疏水回收

疏水回收（精选4篇）

疏水回收 篇1

引言

随着我国经济的迅速发展,垃圾质量不断提高,垃圾焚烧能实现垃圾处理的减量化、无害化和资源化,该方法已经成为处理垃圾的最有效的方法之一。垃圾焚烧锅炉,即焚烧炉与余热锅炉的总称,是垃圾焚烧厂的核心设备之一。由于垃圾焚烧产生的烟气含有大量酸性气体成分,容易产生低温腐蚀,一般设置蒸汽空气预热器,利用蒸汽将空气加热至酸性气体的露点以上,从而达到降低低温腐蚀和提高锅炉效率的目的。目前,大部分垃圾焚烧电厂的蒸汽空气预热器是采用两级式加热器,蒸汽加热后产生的疏水接入除氧器,因此高品质蒸汽的耗汽量较大,除氧器的内压力增加,汽水损失也加大,文中针对目前蒸汽空气预热器疏水系统的不足之处,提出相应可行的解决方案。

1一次风蒸汽空气预热器系统介绍

垃圾焚烧电厂一次风蒸汽空气预热器系统分为两个部分,一部分为空气系统,另一部分为蒸汽系统,相关流程如图1所示。由图1所知: 蒸汽空气预热器一般分成两级,分别为低压段和高压段。 一次风空气系统的空气取自垃圾坑,通过一次风机经过低压段蒸汽空气预热器加热至约130℃,再经过高压段蒸汽空气预热器加热至约220℃。加热后的一次热风从焚烧炉底部风室进入焚烧炉,供应焚烧炉燃烧所需要的空气。其中,低压段的蒸汽来自汽轮机的一段抽汽,高压段的蒸汽来自余热锅炉的汽包供汽。两股蒸汽加热一次风的产生的饱和疏水送至除氧器进行再利用,以提高全厂的热效率。

2一次风蒸汽空气预热器凝结水回收

蒸汽空气预热器疏水常规可接入2个设备: 一是接入除氧器,二是接入疏水扩容器扩容后接入疏水箱。一般为提高全厂的热效率,蒸汽空气预热器的疏水主要接入除氧器,利用除氧器吸收疏水热量。这样致使过量的热疏水进入除氧器,容易造成除氧器的自身沸腾,主要的表现形式为除氧器内压力升高,排汽量加大,汽水损失增大,破坏除氧器内的汽水逆向流动,除氧器的除氧效果恶化等。如果把这部分疏水接入疏水扩容器,由于疏水扩容器和疏水箱都是通大气,会造成汽水损失增大,通常设计把接入疏水扩容器管路作为备用管路。

为回收热量,降低除氧器自身沸腾的机率,可考虑把高温疏水通过疏水冷却器或疏水扩容器后再接入除氧器,以降低进入除氧器的疏水温度。主要热力系统方案有3个,具体如图2所示。

以500t/d容量垃圾焚烧炉的蒸汽空气预热器为依据进行热力计算。 一次风MCR风量46800m3/ h,冷空气温度23℃ ,一次风热风温度220℃ 。3个方案的相关参数如表1所示。

方案1与方案2较为相似,2个方案的疏水均排入除氧器。不同之处在于方案1疏水扩容器蒸汽回收0. 58t/h用于加热除氧器,按等热量折算方法,相应减少汽机的二段抽汽( 0. 42MPa /190℃) 0. 56t / h; 而方案2疏水扩容器蒸汽回收0. 4t / h用于加热进入低压段的空气,按等热量折算方法,相应减少汽机的一段抽汽( 1. 3MPa、291℃) 0. 37t/h。 方案一和方案二都不同程度地回收了部分能量,方案二回收的蒸汽品质稍比方案一的高,可以相应增加部分汽机效率。但两者都存在高温疏水进入除氧器,容易产生除氧器的自身沸腾。

为进一步减少进入除氧器的高温疏水,又能减少高品质蒸汽的耗汽量,在方案二的基础上进一点步优化,把高温疏水再经过一级换热,把疏水温度降至约90℃排入除氧器。在常规的两级蒸汽空气预热器的基础上增加一级疏水段加热器,变成三级蒸汽空气预热器,既减少了汽轮机一段抽汽的抽汽量,增加了汽机效率,又避免了大量高温疏水进入除氧器造成除氧器自身沸腾的机率。根据表1可知,方案3比方案2可减少汽包抽汽约0. 65t/h,折合成热量约为1. 8GJ,按年运行8000h计,1a可回收热量1. 44 × 104GJ,热量价格按80元/ GJ计算, 可节约成本约115. 2万元,节能效益比较明显。

