DL/T 1717-2017.Guideline of chemical supervision for combined cycle power plants.
1范围
DL/T 1717规定了燃气~蒸汽联合循环发电厂化学监督的内容及技术要求。
DL/T 1717适用于燃气-蒸汽联合循环发电厂的化学监督。整体煤气化联合循环(integrated gasification combined cycle, IGCC)电厂可参考执行。
2设计阶段
2.1化学补给水 系统设计
2.1.1化学 补给水处理工艺的设计应做到合理选用水源、节约用水、降低能耗、保护环境，并便于设备安装、运行和维护。
2.1.2设计前 应取得全部可利用的水源水质分析资料，其要求应符合DL 5068 的规定，应结合当地发展规划，预判可利用水源和水质的变化趋势。
2.1.3补水处理 系统设计、设备选型在符合DL 5068和DL/T 5174的前提下，宜采用自动化运行水平高的系统。
2.1.4补给水处理 系统出力设计应满足电厂全部机组正常水汽损失，包括余热锅炉水汽损失、供热损失、外供汽量，以及燃气净化、燃机和压气机冲洗用除盐水造成的损失，并考虑每天一台 机组冷态启动一次所需非正常水量。
2.1.5除盐水水箱容量宜按容量最大一台机组运行(余热锅炉总蒸发量+燃机用除盐水量)3h,并满足一台余热锅炉化学清洗、冲管或冷态启动所增加用水量的需要。

ICS27.100
备案号：60076-2017
中华人民共和国电力行业标准
DL/T17172017
燃气-蒸汽联合循环发电厂
化学监督技术导则
Guideline of chemical supervision for combined-cycle power plant2017-08-02发布
国家能源局
2017-12-01实施
范围·
规范性引用文件
术语和定义·
设计阶段·
安装、调试及机组启动阶段监督6
机组运行给水、炉水处理和水汽质量目
停（备）用机组启动阶段水汽品质净化措施和标准·机组停（备）用期间防腐蚀保护.机组检修热力设备化学检查
热力设备结垢、积盐和腐蚀处理措施和标准化学仪器仪表验收和检验…
燃气质量监督
油品质量监督
气体质量监督
DL/T1717—2017
DL/T1717-—2017
本标准按照GB/T1.1-2009《标准化工作导则标准的结构和编写》给出的规则起草。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电厂化学标准化技术委员会（DLTC13）归口。本标准起草单位：西安热工研究院有限公司、中国华能集团公司、华北电力科学研究院有限责任公司、北京太阳宫燃气热电有限公司。本标准主要起草人：柯于进、王应高、郭俊文、李永立、马晋辉、杨俊、聂晋峰、吴莉娟、张利春。本标准为首次制订。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心（北京市白广路二条号，100761）。
1范围
DL/T1717—2017
燃气-蒸汽联合循环发电厂化学监督技术导则本标准规定了燃气-蒸汽联合循环发电厂化学监督的内容及技术要求。本标准适用于燃气-蒸汽联合循环发电厂的化学监督。整体煤气化联合循环（integratedgasificationcombinedcycle，IGCC）电厂可参考执行。2规范性引用文件
下列文件对本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB2536电工流体变压器和开关用的末使用过的矿物绝缘油GB/T4756石油液体手工取样法
GB4962氢气使用安全技术规程
GB5903工业闭式齿轮油
GB/T7252
GB/T7595
GB/T7596
GB/T7597
GB/T8905
GB8978
变压器油中溶解气体分析和判断导则运行中变压器油质量
电厂运行中矿物涡轮机油质量
