浅析冷渣器冷却水系统的优化

姬锋军 等

摘要： 火力发电厂是不可再生能源煤炭的消耗大户，做好火力发电厂的节约能源意义深远，本文以冷渣器冷却水系统的优化过程为例，体现如何设计冷渣器冷却水系统才能达到提高机组经济性，节约能源的目的。

Abstract： Thermal power plant is a big consumption consumer of coal， so the economy is very important. This paper is based on the optimization of cooling water system for spent-bed cooler， proving how to increase the economy of unit in design point.

关键词： 直接空冷；流化床；节能；冷渣器；计算

Key words： direct air cooling；circulation fluidized boiler；economy；spent-bed cooler；calculation

中图分类号：TM611 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）03-0289-02

1 工程简介

神华神东电力郭家湾发电机厂工程为火力发电厂、直接空冷凝汽式汽轮发电机组，配有上海汽轮机有限公司的NZK300-16.67/538/538型两缸两排汽、亚临界一次中间再热、直接空冷凝汽式汽轮机，哈尔滨锅炉厂有限责任公司的HG-1065/17.5型循环流化床、亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉。

2 方案选择及比较

在本工程冷渣器冷水系统的设计过程中共发现以下几种方案，现分别做一介绍并分析：

第一种：冷渣器冷却水采用循环水，冷却水来水接自机组循环水供水母管，冷却水回水接至机组循环水回水母管。此方案直接将炉渣热量利用循环水换热带走，通过机组的水工冷却塔散去热量至大气，冷却水系统简单可靠，但由于没有利用炉渣的热能而是直接散热至大气中，所以机组的整个热经济性没有提高，而且增加了循环水的用水量，增加了循环水泵的出力，增加了厂用电，间接的降低了电厂的效率。

第二种：冷渣器冷却水采用凝结水，冷却水来水接自轴封加热器出口凝结水管道，冷却水回水接至除氧器。此方案利用了炉渣的热量来加热凝结水，理论上减少了汽轮机抽汽量，应该是提高了机组的热经济性，但实际经过冷渣器加热之后的冷却水温度一般都在100℃左右，距离正常的5＃低压加热器出口的凝结水水温154.8℃还比较大，也即需要增加除氧器加热蒸汽的抽汽量来加热低温的冷渣器冷却水，使之达到除氧器设计压力下的饱和水。与没有利用炉渣热能的方案比较，反而热经济性降低了，因为正常的凝结水需经过7、6、5＃低压加热器，利用较低品位的抽汽加热，此方案反而增加了高品位的蒸汽，阻止了低品位的蒸汽的消耗，得不偿失。

第三种：冷渣器冷却水采用凝结水，冷却水来水接自轴封加热器出口闸阀后、除氧器水位调节阀组前的凝结水管道，冷却水回水接至7＃低压加热器出口电动闸阀后、6＃低压加热器入口电动闸阀前的凝结水管道。此方案为本工程采用方案，其优点如下：利用了炉渣的热量加热了凝结水，经过冷渣器加热后的冷却水温度与另一路经过7＃低压加热器加热之后的凝结水温度接近，汇流到一起很合适，且与没有利用炉渣热量加热而仅用7＃低压加热器加热凝结水的普通低压加热器回热系统相比，对6、5＃低压加热器回热系统基本没有影响，而且真正减少了正常凝结水经过7＃低压加热器所需的加热蒸汽流量，提高了机组热经济性，值得提倡。

3 本工程方案的具体设置

本工程冷渣器采用青岛松灵电力环保设备有限公司的LGT-25型冷渣器，出力25t/h，进出渣温950/150℃，电机功率30kW，电压380V AC，冷却风量3600m3/h，每台锅炉共设置6台冷渣器。

冷渣器入口冷却水母管采用？准273×7，从汽机房A列侧穿过汽机房、BC除氧煤仓间至锅炉房，在炉前分为两个？准194×5的管道分别引至炉左和炉右，然后再各自分为三个？准133×4的支管通过金属软管与冷渣器冷却水入口相接，在各支管上设有闸阀，起隔离作用。

冷渣器出口冷却水管道采用与其入口相同的管道管径和布置走向。各出口冷却水支管阀门设置如下：在各支管上设有一个流量测量装置，可根据炉渣进出冷渣器的温度相应调节各支管的冷却水流量，设有一个闸阀，起隔离作用，设有一个止回阀，防止系统运行中某一支路冷渣器需要检修或根据锅炉负荷变化需停运某一支管时高压水倒流，造成危险。在出口冷却水总管上设有一组调节阀组和一路放水管道。调节阀组用来调节阀冷渣器冷却水管系的阻力，使之与并联运行的经过除氧器调节阀组和7＃低压加热器的凝结水管系阻力互相匹配，具体论证见下面的计算及说明。放水管道是在启动或由于冷渣器泄露造成水质不合格时候及时排掉，不影响凝结水水质。（图1）

