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凝汽器传热端差

凝汽器传热端差分析及降低端差的途径

徐奇焕

（湖北省武昌热电厂）

【摘要】真空度是影响汽轮机组接带负荷和热效率的一个重要经济指标,而凝汽器端差又直接影响

着真空度的高低。

从分析影响端差的因素着手,结合武昌热电厂的运行实践,提出降低端差的措

施,以改善凝汽器热交换状况。

关键词:

汽轮机凝汽器端差

0前言

热力发电厂中,凝汽式汽轮机及抽汽凝

汽式供热汽轮机附设的凝汽器的作用之一是

在汽轮机排汽口造成高度真空,使其机组排

汽尽可能膨胀到低的压力,多作功和减少冷

源损失。

因此,凝汽器工作的好坏直接影响着

机组的循环热效率。

所以,对凝汽器的运行指

标进行监督和分析,及时发现和消除异常现

象,保持凝汽器良好运行工况,历来是电厂节

能工作者的重要内容和经常研究的课题。

本

文仅对反映凝汽器热交换状况的指标——端

差作一些分析,并就如何降低端差提出一些

对策。

1凝汽器端差与机组真空的关系

众所周知,正常运行时,凝汽器的排汽压

力与排汽温度的关系是饱和蒸汽的压力和温

度的关系。

这样,实际凝汽器内的排汽压力可

由与其相应的饱和蒸汽温度来确定,而饱和

蒸汽温度用下式计算:

tk=t1+Δt+δt

（1）

式中tk——与凝汽器内排汽压力相对应的

饱和蒸汽温度,亦即排汽温

度,℃

t1——凝汽器进口循环冷却水温

度,℃

Δt——循环冷却水温升,℃

Δt=t2-t1

t2——凝汽器出口循环水温度,℃

δt——凝汽器传热端差,℃

由式

（1）可知,凝汽器排汽温度tk取决

于凝汽器进口冷却水温t1、冷却水温升Δt和

端差δt。

又因凝汽器排汽压力pk是排汽温度tk

的单值函数,所以

pk=φ（t1,Δt,δt）

（2）

也就是说,式

（2）中,各自变量的数值越

小,凝汽器排汽压力pk和排汽温度tk也越

小,排汽压力的降低,增大了蒸汽的理想焓

降,使有更多的热能在汽轮机中转变为机械

能,同时释放给循环水的冷源损失也相应地

减少了,因而是经济的。

例如,当进入汽轮机

的蒸汽流量不变,凝汽器中的排汽压力pk每

降低0.98kPa（0.01ata）,可使机组功率增加

1%。

又由试验结果得知,对中小型机组,排汽

压力每下降1%,汽耗减少1%,发电煤耗下

降1%左右。

若一台中压25MW机组排汽真

空提高0.98kPa（7.355mmHg,相当于该型机

组设计真空的1%）,电功率将增加1250kW,

第39卷第3期汽轮机技术Vol.39No.3

1997年6月TURBINETECHNOLOGYJun.1997煤耗下降4.9g/kW·h,以年运行7000小时

计,每年可多发电875万kW·h,节约标煤

约860t。

2影响凝汽器端差的因素

如上所述,为降低凝汽器排汽温度,以获

得较低的排汽压力（亦即较高的排汽真空）,

就应降低循环冷却水的进水温度,减少冷却

水温差和端差。

端差是反映凝汽设备热交换状况的指

标,即与传热情况无关。

所以,端差除了与循

环水流量、速度以及进口温度有关外,还与凝

汽器冷却管表面的清洁程度、真空系统的严

密性有关,亦即传热越强,端差越小。

于是,端

差可用式（3）求出:

δt=Δt

ekFw-1（3）

式中k——凝汽器内排汽至循环冷却水的

平均总体传热系数,kJ/m2·h

·℃

F——凝汽器的冷却面积,m2

w——循环冷却水量,kg/h

为便于运行中对凝汽器的传热端差进行

监督、分析,可作凝汽器热力试验,得出端差、

冷却水温度和凝汽器负荷的关系曲线,如图

1所示。

运行中定期将各项实际指标代入式

（3）进行计算,其结果与曲线作核对比较,发

现端差超出范围时,采取对策设法降低。

图1端差δt、负荷率dk、冷却水进水温度关系曲线

如果没有试验曲线,也可用A·B雪格

里雅耶夫提出的经验公式计算出端差:

