根據(jù)在線監(jiān)測系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，對(duì)某電廠600MW機(jī)組脫硫漿液循環(huán)泵運(yùn)行組合方式進(jìn)行了研究。在脫硫系統(tǒng)入口SO2濃度變化時(shí)，分析了9種組合方式下煙氣脫硫系統(tǒng)的脫硫效率及循環(huán)泵的運(yùn)行電流。結(jié)果表明，隨著脫硫入口SO2濃度升高，循環(huán)泵的運(yùn)行數(shù)量及電流增加，漿液循環(huán)泵運(yùn)行數(shù)量相同時(shí)，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(huán)泵是核心設(shè)備，每臺(tái)循環(huán)泵與各自對(duì)應(yīng)的噴淋層連接，為吸收塔提供石灰石漿液，其運(yùn)行方式不僅直接影響系統(tǒng)的脫硫效率，也與系統(tǒng)的能耗密切相關(guān)。

1某電廠脫硫系統(tǒng)概況

根據(jù)《山西省人民政府辦公廳關(guān)于推進(jìn)全省燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放的實(shí)施意見》(晉政辦發(fā)[2014]62號(hào)、《山西省現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組超低排放改造提速3年推進(jìn)計(jì)劃》等要求，全省現(xiàn)役單機(jī)300MW及以上燃煤發(fā)電機(jī)組2017年底前完成超低排放改造任務(wù)。在基準(zhǔn)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(jìn)行了超低排放改造。經(jīng)過改造后，每臺(tái)機(jī)組脫硫系統(tǒng)配置4臺(tái)流量為13500m3/h的漿液循環(huán)泵加1臺(tái)設(shè)計(jì)流量為6000m3/h的輔助漿液循環(huán)泵，吸收塔內(nèi)設(shè)置4層噴淋層加2層輔助噴淋層。各漿液循環(huán)泵的設(shè)計(jì)參數(shù)如表1所示。

表1漿液循環(huán)泵設(shè)計(jì)參數(shù)

在煙氣脫硫系統(tǒng)FGD(flue gas desulfurization)入口SO2濃度處于不同范圍內(nèi)時(shí)，分別調(diào)節(jié)循環(huán)泵的數(shù)量和組合方式，根據(jù)在線監(jiān)測系統(tǒng)記錄各漿液循環(huán)泵運(yùn)行電流以及脫硫系統(tǒng)進(jìn)出口SO2濃度。

2脫硫效果分析

2.1脫硫效率計(jì)算方式

脫硫系統(tǒng)入口、出口SO2濃度均來自于在線監(jiān)測系統(tǒng)，SO2質(zhì)量濃度均折算成基準(zhǔn)含氧量為6%下的濃度。脫硫效率η按式(1)計(jì)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(tǒng)漿液循環(huán)泵雙泵運(yùn)行時(shí)，采取的組合方式有A+D,B+D,C+D3種運(yùn)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(shí)的換算脫硫效率曲線。

，隨著原煙氣SO2濃度升高，3種運(yùn)行方式下系統(tǒng)的脫硫效率均呈現(xiàn)出下降的趨勢，這是由于SO2濃度上升的同時(shí)漿液流量維持不變，導(dǎo)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(shí)，3種運(yùn)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(shí)，C+D已經(jīng)不能滿足排放限值要求，B+D也已經(jīng)逼近限值，需要增加循環(huán)泵運(yùn)行數(shù)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(shí)，脫硫效率仍然能達(dá)到97.3%，能夠達(dá)到排放要求，所以可以作為漿液循環(huán)泵雙泵運(yùn)行時(shí)的首選方式。