa，则高速混合床/进气阀可以打开。现场电磁阀箱，挂锁是必需的；“重要阀门报警标志”应挂在阀门上局部，以免误操作。(பைடு நூலகம்)加强《两票三制》、《运营服务管理条例》和《岗位值班管理制度》等运营管理制度的培训。同样，找出生产管理系统的薄弱环节，制定相应的技术措施，有效提高值班人员的操作能力。
DL／T 333.1-2010 火电厂凝结水精处理系统技术要求 第1部分湿冷机组
1 范围 ……………………¨¨……………¨¨¨¨¨……………………………………¨¨………△
2 规范性 引用文件 ¨……… ………… ……… ¨¨¨…………… …¨……¨…………∵¨…………… 1
3
术
语
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4 基本要求…… ……… …… ………………… ¨…………………… …“……¨……… ……¨… ¨¨¨2
混合系数 mi攴 ing coeⅢ cient
指最大 阳树脂与最小 阴树脂颗粒沉 降速率 的 比值减 1。 混合系数代表在 同样混合条件下 ,阳 树脂 、 阴树脂混合程度 的差别 。混合系数越小 ,两 种树脂越容易混合 。
4 基本要求
4,1 凝结水精处理 的 目的
火 电厂凝结水精处理 的 目的是去除凝结水 中的机械杂质和离子 以获得更为纯净 的锅炉给水 。
5 与热力系统 的连接方式 ………………… ………¨…………¨ ………… ¨¨¨ ……∶¨…… ……¨。3
6 凝结水精处理前后 的水质要求¨……………¨…Ⅱ…∵…………………………i¨ ………… ¨……4
7 凝 结水精处理工 艺 …… ……∵……………… …∵…… ¨¨ ¨…¨¨屮¨¨…¨¨……… …… ……4
3.3
前置 除铁 过滤 iron~removaI preⅡ lter
某发电厂凝结水精处理系统问题分析与解决
某发电厂凝结水精处理系统问题分析与解决发布时间：2023-01-05T02:53:59.086Z 来源：《福光技术》2022年24期作者：谭海燕[导读] 大容量、高参数火力发电厂设置凝结水精处理系统，不论从防止受热面和汽轮机腐蚀结垢，还是保证机组安全运行来说都是必要的。
国家能源集团平罗发电有限公司宁夏回族自治区石嘴山市 753400摘要：大容量、高参数火力发电厂设置凝结水精处理系统，不论从防止受热面和汽轮机腐蚀结垢，还是保证机组安全运行来说都是必要的。
新建机组凝结水精处理系统的调试为其投运前必不可少的环节。
本文研究对象采用西安热工研究院有限公司研发的凝结水精处理系统节水减排降耗新技术，其中包括高速混床运行优化技术、精处理混床智能控制技术、提高高速混床布水均匀性技术以及再生废液中氯离子减排技术，显著地提高了凝结水设备的周期制水量，降低水耗，同时大幅节约除盐水和新鲜水，减少废水排放量和酸碱用量，并且能够极大地降低废水零排放工程的造价和运行费用。
这种过程节水法已在国内三十多家大型发电厂成功应用，是一种低成本的节水方式，具有良好的推广应用前景。
关键词：火电厂；凝结水；精处理系统；异常分析；预防措施1粉末覆盖过滤器因排水设计压力高而威胁周边设备运行 1.1异常事件案例1。
某燃煤电厂一期2×600MW机组由上海电气总承包，2007年全面投产。
其中，凝结水主系统流程：凝结水泵→粉末覆盖过滤器→低压加热器。
粉末覆盖过滤器（下简称过滤器）的技术参数为：DN1700mm、PN4.50MPa、流量850t/h。
调试过滤器反洗程序期间，当步序进行到进气步序时（见表1），表中×是关状态，○是开状态。
过滤器反洗排水瞬间将排水沟盖板掀开，反洗排水冲至精处理所在区域的楼顶，再弹落至地面，造成地面大面积积水，同时，严重威胁附近设备的安全运行。