δt=M31.5+t1（dk+7.5）（4）

式中M——系数,M=5~7,凝汽器工作状

况良好时,取M为较小值

dk——凝汽器单位蒸汽负荷,kg/m2·h

dk=DkF

Dk——进入凝汽器内的蒸汽量,kg/h

上式不仅可以用来求出机组在不同工况

下的凝汽器的端差,而且可以起到与凝汽器

试验曲线相同的作用,判断凝汽器工作是否

正常。

3降低凝汽器端差的途径与实践

在分析影响凝汽器端差的因素之后,对

已投运的机组可采取以下措施来降低端差。

3.1巩固胶球清洗效果

凝汽器冷却水管表面赃污、结垢,减弱了

传热效果,降低了传热系数k,加大了水与冷

却水管的温差,从而使端差增大;冷却水管及

其管板被水中杂物堵塞,造成凝汽器的冷却

水量不足,则表现为冷却水温升Δt的升高,

也同样增加了端差。

为保持凝汽器冷却水管

内表面的清洁和水流畅通,采用胶球自动清

洗是行之有效的方法。

但目前不少电厂存在

着由于收球率不高而影响清洗效果的问题。

武昌热电厂一台25MW机组的胶球清洗装

置系厂家随主机供给的产品,自投运以来,收

球率很低,几乎达不到清洗效果。

分析其原

因,主要是管路系统弯曲,沿程阻力大,收球

网漏球以及二次滤网净化不好。

为此,采取了

如下措施:

1.改进胶球清洗装置的管道走向,使其

平直,阻力损失小,流道畅通;

2.选用电力部西安热工研究院设计的活

动栅格型收球网,可防止积球、逃球;

3.选用新型、轻便型翻板二次滤网,其网

175第3期徐奇焕:

凝汽器传热端差分析及降低端差的途径孔不大于Φ8mm,操作时,水流不“短路”,此

外,加强循环水泵吸水管管口处的一次滤网

的运行维护,亦可减轻二次滤网的负担,提高

净化功能;

4.合理使用胶球,胶球应质地柔软,不发

粘,不发泡,且直径比冷却水管内径稍大。

该机胶球清洗装置经过完善化改造,使

收球率提高到90%以上,加之运行中坚持定

期投入胶球清洗装置,使得凝汽器冷却水管

内表面保持较高的清洁度,因而凝汽器端差

能经常维持在6~8℃范围内的水平。

3.2提高真空系统严密性

空气漏入汽轮机的真空系统会使气相阻

力和蒸汽与冷却水管外侧的平均传热温差

Δtm增大,妨碍了冷却水管外侧的热交换,增

加了凝汽器的传热端差。

它们之间的关系可

用式（5）表达:

Δtm=Δt

lnΔt+δtδt（5）

式（5）说明,在其它条件相同的条件下

（dk=常数,W=常数）,随着漏气量的增大,

凝汽器传热效果恶化,平均传热温差Δtm、冷

却水温升Δt1、端差δt均急剧上升,排汽温度

及其相应的排汽压力亦升高,机组热经济性

下降。

经卤素检测仪探测真空系统可能漏入空

气的地方,分别采取不同方法提高其严密性:

真空系统上的阀门全部换为带有水封装置的

阀门;通过停机大修对下汽缸及其凝汽器和

真空系统灌水查漏,消除管道接头、水位计连

接端头、凝结水泵轴端密封装置、凝汽器喉部

以及处于真空状态下的汽轮机抽汽管接口等

处的漏气点;结合汽轮机通流部分改造换装

轴端高、低压汽封片,并使其汽封间隙调整在

设计值以内;调整均压箱汽压,防止机组负荷

降低时低压端汽封处漏入空气;加强射汽抽

气器的运行调整,避免其冷却器高水位运行,

并利用停机机会清理抽气器工作喷嘴积垢,

使其保持抽气器在较高效率和抽吸能力下工

作。

3.3降低凝汽器单位蒸汽负荷

从δt与dk及t1的关系曲线和式（4）都

说明端差随负荷的增大而升高,并且在冷却

水量W、传热系数k等于常数的条件下,端

差与负荷成正比例关系。

为降低凝汽器所承

担的额外热负荷dk,该厂通过分析作了如下

改进:

