引言近年来，太阳能、风能等新能源得到飞速发展，但目前国内70%以上的电厂都是以煤炭燃烧为主的火力发电厂。但目前我国燃煤锅炉的能源利用程度较低，传统火电厂的热电转化率不到40％，大型供热电厂的热电转化率为60％~70％［1］。同时，传统煤炭燃烧发电燃烧后会产生大量的NOX等酸性气体，且煤粉燃烧不完全，给节能减排带来很大压力［2］。因此，加强锅炉燃烧的理论研究，合理组织燃烧过程以提高燃煤锅炉的效率是亟待解决的问题。目前，提高燃煤发电厂热效率的主要方法是调整燃烧器配风、提升煤粉质量等方法提高锅炉的参数，但这些方法只能从蒸汽测提升锅炉效率，投入成本大、效率提升慢且对锅炉寿命产生影响［3-4］。富氧燃烧技术（oxygen enriched combustion）是Frederick［5］等在1981年提出的一种高效节能燃烧技术，后经实验室验证安全可行［6］，逐渐应用于冶金、电厂等工业。但目前在国内，富氧燃烧技术在火电厂的应用还比较少，尤其是针对火电供热机组最低运行负荷较高、难以满足深度调峰要求的问题现状。因此，通过对重庆某电厂燃煤锅炉开展富氧燃烧技术改造，从机组深度调峰锅炉燃烧的经济环保角度对燃烧器进行重新设计改造，并开展长期优化调整，以对超低负荷深度调峰问题进行试验研究。最终保证机组在超低负荷下燃烧的稳定性和经济性，同时降低炉膛出口的NOX 浓度，达到环保达标排放要求。1富氧燃烧技术富氧燃烧技术是一种以高于空气中氧气含量（20.947%）的含氧气体进行燃烧的高效燃烧技术。富氧燃烧技术系统流程图如图1所示。由图1可知，富氧燃烧技术首先使用空气分离器将部分氮气分离，获得含氧量更高的空气，同时将锅炉燃烧系统中产生的部分烟气进行循环，送入锅炉与富氧空气混合后构成混合助燃空气以及空气循环的送风动力。给水系统经加热循环进入汽轮机做功，而燃煤产生的烟气经过脱硝、除尘、脱硫后通过烟囱排出，同时烟气中的CO2经冷凝压缩提升至较高浓度水平，以实现CO2的工业化捕集，促进燃烧完全。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.F001图1富氧燃烧技术系统流程图富氧燃烧技术具备以下优势：（1）具有高火焰温度和黑度。空气中N2作为双原子分子，不具有辐射能力［7］。随着送风中O2浓度比例的增加，助燃空气的黑度和火焰温度均随之提高，进而增加辐射传热量［8］。（2）促进燃烧完全，提升锅炉效率。当送风中O2浓度增加时，可增大燃烧氧化面积与燃烧深度，使燃烧更加剧烈，有利于燃烧反应完全［9-11］。随着氧气浓度增加，N2所占比例减小，导致尾部烟气排放量减小，排烟热损失减小［12-14］，从而提高锅炉热效率。（3）有效降低NOx产物排放。在锅炉所有一次风喷口内安装富氧低氮燃烧装置可实现低负荷稳燃及降低NOX产物的目的［15-16］。游卓［17］等通过对富氧燃烧锅炉进行数值模拟计算得出：针对1 000 MW双切圆式燃煤电站锅炉，总NOX生成量为改造前的47.3％。（4）实现超低负荷深度调峰。燃煤锅炉在超低负荷运行时，使一次风煤粉流在富氧燃烧器内着火后进入炉膛，并通过控制调节确保一次风煤粉流不会因炉内温度过低而熄火，可实现30%额定负荷调峰，且能实现混烧纯富氧冷态点火，大幅降低锅炉点火油耗。2某电厂燃煤锅炉富氧燃烧技术改造及性能分析2.1改造方案重庆某电厂使用的是2×300 MW燃煤发电机组，锅炉型号为DG1025/18.2-Ⅱ4型的东方锅炉，设计煤种为烟煤。在富氧燃烧技术改造之前，该电厂启停机耗油量约30 t/次，点火成本高；入口烟温低，调峰能力差，在重庆电网报价中不具优势；烟气出口NOx浓度高，且锅炉清灰能力差，容易发生灰堵，增加清灰费用支出。本次富氧燃烧技术具体改造方案是将锅炉A层与D层一次风燃烧器改造为富氧燃烧器。富氧燃烧改造位置示意图如图2所示。富氧燃烧改造现场图如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.F002图2富氧燃烧改造位置示意图10.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.F003图3富氧燃烧器现场布置图相邻燃烧器不同为富氧燃烧器，同时保证A层与D层进口截面积不变。配套安装供氧设备、燃油预处理等系统。改造后，锅炉A层燃烧器作为机组快速启停阶段主点火层，D层作为辅助点火层，可实现A层与D层燃烧器错层、断层燃烧，提高火电机组使用灵活性。2.2性能分析该厂于2019年完成1#炉A、D层富氧低氮燃烧技术改造，并参与机组启停机、深度调峰、NOx控制等方面工作。