电力用油（变压器油、汽轮机油）取样方法六氟化硫电气设备中气体管理和检测导则污水综合排放标准
GB11118.1
GB11120
GB12691
GB17820
GB50177
液压油（L-HL、L-HM、L-HV、L-HS、L-HG）涡轮机油
空气压缩机油
天然气
氢气站设计规范
GB/T11060.4
GB/T11062
GB/T12022
GB/T13609
天然气含硫化合物的测定第4部分：用氧化微库仑法测定总硫含量天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法工业六氟化硫
天然气取样导则
GB/T14099.8
GB/T14541
GB/T14542
GB/T17623
GB/T19204
DL/T246
DL/T290
DL/T300
DL/T571
DL/T595
燃气轮机采购第8部分：检查、试验、安装和调试电厂用矿物涡轮机油维护管理导则变压器油维护管理导则
绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法液化天然气的一般特性
化学监督导则
电厂辅机用油运行及维护管理导则火电厂凝汽器管防腐防垢导则
电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则六氟化硫电气设备气体监督细则1
DL/T1717—2017
DL/T596
DL/T639
DL/T677
DL/T712
DL/T722
DL/T794
电力设备预防性试验规程
六氟化硫电气设备运行、试验及检修人员安全防护细则发电厂在线化学仪表检验规程
火力发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则变压器油中溶解气体分析和判断导则火力发电厂锅炉化学清洗导则
DL/T805.2
DL/T885
DL/T889
DL/T913
DL/T941
DL/T956
DL/T977
DL/T1096
DL/T1115
火电厂汽水化学导则第2部分：锅炉炉水磷酸盐处理电力基本建设火电设备维护保管规程电力基本建设热力设备化学监督导则火电厂水质分析仪器质量验收导则运行中变压器用六氟化硫质量标准火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则发电厂热力设备化学清洗单位管理规定变压器油中洁净度限值
火力发电厂机组大修化学检查导则火力发电厂化学设计技术规程
DL5068
DL/T5174
JB/T5886
JJG499
燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定燃气轮机气体燃气的使用导则
精密露点仪检定规程
NB/SH/T0636L-TSA汽轮机油换油指标TB/T2957内燃机车液力传动油
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。3.1
maximumdrumpressureofboiler
锅炉最高汽包压力
多或单汽包余热锅炉的最高汽包设计压力。4设计阶段
4.1化学补给水系统设计
4.1.1化学补给水处理工艺的设计应做到合理选用水源、节约用水、降低能耗、保护环境，并便于设备安装、运行和维护。
4.1.2设计前应取得全部可利用的水源水质分析资料，其要求应符合DL5068的规定，应结合当地发展规划，预判可利用水源和水质的变化趋势。4.1.3补水处理系统设计、设备选型在符合DL5068和DLT5174的前提下，宜采用自动化运行水平高的系统。
4.1.4补给水处理系统出力设计应满足电厂全部机组正常水汽损失，包括余热锅炉水汽损失、供热损失、外供汽量，以及燃气净化、燃机和压气机冲洗用除盐水造成的损失，并考虑每天一台机组冷态启动一次所需非正常水量。免费标准下载网bzxz
4.1.5除盐水水箱容量宜按容量最大台机组运行（余热锅炉总蒸发量+燃机用除盐水量）3h，并满足一台余热锅炉化学清洗、冲管或冷态启动所增加用水量的需要。2