1.将低压加热器疏水由直接进入凝汽器

改为先经过增设的生水预热器加热化学补水

后再引入凝汽器。

这样,不但提高了化学补水

温度2~3℃,而且减轻了凝汽器的热负荷,

从而改善了热力系统经济性。

2.原设计汽轮机本体的高、低压疏水同

时进入疏水扩容器然后再导入凝汽器中,现

改为高、低疏水分级分别引入高、低压疏水扩

容器内。

高压疏水扩容器的二次蒸汽进入除

氧器内作加热除氧之用;而低压疏水扩容器

的疏水才进入凝汽器。

疏水分流,也即减少了

凝汽器的热负荷。

3.部分化学补水改由凝汽器进入,并在

其喉部造成喷雾状态,以加速排汽冷凝和减

少机组的冷源损失。

3.4循环水泵经济调度

运行中用控制冷却水温升Δt来降低端

差的主要手段是改变冷却水量。

该厂配置3

个不同流量等级的大、中、小3种型号的循环

水泵,根据不同季节和机组功率的变化来确

定循环水泵的运行台数,以达到最有利真空。

4端差对机组热经济性影响的

定量计算

带有胶球清洗装置的机组经清洗后,端

差下降,排汽温度亦相应减小,排汽压力降

低,真空上升,机组功率增加。

为了定量比较

胶球清洗装置的性能和清洗效果,可采用下

述方法定量计算。

假定端差下降5℃,使汽轮机排汽压力

176汽轮机技术第39卷降低0.98kPa,机组功率增加ΔN为额定功

率N的K%,则当汽轮机排汽压力变化Δpk

时

ΔN=0.01024Δpk·N·K%（6）

若机组年运行小时数为C小时,则由于

排汽压力降低,使每年多发电ΔE:

ΔE=ΔN·C（7）

节省热量为ΔQ:

ΔQ=q·ΔE（8）

每年节约标煤量ΔB:

ΔB=ΔQ29307.6ηgηmp（9）

式中q——汽轮机装置热耗,kJ/kW·h

ηg——锅炉效率,%

ηmp——管道效率,%

将式（6）、（7）、（8）代入式（9）并整理得:

ΔB=0.010204×Δpk·N·C·k·q29307.6×ηg·ηmp

（10）

计算举例:

武昌热电厂CC25-35/10/5

型机组采用胶球清洗后比未采用胶球清洗时

端差下降3.5℃,相应排汽压力降低0.67

kPa,而该机1995年运行6500小时,机组在

凝汽工况下设计的热耗值为qk=11932.4kJ/

kW·h,电功率Nk=24000kW,ηg=86%,ηmp

=99%,取k=0.9,则每年可节省标准煤量

为:

ΔB=0.010204×0.67×24000×6500×11932.429307.6×0.86×0.99=511016kg≈511t

5结束语

减少凝汽器传热端差可降低机组排汽压

力,提高真空,增加蒸汽在汽轮机内作功的有

效焓降,从而收到较好的经济效益。

针对影响

端差的诸因素,采取相应的降低端差的对策

有利于机组经济运行,而巩固胶球清洗效果

则是省煤节电的有效措施。

（上接第170页）

一、3.西屋公司企图利用平衡面的影响贡献

数来进行平衡面的优化选择,但它对于大条

件数的病态方程是不合适的。

4.本文提出的最小条件数和最小加重质

量的优化准则对于大条件数的病态方程是非

常有效的,对于小条件数的情况,3个准则的

优化结果基本相似,动平衡工作者可视需要

灵活选用。

5.本文方法的实质虽然还是最小二乘

法,但它可以弥补传统最小二乘计算法的不

足,减少平衡面选择的盲目性,减少机组启动

次数,最终还提供了多个配重方案,这将更适

合于现场动平衡的实际情况。

6.本文方法可推广应用于其他旋转机械

的现场动平衡,尤其是具有多平衡面的复杂

轴系。

提高凝汽器真空的措施

孙兴平

（徐塘发电责任有限公司,江苏邳州221300）

关键词:

凝汽器真空;冷却水温升;换热端差

摘要:

介绍徐州发电厂改善凝汽器真空的措施。

对冷却塔端差、凝汽器冷却水温升、凝汽器换热端差、真空

严密性、抽气器等环节进行了分析,采取了相应措施,使凝汽器真空从偏低提高到同类机组的先进水平。

中图分类号:

