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热能与动力工程毕业论文题 目：500MW机组给水泵选型、布 置及不同驱动形式的经济性比较院 （部）：热能工程学院专 业：班 级：姓 名：学 号：指导教师：完成日期：目 录摘 要 ABSTRACT 1 前 言 1 2 给水系统的确定22.1 单母管制系统22.2 切换母管制给水系统22.3 单元制给水系统33 给水泵型号的选择53.1 给水泵的扬程53.2 给水泵的配置63.3 给水泵流量的确定114 CHTA型高压锅炉给水泵134.1 CHTA型高压锅炉给水泵的介绍134.2 50CHTA/6型高压锅炉给水泵的性能曲线154.3 CHTA型泵的监视和保护164.4 CHTA型泵的外形和安装尺寸185 给水泵入口静压力的计算215.1 除氧器的运行方式215.2 滑压除氧器在机组负荷改变时的运行状况225.3 给水泵入口静压力的确定245.4 防止给水泵汽蚀的方法276 给水泵的拖动306.1 电动给水泵和汽动给水泵的选择原则306.2 给水泵驱动方式的确定306.3 小汽轮机的选择366.4 小汽轮机的备用汽源387 结论40谢辞41参考文献42摘 要 本文主要是为了确定500MW机组的给水泵型号、配置及驱动方式。目前在国内的10台500MW机组全部为进口机组，因此通过本设计可对500MW机组的国产化提供一定的参考。该机组的给水系统为单元制给水系统，给水泵采用了沈阳水泵厂引进西德KSB公司生产的CHTA型高压锅炉给水泵。通过对比国内600MW、660MW机组的给水泵配置方案，确定采用2台50%容量主给水泵作为长期运行使用，一台50%容量泵作为备用给水泵，在主给水泵出现故障时使用。运用定流量法比较了电动给水泵和汽动给水泵的热经济性，在保证主给水泵出现故障而不致影响机组负荷太多时，2台主给水泵小汽轮机驱动汽，备用泵为电机驱动。并简要分析了除氧器滑压运行时，汽轮机组负荷骤变对除氧效果、给水泵汽蚀的影响，提出了一些防止给水泵汽蚀的方法。 关键词：500MW机组；给水泵；配置；驱动方式；汽蚀500MW unit feed-water pump selection, arrange And economic comparison Of different driving formAbstract This paper is to determine the feed-water-pumps model of 500 MW unit , configuration and the drive way.There are only 10 sets of 500MW units currently in the country and they are all imported units. Therefore,this design can provide a reference for the localization of 500MW units.The feed-water-pump adopts the CHTA type high pressure boiler feed water pump which is imported from Germany KSB company by Shenyang water pump factory. By comparing the feed water pump configuration scheme of domestic 600 MW, 660 MW , this design adopts two main feed pumps of 50% capacity as long-term operational use, a pump of 50% capacity as backup when the main feed water pump break down. The electric feed water pump and steam feed water pumps hot economy were compared by the applying of constant flow method.Ensuring the unit load at the failure of main