DL/T1717-2017
4.1.6除盐水箱应采用下进水、下出水方式，并采取与大气隔离的措施；除盐水箱至主厂房的锅炉补给水管道宜选用相当于0Cr18Ni9及以上等级的不锈钢管。4.1.7水处理系统在线化学仪表配置符合DL5068的规定。4.2加药系统设计选择
4.2.1联合循环发电厂加药应包括余热锅炉给水、炉水处理，闭式冷却水处理，循环冷却水稳定、杀菌处理，以及燃机、压气机清洗加药处理。4.2.2加药系统可按每台机组单元加药系统或两台机组公用一套加药系统设计。采用单元机组加药时，各计量箱可不设备用，炉水处理宜增加一个300L500L加氢氧化计量箱，各加药泵一用一备：两台机组公用加药系统时，系统电源必须具备两台机组电源自动切换，以保证机组检修时加药泵持续供电，各计量箱一用一备，各加药泵按两用一备设计。4.2.3新建机组热力系统设计时，轴封加热器管应采用不锈钢管，不应采用铜合金管。4.2.4无铜给水系统余热锅炉给水应采用氧化性全挥发处理［all-volatiletreatment（oxidation），AVT（O）]，按如下要求设计加氨系统：
a）机组正常运行时氨的加入点应以凝结水泵出口为主，高、中压给水泵入口宜为备用的加氨点，加氨应为自动调节。凝结水水泵出口加氨控制信号宜采用凝结水流量和加氨后凝结水比电导率，高、中压给水泵入口加氨控制信号也宜采用相应的给水流量和给水比电导率。
b）加氨点也可设计在除盐水泵出口除盐水母管，但应考虑发电机内冷水、制氢设备补除盐水的指施。机组对外供热、供汽，补水量大，宜在除盐水泵出口母管加氮。c）加氨泵的容量应能同时满足机组正常运行和停用时不同加氨量的要求。4.2.5余热锅炉高、中、低压汽包炉水采用磷酸盐或氢氧化钠处理，应按下列要求设计加药系统：a）加入点为汽包，应根据高、中、低压汽包的压力分别设计不同压力和容量的加药泵，并设有备用，计量箱可公用。
b）当低压汽包兼作除氧器，低压汽包炉水为高、中压汽包给水时，低压汽包不应设计磷酸盐加药系统。
4.2.6余热锅炉采用直流系统时，给水可采用氧化性全挥发处理或加氧处理（oxygenatedtreatment，OT）工艺，氨加药点应设在凝结水泵出口；OT工艺中，氧加入点应设加在高、中压给水泵入口。氨和氧的加入均应为自动控制。
4.2.7由于闭式冷却水系统可能含有铜材料，应设置单独的闭式水加药系统，可加氨、联氨、固体碱化剂或缓蚀剂，闭式冷却水加药计量箱和加药泵可不设备用。4.2.8应根据循环水的稳定、杀菌（生）处理方式，设计机组循环水的稳定、杀菌（生）剂的加药系统。
4.2.9表面式间接空冷系统循环水的加药方式应根据凝汽器和空冷散热器的材料，选择合适的处理方式，设计不同的加药系统
a）凝汽器为不锈钢、散热器为碳钢管表面式间接空冷系统，循环水应采用加氨处理，加氨系统的氨计量箱可与给水加氨公用，加氨泵可不设备用，加氨手动控制。b）凝汽器为不锈钢、散热器为铝管表面式间接空冷系统，循环水应采用微碱性加氧处理，加氨系统氨计量箱可与给水加氨公用，加氨泵可不设备用，加氧系统应为单独的系统，加氨和加氧均可手动控制。
4.2.10燃机、压气机清洗宜按燃机厂家要求设计加药系统。4.2.11热网循环水应设计专门加药系统，宜加氢氧化钠、磷酸盐，计量箱和加药泵可不设备用，加药方式为手动控制。
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在线化学监督仪表设计
4.3.1联合循环发电机组水汽集中取样系统和仪表设计应符合DL5068的相关规定。4.3.2水汽质量监测点应该满足机组的正常运行和启动、停运的监测要求。4.3.3
水汽集中取样仪表宜安装除盐水的冲洗检测旁路。4.3.4所有在线分析测量值及取样装置运行状况信号应根据机组控制要求送至辅控网或机组集中控制室等相关控制系统。
