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摘要：本文分析了XX电厂600MW机组湿法烟气脱硫系统运行参数，判断出循环浆液量的大小，提出了合理的循环浆液量计算和循环浆液泵的运行优化方案；为了挖掘出更大节能潜力，本文还对循环浆液泵的优化改造方案进行分析，计算理论节能效果。对优化电厂烟气脱硫系统及改造具有一定的参考意义。
关键词：湿法烟气脱硫 循环浆液量 优化方案 节能
1、 通过运行参数分析循环浆液量
1.1 实际运行参数
XX电厂600 MW 机组烟气脱硫系统为石灰石一石膏湿法脱硫，进入喷淋塔的烟气由下向上依次经过3个喷淋层除去所含的SO2气体，3个喷淋层依次对应l、2、3号循环浆液泵。文中取该系统的实际运行数据进行分析（见表1）。
1.2 吸收塔浆液PH值的分析
高PH值的浆液环境有利于SO2的吸收， 而低PH 值则有助于Ca2+ 的析出，二者互相对立 因此选择合适的PH 值对炯气脱硫反应至关重要。为使系统的钙硫比保持在设计值左右。循环浆液PH值一般应控制在5.0～5.3。由表1知，该电厂烟气脱硫系统浆液PH 值控制在4.5～4.8时，能够保证系统较高的脱硫效率和较好的石膏品质 其值小于5.0～5.3，原因分析为：烟气量在一定范围变化的条件下，由于循环浆液量偏大，原烟气中二氧化硫质量浓度偏小，从而液气比L/G较高，烟气中SO2与浆液液滴有很好的接触，使SO2与石灰石浆液进行了充分的反应，浆液中石灰石的利用率较高，因而浆液钙硫比Ca/S较小，使得浆液PH 值偏小。可见，造成浆液PH值偏小的根本原因是循环浆液量大。
1.3 循环浆液密度值的控制
为了相对减小二级真空脱水的电耗，保证脱硫效率，应严格控制吸收塔浆液密度在一定范围。通过对该电厂运行数据的考察，发现实际运行中石膏浆液密度在1150 kg/m，左右。而理论上，合理的石膏浆液密度为1075～1085 kg/m ，运行值较最优值偏大 原因分析为：石膏浆液密度偏高则说明浆液中CaSO4·2H2O 的质量分数较高，CaCO3的相对质量分数较低。运行中由于原烟气中SO2质量浓度较低，反应时需要的CaCO3量就较少.而实际供给的循环浆液量又偏大，导致了浆液中CaCO3相对质量分数较低，CaSO4·2H2O 的相对质量分数较高， 实际运行数据表现为浆液密度偏大 如果石膏浆液密度值控制得较低，则浆液中CaCO3质量分数就会升高，CaSO4·2H2O 的质量分数减少，反应后剩余CaC03量较大，从而影响了石膏的品质，还浪费了石灰石原料。因此，石膏浆液密度偏大也是循环浆液量较大所致。
2 、循环浆液需求量的计算及合理控制
2.1 循环浆液量的计算
以上分析均说明实际供给的循环浆液量偏大，这虽然能够保证较高的脱硫效率，却造成了电厂原料和电能等的浪费 因此需要对浆液需求量进行分析，得出实际需要的循环浆液量，才能保证系统的经济性。
由于循环浆液量主要受到燃煤含硫质量分数和锅炉负荷的影响。即存在2个变量，文中通过编程求解本机组不同负荷不同煤种下的循环浆液需求量。主要参数关系为：
我国通常用每小时排放S02的数量（t）来表示S02的排放量，即：
Ms02=2×Ks×B×（1-r/ 100）x（1-q4/100）× （Sar）/100 （1）
式中：Mso2为脱硫前烟气SO2排放量，t/h；Ks为煤燃烧过程中硫转化成SO2的比例， 取0.9；B 为锅炉燃煤量，t/h；B为除尘器的脱硫效率，由于采用电除尘， 本文选0；q4为锅炉机械未完全燃烧热损失，%； （Sar）为收到基硫分，%。
取Ca/S为设计值1.02，通过换算，循环浆液量计算式表示为：
式中：S2，gen为SO2排放量，mg/m3。
程序计算中的一些关系式是通過曲线拟合得到的，不是完全解析的计算，但是在处理实际工程问题时，不影响对循环浆液泵容量的选择。程序设计中考虑到本脱硫系统中单台循环浆液泵的流量和对液气比的要求，即使烟气中SO2质量浓度很低，循环浆液需求量也不能过小，所以将浆液量最小值设定为单台循环浆液泵的流量8500m3/h。通过计算。不同收到基硫和负荷条件下循环浆液量的值如图1所示。
2.2 循环浆液量的合理控制
