引言在目前的CO2减排技术中，生物质和煤共燃技术在现有的燃煤机组上进行改造，成本较低。在现役大容量电站锅炉掺烧生物质有3种类型：直接共燃、间接共燃和并行共燃［1-4］。在超临界燃煤机组中整合秸秆气化方法为将高温生物质燃气送入大容量燃煤电站锅炉燃烧［5］。该方法具有以下特点：①发电效率较生物质直燃电站效率高，热循环效率约为34%；②生物质燃气经过高温分离，生物质灰不会影响燃煤飞灰质量；③生物质燃气的高温输送能够避免焦油凝结造成的管道堵塞；④能够单独计量送入燃煤锅炉的生物质燃气所携带的能量；⑤还原性的生物质燃气送入锅炉再燃区能够还原部分NO。本研究团队参加了两个国内在运的生物质气化耦合燃煤发电项目的实施［5-6］，，生物质间接共燃系统如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F001图1生物质间接共燃系统间接共燃系统包括以下子系统：（1）上料给料系统。生物质（稻壳+生物质压块）经皮带输送机送到气化炉炉前料仓，在安装在炉前料仓下的螺旋给料机把生物质送入气化炉；气化用空气由鼓风机送入气化炉。（2）气化系统。在气化反应器进行气化，反应温度约750 ℃，一级旋风除尘器分离产生的未完全反应的固体产物经循环至反应器进一步反应，燃气再经过二级旋风除尘器，分离下来的灰输送至灰仓。（3）燃气降温系统。二级旋风除尘器出口燃气，经导热油换热器降温，温度为400～450 ℃。在导热油换热器系统中，经燃气加热后的导热油把热量传给锅炉冷凝水。为防止导热油换热器管子表面积灰，设置吹灰器。（4）燃气输送系统。经高温增压风机输送到电站锅炉燃烧器，进入燃煤锅炉燃烧。（5）燃气燃烧系统。生物质燃气在燃煤电站锅炉上以四角切圆、前后墙对冲等方式组织燃烧。生物质燃气耦合燃煤发电项目中的其中一项工作是采用数值模拟研究生物质燃气再燃对炉内燃烧过程的影响。阎维平［7］等对660 MW前后墙对冲锅炉进行了生物质燃气再燃数值模拟，研究了不同生物质燃气再燃对炉内烟气流速、温度及NO、CO2、CO等气体分布生成的影响。Wua［8］等以小型锅炉为对象研究生物质燃气对锅［9-10］炉运行工况的影响。李振山［9］、Dong［10］等以前后墙对冲燃烧系统锅炉为对象，模拟生物质燃气对运行工况进行了研究。在已有的文献中，在四角切圆燃烧系统的超临界锅炉中生物质燃气与煤共燃未见报道。在某机组四角切圆锅炉掺烧生物质燃气改造过程中，为了评估生物质燃气对于锅炉燃烧系统的影响，提出相应的燃煤锅炉的改造方案，在Fluent数值计算平台上，模拟了锅炉的不同燃烧工况，以期为实际工程设计的参考。1模拟对象及方法1.1锅炉系统概况某电厂600 MW超临界四角切圆燃烧方式锅炉，直吹式制粉系统有6台磨组成，额定负荷工况下5台磨运行，1台备用；燃烧系统采用低NOx同轴燃烧系统（LNCFS），最底层燃烧器喷口中心标高为21.5 m，紧凑燃尽风上标高为32.9 m，分离燃尽风下标高为38.4 m，生物质燃气喷口中心标高为35 m，为锅炉主燃烧区和燃尽风区域之间的再燃区。锅炉设计煤种为采用平顶山烟煤，煤粉特性分析如表1所示，生物质燃气组分如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.T001表1煤粉特性分析项目工业分析/%元素分析/%LHV/(MJ/kg)参数MarVarAarCarHarOarNarSar—7.236.4217.9263.133.785.891.260.8224.1510.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.T002表2生物质燃气组分项目CO2COH2CH4N2数值20157256%在实际机组中掺烧出力电功率仅为10.8 MW。在600 MW和300 MW运行工况下，输入锅炉的燃气热量占锅炉输入热量的5%。1.2炉内燃烧模型概述炉内过程对象包含颗粒相和气相，颗粒相发生的反应主要包括颗粒扩散、水分蒸发、挥发分析出、焦炭燃烧。气相发生的反应主要包括气相湍流流动和燃烧。气固两相均与炉膛壁面间产生对流和辐射换热，并伴随着污染物和灰渣形成。在商业软件Ansys Fluent中，湍流模型采用标准k-ε模型，壁面采用标准壁面函数；辐射模型采用P1模型，反应模型采用非预混模型，求解雷诺时均方程用Simple算法进行压力-速度耦合，采用二阶离散格式离散输运方程的对流项。2结果与分析2.1锅炉额定负荷再燃工况分析在额定纯燃煤工况下，ABCDE5台磨运行，一次风率为27%，二次风率为73%，其中分离燃尽风（SOFA）份额站总风量的比例约为23%；在额定负荷下，再燃区喷入占总热量5%的燃气。由于燃煤提供的热量减少相应的份额，一次风率减少为25.65%；二次风率增加为74.35%，分离燃尽风和煤燃烧区域的辅助风比例不变，为燃气燃烧提供二次风比例为1.35%。