对于上海锅炉厂生产的四角切圆锅炉，每相邻2层煤粉燃烧器之间布置有一层辅助风喷嘴，上部设有2层紧凑燃烬风(close-coupled over fire air, CCOFA)，CCOFA的上部设置5层分离燃烬风(seperated over fire air, SOFA)。受现场位置限制，燃烧器组不宜进行较大改造，经讨论，燃气引入的具体布置方案为：1)只布置1层燃气燃烧器，共4只，四角切圆燃烧，生物质气输送压力与煤粉一次风压力相当；2)将原最顶层CCOFA二次风喷嘴取消，布置生物质气燃烧器，燃烧器形式为固定式多喷口直流燃烧器；3)为保证掺烧气体的燃烧稳定性和快速着火与燃尽，将下层CCOFA二次风喷嘴进行改造，适当增加其通流面积。具体布置如图1所示。

对于东方锅炉厂生产的前后墙对冲锅炉，现场布置空间较大，布置方式较为灵活，如：已投产的湖北荆门电厂项目将掺烧燃烧器布置在两侧墙，并带配二次风。本项目生物质燃气燃烧器改造方案在荆门方案的基础上进行了改进和优化，共布置2层，一层为高负荷生物质气掺烧降氮燃烧器，另一层为低负荷生物质气掺烧稳燃燃烧器。高负荷掺烧降氮燃烧器布置在侧墙的最上层煤粉燃烧器和燃尽风调风器标高之间(见图2)，不配二次风，左右侧墙各2只，全炉共4只；低负荷稳燃燃烧器布置在主燃区最下2层煤粉燃烧器之间(见图3)，安装在锅炉现有二次风箱内，配二次风，前后墙各布置1层，全炉共8只。

660 MW超临界锅炉的燃烧方式采用低氮燃烧，分主燃区、NO_x还原区、燃烬区。在主燃区和燃烬区引入燃气再燃，炉膛可划分为4个区域：冷灰斗区、主燃烧区、再燃区和燃尽区，见图4。其基于再燃原理，起到再燃降氮的作用；若在主燃区引入燃气，则主要为了稳燃。

根据区域划分，低氮再燃原理为：1)主燃区，过量空气系数＞1，在这里投入约占锅炉热输入量75%～90%的燃料和相应助燃空气，为NO_x生产区；2)再燃区，过量空气系数≤1，投入约占锅炉总热输入10%～25%的再燃燃料和适量空气，发生NO_x的还原反应；3)燃尽区，一些活性氮类可能又被氧化为NO_x，导致NO_x的浓度有所回升，但远低于主燃区NO_x的浓度。锅炉原来的空气分级燃烧为两级燃烧，降氮原理为：1)主燃区，过量空气系数＜1，在这里投入70%～80%的二次风量，为贫氧富燃料区，可使绝大部分气相氮化合物和部分燃料氮转化为氮气；2)燃尽区，在这里投入20%～30%的二次风量，主要使未燃烬产物完全燃烧，由于燃烬区燃烧温度相对较低，NO_x生成量有限。在锅炉热负荷和炉膛出口氧量相同的情况下，从主燃区和燃烬区之间引入二次燃料，相当于将原来主燃区的燃料拿出一部分；分成两级燃烧，主燃区域过量空气系数会提高，再燃区域过量空气系数会降低；由于75%～100%负荷工况引入再燃燃气的占比较小(如20 MW项目占比为3.7%～5.4%)，引入燃气后的降氮效果应介于空气分级(70%～80%和30%～20%)的低NO_x燃烧和燃料分级(75%～90%和25%～10%)的降氮再燃法燃烧之间。符合锅炉厂的计算流体动力学(computational fluid dynamics, CFD)数值模拟计算和荆门项目性能考核试验得出的变化趋势^{[2,3,4,5,6,7]}。