以XX电厂600 MW 机组设计煤种为例， （Sar）为0.7%，根据循环浆液需求量对循环浆液泵运行方式进行调整，单台循环浆液泵的流量为8500m3/h，其运行方式为：当负荷小于85% 时，可以停运1台循环浆液泵，即2台循环浆液泵运行，同时为了保证脱硫塔的安全，不可控制循环浆液量过少，因此最多停运1台浆液泵。
2.3 节电量计算
1号、2号、3号循环浆液泵的单台电耗取实际计算值，分别为740kW 、800kW 、830kW。节电量按年运行6000h计算，平均约40% 的时间带100% 负荷，20% 的时间带50% 的负荷， 带90% 、80% 、70% 、60% 负荷均为10% 的时间。电价取0.35元/（kW·h）。
（1） 一年中如3台浆液泵全部运行的电耗为13.03 GW·h.电费456万元/a。
（2）按照负荷小于85% 时2台泵运行方式，由于3台浆液泵需交替停运. 因此假设每台浆液泵停运时间相同，则此运行方式电耗为10.86 GW.h/a，电费380万元/a 比3台泵全部同时运行方式可节电2.17 GW.h/a.节省电费近76万元/a。
由此可见，优化后的运行方式可大大降低电耗，与此同时，由于浆液消耗量的减少，相应制备系统电耗降低。也节约了用水和石灰石原料：另外。增压风机克服的阻力也有所降低，使其消耗的电能得到节省。
3、 节电改造方案的分析 3.1 进一步节电潜力分析
系统有3台循环浆液泵，按照優化的循环浆液泵运行方式，上述计算表明，高负荷时3台浆液泵同时运行，循环浆液量将会过剩：在低负荷停运1台浆液泵，即投运2台浆液泵时，循环浆液量仍然偏大图2为优化运行方式下负荷与过剩浆液量的关系，由图中可看出：如果对循环浆液泵进行改造，在不同条件下循环浆液泵采用不同投运方式，系统经济性将得到进一步提升。
3.2 循环浆液泵节电改造方案
该电厂脱硫循环浆液泵为卧式、混流式泵，叶轮形式为闭式，叶片数为z=6 造成泵流量过大的原因是设计流量与所需流量不匹配。因此重新对泵进行没计可达到降低流量、节能降耗的目的。根据目前煤种含硫质量分数的变化，泵组在不同工况下运行，流量裕量约l000～2000m 3/h，根据原有泵的设汁参数，经过分析认为，将2号、3号泵的叶轮进行改造，设计为2种叶轮，一种叶轮的设计流量为7000m3/h，另一种叶轮的设计流量为850m3/h，不变，扬程保持不变。保留l号泵的流量仍为8500m3/h不变，扬程也不变。根据不同的流量需求而采取不同的叶轮组合方式运行，可保证泵组较为高效地运行。改造前后叶轮轴面投影示意如图3所示。
3.3 改造后运行方式及节电计算
该电厂目前煤种含硫质量分数在0.6%～0.5%， （Sar）=0.6% 时，在100%～85% 负荷时运行2台大流量泵，在85%～60% 负荷时运行1台大流量泵和1台小流量泵，在小于60% 负荷时运行2 台小流量
泵，则此种运行方式比2台大流量泵运行时每年多节电539MW.H，年节省电费18.9万元。
当 （Sar）=0.5% 时，在90%～100% 负荷时运行1台大流量泵和1台小流量泵，在小于90% 负荷时运行2台小流量泵，则此种方式比2台大流量泵运行时每年多节电1.155 GW.H，年节省电费40.4万元。
改造1台循环浆液泵费用约25～30万元
4 、结束语
通过以上分析，可以得出如下结论：
（1）根据实际所需的循环浆液量对循环浆液泵的运行方式优化，设计煤种条件下比全年运行3台浆液泵节电2.17 GW.h/a，节省电费近76万元/a。
（2）由于优化运行方式下浆液量仍过剩，文中提出泵轮改造方案，针对目前煤种含硫状况，改造后可比优化运行方式理论上多节电0.539～1.155GW.h，多节省电费18.9～40.4万元，可达到进一步提升脱硫系统经济性的目的。
参考文献
[1]龙辉.钟明慧.影响600MW 机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析[J].中斟电力，2006，39（2）：74—77.
[2]杜谦，马春元，董勇，等.循环浆液pH值对湿法烟气脱硫过程的影响[J].热能动力工程，2006，21（5）：491—495.
[3]钱敏.石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置安全、经济运行研究『D].北京：华北电力大学，2007.
