0、引言
某厂600 MW超临界机组锅炉给水系统选用2台50% BMCR容量的汽动给水泵和l台30% BMCR容量的电动调速给水泵，每台泵均配有同容量的前置泵。机组启动阶段需要的辅助蒸汽（包括汽动给水泵启动汽源）来自电厂的启动锅炉或邻机，正常工作汽源来自四段抽汽或再热蒸汽冷段。
在600 MW超临界机组锅炉的启、停过程中，通常都是用电动给水泵向锅炉供水，一般待机组负荷达到180 MW后才启动汽动给水泵并入系统向锅炉供水。该厂2台600 MW机组汽动给水泵采用杭州汽轮机厂生产的NK63/71/0型，单轴单缸单流纯凝汽反动式汽轮机，工作汽源为四段抽汽、辅汽、冷再汽源，给水泵型号为14×14×16A - 5stgHDB5，汽动给水额定人口流量1092 t/h，出口流量l024 t/h，前置泵为QC400/300C型，水平单级轴向分开式离心泵，前置泵电动机功率560 kW。电动给水泵型号为8 x10 x14HDB -5．额定入口流量682.3 Uh，出口流量613.7t/h，电动给水泵电动机功率8200 kW。富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗粒机、木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
机组正常运行负荷大于330 MW以上时，A，B汽动给水泵各带50%负荷，A，B小汽轮机汽源均为四段抽汽汽源供，自辅助蒸汽联箱来汽并入系统热备用状态，辅助蒸汽联箱由冷段再热汽供汽。四段抽汽至小汽机汽源电动阀和辅汽至小汽机电动阀保持开启位，当机组负荷降低四抽汽源压力低于辅汽压力后，小汽轮机汽源将自动逐渐切至辅汽汽源带，四段抽汽至小汽机汽源逆止阀将自动关闭，冷段再热器汽源供汽高压调阀只有在小汽机低压调阀开度大于70%以上时才会逐渐自动开启供汽，均能实现汽源无扰动切换。
1、优化方案
机组在正常启、停过程中，原采用电动给水泵为锅炉上水，负荷到300 MW后才完全切换为汽动给水泵为锅炉上水，由于电动给水泵电动机功率容量很大（达8 200 kW），启动电动给水泵运行时消耗大量电能，使机组启、停过程成本较高。经过分析比较，在机组启、停全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水，电动给水泵处于紧急备用状态，可以大量节省厂用电，减少了机组启动、停运成本，特别在电动给水泵故障失去备用作用时，机组顺利启动能有可靠保证。由于汽动给水泵基本出力较大，汽动给水泵处于无汽压或较低汽压以及给水切为主路运行时，直流炉给水流量的控制难度很大，容易引起水量、汽温、汽压大幅的波动，给机组运行带来一定的影响，因此，在试验过程中，一定要注意在上述情况下的运行调整并做出相应的预案。
2、试验过程
(1)在机组停运全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水。该厂利用机组一次滑参数停运机会，在停机全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水试验并获得了成功。
具体操作过程：当时负荷为600 MW，A，B汽动给水泵各带50%负荷，A，B小汽轮机汽源均为四段抽汽汽源供汽，辅助蒸汽热备用状态，辅助蒸汽由冷段再热器汽源供汽。在负荷由600 MW滑至330 MW时，逐渐将B汽动给水泵所带负荷出力全部转移到A汽动给水泵并减负荷至300 MW。稳定运行10min左右，观察B汽动给水泵所带负荷出力确已全部转移到A汽动给水泵，A汽动给水泵运行无异常，给水流量稳定，B汽动给水泵最小流量再循环阀已全开，将B汽动给水泵转速降低，维持出口压力比A汽动给水泵出口压力低1.5~2.0 MPa作为A汽动给水泵故障跳闸后的紧急备用上水。逐渐降负荷，相应调整A，B汽动给水泵转速，当负荷降至200 MW后，将锅炉上水由主路切至旁路供水，通过上水旁路调节阀控制锅炉调整给水流量，保持锅炉最低启动流量直致锅炉磨煤机吹空后停运。
由于小汽机汽源在四抽汽源压力低于辅汽压力后自动切至辅汽汽源带，而在低负荷时由于辅汽汽源压力较高会导致2台小汽机转速偏低或调整转速时给水流量波动较大，因此，在满足辅汽其他用户汽压要求的基础上，尽量降低辅汽联箱蒸汽参数(约0.7 MPa、270℃)，特别在150 MW负荷以下时以防汽动给水泵转速过低不好控制。
(2)在机组启动全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水。在机组停运全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水运行成功后，在随后机组冷态启动过程中，进行启动全过程采用汽动给水泵向锅炉供水试验并获得成功。
