汽动给水泵在煤化工动力站应用及经济性分析

魏宏博

( 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075)

0 引言

近几年，我国现代煤化工行业的发展势头迅猛，煤制油、煤制烯烃及其衍生物、煤制天然气、煤制甲醇、煤制乙二醇等一批煤基化学品和燃料的示范项目陆续建设和投产。2005 年至2019 年，上报国家环保部审查批准的大型煤化工项目达27 个，总投资约3 000 亿元，各地方政府审批的项目更多。目前，我国煤化工行业正由传统的煤化工向现代化转型过程中，以往传统的煤化工行业在生产的过程中，耗能巨大，关键是能源利用率不高，造成了大量的资源浪费。随着国家对节能减排要求的加强以及现代煤化工行业发展需要，煤化工企业越来越重视各环节的节能。

煤化工动力站是一般是“以汽定电”的原则配置，以保证化工装置的稳定运行，一般配套多台中小型锅炉及抽凝式或抽背式汽轮发电机组。汽水系统均采用母管制，这种配置方案灵活，系统可靠性高，但其热效率相对高参数、大机组热效率也较低，故研究煤化工动力站的辅助系统设备配置，提高动力站能源利用率，降低能耗，从而提高其经济性非常必要。

电动给水泵由于其系统简单，设备可靠性高，启停灵活，投资小等特点，大多数的煤化工项目动力站中采用电动给水泵[1-2]。随着各企业对节能减排的重视，各电站企业在研究如何降低厂用电，在一些高压供热机组中采用汽轮机的中压抽汽来驱动给水泵汽轮机，给水泵的汽轮机排汽再供除氧器用汽，这种由汽动给水泵替代电动给水泵的方案优化在最新版的GB50049—2011《小型火力发电厂设计规范》中就有体现[3]。

1 煤化工动力站采用汽动给水泵方案分析

1.1 某煤化工动力站工程简介

本文以某100 万t/a 焦炉煤气制甲醇项目动力站工程为例进行汽动给水泵替代电动给水泵方案的探讨和分析。该动力站规划4 台420 t/h 循环流化床锅炉，锅炉出口蒸汽参数为9.8 MPa/540℃；1 台20 MW 抽汽背压式汽轮机，其抽汽参数为4.2 MPa，排汽压力为1.27 MPa；2 台25 MW 的抽汽背压式汽轮发电机组，其抽汽参数为4.2 MPa，排汽压力为0.69 MPa；全厂设4 个压力等级的蒸汽母管，分别为9.8 MPa、4.2 MPa、1.27 MPa、0.69 MPa 等级。

1.2 锅炉给水泵汽轮机选型

根据该工程锅炉参数及汽轮机组的抽汽、排汽参数，给水泵汽轮机方案可选择背压式机也可选用凝汽式机，现对两种方案进行比较，如表1 所示。

表1 两种给水泵汽轮机方案比较表

通过以上两种方案对比，考虑到凝汽式汽轮机系统复杂，需要凝汽设备等，投资相应也大，本工程化工项目具有稳定的蒸汽负荷需求，给水泵汽轮机可以选用背压式，这种方案不仅系统简单，投资相对也较小，关键是其排汽可以用于全厂供热，无冷源损失，能源利用率高。

1.3 给水泵汽轮机汽源选择

关于给水泵汽轮机汽源的选择，选用汽轮机的抽汽无疑是最经济的方案，其关键是如何确定抽汽压力。对于本工程选择4.2 MPa 等级抽汽还是选择1.27 MPa 等级抽汽，从可行性分析，两种方案均是可行的，但选择4.2 MPa 等级蒸汽比选择1.27 MPa 等级小汽轮机需要的蒸汽流量就小一些，有利于管道选择及布置，也有利于给水泵汽轮机选型及布置。考虑以上因素后还需根据全厂用汽负荷进行全厂的蒸汽平衡计算，才能最终确定合理的锅炉给水泵汽轮机汽源。

