除氧器安装说明书

1、旋 膜 除 氧 器安装使用说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、 主要技术参数三、 旋膜除氧器的工作原理与结构四、 安装五、 运行与维护六、 故障及消除方法七、 检修八、 用户须知九、 编制说明一、 概述除氧器是电站锅炉、工业锅炉系统中必备的设备，其主要功能为降低锅炉供水中的含氧量，使之达到标准要求，以保证锅炉、汽轮机组和整个系统的金属部件在高温下不发生过度的氧化腐蚀。热力除氧器是目前最常用的锅炉除氧设备。旋膜除氧器是热力除氧器的一种，它是在原膜式除氧器的基础上研究、创新、制造成功的，该除氧器现有四个系列、多种型号、多种功能，从10t/h到1080t/h。各国对热力除

2、氧器研究和追求的指标主要是淋水密度（亦称重度流速）和提升温度及溶氧的浓度差。旋膜除氧器的效率远远高于其它型号除氧器。各类除氧器的效率整理如表1 表1 各类除氧器的效率比较表序号项 目符号单位数 值1除氧器型号雾 化泡 沸旋 膜2淋水密度Um3/m2.h68-8785-159133-177*3提升温度t404097* *4浓度差Gg/l50-200/72200/77600/7*5排汽量P311*6滑压域MPa30%负荷以上全滑压注：1.*为实测值；* *为实用值2. 余皆由文献、图纸整理。二、主要技术参数旋膜除氧器主要技术参数见竣工图。三、除氧器的工作原理与结构3.1 旋膜除氧器的原理旋膜除氧器

3、的传热、传质方式与已有的液柱式、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的传热、传质方式。它具有很高的效率。射流、旋膜和悬挂式泡沸三种传热传质方式源于石化系统的喷射，降膜和泡沸传热传质方式。不同的是：将喷射冷凝扩散管取消，仅利用喷嘴的射流改为飞行冷凝，它不仅具有很大吸热功能，而且具有很大的解析能力；将自然降膜改造为强力降膜，增加液膜的更新度，并造成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；将独立的三种传热传质装置缩化为一体，在一个单元的部件内完成。由于它具有很高的效

4、率和某些特殊功能，突破了已有除氧器的技术性能。3.2 旋膜除氧器的构造旋膜除氧器有除氧塔和水箱两大部分套组成3.2.1 除氧塔给水除氧器加热主要在除氧塔内完成。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. 水入口混管是作为全部给水（含各种补给水）经混管混合后送入水室，供除氧用。混管的特点是利用喷射器的原理可混不同压力、温度的水。c. 旋膜管是用无缝

5、管,上面钻有射流沸孔制成。它是传热传质主要部件。d. 双流连通管是由无缝管制成，即化工设备的自然降膜管，它的主要作用是导回汽水分离室内分离下来的积水和旋膜管带出的积水，排除除氧塔自由空间上部的气（汽）体，并在管内，使两种介质进行换热。e. 水膜裙室；相当于除氧器的雾化区，它是旋转膜作用的终程。水膜裙是传热传质面积，每个起膜器的水裙最大可用面积由试验定。由于除氧水温水膜裙室内已近于饱和温度，水中氧的解析也应该全部或接近于全部完成。实测结果说明，水膜裙形态及水膜裙室的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组成。a. 篦组是由角钢和框架组成。钢等距

6、焊在框架上，框架为可卸式。篦组的主要作用是将一级除氧后的水进行二次分配。篦条空间面积不小于总截面的50%。b. 填料组是用网波填料和框架组成。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，它具型孔眼。除氧器依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 其它部件a. 汽水分离器由托架、排汽管和填料组成。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 水箱除氧水箱的作用是贮水，作为缓冲之

7、用，锅炉上水时予加热，辅助除氧。水箱参数见竣工图。旋膜除氧器配装的水箱内装有：加热蒸汽导管；配水管；再沸腾管；防旋板以及其它所必须部件与接口。a. 蒸汽导管：除氧塔内的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含有氧的汽体一并带入，做到水、汽境界面上的汽体中氧的分压降到最低。b. 配水管：经除氧塔除氧后的水，经落水导管引送至配水管并直接分别配送到水箱下部的各出水口处。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