4.3.5机组水汽在线化学仪表宜按表1配备表1联合循环发电机组水汽集中取样点及在线仪表配备项目
凝结水
饱和蒸汽
过热蒸汽
再热蒸汽
冷却水
取样点名称
凝结水泵出口
精处理除盐设备出口
凝结水加药点后
中压省煤器入口
高压省煤器入口
低压汽包
中压汽包
高压汽包
低压汽包饱和蒸汽
中压汽包饱和蒸汽
高压汽包饱和蒸汽
低压汽包过热蒸汽
中压汽包过热蒸汽
高压汽包过热蒸汽
再热器入口和出口
热网加热器
/热泵/燃气加热器
发电机内冷却水
配置仪表及手工取样
CC、O、M
CC、SC、M
SC、M
CC、pH、O2、M
CC、pH、O2、M
CC、SC、PH、M
SC、CC、PO.3-、SiO2、pH、M
SC、CC、PO、SiO2、pH、M
DCC、M
CC、M
CC、M
DCC、M
CC、Na、SiO2、M
CC、Na、SiO2、M
CC、M
SC、pH、M
用海水或电导率高于2000μS/cm冷却宜安装Na表
每台精除盐设备出口
用于控制凝结水泵出口加氨，距离加氨点至少10m以上
低压汽包磷盐处理时安装磷酸根表：当低压汽包兼除氧器时，需在高压/中压给水泵入口或低压汽包下降管设置一台O2表再热器出口和入口样水合并检测每台加热器、热泵、燃气加热器疏水配可由发电机厂配套设置，但应将仪表信号送至水汽取样监控系统
冷却水
取样点名称
取样冷却装置冷却水
/闭式循环冷却水
凝汽器检漏
表1（续）
配置仪表及手工取样
SC、pH、M
CC、M
DL/T1717—2017
海水或循环水电导率大于5000μS/cm时，每侧凝汽器应配备
注1：CC为水样经过氢型强酸阳离子交换树脂处理后测得的电导率：DCC为水样经过氢型强酸阳离子交换树脂处理、再脱气后测得的电导率：SC为比电导率表：O,为溶氧表：pH为pH表：SiO2为硅表；Na为钠度计：PO-为磷酸根表：M为人工取样
注2：高、中压省煤器入口给水宜配备计算型pH表、注3：每个监测项目的样品流量为300mL/min~500mL/min，或根据仪表制造商要求。注4：硅表可选择多通道仪表，高、中压炉水公用，高、中压过热蒸汽公用。4.3.6海水冷却或循环水电导率大于5000μS/cm的机组，宜安装并连续投运凝汽器检漏设备，检漏设备应能同时检测每侧激汽器的氢电导率，氢电导率信号应送至辅控网或机组集中控制室等相关控制系统4.4凝结水精处理设备的设计
4.4.1余热锅炉采用汽包锅炉时，当最高汽包压力大于5.8MPa，应设凝结水过滤除铁设备，过滤设备宜带反洗系统
4.4.2供热机组，应在热网疏水回收系统中或凝汽器、除氧器等其他回收热力设备后设计带反洗的过滤除铁设备，也可设置无备用的激凝结水精除盐设备。4.4.3当余热锅炉采用直流锅炉，应设计凝结水过滤和除盐精处理设备。4.5凝汽器管及管板材料的选择
凝汽器管及管板材料的选择应满足DLT712的总体要求4.5.1
凝汽器管材应根据循环水的水质选择不锈钢或钛管，不应选择铜合金管。4.5.3当选择不锈钢管时应充分考虑水源水质的变化趋势和浓缩倍率的提高，尤其是氯离子浓度变化4.6热网加热器系统及供热回水设计要求4.6.1热网加热器管的材质应能满足热网循环水运行温度下耐蚀性的要求。4.6.2每台热网换热器疏水应设计人工取样点并安装在线氢电导率表，该仪表信号应作为主要化学监督信号引至化学辅控网和集控室DCS系统。4.6.3热网疏水及供热回水的回收点为除氧器、凝汽器，在回收至凝汽器时，设计应考虑增加热网回水冷却换热器，以保证凝汽器附加热负荷满足要求。4.7燃机和余热锅炉停用保养系统设计要求4.7.1压气机、燃气轮机应设计停用保养系统，可采用干风循环法或通压缩空气法。4.7.2余热锅炉烟气侧宜设计干风保护设备，在停用时进行干风保护。5安装、调试及机组启动阶段监督5.1热力设备和部件出厂检查、保管和监督5.1.1燃机、压气机、调压站和相应管道应按GB/T14099.8进行清洗、水压和防腐，出厂时应采用防5
DL/T1717-2017