具体操作过程：锅炉上水之前，利用邻机供辅汽汽源冲转A，B小机，利用A汽动给水泵和锅炉上水旁路调节阀控制上水流量给锅炉上水，B汽动给水泵上水结束后维持给水流量450 t/h进行冷态清洗，合格后进行锅炉点火、热态清洗、升温升压、汽机冲转、机组并网直至机组负荷达180 MW时将锅炉上水由旁路切至主路，开主路电动截阀时，根据给水流量的增大情况，提前将A汽动给水泵转速降低，可结合降低辅汽压力或切至MEH来适当降低汽动给水泵转速（大于2 600 r/min）来控制给水流量。在A汽动给水泵出力逐渐增大时，B汽动给水泵的转速也相应提升，但保持不上水状态，当机组负荷大于300 MW以上时，逐渐将B汽动给水泵并入系统接带负荷。在启动过程中，当四抽汽源压力较低时，要注意确认逆止阀严密可靠后才可以开启四抽汽源电动阀，以防小机进汽汽源压力突降引起转速和给水流量突降。
(3)随后在热态启动及停运过程中，全过程均采用汽动给水泵向锅炉上水，电动给水泵只作为紧急备用，其运行方式证明采用汽泵进行热态启停是完全可行的。
3、经济性分析
目前，600 MW超临界机组启动、停运过程一般使用电动给水泵向锅炉上水，在180 MW以上负荷才切换为汽动给水泵供水，甚至电动给水泵在300MW后才停运投备用。电动给水泵运行期间消耗电量很大，机组启、停过程的耗电量均为外购电量，电费较高。经过运行分析，在机组启、停过程中，采用邻机提供的辅助汽源冲转小机，使用汽动给水泵向锅炉供水，电动给水泵处于备用状态，从而达到节约厂用电，降低机组启、停成本的目的，多次操作实践证明，该厂2台机组采用了汽动给水泵运行方式有明显的节能效果。
3.1冷态启动
600 MW超临界机组从锅炉上水、冷态冲洗、冷态启动到机组带180 MW负荷，约需12 h。
(1)在机组冷态启动过程中，电动给水泵平均耗电量约12 x6000 =72000 (kW．h)，外购电电价按0. 60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约72 000×0.60= 43 200（元）。
(2)在机组启动过程中，汽动给水泵耗汽量12 x16—192 (t)蒸汽参数：0.7 MPa，270℃，焓值^为2 980 kj/kg，根据锅炉效率93. 46%、蒸汽管道损失1.5%、原煤低位发热量23 100 U/kg计算，每吨0.7 MPa、270℃的蒸汽所消耗的原煤约为2 980÷[23 100×93. 46%×(1-1.5%)]=0.1401(t)．启动过程耗汽所耗原煤量192×0.1401= 26.9(t)，按原煤到厂价600元／t计算，折合费用为16 140（元）。
(3)汽动给水泵前置泵耗电量约12×300=3600 (kW．h)，外购电电价按0.60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约3 600 x0.60 =2160(元)。
因此，机组一次冷态启动将节省费用43 200 -16140 -2 160= 24 900（元）。以装机容量为2台600 MW机组冷态启动次数各按3次计算，则该厂全年冷态启动采用汽动给水泵替代电动给水泵向锅炉上水，可节约24 900×3×2=149 400（元）。
3.2热态启动
600 MW超临界机组热态启动到机组带180 MW负荷，约需4h。
(l)在机组热态启动过程中，电动给水泵平均耗电量约4×6 000= 24 000( kW·h)，外购电电价按0. 60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约24 000×0.60 =14 400（元）。
(2)在机组热态启动过程中，汽动给水泵耗汽量4 x16 =64 (t)，蒸汽参数：0.7 MPa、270℃’、焓值h为2 980kj/kg，根据锅炉效率93.46%、蒸汽管道损失1.5%、原煤低位发热量23 100 kj/kg计算，每吨0.7 MPa、270℃的蒸汽所消耗的原煤约为2 980÷[23100×93.46%×(1-1. 5%)]=0.140 l(t)，启动过程耗汽所耗原煤量64×0.1401=8.97(t)，按每吨原煤到厂价600元计算，折合费用为5 382元。
(3)汽动给水泵前置泵耗电量约4×300 =1200(kW·h)，外购电电价按0. 60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约1200×0.60= 720（元）。