8、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，防止低水位时水的旋流相应增加水箱有效容积。试验证明，水的旋流对水泵汽蚀影响很大，无防旋板时，水箱水位必须保持管径三倍高度，有防旋板则可降为1.5倍以下。e. 其它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 鞍座基础垫板安装4.1.1 两个鞍座一为固定鞍座，一为滑动鞍座，其中滑动鞍座的滑动面之间采用滑动装置（见竣工图）。4.1.2 鞍座基础垫板按相应有关标准制造，地脚螺栓的安装按电厂设计部门的设计进行。4.1.3 将滑动装置安放在滑动鞍座端的基础垫板上

9、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，中心线的垂直距离见竣工图。4.2 水箱安装4.2.1 吊起水箱，将水箱的两个鞍座上孔眼与两端基础垫板上螺栓对准，安放并找正，达到水箱水平（斜度小于0.2），鞍座纵向中心线和基础垫板中心线重合。4.2.2 拧上固定端鞍座地脚螺栓的螺母及锁紧螺母，拧上滑动端鞍座地脚螺栓的螺母，螺母和垫圈间保持1-2mm的间隙。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，按竣工图要求进行焊接。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，斜度小于0.2，除氧塔垂直，垂直度小于1。4.4 水压试

10、验4.4.1 水压试验应在除氧器内部及连接管路清洗后和保温前进行，试验压力见竣工图。4.4.2 连接好水压试验用的手摇式加压泵和加压管路，在便于监视水压试验压力的加压管路上安装两只压力表，其量程应相同，最大量程宜为试验压力的2倍，并经校验合格。4.4.3 水压试验用介质应为除盐水或经过过滤的水，水温为550。4.4.4 水压试验时所用密封垫片材料应与正式安装时所用垫片材料相同。4.4.5 开启除氧塔顶部排向大气的排气阀门，关闭其余所有连接管道上的阀门或加装堵板。4.5 试验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的空气，然后关闭排气阀门，在充水过程中对照液位计，校准遥测

11、液位计。4.5.2 用试压泵缓慢升压，并随时对照两只压力表的指示值应完全相同。当压力升到规定的试验压力时，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 在试验过程中如发现渗漏，应修补并重新进行试验。4.5.4 水压试验过程和结果应详细记录，同时应由质检负责人和检验人员签字后存档备查。4.6. 结尾4.6.1 排尽除氧器内的积水，清洗水箱内残存的污物后，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、运行与维护5.1 试运行前的安全检查5.1.1 除氧器安装

12、（或检修）工作已全部结束，经验收合格。施工用临时性设施都已拆除，保温完善，垃圾清除，道路畅通，照明良好，通讯正常。5.1.2 除氧器各汽水系统的阀门位置应符合运行规程的要求，阀门的开闭和自动调节、控制装置的动作应灵活可靠，开度指示应与设备实际情况相一致。灯光音响报警和连锁装置应良好。自动控制和保护装置必须全部投入使用（除只能在运行时投入的之外），电动阀、气动阀和液动阀的开闭全行程时间应有记录。5.1.3 除氧器的压力表应完好，出现下列情况之一时，不能投用：1. 有限止钉的压力表在无压力时，指针不能回到限止钉处；无限止钉的压力表在无压力时，指针距零位的数值超过压力表的允许误差。2. 表面玻璃破碎

13、，或表盘刻度模糊不清；3. 封印损坏，或超过检验有效期限；4. 表内弹簧管泄漏或压力表指针松动。5.1.4 给水箱的液位计出现下情况之一时，不能投用：1. 就地液位计损坏，看不清水位；2. 电接点水位计的电接点挂水，出现假水位；3. 超过检验有效期限；4. 一次阀卡煞；5. 就地液位计的水位指示值与电接点水位计的水位指示值不一致；5.1.5 安全阀出现下列情况之一时，不能投用（大气除氧器不采用安全阀）：1. 安全阀的铅封有损坏，不完整；2. 锁定调整螺杆或重锤位置的螺母或螺钉松动。5.1.6 给水箱支座应完好，滑动装置与垫板之间应具有足够的热膨胀间隙。滑动支座地脚螺栓的螺母已松开，螺母和垫圈间

