除氧器含氧量不合格的危害
垃圾焚烧发电厂除氧器压力高水温低现象分析及对策
垃圾焚烧发电厂除氧器压力高水温低现象分析及对策摘要：主要针对垃圾焚烧发电厂除氧器运行普遍存在的压力高水温低的原因进行分析，采取相关措施后，可对除氧器运行压力高水温低不良状况有所改善，提高除氧效率。
关键词：垃圾焚烧；除氧器；压力高；水温低1.垃圾焚烧发电厂除氧器的工作原理和作用垃圾焚烧发电是当今垃圾处理主要方法，是实现垃圾无害化、减量化、资源化的重要手段。
除氧器是提高发电厂运行效率、保证锅炉设备安全的重要设备。
为防止锅炉设备及其管道腐蚀，必须除去溶解在锅炉给水中溶解氧及其它气体，以保证热力设备安全运行和较长的使用寿命。
热力除氧原理是亨利定律和道尔顿定律，道尔顿分压定律为一定量的气体在一定容积的容器中的压强仅与温度有关。
亨利定律为在一定的温度下气体在液体中的溶解度和该气体的平衡分压成正比。
对溶于水中各种气体，气体分压越低、水的温度越高、在相应的压力下的饱和温度持续时间，溶解浓度越低。
热力除氧就是利用蒸汽把给水加热到相应的压力下的饱和温度时，蒸汽分压力将接近于水面上全压力，溶于水中的各种气体的分压力接近于零，因此，水就不具有溶解气体的能力，溶于水中的气体就被析出，从而除去水中的氧和其他气体。
2.除氧器工作不正常的危害在稳定运行工况下，除氧器出水温度应为除氧器工作压力对应的饱和温度。
垃圾焚烧发电厂除氧器普遍存在运行压力高水温低的现象，在保持工作压力0.17MPa情况下，水温只有125℃左右，个别电厂甚至在压力0.19MPa时温度只有113℃。
有些电厂为了达到130℃的水温，除氧器的压力达到0.3MPa（此压力下饱和温度为143.6℃）。
由于水温没有达到除氧器工作压力下的饱和温度，除氧效果明显降低，水中溶氧明显增加。
除氧未合格的水进入锅炉，会对锅炉产生二种危害：一是对给水管道和锅炉部件尤其是省煤器产生氧腐蚀，对省煤器等设备金属的腐蚀作用会大大缩短设备的使用寿命，降低设备可靠性；二是氧腐蚀产生的氧化铁垢影响锅炉传热，形成垢下腐蚀，严重时会发生炉管泄漏和爆管。
大气式旋膜除氧器溶氧超标的原因分析及处理
大气式旋膜除氧器溶氧超标的原因分析及处理摘要：大气式旋膜除氧器为近年来大量装备的电厂除氧设备，溶氧超标是除氧器运行中经常遇到的现象之一。
本文主要从运行调整的角度出发，介绍了通过合理操作，有效降低溶氧的过程。
关键词：大气式旋膜除氧器；溶氧；解决神华榆林能源化工分公司动力装置所选用的低压除氧器为青岛磐石容器厂生产的大气式旋膜式除氧器。
该除氧器设计处理能力450t/h，运行压力0.02Mpa(G)，出水温度104℃，设计出水含氧量15ppb(ug/L)。
由于受到下游蒸汽和用水量限制，自该设备投运以来，两台除氧器出力基本维持在50%左右，其出水溶氧长期超标，在恶劣情况下溶氧甚至可达到170ppb，给下游的有序生产造成了严重影响，除氧器运行人员进行调整排氧阀开度等操作对溶氧效果影响不大。
一.大气式旋膜除氧器工作原理大气式旋膜除氧器结构包括除氧塔头、除氧水箱以及接管和外接件组成,其主要部件除氧塔头是由外壳、旋膜器(起膜管)、淋水篦子、蓄热填料液汽网（不锈钢丝网）等部件构成。
除氧过程就是除盐水进入除氧头内旋膜器组水室,在一定的压差下从膜管的小孔斜旋喷向内孔,形成旋转下流的射流,由于内孔充满了上升的加热蒸汽,水在射流运动中便将大量的加热蒸汽吸卷进来,在极短时间内很小的行程上产生剧烈的混合加热作用,水温大幅度提升,而旋转的水膜沿着膜管内孔壁继续下旋,形成一层翻滚的水膜裙(水在旋转流动时的临界雷诺数下降很多即产生紊流翻滚),此时紊流状态的水传热传质效果最理想,水温在旋膜管底部接近饱和温度,氧气即被分离出来，并随上升的蒸汽从排汽管排向大气。
这是其一级除氧过程。
由旋膜管下落的水，通过水膜裙室，经过淋水篦子的再次均匀分配，进入填料层，由于填料层比表面积大，其大大增加了水膜的比表面积，在自下而上的蒸汽加热下，补水在此处完全达到饱和状态残余溶氧再次析出，此为其二级除氧过程。
下图为大气式旋膜除氧器除氧塔头结构图由以上数据可以看出，三路补水温度各不相同，且差别较大。
除氧器的特性及其对机组的影响
除氧器的特性及其对机组的影响【摘要】近年来的煤、油价格飚升，使火电企业的利润空间越来越小甚至造成亏损。
降低运行成本是各电厂的主要工作任务，降低发电煤耗、节约厂用电是降低运行成本的主要手段。
本文主要针因除氧器工作参数的变化对机组热经济性的影响进行分析。
除氧器的运行情况不仅对机组的热经济性有很大的影响，而且直接关系到机组的运行寿命跟安全。
【关键词】除氧器；等效焓降；热经济性0 引言随着火力发电厂装机向高参数、大容量趋势的发展，提高运行经济性，降低能耗己经成为电厂节约一次能源的迫切要求。
因此，在火力发电厂设计和改造中，始终要考虑安全性和经济性。
热经济性分析是电厂热力系统性能监测的有效工具，是发现机组运行中存在问题并进行优化的基础。
对热力系统进行热经济性在线分析能够提高电厂运行管理水平，增加电厂的经济效益。
因此准确了解机组能耗指标是电厂节能降耗、提高经济性的基础[1]。
除氧器在电厂热力系统中承担除氧任务，以防止设备腐蚀。
同时，它又是回热系统中的混合式加热器之一，并作为凝结水泵和给水泵之间的缓冲和贮水装置，以汇集高压加热器疏水等。
在火力电厂锅炉给水处理工艺过程中，除氧是一个非常关键的环节。
