摘要

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为降低某600ＭＷ火电机组超低排放改造后脱硫系统浆液循环泵组能耗，提高机组经济性，通过分析计算，根据实际所需的循环浆液量优化匹配改造后浆液循环泵的运行方式。该节能运行方式比常规运行方式每年节约电耗3465000kＷ·ｈ、节省电费155.93万元。

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随着火电机组环保指标越来越严格，GB13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》对重点地区的电厂制定了严格的特别排放限值。2014年6月国务院办公厅发文要求新建燃煤发电机组大气污染物排放接近燃气机组排放水平。2015年12月环境保护部、国家发改委等出台了燃煤电厂在2020年前分容量、分阶段、分区域完成超低排放改造的具体目标。对于SO2排放质量浓度为35mg/ｍ3、脱硫效率为95％以上的大部分电厂都达不到要求，须要对石灰石－石膏湿法烟气脱硫（FGD）系统进行改造。

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浆液循环泵是FGD系统最大的耗电设备，泵型为离心泵，只能进行全开全关控制浆液循环泵进行浆液量调节。实际运行中浆液量偏大必然造成电耗增加，因此合理匹配浆液循环泵以提供最佳的浆液量，可有效减少浆液量偏大带来的多余电耗。

1超低排放改造

1.1改造前脱硫系统设计参数

某600ＭＷ火电厂FGD系统采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，为一炉一塔设计。表1为该机组FGD系统设计参数。

表1FGD系统主要性能指标

在设计煤种下（含硫质量分数为0.87％），FGD系统脱硫效率大于97.0％，出口SO2质量浓度＜35mg/ｍ3。烟气从入口进入吸收塔，与雾状浆液逆流接触，反应后的烟气经除雾器后由烟气出口排出。吸收塔内烟气流速在3.0～4.0ｍ／S。改造前装设3层喷淋，每层喷淋配1台浆液循环泵，吸收塔共配3台浆液循环泵，见图1。

图1改造前脱硫吸收塔原理图

1.2改造后脱硫系统设计参数

对该机组进行节能降耗增容改造，同时进行近燃气轮机排放改造，烟尘、SO2、ＮＯｘ排放质量浓度分别不高于5mg/ｍ3、15mg/ｍ3、35mg/ｍ3。原则是在满足目标指标的基础上改动尽量小，节省工期和造价。

根据计算，改造需要液气体积比（简称液气比）为16，原设计为13.44，在保留原有浆液循环泵的情况下，新增1台体积流量为6750ｍ3／ｈ的浆液循环泵，改造后液气比为16.04，大于16满足要求。

原吸收塔浆池高5.9ｍ，浆池体积为2345ｍ3。喷淋层改造后，需要的吸收塔浆池体积为2930ｍ3，浆池深度需要7.4ｍ。将吸收塔进口烟道底板抬高约1.9ｍ，使吸收塔浆池深度达到7.8ｍ，满足设计要求。同时，提高原有浆液循环泵和新增浆液循环泵出口压力，即提高了喷嘴入口压力，增强喷淋效果，提高效率。改造后脱硫系统原理图见图2，改造前后主要设备规格对比见表2。