（1）冷态点火耗油量。该电厂经改造后，能实现混烧纯富氧冷态点火，大幅降低锅炉点火油耗。2019年度该电厂两台机组启停机各12次，启动油耗均值3.6 t/次，停机油耗均值0.7 t/次，对比改造前启停机油耗同比降低80%以上，节油量明显。具体数据如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.T001表1富氧燃烧技术改造前后耗油量对比时间段应用状态点火技术耗油量改造前冷态启动大油枪约30 t稳燃2 t/h（每炉）改造后冷态启动富氧燃烧油3.6 t 液氧11 t稳燃油160 kg/h（每炉）液氧0.5 t/h（每炉）（2）超低负荷下深度调峰性能。该电厂燃煤锅炉富氧燃烧采用多点多层的方式，一次风流量不变，相邻炉层不互为富氧燃烧层，经过循环送风后，投入A层、D层一共8台富氧燃烧设备进行深度调峰，锅炉可连续进行≤30%额定负荷深度调峰（90 MW），且SCR入口烟温满足SCR运行要求。且当再热蒸汽温度偏低，SCR入口烟温低于一定温度时，可以通过增加顶层富氧燃烧装置投运数量，以提高炉膛出口烟温，实现对烟气温度的自动调控，确保低负荷工况下SCR入口烟温满足要求。调峰曲线如图4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.F004图4超低负荷深度调峰曲线该电厂积极适应重庆电网负荷率及利用小时数“双降”形势，进行富氧燃烧技术改造后，1#机组深度调峰能力提升至30%额定负荷以下，在重庆电网深度调峰调度及报价策略中占据有利条件，2019年6月至8月参与调峰补偿辅助服务期间共获得补偿金额260万元，在重庆电网单位容量机组中奖励金额排名第一。（3）NOx产物减排效果。通过对富氧燃烧器内氧量的精准控制及炉膛风量分级控制，在深度调峰燃烧期间，炉膛内NOX产量具体对比如表2所示。由表2可知，相同机组负荷条件下（120 MW），富氧燃烧机组平均NOX产量下降了18.4%。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.T002表2深度调峰期间富氧燃烧技术改造前后NOX产量机组负荷/MW机组状态A/B侧NOx含量（6%氧含量，mg/m³）平均NOx含量（6%氧含量，mg/m³）120未投富氧低氮燃烧550.23/567.32558.77120投富氧低氮燃烧450.67/460.96455.8190投富氧低氮燃烧487.55/495.55491.55（4）脱硝入口烟温提升。该电厂技术改造后，使用A层和D层错层、断层燃烧方式，提升了SCR入口烟温。由表3和表4数据对比可知，在深度调峰过程中，1#炉90 MW负荷、120 MW负荷时，富氧燃烧技术改造前后SCR入口烟气温度均有了明显提升，很好地满足了SCR运行要求（＞307 ℃）。该电厂燃煤锅炉两台机组加强深度调峰期间富氧燃烧技术深度应用，严控脱硝入口NOx浓度，配合防堵灰技术，同比减少了空预器冲洗、清灰等维护费用50万元以上，全年液氨成本费用同比下降20万元以上。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.T003表3富氧燃烧技术改造前SCR入口烟温采样数据采样点锅炉负荷/MW1#-1 SCR反应器入口烟温/℃1#-2 SCR反应器入口烟温/℃平均SCR反应器入口烟温/℃测点290293301297测点312030831030910.3969/j.issn.1004-7948.2021.01.015.T004表4富氧燃烧技术改造后SCR入口烟温采样数据采样点锅炉负荷/MW投运层1#-1SCR反应器入口烟温/℃1#-2SCR反应器入口烟温/℃平均SCR反应器入口烟温/℃测点290A/D层310312311测点3120A/D层3203223213结语富氧燃烧技术是当今一项新的燃烧节能技术，在减少NOX等气体排放、增加能源使用效率、提升产品质量，降低成本等方面具有明显优势。通过对重庆某电厂2×300 MW燃煤锅炉富氧燃烧技术改造和效果分析，可以得出如下结论：（1）通过富氧燃烧技术改造后，能实现混烧纯富氧冷态点火，启停机油耗同比降低80%以上，大幅度降低燃油成本费用。（2）通过富氧燃烧技术改造后，机组深度调峰能力能够提升至30%额定负荷以下，并获得政府资金奖励支持。（3）在烟气排放方面，通过富氧燃烧技术改造，严格控制了NOx产物排放浓度，并减少了后期清灰、冲洗锅炉带来的额外费用。