氧是给水系统和锅炉的主要腐蚀性物质，给水中的氧应当迅速得到清除，否则它会腐蚀锅炉的给水系统和部件，腐蚀产物氧化铁会进入锅炉内，沉积或附着在锅炉管壁和受热面上，形成传热不良的铁垢，而且腐蚀会造成管道内壁出现点坑，造成阻力系数增大。
管道腐蚀严重时，甚至会发生管道爆炸事故。
另外，在热交换器中若有气体聚集就会妨碍传热过程的进行，降低设备的传热效果。
因此水中溶解有任何气体都是不利的，尤其是氧气，它将直接威胁设备的安全运行。
国家规定蒸发量大于等于2t/h的蒸汽锅炉和水温大于等于95℃的热水锅炉都必需除氧。
除氧器的主要作用是除去给水中的氧气，保证给水的品质。
除氧器本身又是给水回热系统中的—个混合式加热器，同时高压加热器的疏水、化学补水及全厂各处水质合格的疏水、排气等均可通人除氧器汇总并加以利用，减少电厂的汽水损失。
除氧器含氧量不合格的危害
二．除氧器的作用和原理
除氧器可以将给水中所有的不凝结气体除去，并及时 排出。并且除氧器作为汽水系统中唯一的混合式加热器 ，能方便地汇集各种汽、水流，因此除氧器还可以起到 加热给水和回收工质的作用。 除氧器采用的是热力除氧的方法。当水被定压加热时， 水蒸发的蒸汽量不断增加，使液面上水蒸气的分压力升 高，其他气体的分压力不断降低，从水中逸出后及时排 出。当水加热至除氧器压力下的饱和温度时，水蒸气的 压力就会接近水面上的全压力，此时水面上其它气体的 分压力将趋近于零，于是溶解在水中的气体将会从水中 逸出而被除去。
影响含氧量的因素
影响含氧量的因素很多，要具体问题具体分析。除 氧器含氧量升高的主要原因： 1） 进水温度过低或进水流量过大； 2） 进水含氧量过大：a.凝结水泵入口阀门盘根不严、水 封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、低加疏水泵盘根不 严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。b.凝汽器真空负 压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽 器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解 氧超标。c.凝结水补水除氧问题。如果补水方式为直接 补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会 直接导致凝结水溶解氧超标。d.热力系统疏水、回水除 氧问题。在《SDJJS 03- 88电力基本建设热力设备化学 监督导则》中规定，热力系统疏水、回水直接回收时， 溶解氧指标应小于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶
一．给水除氧系统的任务
水与空气或其他气体接触混合时，就会有一部分气 体溶解到水中，给水溶解的气体中危害性最大的是氧气 ，如果锅炉给水中含有氧气，将会使给水管道、锅炉设 备和汽轮机通流部分遭受腐蚀，缩短设备的使用寿命， 严重影响电厂的安全经济运行，此外在热交换设备中存 在的气体还会妨碍传热，降低传热效果，所以锅炉给水 必须进行除氧。 在火力发电厂中，氧腐蚀对热力设备的危害可由两 方面表现出来： 首先，氧腐蚀会造成给水管道直至锅炉省煤器的局 部腐蚀，严重时，会引起管壁穿孔泄漏；其次，氧腐蚀 所造成的腐蚀产物———金属的氧化物，会随给水带进 锅炉，在炉内的循环和蒸发过程中，这些腐蚀产物在热
除氧器含氧量超标原因分析与调整
除氧器含氧量超标原因分析与调整介绍了高压旋膜除氧器运行中含氧量初步分析，对各种运行工况下除氧效果的变化进行分析与判断，以达到热力除氧的目的。
标签：旋膜式除氧器；含氧量；热力除氧doi：10.19311/ki.1672-3198.2016.23.1340 引言本电站采用高压旋膜式除氧器共有#10、11、12，3台，除氧器系统是热电厂补给水的源头，对外供热所需的水量是由除氧器来补充的。
本电站除氧器系统自2009年6月投入运行以来，除氧器除氧效果一直较为稳定运行，基本上都能控制在合格范围之内。
从2012年下半年开始除氧器含氧量开始发现不稳定现象，经常超标，后经运行调整后状况仍未见好转。
在2013年全停大修期间车间组织对三台除氧器均进行了检查和修复工作，投运后经调整含氧量基本都能控制在正常范围。
但从2013年下半年开始，三台除氧器的溶解氧量又开始经常超标，通过近期对系统的分析排查和调整，得出了一些体会和结论，下面我就除氧器含氧量问题上的一些认识进行阐述。
1 旋膜式除氧器的结构和原理除氧设备主要由除氧头、除氧水箱两大件以及接管和外接件组成，其主要部件除氧头是由外壳、旋膜器（起膜管）、淋水篦子、液汽网、填料等部件组成。
工作原理是凝结水及补充水首先进入除氧头内旋膜器组水室，在一定的水位差压下从膜管的小孔斜旋喷向内孔，形成射流，由于内孔充满了上升的加热蒸汽，水在射流运动中便将大量的加热蒸汽吸卷进来；在极短时间很小的行程上产生剧烈的混合加热作用，水温大幅度提高，而旋转的水沿着膜管内孔壁继续下旋，形成一层翻滚的水膜裙，此时水传热传质效果最理想，水温达到饱和温度。
氧气即被分离出来，因氧气在内孔内无法随意扩散，只能随上升的蒸汽从排汽管排向大气。