因此，机组一次冷态启动将节省费用14 400 -5 382 - 720=8 298（元）。以装机容量为2台600MW机组热态启动次数各按6次计算，则该厂全年冷态启动采用汽动给水泵替代电动给水泵向锅炉上水，可节约8298 x6 x2 =99567（元）。
3.3滑参数停机
600 MW超临界机组滑参数停机（180 MW负荷以下启电动给水泵）约需3h。
(1)在机组滑停过程中，电动给水泵平均耗电量约3×6 000 =18 000( kW．h)，外购电电价按0.60元／(kW“)计算，则电动给水泵耗费成本约18000 x0.60 =10800（元）。
(2)在机组滑停过程中，汽动给水泵耗汽量3×16 =48 t蒸汽参数：0.7 MPa、270℃、焓值h为2980kj/kg，根据锅炉效率93.46%、蒸汽管道损失1.5%、原煤低位发热量23 100 kj/kg计算，每吨0.7 MPa、270℃的蒸汽所消耗的原煤约为2 980÷[23 100×93,46%×（1-1. 5%）]=0, 140 l (t)，启动过程耗汽所耗原煤量48 x0.1401t =6.72 (t)，按原煤到厂价600元／t计算，折合费用为4032元。
(3)汽动给水泵前置泵耗电量约3×300= 900(kW·h)，外购电电价按0,60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约900×0.60= 540（元）。
因此，机组一次滑参数停机将节省费用10 800 -4 032 - 540=6228（元）。以装机容量为2台600 MW机组滑参数停机次数各按9次计算，则公司全年滑参数停机采用汽动给水泵替代电动给水泵向锅炉上水可节约6228 x9 x2=112104（元）。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
4、结论
综上所述，该厂2台机组在冷、热态启动及滑参数停机过程中，采用汽动给水泵向锅炉上水比用电动给水泵向锅炉上水每年（按单机3次冷态启、停和6次热态启、停计算）可以降低机组启、停成本约36.1万元，
通过不断摸索和调整总结，该厂已在2台机组启、停过程中全部采用汽动给水泵向锅炉供水，电动给水泵处于停运备用状态，达到了降低机组启、停成本的目的，有效地提高了机组经济运行水平。若该种运行方式能加以总结推广，各个电厂成本的累积效应是相当显著的，这也是在国家节能减排的大趋势下各个电厂应在生产管理环节上积极思考的问题，这种上水方式在取得较好的经济效益的同时，也有较好的社会效益。
某厂600 MW超临界机组锅炉给水系统选用2台50% BMCR容量的汽动给水泵和l台30% BMCR容量的电动调速给水泵，每台泵均配有同容量的前置泵。机组启动阶段需要的辅助蒸汽（包括汽动给水泵启动汽源）来自电厂的启动锅炉或邻机，正常工作汽源来自四段抽汽或再热蒸汽冷段。
在600 MW超临界机组锅炉的启、停过程中，通常都是用电动给水泵向锅炉供水，一般待机组负荷达到180 MW后才启动汽动给水泵并入系统向锅炉供水。该厂2台600 MW机组汽动给水泵采用杭州汽轮机厂生产的NK63/71/0型，单轴单缸单流纯凝汽反动式汽轮机，工作汽源为四段抽汽、辅汽、冷再汽源，给水泵型号为14×14×16A - 5stgHDB5，汽动给水额定人口流量1092 t/h，出口流量l024 t/h，前置泵为QC400/300C型，水平单级轴向分开式离心泵，前置泵电动机功率560 kW。电动给水泵型号为8 x10 x14HDB -5．额定入口流量682.3 Uh，出口流量613.7t/h，电动给水泵电动机功率8200 kW。富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧颗粒机、木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
机组正常运行负荷大于330 MW以上时，A，B汽动给水泵各带50%负荷，A，B小汽轮机汽源均为四段抽汽汽源供，自辅助蒸汽联箱来汽并入系统热备用状态，辅助蒸汽联箱由冷段再热汽供汽。四段抽汽至小汽机汽源电动阀和辅汽至小汽机电动阀保持开启位，当机组负荷降低四抽汽源压力低于辅汽压力后，小汽轮机汽源将自动逐渐切至辅汽汽源带，四段抽汽至小汽机汽源逆止阀将自动关闭，冷段再热器汽源供汽高压调阀只有在小汽机低压调阀开度大于70%以上时才会逐渐自动开启供汽，均能实现汽源无扰动切换。
1、优化方案
