根據在線監測系統實際運行數據，對某電廠600MW機組脫硫漿液循環泵運行組合方式進行了研究。在脫硫系統入口SO2濃度變化時，分析了9種組合方式下煙氣脫硫系統的脫硫效率及循環泵的運行電流。結果表明，隨著脫硫入口SO2濃度升高，循環泵的運行數量及電流增加，漿液循環泵運行數量相同時，組合方式不一樣，脫硫效率也不一樣。

在石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置中，漿液循環泵是核心設備，每臺循環泵與各自對應的噴淋層連接，為吸收塔提供石灰石漿液，其運行方式不僅直接影響系統的脫硫效率，也與系統的能耗密切相關。

1某電廠脫硫系統概況

根據《山西省人民政府辦公廳關于推進全省燃煤發電機組超低排放的實施意見》(晉政辦發[2014]62號、《山西省現役燃煤發電機組超低排放改造提速3年推進計劃》等要求，全省現役單機300MW及以上燃煤發電機組2017年底前完成超低排放改造任務。在基準氧含量6%條件下，SO2排放濃度低于35mg/m3。

由于該電廠原有脫硫裝置無法滿足新的排放要求，因此進行了超低排放改造。經過改造后，每臺機組脫硫系統配置4臺流量為13500m3/h的漿液循環泵加1臺設計流量為6000m3/h的輔助漿液循環泵，吸收塔內設置4層噴淋層加2層輔助噴淋層。各漿液循環泵的設計參數如表1所示。

表1漿液循環泵設計參數

在煙氣脫硫系統FGD(flue gas desulfurization)入口SO2濃度處于不同范圍內時，分別調節循環泵的數量和組合方式，根據在線監測系統記錄各漿液循環泵運行電流以及脫硫系統進出口SO2濃度。

2脫硫效果分析

2.1脫硫效率計算方式

脫硫系統入口、出口SO2濃度均來自于在線監測系統，SO2質量濃度均折算成基準含氧量為6%下的濃度。脫硫效率η按式(1)計算。

η=[(C1-C2)/C1]x100%(1)

式中：

C1-脫硫入口SO2濃度;

C2-脫硫出口SO2濃度。

2.2脫硫效率分析

脫硫系統漿液循環泵雙泵運行時，采取的組合方式有A+D,B+D,C+D3種運行方式，原煙氣SO2濃度在500～1000mg/m3之間變化，脫硫效率變化如圖1所示。圖1中虛線為排放限值35mg/m3(含氧量6%)時的換算脫硫效率曲線。

，隨著原煙氣SO2濃度升高，3種運行方式下系統的脫硫效率均呈現出下降的趨勢，這是由于SO2濃度上升的同時漿液流量維持不變，導致鈣硫比下降，從而引起脫硫效率下降。

整體脫硫效率A+D>B+D>C+D，在SO2濃度小于700mg/m3時，3種運行方式的脫硫效率均能滿足排放要求。

在SO2濃度大于750mg/m3時，C+D已經不能滿足排放限值要求，B+D也已經逼近限值，需要增加循環泵運行數量。而A+D泵的脫硫效率最高從99.4%開始，直到SO2濃度為1000mg/m3時，脫硫效率仍然能達到97.3%，能夠達到排放要求，所以可以作為漿液循環泵雙泵運行時的首選方式。