对于四角切圆锅炉，其再燃特点如下：

1）由于掺烧位置布置在四个切角燃烧器最顶层CCOFA层，其二次风由下层CCOFA二次风喷嘴提供，此处的过量空气系数≤1，因而不会提高NO_x排放值，相反会一定程度降低NO_x排放值。CFD数值模拟计算结果也证明了这一结论。

2）掺烧燃烧器形式为固定式多喷口直流燃烧器，有利于生物质气的燃烧稳定性和快速着火与燃尽，燃烧器不会发生结焦和腐蚀。

3）满负荷时(锅炉额定出力(boiler rated load, BRL)工况)燃气热量约占锅炉总热量的2.2%，在30%汽轮机热耗验收(turbine heat acceptance, THA)负荷工况时，生物质气热量约占锅炉总热量的6.15%，未超过10%。由于掺烧燃气量小，对锅炉参数影响不大。

4）低负荷时，由于煤粉燃烧器主要集中在主燃烧区下部，掺烧燃烧器远离主燃区，起不到低负荷稳燃作用。

5）对于燃气发电功率20 MW级项目，由于在30%锅炉最大连续出力(boiler maximum continue rate, BMCR)负荷工况时，燃气热量超过了12%，则主燃烧区煤粉负荷约占BMCR工况的26%左右，影响到锅炉的稳燃，在燃烧器不进行大的改造前提下，不建议发电功率超过20 MW。

对于前后墙对冲锅炉，其再燃特点如下：

1）在侧墙的最上层煤粉燃烧器和燃尽风调风器标高之间引入燃气且不配风，形成有效的还原气氛，即在主燃区和燃尽区之间区域形成有效的“NO还原区”，反应生成的NO在该区域还原成N₂，达到了有效控制NO_x的目的。由于燃烧器不采取配风，侧墙氧浓度低，侧墙掺入的气体燃烧略有延后，若炉内热负荷较高，掺烧气体进入燃尽区域进一步燃尽。

2）下层前后墙8只燃烧器采用出口为旋流叶片形式的气枪，由两层同心管件组成，内层为燃气管，中间通以燃气，外层为空气管。空气管与燃气管之间为空气通道，在燃气管出口处设置切向叶片，使燃气喷出燃气管后能在空气管内产生旋转，在燃烧器出口处形成一个中心烟气回流区，为燃料的着火提供能量。当机组负荷较低时，在主燃区最下两层煤粉燃烧器之间引入燃气，起到稳燃作用，替代部分油枪作用。

3）上下层燃烧器可根据炉内燃烧状况灵活组合运行。锅炉燃用劣质煤炭时，可增投下层燃气燃烧器，防止燃烧恶化；下层燃烧器可根据NO_x的大小进行增减；对于燃气发电功率20 MW级项目，在炉内热负荷较低时，如在30%BMCR负荷工况时，燃气热量达12%～13%，主燃烧区煤粉负荷约占BMCR工况的26%，若仅投上层燃气燃烧器不利于锅炉稳定燃烧，需要停用本层燃烧器而投下层稳燃燃烧器。鉴于上述特点，其对应生物质燃气的发电功率按20 MW级设计^[8,9,10,11]。

有学者对天然气再燃脱硝进行研究，再燃燃料与主要燃料的热值比为10%～20%，选择NO_x最高的位置以一定速度喷入，在再燃区过剩空气系数0.85～0.9气氛下，再燃法脱硝率可达20%～70%。与天然气相比，生物质气体的脱氮能力稍弱，但脱氮效果很理想，燃气在超临界对冲旋流燃煤锅炉上再燃，能显著降低NO的排放量，并且对锅炉的正常运行影响较小。

