燃機余熱鍋爐排煙酸露點溫度計算研究

杜 龍，蘇引平，任念毛

(中機國能電力工程有限公司，上海 200063)

0 引言

隨著國家節能減排戰略的推進，進一步提高余熱鍋爐的效率顯得越來越重要。降低燃機余熱鍋爐排煙溫度，是一種有效提高鍋爐效率的方式。然而降低余熱鍋爐排煙溫度，需要增加余熱鍋爐尾部受熱面，增加設備投資，另外還受到煙氣酸露點的限制(規范要求余熱鍋爐排煙溫度高于煙氣酸露點10℃以上[1])。因此，如何設定余熱鍋爐排煙溫度是一個通過經濟技術對比性分析、綜合考量的結果。

目前，燃煤鍋爐酸露點的計算，國內廣泛使用的是前蘇聯1973年版的《鍋爐機組熱力計算標準方法》，這個方法得到了廣泛認可。但是，對于燃氣—蒸汽聯合循環機組來說，由于天然氣含硫量較低，且燃機中SO2向SO3的轉化率也不同，這套方法不再適用于燃氣—蒸汽聯合循環機組余熱鍋爐排煙酸露點溫度的計算。

本文以某F級燃機機組為例，通過多種方法詳細計算了燃氣—蒸汽聯合循環余熱鍋爐排煙酸露點溫度，從中尋找出了一套可行的計算方法，為降低機組余熱鍋爐排煙溫度，提供理論支持。

1 設備概況及計算邊界條件

1.1 設備概況

某機組由2臺F級燃氣輪機、2臺余熱鍋爐、1臺蒸汽輪機及3臺發電機組成。余熱鍋爐為某公司設計生產的三壓、再熱、臥式、無補燃、自然循環余熱鍋爐。聯合循環機組汽輪機是由某公司生產的一次中間再熱、單軸、兩缸兩排汽、凝汽式汽輪機，配套的凝汽器為單背壓、雙流程、表面式凝汽器。

脫硝催化劑采用蜂窩型催化劑，單層設計。催化劑活性溫度范圍為340 ℃到427 ℃，節距為2.15 mm，基材為TiO2，活性物質為V2O5，單臺爐體積為 41.2 m3，重量約 18 t。

1.2 計算邊界條件

該工程燃料為天然氣，不考慮備用燃料。廠內設天然氣調壓裝置，將天然氣壓力調整到燃機需要的壓力。燃料特性如表1所示。

表1 機組燃料(體積百分比)%

燃氣輪機在燃用設計燃料下排氣狀態及余熱鍋爐設計運行工況如表2所示。

表2 鍋爐設計運行工況

選擇性催化還原法 (selective catalytic reduction，SCR)煙氣脫硝裝置入口煙氣參數見表3。設計反應器入口NOx濃度為25 ppm，性能考核試驗時脫硝效率達到85%，氨逃逸濃度不高于 3 μL/L。

表3 脫硝系統煙氣參數

2 燃燒計算

2.1 空氣中水蒸汽分壓力及含濕量計算

該工程所處地年平均氣溫12℃，大氣壓力平均值997.685 hPa，相對濕度平均值為 77.57%。 根 據 DL/T5240—2010《 火 力 發電廠燃燒系統設計計算技術規程》相關公式可以計算得出空氣中的飽和水蒸汽分壓力為17.053 hPa[2]，其他計算結果見表4所示。

表4 空氣中水蒸汽分壓力

2.2 天然氣的燃燒計算

根據DL/T5240—2010《火力發電廠燃燒系統設計計算技術規程》相關公式計算得到燃燒用理論空氣量如表5所示，煙氣成分如表6所示[2]。

表5 燃燒用理論空氣量

表6 煙氣成分

通過將煙氣成分的計算值與已有數據進行對比，結果非常接近。另外Ar含量無法計算，但對結果影響不大。計算結果與已有試驗數據的對比如表7所示。

表7 煙氣成分計算結果對比 %

3 煙氣中水露點溫度的計算

根據DL/T5240—2010火力發電廠燃燒系統設計計算技術規程相關公式計算得出煙氣中的含濕量為61.00 g/kg，水露點溫度為43.15℃[2]，計算結果如表8所示。

表8 煙氣中水露點計算

4 SO2向SO3轉化率的確定

4.1 燃氣輪機中天然氣燃燒SO2向SO3轉化率的確定

目前，國內相關設備廠家以及GE公司，普遍認為SO2向SO3轉化率為5%，美國電力研究所 (Electric Power Research Institute，EPRI)發表的文獻[3]中關于SO2向H2SO4轉化率，明確表明轉化率與排煙溫度有關，當煙溫低于400℉ (204.4℃ )時，SO3全部轉化為H2SO4，此時SO2向H2SO4轉化率與SO2向SO3轉化率相同，為5.5%。該結論與國內相關設備廠家以及GE公司的數據基本一致，如表9所示。

