第五章 热力系统及设备课件.docx
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第五章热力系统及设备课件
第一章热力系统及设备
第一节回热加热系统及设备
一、给水回热加热的热经济性
现代电站用的汽轮机都是具有回热抽汽的汽轮机，回热抽汽与加热器组成回热加热系统，回热加热是指从汽轮机中抽出部分蒸汽，引入回热加热器中对锅炉给水进行逐级加热的过程；与之相应的热力循环叫回热循环。
给水回热加热的意义在于采用给水回热以后，一方面，回热使汽轮机进入凝汽器的排汽量减少了，汽轮机冷源损失降低了；另一方面，回热提高了锅炉给水温度，使工质在锅炉内的平均吸热温度提高，使锅炉的传热温差降低，相应的减少了汽轮机的热耗量，提高汽轮机循环的热效率。
影响回热过程热经济性的主要因素有：
多级回热给水总焓升（温升）在各加热器间的加热分配、锅炉最佳给水温度和回热加热级数。
三者紧密联系，互有影响，在汽轮机初、终参数一定的情况下，各制造厂不尽相同，但都是以热经济性最高为目标、技术经济性合理为条件进行选择的。
通常回热级数越多循环热效率就越高，设备也越多，投资也越大，每增加一级的收益随之递减。
在级数一定的情况下，存在一理论上最佳给水温度，此时给水总焓升在各加热器间的分配若能达到最佳值，则汽轮机循环的热效率就会最高。
（一）表面式加热器的疏水方式
加热蒸汽进入表面式加热器放热后，冷凝为凝结水——疏水，为保证加热器内换热过程的连续进行，必须将疏水收集并汇集于系统的主水流中（主给水或主凝结水）中。
通常疏水的收集方式有两种：
一是利用相邻表面式加热器汽侧压差，将压力较高的疏水自流到压力较低的加热器中，逐级自流直至与主水流汇合，这种方式称为疏水逐级自流方式。
通常，高压加热器的疏水自流入除氧器，低压加热器的疏水自流入凝汽器，如图5-1所示。
另一种是疏水泵方式，由于表面式加热器汽则压力远小于水侧压力，尤其是高压加热器，疏水必须借助于疏水泵才能将疏水与水侧的主水流汇合，汇入地点通常是该加热器的出口水流中，见图5-2。
由于此汇入地点的混合温差最小，因此混合产生的附加冷源热损失亦小。
发电厂实际采用的疏水方式，往往是上述两种方式的组合应用。
300MW及以上大机组，以采用疏水逐级自流方式为主。
润金350MW超临界机组的加热器疏水方式即为逐级自流方式。
图5-1表面式加热器疏水自流连接方式
图5-2表面式加热器采用疏水泵方式
（二）蒸汽冷却器
随着火电机组高参数大容量，特别是再热的采用，较大地提高了中、低压缸部分回热抽汽的过热度，尤其再热后第一、二段抽汽口的蒸汽过热度。
使得再热后各级回热加热器内汽水换热温差增大，从而削弱了回热的效果。
为此，让过热度较大的回热抽汽先经过一个冷却器或冷却段降低蒸汽温度后，再进入回热加热器，这样不但减少了回热加热器内汽水换热的不可逆损失，而且还可不同程度地提高加热器出口水温，减小加热器端差，改善回热系统热经济性。
蒸汽冷却器有内置式和外置式两种。
内置式蒸汽冷却器也称为过热蒸汽冷却段，它实际上是在加热器内隔离出一部分加热面积，使加热蒸汽先流经该段加热面，将过热度降低后再流至加热器的凝结段，通常离开蒸汽冷却段的蒸汽温度仍保持有15～20℃的过热度，不至使过热蒸汽在该段冷凝为疏水。
外置式蒸汽冷却器具有独立的加热器外壳，布置方式灵活，虽然钢材耗量大、投资高，但它既可降低本级加热器端差，又能直接提高给水温度，降低机组热耗，获得较高的热经济性。
（三）疏水冷却器
为了减少疏水逐级自流排挤低压抽汽所引起的附加冷源热损失或因疏水压力降产生热能贬值带来的火用损，又避免采用疏水泵方式带来其他问题时，可采用疏水冷却段（器）。
与蒸汽冷却段（器）相似，疏水冷却装置也分内置式与外置式两种。
在加热器内隔离出一部分加热面积，使汽侧疏水先流经该段加热面，降低疏水温度和焓值后再自流到较低压力的加热器中，通常将之称为疏水冷却段（内置式疏水冷却器）。