feed water pumps, the two main feed water pumps should be driven by small turbine, the backup pump adopted motor driven. The paper also has a brief analysis about the effct of deoxidization,and the influence of the feed water pump cavitation when deaerator sliding pressure operating ,also puts forward some preventing methods of the feed water pump cavitation. Key Words: 500MW unit；feed-water-pump；configuration；drive mode；cavitationIII- 42 -1前 言 能源是人类生存和发展的重要物质基础，攸关国计民生和国家安全。推动能源生产和利用方式变革，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系，对于保障我国经济社会可持续发展具有重要战略意义。近年来，能源紧张成为困扰全球的难题。尤其是近几年来，我国火电厂的生产成本大幅增加。而另一方面，上网电价、热价增长有限，使火电厂利润下滑，甚至亏损。并且国家的宏观政策也发生了变化，提出了能源发展“十二五”规划、科学发展观、资源节约型、环境友好型经济、循环经济、绿色经济，把节约能源放在更加突出的战略地位，提倡减排降耗等。在这种背景下，作为国家发电的主力，火电厂应充分发挥自身能动性，在内部进行技术革新，进一步节能降耗，提高效益。其中，运用小汽轮机带动锅炉给水泵，其工作原理简单易行，可以节约电能，也更增强了锅炉运行的安全系数，是火电厂实施技术革新的一条有效途径。本文即对火电厂小汽轮机带动锅炉给水泵的热经济性作了简要的分析，并为500MW机组选择了合适的锅炉给水泵，为500MW机组的国产化提供了一点参考。2给水系统的确定 给水系统是发电厂热力系统的重要组成部分，给水系统的工质流量大，压力高，对发电厂的安全、经济、灵活运行至关重要，例如在任何工况下都要保证不间断地向过路供水。给水系统主要有以下几种类型1。2.1单母管制系统 图2.1所示为单母管制给水系统，其特点是全部给水泵的供水汇集到一根母管上，即锅炉给水母管，再从该母管引至各台锅炉。其它两根母管分别是吸水母管、压力母管。吸水母管和压力母管均为单母管分段，锅炉给水母管为切换母管。其优点是安全可靠性高；缺点是阀门较多、系统复杂、耗钢材、投资大。适用于中、低压机组的小容量发电厂，或给水泵容量与锅炉容量不配合时，如高压供热式机组的发电厂应采用单母管制给水系统。该系统的备用给水泵多布置在吸水母管与压力母管的两串级分段阀之间。 图2.1 单母管制给水系统1锅炉；2高压加热器；3除氧器；4给水泵2.2切换母管制系统 图2.2所示为切换母管制给水系统，吸水母管是单母管分段，压力母管和锅炉给水母管均为切换制。其特点是有足够可靠性和运行灵活性。已建的电厂中，给水泵容量与锅炉容量匹配时采用，设规未再提这种系统，由于投资大、阀门多、钢材耗量也大，今后不再采用。图2.2切换母管制给水系统1锅炉；2高压加热器；3除氧器；4给水泵2.3单元制给水系统 图2.3所示为单元制给水系统，其优点是没有母管，也没有切换阀门，系统最简单，系统本身的可靠性好。又由于没有母管，管线短，阀门数量少，不仅管道和阀门的投资费用小，而且相应的保温、支吊架的费用也减少。管线短，压损小，热损失少，检修工作量减少，因而运行费用也相应减少。另外，单元制系统也便于布置，并有助于采用煤仓间和除氧间合并的主厂房布置形式，使主厂房的土建等费用减少。缺点是单元制系统的灵活性（在不同工况下保证机组正常运行的适应性）较差。 为了提高机组的效率，大容量机组都是再热式机组，其工作参数高的大直径管道均为耐热合金钢管，价格昂贵，有的还要耗用大量外汇来进口，而单元制给水系统的管线短、阀门少，投资省的优点显得很重要。所以本机组的给水系统采用单元制给水系统。图2.3单元制给水系统1锅炉；2高压加热器；3除氧器；4给水泵3给水泵型号的选择3.1给水泵扬程的确定 本机组是超临界机组，锅炉为直流炉。