环保网讯: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。
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300MW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]x100%（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500～1000mg/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。
延伸阅读：
脱硫浆液循环泵的故障原因分析与处理
脱硫浆液循环泵变频改造降低脱硫耗电率可行性研究
关于脱硫吸收塔浆液循环泵运行方式的节能优化讨论
燃煤电厂湿法脱硫浆液循环泵耐磨修复新技术简介和应用
首页12下一页