夜峰谷差的加大，夜间最低时主干线管道有时仅
几吨蒸汽，大管道小流量运行造成管内蒸汽流速
低，管网疏水和汽水损失大，管损增加，热网效率
差。
(4)当厂内两台新机组同时运行时，额定的锅
炉蒸发量在满足低供热负荷和额定电负荷时，仍
有相当的富裕量，两台锅炉长时间不能(也不需
要)满出力运行，使得锅炉效率下降。
2．2．2 通过改造电动给水泵采用小汽轮机的节
能降耗分析
在分析了近年来该厂实际供热情况后，提出
以下实施节能增效的看法：
(1)从技术、经济角度上看，当在役机组的参
数、容量不可改变的前提条件制约下，要增加主营
收入，提高利润率，关键是增加机组的发电供热
量、降低供电煤耗和厂用电率，而提高机组的负荷
率和年利用小时数又是完成技术经济指标的关键
因素。
(2)从上海市电力试验研究所对该厂1号、2
号机组进行的热力试验和制造厂提供的性能数据
来看，供热量越多，汽机热耗越低，供电煤耗也有较
大幅度降低，虽然对外供热量的萎缩是客观趋势，
不可逆转，但作为调整供热机组，供热蒸汽参数基
本稳定，汽源量又有保证，为合理用汽提供了可能。
(3)该厂两台新机组投运后，在热力循环领
域内，热机专业近些年来为提高机组的安全性、经
济性和可靠性方面做了大量工作。譬如：将主要
精力用在改进、优化真空和冷却水系统上；如二次
滤网升级改造，彻底解决了原有滤网结构不合理
和可靠性差的问题；胶球清洗装置的收球网更换，
摆脱了由于收球率低而无法投运该系统的故障，
投运后收球率大于9O ，提高真空3 kPa，降低供
电煤耗5 g／(kW ·h)；恢复了U形水封管回收给
泵密封水，减少凝结水排放等，这些工作均取得明
显的成效。
(4)从生产厂用电率指标和实际数值来看，
1号、2号机组处于100～135 Mw 等级机组较高
水平，根据2006年度全国100 MW、200 MW、300
Mw、600 Mw 火电机组竞赛数据显示，现役四大
序列等级机组的平均厂用电率分别为8 、
7．8 、5．5 、5 ，而该厂这两台供热机组在
8．3 -8．7 ，处于较高水平，节约厂用电，降低
厂用电率，可以直接增加上网电量，而上网电量属
于贸易结算口子，电网计划、调度仅考核各台发电
机出口端实际发电量，不考虑也无法考虑厂内生
产用电(因为各发电厂的上网电量与网架、潮流、
厂用电系统方式、安全等均有关系)。
(5)综合考虑这些客观制约因素和实践经验
反馈，提出了将1号、2号机组的电动给水泵改由
小汽轮机带动给水泵的设想，即希望通过新增厂
内动力设备的耗用供热母管蒸汽，大幅度降低厂
用电量，并在一定程度上改善新机组的运行状况、
热经济性和管网效率，最终达到降低供电煤耗和
获得节能收益的目的。
3 电动给水泵改由小汽轮机带动给水泵
的改造方案
3．1 新机组给水系统存在的问题
新机组给水系统设计为额定功率3 700 kw
双出轴电动机(YKS3700—4型，额定电压为6 000
kV，电流为400 A，转速为1 493 r／min，功率因数
为0．89，上海电机厂制造)，带前置泵加液力偶合
器带动的给水泵形成单台泵组，单炉配两台
100 互为备用的给水泵。
新机组给水系统存在以下问题：
(1)受1号、2号机组电气支接变容量和厂用
副系统低电压保护限制，单炉两台给水泵组实际
运行中不能实现100 互为备用，备用泵在机组
运行时必须从厂总变3带联络线至支接方可启
动，以躲过启动电流和防止低电压冲击厂用电系
统，给泵运行实际上处于无备用状态。
(2)由于设计时考虑设备选型、制造产品系
列和安全裕量等诸多因素，造成给泵驱动电机功
率偏大，给泵耗电量大，占单台机组厂用电量的
25 ～ 3O 。
(3)在给水系统中除了用液偶变速调节给水
泵转速来调整锅炉汽包水位和给水压力外，还画
蛇添足地增设了仅用于定速泵的主给水调节门；
同时，给泵出口再循环门由于阀门内部结构问题，
常有泄漏发生等现象，设计上和使用中的这些问
题，造成给水系统压力和工质损失变大，增加了给
泵耗用的厂用电。
3．2 新机组给水系统改造方案可借鉴的经验
国内各等级火力发电机组的汽动给水泵系统
和工业汽轮机的应用已经十分成熟，其运行实绩
可供借鉴。
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