3结语

1) 方案3中蒸汽空气预热器分别利用蒸汽高温疏水、汽机一段抽汽和锅炉汽包抽汽作为热源分段加热冷空气,每级冷空气加热到相对应热源温度低30 ~ 40℃的温度,能源利用率高,是一种高效的空气加热装置。

2) 利用疏水扩容器可回收高压疏水中扩容后分离出来的蒸汽,回收蒸汽时应注意尽量回收品质较高的蒸汽,回收汽轮机一级抽汽同压力下的饱和蒸汽比回收汽轮机二级抽汽同压力下的饱和蒸汽更有利于提高效率。

3) 为避免除氧器产生自身沸腾,应避免或减少高温疏水进入除氧器,可利用冷却装置降温后再进入除氧器,建议进入除氧器疏水温度低于除氧器工作温度。

疏水回收 篇2

我国火电行业的能源利用率跟发达国家的平均水平相比,还具有较大的差距。发达国家平均每千瓦时供电煤耗为335克,我国2000年为392克,2005年是370克,2006年是366克。按照“十一五”规划,到2010年要降到355克[1]。火力发电行业要实现“十一五”规划纲要提出的节能降耗目标,就需要积极采用先进技术,加大技术改造力度,对现有设备进行节能、降耗与减排改造,推广使用高效节能的发电设备。超临界机组能大幅度提高循环热效率,降低发电煤耗,同时还具有良好的启动运行和调峰性能,是我国目前火电建设发展的重点。

超临界机组是指主蒸汽参数超过水、汽状态区分的临界点(即压力大于等于22.12MPa,温度高于374℃)的汽轮发电机组。超临界机组可以分为两种类型,一类是常规超临界参数机组,其主蒸汽压力一般为24MPa左右,主蒸汽和再热蒸汽温度为540℃~560℃;另一类是高效超临界机组,通常也称为超超临界机组或高参数超临界机组,其主蒸汽压力为25~35MPa及以上,主蒸汽和再热蒸汽温度为580℃及以上。常规超临界机组的效率可比亚临界机组高2%左右,而高效超临界机组效率可比常规超临界机组再提高4%左右[2]。常规超临界机组的总效率可达到43%,发电煤耗可降为300g/kWh以下;而超超临界机组的电厂总效率可达45%以上,发电煤耗可降到280g/kWh以下,相比全国平均水平降低了100g,即同样的煤量,可多发电1/4[3]。

直流锅炉不同于汽包炉,在直流锅炉蒸发受热面中,工质的流动不是依靠汽水密度差来推动,而是通过给水泵压头强制流动,工质一次通过各受热面,达到给定温度。为保证水冷壁的安全及水动力的稳定,直流锅炉开始启动时,就必须建立启动流量和启动压力,为此直流锅炉需增设一个专门的启动旁路系统。直流锅炉启动流量约为锅炉最大连续蒸发量(BMCR)的25%~35%。这部分工质经水冷壁逐渐加热,在直流运行之前,先处于过冷态,达到饱和后为汽水混合物。汽水混合流体通过启动旁路系统的汽水分离器产生蒸汽和疏水,蒸汽进入过热器,疏水则需另外处理。如果直接排放掉启动过程中产生的高温疏水,势必造成能量和工质的双重损失。以河南华润电力首阳山有限公司的600MW机组冷态启动时的运行工况[4]为例,冷态启动过程中启动分离器约排放4200t疏水,假设补给水的温度为20℃,则排放疏水所含的热量为5.5×109kJ,重油热值为42000kJ/kg,其相当于130t重油所含的热量。600MW机组每启动一次约排出2000~5000t疏水[5],大量的疏水排放,将导致化水车间制水紧张,造成水资源浪费和经济损失。由于这部分疏水既是工质,又含有大量可用的热量,所以对这部分疏水进行回收,在经济、环保、节能上都具有重要的意义。

1 超临界直流锅炉启动旁路系统

直流锅炉启动系统分为两大类:内置式和外置式。外置式的启动分离器在机组启动和停运过程中投入运行,而在正常运行时切除至系统之外。内置式的启动分离器在机组启动、正常运行、停运过程中均投入运行,所不同的是在锅炉启停期间,启动分离器处于湿态运行,起汽水分离作用,而在锅炉正常运行期间,汽水分离器仅相当于系统内的蒸汽通道[6]。