14、留有1-2m的间隙。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）后的除氧器投入前，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 除氧器的投入5.2.1 除氧器的冷态启动宜采用先送汽后上水的方法，用辅助蒸汽预热壳体1520分钟，在保持一定汽压下，将除盐水送入除氧塔，同时逐渐开大进汽阀，对给水进行加热。随着机组负荷的上升，供除氧器的抽汽压力超过运行规程规定的切换压力后，应逐步切换到相应的抽汽。5.2.2 除氧器的冷态启动也可采用同时送汽、上水或先上水后送汽的方法，但应注意控制进汽阀的开度，避免给水箱上、下壁之间产生过大的温差应力。

15、在采用先上水后送汽的方法时，应开启除氧塔上排向大气的排汽门，其余所有连接管道上的阀门均处在关闭位置，压力、温度和水位测量装置均处在运行状态。5.2.3 母管制给水系统的除氧器投入时。宜先开汽平衡阀，将除氧器压力逐步提高至接近相邻除氧器的压力，然后适当提高相邻除氧器的水位，利用水平衡管向除氧器充水（如无水平衡管，则利用下水管充水），直至与相邻除氧器的水位一致为止。在除氧器充水过程中，应保持压力和水位平衡上升，避免发生剧烈波动。两台除氧器需并列运行时，应先使两者的压力、温度和水位尽可能一致，然后依次开启汽平衡阀、水平衡阀及其它母管联络阀，同时应保持水位平衡。5.2.4 定压运行的除氧器，在汽机负荷

16、较低需采用高一级抽汽时，应监视减压阀后的压力不得超过常用回热抽汽的设计压力；当常用回热抽汽压力达到除氧器的额定工作压力时，应投入常用回热抽汽，停用高一级抽汽。投用常用回热抽汽或高一级抽汽时，应充分疏尽抽汽管道的疏水，以免引起管道振动和水冲击。5.2.5 除氧器在启动过程中的出水含氧量应符合火力发电厂水汽质量标准的规定。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，并由试验确定合适的增负荷速度。5.2.6 水封应试验是否通畅，水封动作压力0.035MPa。运行过程，水封应时刻有自来水流入，水量大小应由运行工作人员根据情况决定，防止时间过长时水封内的水蒸发，导致水封冲破，

17、影响除氧器的正常运行。5.2.7 水箱水位给定值见竣工图。5.3 运行中的操作和监视5.3.1 运行人员应通过培训和考试，熟练掌握和执行除氧器有关的运行规程和管理制度，以保证除氧器的安全运行。运行人员应做好除氧器的各项检查和定期校验工作。对未设就地值班人员除完成表盘监视外，每班应至少巡回检查两次，随时掌握设备运行情况及存在的缺陷。5.3.2 正常运行时，除氧器的所有仪表、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。一般情况下，自动调节阀的旁路不宜开启使用。5.

18、3.3 应经常保持除氧器的各项运行参数正常和稳定，出水含氧量符合国家有关标准规定。给水箱的水位应为正常水位±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 母管制给水系统的除氧器，其所有的联络汽水管道均应投入。如因检验必须解列运行，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，母管制给水系统的除氧器不应长期解列运行。5.3.5 进入除氧器的凝结水含氧量应符合火力发电厂水汽质量标准，凝结水的温度应符合该工况下的计算温度，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的开度及除氧器压力、出水温度和出水含氧量。5.3.

19、6 除氧器水位低时，应查找原因和及时处理，禁止用急剧补水方式来提高水位，严禁直接补如大量低温除盐水。5.3.7 除氧器正常运行时，禁止将不合格的水（如疏水箱或低位水箱的水）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，应严格监视除氧器的压力。5.3.9 直接排大气的除氧塔排气阀，其开度应调整至既能保证排出气体，不致大量冒汽，实际开度由性能试验确定。5.3.10 除氧器在运行中，特别是在进行重大操作时，应监视水位的变化，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）的通向位置不正确方面出现假水位所引起的误判断。5.3.11 除氧器及其汽

20、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，并及时联系处理。5.4 除氧器的停用和保养5.4.1 对于定压运行的除氧器，当抽汽压力下降到除氧器额定工作压力以下时，应改为手动调节除氧器压力，并按运行规程规定的降压速度，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 对于滑压运行的除氧器，应在抽汽压力降到一定值后改为定压运行，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，必须将压力降至零，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，必须采取防腐保养措施，不应在无防腐保养