另一种外置式疏水冷却器实际上是一个独立的水-水换热器，借用主水流管道上孔板造成的压差，使部分主水流入疏水冷却器吸收疏水的热量，疏水的温度和焓值降低后流入下一级加热器中。
二、350MW机组回热系统
哈尔滨汽轮机厂生产的350MW超临界机组的回热抽汽系统如图5-1所示。
汽轮机的8段抽汽分别供给8台加热器作加热汽源。
汽轮机高压缸第一段抽汽供给1号高压加热器，高压缸排汽的一部分供给2号高压加热器，其余的排汽进入锅炉再热器吸热后，返回汽轮机中压缸，中压缸的第三段抽汽和排汽分别供给3号高压加热器和除氧器，低压缸的4段抽汽分别供给4台低压加热器用。
图中三台高压加热器（J1、J2、J3）均带有内置式蒸汽冷却段和疏水冷却段，疏水逐级自流至除氧器（J4），四台低压加热器（J5、J6、J7、J8）均有内置式疏水冷却段，疏水也采用逐级自流方式至凝汽器热井。
图5-1350MW超临界机组发电厂原则性热力系统
该机组在额定进汽参数（24.2MPa，566℃）、额定排汽压力（0.0057MPa）、补水率为0%、回热系统正常投运的条件下，能发出额定功率350MW，进汽量为991.77t/h，热耗率为7643.2kJ/（kW.h），汽耗率为2.834kg/（kW.h）；在阀门全开（即VWO）工况下，机组功率达到381.521MW，进汽量为1100t/h，热耗率为7634.4kJ/（kW.h），汽耗率为2.883kg/（kW.h）。
三、回热加热器的疏水与放气系统
回热加热器疏水系统的作用是，回收加热器内抽汽的凝结水即疏水；保持加热器中水位在正常范围内，防止汽轮机进水。
为了减小回热加热器的传热热阻，增强传热效果，防止气体对热力设备的腐蚀，在所有加热器的汽侧和水侧均设有排气装置及排气管道系统，以排除加热器内的不凝结气体。
润金电厂350MW超临界机组的高压加热器和低压加热器的疏水与放气系统图分别见图5-2和图5-3。
（一）回热加热器的疏水系统
1、高压加热器疏水
正常运行时，各高压加热器疏水经疏水调节阀逐级自流入除氧器。
在机组启动初期，高压加热器疏水通过各台加热器的汽侧放水直接排至地沟。
待水质合格后，如果抽汽压力比较低，逐级用疏水调节阀将疏水汇集后排到高加危急疏水扩容器，扩容降压后回收至凝汽器。
当疏水压力提高后，可自流入除氧器。
当高压加热器发生管系破裂或因疏水装置失灵出现高水位时，迅速打开事故疏水阀，疏水通过各台高压加热器一路具有较大通流能力的管道，经电动截至阀至高加危急疏水扩容器，扩容降压后回收至凝汽器。
2、低压加热器疏水
正常疏水：
正常运行时，各低压加热器的疏水用疏水调节阀逐级自流入压力最低的低压加热器后，经调节阀直接排入凝汽器。
启动疏水和事故疏水：
各低压加热器的启动疏水管道兼作事故疏水管道。
5～8号低压加热器的启动和事故疏水均直接排入凝汽器下部。
（二）回热加热器的放气系统
每台加热器的汽侧都设有启动排气和连续运行排气装置。
各高压加热器的启动排气均通过两只隔离阀排入大气。
5号、6号低压加热器的启动排气均经一只隔离阀排入大气。
3台高压加热器连续排气管分别从各高压加热器引出，经1只隔离阀和节流孔板后接入除氧器。
5号、6号低压加热器连续排气各通过2只隔离阀和2只节流孔板引入凝汽器。
节流孔板用于限制排气量，防止排气量过大引起气体带蒸汽进入凝汽器，使机组的热经济性下降。
7号、8号低压加热器的连续排气直接排入凝汽器。
因各加热器工作压力不同，所以为了避免相邻两台加热器放气系统构成循环回路，影响压力较低的加热器排气，设计安装时采取以下措施：
压力较低的加热器排气至母管的接口应在压力较高的加热器排气接口的下游；排气母管的管径要足够大。
在汽侧压力大于大气压的加热器上，均设有安全阀，作为超压保护。
所有加热器水侧备有手动操作向空排气阀，以便加热器充水时排去水室中的空气。
