杜 龍,蘇引平,任念毛
(中機國能電力工程有限公司,上海 200063)
隨著國家節(jié)能減排戰(zhàn)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(shè)備投資,另外還受到煙氣酸露點的限制(規(guī)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(shè)定余熱鍋爐排煙溫度是一個通過經(jīng)濟技術(shù)對比性分析、綜合考量的結(jié)果。
目前,燃煤鍋爐酸露點的計算,國內(nèi)廣泛使用的是前蘇聯(lián)1973年版的《鍋爐機組熱力計算標(biāo)準(zhǔn)方法》,這個方法得到了廣泛認(rèn)可。但是,對于燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)機組來說,由于天然氣含硫量較低,且燃機中SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率也不同,這套方法不再適用于燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)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(xì)計算了燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)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。
某機組由2臺F級燃?xì)廨啓C、2臺余熱鍋爐、1臺蒸汽輪機及3臺發(fā)電機組成。余熱鍋爐為某公司設(shè)計生產(chǎn)的三壓、再熱、臥式、無補燃、自然循環(huán)余熱鍋爐。聯(lián)合循環(huán)機組汽輪機是由某公司生產(chǎn)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(shè)計。催化劑活性溫度范圍為340 ℃到427 ℃,節(jié)距為2.15 mm,基材為TiO2,活性物質(zhì)為V2O5,單臺爐體積為 41.2 m3,重量約 18 t。
該工程燃料為天然氣,不考慮備用燃料。廠內(nèi)設(shè)天然氣調(diào)壓裝置,將天然氣壓力調(diào)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?xì)廨啓C在燃用設(shè)計燃料下排氣狀態(tài)及余熱鍋爐設(shè)計運行工況如表2所示。
表2 鍋爐設(shè)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(shù)見表3。設(shè)計反應(yīng)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(tǒng)煙氣參數(shù)
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(jù) DL/T5240—2010《 火 力 發(fā)電廠燃燒系統(tǒng)設(shè)計計算技術(shù)規(guī)程》相關(guān)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(jié)果見表4所示。
表4 空氣中水蒸汽分壓力
根據(jù)DL/T5240—2010《火力發(fā)電廠燃燒系統(tǒng)設(shè)計計算技術(shù)規(guī)程》相關(guān)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(shù)據(jù)進行對比,結(jié)果非常接近。另外Ar含量無法計算,但對結(jié)果影響不大。計算結(jié)果與已有試驗數(shù)據(jù)的對比如表7所示。
表7 煙氣成分計算結(jié)果對比 %
根據(jù)DL/T5240—2010火力發(fā)電廠燃燒系統(tǒng)設(shè)計計算技術(shù)規(guī)程相關(guān)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(jié)果如表8所示。
表8 煙氣中水露點計算
目前,國內(nèi)相關(guān)設(shè)備廠家以及GE公司,普遍認(rèn)為SO2向SO3轉(zhuǎn)化率為5%,美國電力研究所 (Electric Power Research Institute,EPRI)發(fā)表的文獻[3]中關(guān)于SO2向H2SO4轉(zhuǎn)化率,明確表明轉(zhuǎn)化率與排煙溫度有關(guān),當(dāng)煙溫低于400℉ (204.4℃ )時,SO3全部轉(zhuǎn)化為H2SO4,此時SO2向H2SO4轉(zhuǎn)化率與SO2向SO3轉(zhuǎn)化率相同,為5.5%。該結(jié)論與國內(nèi)相關(guān)設(shè)備廠家以及GE公司的數(shù)據(jù)基本一致,如表9所示。
表9 SO2向SO3轉(zhuǎn)化率[3]
美國電力研究所(EPRI)研究認(rèn)為[3]燃?xì)廨啓C中排煙通過SCR催化劑時形成的SO3轉(zhuǎn)化率以催化劑廠家的技術(shù)協(xié)議或者現(xiàn)場試驗為準(zhǔn),如果沒有,則按0.1%~3%選取。
托普索公司相關(guān)文獻認(rèn)為煙氣通過細(xì)孔SCR催化劑時形成的SO3轉(zhuǎn)化率按1%~2%選取[4]。
日本電力研究所公式(1)所示[5]。
計算結(jié)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
美國V&B方程[6]如式(2)所示。文章中認(rèn)為該公式在低溫區(qū)的誤差較大。
計算結(jié)果如表11所示。
表11 美國V&B方程計算的酸露點溫度
國外《鍋爐機組熱力計算標(biāo)準(zhǔn)方法》(1998年版)中認(rèn)為如果天然氣不含硫化物,其燃燒產(chǎn)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(dāng)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(shù);g為硫(含硫組分)的容積百分比,%;為氣體燃料發(fā)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(guān)系曲線
DL/T5240—2010《火力發(fā)電廠燃燒系統(tǒng)設(shè)計計算技術(shù)規(guī)程》中介紹的蘇聯(lián)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?jǐn)?shù),%;
計算結(jié)果如表12所示。
表12 蘇聯(lián)巴拉諾娃公式計算的酸露點溫度
按照DL/T 5240《火力發(fā)電廠燃燒計算設(shè)計規(guī)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(zhuǎn)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(jié)果如表13所示。KSCR,SO3指煙氣通過SCR催化劑時生成SO3的轉(zhuǎn)化率。
表13 催化劑導(dǎo)致酸露點增幅計算
由上述計算可知,各種方法計算得到的酸露點結(jié)果如表14所示。
表14 各種方法酸露點計算結(jié)果 ℃
從表14中可以看出,巴拉諾娃公式的計算結(jié)果甚至低于水露點,結(jié)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(jié)果高約5℃,但文獻中認(rèn)為該公式在低溫下誤差較大。查圖法得出的結(jié)果為水露點。
大型燃煤火力發(fā)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(dāng)借鑒濕法脫硫后煙氣的酸露點相關(guān)研究成果。
根據(jù)國外燃煤鍋爐煙氣露點測試值統(tǒng)計資料[7]如圖2所示,當(dāng)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(jié)果在此范圍內(nèi)。
圖2 國外燃煤鍋爐煙氣露點測試值統(tǒng)計資料
綜上所述,本文認(rèn)為日本電力研究所公式較為適合計算燃?xì)忮仩t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(jié)果 ℃
本文通過查閱大量文獻,經(jīng)過認(rèn)真研究和詳細(xì)結(jié)算,獲得了以下成果。
1)天然氣在燃機中燃燒時,SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率為5%~5.5%;
2)SCR中SO2向SO3的轉(zhuǎn)化率為1%~3%;
3)經(jīng)過對比分析,日本電力研究所公式較適合計算燃?xì)忮仩t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(chǔ),考慮SCR催化劑中SO2向SO3的轉(zhuǎn)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(dǎo)致回收單位熱量所需的設(shè)備投資會急劇增加,以日本電力研究所公式計算的結(jié)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(shè)計和運行優(yōu)化的要求。