经起膜段粗除氧的给水及由疏水管引进的疏水在这里混合进行二次分配，呈均匀淋雨状落到装到其下的液汽网上，再进行深度除氧后才流入水箱。
水箱内的水含氧量小于7mg/l为标准。
2 目前对除氧器含氧量超标的主要原因分析2.1 加热蒸汽母管温度变化量的大小与含氧量关系加热蒸汽母管温度值的高低对除氧器含氧量影响较大，分析认为加热蒸汽母管从低压蒸汽管道进入母管时靠近#10除氧器，由于管廊的压损，母管温度的波动值大小对于除氧器含氧量有影响，表现为母管温度波动值越大越剧烈，除氧器含氧量越不稳定，母管温度稳定，含氧量趋于稳定。
除氧器工作原理
除氧器除氧器的主要作用是除去给水中的氧气,保证给水的品质。
水中溶解了氧气,就会使与水接触的金属腐蚀;在热交换器中若有气体聚集就会妨碍传热过程的进行,降低设备的传热效果。
因此水中溶解有任何气体都是不利的,尤其是氧气,它将直接威胁设备的安全运行。
除氧器又是给水回热系统中的一个混合式加热器,同时高压加热器的疏水、化学补水及全厂各处水质合格的疏水、排气等均可通入除氧器汇总并加以利用,减少发电厂的汽水损失。
当水和某种气体混合物接触时,就会有一部分气体融解到水中去。
气体的溶解度就是表示气体溶解于水中的数量,以毫克/升计值,它和气体的种类以及它在水面的分压力、和水的温度有关。
在一定的压力下,水的温度越高,气体的溶解度就越小；反之,气体的溶解度就越大。
同时气体在水面的分压力越高,其溶解度就越大,反之,其溶解度也越低。
天然水中常含有大量溶解的氧气,可达10毫克/升。
汽轮机的凝结水可能融有大量氧气,因为空气能通过处于真空状态下的设备不严密部分渗入进去。
此外,补充水中也含有氧气及二氧化碳等其他气体。
液面上气体混合物的全压力中，包括有液体蒸汽的分压力，将水加热时,液面附近水蒸气的分压力就会增加,相应的液面附近其他气体的分压力就会降低。
当水加热到沸点时,蒸汽的分压力就会接近液面上的全压力,此时液面上其他气体的分压力几乎接近于零,于是这些气体将完全从水中清除出去。
要达到这一点,不仅要将水加热到沸点,还要使液面上没有这些气体存在,即将逸出的气体随时排走。
除氧器的工作原理即利用蒸汽对水进行加热,使水达到一定压力下的饱和温度,即沸点。
这时除氧器的空间充满着水蒸汽,而氧气的分压力逐渐降低为零,溶解于水的氧气将全部逸出,以保证给水含氧量合格。
除氧器设备与运行除氧器的主要作用就是将给水中的氧气除去,保证给水的品质。
水中含有氧气，会使金属设备受到腐蚀，直接威胁热力设备的安全运行，另外还会影响汽水传热过程的进行，降低了传热效果，对经济性是很不利的。
供热机组除氧器溶解氧超标分析及治理
除氧器运行
给泵 运行
４ 号
４ 号 ４ 号 ４５ ４ ，号 号 ４ ４ 号 号
给 泵再循 环 隔绝 门
给 泵出 口压力 ／ ａ ＭＰ
关 闭
７ ９ ．６
关 闭
７ ９ ．５
Ａ 泵 Ａ泵 Ａ泵 Ａ泵 Ｂ泵 Ｂ泵 Ｂ泵
给泵 出 口压 力／ ａ ７ ９ ８Ｏ ７９ ７ ９ ７７ ７ ８ ７８ ＭＰ ．５ ．１ ．Ｏ ．４ ．９ ．４ ．１
母管 ， 由给 水母 管 向 ２台锅 炉 供 水 。单 台 除 氧器
系统 图如 图 １ 示 。 所
２台燃 煤 锅 炉投 运 以来 ， 直 存 在 除 氧 器 出 一 口水 溶 氧量 高 的 问 题 ， 如 ： 氧 器 水 箱 出 口水 例 除
溶 氧 量 在 ３ ～ ８ ￣ ／ Ｏ Ｏ ｔ Ｌ之 间 ， 给 水 系 统 含 氧 Ｌ 而
ｍｅ ｈ ｎ ｃ ｌ ｅ ｌ ｓ ｒ ｃ ｍｍｅ ｄ ｄ ｔ ｈ ｕ ． ｈ ｎ ｅ ｕ ｐ ｎ ｐ ｒ ｔ ｇ ｐ ｏ ｌｍｓ ａ ｉ ｅ ｏ ｈ ｕ ｄ ｃ ｎ ｉ ｅ ｃ ａ ｉａ ａ ｅ ｏ ｓ ｉ ｎ ｅ ｏ ｔ ｅ ｐ ｍｐ Ｗ ｅ ｑ ｉ ｍｅ ｔｏ ｅ ａ ｉ ｒ ｂ ｅ ｒｓ ，ｙ ｕ ｓ ｏ ｌ ｏ ｓｄ ｒ ｎ ｔ ｅ ｓ ｒ ｃｕ ａ ｃ ａ ａ ｔ ｒｓ ｉｓｏ ｈ ｎ ｉ ｉ ｕ ｌ ｑ ｉ ｍｅ ｔａ ｄ ｔ ｅ ｐ ｏ ｅ ｓｏ ｈ ｎ ｉｅ ｓ ｓ ｅ ｈ ｔ ｕ ｔ ｒ ｌ ｈ ｒ ｃ ｅ ｉｔ ｆｔ ｅ ｉ ｄ ｖｄ ａ ｅ ｕ ｐ ｎ ｎ ｈ ｒ ｃ ｓ ｆｔ ｅ ｅ ｔｒ ｙ ｔ ｍ． ｃ
ｗａｔ ｒ．Ｗ ｈｅ ｃ ａ ｅ ｎ ｈ ｎｇｉ ｈ ｆ ｍ ｓ ｆ ｎｇ ｔ ｅ ｏｒ ｏ ｗａ ｅ ｐｕ ｐ ｅ ｌ ｎｔ ｔ ｅ ｈａ ｉａｌ ｅ ｌ ｔ ｏｘ ｅ ｃ ｎｔ ｎ ｏ ｔ ｔｒ ｍ ｓ ａ ｉ ｏ ｈｅ ｍ ｃ ｎ ｃ ｓ ａ ， ｈｅ ｙｇ ｎ ｏ ｅ ｔ ｆ ｈｅ
高压除氧器含氧量超标原因分析及调整措施总结
发电技术方面的研究。
（上接第139页）
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2013年第18期总第138期
SILICON VALLEY
图1
证水质合格 ；5）对设备定期检验检修 ，及时更换发现有问题的 管道和喷嘴以及超出使用安全年限的零部件。
4 结论 由于除氧器的含氧量调整涉及的因素很多 ，并且是一个动
关键词 除氧器 ；含氧量 ；超标
中图分类号 ：TK2
文献标识码 ：A
文章编号 ：1671-7597（2013）18-0130-02
除氧器是现代火力发电厂中不可缺少的设备 ，在热力循环 中起着不可替代的作用 ，除氧器给水中含氧量大小对锅炉 ，压 力管道等高温设备的使用寿命有着重要的影响 ，为了避免锅炉 等高温设备的腐蚀 ，除氧器含氧量必须严格控制在工艺指标范 围内。
