之间有一定的滞留时间。
2）、除氧给水应有足够的与加热蒸汽接触的面积，以保证良好的加热
效果。
3）、保证除氧给水在塔内为紊流状态，以增加气体的扩散速度。 4）、要迅速排出从给水中分离出来的气体，以降低除氧器内气体的分
压力。
5）、保持加热蒸汽与除氧给水逆向流动，使除氧给水的气体加速分离。 （2）化学除氧。化学除氧是利用化学药剂进行除氧的。常用的化学除氧，是用亚硫酸钠与水中的氧发生化学反应变成硫酸钠盐。当亚硫酸钠的加入量很恰当时，则给水中的含氧量可以降低到零。这种方法除氧的缺点是：炉水中增加了硫酸盐，使炉水中的全固形物增加，从而使排污量增加。同时，化学除氧不能除去其他气体，且化学药剂价格昂贵，故电厂很少采用。
此外，还有一种真空除氧，它是利用凝汽器对凝结水和低温补水进行预除氧，用来降低凝结水、补充水的溶氧，是火力发电厂广泛采用的一种辅助除氧方式。 2、溶解氧量标准
当水与某种气体或空气接触时，就会有一部分气体溶解到水中。水中溶解某种气体量的多少，与该气体在水面上的压力成正比，与水的温度成反比。电厂中给水是封闭循环的，其寒气的来源有：开口疏水箱内的疏水表面直接与大气接触而融入气体；由于汽轮机的真空系统部严密，空气漏入凝汽器内；凝结水在凝汽器内存在过冷却度；往
给水系统内补充化学水时带入溶解气体。
给水中溶解的气体，有一些是活动性很强的气体，如氧气和二氧化碳，对热力设备的关岛、省煤气及锅炉本体内部表面、热交换设备等部位起腐蚀破坏作用，降低了设备的使用寿命。如给水中溶解氧气超过0.03mg/L时，给水管道和省煤器在短时期内会出现穿孔的点状腐蚀。
根据GB 12145—1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》中规定，给水、凝结水的溶氧量与给水PH值见表2—4。 表2—4 电厂用水溶解氧与PH值标准
炉型 锅炉过热蒸汽压力（MPa） 给水溶解氧（μg/L） 给水pH值（25℃） 凝结水溶解氧（μg/L） 汽包炉 3.8—5.8 ≤15 8.8—9.2① ≤50
5.9—12.6 ≤7 8.8—9.3（有铜系统）或9.0—9.5（无铜系统） ≤50 12.7—15.6 ≤7 ≤40 15.7—18.3 ≤7 ≤30
支流炉 5.9—18.3 ≤7 8.8—9.3（有铜系统）9.0—9.5（无铜系统） 18.4--25 ≤7 ≤20②
①压力在3.8—5.8MPa的机组，加热器为钢管，其给水PH可控制在8.8—9.5。
②采用中性处理时，溶解氧应控制在50—250μg/L。
给水中所溶气体在热交换设备中是不凝结的，当蒸气被凝结而气体被析出后，会在热交换设备的水管与蒸汽之间形成一层气膜，妨碍导热
过程的正常进行，影响传热效果。因此，给水中溶解气体是影响电厂安全经济运行的主要因素之一。 （二）除氧器的分类
除氧器根据其工作压力的不同，可分为真空式（工作压力小于0.0588MPa）---（分离出的气体靠射汽抽气器或真空泵抽出）、大气式（工作压力为0.115~0.12MPa，温度为104℃）和高压式（工作压力为0.343以上，温度为150~160℃）三种。
真空式除氧器即工作压力为负压状态的除氧器，水中逸出气体靠抽气器或真空泵抽出。发电厂一般很少采用单独的真空式除氧器，而多采用维持凝汽器凝结水在饱和温度状态的方式，利用凝汽器进行真空除氧。