加热器充氮和湿保护管接在启动排气管上，一般在机组长期停用时，充以氮气或化学处理水，用作加热器的防腐保护。
图5-2高压加热器的疏水与放气系统
图5-3低压加热器的疏水与放气系统
四、回热加热器
回热循环是由回热加热器、回热抽汽管道、水管道、疏水管道等组成的一个加热系统，而回热加热器是该系统的核心。
按照加热器内汽、水接触方式的不同，可分为混合式加热器与表面式加热器两类。
按受热面的布置方式，回热加热器可分为立式和卧式两种。
表面式加热器是加热蒸汽与水在加热器内通过金属管壁进行传热，通常水在管内流动，加热蒸汽在管外冲刷放热后凝结下来成为加热器的疏水（为区别主凝结水而称之为疏水），对于无疏水冷却器的加热器其疏水温度为加热器筒体内蒸汽压力下的饱和温度，由于金属壁面热阻的存在，管内流动的水在吸热升温后的出口温度比疏水温度要低，它们的差值称之为端差（即加热器压力下饱和水温度与出口水温度之差，也称上端差）。
而混合式加热器则是加热蒸汽与水在加热器内直接接触，在此过程中蒸汽释放出热量，水吸收了大部分热量使温度得以升高，在加热器内实现了热量传递，完成了提高水温的过程。
在回热系统中，混合式加热器大多是以除氧为主而设置，相应称为除氧器。
其出口水温度应为除氧器压力下的饱和水温度。
回热系统中的加热器大多以表面式加热器为主，而在中间适当的位置采用一混合式加热器，兼作除氧和收集各种汽、水流的作用，同时也将表面式加热器系统分隔成高压加热器和低压加热器两组，水侧部分承受除氧器下给水泵压力的表面式加热器称为高压加热器，承受凝汽器下凝结水泵压力的表面式加热器称为低压加热器。
润金电厂350MW超临界机组的高压加热器及低压加热器均为卧式布置。
（一）高压加热器
润金电厂350MW超临界机组每台机组配置3台全容量、卧式高压加热器。
高压加热器按抽汽压力由高到低编号为1号、2号、3号。
每台加热器均按双流程设计，由过热蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三个传热区段组成，为全焊接结构。
1号～3号高压加热器的上端差（给水端差）分别为：
-1.7℃、0℃、0℃，下端差（疏水端差）均为5.6℃。
高压加热器结构示意图如图5-4所示。
加热器由筒体、管板、U形管束和隔板等主要部件组成。
筒体的右侧是加热器水室。
它采用半球形、小开孔的结构形式。
水室内有一分流隔板，将进出水隔开。
给水由给水进口处进入水室下部，通过U形管束吸热升温后从水室上部给水出口处离开加热器。
加热蒸汽由入口进入筒体，经过蒸汽冷却段、冷凝段、疏水冷却段后蒸汽由汽态变为液态，最后由疏水出口流出。
卧式加热器因其换热面管横向布置，在相同凝结放热条件下，其凝结水膜较竖管簿，其单管放热系数约高1.7倍，同时在筒体内易于布置蒸汽冷却段和疏水冷却段，在低负荷时可借助于布置的高程差来克服自流压差小的问题，因此，卧式热经济性高于立式。
但它的占地面积则较立式大，对汽轮机房屋架高度的影响也要小些。
加热器型号及主要技术数据如表5-1所示，表中的主要技术数据是汽轮机调节阀全开工况下的数据。
图5-4管板—U形管束卧式高压加热器结构示意
1-U形管；2-拉杆和定距管；3-疏水冷却段端板；4-疏水冷却段进口；
5-疏水冷却段隔板；6-给水进口；7-人孔密封板；8-独立的分流隔板；9-给水出口；
10-管板；11-蒸汽冷却段遮热板；12-蒸汽进口；13-防冲板；14-管束保护环；
15-蒸汽冷却段隔板；16-隔板；17-疏水进口；18-防冲板；19-疏水出口
表5－1高压加热器型号及主要技术数据
名称
J1高压加热器
J2高压加热器
J3高压加热器
型号
JG-1220-1-3
JG-1350-1-2
JG-1130-1-1
给水流量（t/h）
1100
1100
1100
给水进口压力（Mpa）
30
30
30
给水进口温度（℃）
257.7