660MW热力除氧器的工作原理分析
660MW热力除氧器的工作原理分析0 前言火力发电厂是利用煤，石油，天然气作为燃料生产电能的工厂。
火力发电厂主要包括汽轮机，锅炉，发电机等设备。
火力发电厂大多数的生产设备为金属材料制成的。
金属材料非常容易与周围环境发生化学以及物理反应，最终导致金属的变质甚至损坏。
火力发电厂的金属腐蚀现象非常普遍，例如锅炉给水含氧量大会腐蚀省煤器，水冷壁，过热器以及再热器管壁，造成炉管泄漏甚至发生爆管的危险，危及人身及设备的安全，造成巨大的经济损失。
因此金属腐蚀对火力发电厂的安全经济运行危害非常大，采取正确的防腐蚀措施便显得尤为重要。
1 金属腐蚀的机理金属的腐蚀主要通过两个途径：1.1 化学腐蚀指的是金属表面与周围介质直接发生氧化还原反应引起的腐蚀。
化学腐蚀发生在非电解质溶液中或干燥的气体中，反应过程中不产生电流。
火力发电厂的化学腐蚀主要是过热器受热面处发生的腐蚀，腐蚀程度不是很严重。
1.2 电化学腐蚀指的是金属与周围介质发生电化学作用而引起的腐蚀。
金属与周围介质形成两个电极，组成腐蚀原电池。
电化学腐蚀比化学腐蚀普遍的多，并且腐蚀速度也快很多。
电化学腐蚀不仅发生在金属表面，而且可以深入金属内部。
火力发电厂的电化学腐蚀主要以氧腐蚀为主。
当锅炉给水中含有溶解氧超标时，会对锅炉各受热面产生电化学腐蚀，随着含氧浓度的增加，腐蚀速度加快。
它最容易发生在给水管道以及省煤器管道中。
电化学腐蚀的破坏性也是最大的。
火力发电厂金属腐蚀的防治方法主要是针对电化学腐蚀。
2 火力发电厂的除氧方法火力发电厂的除氧主要有两种方法：2.1 化学除氧法是指将某些易与氧发生化学反应的药剂加入锅炉给水中，进而生成对金属不产生腐蚀的物质来达到除氧的目的。
目前火电厂主要采取的化学除氧方法主要有：亚硫酸钠处理，联氨处理，加氧处理，加氧加氨联合水处理等等。
由于化学除氧只能出去水中的氧，而不能除去水中其他气体，如氮气，二氧化碳等，同时会增加给水中的含盐量，并且药剂价格较为昂贵，因此应用范围不够广泛。
除氧器含氧量高的原因有
除氧器含氧量高的原因有：凝结水含氧量高，水温低没有达到饱和温度，负荷突增，排气量不足。
除氧器入口溶氧超标指的是凝结水溶氧超标，还未涉及到除氧器本身，一般上就是凝汽器除氧不合格，如凝汽器喷头堵塞，凝汽器漏空气，（要看真空是否降低），加药量少，负荷变化也会明显影响溶氧，凝泵入口是否有漏空，1凝结水过冷2凝结水水位过高，3真空系统不严密，4真空泵工作效率低，5轴封不严对溶于水中各种气体，在一定的压力下，水的温度越高，溶解度越低。
热力除氧就是利用蒸汽把给水加热到相应的压力下的饱和温度时，蒸汽分压力将接近于水面上全压力，溶于水中的各种气体的分压力接近于零，因此，水就不具有溶解气体的能力，溶于水中的气体就被析出，从而清除水中的氧和其他气体。
除氧器溶氧量过高归根结底都是当前情况下除氧器内水没有达到该压力下的饱和温度，具体的来讲可能有以下几个方面；1.进水量过大或进水温度过低2、排氧门开度过小3、除氧器内部喷嘴之类的损坏4、锅炉用水量变化过大引起除氧器自动调整随之变化过大5、溶氧量检测不合格等物理除氧主要因素有：温度，压力，蒸汽量，以及排气量。
化学除氧主要因素有：温度，除氧器中水的碱度，除氧剂量（比如加药泵的打压情况，以及除氧剂溶液的配制浓度等）。
除氧器滑压运行时，当机组负荷骤升则除氧器水温的上升远远滞后于压力的升高，致使除氧器内原来的饱和水瞬间成为不饱和水，此时原来逸出的溶解氧就会溶回水中，出现“返氧“现象，使除氧效果恶化。
对给水泵来说，则由于水温的升高滞后于压力，使运行更为安全。
当机组负荷骤降时，水温降低滞后于压力的降低，致使除氧器内的水发生急剧闪蒸，除氧效果反而因水的再沸腾而变好。
但进入给水泵的水温不能及时降低，而此时泵入口的压力由于除氧器的压力下降已降低，于是就出现了泵入口压力低于入口温度所对应的饱和压力的可能性，使泵汽化的危险性加剧。
低压包和除氧器超压对机组影响的分析及解决方案
低压包和除氧器超压对机组影响的分析及解决方案发表时间：2020-09-24T11:49:32.623Z 来源：《中国电业》2020年14期作者：樊海文张五一[导读] 本文详细分析了一号附机低压包超压和除氧器超压运行原因樊海文张五一中油电能气电公司黑龙江大庆163000摘要：本文详细分析了一号附机低压包超压和除氧器超压运行原因，以及由此造成的设备腐蚀，损坏和出力下降，并对此现象提出个人解决方案，来改善机组的运行环境，提高机组运行的经济性，保障设备运行的安全性。
关键词：汽水损失；腐蚀结垢；除氧系统；经济性；安全性1 我厂除氧器工艺流程简介：除氧器一共有三路补水，第一路是凝结水泵由热井取水，通过轴封加热器加热再经过凝结水至除氧器上水调节门CV0502进入到除氧器。
第二路是除盐水泵，由二个除盐水罐取水，经过CV0503给除氧器上水，第三路是除盐水管路另接的一路手动应急补水，通过这三路来共同保证除氧器水位在正常范围内。
而除氧蒸汽分为二路，一路是低压汽包里面的水经过下降管进入到低压蒸发器，通过吸收燃气轮机排出的烟气热量使低压蒸发器里面的水达到或超过饱和蒸汽温度，使炉水变成低压饱和蒸汽再送回到低压包，然后通过V0201电动门送入除氧器。
