漿液循環(huán)泵

漿液循環(huán)泵概述

主要的功能是將吸收塔中的漿液不斷的循環(huán)，使煙氣中的二氧化硫完全被吸收。

石灰石漿液輸送泵-吸收塔循環(huán)泵-噴淋盤-吸收塔循環(huán)池-石膏漿液輸送泵

漿液循環(huán)泵是易損件之一，主要是受到漿液的酸性腐蝕、磨損、氣蝕，一般漿液循環(huán)泵的使用壽命3年左右，1年左右葉輪就要更換新的。

漿液循環(huán)泵葉輪的防腐措施:1. 使用高分子材料包覆葉輪，可以保護(hù)葉輪不受腐蝕

2. 使用特種金屬制成

3. 使用高分子材料制作葉輪

目前國際上常用的是高分子材料包覆葉輪，具有非常好的耐磨耐腐蝕性。

6月13日上午9點(diǎn)，綜合檢修隊(duì)脫硫班組在工作負(fù)責(zé)人的帶領(lǐng)下，開始了#2機(jī)漿液循環(huán)泵D泵入口大小頭的更換。

由于石灰石含沙量大，漿液循環(huán)泵襯膠磨損嚴(yán)重，D泵出現(xiàn)漏點(diǎn)，設(shè)備部綜合檢修隊(duì)接到搶修通知后，立刻按照工作票操作流程，關(guān)停#2吸收塔D漿液循環(huán)泵及其入口電動門、沖洗電動門，在DCS畫面掛“禁操”標(biāo)示，斷開泵內(nèi)所有電機(jī)電源開關(guān)，在電源開關(guān)處掛“禁止合閘，有人工作”標(biāo)示牌，最后打開電動排放門進(jìn)行消壓，直至壓力為零。

D泵完全隔離后，脫硫班組成員立即進(jìn)行現(xiàn)場作業(yè)。漿液循環(huán)泵泵房溫度較高，工作環(huán)境十分惡劣，但脫硫班組的同事們?nèi)匀徽J(rèn)真檢查處理，先是在D泵的出口管道處加裝了堵板，然后進(jìn)行大小頭拆裝更換。

更換大小頭工期為兩個(gè)工作日，脫硫班班長江福然介紹，檢修隊(duì)成員會認(rèn)真細(xì)致完成此次工作，力爭在工期內(nèi)將大小頭拆裝更換完畢，作業(yè)完成后，會進(jìn)行現(xiàn)場衛(wèi)生治理，然后試運(yùn)。

現(xiàn)場作業(yè)目前正在井然有序進(jìn)行中。

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作者:衛(wèi)建英 上海電力股份有限公司

摘要 : 以某電廠燃煤機(jī)組濕式煙氣脫硫運(yùn)行中漿液循環(huán)泵故障為例，針對脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行工況，從設(shè)計(jì)條件、化學(xué)工藝過程、設(shè)備情況和運(yùn)行管理等進(jìn)行分析，查找漿液循環(huán)泵故掉原因，并根據(jù)實(shí)際情況提出相應(yīng)的控制措施。

關(guān)鍵詞:濕法脫硫、裝液循環(huán)泵、故障現(xiàn)象、控制措施

一、設(shè)備概述

某電廠裝機(jī)容量2×1000MW,采用國產(chǎn)超臨界凝汽式燃煤發(fā)電機(jī)組。鍋爐采用低氮燃燒與SCR脫硝裝置控制煙氣NOx排放，采用電除塵器與濕式煙氣脫硫裝置(以下簡稱FGD)控制煙塵與SO2排放，建有210米高度煙囪。

其中，F(xiàn)GD采用目前較為成熟的石灰石一石膏濕法脫硫工藝，脫硫劑為石灰石(CaCO3)與水配制的濃度為30%的懸浮漿液，吸收塔為一爐一塔，石灰石漿液制備、石膏脫水系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)為兩臺爐公用。