内置式启动系统一般分四种:大气扩容式启动系统、带启动疏水热交换器的启动系统、再循环泵式启动系统、凝汽器式启动系统。不同结构的启动系统,对启动疏水的处理及回收的方法也不同[7]。

大气扩容式启动系统,在机组启动过程中,汽水分离器中的疏水经大气式扩容器扩容二次汽排入大气,二次水经贮水箱、输送泵排至凝汽器。该启动系统初期投资较少,但分离后的蒸汽排入大气,造成较大的工质和热量损失。

带启动疏水热交换器的启动系统在锅炉启动过程中,汽水分离器所产生的饱和疏水与锅炉给水通过设置在省煤器入口的启动疏水热交换器进行热交换,提高给水温度。热交换后的疏水由于压力降低,可以较安全地排入除氧器。该系统将启动疏水的热量分级使用,提高热交换效率,不损失热量和工质,但系统结构复杂,投资成本高[8]。

再循环泵启动系统具有缩短启动时间,不损失工质和热量等诸多优点,但是辅助系统多,设备投资大,检修费用高,疏水在循环泵内存在汽蚀危险,需设置专门管路加大疏水过冷度[9,10,11]。

凝汽器式启动系统的结构是再循环泵式启动系统的简化,即去掉了再循环泵及相关辅助设备,而启动分离器所产生的疏水将全部排入凝汽器。该启动系统为闭式回收疏水,在启动过程中不损失工质,但损失大部分热量[12]。

经过分析总结各启动系统的特点,认为将启动疏水排入除氧器是一个较理想的方案。如果疏水经过减压处理后能够安全地排入除氧器,不仅锅炉汽水分离器启动疏水得到回收,而且疏水的热焓能够通过除氧器得以利用。

2 启动疏水回收方案

超临界锅炉启动过程中,将产生大量高温高压的启动疏水,将其输入除氧器,可同时实现工质和热量的回收,进一步提高机组运行经济性。但是,由于启动疏水为压力达80~90 bar的饱和水,将其降压至除氧器工作压力后,高温高压饱和水将变成干度约0.3的汽水混合物,体积急剧扩大。如果汽水混合物直接输入除氧器水箱,则饱和蒸汽夹带未汽化的饱和水以很大的动量冲击除氧器内元件,可能造成除氧器内件损坏。因此,应尽可能降低进入除氧器的启动疏水的汽化率,以减小汽水混合物的流速(动量),同时采取适当措施消除汽水混合物的动能。为保证超临界锅炉启动疏水在进入除氧器时不致引起除氧器内件的损坏和振动,开发了专用的内置疏水回收装置。

以往对于超临界机组锅炉启动疏水,采用外置式扩容器或直接排入环境,前者将增加电厂的设备投资并占用电厂宝贵的场地空间,后者将造成能耗的损失。而除氧器作为除氧设备同时具有贮水功能,有着巨大的扩容空间,但以往如高加疏水进入除氧器内部均采用挡板结构,该结构无法承受锅炉启动疏水这样的高压高温介质的冲击。为此,在除氧器中,增加一套锅炉启动疏水回收装置,以接收机组锅炉启动疏水,使锅炉启动时该路高温高压的高能疏水进入除氧器,经消能后进入系统,疏水的热焓通过除氧器被利用,避免了锅炉汽水分离器启动疏水热焓的浪费,又节省了部分锅炉启动用的加热蒸汽,大大提高了电厂的能源利用率。

在运行时,高温高压的疏水以一定的流速由回收装置喷口流出,将压力能转变为动能,形成高速引射流。同时,在压差作用下,除氧器内低温低压水不断地被吸来混合。高温高压疏水与除氧器内低温低压水混合后,温度明显降低。此时,高温高压疏水进入压力较低的除氧器时汽化率明显减小,汽水混合物的流速(动量)也明显减小。在该套装置中,单只回收装置的设计和多管组合均需经过严格的计算。同时,由于冲击力大需设置减震装置、吊架、托架等进行消震固定[13]。

3 结束语

疏水回收 篇3

6号炉暖风器疏水温度较低, 约在25摄氏度左右, 回收至除氧器, 因温差较大, 会产生剧烈振动, 如果直接外排会增加机组的补水率。按一年投入四个月考虑, 每小时外排3吨, 每个月约2160吨, 机组补水率升高0.4%, 供电煤耗上升0.316g/kw.h。