机组在正常启、停过程中，原采用电动给水泵为锅炉上水，负荷到300 MW后才完全切换为汽动给水泵为锅炉上水，由于电动给水泵电动机功率容量很大（达8 200 kW），启动电动给水泵运行时消耗大量电能，使机组启、停过程成本较高。经过分析比较，在机组启、停全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水，电动给水泵处于紧急备用状态，可以大量节省厂用电，减少了机组启动、停运成本，特别在电动给水泵故障失去备用作用时，机组顺利启动能有可靠保证。由于汽动给水泵基本出力较大，汽动给水泵处于无汽压或较低汽压以及给水切为主路运行时，直流炉给水流量的控制难度很大，容易引起水量、汽温、汽压大幅的波动，给机组运行带来一定的影响，因此，在试验过程中，一定要注意在上述情况下的运行调整并做出相应的预案。
2、试验过程
(1)在机组停运全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水。该厂利用机组一次滑参数停运机会，在停机全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水试验并获得了成功。
具体操作过程：当时负荷为600 MW，A，B汽动给水泵各带50%负荷，A，B小汽轮机汽源均为四段抽汽汽源供汽，辅助蒸汽热备用状态，辅助蒸汽由冷段再热器汽源供汽。在负荷由600 MW滑至330 MW时，逐渐将B汽动给水泵所带负荷出力全部转移到A汽动给水泵并减负荷至300 MW。稳定运行10min左右，观察B汽动给水泵所带负荷出力确已全部转移到A汽动给水泵，A汽动给水泵运行无异常，给水流量稳定，B汽动给水泵最小流量再循环阀已全开，将B汽动给水泵转速降低，维持出口压力比A汽动给水泵出口压力低1.5~2.0 MPa作为A汽动给水泵故障跳闸后的紧急备用上水。逐渐降负荷，相应调整A，B汽动给水泵转速，当负荷降至200 MW后，将锅炉上水由主路切至旁路供水，通过上水旁路调节阀控制锅炉调整给水流量，保持锅炉最低启动流量直致锅炉磨煤机吹空后停运。
由于小汽机汽源在四抽汽源压力低于辅汽压力后自动切至辅汽汽源带，而在低负荷时由于辅汽汽源压力较高会导致2台小汽机转速偏低或调整转速时给水流量波动较大，因此，在满足辅汽其他用户汽压要求的基础上，尽量降低辅汽联箱蒸汽参数(约0.7 MPa、270℃)，特别在150 MW负荷以下时以防汽动给水泵转速过低不好控制。
(2)在机组启动全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水。在机组停运全过程中，采用汽动给水泵向锅炉供水运行成功后，在随后机组冷态启动过程中，进行启动全过程采用汽动给水泵向锅炉供水试验并获得成功。
具体操作过程：锅炉上水之前，利用邻机供辅汽汽源冲转A，B小机，利用A汽动给水泵和锅炉上水旁路调节阀控制上水流量给锅炉上水，B汽动给水泵上水结束后维持给水流量450 t/h进行冷态清洗，合格后进行锅炉点火、热态清洗、升温升压、汽机冲转、机组并网直至机组负荷达180 MW时将锅炉上水由旁路切至主路，开主路电动截阀时，根据给水流量的增大情况，提前将A汽动给水泵转速降低，可结合降低辅汽压力或切至MEH来适当降低汽动给水泵转速（大于2 600 r/min）来控制给水流量。在A汽动给水泵出力逐渐增大时，B汽动给水泵的转速也相应提升，但保持不上水状态，当机组负荷大于300 MW以上时，逐渐将B汽动给水泵并入系统接带负荷。在启动过程中，当四抽汽源压力较低时，要注意确认逆止阀严密可靠后才可以开启四抽汽源电动阀，以防小机进汽汽源压力突降引起转速和给水流量突降。
(3)随后在热态启动及停运过程中，全过程均采用汽动给水泵向锅炉上水，电动给水泵只作为紧急备用，其运行方式证明采用汽泵进行热态启停是完全可行的。
3、经济性分析
目前，600 MW超临界机组启动、停运过程一般使用电动给水泵向锅炉上水，在180 MW以上负荷才切换为汽动给水泵供水，甚至电动给水泵在300MW后才停运投备用。电动给水泵运行期间消耗电量很大，机组启、停过程的耗电量均为外购电量，电费较高。经过运行分析，在机组启、停过程中，采用邻机提供的辅助汽源冲转小机，使用汽动给水泵向锅炉供水，电动给水泵处于备用状态，从而达到节约厂用电，降低机组启、停成本的目的，多次操作实践证明，该厂2台机组采用了汽动给水泵运行方式有明显的节能效果。
3.1冷态启动
600 MW超临界机组从锅炉上水、冷态冲洗、冷态启动到机组带180 MW负荷，约需12 h。
(1)在机组冷态启动过程中，电动给水泵平均耗电量约12 x6000 =72000 (kW．h)，外购电电价按0. 60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约72 000×0.60= 43 200（元）。