由鍋爐引風(fēng)機(jī)來的全部煙氣，在與引風(fēng)機(jī)串聯(lián)的動葉可調(diào)軸流增壓風(fēng)機(jī)的作用下進(jìn)入吸收塔，煙氣自下向上流動，經(jīng)過塔內(nèi)煙氣入口處上部四層漿液噴淋層，煙氣中的SO2、SO3被自上而下噴出的吸收劑吸收生成CaSO·1/2H2O，并在吸收塔下部反應(yīng)池中被鼓入的氧化空氣氧化而生成石膏( CaSO4·2H2O)。脫硫后的凈煙氣通過兩級串聯(lián)的除霧器除去煙氣中攜帶的漿液霧滴后，約50℃的煙氣進(jìn)入煙囪排入大氣。

設(shè)計(jì)煤種含硫率0.43 %，設(shè)計(jì)脫硫入口煙氣流量3139200N·m3/h，脫硫入口煙溫123℃，煙氣入口SO2濃度為940mg/N·m3，入口煙塵濃度<100mg/N·m3 吸收塔塔內(nèi)設(shè)4層噴嘴系統(tǒng)，采用偏心噴嘴，漿液自上而下與煙氣逆流接觸。氧化槳池內(nèi)置，塔外設(shè)4臺側(cè)向攪拌器。周邊配置4臺漿液循環(huán)泵，單元制供給4層噴嘴。其中漿液循環(huán)泵為KSB Atctiengesellschaft的單吸式離心泵。相關(guān)參數(shù)見表1。

二、漿液循環(huán)泵故障現(xiàn)象

2013年3月電廠2號機(jī)組脫硫漿液循環(huán)泵連續(xù)發(fā)生故障，19日運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)漿液循環(huán)泵2D參數(shù)異常，即電流上升到149A(此時(shí):2號機(jī)組負(fù)荷875MW.,2FGD出口SO2維持110mg/N·m3左右)，隨即停用搶修，搶修中發(fā)現(xiàn)，泵進(jìn)口管道防腐材料幾乎全部破損脫落、漿液循環(huán)泵葉輪磨損嚴(yán)重且有開裂、泵中心軸頭壓板脫落無法繼續(xù)使用。

經(jīng)搶修，漿液循環(huán)泵2D投運(yùn)試轉(zhuǎn)，試轉(zhuǎn)運(yùn)行仍不正常：漿液循環(huán)泵 2D電流從84A下跌至24A。即停運(yùn)解體檢查，發(fā)現(xiàn)泵葉輪全部損壞。見圖1

圖一

3月20日，漿液循環(huán)泵2A運(yùn)行中發(fā)生與2D相同情況:即泵體振動大(水平0.11mm，垂直0.06mm，軸向0.07mm ),電流下跌，需停運(yùn)搶修。

此后漿液循環(huán)泵2B,、2C也發(fā)生故障，現(xiàn)象同漿液循壞泵2D,經(jīng)解體檢查存在相同的故障隱患。由于連續(xù)發(fā)生多臺漿液循環(huán)泵故障,煙氣氧化硫排放濃度持續(xù)超標(biāo)，為保證公司的環(huán)保形象，電廠決定停爐搶修漿液循泵，并對整個(gè)脫硫系統(tǒng)進(jìn)行全面檢查

三、脫硫槳液循環(huán)泵故障原因分析

2號機(jī)組停運(yùn)后對FGD系統(tǒng)進(jìn)行全面檢查修理，發(fā)現(xiàn)主要系統(tǒng)和設(shè)備異常情況如下：

（1）四臺漿液循環(huán)泵進(jìn)口管道襯膠均有脫落現(xiàn)象，出口管道釗膠無此現(xiàn)象

（2）噴嘴存在不同程度的被異物堵塞現(xiàn)象(見圖2)

（3）漿液循環(huán)泵進(jìn)口濾網(wǎng)有不同程度向泵側(cè)凹的現(xiàn)象

（4）漿液循環(huán)泵葉輪有不同程度破損

圖2

綜合停運(yùn)前的漿液循環(huán)泵的故障現(xiàn)象和機(jī)組停運(yùn)后的檢查結(jié)果(公眾號:泵管家)，基本分析認(rèn)為漿液循環(huán)泵葉輪不同程度碎裂的可能原因?yàn)椋?/p>

（1）漿液漿液循環(huán)泵進(jìn)口管道襯膠因?yàn)楦鞣N原因發(fā)生脫落，脫落異物對葉輪形成打擊;