TK264.1文献标识码:

B文章编号:

1001-9529（2002）04-0066-03

徐州发电厂共有8台凝汽式汽轮机,4台125

MW,4台200MW,凝汽器循环水冷却方式为冷

水塔闭式循环,冷却水由京杭大运河补充。

由于设

备及系统设计和制造上的不足,真空系统方面存

在较多问题。

尤其是200MW机组投产后,真空

一直偏低,与同类型机组相比较属于低水平。

为

此,有关人员做了大量的工作。

1凝汽器冷却水进水温度

徐州电厂凝汽器的冷却方式是冷却塔闭式循

环,所以冷却水的温度等于环境温度加冷却塔的

端差。

因此,降低冷却水温度就应该尽可能提高冷

却塔的冷却效果,降低冷却塔的端差。

在机组基建时,冷却塔填料为混凝土网隔板

结构,运行较长时间后,填料老化。

从西安热工院

在3号塔上做的试验看出,该塔填料已严重变形,

淋水填料结垢后通风阻力增大,塔内配风配水也

不均匀。

经计算,3号塔出塔水温比设计值高2.16

°C,冷却能力仅达到64%。

因此,更换新型填料,

降低出塔水温的工作尤为迫切。

1999年底4号机

大修中对水塔进行了改造,选用新型的PVC填

料,填料的波纹为斜折波纹,板面上的折波加强了

水流与空气的扰动。

两波之间的平截圆锥体既保

持了片与片之间的距离,作为粘接点,又能使片间

落下的水流层层溅散。

填料放在铸铁网格板上,既

解决了填料的载荷问题,又提高了冷却效果。

4号机改造冷却塔填料费用200万元,工期

为43天,投入运行1年来效果非常明显,改造后

的4号塔全年平均出塔水温比3号塔低将近

3°C。

据西安热工院试验,与4号塔修前比较,出

塔水温下降了2.4°C,真空提高约0.9kPa,降低

煤耗3.2g/（kW·h）,4号机全年发电约9.6亿

kW·h,节约标准煤3072t。

投资回收期为2.54

年。

若该项目实施于200MW机组,投资回收期

将更短。

2凝汽器冷却水温升

凝汽器冷却水在经过凝汽器时,获得汽轮机

排汽释放的热量,从而冷却水被加热升温。

该温升

的大小由单位冷却水获得的热量所决定,影响它

的因素有:

排汽量（机组负荷）及排汽压力;冷却水

流量;凝汽器铜管的换热系数。

机组负荷对温升的影响是属于正常的,本文

只讨论同样负荷或额定负荷时引起温升变化的因

素。

凝汽器铜管的换热系数降低,使冷却水温升下

降,真空却不会提高反而降低,这主要是换热系数

降低使凝汽器的端差上升,而温升降低的数值远

远弥补不了端差升高的数值。

从理论上讲冷却水量越大,冷却水的温升也

越低,真空将越高。

但是,这里有个最有利真空的

问题。

当冷却水量增加使真空提高的同时,其投资

及运行费用也将增加。

当系统已经固定,改变运行

方式以改变冷却水量而达到提高真空和节约厂用

电的目的是有潜力可挖的。

为此,委托西安热工院

对125MW机组循环冷却水流量进行校核测量。

测量结果表明,125MW循环水流量与设计值

11000t/h相比基本接近。

经综合计算分析认为,

凝汽器需要的冷却水量（冷却水温度为20°C）应

为14000t/h。

另外,设计值是对应设计工况的,

在夏季水量就偏少,在冬季又有富余。

为了使冷却

水量既满足夏季提高真空的需要,又能在冬季节

约厂用电,决定对125MW机组循环水泵由单速

改为双速,并对原循环水泵叶轮作了改造,因为原

设计的水泵扬程为255kPa,富余扬程达98kPa,

66华东电力2002年第4期造成电能极大的浪费,改造后1台循泵为大叶轮,

1台循泵为小叶轮。

两台循泵转速均为高速485

r/min,低速420r/min,对应的循泵流量分别为

18500、16000、14000、11000t/h。

运行1年多

来,效果明显。

由于对水泵的叶轮进行了改进,改

变了特性曲线,夏季不仅因流量增加对真空有好

处,循环水泵的电耗明显有所下降。

春秋和冬季在

不影响真空的情况下,电流大大下降,节约厂用电

较可观。

原循泵电流为135A,现在4档分别为

135、110、92、82A。

3凝汽器的换热端差

凝汽器的端差是由凝汽器的换热能力决定

的,在冷却面积等其它条件一定的情况下,铜管的

导热系数又决定了凝汽器的换热能力。

铜管的导

热系数由三部分组成,即λ1、λ2、λ3。

λ1是凝汽器铜管汽侧的传热系数,汽侧应当

没有垢层,在该表面上影响传热的因素为:

真空系

统漏空气;表面附着氧化皮（铜氧化物）;凝结水水

质间断出现硬度超标。

λ2是由铜管材质决定的,在此不作赘述。

但

目前有采用不锈钢管代替铜管的趋向,笔者认为

在考虑防腐蚀的同时要考虑它的传热系数问题。

λ3是铜管水侧表面污垢的传热系数。

该污垢

一方面是由冷却水中的盐份在一定的温度环境下

产生的盐垢,其特点是非常坚硬。

另一方面是冷却

水中的污泥粘附在金属表面,其特点是比较松软。

虽然产生的原因不同,但它们对凝汽器的换热效

果的影响是一样的。

它使凝汽器的端差大幅度上

升。

徐州发电厂8台机组分三期投产,一期工程

2台125MW（1、2号）,二期工程2台125MW

（3、4号）,三期工程4台200MW（5、6、7、8号）。

一期工程投产时由于地下水比较丰富,冷却水由

地下水来补充。

地下水虽然很清洁,但它的含盐量

特别大,又因为当时胶球清洗投入不正常,所以

1、2号机凝汽器铜管内表面积有大量的盐垢,厚

度达1mm,且非常坚硬。

3、4号机投产后也用过1年左右的地下水作

为冷却水的补充水。

后来虽然都改为地表水,但在

夏季由于主机冷油器效果不好,油温超标,运行人

员用地下水作为冷油器的冷却水,冷却过后全部

回到冷水塔,使循环水的含盐量处于很高的水平。

因此,3、4号机凝汽器铜管内表面也积有大量的

硬盐垢。

三期工程是完全使用的地表水（运河水）作为

补充水。

它的含盐量很低,但时间长了,又因为胶

球清洗不能正常投入,凝汽器铜管内表面也结有

一定量的盐垢。

另一方面,1989年后乡镇企业发

展很快,运河两岸出现了很多家造纸厂及化工厂。

由于环保措施跟不上,大量的工业废液排放在运

河内,使运河水严重污染,水中的有机物含量大幅

度上升。

这种水补充到水塔内,水温给有机物的快

速繁衍提供了极好的条件。

因此,冷却水中除含有

大量的贝壳类生物外,还有大量的粘泥状微生物

粘附在铜管内壁,甚至造成大量铜管堵塞,严重影

响真空。

1992年曾经被迫8台机轮流停机清淤。

该状况现在虽有好转,但每年的3、4月份污染还

是相当严重的。

3.1改造胶球清洗装置

徐州电厂125、200MW机组配套的分别是

上海电站辅机厂和邯郸电力修造厂的胶球清洗装

置。

投产初期,由于主设备运行不稳定,根本就没

有精力顾及该装置的运行与否,加上那时运行管

理不到位、水平低,装置一直未发挥作用。

后来,随

着主机运行不断稳定以及汽轮机真空的不断恶

化,对胶球清洗装置的正常运行才引起重视。

首

先,管理上成立了胶球运行小组,实行专人维护,

同时加强了设备缺陷管理,使胶球清洗装置的投

入率得以保证。

但200MW机组胶球清洗装置收

球率太低,平均只有40%不到。

经过收资调研,决

定对200MW机组胶球装置进行改造。

采用常州

电力修造厂的运行中可以自动反冲洗的胶球清洗

装置,改造后收球率达到了95%以上。

3.2运河水适时进行加药处理

为保证运河水对凝汽器的工作,制定了循环

冷却水的加药处理措施,其内容包括:

