除氧器的运行方式

会计学1除氧器的运行方式第一节火电厂的汽水损失及补充

一、汽水工质损失

（一）汽水工质损失类型1.内部损失：（1）工艺上要求的正常性汽水工质损失热力设备及其管道的暖管疏放水，加热重油、各种汽动设备(汽动给水泵、汽动油泵、汽动抽气器等)的用汽，蒸汽吹灰用汽、汽包炉的连续排污水、汽封用汽、汽水取样、设备检修时的排放水等，（2）偶然性非工艺要求的汽水损失通常讲的热力设备或管道的跑冒滴漏。2.外部损失热电厂对外供热设备及其管道的工质损失，它与热负荷性质(如热水负荷就完全不能回收)、供热方式(直接或间接供汽、开式或闭式水网)以及回水质量(如是否含油、是否被制药的热用户细菌污染等)有关，变化范围很大，甚至完全不能回收，回水率为零。第1页/共55页（二）减少工质损失的技术措施

1.火电厂汽水损失影响既是工质损失，又有热量损失，不仅影响电厂的经济性，有的还危及设备安全运行和使用寿命。

2.采取的技术措施

①选择合理的热力系统及汽水回收方式；尽量回收工质并利用其热量，如轴封冷却器、汽封自密封系统，锅炉连续排污水的回收与利用；

②改进工艺过程，如蒸汽吹灰改为压缩空气、炉水吹灰，锅炉、汽轮机和除氧器由额定参数启动改为滑参数启动或滑压运行；

③提高安装检修质量，如用焊接取代法兰连接等等。除了上述硬件改进，另外不可忽视的是软件方面改善，如运行技术管理、维修运行人员素质的提高和相应的监督机制，考核管理办法的完善等。第2页/共55页二、水汽质量标准锅炉补给水、锅炉给水、炉水、蒸汽、汽轮机凝结水、疏水、生产返回水、热网补给水、冷却水以及水冷发电机冷却水(不允许导电)等标准。三、控制指标1.给水含氧控制指标

为确保热力设备安全经济运行，我国“法规”规定，给水含氧控制指标为：工作压力为5.88MPa(60ata)及以下锅炉，给水含氧应小于或等于15g/l；工作压力为5.98MPa(61ata)及以上锅炉，给水含氧应小于或等于7g/l；对亚临界和超临界的直流锅炉，由于无排污、蒸汽溶盐能力强等原因，给水要求彻底第3页/共55页2.PH控制指标

水的pH值在9.2~9.6范围内的抗腐效果最佳，但对凝汽器和低压加热器采用铜管的系统，pH过高反会加剧腐蚀，故对采用铜管系统的水的pH值，一般控制在8.8~9.2之间。第4页/共55页第二节锅炉连续排污利用系统

一、锅炉的汽水品质锅炉汽水品质，是指饱和蒸汽、过热蒸汽、锅炉给水和炉水。蒸汽带出盐类和硅酸盐等越多，其品质越低，并可分为两类携带：①蒸汽带了含盐浓度大的炉水水滴，称为水滴携带；

②蒸汽直接溶解某些盐类，称为溶解携带；而且其溶解度随蒸汽压力增高而升高，尤以硅酸盐最为显著。锅炉蒸汽质量标准炉型压力，MPa含盐量，以含钠量表示，g/kg二氧化硅g/kg汽包炉3.8~5.8≤15≤205.9~18.3≤10≤20直流炉18.4~25≤5≤15第5页/共55页

二、废热及工质的回收利用火电厂锅炉的连续排污水，汽轮机的门杆与轴封漏汽，以及发电机的冷却水、厂用蒸汽、疏放水等，就其工艺本身而言，均属“废汽、废水”。为提高发电厂的经济性，通常设法利用其热量或再回收其部分工质。（一）汽包炉连续排污扩容系统的热经济性分析汽包锅炉单级连续排污利用系统汽包内盐段炉水浓度高的炉水表面处连续排污管连续排污扩容器（扩容降压蒸发出部分工质）热力系统除氧器（回收工质利用其热量）（扩容蒸发后剩余的排污水）排污冷却器（用以加热从化学车间来的软化水

排入地沟第6页/共55页根据扩容器的物质平衡、热平衡式、排污冷却器的热平衡式。三个方程式求解三个未知量：扩容蒸汽量Df、未扩容的排污水量，排污冷却器出口的补充水比焓。扩容器的物质平衡式（5－1）