其总扬程可按图3.1所示的给水泵连接系统简图来确定。 给水泵的扬程，应为下列各项之和2：（1） 锅炉额定蒸发量时的给水流量，从除氧给水箱出口到省煤器进口给水流动的总阻力另加20%的裕量。（2） 省煤器进口与除氧器正常水位间的水柱静压差。（3） 锅炉额定蒸发量时，省煤器入口的进水压力。（4） 除氧器额定工作压力（取负值）。给水泵的总扬程Hfw按下式计算：m （3-1）式中pec省煤器入口进水压力，Mpa;p压力裕量，Mpa;Pd除氧器工作压力（计示压力），Mpa; pfw给水管路的阻力，包括自给水泵出口至锅炉省煤器进口间的所有加 热器、阀门、调节器、管路及附件的阻力（以压头计），m; pin进水管路的阻力，包括自给水箱出口至给水泵进口的所有管路、阀门 及附件的阻力（以压头计），m; Hy水泵中心至锅炉省煤器进口的几何高度差，m; Hst由除氧器最低水位至水泵中心的几何高度差（给水泵进口静水头），m。 鉴于诸多数据的不易查取以及本设计的重点，可这样考虑给水泵扬程的计算。即给水泵所提供的压力应能满足锅炉的工作压力和相应的管路阻力（由于管路阻力相对于锅炉的工作压力较小，故可忽略），此外为了供水的安全可靠，还应有一定的备用压力。因此一般在设计中可按如下经验公式确定给水泵的扬程3： Mpa （3-2）式中p为锅炉工作压力。由设计原始参数知，该机组所用汽轮机为俄罗斯列宁格勒金属工厂所制造，型号为K-500-23.5-4。该汽轮机为单轴、超临界、一次中间再热、四缸、四排汽、凝汽式汽轮机，具有容量大、效率高、运行稳定的优点。由以上可知锅炉工作压力p=23.5Mpa. 选取裕量为0.1Mpa,因此Hfw=23.5+0.1=23.6 Mpa,换算成水柱高度即为Hfw=23.62407.2 m。至此给水泵的总扬程已经确定。图3.1给水泵连接系统简图3.2给水泵的配置 给水泵的台数和容量选择，取决于机组容量、设备质量、机组在电网中的作用、设备投资等多种因素4。在本机组给水系统已确定为单元制给水系统的前提下，其容量及台数的选择，基本上有两种类型：每一单元配置两台主给水泵，其中有一台是备用给水泵，也就是2100%MCR容量的给水泵，也统称为全容量泵给水系统；另一种类型是每一单元配置三台主给水泵，其中有一台是备用给水泵，也就是350%MCR容量的给水泵，也统称为半容量泵给水系统。对于一台300600MW汽轮机组配套的给水泵组，通常有四种方案5。如下表所示。 表3.1 大容量汽轮机组给水泵配置方案（以锅炉的MCR工况计）方案号经常运行备用11100%汽动泵150%电动泵21100%汽动泵1100%电动泵3250%汽动150%电动泵4250%汽动泵或电动泵1（2530%）电动泵 鉴于我国主要以300MW、600MW和1000MW机组为主，500MW机组不多，约10台，全部为进口机组，有：盘山电厂2500MW机组（俄制）蓟县电厂2500MW机组（俄制）伊敏发电厂2500MW机组（俄制）神头第二发电厂4500MW机组（捷制）。所以在决定本设计中的500MW机组给水泵配置方案时参考了国内的相近机组类型。除内蒙古元宝山电厂的600MW法国机组、山东肥城石横电厂300MW美国机组为全容量汽动泵之外，国内电厂引进的比利时、日本、英国、俄罗斯等国的300600MW机组和国产300600MW机组配置均为半容量泵。 半容量给水泵系统的优点是当有一台主给水泵出现故障而跳闸时，机组仍可带50%的负荷继续运行，备用给水泵连锁启动后的总给水量能带锅炉额定负荷80%以上，保证机组能断油和稳定燃烧，尤其是第三种方案，在一台给水泵出现故障后，备用的电动泵连锁启动后能保证锅炉在额定状况下运行，机组的出力与正常工况时基本没有差别。全容量给水泵系统在机组40%100%负荷时，泵与主机的负荷相匹配，调节较方便；若低于40%负荷，则切换至备用汽源，也能保证机组正常运行。虽然全容量给水泵比半容量给水泵运行效率要高一点，但同样对给水泵的运行可靠性要求也极高。前两种方案在出现故障后，一般要引起锅炉主燃料跳闸（MFT)，机组会停机，影响电厂的可用率。而且一台全容量泵和两台半容量泵的价格相差不多。在火力发电厂设计技术规程中第10.3.5条规定：300MW机组的运行给水泵宜配置一台容量为最大给水量100%或二台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵。600MW及以上机组的运行给水泵宜配置二台容量各为最大给水量50%的汽动给水泵。另外，单台机组的汽动给水泵100%方案和汽动给水泵50%方案的投资对比如表，从表3.26中可看出全容量汽动给水泵和半容量汽动给水泵的投资各项费用相差不大，单台机组采用100%方案比采用50%方案节约了24.5万元。单台机组的100%汽动给水泵方案和50%汽动给水泵方案见表，从表3.37中可以看出，100%汽动给水泵方案比50%汽动给水泵方案每年可节省39.6万元。因此单从投资、运行维护费用这样的硬性指标来看，100%汽动给水泵方案要略优于50%汽动给水泵方案。但从电厂的可用率、运行稳定性、灵活性来看，采用50%方案要明显优于100%方案。另外，目前国内在大容量汽轮机组的给水泵组（包括汽动泵、调速电动泵及其前置泵）的设计制造方面还主要是引进国外的技术，例如：杭州汽轮机厂、东方汽轮机厂分别引进德国SIEMENS和美国WESTINGHOUSE的给水泵汽轮机制造技术，沈阳水泵厂引进德国KSB公司技术生产的CHAT型给水泵，上海电力修造总厂引进英国WEIR公司技术的韦尔泵，北京电力设备总厂生产的QG560-240型和DG560-240型泵。表3.2 2种汽动给水泵方案的投资对比比较项目（万元）100%方案50%方案主厂房造价基准0.0设备基础基准0.0起吊设备基准0.0给水泵基准-100.0配套汽轮机基准+100.0高压管道及其他基准-24.5合计基准-24.5表3.3 2种汽动给水泵方案的运行维护费用对比比较项目100%方案50%方案机组运行增加发电量/(万KWh)基准-111.0机组年节省收益/万元基准-24.0年维修费用/万元基准-15.6总计/万元基准-39.6 本设计中，500MW机组在电力系统中主要承担基本负荷，如果负荷变化过大的话会对电网影响，而给水泵的可靠性对机组运行影响极大，综上各种因素及参考国内其它机组的给水泵配置方案，为保证机组运行可靠，本设计主给水泵采用250%容量给水泵。另外，为了便于检修及维护，备用泵也选用一台50%容量泵。至此，给水泵配置方案也已确定，即采用2台50%主给水泵作为长期运行使用，一台50%容量泵作为备用给水泵，在主给水泵出现故障时使用。 表3.4 国内相近机组配置方案实例电厂机组容量/MW给水泵的配置汽动泵电动泵华能福州电厂三期超超临界机组2660250%汕尾电厂3、4号机超超临界机组2660250%30%备用韶关电厂3、4号机超超临界机组2660250%内蒙古布连电厂超超临界机组26601100%BMCR江西九江电厂超超临界机组26601100%BMCR江苏吕泗港14号机超超临界机组4660250%BMCR30%备用望亭电厂1、2号机超超临界机组2660250%BMCR30%备用大唐信阳电厂1、2号机超超临界机组2660250%BMCR许昌禹龙1、2号机超超临界机组2660250%BMCR内蒙古元宝山电厂2号机16001100%BMCR国电石横发电厂一期工程23001100%BMCR华能石洞口二厂超临界机组4600250%BMCR50%备用 3.3给水泵流量的确定 在设计原始参数中给出了两台1000t/h的锅炉，而单台1000t/h的锅炉对应的发电功率大约为300MW，其具体数值可由下式得出;Pe1=10000.744.0%=308MW,式中的e=44.0%是从表中取得，而1t/h大约相当于0.7MW。因本设计机组为500MW机组，很明显若两台机组全部在额定负荷下运行将不满足设计要求，因此可令一台机组满负荷运行，而另一台机组部分负荷运行。由以上计算知另一台机组发电功率为Pe2=500-308=192MW,而此时因该台锅炉部分负荷运行，其绝对电效率不能直接从表中查得，可略小于相应的额定绝对电效率，取为e=42.0%,所以可反推出所需要的新蒸汽量，即D0=19242.0%,0.7=653.1 t/h,又653.1/1000=65.31%，即该台机组应在65.31%负荷状态下运行。表3.5 100MW及以上凝汽式汽轮发电机组的绝对电效率指标机组容量（MW)e(%)100363912520041.843.730060043.847.5 上表8中所列数据皆为在额定功率或经济功率时的数值，若在非额定功率下运行，相应的绝对电效率的数值要降低，其幅度视变工况的具体情况而定。 