烟气酸露点温度计算方法研究现状及进展

2019-12-04张建中徐耀兵李甲鹏

热力发电 2019年11期

张建中，徐耀兵，潘军，李甲鹏

（中国电力建设工程咨询有限公司，北京 100120）

烟气酸露点温度的计算对于燃煤锅炉尾部受热面和烟气系统低温腐蚀防治、烟气余热回收技术的研究应用至关重要。迄今为止，在国内火电行业领域，烟气酸露点技术的发展和应用大体可以分为以下几个阶段。

1）20世纪80年代前，主要沿用苏联锅炉机组热力计算标准中的计算公式[1]；对于酸露点测试技术，有些单位自行研制了几种酸露点仪，并报道过成功测试业绩。

2）20世纪80年代以来，随着对欧美电站锅炉技术引进，国内锅炉厂普遍采用美国CE 公司的ACET 准则来评估低温腐蚀风险；在酸露点测试上，除了继续自主研制酸露点仪外，试验研究部门也引进了西方的LAND 等品牌酸露点仪，但在燃煤锅炉上实际应用的业绩不多。

3）20世纪90年代以来，石灰石-石膏湿法脱硫技术在我国火电厂中得到推广应用，火电设计和环保部门就应用现有酸露点计算方法来验算湿烟气酸露点的可行性进行了广泛探讨[2-3]。在酸露点测试技术上，普遍认为直接测试方法对燃煤锅炉成功率很低，倾向于通过测试SO3来查取酸露点温度的“间接”方法。

4）2005年初以来，随着低温省煤器、低低温静电除尘器等节能减排技术的应用，为了确定合理的烟气冷却深度，国内对烟气酸露点计算及其对金属腐蚀的规律开展了新一轮研究探讨[3-12]。在酸露点测试技术方面，由于酸露点仪（包括LAND 酸露点仪）在燃煤锅炉上使用效果很差，须寻求其他的测试方法；除了继续研究通过测试SO3来确定酸露点的“间接”方法外，还出现了“可视法”这种直接测试方法[8,13]，以及基于“有限腐蚀”理念，通过测试金属试片腐蚀速率规律来确定更加实际的酸露点等方法[14-15]。

1 现行酸露点计算方法

1.1 在国内锅炉原烟气中的应用

1.1.1 苏联锅炉热力计算标准方法[1]

苏联锅炉热力计算标准方法可按煤质资料计算，且包含飞灰修正因子，适用于燃煤烟气，故在国内锅炉行业及火电机组设计中得到了广泛使用。但该方法没有考虑燃烧工况及煤质对SO3生成的影响，也没有考虑飞灰成分（碱度）对SO3吸附的影响，理论上还不够严密完善；在实践上，按该计算模式难于评估同一煤种条件下SO3变化所引起的酸露点变化，如烟气经SCR 系统脱硝后的变化。因此，从公式结构而言，已不能适应当前火电行业发展的需要。

从20世纪80年代以来，国内对清镇、望亭等电厂的验证和近期对高井热电厂的测试数据来看，按该计算方法计算得到的结果与大多数燃煤电厂实际情况较为接近，也即该方法对一般煤种有一定的可信度，典型案例参见表1。但文献[16]就其所用俄罗斯实测煤种酸露点的探源核算发现，当煤质折算硫分SSP,kJ≤0.05 时的正偏差高达+40 ℃；国内以燃烧硫分为3.35%煤质的九龙电厂200 MW 机组为例，按苏联标准方法得到的酸露点计算值为122 ℃，较“可视法”实测值86.9 ℃偏高了35 ℃之多。可见，该计算方法对煤种的适用性仍然有限。

表1 高井热电厂烟煤酸露点计算值与实测数据比较[5]Tab.1 The calculated and measured values of acid dew point of Gaojing bituminous coal[5]

另外，文献[5]研究发现，按该公式计算的酸露点随过量空气增大反而趋于降低，与实际相反，这也反映了苏联锅炉热力计算标准方法所存在的另一缺陷和不足。而且，国内文献中对该标准中的公式引用出现过多种失误版本或异化式[17-18]，无论在公式结构或计算结果上均与原版公式差别很大，需要予以指出并澄清[6,19]。

1.1.2 以烟气成分为基准酸露点温度计算方法[2-12]