1.2原因分析（1）查阅设计计算书，反洗水泵流量为60t/h，过滤器排水管管径为DN150，则计算排水流速达到0.94m/s，过滤器反洗排水的流速符合文献中低压给水管道介于0.5～3.0m/s的设计规范。
项目八 发电厂给水系统培训课件
一、给水系统简介
4.设备规范： 电动给水泵（主泵）
台数
2台
型式
筒式多级离心泵
流量
613.75m3/h
扬程
1997m
吸入压力
1.01MPa
介质温度
179.6℃
转速
5241r/min
配带功率
5500kW
效率
82.4%
上节回顾：
1、简述凝结水系统流程 2、凝结水系统的作用
项目八 给水系统
一、系统简介 二、系统流程 三、系统的启动、停止 四、常见事故及处理
一、给水系统简介
• 1.给水系统作用：把凝结水系统中经除氧器除氧 后的水，送到锅炉
• 2.系统构成：给水系统主要由给水泵（3台）、 高压加热器、锅炉(汽包)、阀门及管道等构成
四、常见事故及处理
给水泵的事故处理： 1.遇有下列情况之一，应立即按事故按钮，或在DCS上紧急停泵: 给水泵或电动机突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属摩擦声； 任意一轴承断油、冒烟，或轴承温度达到高高值报警而保护没有动作时； 润滑油压降至0.15MPa，启动辅助油泵后，油压继续下降至0.08MPa时； 工作油冷却器入口温度高于130℃，保护没有动作时； 润滑油冷油器进口温度≥75℃而保护未动时； 泵体大量泄漏或高、低压给水管道破裂无法隔离，威胁到人身及设备安 全时； 电动机冒烟着火； 油系统着火而不能扑灭，并威胁泵组安全时； 给水泵严重汽化； 油箱油位低于最低值不能及时补油或补油无效时； 给水流量≤138m3/h再循环门未开启延时10S保护未动时； 危及人身或设备安全时；
4.电动给水泵的停止 将准备停运的给水泵勺管控制切至手动，并慢慢减 少其开度至0%； 当给水流量小于138t/h时，注意检查电动给水泵最 小流量再循环阀应自动逐渐全开，否则延时30秒给 水泵跳闸；
发电厂凝结水系统
凝结水系统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。
呼热1#机凝泵压力为1.5MPa。
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。
发电厂凝结水精处理系统调试方案
凝结水精处理系统调试方案受控状态：控制号：批准：审核：编写：目录1.编制目的2.编制依据3.调试质量目标4.系统及主要设备技术规范5.调试范围6.调试前应具备的条件7.调试工作程序8.调试步骤9.组织分工10.安全注意事项11.附录附录1.调试质量控制点附录2.调试前应具备的条件检查清单附录3.调试记录表A)凝结水精处理系统电动阀门检查表B)凝结水精处理系统气动阀门检查表C)试运参数记录表1编制目的1.1为了指导及规范系统及设备的调试工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行，特制定本措施。
1.2检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。
1.3检查设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。
2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（1996年版）》2.2《电力建设施工及验收技术规范》水处理及制氢装置篇（1982年版）2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）2.5厂家设计图纸及设备说明书3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（1996年版）》中有关凝结水处理系统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。
