燃机余热锅炉排烟酸露点温度计算研究

杜 龙，苏引平，任念毛

(中机国能电力工程有限公司，上海 200063)

0 引言

随着国家节能减排战略的推进，进一步提高余热锅炉的效率显得越来越重要。降低燃机余热锅炉排烟温度，是一种有效提高锅炉效率的方式。然而降低余热锅炉排烟温度，需要增加余热锅炉尾部受热面，增加设备投资，另外还受到烟气酸露点的限制(规范要求余热锅炉排烟温度高于烟气酸露点10℃以上[1])。因此，如何设定余热锅炉排烟温度是一个通过经济技术对比性分析、综合考量的结果。

目前，燃煤锅炉酸露点的计算，国内广泛使用的是前苏联1973年版的《锅炉机组热力计算标准方法》，这个方法得到了广泛认可。但是，对于燃气—蒸汽联合循环机组来说，由于天然气含硫量较低，且燃机中SO2向SO3的转化率也不同，这套方法不再适用于燃气—蒸汽联合循环机组余热锅炉排烟酸露点温度的计算。

本文以某F级燃机机组为例，通过多种方法详细计算了燃气—蒸汽联合循环余热锅炉排烟酸露点温度，从中寻找出了一套可行的计算方法，为降低机组余热锅炉排烟温度，提供理论支持。

1 设备概况及计算边界条件

1.1 设备概况

某机组由2台F级燃气轮机、2台余热锅炉、1台蒸汽轮机及3台发电机组成。余热锅炉为某公司设计生产的三压、再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉。联合循环机组汽轮机是由某公司生产的一次中间再热、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机，配套的凝汽器为单背压、双流程、表面式凝汽器。

脱硝催化剂采用蜂窝型催化剂，单层设计。催化剂活性温度范围为340 ℃到427 ℃，节距为2.15 mm，基材为TiO2，活性物质为V2O5，单台炉体积为 41.2 m3，重量约 18 t。

1.2 计算边界条件

该工程燃料为天然气，不考虑备用燃料。厂内设天然气调压装置，将天然气压力调整到燃机需要的压力。燃料特性如表1所示。

表1 机组燃料(体积百分比)%

燃气轮机在燃用设计燃料下排气状态及余热锅炉设计运行工况如表2所示。

表2 锅炉设计运行工况

选择性催化还原法 (selective catalytic reduction，SCR)烟气脱硝装置入口烟气参数见表3。设计反应器入口NOx浓度为25 ppm，性能考核试验时脱硝效率达到85%，氨逃逸浓度不高于 3 μL/L。

表3 脱硝系统烟气参数

2 燃烧计算

2.1 空气中水蒸汽分压力及含湿量计算

该工程所处地年平均气温12℃，大气压力平均值997.685 hPa，相对湿度平均值为 77.57%。 根 据 DL/T5240—2010《 火 力 发电厂燃烧系统设计计算技术规程》相关公式可以计算得出空气中的饱和水蒸汽分压力为17.053 hPa[2]，其他计算结果见表4所示。

表4 空气中水蒸汽分压力

2.2 天然气的燃烧计算

根据DL/T5240—2010《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》相关公式计算得到燃烧用理论空气量如表5所示，烟气成分如表6所示[2]。

表5 燃烧用理论空气量

表6 烟气成分

通过将烟气成分的计算值与已有数据进行对比，结果非常接近。另外Ar含量无法计算，但对结果影响不大。计算结果与已有试验数据的对比如表7所示。

表7 烟气成分计算结果对比 %

3 烟气中水露点温度的计算

根据DL/T5240—2010火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程相关公式计算得出烟气中的含湿量为61.00 g/kg，水露点温度为43.15℃[2]，计算结果如表8所示。

表8 烟气中水露点计算

4 SO2向SO3转化率的确定

4.1 燃气轮机中天然气燃烧SO2向SO3转化率的确定

目前，国内相关设备厂家以及GE公司，普遍认为SO2向SO3转化率为5%，美国电力研究所 (Electric Power Research Institute，EPRI)发表的文献[3]中关于SO2向H2SO4转化率，明确表明转化率与排烟温度有关，当烟温低于400℉ (204.4℃ )时，SO3全部转化为H2SO4，此时SO2向H2SO4转化率与SO2向SO3转化率相同，为5.5%。该结论与国内相关设备厂家以及GE公司的数据基本一致，如表9所示。

