超低排放机组脱硫浆液循环泵运行方式优化

超低排放机组脱硫浆液循环泵运行方式优化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(fluegasdesulfurization)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脱硫效果脱硫效果分析分析2.1脱硫效率计算方式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12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+D3种运行方式，脱硫效率如图2所示。图23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34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