4系统及主要设备技术规范4.1系统简介宝鸡第二发电厂凝结水精处理系统设高速混床三台，两台运行一台备用；再生采用三塔式体外再生方式。
该凝结水精处理设备采用先进的中压系统，同低压系统相比它省去了二次升压设备与系统，不仅是系统简单、占地少，还可提高系统运行的安全可靠性。
缺点是由于系统压力提高了一个档次，对安装运行及检修维护的要求都很严格。
4.2 主要设备和技术规范高速混床，∮2200 mm两台备用一台运行阳离子再生（兼树脂分离）罐∮1800 P=0．6MPa阴离子再生罐∮1200 P=0．6MPa树脂储存罐∮1600 P=0．6Mpa4.3 凝结水处理设备对进、出水品质的要求4.3.1 要求进水水质标准：4.3.2 出水水质标准4.4 系统运行参数：4.4.1 每台高速混床出力正常： 380 t / h 最大： 456 t / h4.4.2 高速混床承压设计压力：3．5 MPa4.4.3 高速混床运行压降≤ 0．3 MPa ；（压差保护值 0．35 MPa）4.4.4 凝结水温运行温度：43 ℃（保护温度 50℃）4.4.5凝结水处理主要设备规范与技术参数见附录表三。
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主要内容：
❖1.凝结水系统的作用 ❖2.凝结水系统的组成 ❖3.肇庆公司凝结水系统说明 ❖4.凝结水系统的运行 ❖5.凝结水系统典型事故分析
一 凝结水系统的作用
❖ ①在汽轮机排汽口建立并保持高度真空，提高汽轮机的 循环热效率。
❖ ②冷凝汽轮机的排汽，再用水泵将凝结水送回锅炉，方便 的实现热功转换的热力循环。
凝结水泵（1拖2变频装置）
配用电机
型号
9LDTNB-6PJ
型号 YSPKKL560-4TH
型式
立式、6级、双吸离心泵 功率
1400kW
容量
896m3/h
电压
6KV
额定压力
3.4m
电流
161A
转速
1340r/min
转速
1487 r/min
2.凝结水最小流量再循环
在轴封加热器后、低压加热器前的主凝结水管道 上设置一根返回凝汽器的凝结水最小流量再循环 管道。该管上设有凝结水最小流量再循环装置， 它由一个调节阀、二个隔离阀和一个旁路阀组成。
作用：防止水泵汽化，冷却轴加 调节原理：调节阀的信号取自于轴封加热器前凝
结水流量装置，当运行中流量小于凝结水泵要求 的最小流量时，自动开启再循环管路，以保证水 泵入口不发生汽化。(本公司规定最小流量低于 450t/h，开启最小流量再循环，低于180t/h全开）
3.低压加热器及其管道
●机组共设有低压加热器四台，5、6、7、8号 低压加热器为卧式、双流程型式；7、8号低 压加热器采用独立式单壳体结构，置于凝汽 器接颈部位与凝汽器成为一体。
●在5号低加出口阀前设有凝结水放水管，当安 装或检修后再启动冲洗时，将不合格的凝结 水放入地沟。
●在进入除氧器之前的主凝结水管道上装有止 回阀，以防止机组事故甩负荷时，除氧器内 的蒸汽倒流入凝结水系统。
本公司5,6号低加采用的是电动小旁路系统，7、8号低 压加热器采用电动大旁路系统。 当某台加热器故障解列或停运时，凝结水通过旁路进 入除氧器，不因加热器故障而波及整个机组正常运行。
四、主凝结水系统的运行
1.A凝泵变频启动，B凝泵工频备用
1.确认凝泵检修工作已结束，工作票已终结，安措已恢复。 2.按照凝结水系统启动检查卡检查完毕，系统满足启动条件。 （需确认凝汽器水位正常，系统各阀门位置正确，凝结水泵密封水，轴承