（2）進(jìn)口濾網(wǎng)有堵塞現(xiàn)象，泵進(jìn)口發(fā)生氣蝕

（3）噴嘴阻塞后，出口壓力急劇上升，在泵的進(jìn)口氧化空氣積聚，當(dāng)壓力上升到一定程度后，氣泡破裂，形成氣爆

（4）泵維護(hù)丁作欠缺，泵的密封間隙大

（5）泵葉輪材質(zhì)耐腐蝕能力損，抗沖擊力差

總體分析，認(rèn)為泵葉輪碎裂可能是以上幾條原因綜合作用的結(jié)果。進(jìn)一步分析認(rèn)為是FGD氏期運(yùn)行工況不佳累積而至，主要有以下幾點(diǎn)原因：

1、對入爐煤硫份、灰份的控制不夠嚴(yán)格。因發(fā)電燃煤市場化、燃煤成本比重不斷提高等因索，2012 11以來，電廠為降低燃煤成本，進(jìn)行低熱值燃煤的摻燒工作，改燃煤摻燒過程中，對燃煤硫份的控制不夠嚴(yán)格，造成燃煤硫份時(shí)有上下波動，導(dǎo)致FGD進(jìn)口SO2濃度遠(yuǎn)超F(xiàn)GD設(shè)計(jì)值， 如 2012年11月進(jìn)口FGD的SO2濃度最高值至4300mg/N·m3，持續(xù)的高SO2濃度遠(yuǎn)超F(xiàn)GD設(shè)計(jì)處理能力，打破了脫硫系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的條件，影響了脫硫系統(tǒng)正常運(yùn)行。

2、對漿液濃度和密度等特性參數(shù)、質(zhì)量控制不力。在FGD進(jìn)口SO2濃度高的情況下，電廠通過投放石灰石粉提高吸收塔PH值在5.8左右(正常硫份下PH控制在5.3-5.6 )，同時(shí)增加投運(yùn)漿液循環(huán)泵(4臺漿液循環(huán)泵全部投運(yùn).正常情況下3用1備)，并通過投放脫硫增效劑等運(yùn)行方式，以保證脫硫效率和排放濃度不超標(biāo)吸收塔加入過多石灰石粉，吸收塔漿液密度長時(shí)間保持在1250kg/m3以上，導(dǎo)致槳液循環(huán)泵葉輪及集水坑泵葉輪磨損加劇；

同時(shí)石灰石粉經(jīng)集水坑泵送入吸收塔，加入石灰石粉得不到合理配比、充分?jǐn)嚢琛⑷芙?，影響到石灰石粉的正常反?yīng)，造成集水坑泵防腐材料及管道內(nèi)襯的腐蝕及磨損；并且石膏的品質(zhì)也得不到保證，一系列情況造成并加劇后續(xù)設(shè)備影響：設(shè)備的磨損；管道襯膠破損、脫落；管道堵塞、結(jié)垢和腐蝕等;

吸收塔內(nèi)漿液粘稠等，漿液特性改變，造成漿液循環(huán)泵進(jìn)口介質(zhì)流動不暢吸真空，長期低流量運(yùn)行會引起管道震動、進(jìn)口管道襯膠脫落等，導(dǎo)致進(jìn)入噴嘴形成堵塞。振動及襯膠進(jìn)入泵體將導(dǎo)致槳液循壞泵冷鑄陶瓷葉輪破損、碎裂

3、系統(tǒng)原設(shè)計(jì)存在缺陷。脫硫系統(tǒng)水平衡被打破，吸收塔長期高水位運(yùn)行，限制了除霧器正常沖洗。原設(shè)計(jì)中脫硫廢水系統(tǒng)需石膏脫水皮帶運(yùn)行后才能運(yùn)行廢水系統(tǒng)，廢水系統(tǒng)不能單獨(dú)運(yùn)行，兩個(gè)系統(tǒng)相互影響，廢水系統(tǒng)(濃縮池刮泥機(jī))故障率高，導(dǎo)致石膏脫水系統(tǒng)不能正常運(yùn)行;石膏脫水系統(tǒng)停運(yùn)后，廢水系統(tǒng)不能繼續(xù)運(yùn)行，導(dǎo)致廢水排放不正常，影響漿液質(zhì)量，導(dǎo)致漿液中氯離子濃度得不到控制，氯離子濃度最高能達(dá)到42g/L(運(yùn)行應(yīng)控制在10g/L）, 影響石膏品質(zhì)，同時(shí)加快對設(shè)備的腐蝕;特別是低負(fù)荷時(shí)吸收塔的液位居高不下，影響了脫硫系統(tǒng)正常運(yùn)行。

