火電機組漿液循環泵節能改造應用實踐*

景玉潔

(霍州煤電集團呂梁山煤電有限公司，山西 呂梁 033102)

0 引 言

石灰石-石膏濕法煙氣脫硫(FGD)系統是處理火電廠煙氣中SO4的主要方式，漿液循環泵是FGD系統中的主要的能消耗設備，其電能消耗量占總FGD系統耗電量約50%[1～2]。若FGD系統中循環漿液量提供不足、則不能保證系統脫硫效率；若循環漿液提供量過大則又造成漿液循環泵電能消耗過大，因此，合理的確定循環漿液量可以在確保FGD系統可靠運行的同時降低漿液循環泵電能消耗[3～5]。

現階段各大火力電廠FGD系統為了確保脫硫效率，漿液循環泵提供的循環漿液量偏大，造成一定程度的電能浪費。為此，筆者對某50MW發電機組FGD系統運行參數進行分析，并綜合確定循環漿液使用量，并以此優化漿液循環泵運行，從而降低電能消耗。

1 發電機組FGD系統運行分析

某火電發電廠50MW發電機組采用FGD系統脫硫，燃煤產生的煙氣進入到噴淋塔后從下往上依次通過3個噴淋層從而去除煙氣中的SO2(具體見圖1)，各個噴淋層均對應一個漿液循環泵。具體該火電廠FGD系統運行參數見表1。

圖1 FGD系統脫硫示意圖

當循環漿液中的PH值較高時有利于提高SO2去除效率，PH值較低時有利于Ca2+析出，選擇合適的PH值對FGD系統煙氣脫硫反應影響顯著。為了使得FGD系統硫鈣比保持在合理的范圍，一般將循環漿液中PH值控制在5.0～5.3。從表1看出，該火力發電廠內的循環漿液PH值在4.5～4.8，能夠取得使得FGD系統脫硫效率較高、形成高品質石膏。主要原因為：當煙氣量在一定范圍內小幅度波動時，由于提供的循環漿液量較大，原煙氣中本身的SO2濃度偏低，FGD系統具有較高的液氣比(循環漿液量/SO2量)，煙氣中的SO2可以與循環漿液液滴充分接觸，石灰石漿液可以與SO2充分反應，造成循環漿液內的鈣硫比降低，從而減低循環漿液PH值，由此可知，循環漿液中PH值偏低主要是由于提供的循環漿液量過大。但是此種運行方式時會顯著增加漿液循環泵電能消耗量。

表1 FGD系統運行參數

2 循環漿液合理供應量確定

通過上述分析可知，為FGD系統提供較多的循環漿液雖然具有較高的脫硫效率，但是會造成電能、漿液等大量浪費。因此，對根據實際清理對循環漿液需求量進行計算，從而提高漿液循環泵經濟性。

2.1 循環漿液使用量確定

FGD系統使用的循環漿液量與原煤內的硫份含量、鍋爐載荷等密切相關，根據參考文獻[6～8]計算方法可以求得發電廠發電機組在不同煤硫份、不同載荷下的循環漿液使用量。具體計算得到的不同煤硫份、不同載荷下循環漿液使用量變化曲線見圖2。

圖2 不同煤硫份、載荷下循環漿液消耗量曲線

從圖中看出，隨著原煤中硫份增加，循環漿液使用量程線性增加，鍋爐載荷越大，使用的循環漿液量越多。根據圖2并結合發電機組載荷、原煤含硫量即可得到確定循環漿液使用量。

2.2 循環漿液供應量控制

該發電廠鍋爐設計燃燒的原煤含硫量在0.7%左右，應根據循環漿液使用量調整漿液循環泵運行。單臺漿液循環泵提供的循環漿液量在8 500 m3/h，具體漿液循環泵運行數量與發電機組載荷關系見圖3。

圖3 漿液循環泵運行數量與發電機組載荷關系

從圖3看出，當發電機組載荷在85%額定載荷以內時，采用兩臺漿液循環泵提供的循環漿液完全可以滿足FGD系統循環漿液需求量，因此可以將漿液循環泵運行從3臺調整為2臺，降低漿液循環泵電能消耗。