扩容器的热平衡式（5－2）

排污冷却器的热平衡式

将式（5－1）代入式（5－2）得工质回收率：第7页/共55页锅炉排污率：新“设规”规定，凝气式发电厂锅炉正常排污率不宜超过1%，供热式热电厂锅炉正常排污率不宜超过2%。 （二）汽轮机汽封系统用汽的回收和利用汽轮机的汽封系统用汽和漏汽有：主汽门和调速汽门的门杆漏汽，再热式机组中压联合汽门的门杆漏汽，高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽等。

第8页/共55页凝结水中缸主汽门、调节汽门高缸主汽门、调节汽门辅汽主汽轴封汽减温器来自凝结水减温水减压至7#低加至凝汽器轴封加热器至5#低加抽汽第9页/共55页轴封蒸汽系统的作用汽轮机在各种运行工况下，铀封蒸汽系统都应提供合乎要求的铀封和阀杆密封用汽。轴封蒸汽系统的作用可归纳为：

（1）防止汽缸内蒸汽和阀杆漏汽向外泄漏，污染汽轮机房环境和轴承润滑油油质。

（2）防止机组正常运行期间，高温蒸汽流过汽轮机大轴，使其受热从而引起轴承超温。第10页/共55页（3）防止空气漏入汽缸的真空部分。在机组启动及正常运行期间，保证凝汽器的抽真空的效果及真空度在汽轮机打闸停机及凝汽器需要维持真空的整个热态停机过程中，防止空气漏入汽轮机，加速汽轮机内部冷却，造成大轴弯曲。

（4）回收汽封和阀杆漏汽，减少工质和能量损失。第11页/共55页自密封供汽轴封蒸汽系统举例引进型300MW机组自密封供汽轴封蒸汽系统第12页/共55页自密封轴封系统汽源在汽封母管上设有三个汽源管道：辅助蒸汽、主蒸汽和冷再热蒸汽。在机组启动初期，由辅助蒸汽向轴封供汽。当主蒸汽参数满足轴封供汽要求时，由主蒸汽向轴封供汽。当机组负荷为10％～20％MCR时，由冷再热蒸汽供汽。各汽源的供汽压力由设在各汽源管道上的气动调节阀控制。随着机组负荷的增加，当负荷大于25％一30％MCR时，高、中压缸的内档漏汽压力满足低压缸汽封用汽要求时，由高、中压缸的内档漏汽向低压缸供汽。第13页/共55页（三）火电厂工质回收和“废热”利用的原则1.发电厂工质回收的同时，总有热量的回收利用，不仅考虑工质回收的数量多寡，还要考虑其能位贬值的高低。要尽可能减少回收利用热量时的能位贬值。例如轴封漏汽、汽轮机门杆漏汽，应视其压力高低，尽可能分别引至压力与其相近的回热加热器，使因之引起的排挤回热抽汽导致额外冷源热损失增加尽可能地小，即降低尽可能小。2.工质回收及“废热”利用的热经济性，不反映在机组的热经济指标上，而是体现在全厂的热经济指标上。第14页/共55页3.工质回收及“废热”利用，引入回热系统时，影响每千克工质做功量wi的变化，并应注意回收热量的质量影响，能位高的，单位热量增加的功较多，能位低的，单位热量增加的功较少。4.实际工质回收和废热利用系统，不仅要考虑热经济性，还要考虑投资、运行费用等的影响，应通过技术经济比较来确定。三、加热用厂用蒸汽系统