4、石灰石品質(zhì)控制不嚴(yán)，石灰石作為脫硫系統(tǒng)的生產(chǎn)原料。電廠對石灰石來料品質(zhì)僅依靠供應(yīng)商的檢測報(bào)告和通過對漿液的檢測間接獲得，電廠不作化驗(yàn)。石灰石原料粒徑控制在<20mm,來料中細(xì)末子過多，易造成石灰石輸送處理設(shè)備堵塞:同時(shí)在吸收塔殘存的石膏中發(fā)現(xiàn)細(xì)沙。

5、設(shè)備檢修質(zhì)量、日常維護(hù)質(zhì)量不高。漿液循環(huán)泵間隙未能隨磨損增加及時(shí)調(diào)整，導(dǎo)致泵效率下降(公眾號:泵管家)，大量的回流量造成運(yùn)行中的泵異常振動，同時(shí)影響脫硫效率；漿液循環(huán)泵運(yùn)行監(jiān)測僅以單一的運(yùn)行電流為參數(shù)(一般情況下循環(huán)槳液泵電流有較大波動時(shí)，泵的故障己經(jīng)較大了)，對日常點(diǎn)檢、維護(hù)等工作帶來困難。

四、整改措施及效果

在機(jī)組停運(yùn)后，對FGD系統(tǒng)進(jìn)行了全面檢查，對堵塞的四層漿液循環(huán)管和噴淋管道進(jìn)行徹底疏通清理，四臺漿液循環(huán)泵解體檢修，調(diào)換了部分葉輪，所有的漿液全部換新，現(xiàn)機(jī)組FGD系統(tǒng)運(yùn)行正常，為保證FGD系統(tǒng)長期正常運(yùn)行，在運(yùn)行和維護(hù)、檢修工作中，應(yīng)做到如下幾點(diǎn):

1、從源頭抓好管理，煤炭采購時(shí)首先要策劃好來煤結(jié)構(gòu)，把硫分與發(fā)熱量等指標(biāo)放在同等重要的地位;電廠在內(nèi)部煤炭管理中，要加強(qiáng)開倉、入廠、入爐煤化驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，按照不同煤質(zhì)做好分類堆存:配煤時(shí)綜合考慮脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)能力、運(yùn)行現(xiàn)狀(負(fù)荷、脫硫系統(tǒng)實(shí)際情況)和燃煤含硫量，合理配煤，保證

脫硫設(shè)施不超最大處理能力運(yùn)行。

2、經(jīng)對該電廠機(jī)組脫硫系統(tǒng)的測試計(jì)算，滿負(fù)荷工況下，其脫硫系統(tǒng)長期運(yùn)行進(jìn)口SO2濃度控制在2350 mg/N·m3(不加脫硫增效劑)，進(jìn)口SO2濃度應(yīng)控制在2800 mg/N·m3（適量脫硫增效劑)；如預(yù)期將一直保持較高硫份的燃煤運(yùn)行，建議:a、在現(xiàn)有石灰石漿液箱旁增加一套石灰石漿液箱(加石灰石粉)，以便在燃燒高硫煤時(shí)作補(bǔ)充用;b.建議增設(shè)一層噴淋層，提高脫硫能力，以適應(yīng)日益嚴(yán)格的環(huán)保要求。

3、提高運(yùn)行值班質(zhì)量，做好相關(guān)記錄和分析:加強(qiáng)對運(yùn)行人員的培訓(xùn)，提高值班人員的技能和責(zé)任心，電廠環(huán)保監(jiān)察人員按監(jiān)督要求按期檢查排放指標(biāo)情況，做好監(jiān)督分析。

4、電廠聯(lián)系設(shè)計(jì)單位，調(diào)整、優(yōu)化、完善脫硫系統(tǒng)運(yùn)行技術(shù)及方式，使脫硫石膏脫水系統(tǒng)和廢水系統(tǒng)能獨(dú)立運(yùn)行;脫硫廢水增加一路至濕排渣用水系統(tǒng)的管躋,做到可以根據(jù)塔內(nèi)氯離子濃度實(shí)際情況來排放脫硫廢水。以使脫硫廢水正常排放，對吸收塔內(nèi)的起泡、漿液的腐蝕性均有好處。