（1）坚持按一定的比例加阻垢剂,以防止凝

汽器铜管结垢。

（2）在轻污染期耗氧量大于15mg/L时对循

环水注加液氯,进行常规杀菌,使循环水内微生物

不能繁殖。

（3）在每年的三、四月份（重污染期）根据循

环水的耗氧量大于30mg/L,对循环水注加1227

杀菌灭藻剂（12烷基二甲基苄基氯化氨）,进行深

度杀菌灭藻。

672002年第4期华东电力采取以上措施后,循环冷却水的水质有了明

显的改善,基本符合凝汽器对冷却水的要求。

3.3对8台机凝汽器进行水侧酸洗

由于以前在凝汽器铜管内部结有一层较厚的

硬垢,使凝汽器的端差很大。

1995年徐州电厂就

对凝汽器进行酸洗,虽然有一定的效果,但还是没

有洗彻底。

主要原因是原有的酸洗设备没有考虑

酸液应在凝汽器内流通循环的问题,只有这样,才

能保证有足够的酸液与硬垢反应。

1998年开始,徐州电厂采用西北中试所的酸

洗技术,其循环流量达到1500~1600t/h。

酸洗

后效果非常明显,以前凝汽器端差都在7~10°C,

甚至有12°C的,现在只有2.5~5°C,最低的3号

机只有1.0~1.2°C。

3.4适时进行凝汽器运行中高压水冲洗

正常运行中,跟踪端差的变化,以保证凝汽器

端差始终在良好状态下运行。

4提高真空严密性

真空严密性的好坏将直接影响到机组的真空

（如前所述）,原来,200MW机组真空严密性尤其

差,最差的甚至达到3kPa/min,好的时候也达

1.5kPa/min以上,125MW机组也达不到行业

标准。

通过努力,目前各机组已达到行业合格甚至

优秀标准,使机组真空又上了一个新台阶,并实现

了2台机共用1台射水抽气器的运行方式。

主要采取了以下措施:

专门购置1台氦质普

检漏仪并组织专人对真空系统进行全面的、彻底

的检查,该仪器的优点是能查出用原来方法查不

到的漏点,能对漏点的性质进行定量,而且定量定

点都相当准确。

通过查漏发现的主要漏点:

（1）200MW机组低压缸汽封处及低压缸中

分面;

（2）凝汽器喉部膨胀节处焊缝裂纹;

（3）125MW机组高中压汽封回汽管太粗,

以致汽封口漏空较大;

（4）通过水封袋及直接回凝汽器的水系统也

是漏空主要来源（如给水泵密封水、水控系统回水

及轴封加热器疏水等）;

（5）低压缸安全门由于结构不合理造成漏空

等。

对上述漏点利用大、中、小修进行了处理,取

得了明显的效果。

对200MW机组汽封进行改

造,将高、低压汽封供汽分开,以便于压力调节,对

低压汽封的进汽、回汽管道加粗,增大调节裕度,

使汽封有充分供汽的情况下不产生油中进水。

将

200、125MW机组低压缸密封面的密封胶改成

596硅胶,300°C以下可以长期不老化,保证了低

压缸的密封性能。

同时对低压缸安全门进行改造,

使安全门不再因密封结构不好而漏气。

在125

MW机组上增加高中压汽封回汽门,运行中进行

调整使回汽压力成微正压。

取消水封袋,将给泵密

封水回水、水控系统回水以及轴封加热器疏水集

中到一个水箱内,再疏入凝汽器,这样就将真空系

统由大缩小,消灭了这部分的漏空。

对凝汽器喉部

的焊缝裂纹进行打磨焊补后,涂抹一层由上海电

力学院研制开发的密封软胶。

经过多方面综合治

理,真空严密性有了好转,8台机组均达到行业合

格标准,有的甚至达到行业良好标准,详见表1。

表1改造前后真空严密性对比表kPa/min

机号12345678

1999.10.301.030.501.230.622.030.820.945.53

2001.02.300.020.060.100.100.110.270.180.32

5抽气器

抽气器有两个问题,一是抽气能力,该问题当

机组的真空严密性很好时,不但不存在,而且还可

以将抽气器和射水泵改小甚至2台机组合用一套

小的抽气装置。

江阴夏港电厂在这方面早已实施,

节电效果比较明显。

我厂在此次1号机大修中进

行2台机合用一套抽气装置的尝试性改造,已获

得成功,年节约厂用电50多万kW·h。

由于射水

箱是用循环水补充的,夏季循环水温度很高（达到

35°C）,而抽气室的真空是由水温决定的（饱和温