加热用的厂用蒸汽通常有：加热重油、空气(暖风器)、烟气(湿式烟气脱硫装置的烟气再热器)和厂内采暖加热器等。第15页/共55页第三节化学除氧

给水中溶解氧的影响：

1.腐蚀热力设备及其管道；

2.造成传热恶化，降低机组的热经济性；

3.通过汽轮机通流部分，会在叶片上沉积，不仅降低汽轮机的出力，还会使轴向推力增加，危及机组安全运行。一、给水除氧方法：

1.化学除氧

2.物理(热力)除氧第16页/共55页常用的化学除氧方法有：1.亚硫酸钠Na2SO3处理

优点：Na2SO3易溶于水，无毒价廉，装置简单缺点：Na2SO3与SO2化合成Na2SO4会增加给水含盐量，在温度大于280℃后会分解成H2S和SO2等有害气体；适用：用于中压(6.18MPa)以下的锅炉，不能用于高压以上的电站锅炉。2.联胺N2H4处理优点：N2H4除氧，生成N2和H2O，不会增加水中含盐量，且有钝化钢铜表面；缺点：N2H4有毒、有挥发性、易燃烧，在保管、运输和使用时应遵守有关安全规定。N2H4还被怀疑为是致癌物质，使用时要有相应安全措施；适用：广泛用于高压及以上锅炉，也用于直流锅炉。第17页/共55页3.加氧处理(中性水处理NWT)优点：使金属表面形成稳定氧化膜，促进钢表面进入钝化区，达到防腐效果；缺点：对给水水质要求很严，中性纯水的缓冲性低；适用：已在国外各类直流锅炉、空冷机组和核电机组上应用。4.加氧加氨联合水处理CWT

二、凝结水的化学处理火电厂的凝结水包括汽轮机的主凝结水、各种疏水、补入凝汽器的软化水，热电厂还有生产返回水。凝结水是锅炉给水的主要组成部分，其质量关系锅炉给水的质量。第18页/共55页影响凝结水质量的主要因素：①因凝汽器泄漏混入的冷却水中的杂质，这项影响最大；②补入软化水带入的悬浮物和溶解盐；③机组启停及负荷变动，导致给水、凝结水溶解氧升高，使热力系统中腐蚀物增加。凝结水精处理装置有两种连接方式：

①低压系统，即除盐装置DE位于凝结水泵与凝结水升压泵之间，我国采用者多，在设备条件具备时，宜采用与凝结水泵同轴的凝结水升压泵。低压系统常因两级凝结水泵不同步及压缩空气阀门不严，导致空气漏入凝结水精处理系统，使凝结水中溶解氧含量大增。②中压系统，无凝结水升压泵而直接串联在中压凝结水泵出口，中压系统设备少、阀门少、凝结水管道短，简化了系统，便于操作，几乎无空气漏入凝结水系统，运行中未发生过问题。第19页/共55页第四节热除氧器及其原则性热力系统除氧器作用：

1.以回热抽汽来加热除去锅炉给水中溶解气体的混合式加热器，它既是回热系统的一级，

2.又用以汇集主凝结水、补充水、疏水、生产返回水、锅炉连排扩容蒸汽、汽轮机门杆漏汽等各项汽水流量成为锅炉给水，

3.并要保证给水品质和给水泵的安全运行，是影响火电厂安全经济运行的一个重要热力辅助设备。第20页/共55页一、热除氧的机理

（一）分压定律(道尔顿定律)

混合气体全压力p0等于其组成各气体分压力之和，即除氧器内水面上混合气体全压力P0，应等于溶解水中各气体(N2、O2、CO2水蒸汽等)分压力、之和：

（二）亨利定律气体在水中的溶解度，与该气体在水面上的分压力成正比。即单位体积水中溶解某气体量b与水面上该气体的分压力Pb成正比，其表达式为：

式中p0–––混合气体全压力，MPa，kd

–––该气体的重量溶解度系数，mg/L它与气体种类，水面上该气体分压力和水的温度有关。第21页/共55页图5-2气体在水中的溶解量与水温的关系曲线(a)水中O2的溶解度；(b)水中CO2的溶解度第22页/共55页（三）传热方程创造能将水迅速加热到除氧器工作压力下饱和温度的条件，传热方程为：式中Qd

—除氧器传热量，kJ/h；Kh—传热系数，kJ/(m2﹒℃﹒h)；A—汽水接触的传热面积，m2；Δt—传热温差，℃。须强调指出的是必须将水加热到除氧器压力下的饱和温度。（四）传质方程创造气体离析出水面有足够的动力(p)，传质方程为：

式中G—离析气体量，mg/h；Km—传质系数，mg/(m2MPah)；A—传质面积(即传热面积)m2，P—不平衡压差(即平衡压力与实际分压力之差)，MPa。第23页/共55页图5-3水中溶解氧量与水温加热不足的关系曲线第24页/共55页综合以上四个公式可得到以下结论：定压下一般气体(O2、CO2、空气等)在水中的溶解量与水温成反比；根据传热方程，必须严格控制将水温加热至该压力下的饱和温度，这是热除氧的必要条件；根据传质方程，要有足够的不平衡压差p，这是热除氧的充分条件。除氧初期靠不平衡压差p，除氧后期须靠加大汽水接触面（形成水膜，水膜的表面张力小）或水紊流的扩散作用，使气体从水中离析出来。