5、電廠增加石灰石品質(zhì)檢側(cè)，既保障漿液品質(zhì)，也保障電廠的利益:盡量采購低MgO含量的石灰石，防止?jié){液起泡。

6、提升運(yùn)行和檢修人員技能水平，提高設(shè)備巡檢質(zhì)量，及時(shí)發(fā)現(xiàn)設(shè)備隱患：按漿液循環(huán)泵設(shè)各使用、維護(hù)說明書要求，加強(qiáng)設(shè)備維護(hù)，提升檢修質(zhì)量。即:嚴(yán)格按照漿液循環(huán)泵的檢修周期、檢修工藝（葉輪與軸的裝配間隙、葉輪壓蓋螺栓擰緊力矩、葉輪進(jìn)出口間隙等要求合乎漿液循環(huán)泵檢修工藝標(biāo)準(zhǔn)）、檢修質(zhì)量驗(yàn)收標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行 建議在泵入口增加一個(gè)壓力變送器并送入實(shí)時(shí)監(jiān)控系統(tǒng)，加強(qiáng)對泵運(yùn)行狀態(tài)監(jiān)測，運(yùn)行中壓力發(fā)生變化時(shí)，可以及時(shí)采取相應(yīng)的緩解措施(停泵對入口進(jìn)行反沖洗)。杜絕發(fā)生無法及時(shí)發(fā)現(xiàn)進(jìn)口堵塞，而造成循環(huán)漿液泵的故障。

7、加強(qiáng)吸收塔漿液的品質(zhì)監(jiān)督、控制.進(jìn)一步加強(qiáng)對漿液密度、PH值、氯離子濃度、碳酸鈣含量等各種異常數(shù)據(jù)控制分析，規(guī)范異常情況的報(bào)告制度。

當(dāng)前，國家日益嚴(yán)格的環(huán)保政策，以及發(fā)電燃煤市場化、燃煤成本比重不斷提高等因索，發(fā)電經(jīng)濟(jì)與環(huán)保受到各發(fā)電公司的重點(diǎn)關(guān)注，如何做到降低燃煤成本，同時(shí)又控制SO2等污染物排放濃度符合國家標(biāo)準(zhǔn)，是發(fā)電廠所關(guān)注的。

石灰石一石膏濕法煙氣脫硫工藝是一個(gè)成熟、高效的煙氣脫硫工藝，它可大大減少火電廠二氧化硫的排放量，具有一定環(huán)境效益、經(jīng)濟(jì)效益、社會效益。但FGD系統(tǒng)工藝復(fù)雜，子系統(tǒng)也比較多，各種因素之間又相互影響。應(yīng)從設(shè)計(jì)條件、化學(xué)工藝過程、機(jī)器設(shè)備和運(yùn)行管理等幾個(gè)方面重點(diǎn)防護(hù)，全面提高FGD系統(tǒng)的可靠性。只有在運(yùn)行中不斷摸索，總結(jié)調(diào)整經(jīng)驗(yàn)、相互交流學(xué)習(xí)，加強(qiáng)對運(yùn)行、檢修人員的理論知識和運(yùn)行、檢修技能的培訓(xùn)，針對系統(tǒng)出現(xiàn)問題進(jìn)行分析、研究、總結(jié)，對系統(tǒng)和設(shè)備進(jìn)行合理改造，確保FGD系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定地運(yùn)行。

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如何關(guān)注

根據(jù)在線監(jiān)測系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，對某電廠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，每臺循環(huán)泵與各自對應(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、《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，每臺機(jī)組脫硫系統(tǒng)配置4臺流量為13500m3/h的漿液循環(huán)泵加1臺設(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。

圖1：2臺循環(huán)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(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。