21、下长期停用。新投入的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，应根据具体情况和条件，加设保养设施。六、故障与消除方法6.1.1 除氧器发生故障时，运行值班人员应根据表计指示和故障现象，分析故障原因，迅速采取正确措施，并防止其扩大。6.1.2 除氧器压力升高原因：1. 压力自动调节阀失灵。2. 凝结水及其它水源突然减少。3. 高压加热器疏水调节阀失灵。4. 阀门误操作或有大量其它高温汽源进入。处理：1. 核对控制室和就地压力表，判断压力是否真实升高。2. 若压力自动调节阀失灵，应立即用手动方式调节进汽电动阀或调节阀的旁路阀，维持除氧器压力。3. 检查凝结水泵是否工作正常，

22、凝结水系统阀门是否误关或阀芯脱落，其它补充水源工况是否有变化，并采取相应措施。4. 若高加疏水调节阀失灵，应立即改为手动调节，维持高加正常水位。5. 如有其它汽源进入，应立即查明原因，切断有关汽源。6. 当采取上述措施无效时，应立即要求机组降负荷。6.1.3 除氧器压力降低原因：1. 压力自动调节阀失灵。2. 机组负荷降低，或热电厂抽汽热负荷增加。3. 进汽阀误关或阀芯脱落。4. 抽汽管道泄漏。5. 凝结水温度突然降低，或凝结水及其它水源力量突然增加。6. 水封装置误动作或作后没冲水进行封闭。处理：1. 核对控制室和就地压力表，判断除氧器压力是否真实降低。2. 若压力自动调节阀失灵，应开启调节

23、阀的旁路阀，维持除氧器压力。3. 若机组负荷降低而除氧器压力降低到切换压力以下时，应联动开启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，应迅速查明原因并采取相应措施。5. 若凝结水温度过低、水量过大，应查明原因并相应开大进汽阀门。6.1.4 除氧器水位升高原因：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. 机组负荷突然降低。处理：1. 核对各液位计，确认水位真实升高2. 发现水位超出正常规定范围时，应将水位调节阀用手动关小，并停止其它补水，如调节阀失灵，应隔绝调节阀

24、，开启旁路阀进行调节。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，并查明原因，采取相应措施。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，必要时开启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，并检查联锁动作是否良好。6.1.5 除氧器水位降低原因：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. 机组负荷突然增加。6. 凝结水泵故障。7.

25、 凝结水系统阀门误关或阀芯脱落。8. 锅炉给水量突然增大。处理：1. 核对各液位计，确认水位真实降低。2. 发现水位低于正常规定范围时，应将水位调节阀用手动开大，手控无效时开启调节阀的旁路阀。3. 若给水系统阀门误开或管子泄漏时，应立即纠正或采取相应措施。4. 如因凝结水系统故障，应根据实际情况，迅速恢复通水，如短时无法恢复则应采取停机措施，6.1.6 除氧器给水溶解氧不合格原因：1. 凝结水温度过低。2. 抽汽量不足。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。处理：1. 检查除氧器运行方式有无变化，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

26、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，应改变运行方式。3. 清除水室内杂质，检查调整网波填料。七、检修7.1 除氧器的定期检验7.1.1除氧器的定期检验，分为外部检查，内外部检验和水压试验1. 外部检查：应在运行中进行，每年至少一次。2. 内外部检验：可结合机组大修进行，其间隔时间为：安全状况等级1-2级的，每隔六年至少一次；安全状况等级3-4级的，每隔三年至少一次； 3. 水压试验：应根据除氧器的安全状况结合机组大修进行，试验压力按竣工图，间隔周期每十年至少一次。7.1.2 有下列情况之一的除氧器，应缩短检验间隔时间：1. 运行后首次进行检验的或材料焊接性能差，且在制

27、造时曾多次返修的。2. 运行中，发现严重缺陷。3. 使用期达十五年以上的。但是，这类除氧器经过检验后，若工作性能良好，材质和焊接接头质量定发现异常现象，并能确保安全使用，经使用单位全面技术鉴定，主要技术负责人同意，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，按正常周期进行检验。4. 用焊接方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. 使用单位对除氧器的安全性能有怀疑时。7.13 因特殊情况不能按期进行内卫部检验和水压试验的除氧器，使用电位必须提前三个月提出申报，经单位主要技术负责人批准，报上级锅炉压力容