另一路是由中压包的饱和蒸汽进过低温过热器和高温过热器后变成过热蒸汽后送入过热器集箱，过热器集箱有单独一路是通过除氧器再沸腾阀被送入到除氧器进行热力除氧，现在再沸腾管路已经废弃，所以只剩下低压蒸汽一路向除氧器提供除氧气源，然而低压包过去一直有超压的隐患和问题，低压蒸汽压力对除氧器来讲偏高，低压蒸汽设计压力为0.25MPA，过去低压包还会出现超压安全门动作的情况{低压包安全门动作压力值为0.3MPA，只通过一个电动门的全开和开关进行操作明显是不科学的，这样操作的结果是除氧器压力会与低压包的压力接近，机组正常运行时除氧器最大的压力值约能达到0.24MPA，，而一但低压包超压时除氧器的压力可能会达到0.28MPA或更高，然而除氧器安全阀动作值为0.12MPA，设计压力也仅仅为0.15MPA，水压试验的压力也就只有0.19MPA，在这种特殊情况下除氧器变的非常不稳定也非常的不安全，严重地影响机组的安全稳定运行，并且造成了非常可怕的安全隐患。
发电厂给水除氧系统浅析
发电厂给水除氧系统浅析发布时间：2021-12-30T07:44:56.437Z 来源：《福光技术》2021年21期作者：王林语[导读] 锅炉给水是火力发电厂的重要能源替代介质。
锅炉给水质量直接决定着蒸汽的质量。
华能武汉发电有限责任公司湖北武汉 430000摘要：锅炉给水是火力发电厂的重要能源替代介质。
锅炉给水质量直接决定着蒸汽的质量。
保证炉水质量是炉水质量监督的根本目的，而供水除氧是炉水质量监督的重要组成部分。
关键词：除氧供水、运行维护、异常处理为了保证锅炉的安全运行，锅炉给水的有效除氧十分重要。
给水和补给水的除氧是电站锅炉或工业锅炉防止腐蚀的主要方法。
在压力容器中，溶解于水中的气体量和水面上气体的分压力成正比，采用热力除氧的方法，亦即用蒸汽来加热给水，提高水的温度，水面上蒸汽的分压力就逐渐增加，而溶解气体的分压力逐渐降低，溶解于水的气体就不断逸出，当维持容器于一定的压力下，蒸汽加热给水达到沸腾温度，水面上全部是水蒸汽，溶解气体的分压力为零，亦即溶解于水的气体可被去掉。
1.电厂供水除氧方法1.1.热力脱氧热力脱氧的原理是在相应压力下将水加热到饱和温度(一般为沸点) ，蒸汽压力接近于水面的全压，溶解在水中的氧气压力接近于零，使氧气沉淀，然后在水面上生成氧气，从而保证水的含氧量达到水质标准的要求。
目前，大型火电厂普遍采用高压除氧器作为热脱氧设备。
高压除氧器回热系统是大型火电机组中的重要辅机之一，其作用是除去给水中的溶解氧及其不凝结气体，避免设备腐蚀，保证传热效果，目前火电厂采用锅炉给水除氧的技术大多是所谓的物理氧法，又称热脱氧法，其方法是直接使用汽水混合物,将水加热到高压除氧器操作压力的饱和温度，表面的上空气压力是由水蒸气产生的，几乎所有这些都使得其他气体的分压大大降低到接近于零，从而使溶解在水中的氧气和其他惰性气体从水中不断逸出，以达到除去水中氧气和其他不凝结气体的目的,与其他除氧技术相比，热除氧技术不仅可以除去水中的氧气，还可以除去水中的其他气体，而且水中不含杂质，因此受到许多制造商的青睐。
运行中提高除氧器效率的方法及可能造成氧含量超标的原因
运行中提高除氧器效率的方法及可能造成氧含量超标的原因运行中提高除氧器效率的方法及可能造成氧含量超标的原因国内各火力发电厂普遍采用热除氧方式，虽然除氧器结构不断改进，但在运行过程中仍不时出现除氧恶化问题。
根据热除氧机理和除氧恶化原因，提出减少和防止除氧器投运过程中除氧恶化的措施：一方面需要对结构进行完善，另一方面特别需要对运行工况进行必要的监测和控制。
在现代火力发电厂中，为了避免管道、设备高温腐蚀，保证管道、设备的使用寿命，对给水的含氧量有严格的要求。
除氧方式主要有热除氧和化学除氧两种，由于化学除氧成本高，而且还有水渣生成，现较少使用。
热除氧被普遍应用于各火力发电厂，随着技术的进步，其除氧器在环保处理设备中起着关键生的作用。
除氧器出水氧含量指标超标可能的原因及解决方法一、可能造成氧含量超标的原因1. 热力除氧器方面包括1.1.除氧头内部损坏或除氧头喷头给水压力不足：使喷头成膜成雾效果较差，减少了汽水接触面积，降低了除氧效果。
布水填料不均匀、压扁，造成短路，使布水效果不好，补水与蒸汽不能达到充分接触混合，使补水达不到沸点温度，由于水的表面张力大，水中的气体不能及时顺利从水中解析出来，造成除氧水氧含量过高，影响除氧效果。
1.2.除氧头排气管排气量不够，除氧头的排汽量，也是影响除氧器除氧能力的一个非常重要的因素，应保证解吸出来的气体能通畅的排走，如果除氧器中解析出来的氧和其他气体不能通畅的排走，则由于除氧器内蒸汽中残留的氧量较多，会影响水中氧扩散出去的速度，从而使出水的残留含氧量增大。
1.3.除氧器温度达不到压力下水的沸腾温度：根据气体溶解定律（亨利定律）气体在水中的溶解度与该气体在汽、水界面上的分压成正比，在大气中把水加热到沸腾时，水的饱和蒸汽压力等于汽-水界面上大气的压力，氧的分压为零，此时氧气在水中的溶解度为零，从而使水中的氧及其他气体在水中溢出，1.4.除氧器运行负荷过高，进水波动过大：运行负荷过大，造成超过除氧器超出设计除氧能力，一方面，在规定的蒸汽量达不到除氧器设计压力下的饱和温度，影响除氧能力，另一方面，除氧头设计空间内的蒸汽量也可能达不到与补水的混合充分，达到水的沸点，即使达到沸点，因为接触时间短，很难将解吸出来的氧和其他气体全部排出，造成除氧效果不好；运行负荷波动过大时，也可能造成除氧器的汽、水配比不好，造成除氧器温度、压力波动过大，影响除氧效果。