本工程给水泵汽轮机的汽源采用汽轮机的中压抽汽即4.2 MPa 的参数，排汽采用0.69 MPa等级参数，动力站热平衡图，如图1 所示。

图1 某100万t/a焦炉煤气制甲醇项目动力站热平衡图

2 汽动给水泵方案技术经济性分析

2.1 投资比较

给水泵采用汽轮机驱动，相对电动给水泵方案，就是用汽轮机驱动给水泵替代电动机驱动，给水泵功率及造价基本相当，对两种方案的投资进行比较，如表2 所示。

表2 汽动给水泵与电动给水泵方案投资比较表 万元

由表2 可以看出汽动给水泵方案较电动给水泵方案投资增加约220 万元。

按平均年限法计算设备年折旧率，将增加的投资按设备年折旧率分摊到预计使用寿命期，以此计算采用汽动给水泵方案投资增加分摊到每年的费用。设备年折旧率按下式(1)计算。

式中：残值率取5%，预计使用寿命按15 a计算，则计算得设备年折旧率约为6.33%，按设备年折旧率将增加投资分摊到预计使用寿命期，则每年分摊费用约为14 万元。

2.2 厂用电计算

汽动给水泵替代电动给水泵方案，减少的厂用电是电动给水泵的耗电量，计算电动给水泵的耗电量就需先计算给水泵功率。

2.2.1 给水泵轴功率计算给水泵是将除氧器水箱的水输送至锅炉汽包，其中克服设备阻力、沿程管道管件阻力等，给水泵的扬程为以下各项之和：从除氧器水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力，另加20%裕量，汽包水位与除氧器水位间的水柱静压差，锅炉最大联系蒸发量时的省煤器入口给水压力，除氧器额定工作压力(取负值)[3]。给水泵轴功率可按式(2)进行计算。

式中：N为给水泵轴功率，kW；ρ为给水的密度，kg/m3；g为重力系数，取9.8 N/kg；H为给水泵的扬程，m；Q为给水的流量，m3/s；η为给水泵的效率，%。

根据本工程数据，按式(2)计算得额定工况下给水泵的轴功率为2 140 kW。

2.2.2 给水泵用电量计算

给水泵厂家提供的给水泵运行效率曲线，如图2 所示。

图2 给水泵运行效率曲线

由图2 可以看出，给水泵效率随负荷降低而减小，我们计算电动给水泵耗电量就需要按不同运行工况进行计算。煤化工行业热负荷常年相对稳定，本工程机组年运行小时按8 000 h，我们在此假定给水泵运行负荷及运行时间，假定在60%负荷工况运行500 h，在70%负荷工况运行1 000 h，在80%负荷工况运行1 500 h，在90%负荷工况运行3 000 h，在100%负荷工况运行2 000 h，给水泵全年耗电量计算数据如表3 所示。

表3 机组运行负荷率及耗电量计算数据表

由表3 可以看出，采用1 台汽动给水泵替代电动给水泵后每年可减少厂用电耗电量约1 621×104kWh ，动力站机组选型是“以汽定电”，动力站配置发电机组供全厂用电，不足电量需从电网购电，按当地工业电价0.53 元/kWh 计算，每年可为企业节约电费支出859 万元。

2.3 动力站锅炉煤耗量计算

采用汽动给水泵替代电动给水泵，节约了厂用电，但消耗了汽轮机抽汽，在汽轮机发电机组发电量不变的条件下，汽轮机主蒸汽需要增加，锅炉蒸发量就需要增加，其耗煤量也相应增加，在此进行锅炉耗煤量的计算。

2.3.1 采用汽动给水泵主蒸汽流量计算首先计算给水泵汽轮机的蒸汽流量，在此进行简化，按给水泵汽轮机的效率进行测算，可按下式(3)进行计算。

式中：PT为给水泵汽轮机的功率，kW；QT为给水泵汽轮机的蒸汽流量，kg/s；H0为给水泵汽轮机的有效焓降，kJ/kg；ηT为给水泵汽轮机效率，%。

给水泵汽轮机的进汽参数为大汽轮机的抽汽，蒸汽参数为4.2 MPa/440℃，排汽参数与0.69 MPa 排汽的汽轮机的排汽参数一致，即0.69 MPa/260℃，给水泵汽轮机效率按80%，从式(3)可以推算出给水泵汽轮机的蒸汽流量QT为27 t/h。