表9 SO2向SO3转化率[3]

4.2 SCR催化剂中SO2向SO3转化率的确定

美国电力研究所(EPRI)研究认为[3]燃气轮机中排烟通过SCR催化剂时形成的SO3转化率以催化剂厂家的技术协议或者现场试验为准，如果没有，则按0.1%～3%选取。

托普索公司相关文献认为烟气通过细孔SCR催化剂时形成的SO3转化率按1%～2%选取[4]。

5 酸露点计算

5.1 日本电力研究所公式

日本电力研究所公式(1)所示[5]。

计算结果如表10所示。

表10 日本电力研究所公式计算的酸露点温度

5.2 美国V&B方程

美国V&B方程[6]如式(2)所示。文章中认为该公式在低温区的误差较大。

计算结果如表11所示。

表11 美国V&B方程计算的酸露点温度

5.3 查图法

国外《锅炉机组热力计算标准方法》(1998年版)中认为如果天然气不含硫化物，其燃烧产物的酸露点决定于水蒸气的分压力，即等于饱和水露点温度。

当燃用含硫化物(硫化氢)的气体时，酸露点决定于折算硫分，并且通过查图来得到酸露点。折算硫分计算方法如式(3)所示：

式中：m为含硫组分的分子中硫的原子数；g为硫(含硫组分)的容积百分比，%；为气体燃料发热量，kJ/m3。

计算得出折算硫分为0.000 035%，查图1得知酸露点约等于水露点43.15℃。

图1 折算硫分与酸露点的关系曲线

5.4 苏联巴拉诺娃公式

DL/T5240—2010《火力发电厂燃烧系统设计计算技术规程》中介绍的苏联巴拉诺娃酸露点计算公式如式(4)所示：

φH2O为烟气中H2O的体积分数，%；

计算结果如表12所示。

表12 苏联巴拉诺娃公式计算的酸露点温度

6 催化剂导致酸露点增幅计算

按照DL/T 5240《火力发电厂燃烧计算设计规定》的要求，烟气通过选择性催化还原法（SCR）装置时，因SCR催化作用而形成新的SO3转化率，此时脱硝装置出口烟气酸露点温度增幅按式(5)估算[2]：

计算结果如表13所示。KSCR,SO3指烟气通过SCR催化剂时生成SO3的转化率。

表13 催化剂导致酸露点增幅计算

7 酸露点计算结果讨论

由上述计算可知，各种方法计算得到的酸露点结果如表14所示。

表14 各种方法酸露点计算结果 ℃

从表14中可以看出，巴拉诺娃公式的计算结果甚至低于水露点，结果不合理，不予采用。美国V&B方程比日本电力方程的计算结果高约5℃，但文献中认为该公式在低温下误差较大。查图法得出的结果为水露点。

大型燃煤火力发电厂实施超低排放后，烟气中SO2含量通常小于35mg/Nm3，烟气中SO3含量通常在5～10 mg/Nm3左右，是本项目烟气中SO3含量(约为0.005 ppm)的1 000～2 000倍，除氧含量以外，其它成分类似，因也可以适当借鉴湿法脱硫后烟气的酸露点相关研究成果。

根据国外燃煤锅炉烟气露点测试值统计资料[7]如图2所示，当烟气中的SO3含量接近0时，其酸露点温度范围为50～80℃，通过公式计算结果在此范围内。

图2 国外燃煤锅炉烟气露点测试值统计资料

综上所述，本文认为日本电力研究所公式较为适合计算燃气锅炉超低SO3含量的烟气酸露点，考虑到SCR催化剂的影响，最终酸露点的计算如表15所示。

表15 最终酸露点计算结果 ℃

8 结论

本文通过查阅大量文献，经过认真研究和详细结算，获得了以下成果。

1)天然气在燃机中燃烧时，SO2向SO3的转化率为5%～5.5%；

2)SCR中SO2向SO3的转化率为1%～3%；

3)经过对比分析，日本电力研究所公式较适合计算燃气锅炉超低SO3含量的烟气酸露点；

4)以日本电力研究所公式为基础，考虑SCR催化剂中SO2向SO3的转化率，得到该工程酸露点为66.03℃～69.77℃。

考虑到烟气温度过低，会导致回收单位热量所需的设备投资会急剧增加，以日本电力研究所公式计算的结果虽然相对保守，但作为余热锅炉排烟的限定温度，基本能满足燃机余热锅炉设计和运行优化的要求。