在火力发电厂设计技术规程10.3.2条中指出：在每一给水系统中，给水泵出口的总容量（即最大给水消耗量，不包括备用给水泵），均应保证供给其所连接的全部锅炉在最大连续蒸发量时所需要的给水量并留有一定的裕量，即： 汽包炉：锅炉最大连续蒸发量的110%。 直流炉：锅炉最大连续蒸发量的105%。 对中间再热机组，给水泵入口的总流量9，还应加上供再热蒸汽调温用的从泵的中间级抽搐的流量，以及漏出和注入给水泵轴封的流量差。前置给水泵的出口的总流量，应为给水泵入口的总流量与从前置泵和给水泵直接的抽出流量之和。所以，给水泵的给水总流量应确定为Qm=1000t/h105%=1050t/h，换算成体积流量大约为Qv=Qm/=1050t/h1t/m3=1050m3/h。因为给水泵的配置方案是2台50%的容量泵，故单台泵的体积流量大约为Qv0=1050/2=525m3/h。至此，单台泵的流量也已确定，故由上述已知的流量和扬程就可以确定泵的型号。Qv0=525m3/h，Hfw=2407.2 m。由泵类产品样本可知，此设计用泵应为CHTA型高压锅炉给水泵。由Qv0=525m3/h，Hfw=2407.2 m可知选择的泵的具体型号是50CHTA/6，转速n=6052r/min。4 CHTA型高压锅炉给水泵4.1 CHTA型高压锅炉给水泵的介绍 CHTA型泵10是沈阳水泵厂于1979年引进西德KSB公司锅炉给水泵组（包括前置泵）整个系列制造技术。包括设计图纸、加工制造、检测技术及装备和一整套质量控制技术。CHTA型泵供国产20万、30万、120万KW火电机组配套用。泵的介质温度为160210。CHTA型高压锅炉给水泵的外形如图4.1所示。图4.1 CHTA型高压锅炉给水泵外形图 CHTA型泵是卧式双壳体多级离心泵。泵的进出口均垂直向上，泵的进口也可根据需要改变方向。泵主要由泵筒体。泵盖、吸入段、中段、导叶、叶轮密封环、导叶衬套、轴、叶轮、平衡盘等零件组成。轴向力主要由平衡装置来承受，剩余轴向力由推力轴承来承受。轴两端由滑动轴承支撑。径向轴承为回油楔强制润滑。推力轴承为双向注油强制循环式润滑，并设有温度保护和监视仪表。轴封：采用机械密封。产生的摩擦热由强制循环水带走，循环水通过专设的冷却器、过滤器进行冷却和过滤。保证循环水的温度和水质洁净。图4.2 CHTA型高压锅炉给水泵的结构图 CHTA型高压锅炉给水泵的传动：泵有四种驱动方式：给水泵耦合器电机（2级）前置泵电机；给水泵耦合器电机（4级）前置泵；给水泵增速箱电机（4级）前置泵；给水泵小汽轮机；前置泵电机。从原动机方向看泵，泵为顺时针方向旋转。表4.1 CHTA型高压锅炉给水泵的材料零件名称材料零件名称材料筒体锻件表面堆焊不锈钢叶轮密封环特殊钢泵盖锻件表面堆焊不锈钢导叶衬套特殊钢中段铬钢轴特殊钢吸入段铬钢叶轮特殊钢导叶铬钢平衡盘特殊钢4.2 50CHTA/6型高压锅炉给水泵的性能曲线 50CHTA/6型高压锅炉给水泵的性能曲线如图4.2所示。图4.3 50CHTA/6型泵的性能曲线图4.3泵的监视和保护 为防止重大事故的损坏，泵机组配备有随机指示仪表，对机组进行不间断地细致的监视。 泵的最低限监测项目：借助限位开关，监测最小流量阀的开闭位置。借助于电阻温度计，监测全部的轴承温度。借助于电阻温度计，监测筒体温度。通过轴位置监测器（差动转换器），监测轴的轴向位置。通过带有反转触点的转数计数器，监视泵的逆转。反转触点与出口阀的伺服电机和辅助润滑油泵联锁。通过电阻温度计，监视机械密封冷却回路的温度。通过带触点的差压计，显示出冷却器和过滤器出口的油压并在超压时报警保护。通过差压指示器，监视经过滤器的压力降。图4.4 机组的监视和保护系统图图4.5 机械密封冷却系统图4.4 CHTA型泵的外形和安装尺寸表4.2 泵外形和安装尺寸l1l2l3l4l5l6b1b2b366025862791200130010001300a1a2h1h2h3D1D2D3n-d310691780775700250200504-45图4.6 CHTA型泵外形和安装尺寸图 至此，给水泵的型号也已确定。在每台锅炉给水泵出口应装设截止阀，在截止阀和水泵之间设止回阀，以防止水倒流，避免给水泵停泵时因受到过大压力而损坏。给水泵入口应装设切断阀，一般采用闸阀，以减少水流阻力。汽动泵出口可不设止回阀。锅炉的每个进水口都应装设截止阀和止回阀，两阀应紧密相连接，截止阀紧靠着锅炉，此处截止阀一般只作启闭用。