在FGD系統內布置的1#、2#、3#漿液循環泵功率分別為740、800、830 kW。發電機組每年按照6 000 h運行，其中40%時間發電機組處于滿載運行，20%時間載荷率在50%以內，載荷率為60%、70%、80%、90%時間均為10%。1年中3臺漿液循環泵完全運行時電量消耗量為1422萬kW·h，電費費用為497.7萬元(費用按照0.35元/kW·h計算)。按照圖3所示方式當發電機組載荷85%以內時，暫停1臺漿液循環泵，使用兩臺為FGD系統提供循環漿也可滿足系統脫硫需求。設定3臺漿液循環泵交替停機運行，每臺漿液循環泵停機時間相等，則此方式下循環漿液泵年電能消耗量為1205萬kW·h，電費費用為421.75萬元，循環漿液泵年電能消耗、電費消耗量分別降低237萬kW·h、82.95萬元，綜合電能消耗降低率為16.4%。

由于可見，通過將循環漿液泵運行方式從滿載運行調整為根據發電機組負荷運行，當負荷在85%額定載荷以內時，循環漿液泵從3臺改為2臺運行，不僅不會給FGD系統脫硫效率造成影響，而且還可以顯著的電能消耗。

3 漿液循環泵改造

當發電機組在高負荷運行時3臺漿液循環泵運行、低負荷時2臺漿液循環泵運行，但是漿液循環泵提供的循環漿液量仍偏大，具體對漿液循環泵優化有的發電機組載負荷與循環漿液過剩的量關系見圖4。

圖4 發電機組載負荷與過剩循環漿液量關系

3.1 漿液循環泵葉輪改造

該火電廠漿液循環泵采用的葉輪數為6片，造成循環漿液泵提供的流量過大原因是設計流量與實際流量間存在較大偏差，因此可以通過降低循環漿液泵流量來降低循環漿液供應量并降低電能消耗。

根據該發電廠使用的原煤含硫量，發電機組在任何工況運行時循環漿液量供應量均有1 500 m3/h的富裕量。原有的漿液循環泵供應量均為8 500 m3/h，經過分析將其中2臺循環漿液泵葉輪進行改造，

使得循環漿液泵流量為7 000 m3/h，具體漿液循環泵改造前后的泵組運行方式見表2。根據發電機組不同運行工況、循環漿液需求量來選擇不同的循環漿液泵運行方式，從而實現漿液循環泵高效、經濟運行。

表2 改造前后漿液循環泵運行方式比(原煤硫份0.6%)

3.2 漿液循環泵運行分析

現階段該發電廠發電機組使用的原煤硫份在0.5～0.6%間。當硫份在0.6%時，發電機組負荷在85%以上時，3臺漿液循環泵同時運行(1臺大泵、2臺小泵)；發電機組負荷在60～85%時，運行2臺液循環泵(1臺大泵、1臺小泵)；發電機組負荷在60%以內時，運行2臺小功率漿液循環泵。當硫份在0.5%時，發電機組負荷在90%以上時，運行2臺液循環泵(1臺大泵、1臺小泵)；發電機組負荷在90%以內時，運行2臺小流量漿液循環泵。

4 結 論

(1) 根據火力發電廠FGD系統運行時實際循環漿液使用量對漿液循環泵運行方式進行調整，當發電機組載荷在85%以上時運行3臺漿液循環泵、負荷在85%以內時運行2臺漿液循環泵。通過對漿液循環泵運行方式進行改進，漿液循環泵綜合電能消耗降低16.4%。

(2) 漿液循環泵運行方式改進后FGD系統循環漿液供應量仍偏大，對泵輪進行改造從而將兩臺泵流量由8 500 m3/h降低至7 000 m3/h，并針對發電機組使用的原煤硫份提出具體的運行方案，可以降低循環漿液泵電能消耗量18～40萬元/a，進一步提升了漿液循環泵運行效率。研究成果可以為其他電廠類似情況的漿液循環泵節能改造提供一定經驗借鑒。