第25页/共55页二、热除氧器的构造（一）对热除氧器构造的要求根据热除氧的机理，对热除氧器构造的要求为：

1.为满足传热要求，需有足够的汽水接触面积，水应在除氧器内均匀喷散成雾状水滴或细小水柱，将水加热至除氧器工作压力下的饱和温度，差几分之一度也不行，故定压除氧器要装压力自动调节器。

2.为满足传质要求，初期水应喷成水滴，后期要形成水膜，而且汽水应逆向流动，以保证有最大可能的p。

3.要有足够空间，使汽水接触时间充分。据试验在0.1MPa压力下，其它条件一定时，汽水接触时间分别为10、20、30min时，水中溶氧量分别达0.056、0.017、0.006mg/l。为符合允许的给水含氧量，可见应有20~30min的持续时间，即除氧塔要有足够大的空间。

第26页/共55页4.应及时将离析的气体排除，以减少水面上该气体分压力，否则，要发生“返氧”现象，故应设有排气口并有足够余气量。可通过除氧器的化学试验来确定排气口开度。5.

贮水箱设再沸腾管，以免水箱的水温因散热降温低于除氧器压力下的饱和温度，产生返氧。另外，除氧器、贮水箱还要满足强度、刚度、防腐等要求，并在除氧器和贮水箱上部装有弹簧安全门，水箱上装有水封等，是保护除氧器不会超压损坏的措施，再配以相应管道及附件和测试表计等。第27页/共55页（二）热除氧器的类型

分类方法名称按工作压力分1.真空式除氧器，pd<0.0588MPa2.大气压力式除氧器，pd=0.1177MPa3.高压除氧器，pd>0.343MPa按除氧头结构分1.淋水盘式2.喷雾式3.填料式4.喷雾填料式5.膜式6.无除氧头式按除氧头布置形式分1.立式除氧器2.卧式除氧器按运行方式分1.定压除氧器2.滑压除氧器第28页/共55页

（三）典型热除氧器结构特点

1.大气压力式、立式淋水盘除氧器大气压力式除氧器均为立式淋水盘式，如图5-4所示。其结构主要特点：①设有5~8层环形、圆形淋水盘交错布置，盘底钻有直径为5~8mm小孔，盘中水层高约100mm。由小孔落下表面积很大的细小水滴。②高压加热器组来的疏水，低压加热器组来的凝结水等由除氧头上部各接口处引入(温度低的水流在除氧头最上部引入)；回热加热蒸汽从除氧头的底部引入，汽水逆向流动、换热，将水加热到104℃，使其溶氧小于15g/l（指大气压力式除氧器）。③顶部设有排汽口。图5-4大气压力式立式淋水盘式除氧头1—补充水管；2—凝结水管；3—疏水箱来疏水管；4—高压加热器来疏水管；5—进汽管；6—汽室；7—排气管第29页/共55页2.喷雾、淋水盘填料式卧式高压降氧器主要特点：①除氧头上部为喷雾除氧段，迅速将水加热至工作压力下的饱和温度，完成初期除氧。②除氧头下部为深度除氧段，完成深度除氧。③热传、除氧效果好，可使溶氧量为1~2μg/l，并能适应负荷变化。卧式除氧器可纵向布置多个排汽口，利于气体及时逸出，以免“返氧”，恶化除氧效果。1441231569341387101110562982111图5-5喷雾淋水盘填料式卧式高压除氧器1—高压疏水入口；2—喷嘴；3—排汽管；4—主要凝结水进水管；5—一次加热蒸汽进口管；6—二次蒸汽进口管；7—淋水盘；8—填料层；9—弓形水室；10—汽平衡管；11—下水管；12—备用接口；13—支撑角钢；14—疏水管；15—弹簧式安全阀第30页/共55页3.蒸汽喷射式、卧式高压除氧器