以烟气成分为基准酸露点温度计算方法中，计算通式是SO3体积分数和水蒸气分压的对数函数方程，特别适用于分析烟气成分变化时的酸露点变化，而且SO3体积分数需以实测或按经验SO3转换率来确定。这类方法存在以下缺点和不足：1）与煤质不直接联系，也不含飞灰影响因子，计算准确度完全取决于对SO3转化率的估计；2）SO3体积分数的影响还与烟气种类、测试方法等有关，不同研究者的报道结果差异很大，缺少公认的计算方法。此外，在这一计算体系中，绝大多数经验公式所计算的酸露点在极低SO3体积分数时即处于高位，与水露点温度之间形成断层，在公式结构的合理性上存在疑点；在实践上，按该方法计算的酸露点均明显偏高，即使对于高硫煤其偏差也相当可观。以九龙电厂200 MW 机组为例，各种计算方法对九龙高硫烟煤的计算结果比较见表2。由表2可见，除文献[20]中计算结果外，其他几种计算方法的计算结果与实测值相比，正偏差均高达43～58 ℃，因此有必要对现行原烟气酸露点计算方法进行技术升级研究。

表2 各种计算方法对九龙高硫烟煤计算结果比较（实测值按可视法数据86.9 ℃）Tab.2 The acid dew points of high sulphur bituminous coal in Jiulong calculated by various methods(the measured value is 86.9 ℃according to the visible data) ℃

1.2 在国内湿法脱硫烟气中的应用

目前，国内大部分试验研究单位、设计院、脱硫公司仍利用现有原烟气酸露点温度计算公式来评估湿法脱硫的湿烟气酸露点。

由于湿法脱硫对SO3脱除率低而水蒸气增量大，计算结果均是净烟气的酸露点温度高于原烟气。考虑到原烟气酸露点计算值通常高于90～100 ℃，若采用烟气-烟气换热器（GGH）加热后的净烟气温度（通常为72～80 ℃）仍在酸露点计算值以下，则采用GGH 的意义不大。因此对净烟气酸露点的计算方法需另行研究制定。

2 基础研究缺陷及不足

2.1 基础研究

国内清华大学、华中理工大学、华北电力大学等高校对酸露点做了大量的基础研究。

1）向柏祥等基于热力学原理的酸露点预测数学模型[22]为

式中：T为酸露点，K；p为硫酸蒸气分压，Pa；pH2O为水蒸气分压，Pa；Aj为与水蒸气分压相关的试验系数，j=1,2,3,4。系数共有20 多项需查表代入。

2）文献[23]基于SO3与煤灰成分相关性研究提出了相应的计算方法，其中对酸露点计算式按И.A.Баранова经验公式取用；而公式中的SO3体积分数项按下述SO3转化率拟合式进行估算：

式中：war(A)为燃煤收到基灰分，%；w(Fe)、w(Al)、w(Ca)、w(Mg)等为煤灰中该元素的质量分数。

3）文献[24]用最小二乘法对向柏祥等试验台数据及苏联标准计算式进行拟合，数学模式如下：

式中：fSO3为SO3体积分数相关数值；rH2O为烟气中水蒸气体积分数，mL/L；rSO3为烟气中SO3体积分数，mL/m3。

以上几组方程均是国内学者对烟气成分基准体系酸露点计算方法的新探讨。其中向柏祥等提出的酸露点预测数学模型与热力学原理相关联，理论上有据可循，但运算相当繁琐，而且研究对象主要是热力学酸露点。文献[23]对酸露点计算式并未进行研究改进，而是基于对煤灰成分及燃烧温度这2 个影响因子的研究，提供了配套的SO3转化率估算式，使得酸露点计算式可用于工程实际；论文中关于富氧燃烧较大气燃烧具有更高烟气酸露点的论点也具有可信度。但国内外的研究均指出，煤灰成分同时决定SO2排放系数及SO3转化率2项数值，需要有更加全面的表达公式。文献[24]对特定成分烟气酸露点拟合式数学表达的优化问题进行了研究，提出了一种新的拟合模式。基于所跟踪的主要是苏联锅炉标准酸露点公式，应该颇具参考价值。但根据校核结果，所发表的计算公式存在多处疑点，需要校勘如下：

