山西平遥耀光煤电有限责任公司2台200MW汽轮发电机组配2台上海锅炉厂有限责任公司生产的SG-705/13.7-M453型CFB锅炉。该锅炉采用岛式布置、单锅筒自然循环、平衡通风、绝热式旋风气固分离器。

2、改造方案介绍

耀光煤电有限公司锅炉在投产前加装了主动式多阶防磨梁。防磨梁部分直接减少的受热面面积约110m2，约占炉膛总受热面积5.4%，造成锅炉运行床温偏高(炉膛密相区床温最高可达940～950℃)，影响到锅炉满负荷运行的安全性，并且对锅炉环保排放造成不利影响，为机组后续超低排放改造带来一定困难。为此经过多方分析、讨论、考察，决定在锅炉炉膛内增加挂屏(水冷屏)，以达到降低锅炉运行床温的目的。具体方案为在炉内靠近后墙处增加两片水冷屏，管子材料与锅炉原设计水冷屏一致，水冷屏面积约为180m2。

3、改造后的效果分析

2017年8月2日至9月24日，耀光煤电有限公司对#1锅炉进行了降低床温挂屏改造，改造后的效果分如下几方面进行分析。

3.1锅炉侧参数变化

我们对改造前、后的相同锅炉负荷下进行了参数对比得出如下结论:

1)主蒸温度:200MW工况下锅炉主蒸汽温度达在满负荷时均达设计值;150MW工况下锅炉主蒸汽温度偏离设计温度1℃。

2)再热蒸汽温度:200MW工况下锅炉再热蒸汽温度相比改造前提高4.5℃，且距设计值仅差1℃;150MW工况下再热蒸汽温度相比改造前提高2.2℃;再热汽温原先严重偏离设计值的情况得到极大改善。

3)减温水:锅炉200MW工况下主蒸汽减温水量改造后比改造前降低5.97t/h;150MW工况下主蒸汽减温水量改造后比改造前降低13.07t/h;改造前200MW、150MW工况下再热器喷水量达10吨和3.7吨，改造后再热器上述负荷情况下不再喷水。

4)综合考虑不同煤种，不同热值，灰分变化进而引起返料量变化等的情况下，200MW情况下锅炉床温降低3-7℃;150MW时情况下锅炉床温降低11-20℃。锅炉完成改造后，三个返料器返料量均匀性有所提高，原有屏过超温频繁问题得到极大改善与缓解。

3.2锅炉SO2、NOX变化情况

3.2.1锅炉SO2变化情况分析

由于生产过程中不具备原始排放数据检测条件，所以我们通过改造前后两年中运行条件相似、接近的情况进行脱硫对比，间接求证改造前、后锅炉SO2产生量的变化。表1为改造前、后单位万千瓦发电量脱硫成本对比表。从表1中可看出，挂屏改造完成后，单位万发电量脱硫成本降低8.94元/万KW.H，证明挂屏改造完成后，锅炉炉内脱硫效率得到了一个较大的提高。

3.2.2锅炉NOX

变化情况分析由于生产过程中不具备原始排放数据检测条件，所以我们通过改造前后两年中运行条件相似、接近的情况进行脱硝对比，间接求证改造前、后锅炉NOX产生量的变化。表2为改造前、后尿素用量对比表。

由表2可看出，在氮氧化物排放均值基本相同的情况下，尿素用量改造后比改造前急剧减少，用量减少62.5%，证明挂屏改造后，锅炉NOx的原始产生量有了明显降低。

3.3 3500大卡高热值煤燃烧试验

本次挂屏改造的目的还想进一步扩大锅炉适应煤种的热值，以适应当前日益严峻的煤炭市场。为此，我们进行了3500大卡高热值煤种燃烧试验，挂屏改造前后高、低热值煤种试验结果显示:

1)二者燃烧煤种存在500大卡差值，在电负荷、给煤量、汽压均相当的情况下，二者蒸汽流量相差56.3t/h，原因为供热量存在差值;

2)在两种燃烧过程中，锅炉分离器阻力及中部差压相当，说明二者煤种成灰特性基本一致，煤的性质未发生较大变化;

3)燃烧3500大卡高热值煤种时，主蒸汽减温水量降低18.28t/h，再热器减温水为0吨;

4)存在问题:在燃烧高热值煤时，主、再热蒸汽温度均要小于燃烧低热值煤，差值在5-10℃，这种情况应为煤中灰分降低，炉内灰密度降低，尾部烟井传热相应减弱造成，为燃烧高热值煤种的不利因素;

5)改造后的数据中锅炉脱硫排放按50mg/m3进行控制，而改造前按200mg/m3进行控制，炉内石灰石同比进行了大量的投加(Ca/s比增加0.5)，此项有降低床温的影响;而燃烧高热值煤种则有提升床温的影响;二者协同作用下，燃烧高热值煤种时锅炉床温控制在921.25℃，床温可控。

4、改造结论

1)降低锅炉床温，机组200MW时，床温可运行在890-920℃;150MW时，床温可运行在860-880℃;100MW时，床温可运行在810-830℃。

2)挂屏改造完成后，锅炉炉内脱硫效率得到了一个较大的提高。

3)挂屏改造后，对锅炉NOx的原始产生量有明显降低。

4)挂屏降床温改造后，锅炉燃烧煤种热值可扩大至3500大卡，提高了锅炉燃烧煤种热值上限，可以更好适应日益严峻的煤炭市场。