1、“.....分为高压凝汽器和低压凝汽器。高压侧凝汽器与低压侧凝汽器压力相差约,低压侧凝结水接入高压侧凝汽器热井,根据计算凝结水过冷度约为。凝结水过冷度大,会使凝结水回热加热所需的热为,低加疏水温度,低加疏水温度,汽泵密封水回水温度,经计算增设回热系统后,在射流泵混合后进入高压侧的凝结水温度为,比低压侧凝结水温度提高了,经高压凝汽器内喷淋装置加热后,接近高压凝据年月日,机组现场参数,低压侧凝汽器凝结水温度,高压侧凝汽器凝结水温度,凝泵入口凝结水温度,过冷度为,凝结水流量为。增设凝汽器回热系统后,假设凝结水出水温度提高,凝结水吸热量为,超超临界发电机组凝汽器回热系统节能技术原稿应饱和凝结水温度,号低压加热器疏水轴封加热器疏水接至凝汽器热井后的凝结水平均温度为。凝结水过冷度为......”。

2、“.....凝结水出水温度理论为,即凝结水温度增加,凝结水流量为,凝结水吸热量凝结水接入高压侧凝汽器热井,根据计算凝结水过冷度约为。凝结水过冷度大,会使凝结水回热加热所需的热量增加,从而降低系统的热经济性。另外,还会使凝结水的溶氧量增大,引起低压设备和管道的氧腐蚀,降低设备减少了高背压凝汽器被冷却水带走的的冷源损失。华电莱州发电有限公司期工程工程回热系统改造方案计算根据汽机厂提供热平衡图,工况平均运行背压即低压侧高压侧,高压侧对应饱和凝结水温度,低压侧对侧对应饱和凝结水温度,号低压加热器疏水轴封加热器疏水接至凝汽器热井后的凝结水平均温度为。凝结水过冷度为。增设凝汽器回热系统后,凝结水出水温度理论为,即凝结水温度增加,凝结水流量为,凝结水吸的回热管系相接......”。

3、“.....凝结水被高背压侧的排汽加热到相应的饱和温度。低背压侧凝汽器中的低温凝结水进入高背压凝汽器中进行加热,既提高了凝结水温度热量为,标煤热值为,凝结水吸热量折标煤为,冬季运行按计算,可节约标煤。以上机组汽机凝汽器为双背压运行,分为高压凝汽器和低压凝汽器。高压侧凝汽器与低压侧凝汽器压力相差约,低压侧来自低加疏水的水压为,并有米高差,约。来自汽泵密封水的水压为常压,按计,并有约米高差,约。理论和实践依据凝汽器回热系统就是利用高压侧凝汽器的蒸汽加热低压侧的凝结水,以减少凝结水过冷度和含氧量界双背压凝汽器凝结水过冷度,对于级超超临界机组,预计回收热量计按照理论计算本项目实施后,按每年每台机节约标煤,每吨标煤按元计算......”。

4、“.....以项目投资万元计算,个月即可实现投资回收通过射流抽吸方式,输送至高压凝汽器内加热。射流泵的动力水,来自号低压加热器疏水约以及汽泵密封水约。低压凝汽器内的凝结水约。早期的东方汽轮机厂曾设置凝汽器回热系统,后来为降低成本取消。因此的安全可靠性。本项目以超超临界凝汽器回热系统为研究对象,降低凝结水过冷度,以提高系统的热经济性,从而降低供电煤耗降低氧腐蚀,提高设备的安全可靠性。超超临界发电机组凝汽器回热系统节能技术原稿。根热量为,标煤热值为,凝结水吸热量折标煤为,冬季运行按计算,可节约标煤。以上机组汽机凝汽器为双背压运行,分为高压凝汽器和低压凝汽器。高压侧凝汽器与低压侧凝汽器压力相差约,低压侧应饱和凝结水温度,号低压加热器疏水轴封加热器疏水接至凝汽器热井后的凝结水平均温度为......”。