5给水泵入口静压力的计算5.1除氧器的运行方式 给水泵入口所承受的静压力与除氧器及其给水泵的连接方式有关。除氧器是以回热抽汽来加热除去锅炉给水中溶解气体的混合式加热器，它既是回热系统的一级，又用以汇集主凝结水、补充水、疏水、生产返回水、锅炉连排扩容蒸汽、汽轮机门杆漏汽等各项汽水流量成为锅炉给水，并要保证给水品质和给水泵的安全运行，是影响热力发电厂安全经济运行的一个重要的热力辅助设备。除氧器有滑压和定压两种运行方式。定压除氧器必须在进汽管上装设压力调节阀，以维持除氧器内的工作压力为某个定值，这样就带来了压力调节的节流损失。而且在相当高的负荷（如300MW机组，80%负荷240MW）时就必须切换到压力更高的某级回热抽汽压力上。除氧器的滑压运行, 是指除氧器的运行压力不是恒定的, 而是随着机组负荷与抽汽压力的变化而改变。除氧器采取滑压运行, 对提高热力系统的经济性、降低热耗、简化系统、节省投资等方面都具有一定的好处,定压低负荷运行时，不仅要切换汽源，而且高压加热器组的疏水需切换到低压加热器，如200MW机组，在140160MW负荷时就需切换疏水方式。故定压除氧器的系统比滑压的复杂，运行操作也复杂，且热经济性较滑压运行的差。滑压运行可以避免供除氧器用汽的抽汽节流损失。对于定压运行的除氧器来说,机组在额定负荷运行时, 均应使除氧器内保持恒定的压力。供除氧器的抽汽压力一般需高出除氧器工作压力0.20.3MPa,因而抽汽具有一定的节流损失,使热经济性降低。滑压运行除氧器由于不用维持除氧器压力恒定,故除氧器加热蒸汽管路不上设压力调节阀。除氧器的压力除存在抽汽管路上的压降损失外,在任何工况下其值都接近于抽汽压力,因此避免了运行中的节流损失。使系统简单,并改善了回热系统的热经济性。可以使汽轮机抽汽点得到合理分配,提高机组的热经济性。在设计汽轮机时,汽轮机回热抽汽,在考虑汽轮机结构合理的同时,应尽量使抽汽点布置合理。除氧器采用定压运行时,往往不能很好地把除氧器作为一级加热器使用, 表现出为凝结水在除氧器内的温升比在其它加热器中的温升低得多, 当除氧器采用滑压运行时,上述缺点就可以避免。此时除氧器中压力与其它加热器一样是随着负荷变化而变化的,除氧器起着加热和除氧两个作用。在热力循环中作为一级回热加热器使用。所以定压除氧器难以适应调峰，现在的电网情况是大机组也要承担调峰。我国近年生产的200、300、600MW机组，均可适用调峰，除氧器可滑压运行。我国600MW亚临界压力机组设计计算表明，与定压运行相比，除氧器滑压运行，在额定负荷时，可提高机组热效率0.12%；在70%及以下负荷时，可提高机组热效率0.3%0.5%。因此近十多年来, 高参数大容量机组在采用滑压运行时, 相应采用了除氧器滑压运行作为提高大组机热经济性的项措施。表5.1 三种机组的回热分配机组容量（MW)平均温升（0C）平均温升（0C）除氧器温升（0C）国产200三高27.81四低36.55定压除氧14.38国产300三高32.11四低22.26定压除氧16.11意大利320四高33三低31.25滑压除氧30.4因此，确定本设计中除氧器为滑压运行。5.2 滑压除氧器在机组负荷改变时的运行状况 滑压除氧器在汽轮机额定工况下运行于定压除氧器基本相同，除氧器出口水温与除氧器工作压力下的饱和水温度是一致的。但是，汽轮机组负荷在骤变的情况下，对除氧效果及给水泵的安全运行却有着截然不同的重大影响。 图5.1为滑压除氧器及其给水泵连接情况，其中Pd为除氧器额定工作时的压力，Mpa;Hd为给水泵入口所承受静压头，m;p为下降管的阻力损失即压降，Mpa。图5.1 滑压除氧器及其给水泵连接方式 滑压除氧器在汽轮机组电负荷骤变时，对除氧效果、给水泵的汽蚀都有一定的影响，具体见表5.211。表5.2 汽轮机组负荷骤变对除氧效果、给水泵汽蚀的影响电负荷变化对除氧效果的影响对给水泵汽蚀的影响电负荷骤降除氧器压力随电负荷骤然下降，pdpd,水温滞后变化，tdtd,水箱内水闪蒸，改善除氧效果；除氧器压力随电负荷骤然下降，pdpd,水温滞后变化tdtd,，水泵入口水温，tvpd,pd对应饱和水温tdtd,已离析氧气重返水中，恶化除氧效果；除氧器压力随电负荷骤升而提高，pdpd，pd对应饱和水温tdtd,水泵入口汽温，tvtd,给水泵入口不会汽蚀；5.3 给水泵入口静压力的确定 除氧器滑压运行时，最严重的骤降电负荷莫过于汽轮机出现严重的故障突然从满负荷状态甩负荷到零即停机