对于动力站汽轮机来说，在发电量不变情况下，增加抽汽量，其进汽量也需增加，以0.69 MPa背压机为例，根据汽轮机厂的热平衡，可知该汽轮机的效率为91.7%，我们按式(3)可以推算如维持汽轮发电机组的发电量不变，则需增加主蒸汽流量为18 t/h，其相应增加的排汽用于全厂供热。

2.3.2 采用汽动给水泵锅炉煤耗量计算

主蒸汽流量增加，则全厂的锅炉煤耗增加，锅炉标准煤耗增加量可按式(4)进行计算。

式中：δBi为锅炉标准煤耗增加量，t/h；Qi为锅炉增加的主蒸汽流量，t/h；Hb为增加主蒸汽的有效焓降，kJ/kg；29 307.6 为标煤的热值，kJ/kg；ηb为锅炉效率，本工程为循环流化床锅炉，效率按92%计算。

根据式(4)计算可得：采用汽动给水泵方案，锅炉标准煤耗增加量为0.36 t/h。

标煤价格按450 元/t，全年运行小时按8 000 h，则每年煤耗增加费用约为130 万元。

由于该工程给水泵汽轮机选用背压式方案，背压式汽轮机对负荷变化的适应性较差，当低负荷运行时，其效率下降，排汽温度也会升高，经济性变差，故本工程在给水泵配置选型时未推荐全部给水泵采用汽动方案，建议采用1 ～2 台给水泵选用汽动方案，其它给水泵选用电动调速给水泵方案。机组运行时，汽动给水泵带基础负荷，用带变频或液力耦合器调速给水泵来进行锅炉变负荷工况给水量调节。其次，本工程锅炉为定压运行，锅炉在60%～100%负荷之间锅炉的效率为91%～92%，变化不大，故锅炉煤耗量计算时未考虑机组各种运行负荷下的变工况。

3 节能减排测算

本工程采用1 台汽动给水泵替代电动给水泵方案后，机组年运行小时按8 000 h 计算，则每年可以节约厂用电消耗约1 621×104kWh，这样企业每年从电网少购电1 621×104kWh。以当地发电煤耗水平320 g/kWh 进行测算，采用电动给水泵方案少购电量消耗当地的标准煤耗量约为0.65 t/h，而采用汽动给水泵方案替代电动给水泵方案后动力站增加的煤耗约为0.36 t/h，则节约的煤耗约为0.29 t/h，全年运行小时按8 000 h，每年可节约煤炭消耗约0.232 万t，同时减少了煤燃烧后污染物的排放，具有明显的节能减排效果。

4 结论

1)本文以某100 万t/a 焦炉煤气制甲醇项目动力站为例，对其给水泵驱动方式进行了分析，分析表明在有稳定用汽负荷时，煤化工动力站宜采用背压式汽动给水泵。

2)采用背压式汽轮机驱动给水泵替代电动给水泵具有较好的经济性和显著的节能减排效果。对该工程而言，如采用1 台汽动给水泵替代电动给水泵方案，投资增加约220 万元，将增加费用按设备折旧率分摊到设备寿命周期，每年分摊费用约为14 万元；厂用电消耗降低约1 621×104kWh，每年可节约电费约859 万元；当发电机组出力不变时，则标准煤耗增加0.36 t/h，每年增加煤耗的费用约为130 万元；这样，每年可为企业带来约715 万元的收益。动力站为热电联产，发电煤耗远低于当地发电煤耗水平，按1 台电动给水泵的年耗电量折算后每年可减少标准煤消耗约0.232 万t 及其燃烧后污染物的排放。