(2)在机组启动过程中，汽动给水泵耗汽量12 x16—192 (t)蒸汽参数：0.7 MPa，270℃，焓值^为2 980 kj/kg，根据锅炉效率93. 46%、蒸汽管道损失1.5%、原煤低位发热量23 100 U/kg计算，每吨0.7 MPa、270℃的蒸汽所消耗的原煤约为2 980÷[23 100×93. 46%×(1-1.5%)]=0.1401(t)．启动过程耗汽所耗原煤量192×0.1401= 26.9(t)，按原煤到厂价600元／t计算，折合费用为16 140（元）。
(3)汽动给水泵前置泵耗电量约12×300=3600 (kW．h)，外购电电价按0.60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约3 600 x0.60 =2160(元)。
因此，机组一次冷态启动将节省费用43 200 -16140 -2 160= 24 900（元）。以装机容量为2台600 MW机组冷态启动次数各按3次计算，则该厂全年冷态启动采用汽动给水泵替代电动给水泵向锅炉上水，可节约24 900×3×2=149 400（元）。
3.2热态启动
600 MW超临界机组热态启动到机组带180 MW负荷，约需4h。
(l)在机组热态启动过程中，电动给水泵平均耗电量约4×6 000= 24 000( kW·h)，外购电电价按0. 60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约24 000×0.60 =14 400（元）。
(2)在机组热态启动过程中，汽动给水泵耗汽量4 x16 =64 (t)，蒸汽参数：0.7 MPa、270℃’、焓值h为2 980kj/kg，根据锅炉效率93.46%、蒸汽管道损失1.5%、原煤低位发热量23 100 kj/kg计算，每吨0.7 MPa、270℃的蒸汽所消耗的原煤约为2 980÷[23100×93.46%×(1-1. 5%)]=0.140 l(t)，启动过程耗汽所耗原煤量64×0.1401=8.97(t)，按每吨原煤到厂价600元计算，折合费用为5 382元。
(3)汽动给水泵前置泵耗电量约4×300 =1200(kW·h)，外购电电价按0. 60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约1200×0.60= 720（元）。
因此，机组一次冷态启动将节省费用14 400 -5 382 - 720=8 298（元）。以装机容量为2台600MW机组热态启动次数各按6次计算，则该厂全年冷态启动采用汽动给水泵替代电动给水泵向锅炉上水，可节约8298 x6 x2 =99567（元）。
3.3滑参数停机
600 MW超临界机组滑参数停机（180 MW负荷以下启电动给水泵）约需3h。
(1)在机组滑停过程中，电动给水泵平均耗电量约3×6 000 =18 000( kW．h)，外购电电价按0.60元／(kW“)计算，则电动给水泵耗费成本约18000 x0.60 =10800（元）。
(2)在机组滑停过程中，汽动给水泵耗汽量3×16 =48 t蒸汽参数：0.7 MPa、270℃、焓值h为2980kj/kg，根据锅炉效率93.46%、蒸汽管道损失1.5%、原煤低位发热量23 100 kj/kg计算，每吨0.7 MPa、270℃的蒸汽所消耗的原煤约为2 980÷[23 100×93,46%×（1-1. 5%）]=0, 140 l (t)，启动过程耗汽所耗原煤量48 x0.1401t =6.72 (t)，按原煤到厂价600元／t计算，折合费用为4032元。
(3)汽动给水泵前置泵耗电量约3×300= 900(kW·h)，外购电电价按0,60元／(kW．h)计算，则电动给水泵耗费成本约900×0.60= 540（元）。
因此，机组一次滑参数停机将节省费用10 800 -4 032 - 540=6228（元）。以装机容量为2台600 MW机组滑参数停机次数各按9次计算，则公司全年滑参数停机采用汽动给水泵替代电动给水泵向锅炉上水可节约6228 x9 x2=112104（元）。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
4、结论
综上所述，该厂2台机组在冷、热态启动及滑参数停机过程中，采用汽动给水泵向锅炉上水比用电动给水泵向锅炉上水每年（按单机3次冷态启、停和6次热态启、停计算）可以降低机组启、停成本约36.1万元，
通过不断摸索和调整总结，该厂已在2台机组启、停过程中全部采用汽动给水泵向锅炉供水，电动给水泵处于停运备用状态，达到了降低机组启、停成本的目的，有效地提高了机组经济运行水平。若该种运行方式能加以总结推广，各个电厂成本的累积效应是相当显著的，这也是在国家节能减排的大趋势下各个电厂应在生产管理环节上积极思考的问题，这种上水方式在取得较好的经济效益的同时，也有较好的社会效益。
