超低排放机组脱硫浆液循环泵运行方式优化

根据在线监测系统实际运行数据，对某电厂600MW机组脱硫浆液循环泵运行组合方式进行了研究。在脱硫系统入口SO2浓度变化时，分析了9种组合方式下烟气脱硫系统的脱硫效率及循环泵的运行电流。结果表明，随着脱硫入口SO2浓度升高，循环泵的运行数量及电流增加，浆液循环泵运行数量相同时，组合方式不一样，脱硫效率也不一样。

引言

在石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置中，浆液循环泵是核心设备，每台循环泵与各自对应的喷淋层连接，为吸收塔提供石灰石浆液，其运行方式不仅直接影响系统的脱硫效率，也与系统的能耗密切相关。

1某电厂脱硫系统概况

根据《山西省人民政府办公厅关于推进全省燃煤发电机组超低排放的实施意见》(晋政办发[2014]62号、《山西省现役燃煤发电机组超低排放改造提速3年推进计划》等要求，全省现役单机300 MW及以上燃煤发电机组2017年底前完成超低排放改造任务。在基准氧含量6%条件下，SO2排放浓度低于35mg/m3。由于该电厂原有脱硫装置无法满足新的排放要求，因此进行了超低排放改造。经过改造后，每台机组脱硫系统配置4台流量为13500m3/h的浆液循环泵加1台设计流量为6000m3/h的辅助浆液循环泵，吸收塔内设置4层喷淋层加2层辅助喷淋层。各浆液循环泵的设计参数如表1所示。

表1浆液循环泵设计参数

在烟气脱硫系统FGD(flue gas desulfurization)入口SO2浓度处于不同范围内时，分别调节循环泵的数量和组合方式，根据在线监测系统记录各浆液循环泵运行电流以及脱硫系统进出口SO2浓度。

2脱硫效果分析

2.1脱硫效率计算方式

脱硫系统入口、出口SO2浓度均来自于在线监测系统，SO2质量浓度均折算成基准含氧量为6%下的浓度。脱硫效率η按式(1)计算。

η=[(C1-C2)/C1]x 100%(1)

​

式中：

C1-脱硫入口SO2浓度;

C2-脱硫出口SO2浓度。

2.2脱硫效率分析

脱硫系统浆液循环泵双泵运行时，采取的组合方式有A+D,B+D,C+D3种运行方式，原烟气SO2浓度在500～1000 mg/m3之间变化，脱硫效率变化如图1所示。图1中虚线为排放限值35mg/m3(含氧量6%)时的换算脱硫效率曲线。

图1 2台循环泵不同组合方式下的脱硫效率

从图1可以看到，随着原烟气SO2浓度升高，3种运行方式下系统的脱硫效率均呈现出下降的趋势，这是由于SO2浓度上升的同时浆液流量维持不变，导致钙硫比下降，从而引起脱硫效率下降。

整体脱硫效率A+D>B+D>C+D，在SO2浓度小于700mg/m3时，3种运行方式的脱硫效率均能满足排放要求。

在SO2浓度大于750mg/m3时，C+D已经不能满足排放限值要求，B+D也已经逼近限值，需要增加循环泵运行数量。而A+D泵的脱硫效率最高从99.4%开始，直到SO2浓度为1000mg/m3时，脱硫效率仍然能达到97.3%，能够达到排放要求，所以可以作为浆液循环泵双泵运行时的首选方式。

浆液循环泵有3台泵运行时，采取的组合方式有A+B+D,C+B+D,A+C+D 3种运行方式，脱硫效率如图2所示。

图2 3台循环泵不同组合方式下的脱硫效率

从图2中可以看到，当采用A+B+D运行方式时，脱硫效果较差，最高98.6%，随着原烟气SO2浓度增加至1400mg/m3，脱硫效率低至97.7%，已经达不到限值要求。而采用B+C+D和A+C+D两种运行方式时，原烟气SO2浓度在1000-1600mg/m3之间变化时，脱硫效果均能够满足要求，两种方式的脱硫效率互有高低，相差值在0.3%左右，脱硫效率基本一致。在原烟气SO2浓度为1000——1600mg/m3时，B+C+D和A+C+D组合均可作为浆液循环泵的运行方式。

图3：4台以上循环泵不同组合方式下的脱硫效率

浆液循环泵4台以上泵运行时，采取的组合方式有A+B+C+D,A+B+D+E以及A+B+C+D+E5台同时运行。从图3中可以看到，当采取A+B+D+E运行方式时，随着原烟气SO2浓度升高，脱硫效率由起始最高98.2%开始迅速下降，在SO2浓度达到1700mg/m3便已超出排放标准。

这是由于E泵功率较小，所提供的浆液有限，在原烟气SO2浓度较高时钙硫比低，没有足够的浆液参与反应，导致脱硫效率低。当循环泵采用A+B+C+D方式运行时，脱硫效率较A+B+D+E方式高约1%，最高值为99.3%，在原烟气SO2浓度达到2300mg/m3时，脱硫效率下降到98.8%，但仍旧能够满足设计要求。

当5台循环泵全部开启时，整个系统脱硫效率明显提升，当原烟气SO2浓度在1600——3000mg/m3之间变化时，脱硫效率能够维持在99.2%-99.3%。这是由于循环泵数量增加后，进入吸收塔的浆液喷淋量显著增加，提高了塔内反应的钙硫比，浆液与烟气吸收反应更加充分，最终增加了系统脱硫效果。

3能耗分析

浆液循环泵属于高耗能设备，在整个FGD系统中的用电量可占到50%以上。2号机组脱硫装置共配置5台浆液循环泵，在脱硫入口SO2浓度变化不大，烟气量稳定的情况下，投入运行的循环泵数量越多，脱硫效率越高，但此时的耗电量也随之增大。因此，在脱硫系统保证可靠运行的前提下，调节循环泵运行数量，优化循环泵的运行组合方式，能够降低耗电量。

图4不同运行方式下的循环泵总电流

浆液循环泵的输出功率尸可由式(2)得出。

式中:

U-循环泵电压，常量;

I-循环泵运行电流，A;

cosφ-功率因数，常量。

由式(2)可知，电流I为实际运行值。因此，可以用循环泵运行电流I作为分析能耗的指标。图4为浆液循环泵不同组合方式运行下的总电流值。双泵A+D运行总电流在250A左右，而5台泵A+B+C+D+E全部开启时运行总电流可达到500A左右，是A+D的两倍。在脱硫效果能满足排放要求的前提下，投入运行的循环泵数量越少，能耗电量越低。

在脱硫入口SO2浓度小于1000mg/m3时，最佳运行方式为A+D;

在脱硫入口SO2浓度介于1000-1600mg/m3时，B+C+D运行电流约340A，A+C+D运行电流约350A，所以最佳运行方式为B+C+D;

在脱硫入口SO2浓度介于1600——2300mg/m3时，最佳运行方式为A+B+C+D;

当脱硫入口SO2浓度大于2300mg/m3时，需要开启全部5台浆液循环泵。

4结论

在FGD系统中，对浆液循环泵运行方式的优化主要考虑两个方面。

一是净烟气SO2浓度低于35mg/m3(含氧量6%)，满足超低排放要求;二是浆液循环泵的运行总功率越小能耗越低，因此能够降低整个FGD系统的能耗。

合理地优化脱硫系统的运行方式需要经过长期的实践和研究。在实际运行中，FGD脱硫效率及运行功率受浆液密度、液位、pH值等多种因素的影响，需要长期全面的验证才能完善最佳运行模式。