28、器安全监察机构审查备案后，方可延长，但不宜超过一年。7.1.4 外部检查项目：1. 除氧器保温层是否完整、有无开裂和脱落，结构外形有无严重变形，设备铭牌是否完好；2. 除氧器接管的焊接接头、法兰、受压元件和其它可拆件结合处有无渗水和泄漏。壳体可见表露钢板是否有严重腐蚀现象。3. 与除氧器连接的管道上的支吊架是否松脱，弹簧吊架的弹簧是否太死和偏斜，管道是否振动，管道上的阀门动作是否灵活；4. 支座是否良好，滑动装置是否完好，基础有无下沉或倾斜；5. 仪表及安全附件是否齐全、灵敏和可靠，是否按规定要求进行校验，是否超过使用期限；6. 运行参数是否控制在设计规定值。照明是否符合运行要求。7.1.5

29、内外部检验项目1. 外部检查的全部项目。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，应视性质和情况测定壁厚及进行处理。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的部位有无断裂或裂纹。对有怀疑的部位应采用10倍放大镜检查或采用磁粉、渗透探伤检验。若发现表面裂纹时，还应采取射线或超声波探伤进一步抽查焊缝总长度的20%若没有发现表面裂纹，则对制造或检修时已进行100%无损探伤检验的焊接接头，可不做进一步抽查，但对制造或检修时采用局部无损探伤的焊接接头，仍应进一步做小于20%且大于10%的抽查。4. 除氧塔内部装置是否有开裂和变形等其它

30、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连续性破坏（如应力腐蚀和疲劳裂纹等），必要时应进行金相检验和表面硬度测定。7.2 内部装置及安全附件的修理7.2.1 用钢管及扁钢对篦组进行修复。7.2.2 填料层的底盘和托架等有变形或破损时应修复，使填料层处于压紧状态。7.2.3 水封装置、调节阀和溢流阀的检修和定期校验，应鞍各自的检修工艺规程进行。7.2.4 检修后所装的压力表应指示准确，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、准确，照明完好。7.2.6 取样器内部应清洁完好，冷却水应畅通

31、，水量应满足取样器的要求。取样管应无泄漏和污垢。7.3 壳体木材及焊接接头缺陷的修理7.3.1 修理前的技术准备：1. 根据除氧器检验结果，应制定修理技术方案，经修理单位的技术负责人批准，使用单位同意有方可执行，对缺陷特别严重的除氧器，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，修补前应根据修理技术方案进行补焊工艺评定试验，要求应符合SD340-89火力发电厂锅炉压力容器焊接工艺评定规程。3. 施工现场应有专人负责做好安全技术工作。4. 按修理技术要求，向有关操作人员说明修理要领，使之能够正确掌握。5. 除氧器受压元件的补焊，应经锅炉、压力容器考试合格的持证焊工承担。7.

32、3.2 内外表面裂纹的处理：1. 壳体木材及焊接接头上的表面裂纹应清除，经表面探伤，确认清除干净后，按本条第2款规定处理。2. 表面裂纹清除后，若剩余壁厚不小于计算壁厚加上到下一个检验周期腐蚀量的两倍，可不补焊，但表面不应有沟槽或棱角，应圆滑过度。侧面斜度应小于1：4。若剩余壁厚小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验），确认清除干净以后，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毫米的咬边和其它缺陷（含木材表面的缺陷），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

33、，应磨削清除或补焊修复，并按第7.3.2条第2款或第3款处理。7.3.4 表面腐蚀缺陷的处理：1. 应将腐蚀部位的腐蚀产物清除干净，并作外观检查（必要时应作表面探伤检验）和剩余厚度测定。2. 若腐蚀部位的剩余平均壁厚（应扣除至下一次检验期两倍的腐蚀量）能满足强度要求，可不作处理。反之，应根据具体情况作降压使用、补焊、更换或判废处理。7.3.5 对接焊缝的错边量和棱角量应测量。属一般性超过电站压力除氧器安全技术规定第三章制造标准要求的，可只作打磨处理或不作处理。属较严重超标的，一般应在该部位增加焊接接头的内外部无损探伤检验来确认是否还同时存在裂纹、未熔合和未焊透缺陷。若存在，应清除缺陷后补焊修复。属严重超标的，还应通过应力分析，作出能否继续使用的结论。7.3.6 对壳体变形、凹陷和鼓包，应根据缺陷的部位、程度、原因、使用条件和有无其它缺陷等进行具体分析处理。凡继续使用不能满足强度和安全要求者，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的焊接接头内部缺陷的处理：1. 裂纹、未焊透和未熔合（