大型油页岩循环流化床锅炉排渣冷却水系统配置的优化

摘要：随着油页岩循环流化床锅炉的蒸发量越来越大，锅炉底渣的排放量也越来越多，锅炉燃烧后的底渣热量回收的问题开始引起设计单位的高度重视，目前１００ＭＷ以上ＣＦＢ锅炉机组冷渣机冷却水，几乎全部采用汽轮机凝结水作为冷渣机的冷却水，锅炉底渣的热量被凝结水吸收后，进入到电厂的热力循环系统之中提高了电厂的热力循环效率，锅炉底渣热量得到充分回收，然而油页岩锅炉因燃料的发热量低、灰分变化大的特性，导致锅炉排渣量要远远大于相同容量的机组，所以大型化的油页岩ＣＦＢ机组只采用目前常用的汽机冷凝水作为排渣冷却用水已经不能同时适用于设计和校核两种不同煤种。本文主要介绍两种不同的锅炉排渣冷却方法和热量回收方式。一种是从凝汽器引出部分凝结水到冷渣器，吸收高温排渣余热后再引入回热系统中进行热量回收。另外一种是锅炉在燃用校核煤种时，排渣量较大，冷凝水已无法满足排渣温度２００℃要求的情况下，需增加一套闭式空冷循环水冷却系统，并结合锅炉暖风器进行排渣冷却和热量回收。并以某电厂３００ＭＷ机组的油页岩ＣＦＢ锅炉排渣冷却系统为例，阐述说明了两套冷却系统在不同工况下互相切换的方式和方法，为以后设计同类型电站的人员提供相关参考。

关键词: 油页岩；CFB 锅炉;冷渣器;热量回收;排渣冷却

中图分类号： TK223 文献标识码： A

绪论

油页岩CFB锅炉的排渣量很大且具有很高的温度，如不进行有效地废渣热量回收将导致极大的浪费，而且锅炉在不同的工况下排渣量也各不相同，相应所需要的冷却水量也不同，导致热量回收的方法也同样有很大差别，因此本文针对废渣的热量回收方法进行了详细的描述。另外，如何在满足200℃的最大排渣温度下，不同的热能回收系统既能持续稳定的安全运行，又能及时根据锅炉排渣负荷的不同，进行快速的切换则是阐述的重点。

一、问题引出

1、产生背景

从1838年法国页岩油工业开始至今，油页岩的开发和应用有近200年历史,全球油页岩资源十分丰富，据不完全统计其蕴藏资源量约有10万亿吨，比煤炭资源量多40%。2000年初统计，世界页岩油储量超过10亿吨的国家有美国、俄罗斯、扎伊尔、巴西、摩洛哥、约旦、澳大利亚、爱沙尼亚和中国等，页岩油总量为3741亿吨，预计全世界页岩油资源总量约为4750亿吨，比传统石油资源量（2710亿吨）多50%以上。油页岩资源量十分丰富且储量分布集中，具有作为接替能源的巨大潜力和有利条件。在美国，大约75%的油页岩集中在科罗拉多州、犹他州和怀俄明州。按探明资源量排位，中国继美国、巴西、前苏联之后位居世界第四。油页岩作为燃料用于发电经历了漫长的研究开发过程，从油页岩悬浮燃烧与气化到油页岩流化床燃烧再到油页岩循环流化床燃烧，技术不断进步，效益不断提高，污染不断减少。循环流化床燃烧技术的发明(CFBC)有效地提高了油页岩的利用率和锅炉的热效率,减少了污染气体的排放。它是油页岩发电最有利的燃烧方式，具有良好的煤种适应性、低温燃烧、燃用宽筛分颗粒，SO2、NO及NO2的排放量非常低，锅炉的效率在80%以上，这些突出的优点给油页岩能源利用和油页岩燃烧发电技术注入了新的活力，带来了新的机遇。随着锅炉容量的不断增加，目前300MW等级的大型油页岩循环流化床锅炉已经问世，但随之带来的锅炉排渣冷却问题，也同时对锅炉辅机制造单位和各大电力设计院提出了更高的挑战。

在众多的锅炉辅机中，冷渣器是循环流化床锅炉的关键辅机之一。冷渣器的冷却介质一般为凝结水。凝结水在冷却灰渣的同时自身的温度也不断升高，在流出冷渣器之后再将其引入热力系统回收其热量，如此可以大幅提高电站的热能利用率，提高全厂的经济效益。目前大多数循环流化床锅炉的冷渣器用水在运行中采取切除6#或7#低压加热器的方式，此举可利用冷渣器内的排渣热量来代替一级低压抽汽，从而提高汽机的实际运行效率。但对于300MW等级的油页岩循环流化床锅炉来讲，过大的排渣量所带来的灰渣余热，仅仅依靠切除一级低加远远不能满足如此大量灰渣余热回收的要求，下面我们将以约旦某新建油页岩机组为例来详细讲解两种新的方法，供大家参考。

