1問題的提出
馬頭發電總廠#7機設2臺凝結水泵,原型號為14NL-14型,主要參數如下:流量Q=510m3/h,揚程H=140m，轉速n=1480r/min，電機功率278kW，效率70，汽蝕余量2.0m。
該型凝結水泵在長期運行中存在出力不足問題，由此產生的連鎖問題如下。
a.為了保證凝結水流量，滿足向除氧器上水量的要求，維持住除氧器的水位，除氧器在運行中只有采取壓力低限的運行方式（運行中除氧器汽側壓力在0.38～0.4MPa之間），因壓力低而降低了除氧器水箱內給水的飽和溫度，由此造成高加入口水溫的降低，高加運行偏離設計工況，使給水溫度降低。
b.在高負荷時，為了彌補凝結水泵出力低的缺陷，在運行中經常采取開啟低加水側旁路門的措施來減少凝結水在低加U型管中的水阻，保證凝結水流量。這種運行方式，使低加出口水溫降低，端差增大，降低了機組回熱系統的經濟性。
c.因凝結水泵額定壓力偏低，造成該機組凝結水自調系統無法正常投運。在低負荷時，為了保證凝汽器水位，防止泵組汽蝕，必須開啟#4低加后的凝結水再循環門，造成已加熱的凝結水又回到凝汽器中，降低了加熱器的熱效率。
由于以上所述原因，并配合馬頭發電總廠#7機大修的通流改造（滿負荷由200MW變為220MW,凝汽器凝結水量由原來設計的457.21t/h增加為480.26t/h），進行了#7機凝結水泵的改型工作。
2新泵泵型
通過調研確認采用沈陽第一水泵廠生產的8LNP-4型筒裝式凝結水泵。該泵為立式雙層體結構，葉輪為封閉式同向排列（共4級）。泵體設有平衡機構及推力軸承。其主要參數如下：Q=620m3/h，H=160m，n=1.480r/min，效率78，電機功率368kW，汽蝕余量3.3m。
將新舊型泵參數進行對比，流量提高了近20，揚程也由140m變為160m，效率提高了8。
3凝結水泵改型前后的經濟性評價
在機組大修、泵組改型后，通過對改型前后機組運行日報表及相關數據的整理，對經濟性評價如下。
3.1給水溫度
該機組除氧器采取定壓運行方式，在凝結水泵改造前，為保證凝結水流量，除氧器運行壓力為0.38～0.4MPa；改造后，除氧器壓力為0.48～0.50MPa。此外對應給水的飽和溫度相應改變。改造前，200MW負荷時，除氧器水溫在146～148　℃；改造后，除氧器水溫在156～158　℃。由于除氧器對給水加熱不足，出水溫度降低，進一步造成高加無法在設計工況下運行，直接影響了給水溫度。據統計，當機組在滿負荷時，改造前給水溫度比改造后低10　℃左右。對于200MW機組，當給水溫度降低10℃，單位標準煤增量為0.581g/(kW·h)。根據機組調峰情況，全年按滿負荷利用7000h計算，標準煤價按市場價200元/t計算(以下計算同此)，1a可節約煤耗資金(7000×200×103×0.581）/106×200=162680元。
3.2回熱系統
當機組在滿負荷時，為保證凝結水流量，常開啟低加水側旁路門，造成一部分凝結水未經本級加熱就旁路到相鄰的高一級加熱器進口，使本級抽汽減少，高一級抽汽增加，當有主汽流量30的凝結水分別流經#1～#4低加旁路門時，對200MW機組產生的經濟損失體現在單位標準煤耗增量分別為

3.3再循環能耗
在凝結水泵改型前，因額定流量和壓力低，造成凝結水自調系統不能投運。在機組參與調峰負荷變化時，為保證凝汽器水位，常開啟凝結水再循環電動門（該門位于#4低加出口門后），造成主凝結水加熱后部分再循環回凝汽器。假設在低負荷（100MW）時，#4低加出口主凝結水有25通過再循環門返回凝汽器，能耗損失計算如下。
新蒸汽等效熱降減少ΔH：


低加焓升和抽汽效率值見表1。
將表1數據代入式(1),通過計算式(1)～式(3)，Δq=110.6kJ/(kW·h)，查表得，單位標準煤耗增量3.77g/(kW·h)。

根據機組調峰情況，全年低負荷按100MW、運行時間按1000h計算，標準煤耗價按市場價200元/t計算,1a可節約煤耗資金:1000×100×103×3.77/106×200=75400元。
3.4單泵電耗
凝結水泵改型前后配用電機功率由278kW變為368kW，考慮到機組運行時的工況不同，凝結水泵在轉速一定的情況下,軸功率隨流量變