锈封装，现场保管应满足设备制造厂家的要求。5.1.2其他热力设备和部件在出厂检查、保管和监督按DL885执行。5.2基建机组水冲洗和水压试验
5.2.1设备和管道水冲洗
联合循环机组设备和管道水冲洗、水压试验用水应采用除盐水，水压试验前应该充分冲洗临时管道和正式管道，冲洗水质应达到如下标准：a）进、出口浊度的差值应小于10NTU：b）出口水的浊度应小于20NTU；c）出口水应无泥沙和锈渣等杂质颗粒，清澈透明。5.2.2水压试验
5.2.2.1联合循环机组余热锅炉、燃气调压站、压力容器等设备和管道系统安装完毕的水压试验可采用氨水法或联氨法，见表2，试验用水的pH值或联氨控制量应根据水压试验后设备的停放时间确定。宜采用氨水法，如采用联氨法，应考虑联氨废液的处理措施，表2余热锅炉、燃气调压站、压力容器整体水压水质保护时间
两周内
0.5~1个月
1~6个月
氨水法
10.5~10.7
10.7~11.0
11.0~11.5
200~250
250300
联氨法
加氨调节pH值
10.0~10.5
10.0~10.5
10.0~10.5
5.2.2.2应使用优级工业品或化学纯及以上的氨水、联氨，并检测其氯离子含量，确保加药后水压用水中的氯离子含量小于0.2mg/L。
5.2.2.3经水压试验合格的余热锅炉，放置两周以上不能进行试运行时，应进行防锈蚀保护。保护方法为：
a）采用湿法保护时，水质应符合表2的规定。b）采用充氮气方式保护时，用氮气置换放水，氮气纯度应大于99.5%，充氮保护期间维持氮气压力在0.02MPa~0.05MPa。
c）当采用其他方式保护时，应符合DL/T956的相关要求。5.3余热锅炉和热力系统的基建阶段化学清洗5.3.1锅炉和热力系统的基建阶段化学清洗范围5.3.1.1当最高汽包压力大于5.8MPa时，余热锅炉所有换热器应进行除油清洗及化学清洗。除油清洗范围为：凝结水系统，高、中、低压给水系统，余热锅炉的省煤器、蒸发器、过热器、再热器及高、中、低压汽包：化学清洗范围为余热锅炉的省煤器、蒸发器和汽包。5.3.1.2当最高汽包压力为5.8MPa及以下时，余热锅炉宜进行碱煮。6
5.3.2化学清洗介质选择
DL/T1717—2017
5.3.2.1当含有不锈钢部件时，选择清洗介质不得含有对不锈钢有晶间腐蚀或应力腐蚀敏感性阴离子(Cl<0.2mg/L)。
5.3.2.2化学清洗介质及参数的选择，应根据垢的成分、锅炉设备构造、材质等，通过试验确定。选择的清洗介质在保证化学清洗及缓蚀效果的前提下，应综合考虑其经济性及环保要求等因素。5.3.2.3余热锅炉选择的清洗介质为柠檬酸、EDTA铵盐、羟基乙酸+甲酸、氨基磺酸、盐酸等。5.3.2.4当清洗液中三价铁离子浓度大于300mg/L时，应在清洗液中添加还原剂。5.3.3化学清洗质量控制
5.3.3.1承担锅炉化学清洗的单位应符合DL/T977的要求。5.3.3.2业主应参加化学清洗全过程的质量监督，清洗结束后，应进行检查、验收和评定5.3.3.3清洗和调试单位应根据系统特点、腐蚀状态和材料，按DLT794要求制订详细的化学清洗方案，化学清洗方案与措施应报上级技术主管部门审批或备案。5.3.3.4化学清洗系统流程设计时应考虑各受热面的清洗流速不得低于0.2m/s。5.3.3.51
化学清洗应有加热措施，清洗期间的温度应满足清洗介质的要求。5.3.3.6清洗废液必须经处理到GB8978污水综合排放标准或地方环保部门规定的排放标准。5.3.3.7
化学清洗结束后，应打开汽包、割开所有参加化学清洗受热面下联箱的手孔，清理其沉渣。3余热锅炉化学清洗至吹管的时间不宜超过20天，如超过，化学清洗后应采取防锈蚀保护5.3.3.8
措施。
5.3.4化学清洗质量标准