锅炉机组汽水品质控制
锅炉机组汽水品质控制一、汽水品质不良对机组的危害水汽品质的好坏，直接影响着锅炉受压部件和汽机的安全性。
由于水质不良引起的几种常见腐蚀现象为：1.碱性腐蚀：当炉水碱度过高，炉水中存在游离的NaOH时，由于有NaOH的存在，在高温条件下由铁、金属壁面上的非铁成分及炉水组成微电池，金属表面微电池存在，在其作用下产生碱性腐蚀。
此时，阳极发生的过程为：Fe+2(OH)-→Fe(OH)2+2e阴极上发生的过程为：2e+2H2O→2(OH)-+H2在高温情况下，阳极产生的Fe(OH)2，会转变成Na2FeO2，并进一步水化，形成疏松的Fe3O4，使金属保护膜破坏。
反应式为：Fe(OH)2+2NaOH→Na2FeO2+2H2O3Na2FeO2+4H2O →Fe3O4+6NaOH+H22. 氧腐蚀：当给水中含有氧气时，由于O2是强烈的阴极去极化剂，能吸收阴极电子形成氢氧离子OH-,而产生腐蚀。
由于Fe(OH)3的沉淀使阳极周围的Fe2+浓度大大降低；也就是O2促进了阳极上的铁离子转入水溶液，加速腐蚀的进行。
当水中存在O2时，只要有少量的CO2，便可大大增加铁的腐蚀。
氧腐蚀一般呈斑形腐蚀。
O2 +4e+2H2O→4OH-此外，O2又能作为阳极的去极化剂，在水中无O2存在时，铁被溶解，形成Fe(OH)2。
即Fe+2H2O→Fe(OH)2+H2而当水中有O2存在时，就进一步使Fe(OH)2氧化成不溶于水的氢氧化铁（Fe(OH)3）沉淀下来。
4Fe(OH)2+O2+2H2O→4Fe(OH)3↓2. 氢脆：当给水含Fe 量较大时，在高热负荷区（200Mcal/m 2）形成氧化铁垢。
因垢下的炉水循环不良，而使炉水中酸性盐或碱性盐水解的酸、碱发生浓缩，先破坏金属的氧化膜 ，随后产生垢下酸性或碱性腐蚀。
垢下酸性腐蚀，阳极发生的是铁氧化，阴极发生的是氢离子去极化生成氢，反应式为：阳极：Fe →Fe 2++2e 阴极：2H ++2e →H 2↑氢在垢下只能经金属内扩散，并与钢中的渗碳体作用生成甲烷。
除氧器溶解氧超标原因分析及解决方法
除氧器溶解氧超标原因分析及解决方法发布时间：2023-02-02T06:23:03.152Z 来源：《中国电业与能源》2022年18期作者：张艳霞周小舟梁晓宇[导读] 某热电厂高低压除氧器由于运行时间长，设备老化，张艳霞周小舟梁晓宇辽阳石化分公司热电运行部辽宁辽阳 111003摘要：某热电厂高低压除氧器由于运行时间长，设备老化，机械自动化水平低，系统补水量大，负荷分配不均，造成除氧器的溶解氧含量持续超标，导致热电厂高低压加热器、省煤器、水冷壁、再热器、过热器等换热设备管束腐蚀、爆管甚至停炉等事故频发。
关键词：除氧器溶解氧某热电厂锅炉给水除氧系统主要由低压除氧器、高压除氧器、除盐水换热器、中继水泵、高压给水泵等设备组成。
由于该厂高低压除氧器运行时间长，设备老化，机械自动化水平低，系统补水量大，负荷分配困难等，造成该厂除氧器的溶解氧含量持续偏高（约为10-70μg/L），严重的超出控制标准≤10μg/L ，导致该厂高低压加热器、锅炉省煤器、水冷壁、再热器、过热器等换热设备管束腐蚀、爆管甚至停炉等事故频发。
1.除氧器溶解氧超标原因分析1.1除氧器设备运行多年，除氧头内部部件工作异常，偏离设计值。
该厂高低压除氧器自上世纪九十年代初投产以来，运行时间长达近30年，除氧器内部从未进行过彻底检查和维修。
针对现有设备状况，该厂先选取8#高压除氧器和2#低压除氧器进行打开人孔门检查，经检查发现：8#除氧器内部部分进水喷嘴安装角度朝向斜下方，不能满足设计要求（设计上应垂直向上），凝结水进水管喷嘴存在部分脱落，严重影响进水的雾化效果，也直接影响了除氧器的汽水热交换效率。
2#低压除氧器除氧头内堆放填料较多，已将部分补水进水管喷嘴埋没，水进入除氧器内无法向上喷出，严重影响了进水喷射雾化功能的实现。
利用除氧器切换停运时机，该厂对剩余除氧器进行检查，发现各台除氧器均不同程度存在雾化喷嘴脱落、配水管分支安装角度偏离、填料层的填料存在分布的凸凹不平、杂乱无章，部分雾化喷嘴被填料埋没以及填料将排氧孔堵塞的情况，导致除氧器本身的除氧能力不足。
除氧器溶解氧超标处理
除氧器
压力
水位
温度
溶解氧
1# 除氧器 压力 0.4MPa 水位 2195mm 温度 151℃
21.6ūg ／ L
2# 除氧器 压力 0.4MPa 水位 2200mm 温度 150℃
17.4ūg ／ L
3# 除氧器 压力 0.4MPa 水位 2230mm 温度 149℃
20.2ūg ／ L
（5）除氧器的喷水装置不能起到应有雾化作用 ，淋水托盘倾斜、腐
定最小要求，否 则 也 会 一 定 程 度 降 低 除 氧 效 果 ，现 在 3 台 除 氧 器 的 溶 蚀或者脱落，水流不能分配均匀。 2008 年检修发现淋水托盘微斜并有
【关键词】除氧器；溶解氧；处理
兖州煤业榆林能化有限公司主要担负兖州煤业在陕北能化基地 项目开发和经营管理工作， 目前一期年产 60 万吨装置项目主要产品 是甲醇。 热电车间主要为化工系统提供高压水和蒸汽， 采用的是 300m3 ／ h 旋膜除氧器来提供除氧水。 在近期运行阶段，除氧器的溶解 氧不合格，经过不断进行调整、检修等处理，现在溶解氧指标均在规定 范围内。