即使按校勘公式，核算数据与论文中曲线图的拟合情况也不甚理想。另外，拟合式的比选价值取决于所选的参照体系，而论文中所选参照曲线之一“Haase.R.&Borgmann”系一个误写式应删去；参照曲线之二苏联标准公式本系煤质基准公式，在tdp=f(SO3)曲线中的表达与煤灰含量、SO3转化率等均相关联，不是一条以某个特定SO3转化率折算的曲线所能够代表的，这使得拟合式的跟踪目标及比选价值不尽理想。

2.2 缺陷与不足

1）测试技术方面有些高校和科研单位在酸露点仪的研制上受市场前景等影响，均未能继续研究直到形成产品，导致国内在酸露点仪领域基本空白。

2）理论研究方面有些研究者局限于对国际石化冶金行业酸露点计算体系的经验公式的比较，但按此技术路线取得的研究成果乏善可陈。

3）与测试数据结合方面缺少足够的燃煤烟气酸露点测试数据库作为支持，其拟合精度再高也只是针对模拟试验台数据的一种理想计算精度，不足以代表实用条件下的精度。

4）与工程应用结合方面电厂、科研单位、高校之间缺少统一牵头条件下的大力协作。国内论文多偏重于对试验样品干烟气的试验研究，与实际存在的燃煤烟气、降温/除尘烟气、脱硝烟气、脱硫烟气均不相关，研究对象与实际应用存在明显脱节。

2.3 应用研究领域

2011年，张基标等[25]主要根据对暖风器及低温省煤器的运行经验总结，提出了如下的经验计算公式：

式中：tDT.0为水露点温度，℃；SSP为煤种折算硫分，%；ASP为煤种折算灰分，%；Ab为管壁积灰系数，除尘器前取3，除尘器后取1。

虽然上述经验式只是针对个别材料的拟合，对其他试验数据的验算偏差较大，理论上也有待进一步论证，但在应用研究领域内不失为一种尝试。

2011年后，电力设计研究部门以开展《锅炉烟气酸露点计算方法研究》等科研项目为契机，对酸露点计算方法的应用和改进优化进行了系统的调研、试验和理论研究。研究者以实测SO3为基础、以理论分析为主导，取得了系统性研究成果，并于2013—2014年编制出版了“研究报告（5 卷）+专题报告（9 本）”[26]及计算导则[27]。电力试验研究部门对原烟气、净烟气中SO3成分的热力特性进行系统的工业性试验研究，在国内填补了空白，为制订各类烟气酸露点计算方法提供了基础资料[28-29]。

3 国内酸露点计算基础研究存在问题

3.1 基准公式遴选问题

近十年来，国内酸露点研究领域相当活跃，但在基础研究论文中也存在一种急于求成、论文产量与学术价值之间不对称、甚至可能引发误导的现象。有些论文的研究水平停留在反复比较国外计算公式的层次上，在缺乏足够测试数据情况下，试图以一二个实测数据、甚至在没有可信测试数据情况下，期望从国外一堆公式的比较中寻找出推荐公式；有的论文凭作者个人认知选定一个公式作为比较基准，来评估其他公式的误差，或者据此提出推荐公式或修正公式。例如：围绕A.G.Okkes 公式作为比较基准来进行构思，但对于该公式为何可作为比较基准这一点并未提供任何技术支持。实际上，国际文献中ADT=f(SO3/H2O)类型酸露点计算公式对于燃煤锅炉来说偏差均过于巨大，A.G.Okkes 公式也不例外。可见，对基准公式的遴选缺乏技术支持，使得这类论文缺乏应有的学术价值和实用价值。

另外，分析酸露点与燃料特性之间的关系偏离基本共识，例如燃烧计算中的烟气SO3成分应该是折算硫分SSP的函数，而并非单纯“含硫量Sar”的函数，

而有的论文以“含硫量”来替代“折算硫分”作为煤质特征因子，这就导致出现一些乱象。另外，按多个遴选煤种绘制酸露点与含硫量关系的图表时，出现酸露点随煤质含硫量呈马鞍形变化，若将这类案例作为一种规律来论述就可能引起误导。