暖风器疏水经疏水泵回收至除氧器是前苏联的经典设计方案, 但由于系统复杂, 可靠性低, 回收经济性差, 很多机组为保证安全废弃不用, 疏水直接外排, 造成很大的浪费。

经过认真分析、多次讨论以及对现场管道系统进行查看, 认为将#6炉暖风器疏水改接至#6汽轮机凝汽器是可行的方案, 而且可以利用闲置的#6机管道疏水扩容器至#6机凝汽器疏水系统的管道、阀门, 将#6炉暖风器疏水至除氧器管道与紧相邻的管道疏水扩容器至凝汽器疏水系统管道汇通, 其余管道割断加堵头, 工作量小, 消耗的材料最少。这一方案在今年#6机C修中得以实施, 具体如下图所示 (虚线部分为管路改动部分) 。

(1) 在汽机6A给水泵端头B排墙约6.5米处, 将管道疏水扩容器至凝汽器管道隔断 (机组投产以来因疏水量少此管道一直未用) , 将去除氧器的暖风器疏水管从此处隔断与原管道疏水扩容器至凝汽器管道汇通。

(2) 在原管道疏水扩容器至凝汽器调整门前增加管径15mm的冲洗取样管, 直接引至汽机-4m排水沟上方, 并加装隔离阀两个。

(3) 靠蒸汽压力和凝汽器负压即可将疏水倒至凝汽器热水井, 因此增加暖风器疏水泵旁路管, 无需启动暖风器疏水泵。

(4) 热控逻辑做相应修改。管道疏水扩容器至凝汽器调整门更名为暖风器疏水调整门, 暖风器疏水调整门被调量改为:暖风器疏水箱水位, 能够投入自动, 限定最低水位设定不低于800mm。当暖风器疏水箱水位小于800mm时, 暖风器疏水调整门强切手动关闭至0%。当暖风器疏水箱水位小于500mm时, 发出暖风器疏水箱水位异常报警。

(5) 增加汽轮机真空低至-82KPa发低真空报警。

2012年10份开始试投暖风器疏水系统, 首先关闭暖风器疏水至凝汽器手动门, 冲洗暖风器至凝汽器前的这段系统管道, 直至从凝气-4米的取样门取样, 化验疏水水质合格为止。然后关闭取样门、放水门, 对管道进行顶压查漏。观察暖风器疏水箱顶部压力表上升至0.8MPa, 关闭暖风器进汽门, 对系统进行查漏, 发现部分阀门门杆有泄露现象, 联系检修进行了处理。

处理完毕后再次查漏正常, 然后倒通暖风器疏水至凝汽器阀门, 投入暖风器进汽调整门温度自动, 观察暖风器工作正常, 汽机未出现掉真空现象。

经过一个多月的实际运行, 改造后的暖风器疏水系统完全满足#6机组需要, 安全方面由于暖风器疏水靠凝汽器负压抽吸自动流动, 不需要启动暖风器疏水泵, 节约了厂用电, 且管道无振动和噪音, 同时利用气动调整门自动控制参数, 集控人员操作量少。经济性上, 回收大量的除盐水。#6炉暖风器疏水量约为3T/h, 按每年暖风器投运4个月计算, 可以节约除盐水约8 640T, 价值约1.8万元, 同时#6机组补水率降低0.4%, 供电煤耗降低0.316g/kw.h。

暖风器疏水倒至凝汽器, 最担心对凝汽器真空造成影响, 甚至威胁汽机的安全运行。为此应采取如下专项措施:

(1) 由于从凝汽器至暖风器管道正常运行方式为闭式, 不与大气相通, 旁路掉暖风器疏水泵后, 要避免从其机械密封处漏入空气。维持暖风器疏水箱液位正常, 能防止过量热疏水倒入凝汽器导致节能效果下降, 并起到水封作用。当暖风器疏水箱液位异常时, 热控逻辑提醒运行人员立即采取相应措施。

(2) 每班注意凝结水氧量的变化, 每个月进行真空严密性对比试验, 可以准确判断暖风器疏水管路有无漏空气, 一旦出现异常立即查明原因并消除。

本系统改造后, 对于系统的控制方式争论较多。一种方式认为, 应采用暖风器进汽调整门投入暖风器温度自动, 暖风器疏水至凝汽器调整门投入水位自动。另一种方式认为, 应采用暖风器进汽调整门投入暖风器温度自动, 暖风器疏水至凝汽器调整门放手动位置。

