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。

引言

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300 MW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]x 100%(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500～1000 mg/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。

圖1 2臺循環泵不同組合方式下的脫硫效率

從圖1可以看到，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。

漿液循環泵有3臺泵運行時，采取的組合方式有A+B+D,C+B+D,A+C+D 3種運行方式，脫硫效率如圖2所示。

圖2 3臺循環泵不同組合方式下的脫硫效率

從圖2中可以看到，當采用A+B+D運行方式時，脫硫效果較差，最高98.6%，隨著原煙氣SO2濃度增加至1400mg/m3，脫硫效率低至97.7%，已經達不到限值要求。而采用B+C+D和A+C+D兩種運行方式時，原煙氣SO2濃度在1000-1600mg/m3之間變化時，脫硫效果均能夠滿足要求，兩種方式的脫硫效率互有高低，相差值在0.3%左右，脫硫效率基本一致。在原煙氣SO2濃度為1000——1600mg/m3時，B+C+D和A+C+D組合均可作為漿液循環泵的運行方式。

圖3：4臺以上循環泵不同組合方式下的脫硫效率

漿液循環泵4臺以上泵運行時，采取的組合方式有A+B+C+D,A+B+D+E以及A+B+C+D+E5臺同時運行。從圖3中可以看到，當采取A+B+D+E運行方式時，隨著原煙氣SO2濃度升高，脫硫效率由起始最高98.2%開始迅速下降，在SO2濃度達到1700mg/m3便已超出排放標準。

這是由于E泵功率較小，所提供的漿液有限，在原煙氣SO2濃度較高時鈣硫比低，沒有足夠的漿液參與反應，導致脫硫效率低。當循環泵采用A+B+C+D方式運行時，脫硫效率較A+B+D+E方式高約1%，最高值為99.3%，在原煙氣SO2濃度達到2300mg/m3時，脫硫效率下降到98.8%，但仍舊能夠滿足設計要求。

當5臺循環泵全部開啟時，整個系統脫硫效率明顯提升，當原煙氣SO2濃度在1600——3000mg/m3之間變化時，脫硫效率能夠維持在99.2%-99.3%。這是由于循環泵數量增加后，進入吸收塔的漿液噴淋量顯著增加，提高了塔內反應的鈣硫比，漿液與煙氣吸收反應更加充分，最終增加了系統脫硫效果。

3能耗分析

漿液循環泵屬于高耗能設備，在整個FGD系統中的用電量可占到50%以上。2號機組脫硫裝置共配置5臺漿液循環泵，在脫硫入口SO2濃度變化不大，煙氣量穩定的情況下，投入運行的循環泵數量越多，脫硫效率越高，但此時的耗電量也隨之增大。因此，在脫硫系統保證可靠運行的前提下，調節循環泵運行數量，優化循環泵的運行組合方式，能夠降低耗電量。

圖4不同運行方式下的循環泵總電流

漿液循環泵的輸出功率尸可由式(2)得出。

式中:

U-循環泵電壓，常量;

I-循環泵運行電流，A;

cosφ-功率因數，常量。

由式(2)可知，電流I為實際運行值。因此，可以用循環泵運行電流I作為分析能耗的指標。圖4為漿液循環泵不同組合方式運行下的總電流值。雙泵A+D運行總電流在250A左右，而5臺泵A+B+C+D+E全部開啟時運行總電流可達到500A左右，是A+D的兩倍。在脫硫效果能滿足排放要求的前提下，投入運行的循環泵數量越少，能耗電量越低。

在脫硫入口SO2濃度小于1000mg/m3時，最佳運行方式為A+D;

在脫硫入口SO2濃度介于1000-1600mg/m3時，B+C+D運行電流約340A，A+C+D運行電流約350A，所以最佳運行方式為B+C+D;

在脫硫入口SO2濃度介于1600——2300mg/m3時，最佳運行方式為A+B+C+D;

當脫硫入口SO2濃度大于2300mg/m3時，需要開啟全部5臺漿液循環泵。

4結論

在FGD系統中，對漿液循環泵運行方式的優化主要考慮兩個方面。

一是凈煙氣SO2濃度低于35mg/m3(含氧量6%)，滿足超低排放要求;二是漿液循環泵的運行總功率越小能耗越低，因此能夠降低整個FGD系統的能耗。

合理地優化脫硫系統的運行方式需要經過長期的實踐和研究。在實際運行中，FGD脫硫效率及運行功率受漿液密度、液位、pH值等多種因素的影響，需要長期全面的驗證才能完善最佳運行模式。