3.2 计算错误问题

有的论文在绘制的酸露点曲线中，对“穆勒曲线”的数据点位于70 ℃线以下，对“Halstead 曲线”的数据点位于90 ℃线以下，这均为明显错误。实际上，这2 个曲线公式中的酸露点都是lgVSO3的函数，当时时故知它们的最低值应该分别为常数项116.55 ℃及113 ℃；有的论文因计算数据失误，得出“和A.G.Okkes 公式相比，Halstead 曲线、Haase&Borgmann 公式误差最大”等不确切结论；有的文献按И.A.Баранова公式对高井烟煤酸露点的计算值偏低了近40 ℃；有的论文在引用日本电研所公式时，对SO3量纲单位的误用导致酸露点计算值偏小了40 ℃之多。

3.3 参考文献引用问题

在引用国外文献时，存在不引用原著文献的现象，有的作者将自己论文作为国外文献引用依据，甚至将误写的国外公式作为评估各种计算方法偏差的依据。例如，按原著[21]（VGB H76 1962,16-19）中的 Haasse & Borgmann 公式应为tDP=255+18.7lgpH2SO4+27.6 lgpH2O，但国内一大批论文[3,7,9-12]在引用时，均将其误写为tDP=255+27.6 lgpSO3+18.7 lgpH2O，对SO3及H2O 2项系数的顺序前后颠倒，使计算值产生了较大的误差并影响到比选结果。

3.4 研究目标问题

目前，国内基础研究论文大多只停留在对一些原烟气酸露点计算公式比较的层面。随着燃煤发电低污染燃烧和节能减排技术的进步，对燃煤烟气酸露点温度的研究也进入一个新阶段，应面对一些新情况进行深入研究，例如：适应低低温电除尘技术发展需要，研究燃煤烟气酸露点随烟气温度而变化的关系；燃煤烟气酸露点不仅与飞灰含量有关，更与飞灰成分即飞灰的碱度有关；适应研究脱硝烟气的酸露点变化；适应湿法脱硫的大量推广应用，研究湿烟气的酸露点；SO3转化率测试技术研究等。

4 酸露点计算方法研究进展

4.1 国外研究进展

早期文献（ASME Paper No.64-Pwr-3）中已经发现，在酸露点研究中存在明显相互矛盾的数据现象，需要进行澄清。

2008年，文献[30]基于西班牙一台377 MW 机组锅炉上的酸露点测试结果认为，对高硫及低硫2 种燃料油的酸露点温度应该拟合2 种不同的计算方程，分别见式(10)、式(11)及图1。

高硫燃油：

低硫燃油：

对低硫燃油的主流区间(φ(SO3)=0.5 ～4.0 μL/L)，可拟合为：

图1 西班牙377 MW 机组锅炉燃用高/低硫燃料油时酸露点计算曲线比较Fig.1 The calculating curves of acid dew point for a Spanish 377 MW unit boiler fueled with high/low sulfur fuel oil

比较公式(10)和公式(12)，其中最大的异同在于：1）常数项的差异，同样(SO3)=1 μL/L 时，低硫燃油要低28.29 ℃；2）酸露点随(SO3)变化的斜率∂(ADT)/∂(lgSO3)的差异，高硫燃油的变化斜率（27.78）与现行文献中一大批归属ADT=f(SO3)模式b 的经验式十分接近，而低硫燃油的变化斜率（76.95）则高得多；3）在较高的SO3体积分数区间2 条曲线趋于同一水平。

4.2 国内研究进展

文献[26-27]按目前国内外文献资料，将几种典型的“酸露点温度-SO3体积分数”曲线整理到对数坐标图上，得到图2所示图谱。对这些曲线族大体上可分为a 和b 2 类模式：

1）SO3参量模式a，可用类似抛物线的幂函数方程来描述，即

苏联锅炉标准方法（折算为SO3参量模式）及A.Taylor 数据表等是这类模式的代表。

2）SO3参量模式b，可用下述对数函数方程来描述，即

式中，(H2O)v为烟气中水蒸气体积分数；(SO3)v为烟气中SO3体积分数。

国际上流行的P.Müller、A.G.Okkes、И.А.Баранова、Verhoff&Branchero、Haase&Borgmann、日本电研所等公式及一些曲线以至LAND 仪的函数关系都可归属这一类模式。