本项目掺烧燃气温度为400 ℃，高负荷运行时，燃气从主燃烧区与燃烬风之间区域进入，由于燃气中含有约30%的CO、C_nH_m等还原性气体，具有降低NO_x的作用，同时与煤粉形成燃料分级燃烧，对降低锅炉NO_x效果明显。对于燃气发电功率20 MW级项目，在75%～100%机组负荷时再燃燃料与主要燃料的热值比在5.4%～3.7%之间，通过CFD数值模拟计算，再燃区NO_x可降低10%。由于侧墙氧浓度低，侧墙掺入气体燃烧略有延后，造成焦炭燃尽度略低，未可燃物略增但增幅很小，进入燃尽区域将会进一步燃尽，可忽略不计。对于燃气发电功率10 MW级项目，由于燃气占比较小，再燃区NO_x降低幅度也较小。据荆门项目性能考核试验报告，燃煤机组负荷在640和450 MW负荷时，NO_x下降值分别为4.9%和1.75%^[12]。

由表1所示燃气发电功率燃气占比可见：对于燃气发电功率10 MW级项目，满负荷时(BRL工况)燃气热量约占锅炉总热量的2.2%；在30%BMCR负荷工况时，燃气热量约占锅炉总热量的6.2%。由于掺烧燃气量小，经过上海锅炉厂提供的性能计算，对锅炉参数影响不大：1)各工况下排烟温度略有升高(2～3 ℃)，锅炉效率略有下降(约0.1%)；2)通过正常的汽温调节手段进行调整，锅炉主蒸汽、再热蒸汽均可达到原设计参数；3)掺烧燃气后锅炉燃煤量下降5～6 t/h，在50%THA工况下空预器烟气量略有增加，制粉系统、烟气系统运行参数略有变化，不影响正常运行。据荆门项目性能考核试验报告，燃煤机组负荷在640和450 MW时，排烟温度修正后分别升高0.83和2.2 ℃，但锅炉飞灰可燃物下降0.2%～0.3%，大渣可燃物增加约0.2%^[2]。

由表1可见：对于燃气发电功率20 MW级项目，满负荷时(BMCR工况)燃气热量约占锅炉总热量的3.7%；在30%THA负荷工况时，燃气热量约占锅炉总热量的12.2%。经过东方锅炉厂提供的性能计算，低负荷对锅炉参数影响较大：

1）锅炉效率略有下降(约0.5%)。掺烧前后，预热器入口烟气温度变化不大，但掺烧燃气时所需要的风量更少，因此预热器换热量降低，排烟温度升高。如纯烧煤时锅炉计算效率BMCR工况时为93.01%，掺烧燃气时锅炉计算效率BMCR工况时为92.55%，效率降低约0.5%，但掺烧燃气后能够减少8～9 t/h煤耗量，同时飞灰含碳量也有降低的趋势。

2）通过正常的汽温调节手段进行调整，锅炉主蒸汽、再热蒸汽均可达到原设计参数。

3）低负荷时，特别是燃用煤种由贫煤变为烟煤时，此炉型的再热汽温很难提高。掺烧燃气后更利于低负荷工况下维持甚至提高再热器温度，不会造成低负荷工况下再热器温度的降低。因掺烧比例的增加，50%THA及以下工况时，燃气不推荐从燃尽风区域进入，而改由主燃烧器区域进入。同时，低负荷时需要加强对低负荷时锅炉运行的监控和烟气挡板的调节。

4）由于掺烧燃气，锅炉燃煤量下降8～9 t/h，空预器入口烟气量增加14～20 t/h，制粉系统、烟气系统运行参数相应变化，不影响正常运行。

从高温腐蚀机制和锅炉厂数值模拟的结果来看，燃气掺烧后对高温腐蚀没有影响。

1）从高温腐蚀机制来看，水冷壁区域的高温腐蚀主要参与介质是硫化氢而不是CO。在同一个燃烧单元内，在没有外来介质掺入的情况下，CO的含量能表征该区域硫化氢的生成量。燃气中不含硫化氢，CO并非该燃烧区域产生的，属于外来介质，对硫化氢的生成量没有影响。