前一种控制方案运行人员依靠自动控制, 暖风器疏水箱采取不满水运行的方式, 运行人员操作简单, 但有可能出现暖风器疏水至凝汽器调门开度过大汽机掉真空。后一种控制方案, 加减负荷时需要人为干预暖风器疏水至凝汽器调门开度, 操作量大, 会出现暖风器疏水箱满水运行的情况。

国内新建机组, 暖风器疏水至凝汽器采用一个高质量的疏水器来实现。本方案在原设计上改动, 暖风器疏水箱后有一个疏水调整门, 就相当于一个可手、自动切换的疏水器。但由于系统复杂、阀门多, 出现掉真空的可能性较大。因此将暖风器疏水调整门放在一个较小的开度, 暖风器在高负荷时维持暖风器疏水箱满水运行方式, 低负荷时维持暖风器疏水箱高水位运行方式较为安全。一旦疏水管道系统有泄露, 也能够及时被发现。采用这种方式, 担心暖风器内部积水会造成管道腐蚀泄露, 但是为减少凝汽器的冷源损失, 暖风器应有相应的疏水冷却段, 以充分降低疏水温度, 提高换热效率。但在寒冷地区要控制暖风器疏水温度不得低于10℃, 防止疏水温度过低, 造成暖风器管路冻结被损坏。

这项改进彻底解决了#6机的一个遗留问题, 确保了#6机的安全、经济运行, 也为后续机组设计提供了很好的范例。本方案无需启动暖风器疏水泵, 通过暖风器疏水泵旁路管直接将疏水疏至凝汽器, 无电耗, 系统简单可靠, 不会发生管系振动, 较低的暖风器疏水进入凝汽器, 也有助于提高凝汽器的真空。

参考文献

疏水回收 篇4

关键词：疏水回收,喷射器,可行性

1 引言

为了提高热效率, 降低煤耗, 减少污染, 大型火力发电站已成为我国未来火电发展的主要方向。

在目前设计和建造了的大型电站中, 大量的使用了大容量, 高参数的直流锅炉来代替传统的汽包炉。由于直流锅炉启动过程中水冷壁的最低流量通常维持在30%BMCR, 随着锅炉点火和燃烧率的增加, 水冷壁内工质温度逐渐升高。当水冷壁中某处工质温度达到该处压力所对应的饱和温度, 在短时间内可以将大量的水或汽水混合物挤出水冷壁从而产生大量的启动疏水。启动疏水通常是热水、汽水混合物以及过热度不足的过热蒸汽, 这些都不得进入汽轮机, 这使得直流锅炉都必须带有一套专门的启动旁路系统, 把不合格的液、汽由旁路排掉。

国外通常将启动疏水排入凝汽器。启动疏水排入凝汽器有利于工质的回收, 但是会损失大量的可用热量。如果将启动疏水排入除氧器不但回收了工质, 也最大限度地回收了热量。虽然这样经济性较明显, 但存在一定问题。由于大型电站锅炉的启动分离器内压力相对于除氧器来说很高, 启动疏水进入除氧器后, 将对除氧器产生剧烈的冲击, 影响除氧器的安全运行和设备的使用寿命。所以, 目前大部分国家都不选择锅炉疏水排向除氧器, 选择的是凝汽器[1]。

喷射器无机械运动部件, 且具有体积小、高效、节能、无泄漏、安全可靠性高、结构简单等特点, 在能源电力、石油化工领域均得到了广泛应用。近年来国内对汽液喷射器在电厂的研究工作取得了一些进展, 严俊杰等对汽液两相加热技术用于电厂低压加热器、供暖以及供热系统等进行了可行性分析。王晓峰等[2]设计了汽液两相除盐水加热系统。侯雅萍等[3]采用汽-液两相加热器替代表面式加热器对霸桥热电厂清水系统进行了改造。葛震弘[4]为回收工业锅炉排污中的热量, 采用闪蒸蒸汽作为多喷嘴喷射器的工作流体, 通入锅炉给水箱或冷补给水箱来提高锅炉给水温度。