218.4
182.2
给水出口温度（℃）
282.2
257.7
218.4
设计压力（Mpa）
管侧
34
34
34
壳侧
7.10
4.98
2.48
设计温度（℃）
管侧
295
260
220
壳侧
383
337
500
抽汽流量（t/h）
66.48
89.93
51.06
抽汽压力（Mpa）（加热器进口压力）
6.471
4.523
2.250
抽汽温度（℃）（加热器进口压力）
369.1
323.6
476.3
上级疏水温度（℃）
263.3
224.0
上级疏水量（t/h）
66.48
156.41
本级疏水流量（t/h）
66.48
156.41
212.09
本级疏水温度（℃）
263.3
224.0
187.7
加热器总传热面积（m2）
1220
1350
1130
U形管（不锈钢）材质
SA556GrC2
SA556GrC2
SA556GrC2
壳体材质
SA516Gr70
SA516Gr70
SA516Gr70
管板材质
20MnMo
20MnMo
20MnMo
水室材质
P355GH
P355GH
P355GH
（二）低压加热器
润金电厂350MW超临界机组每台机组每台机组配置4台低压加热器，按压力由高到低编号为5号、6号、7号、8号。
其中7号、8号为组合式装置，置于凝汽器接颈部位；另外两台采用卧式U形管，按双流程设计。
每台加热器由蒸汽凝结段和疏水冷却段二个传热区段组成，壳体为全焊接结构（组合式加热器除外），传热管采用不锈钢材料。
5～8号低压加热器的上端差均为2.8℃，下端差均为5.6℃。
图5-5为低压加热器结构示意图，基本结构与高压加热器差不多，但未设置过热蒸汽冷却段。
其工作压力低，结构较简单，壳体和管板的厚度也较薄。
图5-5低压加热器结构示意图
1－U形管；2－拉杆和定距件；3－蒸汽进口；4－防冲击档板；5－防护屏板；6－给水出口；7－给水进口；8－疏水出口；9－疏水冷却段隔板；10－疏水冷却器密封件；11－可选用的疏水旁路；12－管子支撑板；13－加热器支架；14－水位
低压加热器型号及VWO工况主要技术数据如表5-2所示。
表5－2低压加热器型号及主要技术数据（压力为Mpa（g），非Mpa（a））
名称
J5低压加热器
J6低压加热器
J7低压加热器
J8低压加热器
型号
JD-745-1
JD-670-1
JD-730/870-1
抽汽量（t/h）
45.53
28.74
31.86
37.49
抽汽进口压力（Mpa）
0.393
0.149
0.072
0.028
本级疏水量（t/h）
45.53
74.27
106.13
143.62
本级疏水温度（℃）
114.0
93.5
70.1
41.9
上级疏水量（t/h）
45.53
74.27
106.13
上级疏水温度（℃）
114.0
93.5
70.1
凝结水流量（t/h）
835.56
835.56
835.56
835.56
凝结水进口压力（Mpa）
3.19
3.19
3.19
3.19
凝结水进口温度（℃）
108.5
88.0
64.5
36.3
凝结水出口温度（℃）
140.2
108.5
88.0
64.5
加热器总传热面积（m2）
745
670
730
870
设计压力（Mpa）
管侧
4.0
4.0
4.0
4.0
壳侧
0.6
0.6
0.6
0.6
设计温度（℃）
管测
150
150
90
90
壳侧
250
150
95
95
U形管（不锈钢）材质
SA688－TP304
SA688－TP304
SA688－TP304
SA688－TP304
壳体材质
Q235-B
Q235-B
Q235-B
Q235-B
管板材质
20MnMo
20MnMo
20MnMo
20MnMo
水室材质
16MnR
16MnR
16MnR
16MnR