冷却水投入，电机轴承油位正常，系统放水门关闭，凝泵入口门开启， 出口门关闭，凝结水母管注水排空，放气门有水冒出后关闭。） 3.检查凝结水系统变频器系统正常，变频器控制柜开关方式正确。 4.启动前确认凝结水再循环门在全开位置，除氧器水位调节阀在全关位置。 5.在DCS上先合上A凝泵6KV电源进线开关。 6.启动A凝结水泵变频器，检查A凝结水泵启动运行。 7.检查凝结水泵变频器频率为20HZ，A凝结水泵出口电动门应联开。 8.检查A凝结水泵运行正常，振动、声音、温度正常；系统管道阀门无泄漏； 凝结水泵变频器运行正常，各运行参数正常。 9.逐渐增加凝结水泵变频器频率，开启除氧器水位调节阀，关闭凝结水再循 环门。 10.除氧器水位正常稳定后可将除氧器水位控制投入变频器自动控制。 11.检查B凝结水泵具备投运条件，投入工频备用。
4.轴封加热器
❖ 经精处理后的凝结水进入轴封加热器。 ❖ 轴封加热器为表面式热交换器，用以凝结轴封漏
汽和低压门杆漏汽。轴封加热器依靠轴封风机维 持微真空状态，以防蒸汽漏入大气和汽轮机润滑 油系统。 ❖ 为维持上述的真空还必须有足够的凝结水量通过 轴封加热器，以凝结上述漏汽。
5.补充水系统
❖ 本公司供热凝结水不考虑回收，因此每台机组设有一台 300m3的储水箱，储水箱水源来自化学水处理室来的除盐 水。
❖ ③对凝结水和补给水有一级除氧的作用。 ❖ ④回收机组启停和正常运行中的疏水，接受机组启动和甩
负荷过程中旁路的排汽，减少工质损失
二 凝结水系统的组成
从凝汽器热水井经凝结水泵、精处理装置、 轴封加热器及低压加热器到除氧器的全部管 道系统称之为主凝结水管道系统
三 本公司凝结水系统简介
1. 凝结水泵技术参数
注意事项
1.凝泵变频自动液位控制投入后，检查凝泵变频“压力控制投入”与 “除氧器水位调节阀”在自动位，主要是为了在凝泵变频自动液位控 制退出后，凝泵能通过压力自动控制与除氧器水位调节阀对除氧器水 位进行调节。
2.凝泵变频自动液位控制投入后，注意监视除氧器水位调节正常，凝结 水母管压力正常。
3.变频调节过程中，凝结水母管压力会发生波动，注意检查低压轴封温 度，如主路调节阀已全开，可通过适当开启旁路进行调节。注意供热 联箱温度变化，及时进行调整。
4.凝结水母管压力低于1.7mpa时，凝泵变频自动液位控制会退出，凝泵 变频压力控制会自动投入，注意检查变频压力设定值。
5.当凝结水母管压力低于1.5mpa时备用凝泵会联启，由于工频启动后变 频自动会切除，注意及时手动调整好凝结水母管压力与除氧器水位。
凝结水泵变频装置
基本原理：
1.由六个高压隔离开关组成；
2.QS2和QS3，QS5和QS6安装机械互 锁装置；
3.QS2和QS5,QS1和QS4有电气互锁；
4.两路电源同时供电，A泵工作在变频 位，B泵工作在工频位时，QS3、 QS4、QS5在分闸位，
❖ 储水箱配备一台化学水补充水泵，主要用于启动时向凝结 水系统、除氧器水箱以及锅炉注水。机组正常运行时通过 化水车间除盐水上水泵向凝汽器补水。
6.各种减温水和杂项用水
❖ 一、零米——真空泵补水，本体疏水扩容器减温水，轴封加 热器水封注水，凝汽器真空破坏门密封水系统注水，A,B前 置泵机械密封水
❖ 二、6.3米——低旁二级减温水，凝汽器三级减温水，低压 缸轴封减温水，汽机低压缸喷水
凝泵变频自动投退操作
❖ 投入条件 1.负荷指令≥100MW； 2.凝泵变频在自动； 3.凝泵一台运行，一台备用； 4.凝结水流量、给水流量与除氧器水
位正常； 5.除氧器调节阀阀位反馈≥85%； 6.凝结水母管压力≥1.7mpa； 7.无RB信号 ❖ 操作步骤 确认上述条件满足后，在DCS中进入凝 结水变频器操作画面，点击“液位控 制投入”按钮，变红后说明凝泵变频 自动水位控制投入，检查除氧器水位 调节阀自动开至95%，除氧器水位通过 凝泵变频自动进行调整。