2）从东方锅炉厂数值模拟结果来看，燃气从侧墙以大于50 m/s的速度喷入炉膛，对生物质燃烧器和燃尽风之间靠近侧墙的水冷壁区域的氧量没有影响，不会加剧该区域的还原性气氛，故不会增加硫化氢的生成量，所以对高温腐蚀没有影响。据荆门项目性能考核试验报告，燃煤机组640和450 MW负荷时，空预器出口CO值下降十分明显，下降幅度达70%～90%，对减缓水冷壁高温腐蚀很有益处^[13]。

煤灰的灰熔点主要取决于灰成分，煤的灰成分不发生改变，灰熔点变化不大。本项目燃气在引入炉膛时存在一个由700～750 ℃到400 ℃的降温过程，在降温过程中影响灰熔点的碱金属已析出，其他成分对煤灰成分影响不大。

燃烧气氛对煤灰的灰熔点有一定的影响。煤灰在弱还原性气氛下的熔融温度要低于氧化性气氛下的熔融温度，同时熔融温度随煤灰中的Fe₂O₃含量增加而增加。相关研究表明，随着还原性气氛的增强，煤灰的灰熔点还会出现一定程度的上升。选择电功率20 MW项目进行热态数值模拟，从东方锅炉厂模拟结果看，相比原始工况(未掺生物质)而言，炉膛水冷壁四周的氧量未出现明显降低，还原性气氛也未增强，所以靠近水冷壁区域灰熔点未出现明显变化；而燃气喷入炉膛后，炉膛中部区域煤灰的灰熔点可能会出现小幅变化，但在燃尽风区域大量的氧化性气氛下灰熔点会恢复到原有状况。因此炉膛水冷壁四周及炉膛出口煤灰的灰熔点不会变化，所以对炉膛整体的结焦状况影响不大。

对再燃区整体温度的影响，主要表现在低负荷(30%THA)工况下，两个项目均做了生物质掺烧和未掺烧的工况模拟计算。前后墙对冲锅炉(耦合发电功率20 MW)模拟结果：

1）低负荷下，掺烧前后两种工况下的烟温都是随炉膛高度的增加不断下降的，中间随着燃烧器冷却风的不断通入，烟温有波动但整体烟温逐渐下降，最终出口烟温相同；

2）底层燃烧区域内，掺烧生物气工况下的平均烟温比常规工况平均烟温高50 ℃左右；

3）由于掺烧燃气后，燃烧区域温度高，燃烧速率快，焦炭及可燃性气体燃烧较充分，因此后续烟温降低较快。四角切圆锅炉(耦合发电功率10 MW)略有不同，由于前期燃烧温度低，焦炭及可燃性气体燃烧速率慢，因此后续烟温降低较慢，最终烟温达到相同。

总之，在各负荷下，由于掺烧气量较小，炉膛出口烟气量变化不大(增加约1%)，掺烧对锅炉炉膛内燃烧组织的情况没有不利影响。在低负荷下，燃气从主燃烧区域通入(配风)，其比本项目贫煤(原设计煤)更易着火，喷入区域整体温度上升，稳燃性加强，因此对增强锅炉低负荷稳燃能力有一定作用。

对各受热面壁温的影响，主要表现在前后墙对冲锅炉(耦合发电功率20 MW)项目上。本项目锅炉原设计煤为贫煤，着火点靠后。实际运行中以烟煤或劣质烟煤为主，着火点提前，因此纯燃用烟煤时，各级受热面烟温有所降低。锅炉燃用烟煤并掺烧燃气后，燃气着火点更靠前，炉膛吸热和水冷壁温升有变化；随着负荷降低，炉膛出口工质的过热度将降低。根据东方锅炉厂性能计算，燃用烟煤掺烧燃气后，受热面壁温有所变化，但还在原设计值范围之内；为增强燃气工况时对于受热面温度变化的监控，可考虑适当增加低再、高过、高再、特别是屏过等受热面管屏的壁温测点数量。