额定负荷下纯燃煤和掺烧生物质燃气的流场、温度场、NO分布分别如图2和图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F002图2600 MW纯燃煤工况速度、温度、NO分布10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F003图3额定负荷再燃工况速度、温度、NO分布由图2可知，在额定负荷掺烧工况下，主燃烧器区域输入热负荷降低，烟气速度略有降低。再燃区生物质燃气喷入燃烧，加大了再燃区速度变化梯度，但由于输入的风的总流量和热量变化不大，对于整个锅炉的速度场分布影响在合理范围。由图3可知，采用低热值燃气再燃会改变主燃烧区域和再燃区的流动状况，流场分布符合四角切圆燃煤锅炉的分布规律，掺烧生物质燃气后的燃烧器布置方式和配风形式可以满足再燃工况的要求。额定负荷下纯燃煤工况与再燃工况温度变化规律如图4所示。额定负荷再燃工况下，由于再燃燃气分担了5%热量，使主燃区投入煤粉量较纯燃煤工况有所降低，导致炉膛中心最高温度不足1 500 ℃，较纯燃煤工况下降100 ℃左右。再燃区温度有所上升，并使一小部分燃气在燃尽区燃烧，炉膛35 m以上区域温度有所升高。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F004图4纯燃煤工况与再燃工况温度变化规律结果表明，在生物质燃气再燃工况下，炉内温度场的主燃区局部烟温峰值降低，烟温随炉膛高度在再燃区和燃尽区升高，主燃烧区域的炉膛中心与四周水冷壁温差减小，有利于降低煤燃烧器区域局部热负荷，降低结焦风险。生物质燃气主要可燃成分为CO、H2、CH4和气态焦油等，具有一定的还原性，在再燃区高温条件下可与NOx发生还原反应，降低烟气中NOx的含量。在本研究中，没有考虑气态焦油对NOx的影响，计算结果如所示，在再燃区输入生物质燃气之后，NO的含量较低量约为10%。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F005图5纯燃煤工况与再燃工况NO浓度变化规律2.2300 MW负荷再燃工况分析在300 MW纯燃煤工况下，ABC3台磨运行，A、B和C层燃烧器投入，主燃烧区燃烧强度减弱。300 MW常规工况与再燃工况速度分布图如图6所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F006图6300 MW常规工况与再燃工况速度分布（1）生物质燃气再燃对部分负荷速度场的影响。由图6可知，在300 MW的负荷下，掺烧比例为5%。与纯燃煤运行工况相比较，再燃工况下锅炉主燃烧区的煤量、风量变化不大，掺烧生物质燃气对炉内速度场影响较小，主要体现在再燃区，改变了纯燃煤工况下没有物料输入的情况，增加了再燃区切近壁面处的烟气速度。（2）生物质燃气再燃对部分负荷温度场的影响。300 MW常规工况与再燃工况温度分布如图7所示， 300 MW常规工况与再燃工况温度变化规律如图8所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F007图7300 MW常规工况与再燃工况温度分布10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F008图8300 MW常规工况与再燃工况温度变化规律由图7及图8可知，在掺烧生物质燃气的工况下，主燃烧区输入的燃煤量减少，主燃烧区温度有所降低；但再燃区由于生物质燃气的输入，使得温度升高，燃尽区充分燃烧，炉膛出口温度上升，但在合理的范围内。（3）部分负荷工况NO组分分布。300 MW常规工况与再燃工况NO浓度如图9所示。由图9可知，由于主燃烧区燃煤量减少及平均温度下降，NO生成量减少；再燃区的生物质燃气的输入还原部分NO，使得锅炉总体NO的生成量减少约为6%~7%。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F009图9300 MW常规工况与再燃工况NO浓度3结语（1）低热值燃气再燃改变了主燃烧区域和再燃区的流动状况；但掺烧生物质燃气后的燃烧器布置方式和配风形式可以满足炉内流场分布的要求。（2）在生物质燃气再燃工况下，主燃烧区域的炉膛中心与四周水冷壁温差减小，有利于降低煤燃烧器区域局部热负荷，降低结焦风险。（3）由于主燃烧区燃煤量减少及平均温度下降，从而NO生成量减少；再燃区的生物质燃气的输入还原部分NO，使得锅炉总体NO的生成量减少。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.013.F010