表9 SO2向SO3轉化率[3]

4.2 SCR催化劑中SO2向SO3轉化率的確定

美國電力研究所(EPRI)研究認為[3]燃氣輪機中排煙通過SCR催化劑時形成的SO3轉化率以催化劑廠家的技術協議或者現場試驗為準，如果沒有，則按0.1%～3%選取。

托普索公司相關文獻認為煙氣通過細孔SCR催化劑時形成的SO3轉化率按1%～2%選取[4]。

5 酸露點計算

5.1 日本電力研究所公式

日本電力研究所公式(1)所示[5]。

計算結果如表10所示。

表10 日本電力研究所公式計算的酸露點溫度

5.2 美國V&B方程

美國V&B方程[6]如式(2)所示。文章中認為該公式在低溫區的誤差較大。

計算結果如表11所示。

表11 美國V&B方程計算的酸露點溫度

5.3 查圖法

國外《鍋爐機組熱力計算標準方法》(1998年版)中認為如果天然氣不含硫化物，其燃燒產物的酸露點決定于水蒸氣的分壓力，即等于飽和水露點溫度。

當燃用含硫化物(硫化氫)的氣體時，酸露點決定于折算硫分，并且通過查圖來得到酸露點。折算硫分計算方法如式(3)所示：

式中：m為含硫組分的分子中硫的原子數；g為硫(含硫組分)的容積百分比，%；為氣體燃料發熱量，kJ/m3。

計算得出折算硫分為0.000 035%，查圖1得知酸露點約等于水露點43.15℃。

圖1 折算硫分與酸露點的關系曲線

5.4 蘇聯巴拉諾娃公式

DL/T5240—2010《火力發電廠燃燒系統設計計算技術規程》中介紹的蘇聯巴拉諾娃酸露點計算公式如式(4)所示：

φH2O為煙氣中H2O的體積分數，%；

計算結果如表12所示。

表12 蘇聯巴拉諾娃公式計算的酸露點溫度

6 催化劑導致酸露點增幅計算

按照DL/T 5240《火力發電廠燃燒計算設計規定》的要求，煙氣通過選擇性催化還原法（SCR）裝置時，因SCR催化作用而形成新的SO3轉化率，此時脫硝裝置出口煙氣酸露點溫度增幅按式(5)估算[2]：

計算結果如表13所示。KSCR,SO3指煙氣通過SCR催化劑時生成SO3的轉化率。

表13 催化劑導致酸露點增幅計算

7 酸露點計算結果討論

由上述計算可知，各種方法計算得到的酸露點結果如表14所示。

表14 各種方法酸露點計算結果 ℃

從表14中可以看出，巴拉諾娃公式的計算結果甚至低于水露點，結果不合理，不予采用。美國V&B方程比日本電力方程的計算結果高約5℃，但文獻中認為該公式在低溫下誤差較大。查圖法得出的結果為水露點。

大型燃煤火力發電廠實施超低排放后，煙氣中SO2含量通常小于35mg/Nm3，煙氣中SO3含量通常在5～10 mg/Nm3左右，是本項目煙氣中SO3含量(約為0.005 ppm)的1 000～2 000倍，除氧含量以外，其它成分類似，因也可以適當借鑒濕法脫硫后煙氣的酸露點相關研究成果。

根據國外燃煤鍋爐煙氣露點測試值統計資料[7]如圖2所示，當煙氣中的SO3含量接近0時，其酸露點溫度范圍為50～80℃，通過公式計算結果在此范圍內。

圖2 國外燃煤鍋爐煙氣露點測試值統計資料

綜上所述，本文認為日本電力研究所公式較為適合計算燃氣鍋爐超低SO3含量的煙氣酸露點，考慮到SCR催化劑的影響，最終酸露點的計算如表15所示。

表15 最終酸露點計算結果 ℃

8 結論

本文通過查閱大量文獻，經過認真研究和詳細結算，獲得了以下成果。

1)天然氣在燃機中燃燒時，SO2向SO3的轉化率為5%～5.5%；

2)SCR中SO2向SO3的轉化率為1%～3%；

3)經過對比分析，日本電力研究所公式較適合計算燃氣鍋爐超低SO3含量的煙氣酸露點；

4)以日本電力研究所公式為基礎，考慮SCR催化劑中SO2向SO3的轉化率，得到該工程酸露點為66.03℃～69.77℃。

考慮到煙氣溫度過低，會導致回收單位熱量所需的設備投資會急劇增加，以日本電力研究所公式計算的結果雖然相對保守，但作為余熱鍋爐排煙的限定溫度，基本能滿足燃機余熱鍋爐設計和運行優化的要求。