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（1）药品质量严格把关，称重，定浓度。 每次对采购的联氨药品通 过化验合格，才能进厂使用，不合格者不接收，保证入场药品合格：联 氨浓度 40％，25Kg/桶，
加药时，根据不同液位配置相同的浓度，这样就要对加药的数量 进行电子称称重，配比相同浓度。
通过几天现场跟踪和调整水质参数， 除氧器的溶解氧有所下降， 但还未达到技术要求：溶解氧≤7ūg ／ L，
科技信息
○矿业论坛○
ＳＣＩＥＮＣＥ ＆ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ
2013 年 第 5 期
电厂除氧器含氧量超标问题的处理
火力发电厂入炉给水的含氧量符合规定指标要 求是保证锅炉设备不发生氧化腐蚀，从而安全稳定 运行的重要条件，除氧器能否正常运行成为关键。 最近一年来，某热电厂三期高压除氧器均不同程度 出现了除氧效果不太理想的状况，含氧量指标严重 超标，威胁生产安全运行。
1 除氧器故障现象 1.1 除氧器基本情况
某热电厂三期工程高压除氧器于 2009 年投运， 总共安装有 3 台，编号分别为 #10、#11、#12。除 氧器结构为压力旋膜式，设计压力为 0.88 MPa、温 度 350℃，工作容积为 20.6 m3，运行时最高压力为 0.65 MPa。 1.2 故障现象
3 台除氧器安装运行几年来，均出现了一些运 行异常和设备故障。
2019 年 2 月·第 4 卷·第 1 期
石油石化绿色低碳 Green Petroleum & Petrochemicals
>> 过程优化 <<
电厂除氧器含氧量超标问题的处理
纪烈鹏
（中国石化天津分公司热电部，天津 300271）
摘 要：发电厂入炉水中的氧气对锅炉的危害很大，而除氧器是锅炉入炉水水质处理的重要 设备。为保证发电厂入炉给水含氧量符合指标要求，除氧器安全稳定运行是关键因 素。某热电厂除氧器运行中出现了除氧头超温，除氧头与高加疏水管道、除盐补水 管道的连接管段振动，含氧量严重超标的现象。通过采取将除氧头混合水室中的高 加疏水来水接管从水室中移出，并垂直下移 300 mm，接在水室下部淋水空间靠上 部位，同时将高加疏水进水管头加装稳流孔罩，彻底检修除氧头等措施，彻底排 除了故障和隐患。改造后，除氧器运行稳定，含氧量小于 7μg/L。
盖板焊接处呈圆形切面断裂。水室上盖板靠近北侧 约 1/6 面积塌陷，塌陷部分焊口开裂，盖板与原位 置平面约呈 40°角，塌陷部分下沉高度大约 70 mm。 填料层上的淋水孔板周边有许多缺失螺栓，填料孔 板无错位和翻起。
锅炉除氧器给水含氧量超标原因查找与处理
锅炉除氧器给水含氧量超标原因查找与处理摘要：锅炉给水系统存在含氧量不合格问题，会出现腐蚀等现象，严重时会发生爆管。
为此，对除氧系统开展试验，根据分析结果进行了工艺改进，项目实施后给水含氧量长期稳定在25μg/L以下，除氧合格率达到100%，消除了锅炉安全运行的隐患。
关键词：除氧器；给水泵；含氧量1.前言锅炉给水中的含氧量是造成热力设备和管道腐蚀的主要原因，为防止和减轻热力系统的氧腐蚀，必须对锅炉给水进行除氧处理。
常见的方法为物理方法、化学方法及电化学方法等。
1.1物理方法采用物理方法除氧，是利用物理的方法将水中的氧气析出，常用的有热力除氧法、真空除氧法和解析除氧法等。
热力除氧的原理基于亨利定律,即用蒸汽加热的方式把水加热到相应压力下的饱和温度,使水中气体逸出,除去水中含氧量。
真空除氧器就是利用抽真空的方法,使水在常温下呈沸腾状态,除去水中含氧量的设备。
解析除氧器是使含氧的水与无氧的气体相混合,将水中的氧气分离出来的设备。
1.2化学方法采用化学方法除氧，主要是利用化学反应来除去水中含有的氧气，使水中的含氧量在进入锅炉前就转变成稳定的金属或其它药剂的化合物，从而将其消除，常用的有药剂除氧法和钢屑除氧法等。
这种方式多适用于热水锅炉和小型工业锅炉,较大锅炉仅在除氧器发生故障或需深度处理时采用。
1.3电化学方法锅炉给水除氧，除可以采用化学方法和物理方法之外，还可以采用电化学方法。
电化学除氧，是应用电化学保护的原理，使一种易氧化的金属发生电化学腐蚀，让水中的氧被消耗掉而去除。
此法与上述除氧方法比较，设备简单，操作使用方便，运行费用低，可广泛应用于低压锅炉及热水锅炉的给水除氧。
但是电化学除氧法目前虽然尚无成熟的经验，但根据试制使用的情况看，其经济实用性比较明显。
2.现状鳌头能源站燃气锅炉型号为SZS25-2.5/250-QT，容量为25t/h，自配除氧器工作压力≤0.02MPa，工作温度为104℃，容积为15m3，溶解氧技术参数要求不大于15ug/L。
分析锅炉给水含氧量不合格原因及改进
分析锅炉给水含氧量不合格原因及改进吴晓琴中国石油化工股份有限公司安庆分公司公用工程部安庆246001摘要：锅炉软化给水系统存在溶解氧不合格问题，原因是进除氧器的水温低，不能满足除氧的温度要求；除氧器内配件损坏。
通过工艺改造以提高除氧器进水温度、采用加固除氧器塔内喷嘴的方法完善除氧设备性能和改造取样器减小分析误差、规范操作以稳定除氧器压力和水位，将锅炉给水溶解氧稳定在30μg/L 左右，除氧合格率提100%，消除了锅炉长周期稳定运行的隐患。