本文分析了大型电站锅炉启动系统的现状, 并指出常见启动系统存在的能量损失问题, 针对性的提出采用喷射器将启动疏水回收至除氧器的方案, 并对此方案系统进行了分析。

2 超临界机组启动系统

直流锅炉启动系统分为外置式和内置式。由于外置式启动系统锅炉气温较难控制, 切除和投运时操作复杂, 汽温波动较大, 对汽轮机运行不利, 因此很少采用。内置式的启动分离器是国内外超临界机组主要使用的启动系统。

内置式启动系统主要有大气扩容式、启动疏水热交换器式、再循环泵式。

大气扩容式在启动过程中, 能够实现工质的回收, 产生的二次汽却直接排掉, 造成大量的能量损失。

启动疏水热交换器式在启动过程中, 分离器疏水的热量大部分传给锅炉给水, 提高给水温度, 减少了启动疏水热损失。热交换后的疏水由于压力降低, 可以较安全地排入除氧器。然而该启动系统较复杂, 初投资较高, 目前国内外超临界锅炉使用的较少。

再循环泵式启动系统在启动过程中具有不损失工质和热量等诸多优点, 但缺点也十分明显:辅助系统多, 设备投资大, 检修费用高, 疏水在循环泵内存在汽蚀危险, 需设置专门管路加大疏水过冷度.

综上所述, 不同的启动系统, 疏水回收的方式不同, 从而能量的回收程度不同。大气扩容式启动系统中, 疏水进入除氧器既回收工质又回收热量, 是一个双赢的思路, 但是由于疏水压力骤降、汽化对除氧器存在的潜在威胁, 使通过该方式回收能量的能力有限。带循环泵的启动系统实际运行中, 为从安全角度考虑, 导致从贮水箱溢出的疏水排入凝汽器, 造成了能量的损失。从能源利用率的角度来看, 疏水排入除氧器, 是一种理想的回收方式, 但是实现此目标, 必须首先解决疏水的汽化问题, 以保证疏水进入除氧器的安全性。本文分析的重要内容就是如何将直流锅炉高温、高压的启动疏水安全地排入除氧器。

3 可行性分析

3.1 疏水回收的工作原理

启动疏水回收的关键问题是尽可能降低进入除氧器的疏水的汽化率, 以减小汽水混合物所携带的动能, 以便将直流锅炉产生的高温、高压的启动疏水安全地排入除氧器。

本文认为采用喷射器回收启动疏水至除氧器可以有效的解决将启动疏水排入除氧器所带来的问题。将喷射器安装于除氧器水空间内, 启动疏水经节流阀扩容为一定压力、一定干度的湿蒸汽, 并作为喷射器的工作流体, 除氧器内的低温水作为喷射器的引射流体。在喷射器内, 湿蒸汽与除氧水进行剧烈的能量交换和混合使蒸汽迅速凝结, 汽水混合物的比容急剧减小, 使喷射器的出口处, 混合物的流速大大降低, 动能减小, 实现了对高速蒸汽的消能, 从而完成了大型电站锅炉启动疏水能量和工质的双重回收, 达到节能、高效的目的。

3.2 疏水回收的系统设计

疏水回收系统的设计是根据疏水流量大小, 在总管上布置若干根支管, 每根支管上装一套由若干个喷射器组成的喷头, 来自节流阀的具有一定压力、一定干度的湿蒸汽经疏水总管流向各个支管, 并分配给每个喷射器喷头, 蒸汽与除氧器内的过冷水混合后, 温度升高, 作为锅炉的给水。

4 结论

在大型电站锅炉的启动过程中, 启动旁路系统会产生大量的高压饱和疏水, 由于疏水既是工质又含有大量可用能量, 如果直接排掉, 将会损失大量的可用工质和热量。本文针对这个问题, 提出采用喷射器回收启动疏水至除氧器的方案。经过分析, 本文认为将喷射器作为启动疏水进入除氧器的减压减震设备, 能够很好的实现预期的设计目标。本文的研究为超临界机组和超超临界机组疏水的回收提供新的思路, 具有重要的工程应用价值。

参考文献

[1]段永成.国产600MW超临界机组直流锅炉启动系统[J].热能动力工程.2005, 20 (1) :99￣100

[2]王晓峰, 高胜利, 刘继平, 等.超音速汽液两相流升压加热器用于除盐水加热系统的研究[J].热力发电.2003, (8) :16-19.

[3]侯雅萍, 刘振利, 林万超, 等.灞桥热电厂清洁水系统改造[J].西北电力技术.2002, (2) :38-39.