7号、8号低压加热器为组合式低压加热器，即两个加热器组合在一个壳体内，成为一个整体安装在凝汽器喉部，见图5-6。
7号、8号低压加热器的疏水自流入凝汽器，由于两者压差很小，这种布置方式就避免了因疏水管道长、阻力大而引起疏水不畅的问题。
而且，从汽轮机抽汽口至7号、8号低压加热器的抽汽管道直径粗大，该布置方式可大大缩短抽汽管道的长度，简化了布置，有利于提高系统的热经济性。
图5-67号、8号低压加热器安装示意
五、加热器的运行监督和保护
加热器作为电厂的重要辅机，它们的正常运行与否，对电厂的安全、经济性影响很大。
机组实际运行的安全性和经济性，首先与设计、制造和安装有关，与电厂中严格、科学的管理分不开。
下面就加热器运行中几个重要方面予以介绍。
1、加热器启动
（1）打开加热器汽侧和水侧所有排气阀。
（2）慢慢打开进水阀的手动旁路阀，开始向加热器水侧注水。
注水速度取决于进水的温度和合理的升温率，（一般不大于2℃/min，最大不超过3℃/min，否则会影响加热器使用寿命。
）使加热器温度达到水温，空气或氮气从水室的启动排气口逸出。
（3）当水侧气体排尽后，即可关闭水室的启动排气口。
（4）打开进水阀，关闭进水阀的的手动旁路阀。
（5）当加热器温度与进水的温度一致并稳定后，若加热器后面的给水管路中无压力也无流量，则可打开给水出口处的旁路阀直至压力平衡，然后打开给水出口阀，并关闭给水出口旁路阀；若加热器后面的给水管路中有给水压力而无流量，则只需打开给水出口阀；如加热器后面的给水管路中有给水压力和流量（如利用加热器旁路运行时），则在慢慢关闭加热器给水旁路阀的同时，慢慢地打开给水出口阀。
（6）对采用逐级疏水的加热器，打开进口疏水阀。
当加热器在低负荷条件下投运时，逐级疏水的加热器之间的压差可能不足以克服加热器的阻力损失和标高差，此时应打开专设管道将疏水直接流入凝汽器，待达到足够压差后，再进行正常管路的逐级疏水。
（7）打开蒸汽进口阀，并注意按建议的升温率升温，直到正常的运行温度。
当蒸汽进入后筒内空气或氮气将从排气口逸出，当排气口出现蒸汽时，即可关闭排气口阀门。
2、加热器停运
（1）关闭加热器筒体运行排气阀。
（2）按建议的降温率（与升温率同）降低温度，慢慢关闭蒸汽进口阀。
（3）慢慢关闭疏水进口阀。
（4）关闭疏水出口阀。
（5）慢慢关闭给水进口阀。
（6）关闭给水出口阀。
（7）从筒体内排出冷凝水。
3、加热器端差监视
加热器出口端差是运行监督的一个重要指标，运行中端差增大可能与下列原因有关：
（1）换热面结垢致使热阻增大传热恶化。
（2）由于空气漏入筒体压力低于大气压的加热器或排气不畅，在加热器中集聚了不凝结的气体，严重影响传热。
（3）疏水装置工作不正常或管束漏水，造成加热器水位过高，淹没了部分换热面，减少了传热面积，被加热水未达到设计温度。
（4）加热器旁路阀漏水。
运行中应检查加热器出口水温与相邻高一级加热器进口水温是否相同，若后者水温低说明旁路漏水。
（5）回热抽汽管道的阀门没有全开，蒸汽产生严重节流损失。
4、疏水水位监控
加热器疏水水位过高过低，不仅影响机组的经济性，而且还会威胁机组的安全运行。
加热器水位太低，会使疏水冷却段的吸入口露出水面，而蒸汽进入该段，破坏该段的虹吸作用，造成加热器入口端差（下端差）变化，蒸汽热量损失且会冲击冷却段的U形管，造成振动、汽蚀等现象。
汽水混合物流入下一级加热器，排挤回热抽汽使经济性进一步降低。
判断是否有蒸汽进入疏水冷却段，可以比较疏水出口温度与给水进口温度之差，正常运行时
=5.6-11.1℃范围。
如
大于11.1℃则可能漏入了蒸汽。
加热器水位太高，将使部分管束浸沐在水中，减小了换热面积，导致加热器性能下降（出口端差变大）。
加热器在过高水位下运行是非常危险的，一旦操作失误或处理不及时，就可能造成汽轮机本体或系统的损坏（如水倒灌进汽轮机，蒸汽管道发生水击等）。