从实际应用看，以SO3参量模式a 更加符合燃煤锅炉实际情况，其中对低硫区（(SO3)≤5 μL/L）以Taylor 数据表较优，在高、中硫区（(SO3)≥5 μL/L）以折算后的苏联标准公式更加接近国际统计资料。从图2的烟气酸露点温度与SO3体积分数关系曲线图谱来看，国内文献广泛引用的P.Müller、A.G.Okkes、 И.А.Баранова、Verhoff &Branchero、Haase&Borgmann、日本电研所等公式及一些曲线，实际上位于同一曲线带，没有必要去认定其中某个公式可以作为基准，再去分析其他一些公式的偏差。按该图谱还得知，在通常的SO3体积分数区间，以P.Müller 为代表的一批公式曲线带与模式a 公式曲线区之间存在明显差距。此外，国内不少论文中对Haase&Borgmann、日本电研所公式、И.А.Баранова等公式计算值的严重低估，偏离了模式b 曲线带乃是一种明显失误。

图2 烟气酸露点温度与SO3 体积分数关系曲线图谱(φ(H2O)=7%)Fig.2 The relationship between flue gas dew point and SO3 volume fraction(φ(H2O)=7%)

5 现有烟气酸露点计算公式结构优化

5.1 对苏联计算方法的整合和优化

苏联锅炉烟气酸露点计算公式实际上有以下2种结构型式：

1）锅炉热力计算标准中的公式（又称P.A.Лероеян或简称Ле氏公式），即

2）A.Φ.Гаврцлов提出的修正公式（简称Га氏公式）[16]，即

式中：K为系数，取决于煤中灰分、碱土成分的含量，并由1/K=f(R)曲线图查取，R为灰成分指标；SSP,kJ为以kJ 基准的折算硫份，%；ASP,kJ为以kJ 为基准的折算灰分，%。

但是，上述2 组公式中，Ле氏公式未包含灰成分因子，Га氏公式由R值及配套的1/K=f(R)曲线组成，使用不方便，且几种出版物中的R表达式均存在疑点而无法操作。

文献[16]基于对苏联标准计算方法探源分析及对1/K=f(R)回归曲线的拟合，对上述2 组方法进行了整合优化，推导得到“Ле-Га氏酸露点计算方程”，主要内容如下：

在lgRopt≥1.9 区间：

在lgRopt＜1.9 区间（主要对应低硫煤）：

表3为苏联标准式及“Ле-Га”升级版公式对俄罗斯煤种验算比较，图3为按整合优化的苏联标准式所计算的酸露点特性曲线，图4为煤灰碱土成分对烟气酸露点温度影响。

表3 苏联标准式及“Ле-Га”升级版公式对俄罗斯煤种验算比较Tab.3 The checking computation results of Russian coal types using the standard formula of the Soviet Union and the“Ле-Га”upgraded formula

图3 按整合优化的苏联标准式所计算的酸露点特性曲线Fig.3 The characteristic curves of acid dew point calculated by the integrated and optimized Soviet standard formula

图4 煤灰碱土成分对烟气酸露点温度影响Fig.4 The influence of alkaline earth components in coal ash on the acid dew point of flue gas

由表3、图3和图4可见：按“Ле-Га”整合优化式大大提升了计算精度；按整合优化的苏联标准式所计算的酸露点特性曲线更加符合实际规律；煤灰碱土成分对酸露点的影响与德国文献[31]显示的趋势相符。

5.2 对现行煤质资料基准计算体系优化

文献[26]、[27]对该计算体系的烟气酸露点计算提出了以下改进建议：1）对煤质资料中的硫分以可燃硫为准；2）引入飞灰碱度修正因子；3）引入过量空气系数修正；4）推导提出与煤质资料基准等效的烟气成分基准计算方程。进行上述修正后得到对煤质基准酸露点计算方法的升级版方程式为

转换成以烟气成分为基准的等效计算方程式为

式中：n′为指数，表示飞灰含量及成分对酸露点影响的程度，n′=afly×Asp×Kn，afly为飞灰份额，对煤粉炉afly=0.85～0.90；Kn为飞灰成分对酸露点影响的修正系数，(SO3)为烟气中SO3体积分数(按计算点的过量空气系数)，%；Va.wg为1 kg 煤完全燃烧的烟气量（标准状态，按计算点的过量空气系数），m3/kg；a为煤灰碱度修正系数，对一般煤种按确定[32]，其中Ab=0.239aflyAsp(7w(CaO)+ 3.5w(MgO)+w(Fe2O3))，对褐煤及w(CaO)≥20%的高钙烟煤均推荐按文献[27]、[33]计算；∆tSCR.RAP为烟气通过SCR 脱硝装置在空气预热器出口的酸露点温度增幅（℃），当式中SO3为实测值时，不需要计算本项内容。