4 计算过程

4.1 已知条件 本工程汽轮机VWO工况下：凝结水流量为830t/h，凝结水泵的出口压力为2.93MPa，除氧器工作压力为0.8823MPa，夏季工况下轴封加热器出口的凝结水温度为71.6℃。锅炉在TMCR工况下：根据设计煤种及粒度计算的渣量为67.3t/h，冷渣器所需总冷却水量为336t/h，在夏季工况时冷渣器冷却水回水温度为107.2℃。

除氧器入口凝结水管道标高为21.2m，冷渣器中心标高为3.1m。

4.2 阻力计算 以下管道阻力计算根据本工程凝结水管道和冷渣器冷却水管道的实际布置，热力参数选取依据汽轮机VWO工况热平衡图，冷渣器冷却水管段阻力计算选取夏季工况，阀门设置依据凝结水系统流程图。

4.2.1 凝结水泵出口至轴加出口闸阀出口管段阻力计算：

此段布置为：此段管道采用？准377×10，凝结水泵出口侧设有一个止回阀和一个电动闸阀，两路凝结水泵出口凝结水管道汇合后经过化学凝结水精处理装置，再经过轴封加热器进出口闸阀。

此段阻力为：1个止回阀和3个闸阀+管道阻力合计0.0270MPa，凝结水精处理装置阻力取0.35MPa，轴封加热器阻力取0.03MPa。小计0.4070MPa。

4.2.2 6＃低压加热器进口闸阀进口至除氧器管段阻力计算：

此段布置为：管道采用？准325×8，先经过6＃低压加热器进出口两个电动闸阀，再经过5＃低压加热器进出口两个电动闸阀，然后经过一个流量测量装置，最后经过一个止回阀进入除氧器。

此段阻力为：1个止回阀和4个闸阀+管道阻力合计0.080MPa，6＃、5＃低压加热器阻力各取0.1MPa，除氧器喷嘴阻力取0.058MPa，1个流量测量装置阻力取0.05MPa。小计0.3880MPa。

4.2.3 冷渣器冷却水管段阻力计算：

此段布置详见前面的方案介绍。

此段阻力为：1个止回阀、4个闸阀和1个调节阀+管道阻力合计0.0809MPa，1个流量测量装置阻力取0.05MPa，冷渣器阻力（厂家提供）0.05MPa。小计0.1809MPa。

4.2.4 除氧器水位调节阀组至7＃低压加热器出口电动闸阀出口管段阻力计算：

此段布置为：管道由？准377×10变为？准273×7，因水量仅有494t/h，经过两个闸阀和一个调节阀组，最后经过7＃低压加热器进出口电动闸阀。

此段阻力为：4个闸阀和1个调节阀+管道阻力合计0.1838MPa，7＃低压加热器阻力取0.1MPa。小计0.2838MPa。

4.2.5 7＃低压加热器出口电动闸阀出至6＃低压加热器进口闸阀进口管段阻力计算：

此段布置为：管道采用？准325×8。

此段阻力为：管道阻力合计0.0284MPa。

5 分析过程

轴封加热器出口闸阀后凝结水压力为2.93－1.15×0.4070＝2.46MPa，其中2.93为泵的工作扬程。

6＃低压加热器进口电动闸阀前至除氧器所需计算压力为1.15×0.3880＋1.15×0.8823＋1×10-6×9.81×（21.2－3.1）/0.001013=1.64MPa，其中0.8823为除氧器的工作压力，21.2m为除氧器凝结水入口管道标高，3.1m为假定排汽装置的最高热井高度。

则轴封加热器出口闸阀后至6＃低压加热器入口闸阀前段管系的允许压降为2.46－1.64－0.0284＝0.79MPa。

实际冷渣器冷却水管系压降为：

1.15×0.1809＝0.208MPa

实际除氧器水位调节阀组至7＃低压加热器出口电动闸阀出口管段压力降为：

1.15×0.2838＝0.326MPa

从以上计算结果表明，无论是冷渣器冷却水管系还是与之并联运行的凝结水经过7＃低压加热器管系的压力降均在系统允许压力降的范围内，也即不需要设置冷渣器冷却水泵来克服冷渣器冷却水管系阻力，凝结水泵自身的正常压力已经满足要求。

同时，由于冷渣器冷却水管系的压力降小于与之并联运行的凝结水经过7＃低压加热器管系的压力降，所以在冷渣器冷却水回水母管上设有一调节阀组，其作用有两个，一是根据并联运行的两个管系的压力不同调节，使之相互匹配；二是由于除氧器水位调节设置在？准273×7的管道上，比常规的？准325×8管道小，在调节上可能有不足，可以两个一起调节来维持除氧器的正常水位。

6 结论

总之，冷渣器冷却水采用凝结水，来水接自轴封加热器出口，回水接至7＃低压加热器闸阀出口与6＃低压加热器进口闸阀之间的方案，不仅对炉渣起到了降温作用，而且减少了供7＃低压加热器的汽轮机抽汽量，提高了机组的热经济性，且计算和运行调节均满足要求，值得提倡。

参考文献：

[1]中华人民共和国电力工业部.火力发电厂汽水管道设计技术规定，1996.

[2]李润泉.管道阻力计算.化工设计通讯，1981，（4）.

[3]董哲生.流体在工业管道中流动沿程阻力计算的研究.江西能源，2006，（3）.