5、“.....增设凝汽器回热系统后,凝结水出水温度理论为,即凝结水温度增加,凝结水流量为,凝结水吸热量热管系相接,通过高背压侧回热支管上的系列喷淋孔将凝结水喷入高背压侧蒸汽空间,凝结水被高背压侧的排汽加热到相应的饱和温度。低背压侧凝汽器中的低温凝结水进入高背压凝汽器中进行加热,既提高了凝结水温度,又超超临界发电机组凝汽器回热系统节能技术原稿本项目技术原理是依据通过射流抽吸方式,输送至高压凝汽器内加热。射流泵的动力水,来自号低压加热器疏水约以及汽泵密封水约。低压凝汽器内的凝结水约。超超临界发电机组凝汽器回热系统节能技术原稿应饱和凝结水温度,号低压加热器疏水轴封加热器疏水接至凝汽器热井后的凝结水平均温度为。凝结水过冷度为。增设凝汽器回热系统后,凝结水出水温度理论为......”。

6、“.....凝结水流量为,凝结水吸热量内的回热管系中喷嘴规格材质布置及吸热分析。结论本项目成果可以通过项目的理论研究报告和示范工程向其他电厂或汽轮机设计厂商进行推广。本项目主要创新点为利用双背压凝汽器回热系统的优化设计及运行,降低超超临降低供电煤耗降低氧腐蚀,提高设备的安全可靠性。超超临界发电机组凝汽器回热系统节能技术原稿。理论和实践依据凝汽器回热系统就是利用高压侧凝汽器的蒸汽加热低压侧的凝结水,以减少凝结水过冷度和含氧量。,凝汽器回热系统,从理论和实践上都是可行的。本项目在研究过程中主要存在以下技术难点射流泵选型,以保证凝汽器回热系统的安全运行低压凝汽器中接水盘的布置,在射流泵故障时,也不影响机组的运行高压凝汽器热量为,标煤热值为,凝结水吸热量折标煤为,冬季运行按计算,可节约标煤......”。

7、“.....分为高压凝汽器和低压凝汽器。高压侧凝汽器与低压侧凝汽器压力相差约,低压侧为,标煤热值为,凝结水吸热量折标煤为,冬季运行按计算,可节约标煤。来自低加疏水的水压为,并有米高差,约。来自汽泵密封水的水压为常压,按计,并有约米高差,约。本项目技术原理是依据减少了高背压凝汽器被冷却水带走的的冷源损失。华电莱州发电有限公司期工程工程回热系统改造方案计算根据汽机厂提供热平衡图,工况平均运行背压即低压侧高压侧,高压侧对应饱和凝结水温度,低压侧对量。具体方案如下在低压侧凝汽器热井内增设集水板,从集水板向下引出根凝结水回热主管,利用号低压加热器的疏水以及汽动泵机械密封水做为动力水,采用射流泵将凝结水引向高背压侧热井上部......”。

8、“.....从集水板向下引出根凝结水回热主管,利用号低压加热器的疏水以及汽动泵机械密封水做为动力水,采用射流泵将凝结水引向高背压侧热井上部,与高背压侧凝汽器中的回超超临界发电机组凝汽器回热系统节能技术原稿应饱和凝结水温度,号低压加热器疏水轴封加热器疏水接至凝汽器热井后的凝结水平均温度为。凝结水过冷度为。增设凝汽器回热系统后,凝结水出水温度理论为,即凝结水温度增加,凝结水流量为,凝结水吸热量增加,从而降低系统的热经济性。另外,还会使凝结水的溶氧量增大,引起低压设备和管道的氧腐蚀,降低设备的安全可靠性。本项目以超超临界凝汽器回热系统为研究对象,降低凝结水过冷度,以提高系统的热经济性,从而减少了高背压凝汽器被冷却水带走的的冷源损失......”。

9、“.....工况平均运行背压即低压侧高压侧,高压侧对应饱和凝结水温度,低压侧对汽器工作压力下的饱和温度,总的凝结水温度理论上能提高。凝结水吸热量为,标煤热值为,凝结水吸热量折标煤为,年运行按计算,年可节约标煤,标煤单价元,年节省费用为万元。以上机组汽标煤热值为,凝结水吸热量折标煤为,年运行按计算,年可节约标煤,标煤单价元,年节省费用为万元。年月日,机组现场参数,低压侧凝汽器凝结水温度,高压侧凝汽器凝结水温度,凝结水流量的安全可靠性。本项目以超超临界凝汽器回热系统为研究对象,降低凝结水过冷度,以提高系统的热经济性,从而降低供电煤耗降低氧腐蚀,提高设备的安全可靠性。超超临界发电机组凝汽器回热系统节能技术原稿。根热量为,标煤热值为,凝结水吸热量折标煤为......”。