主凝结水、加热蒸汽(正常工况是第四段回热抽汽)从除氧头的同一侧引入，主凝水经上部的双层淋水盘底部小孔落下，在下部蒸汽喷射管水平中心线处沿管长设有左右对称的两组喷汽孔，主凝结水经淋水盘从蒸汽管的两边流下，与蒸汽管上喷汽孔喷出的蒸汽相接触，水被蒸汽雾化，除去大量气体。蒸汽管两侧设有多层不锈钢丝网，以增大水的比面积。图5-7比利时蒸汽喷射式除氧塔结构示意图第31页/共55页蒸汽蒸汽除氧水图5-8一体化除氧器

1.水箱；2.给水雾化装置；3.主蒸汽加热装置；4.辅助加热装置；5.挡水板；6.隔板；7.除氧水出口；8.排气口28341675给水(待除氧水）4.无除氧头的除氧器（一体化除氧器）除氧过程分两次进行1.初步除氧2.深度除氧第32页/共55页三、除氧器原则性热力系统及其计算面式回热加热器均由汽轮机制造厂随主机配套供应，而除氧器及其给水箱多为锅炉制造厂制造，由用户或设计单位另行订购或选择。拟定除氧器原则性热力系统时应考虑：除氧器的运行方式、相应给水泵组的配置及除氧器的系统连接。（一）除氧器的运行方式

1.定压除氧

2.滑压除氧第33页/共55页两种方式对比：

1.滑压运行除氧器在滑压范围内的加热蒸汽压力、随主机负荷而变动(滑压)、无蒸汽节流损失。

2.定压除氧器却必须在进汽管上装压力调节阀，以维持除氧器工作压力为某定值(定压)，这就带来压力调节的蒸汽节流损失。在相当高的低负荷(如70%)时就必须切换到压力更高的某级回热抽汽压力时尤甚，如图5-9所示。所以定压降氧器难以适应调峰，现在的电网情况是大机组也要承担调峰。图5-9除氧器不同运行方式的热经济性第34页/共55页（二）小汽机的选择

根据“设规”，我国是300、600MW汽轮机组才配置汽动给水泵(详后)、涉及拖动给水泵的工业汽轮机(以下简称小汽机)的型式(凝汽式或背压式)及其蒸汽源的选择及其如何连入热力系统几个方面。图5-10汽动泵的热力系统连接方式(a)凝汽式小汽机；(b)背压式小汽机第35页/共55页小汽机的汽源：1.新蒸汽2.高压缸抽汽3.冷再热蒸汽4.热再热抽汽(中压缸抽汽)小汽机的型式：1.纯凝汽式2.纯背压式3.抽凝式4.抽背式几种常用的是前两种。第36页/共55页

（三）除氧器的热力计算及自生沸腾的防止1.除氧器的热力计算

图5-11所示为三号高压加热器H3与一台除氧器(H4)的局部热力系统。图上标明有关汽水参数的符号。采用相对量计算。（1）物质平衡式为：

（2）热平衡式为将上列物质平衡式改写为代入式(5-9)，并整理为(5-10)：图5-11三号高压加热器与除氧的局部热力系统第37页/共55页

该除氧器的抽汽系数写成(5-10a)：

强调：（5－10a）是以进水焓hw5

为基准，式中右侧均为已知值，可解。2.除氧器的自生沸腾现象及其防止办法（1）自生沸腾现象：所求得的不仅不能为零乃至负值，而且还应为足够大的正值，如

为零，表明无须抽汽加热，其它各项汽水流量的热量，已能将水加热至除氧器工作压力下的饱和温度，这种情况称为除氧器自生沸腾。（2）防止办法

①可将一些辅助汽水流量如轴封漏汽、门杆漏汽或某些疏水改为引至其它较合适的加热器；②也可设高加疏水冷却器，降低其焓值后再引入除氧器；③还可提高除氧器的工作压力来减少高压加热器的数目，使其疏水量、疏水比焓降低。注意：高参数以上的汽轮机组，必须配用高压除氧器。第38页/共55页（四）除氧器汽源的连接方式“设规”规定，再热式机组的除氧器，应采用滑压运行方式。国产300、600MW机组和改型200MW机组，均采用滑压除氧器或定————滑————定运行方式。