漿液循環(huán)泵有3臺泵運(yùn)行時(shí)，采取的組合方式有A+B+D,C+B+D,A+C+D3種運(yùn)行方式，脫硫效率如圖2所示。

圖2：3臺循環(huán)泵不同組合方式下的脫硫效率

從圖2中可以看到，當(dāng)采用A+B+D運(yùn)行方式時(shí)，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(jīng)達(dá)不到限值要求。而采用B+C+D和A+C+D兩種運(yùn)行方式時(shí)，原煙氣SO2濃度在1000-1600mg/m3之間變化時(shí)，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(shí)，B+C+D和A+C+D組合均可作為漿液循環(huán)泵的運(yùn)行方式。

圖3：4臺以上循環(huán)泵不同組合方式下的脫硫效率

漿液循環(huán)泵4臺以上泵運(yùn)行時(shí)，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(shí)運(yùn)行。從圖3中可以看到，當(dāng)采取A+B+D+E運(yùn)行方式時(shí)，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(dá)到1700mg/m3便已超出排放標(biāo)準(zhǔn)。

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(shí)鈣硫比低，沒有足夠的漿液參與反應(yīng)，導(dǎo)致脫硫效率低。當(dāng)循環(huán)泵采用A+B+C+D方式運(yùn)行時(shí)，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(dá)到2300mg/m3時(shí)，脫硫效率下降到98.8%，但仍舊能夠滿足設(shè)計(jì)要求。

當(dāng)5臺循環(huán)泵全部開啟時(shí)，整個(gè)系統(tǒng)脫硫效率明顯提升，當(dāng)原煙氣SO2濃度在1600～3000mg/m3之間變化時(shí)，脫硫效率能夠維持在99.2%-99.3%。這是由于循環(huán)泵數(shù)量增加后，進(jìn)入吸收塔的漿液噴淋量顯著增加，提高了塔內(nèi)反應(yīng)的鈣硫比，漿液與煙氣吸收反應(yīng)更加充分，最終增加了系統(tǒng)脫硫效果。

3能耗分析

漿液循環(huán)泵屬于高耗能設(shè)備，在整個(gè)FGD系統(tǒng)中的用電量可占到50%以上。2號機(jī)組脫硫裝置共配置5臺漿液循環(huán)泵，在脫硫入口SO2濃度變化不大，煙氣量穩(wěn)定的情況下，投入運(yùn)行的循環(huán)泵數(shù)量越多，脫硫效率越高，但此時(shí)的耗電量也隨之增大。因此，在脫硫系統(tǒng)保證可靠運(yùn)行的前提下，調(diào)節(jié)循環(huán)泵運(yùn)行數(shù)量，優(yōu)化循環(huán)泵的運(yùn)行組合方式，能夠降低耗電量。

圖4不同運(yùn)行方式下的循環(huán)泵總電流

漿液循環(huán)泵的輸出功率尸可由式（2）得出。

式中:

U-循環(huán)泵電壓，常量;

I-循環(huán)泵運(yùn)行電流，A;

cosφ-功率因數(shù)，常量。

由式（2）可知，電流I為實(shí)際運(yùn)行值。因此，可以用循環(huán)泵運(yùn)行電流I作為分析能耗的指標(biāo)。圖4為漿液循環(huán)泵不同組合方式運(yùn)行下的總電流值。雙泵A+D運(yùn)行總電流在250A左右，而5臺泵A+B+C+D+E全部開啟時(shí)運(yùn)行總電流可達(dá)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(yùn)行的循環(huán)泵數(shù)量越少，能耗電量越低。

在脫硫入口SO2濃度小于1000mg/m3時(shí)，最佳運(yùn)行方式為A+D；

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

在脫硫入口SO2濃度介于1600～2300mg/m3時(shí)，最佳運(yùn)行方式為A+B+C+D；

當(dāng)脫硫入口SO2濃度大于2300mg/m3時(shí)，需要開啟全部5臺漿液循環(huán)泵。

4結(jié)論

在FGD系統(tǒng)中，對漿液循環(huán)泵運(yùn)行方式的優(yōu)化主要考慮兩個(gè)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(huán)泵的運(yùn)行總功率越小能耗越低，因此能夠降低整個(gè)FGD系統(tǒng)的能耗。

合理地優(yōu)化脫硫系統(tǒng)的運(yùn)行方式需要經(jīng)過長期的實(shí)踐和研究。在實(shí)際運(yùn)行中，F(xiàn)GD脫硫效率及運(yùn)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(yàn)證才能完善最佳運(yùn)行模式。