另外，文献[26]推导提出了对酸露点的过量空气系数修正式为

式中：∆aF=(aF‒1)；b为系数，当φ(SO3)＜5 μL/L 时取b=40，φ(SO3)≥5 μL/L 时取b=52。

5.3 对烟气成分基准计算体系公式结构优化

5.3.1 烟气成分基准计算体系通用公式结构

烟气成分基准计算体系通用公式结构为

式中，A、B、C为系数。

已知水露点温度方程tDT.0=f(H2O)，可按下式来确定系数C：

系数B按水蒸气分压力一定时的酸露点来确定：

已知酸露点温度数据tDT，按下式确定系数A：

按文献[27]，当φ(SO3)v≥5～50 μL/L 时可取A=200，B=52，C=40。则对于大部分燃煤烟气可以推荐以下经验方程：

上式中的系数C是根据水露点数据表得到的，具有一定的稳定性和可信度；系数B在大部分区间高于系数C，更加符合SO3体积分数对酸露点敏感性更强这一论点；这都比现行文献中流行的SO3参量模式b计算方程更加合理可行。

5.3.2 在SCR 脱硝烟气酸露点温度变化估算中的应用

SCR 脱硝后的烟气成分变化仅限于SO3体积分数一项，故可方便地运用对数函数方程式来分析酸露点增幅∆tDT.SCR。按文献[27]有

式中：KSO3为烟气在SCR 脱硝装置进口处的SO3转化率，%； ΔKSO3.SCR为烟气经SCR 脱硝后的SO3转化率增量，一般取为≤1%。

B为烟气成分基准计算体系通用公式(23)中的系数。实际上，按式(28)计算（对应B=52）的SCR脱硝后酸露点增幅较H&B 等国际上流行的一批经验式（对应B=15～26）要大得多，更加接近国际文献中报道的+5～+12 K。

由于燃煤锅炉空预器在烟气降温过程中具有对SO3捕集作用，SCR 脱硝后对空预器下游烟道的酸露点温度增幅发生衰减，此时以空预器出口的SO3体积分数进行核算。对空预器SO3捕集作用定性及定量方面的考虑如下：

烟气通过SCR 脱硝装置所增加的SO3转化率，在经过空预器降温过程中会与残余氨及水蒸气发生2 类反应：1）当n(NH3):n(SO3)≥2:1 时生成硫酸铵(NH4)2SO4，但在空预器烟温范围（450 ℃以下）为固态粉末，而且要在残余氨很高（≥10 μL/L）才能生成；2）当n(NH3):n(SO3)≤2:1 时生成硫酸氢铵NH4HSO4，在降温到150 ℃以下时已固化。由于这2 类反应物均被灰分吸附而转移到灰尘中，故空预器出口增加的SO3转化率变小。

5.4 国外对降温除尘脱硫烟气酸露点确定方法研究成果

飞灰对酸露点的影响与温度相关。日本在开发低低温电除尘的研究中发现，烟气降温后因硫酸雾对飞灰产生凝并效应，SO3富集在烟尘多孔表面，气相SO3体积分数及酸露点同步降低。

应用灰硫比指标来评估尾部烟道低温腐蚀存在风险。按日本MHI 实验室试验结果指出,对低硫煤当灰硫比大于一定值时，腐蚀率几乎为0，而低硫燃煤烟气实际灰硫比远大于临界值。美国南方电力公司也通过灰硫比来评价低温腐蚀风险程度，当采用含硫量为2.5%的燃煤时，灰硫比在50～100可避免低低温电除尘器腐蚀，当采用含硫量更高的燃煤时，为避免腐蚀，灰硫比应大于200。

5.5 国内对降温除尘脱硫烟气酸露点确定方法研究成果

5.5.1 烟气降温/除尘工况下的酸露点计算

中国电力建设咨询有限公司课题组与西安热工研究院有限公司在重庆九龙电厂200 MW 机组上进行的测试及理论研究，验证了日本关于燃煤烟气酸露点随烟温同步下降的论点，并根据试验结果推导得到酸露点温度随烟气温度下降的定量变化关系如下：