造成加热器水位过高的原因有疏水调节阀失灵、相邻加热器之间疏水压差太小，汽轮机超负荷运行和加热器管束损坏等。
在加热器停运时，可通过水压试验或用压缩空气来确定管束是否泄漏。
在运行中，则可从检测流量、观察疏水调节阀的工作来判断管束是否泄漏，如果压力信号或阀杆行程指示器表示阀杆是在逐渐开大，或者比该负荷条件下正常度大，则说明多出的疏水量是由于管子的泄漏造成的。
实际运行中，正常判断水位和合理调整水位是很重要的。
虽然每台加热器都设有水位计、水位调整器和水位铭牌等装置，但仍要注意防止假水位的迷惑，以免造成不必要的损失。
因为水位的信号显示和控制是通过壳体上下两个接口分别引出的，在卧式加热器中蒸汽流过上接口处的速度与接近液面处的速度是不同的。
由于水位计通常设在靠近疏水冷却段的进口处，而相应的蒸汽处在加热器的前端，流速较高，故该处静压较低，所测得水位偏高。
也即虽然水位计的指示已达加热器水位标牌刻度线，但其实际水位仍偏低，严重时会造成水封失水，所以应在现场进行水位调整。
给水除氧系统及设备
六、给水除氧的必要性
火电厂中锅炉给水主要由主凝结水及补充水组成，众所周知，水中经常含有大量溶解的气体，如氧气、二氧化碳等，它们不仅存在于化学补充水中，而且也存在于主凝结水中，因为主凝结水在凝汽器中或通过在真空条件下工作的低压加热器和管道时，空气会通过不严密处渗入到主凝结水中。
水中含有溶解的活性气体，其溶解度随温度升高而下降，温度愈高这些气体就愈容易直接和金属发生化学反应，使金属表面遭到腐蚀。
其中危害最大的是氧气，对钢铁构成的热力设备及管道产生较强的氧腐蚀，而二氧化碳将加剧这种腐蚀。
随着锅炉蒸汽参数的提高，对给水的品质要求愈高，尤其是对给水中溶解氧量的限制更严格。
七、给水除氧方法
给水除氧有化学除氧和物理除氧两种方法。
1、化学除氧
化学除氧是向水中加入化学药剂，使水中溶解氧与它产生化学反应生成无腐蚀性的稳定化合物，达到除氧的目的，该法能彻底除氧，但不能除去其他气体，且价格较贵，还会生成盐类，故在电厂中较少单独采用这种方法。
目前在大机组中应用较广的还是在给水中加联胺N2H4，它不仅能除氧，而且还可提高给水的PH值，同时有钝化钢铜表面的优点。
一般认为采用联胺除氧的合理条件为：
150℃以上的温度，PH值在9～11之间的碱性介质和适当的过剩联胺。
由于该法价格贵且只能除氧不能除去其他气体，所以通常是在其他方法难以除尽的残留溶解氧时作为辅助除氧手段来应用，一般将联胺加入地点放在除氧器水箱出口水管上。
化学除氧除了加联胺外，还有在中性给水中加气态氧或过氧化氢，使金属表面形成稳定的钝化膜。
也有同时加氧加氨的联合水处理以及开发出新型化学除氧剂等方法，在实践中都有较好的效果。
2、物理除氧
物理除氧是借助于物理手段，将水中溶解氧和其他气体除掉，并且在水中无任何残留物质。
火电厂中应用最普遍的是热力除氧法，其价格便宜，同时除氧器作为回热系统中的一个混合式加热器，而突现了回热系统其热经济上的优势。
所以在现代大型热力发电厂中，热力除氧法也是最主要的除氧方法。
热力除氧原理是建立在亨利定律和道尔顿定律基础上的。
水中溶解的气体量与水面上混合气体的全压、各气体的分压和水的温度有关，通常随各气体分压的减少、温度的升高，水中溶解的气体量会下降，当采用加热的方法使水温达到全压下的沸腾状态，使水蒸汽的压力接近于全压、其它气体的分压接近于零，并及时排除离析的气体，则水中溶解的气体量将趋向于零，这就是热力除氧的原理。
为此，除氧器在结构上应该满足水的加热、气体的离析和排除所需要的空间和时间。
八、热力除氧器的结构
传统的除氧器由除氧塔（除氧头）和给水箱两部分组成，给水除氧主要是在除氧塔中进行。
无头内置式除氧器（即除氧装置、水箱一体化的除氧器）是目前世界上先进的除氧设备，在欧洲、北美、中东以及远东发
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