5.3.4.1余热锅炉化学清洗质量应满足DL/T794的要求。5.3.4.2化学清洗结束后，应割开所有参加清洗受热面下联箱的手孔，用内窥镜进行检查，被清洗的金属表面应清洁，无残留氧化物和焊渣。5.3.4.3放置于汽包或清洗水箱内的腐蚀指示片测量的金属平均腐蚀速度应小于6g（mh），腐蚀总量应小于60g/m2：监视管检测残余垢量小于30g/m2为合格，残余垢量小于15g/m2为优良。5.3.4.4化学清洗后的表面应形成良好的钝化保护膜，不应出现二次锈蚀和点蚀。5.3.4.5固定设备上的阀门、仪表不应受到损伤。5.4机组整套启动前的水冲洗
5.4.1一般要求
5.4.1.1余热锅炉启动前，应对热力系统进行冷态冲洗和热态冲洗，调试单位应制订详细的冲洗措施。5.4.1.2机组启动前的冷态冲洗和热态冲洗应满足DL/T889的规定。5.4.1.3在冷态及热态冲洗过程中，应投入凝结水泵出口加氨设备，控制冲洗水pH值为9.5~9.8。5.4.1.4余热汽包锅炉在冷态、热态冲洗阶段，炉水不得加入氢氧化钠或磷酸三钠等固态碱化剂。5.4.1.5在冷态及热态水冲洗的整个过程中，应监督凝结水，高、中、低压给水，高、中、低压炉水中的铁、二氧化硅以及pH值。
5.4.2水冲洗应具备的条件
5.4.2.1除盐水设备应能连续正常供水，除盐水箱水位处于高位，除盐水水质能满足机组冷态、热态冲洗要求。
DL/T1717—2017
5.4.2.2加氨设备应调试完毕、正常运行。5.4.2.3热态冲洗时，设有外置式除氧器宜在通烟气前6h投运，加热除氧，并使除氧器水温达到低参数下运行的饱和温度。
5.4.3余热锅炉通烟气前冷态冲洗5.4.3.1冷态冲洗应遵循分段冲洗、前段不污染后段的原则。5.4.3.2凝结水系统、低压给水系统冷态冲洗：当凝结水含铁量大于1000ug/L时，应采取排放冲洗方式：当冲洗至凝结水含铁量小于1000ug/L，并且硬度小于5umol/L时，可向除氧器或低压汽包上水，并加氨调整pH值至9.5~9.8。有凝结水过滤装置，应投运过滤装置，并在凝汽器与除氧器或低压汽包间循环冲洗，无凝结水过滤装置时开路冲洗，至除氧器或低压汽包出口水含铁量小于200ug/L，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。5.4.3.3余热锅炉省煤器和蒸发器冷态冲洗：锅炉蒸发器上水冲洗前，先冲洗高、中压省煤器：省煤器排水铁含量小于500ugL时，冲洗高、中压蒸发器，并控制高、中压汽包高水位。当高、中压汽包炉水含铁量降至小于200ug/L时，冷态冲洗结束。5.4.4热态冲洗
5.4.4.1当高、中压给水含铁量小于100μg/L时，余热锅炉可以通烟气启动。5.4.4.2余热锅炉热态冲洗时，应加强高、中压炉水排污，必要时整炉换水，直至炉水清激。5.4.4.3热态冲洗过程中，定期分析高、中压炉水的含铁量，当含铁量小于200ug/L时，热态冲洗结束。
5.4.4.4停炉放水后，应对凝汽器、除氧器或低压汽包、高压汽包、中压汽包等容器底部进行清扫。5.4.5蒸汽吹管阶段监督
5.4.5.1余热锅炉蒸汽吹管阶段应投运凝结水泵出口加氨设备，使高、中、低压给水的pH值控制在9.5～9.8，投运凝结水过滤除铁设备。5.4.5.2余热汽包锅炉蒸汽吹管时，炉水不得加入固态碱化剂调整炉水的pH值。5.4.5.3吹管过程中，应定期取样分析给水、炉水中的含铁量、电导率、pH值、硬度、二氧化硅，给水质量应满足表3的要求；吹管后期，应取样分析蒸汽中铁、二氧化硅的含量，并观察样品外观。表3余热锅炉启动时给水质量
汽包锅炉
直流锅炉
锅炉最高过热
蒸汽压力
μmol/L
轴封加热器为铜管时，pH值应为8.8~9.3.pH值*
(25℃)
氢电导率（25C)
μS/cm
5.4.5.4吹管停止时，当高、中压炉水铁含量大于1000ug/L时，应整炉放水。铁
≤150
≤100
二氧化硅
5.4.5.5吹管完毕后，锅炉带压放水，排净凝汽器热井和除氧水箱或低压汽包内的存水，清扫凝汽器、除氧器、高压汽包、中压汽包内的铁锈和杂物，清理或更换凝结水泵、给水泵入口滤网。8
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