[4]周祖飞.燃煤电厂烟气脱硫系统的运行优化[J].浙江电力，2008（5）：39—42.
关键词：湿法烟气脱硫 循环浆液量 优化方案 节能
1、 通过运行参数分析循环浆液量
1.1 实际运行参数
XX电厂600 MW 机组烟气脱硫系统为石灰石一石膏湿法脱硫，进入喷淋塔的烟气由下向上依次经过3个喷淋层除去所含的SO2气体，3个喷淋层依次对应l、2、3号循环浆液泵。文中取该系统的实际运行数据进行分析（见表1）。
1.2 吸收塔浆液PH值的分析
高PH值的浆液环境有利于SO2的吸收， 而低PH 值则有助于Ca2+ 的析出，二者互相对立 因此选择合适的PH 值对炯气脱硫反应至关重要。为使系统的钙硫比保持在设计值左右。循环浆液PH值一般应控制在5.0～5.3。由表1知，该电厂烟气脱硫系统浆液PH 值控制在4.5～4.8时，能够保证系统较高的脱硫效率和较好的石膏品质 其值小于5.0～5.3，原因分析为：烟气量在一定范围变化的条件下，由于循环浆液量偏大，原烟气中二氧化硫质量浓度偏小，从而液气比L/G较高，烟气中SO2与浆液液滴有很好的接触，使SO2与石灰石浆液进行了充分的反应，浆液中石灰石的利用率较高，因而浆液钙硫比Ca/S较小，使得浆液PH 值偏小。可见，造成浆液PH值偏小的根本原因是循环浆液量大。
1.3 循环浆液密度值的控制
为了相对减小二级真空脱水的电耗，保证脱硫效率，应严格控制吸收塔浆液密度在一定范围。通过对该电厂运行数据的考察，发现实际运行中石膏浆液密度在1150 kg/m，左右。而理论上，合理的石膏浆液密度为1075～1085 kg/m ，运行值较最优值偏大 原因分析为：石膏浆液密度偏高则说明浆液中CaSO4·2H2O 的质量分数较高，CaCO3的相对质量分数较低。运行中由于原烟气中SO2质量浓度较低，反应时需要的CaCO3量就较少.而实际供给的循环浆液量又偏大，导致了浆液中CaCO3相对质量分数较低，CaSO4·2H2O 的相对质量分数较高， 实际运行数据表现为浆液密度偏大 如果石膏浆液密度值控制得较低，则浆液中CaCO3质量分数就会升高，CaSO4·2H2O 的质量分数减少，反应后剩余CaC03量较大，从而影响了石膏的品质，还浪费了石灰石原料。因此，石膏浆液密度偏大也是循环浆液量较大所致。
2 、循环浆液需求量的计算及合理控制
2.1 循环浆液量的计算
以上分析均说明实际供给的循环浆液量偏大，这虽然能够保证较高的脱硫效率，却造成了电厂原料和电能等的浪费 因此需要对浆液需求量进行分析，得出实际需要的循环浆液量，才能保证系统的经济性。
由于循环浆液量主要受到燃煤含硫质量分数和锅炉负荷的影响。即存在2个变量，文中通过编程求解本机组不同负荷不同煤种下的循环浆液需求量。主要参数关系为：
我国通常用每小时排放S02的数量（t）来表示S02的排放量，即：
Ms02=2×Ks×B×（1-r/ 100）x（1-q4/100）× （Sar）/100 （1）
式中：Mso2为脱硫前烟气SO2排放量，t/h；Ks为煤燃烧过程中硫转化成SO2的比例， 取0.9；B 为锅炉燃煤量，t/h；B为除尘器的脱硫效率，由于采用电除尘， 本文选0；q4为锅炉机械未完全燃烧热损失，%； （Sar）为收到基硫分，%。
取Ca/S为设计值1.02，通过换算，循环浆液量计算式表示为：
式中：S2，gen为SO2排放量，mg/m3。
程序计算中的一些关系式是通過曲线拟合得到的，不是完全解析的计算，但是在处理实际工程问题时，不影响对循环浆液泵容量的选择。程序设计中考虑到本脱硫系统中单台循环浆液泵的流量和对液气比的要求，即使烟气中SO2质量浓度很低，循环浆液需求量也不能过小，所以将浆液量最小值设定为单台循环浆液泵的流量8500m3/h。通过计算。不同收到基硫和负荷条件下循环浆液量的值如图1所示。
2.2 循环浆液量的合理控制
以XX电厂600 MW 机组设计煤种为例， （Sar）为0.7%，根据循环浆液需求量对循环浆液泵运行方式进行调整，单台循环浆液泵的流量为8500m3/h，其运行方式为：当负荷小于85% 时，可以停运1台循环浆液泵，即2台循环浆液泵运行，同时为了保证脱硫塔的安全，不可控制循环浆液量过少，因此最多停运1台浆液泵。