式中：ΔtDT为烟气酸露点温度随烟温而变化的幅度，℃；M、N为与含硫相关的煤质系数；A、B为公式常数，按文献[26-27]取用；tDT,1为原烟气降温过程起点处的烟气酸露点温度；∆t为原烟气温度降低量的绝对值，℃。

当烟温下降时，按上式计算的结果为负值，表明酸露点温度随烟温降低而同步降低。对于高硫煤工况，烟气温度可以降低至90～95 ℃，原烟气的初始酸露点不宜超过110 ℃；对于低硫煤工况，烟气温度可以降低至80～85 ℃，原烟气的初始酸露点不宜超过100 ℃。

5.5.2 按灰硫比（D/S）准则的腐蚀风险评估方法

文献[34]对按灰硫比（D/S）准则评估尾部烟道低温腐蚀风险的典型案例参见表4。

表4 按灰硫比(D/S)准则对不同烟气降温/除尘顺序的低温腐蚀风险评估案例Tab.4 The assessment of low temperature corrosion risk for flue gas with different cooling/dusting sequences based on D/S criterion

由表4中的评估意见可知：低低温电除尘器对于低硫煤有足够的安全性，而对于低灰高硫煤则存在一定风险；低温省煤器在其上游烟道的低温腐蚀风险稍高于低低温电除尘器，在换热器及其下游烟道存在风险。

5.5.3 基于气态SO3测试成果的脱硫净烟气计算方法

中国电力建设咨询有限公司课题组与西安热工研究院有限公司及上海明华电力技术工程有限公司在重庆九龙电厂200 MW 机组及漕泾锅炉房进行了系统性测试及理论研究[28-29,35]，主要研究成果如下：

1）计算方法首选“煤质基准转换为烟气成分基准的酸露点温度计算公式”作为净烟气酸露点温度标准值的计算公式，即

式中：(SO3)″为净烟气中SO3体积分数(湿基、气态、实际含氧量)，%；β为系数，按原烟气计算方法确定，通常取β=121；Va.wg为1 kg 煤的实际湿烟气量，m3/kg（标准状态），按脱硫塔出口条件计算。

2）净烟气中的SO3形态脱硫塔出口净烟气中气态SO3体积分数较低，平均水平约为53.1%～68.9%；净烟气加热过程中，在80～90 ℃之间存在SO3从非气态向气态的变化过程，SO3的气态占比从43%～56%上升到72%与75%，这与一般预计结果相一致。

3）净烟气中的SO3体积分数与过热度关系试验表明，净烟气中的SO3体积分数随烟气过热度增加而增大，但在各过热温度段变化率有所不同，结果如图5所示。

图5 净烟气中SO3 体积分数与过热度关系Fig.5 The relationship between SO3 volume fraction and superheat in net flue gas

5.5.4 几种酸露点计算方法比较

计算结果比较详见表5。

表5 文献[26-27]推荐的计算方法与现行计算方法及若干实测数据的比较Tab.5 Several measured data of acid dew points of flue gas and the ones calculated by methods recommended in reference[26-27]and the current method

5.5.5 净烟气酸露点计算方法试验研究结果

1）净烟气过热后的酸露点温度低于原烟气酸露点；若GGH 能将净烟气加热到72～80 ℃以上，就有可能使金属壁温高于酸露点。

2）当GGH 将净烟气加热到72 ℃以上，即净烟气过热度为+26 ℃以上时，SO3中的气态份额为50%以上，在理论上这部分SO3不再构成腐蚀源，而气溶胶SO3部分，也因壁温高于烟气酸露点而基本上避开了腐蚀区；而此时是否能避免对烟道金属壁面产生局部腐蚀，在很大程度上还与烟气中是否携带机械水滴等状态有关，这取决于除雾器的等级及运行情况。

3）考虑到GGH 对烟道、烟囱内壁加热温度的不均匀性，及加热后净烟气中仍有可能含有少量石膏浆液、细微雾状酸液以至酸性水滴，故GGH 的低温区及GGH 出口烟道、烟囱内壁仍需采取防腐措施，但其防腐等级允许低于无GGH 时的“湿烟囱”。