在现代高参数火力发电厂中，普遍采用了高压除氧器，其工作压力一般在0.6MPa左右，与前面两种类型的除氧器相比较有着显著的优点：
1）、采用高压除氧器可以减少高压加热器的数目，节约了金属耗量和
投资。
2）、高压机组的给水温度一般在230—270℃，当高压加热器因事故
停运时，可使进入锅炉的给水温度变化幅度减小，从而减小对锅炉运行的影响。
3）、较高的饱和水温还可促进气体自水中离析，降低气体的溶解度，
使除氧效果提高。
4）、可以防止除氧器发生自生沸腾现象。自生沸腾是指：过量较高压
力疏水进入除氧器时，其热量足以使除氧器给水不需抽汽加热即可达到沸腾，这种情况使除氧器内压力升高，排汽量大，内部汽水流动工况受到破坏，除氧效果恶化。而在高压除氧器中，因为设计工作压力就比较高，使发生自生沸腾的可能性较小。 但是高压除氧器有一个显著的缺点，就是给水泵长期工作于高温条件下，泵的入口易发生汽蚀。为尽量减少和避免汽蚀，就必须把除氧器布置在机房内较高的平台，大部分还加装前置泵或前置叶轮，使系统复杂化。
根据水在除氧器内流动形式的不同，除氧器可有不同的结构形式，主要有淋水盘式、喷雾式、填料式、喷雾填料式和旋膜式等。纯喷雾式效果不佳，也较少采用。淋水盘式多用于中、低压机组。现代高参数大容量机组多采用除氧效果好、容量大的喷雾填料式或喷雾淋水盘式除氧器。最近，旋膜式除氧器在大机组上也取得了良好的运行效果。
（三）除氧器的运行
热力除氧器的加热蒸汽都是来自汽轮机的抽汽，另外也利用回收的高压加热器疏水、门杆溢汽等作为热源。此外，还应配备备用起源以备机组启停及甩负荷时的用汽。
除氧器的汽水系统。其加热汽源有抽汽、门杆漏汽、高压加热器疏水和汽封溢汽，并备有辅助汽源。主凝结水自除氧头上部进入，除氧后进入除氧水箱。水箱中设有再沸腾管保持其饱和温度，系统中设除氧循环泵，启动前，可使除氧水箱中的水循环加热。除氧头及除氧
水箱均设有安全阀，防止除氧器超压。除氧水箱上还接有给水泵的再循环管，它的作用是防止给水泵在启停和低负荷时水流量过小不足以冷却泵体而引发的给水泵汽化和设备损坏。
在发电厂中，除氧器在热力系统中的连接原则是要使汽轮机在任何负荷下维持除氧器内的压力稳定，以保证除氧效果。也就是说，在低负荷时，可采用高压抽汽；正常时，用低一级的抽汽。
除氧器的运行根据其压力是否随汽轮机组的负荷变化而变化，分为定压运行和滑压运行两种方式。除氧器的这两种运行方式各有特点，现分析如下。
定压运行除氧器在汽轮机组变工况时，其压力是维持稳定的，在此压力下，将水加热到相应的饱和温度，即可达到除氧目的。由于其压力、温度不变，在运行中只要调整除氧器给水箱中水位稳定，即可保证给水泵不汽蚀，能可靠地向锅炉供水。除氧器在热力系统中，相当于一级特殊的回热加热器，其所用回热抽汽的压力随汽轮机组的运行工况不同而变化，为维持所有工况下除氧器均定压运行，供除氧器的抽汽压力应高于除氧器的工作压力（一般0.2—0.3MPa），并通过专门装设的压力调整阀来节流调整。在汽轮机负荷降低到该级抽汽压力已不能满足除氧器定压运行要求时，还需切换至高一级的抽汽，同时停止运行原级抽汽。这样的方式不但使系统复杂化，而且由于节流损失的存在是系统的热经济性降低。
除氧器定压运行时，由于回热抽汽的节流作用，使系统的热经济性下降。那么除氧气能否像其他回热加热器一氧化氩运行----压力随