关键词：锅炉水处理除氧器软化水引言：热工水处理担负着炼厂中、低压锅炉的供水任务。
系统内设有软化水除氧、脱盐水除氧和凝结水回收处理三个系列。
软化水装置于1977年建成投产，处理量：软化除氧水50t/h。
1997年为配合催化掺重改造及利用裂解装置余热，建立了脱盐水站，引入腈纶厂二级脱盐水，经除氧加氨处理。
其处理量：100 t/h。
同期该装置又将各单位凝结水进行了回收，按品质分级回收处理，其处理量各为：50t/h。
配套4台容量为75 t/h的除氧器，其出水作为低、中压余热锅炉给水。
溶解氧是锅炉给水的主要技术指标。
给水中的溶解氧大幅度超标或者长期不合格，则会影响锅炉受热面传热效率，加速锅炉管道设备腐蚀及炉前热力系统铁垢的产生，甚至还会发生锅炉爆管等事故，严重威胁机组的安全、经济运行。
因此，加强水处理给水除氧工作是确保锅炉安全运行的有力保障。
软化除氧水工艺流程图1 二级脱盐除氧水工艺流程水处理给水除氧设备选用：喷雾填料式除氧器。
采用的除氧方法主要是热力除氧，即亨利定律：在一定的温度条件下，任何气体在水中的溶解度与该气体的种类,汽水界面的分压力是成正比的. 按照亨利定律,气体在水中的溶解度为，当水中溶解氧压力大于水面上分压力时,氧气就从水中释放出来；当水b=kp/p中溶解氧压力超过它在水中平衡压力时，则会发生氧气不断向水中溶解现象。
因此，只要将水温加热到相应压力下的饱和温度时，氧气在水中的分压力就会降低，那么它在水中溶解度则为零。
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2#旋膜除氧器 生产厂家：山东北辰 型号：XMC—350G 运行压力:0.49MPa 试验压力:1.38MPa 设计压力:0.65MPa 设计温度（除氧头/水箱）410/350℃ 容积：65m3 运行温度：158℃ 工作介质：水、蒸汽 安全阀整定压力:0.60MPa 额定出力：350t/h
负荷较高的区域内沉积，造成炉管传热不良以及产生溃疡 性垢下腐蚀，严重时，也会发生炉管泄漏和爆破。 给水中溶解氧的主要来源： （1）化学补充水带进 （2）处于真空下工作的凝汽器、部分低压加热器等热力 设备及管道附件不严密，漏进空气。 给水除氧的作用就是除去水中的不凝结气体，防止设备腐 蚀和传热恶化。
影响含氧量的因素
影响含氧量的因素很多，要具体问题具体分析。除 氧器含氧量升高的主要原因： 1） 进水温度过低或进水流量过大； 2） 进水含氧量过大：a.凝结水泵入口阀门盘根不严、水 封门水封破坏、凝结水泵盘根不严、低加疏水泵盘根不 严等都会直接影响凝结水溶解氧超标。b.凝汽器真空负 压系统问题。机组真空泄漏率严重不合格，尤其是凝汽 器汽侧存在泄漏点影响真空泄漏率直接影响凝结水溶解 氧超标。c.凝结水补水除氧问题。如果补水方式为直接 补入凝汽器热水井，没有利用凝汽器真空除氧能力，会 直接导致凝结水溶解氧超标。d.热力系统疏水、回水除 氧问题。在《SDJJS 03- 88电力基本建设热力设备化学 监督导则》中规定，热力系统疏水、回水直接回收时， 溶解氧指标应小于100ug/l。如果热力系统疏水、回水溶
除氧器含氧不合格的危害
汽机车间 2013-7月
一．给水除氧系统的任务
水与空气或其他气体接触混合时，就会有一部分气 体溶解到水中，给水溶解的气体中危害性最大的是氧气 ，如果锅炉给水中含有氧气，将会使给水管道、锅炉设 备和汽轮机通流部分遭受腐蚀，缩短设备的使用寿命， 严重影响电厂的安全经济运行，此外在热交换设备中存 在的气体还会妨碍传热，降低传热效果，所以锅炉给水 必须进行除氧。 在火力发电厂中，氧腐蚀对热力设备的危害可由两 方面表现出来： 首先，氧腐蚀会造成给水管道直至锅炉省煤器的局 部腐蚀，严重时，会引起管壁穿孔泄漏；其次，氧腐蚀 所造成的腐蚀产物———金属的氧化物，会随给水带进 锅炉，在炉内的循环和蒸发过程中，这些腐蚀产物在热
二．除氧器的作用和原理
除氧器可以将给水中所有的不凝结气体除去，并及时 排出。并且除氧器作为汽水系统中唯一的混合式加热器 ，能方便地汇集各种汽、水流，因此除氧器还可以起到 加热给水和回收工质的作用。 除氧器采用的是热力除氧的方法。当水被定压加热时， 水蒸发的蒸汽量不断增加，使液面上水蒸气的分压力升 高，其他气体的分压力不断降低，从水中逸出后及时排 出。当水加热至除氧器压力下的饱和温度时，水蒸气的 压力就会接近水面上的全压力，此时水面上其它气体的 分压力将趋近于零，于是溶解在水中的气体将会从水中 逸出而被除去。
三．我厂除氧器概况
1#旋膜除氧器 生产厂家：山东北辰 型号：XMC—450G 运行压力:0.49MPa 试验压力:1.38MPa 设计压力:0.65MPa 设计温度（除氧头/水箱）410/350℃ 容积：95m3 运行温度：158℃ 工作介质：水、蒸汽 安全阀整定压力:0.60MPa 额定出力：450t/h
解氧超过100ug/l，应利用凝汽器真空除氧能力进行处理。 3） 进汽量不足； 4） 排氧门开度不够； 5） 淋水盘孔眼堵塞或淋水盘倾泻不能分散水流； 6） 除氧头汽水管路排列不合理；
保证除氧效果的基本条件
1、水必须加热到除氧器工作压力下的饱和温度。 2、必须把水中逸出的气体及时排走，以保证液面上氧气及 其它气体的分压力减至零或最小。 3、被除氧的水与加热蒸汽应有足够的接触面积和接触时间 ，蒸汽与水应逆向流动 。