浆液循环泵变频改造降低脱硫耗电率可行性研究

  石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺大范围的应用，但是脱硫耗电率居高不下的问题却一直困扰着各大发电单位。尤其是在火电厂超低排放改造后，脱硫耗电率更是有大幅度增加。本文针对浆液循环泵的运行方式和浆液喷淋层喷嘴的工作环境，分析研究了浆液循环泵变频改造的可行性，并通过现场实验得到了进一步验证，对火电公司进行浆液循环泵变频改造有一定指导作用。

  超低排放改造完成后，浆液循环泵的数量、耗电量大幅度增加，脱硫厂用电率久居不下，对此国内许多专家针对浆液液位、密度及浆液PH等条件进行了分析研究，但前人研究均未涉及到浆液循环泵变频改造。

  本文主要从理论方面分析了浆液循环泵变频改造的可行性，并结合现场试验，重点研究了变频改造后喷嘴喷浆量、脱硫出口硫含量、烟道阻力及浆液循环泵耗电量的变动情况。得到了浆液循环泵变频改造的可行性方案，对燃煤电厂进行变频改造具有实际指导意义。

  国电榆次热电有限公司现有两台330燃煤热电联产机组，采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。脱硫超低排放改造前，一炉一塔（单塔单循环，三层喷淋，循环浆液量23700m3/h），设计硫份2.3%，脱硫效率95.3%，脱硫系统入口二氧化硫浓度不高于5000mg/Nm3，出口二氧化硫排放浓度在60-150mg/Nm3之间。工艺流程图如图1所示。

  国电榆次热电有限公司分别于2015年7月、10月先后完成了1号、2号机组超低排放改造。本次改造中将原单塔单循环烟气脱硫装置技改为单塔双循环烟气脱硫装置，增设AFT塔及两层喷淋（增加4号、5号浆液循环泵，其中5号浆液循环泵浆液喷淋高度最高，为35.5m）。工艺流程图如图2所示。

  超低排放改造完成后，烟气依次经过SCR（选择性催化还原法）脱硝反应器、空预器、电除尘，由引风机增压后进入脱硫系统脱硫，然后到达湿式除尘器进一步除尘，最后经烟囱排入大气。

  增设AFT塔及两层喷淋后，烟气中二氧化硫的排放浓度经常会维持在3-6mg/Nm3，与超低排放要求35mg/Nm3相差较多。但停一台浆液循环泵又会导致出口二氧化硫达不到超低排放标准。此外由于机组ACE运行方式及配煤掺烧影响，负荷及出入口浓SO2度变化较大，需要长期保持4台及以上浆液循环泵运行，脱硫系统厂用电率从1.2%增加至1.7%。如何在满足超低排放要求的前提下降低脱硫厂用电率成为了火电企业亟需解决的问题。

  由于浆液循环泵的出力无法随机组负荷及出入口SO2浓度变化做到合理调节，因此本文主要考虑将一台浆液循环泵进行变频改造，用于调节出口烟气二氧化硫排放浓度，从而在超低排放标准内尽可能地降低厂用电率。由于超低排放改造后5号浆液循环泵功率最大，为800kW，扬程为35.5m，故本文将5号浆液循环泵作为研究对象。

  浆液循环泵将石灰石浆液从液面高度为21.9m的浆液池中抽出，打至35.5m高的喷淋层进行喷淋，从而吸收烟气中的SO2，降低SO2排放浓度。

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  1、现有湿法烟气脱硫存在的缺点一般脱硫过程是，烟气首先进入塔下部的反应区，循环泵通过喷淋装置把浆液喷射到反应区内，烟气中的SO2和SO3被雾化的浆液吸收，然后与浆液中的Ca(OH)2发生化学反应，生成CaSO4、CaSO3与未完全反应的浆液流回反应池中,浆液在循环泵的作用下循环使用，脱硫后烟气经除雾进入

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