2、工程实例

约旦某2X300MW油页岩循环流化床锅炉机组发电厂，配置美国福斯特惠勒最新生产的超临界635MW锅炉，采用单元制运行，主蒸汽压力为17.2MPa，温度560℃，中间一次再热，单汽包自然循环，π型布置，采用内置式换热器，锅炉底部排渣口共计20个，配置20台滚筒冷渣器。汽轮机配备西门子生产的双缸、双压、双排气空冷式汽轮发电机组与锅炉房除氧煤仓间采用三列式布置形式。汽轮机配置3台高压加热器和4台低压加热器，2台100%容量凝结水泵，根据汽轮机厂家热平衡图显示，最大冷凝水量为750T/H.电站设计工况(大气温度36℃、相对湿度18%、大气压力93.2kPa)条件下出力为300MW，两台机组总出力为2X300MW。其主要燃料分析及燃烧计算如下表1-1、1-2及1-3所示：

（1）燃料分析

表1-1 油页岩热值分析

表1-2 油页岩元素分析

（2）燃料消耗量及排渣量计算

表1-3为燃烧计算

二、排渣冷却水量的分析计算

1、排渣冷却所需的冷却水量

从表2.2的计算中我们不难看出因油页岩的发热量较低，致使设计燃料和校核燃料的消耗量要远远大于同类300MW CFB机组，排渣量甚至超过1000MW等级的燃煤机组。根据该项目技术协议要求最终排渣温度不大于100℃的原则，则冷渣器所需的冷却水量计算如下:

（1）锅炉在设计燃料工况下的冷渣水量计算（工况一）

渣的放热量QPZ=锅炉排渣量GPZX （冷渣器进口渣温tpz1-冷渣器进口渣温tpz2）X排渣比热CPZ=350000*（850-100）*1.059=277987.5MJ

根据汽轮机厂家提供数据显示轴封加热器出口温度为65℃，除氧器进口温度154℃，由此可计算冷渣所需水量如下：

冷渣所需水量GLQ=渣的放热量QPZ / ( 除氧器进口温度t1-轴封加热器出口温度t2)/水的比热C =277987500/（154-65）/4.2=743 t/h

（2）锅炉在校核燃料工况下的冷渣水量计算（工况二）

渣的放热量QPZ=锅炉排渣量GPZX （冷渣器进口渣温tpz1-冷渣器进口渣温tpz2）X排渣比热CPZ=427000*（850-100）*1.059=339144.75MJ

根据汽轮机厂家提供数据显示轴封加热器出口温度为65℃，除氧器进口温度154℃，由此可计算冷渣所需水量如下：

冷渣所需水量GLQ=渣的放热量QPZ / ( 除氧器进口温度t1-轴封加热器出口温度t2)/水的比热C =277987500/（154-65）/4.2=907.3 t/h

2. 两种工况所需冷却水量对比与分析

由以上计算得出，冷渣器所需冷却水量在锅炉燃用设计煤种时，可以利用汽轮机的凝结水作为冷却介质，凝结水的流量刚好能够匹配冷渣负荷要求，只是在运行中需要将所有的低压加热器全部采用切除运行的方式，由此所带来的优势在于汽轮机可以减少抽汽，减小热耗以提高机组运行效率。但在锅炉燃用校核煤种的工况下，冷渣所需的水量远远大于汽轮机所能提供凝结水量，因此，针对工程实际情况，优化系统设计，并在提高系统稳定运行的同时尽可能多的回收灰渣余热已成为一种必然。

三、系统配置的设计优化

1、根据工况二的计算可知冷渣水量在大于汽轮机凝结水量的工况下，已无法按照工况一的配置运行，经项目组多次讨论之后，提出采用一套独立闭式循环冷却水的方案与工况一的配置形成互为备用的运行方式，该闭式循环冷却水系统由冷渣器、空冷器和锅炉一二次暖风器共同组成，冷却介质采用除盐水。即当锅炉燃用校核燃料时，整个冷渣水系统将根据冷渣器出口渣温的反馈信号，自动由原凝结水冷却切换至闭式水冷系统，该系统在冷却排渣的同时，将利用锅炉的一二次暖风器将回收的热量再用于加热锅炉送风，以增加锅炉进风温度，提高燃烧效率。具体系统详见下图3-1所示：

图3－1排渣冷却水系统图

虽然燃用校核煤种不属于额定工况。然而作为设计者，我们不仅要考虑正常工况，而且要考虑出现较差工况时，所采取的措施，才能满足电站 “安全第一，预防为主”的运行方针，所以冷却水管的管径选择是根据最大流量选择的，但是实际运行时，可使用调节阀来控制冷却水的流量。

四、结论

根据上面的对锅炉不同工况下排渣冷却水量的分析和对冷却水系统的设计优化，以满足不同工况冷却水的要求，同时也能有效地回收排渣余热，既能满足业主要求，又能提高电厂热效率。以上是我在工作中的经验总结，希望对从事电站设计和运行人员有所帮助。

参考文献

[1] 郑体宽． 热力发电厂[M]．北京: 电力出版社，1995．

[2] 林万超． 火电厂热系统节能理论[M]．西安：西安交通大学出版社科技咨询导报，1994.

[3] 大中型火力发电厂设计规范(GB 50660-2011)