2.3 节电量计算
1号、2号、3号循环浆液泵的单台电耗取实际计算值，分别为740kW 、800kW 、830kW。节电量按年运行6000h计算，平均约40% 的时间带100% 负荷，20% 的时间带50% 的负荷， 带90% 、80% 、70% 、60% 负荷均为10% 的时间。电价取0.35元/（kW·h）。
（1） 一年中如3台浆液泵全部运行的电耗为13.03 GW·h.电费456万元/a。
（2）按照负荷小于85% 时2台泵运行方式，由于3台浆液泵需交替停运. 因此假设每台浆液泵停运时间相同，则此运行方式电耗为10.86 GW.h/a，电费380万元/a 比3台泵全部同时运行方式可节电2.17 GW.h/a.节省电费近76万元/a。
由此可见，优化后的运行方式可大大降低电耗，与此同时，由于浆液消耗量的减少，相应制备系统电耗降低。也节约了用水和石灰石原料：另外。增压风机克服的阻力也有所降低，使其消耗的电能得到节省。
3、 节电改造方案的分析 3.1 进一步节电潜力分析
系统有3台循环浆液泵，按照優化的循环浆液泵运行方式，上述计算表明，高负荷时3台浆液泵同时运行，循环浆液量将会过剩：在低负荷停运1台浆液泵，即投运2台浆液泵时，循环浆液量仍然偏大图2为优化运行方式下负荷与过剩浆液量的关系，由图中可看出：如果对循环浆液泵进行改造，在不同条件下循环浆液泵采用不同投运方式，系统经济性将得到进一步提升。
3.2 循环浆液泵节电改造方案
该电厂脱硫循环浆液泵为卧式、混流式泵，叶轮形式为闭式，叶片数为z=6 造成泵流量过大的原因是设计流量与所需流量不匹配。因此重新对泵进行没计可达到降低流量、节能降耗的目的。根据目前煤种含硫质量分数的变化，泵组在不同工况下运行，流量裕量约l000～2000m 3/h，根据原有泵的设汁参数，经过分析认为，将2号、3号泵的叶轮进行改造，设计为2种叶轮，一种叶轮的设计流量为7000m3/h，另一种叶轮的设计流量为850m3/h，不变，扬程保持不变。保留l号泵的流量仍为8500m3/h不变，扬程也不变。根据不同的流量需求而采取不同的叶轮组合方式运行，可保证泵组较为高效地运行。改造前后叶轮轴面投影示意如图3所示。
3.3 改造后运行方式及节电计算
该电厂目前煤种含硫质量分数在0.6%～0.5%， （Sar）=0.6% 时，在100%～85% 负荷时运行2台大流量泵，在85%～60% 负荷时运行1台大流量泵和1台小流量泵，在小于60% 负荷时运行2 台小流量
泵，则此种运行方式比2台大流量泵运行时每年多节电539MW.H，年节省电费18.9万元。
当 （Sar）=0.5% 时，在90%～100% 负荷时运行1台大流量泵和1台小流量泵，在小于90% 负荷时运行2台小流量泵，则此种方式比2台大流量泵运行时每年多节电1.155 GW.H，年节省电费40.4万元。
改造1台循环浆液泵费用约25～30万元
4 、结束语
通过以上分析，可以得出如下结论：
（1）根据实际所需的循环浆液量对循环浆液泵的运行方式优化，设计煤种条件下比全年运行3台浆液泵节电2.17 GW.h/a，节省电费近76万元/a。
（2）由于优化运行方式下浆液量仍过剩，文中提出泵轮改造方案，针对目前煤种含硫状况，改造后可比优化运行方式理论上多节电0.539～1.155GW.h，多节省电费18.9～40.4万元，可达到进一步提升脱硫系统经济性的目的。
参考文献
[1]龙辉.钟明慧.影响600MW 机组湿法烟气脱硫装置厂用电率主要因素分析[J].中斟电力，2006，39（2）：74—77.
[2]杜谦，马春元，董勇，等.循环浆液pH值对湿法烟气脱硫过程的影响[J].热能动力工程，2006，21（5）：491—495.
[3]钱敏.石灰石一石膏湿法烟气脱硫装置安全、经济运行研究『D].北京：华北电力大学，2007.
[4]周祖飞.燃煤电厂烟气脱硫系统的运行优化[J].浙江电力，2008（5）：39—42.