(a)(b)(c)图5-12除氧器汽源的连接方式(a)单独连接定压除氧器；(b)前置连接定压除氧器；(c)滑压除氧器1—切换阀；2—压力调节阀；3—回转隔板第39页/共55页四、无除氧器的热力系统（一）无除氧器热力系统的提出采用无除氧器热力系统的主要原因是：①随着机组蒸汽初参数的不断提高，特别是采用超临界参数后，蒸汽中各种杂质的溶解度增加，沉积在锅炉受热面中的杂质相对减少，而汽机通流部分的沉积物相对增加，以氧化铜最危险。铜主要来自凝汽器和面式低压加热器。前者可采用凝结水精处理装置除掉，后者还无可靠办法，若采用无铜管的混合式低压加热器，铜腐蚀即大为减少。

②由于采用中性水处理NWT有显著防腐效果，加入气态氧使金属形成稳定氧化膜，为发展无除氧器热力系统提供了条件。

无除氧器热力系统是在中性水和加氧处理与混合式低压加热器的基础上发展起来的。

第40页/共55页SGCP1CP2(a)SG(b)SG1(c)SG2SG(d)图5-13混合式低压加热器的连接方式(a)独立一台立式；(b)两台卧式重力连接；(c)两台立式串联连接；(d)两台卧式重力连接后再串联一台立式

如图5-13所示为四台低加组采用混合式低压加热器的几种连接方式。

第41页/共55页（二）无除氧器热力系统的优点

1.无除氧器热力系统的经济性好；

2.保证系统的安全可靠性；

3.给水箱热惰性影响消除；

4.简化系统，降低投资，节约基建、运行费用；

5.节省主厂房的三材耗费。（三）我国的无除氧器热力系统无除氧器热力系统在国外已经得到广泛的应用，在我国也有成功运行的经验，并且已经得到了关注。所以对机组进行无除氧器改造是节能改造研究中一项值得研究的内容。第42页/共55页BHPCIPCLPCG凝结水贮水箱除盐装置DESG2H8SG1CP1CP2H7CP3H6H5H4HH1凝结水泵CP4小汽机凝汽器汽动给水泵H1H2水位调节器图5-16超临界机组无除氧器热力系统第43页/共55页第五节除氧器的运行一、滑压除氧器的安全运行滑压除氧器在汽轮机组额定工况下运行，与定压除氧器基本相同，除氧器出口水温与除氧器工作压力下的饱和水温度是一致的。但是，汽轮机组负荷骤变时，对除氧效果、给水泵的安全运行有截然不同的重大影响。滑压除氧器及其给水泵连接方式第44页/共55页电负荷变化对除氧效果的影响对给水泵汽蚀的影响电负荷骤降1.除氧器压力随电负荷骤然下降；2.水温滞后变化；3.水箱内水闪蒸，改善除氧效果。1.除氧器压力随电负荷骤然下降；2.水温滞后变化；3.水泵入口水温，恶化汽蚀。电负荷骤升1.除氧器压力随电负荷骤升而提高；2.对应饱和水温；3.已离析氧气重返水中，恶化除氧效果。1.除氧器压力随电负骤升而提高；2.对应饱和水温；3.水泵入口汽温，，给水泵入口不会汽蚀汽轮机组负荷骤变对除氧效果，给水泵汽蚀的影响第45页/共55页（一）电负荷骤降时给水泵不汽蚀的条件式给水泵的有效净正吸水头

和必需净正吸水头的

在稳压工况下，与流量Q的关系如图5-18(a)所示。图5-18(a)给水泵的关系(b)吸入口压降+流道压降(a)HmQ,m3/hNPSHr+DNPSHNPSHaQ-H

MO-DNPSH稳定工作区汽蚀区NpdDpHdNPSPaNPSHrDNPSPHK泵吸入口叶轮入口压力最低部分叶轮出口(b)第46页/共55页给水泵不汽蚀的基本条件是泵入口的有效汽蚀余量

应大于必需的汽蚀余量，即

或防止给水泵汽蚀的有效富裕压头应大于零，即

式中：为定值为变量第47页/共55页

（二）骤降电负荷给水泵汽蚀的H-τ图分析图5-19的纵座标为压头H,m；横座标为时间τmin。按不同工况分析如下：图5-19骤降电负荷给水泵汽蚀的H-τ图（除氧器入口凝结水温不变时）第48页/共55页（二）滑压除氧器防止给水泵汽蚀的技术措施

1.提高静压头

Hd；

2.改善泵的结构、采用低转速前置泵

3.降低下降管道的压降p；

4.缩短滞后时间；