脱硫增效剂技术要求

烟气脱硫增效剂(HP-525)湿法烟气脱硫工艺（FGD）是燃煤电厂控制SO2污染的主要技术，由于脱硫、除尘同时兼顾，适用性强，运行可靠，已成为我国燃煤电厂环保的主流配置。

但FGD投运以来，也暴露了一些问题：1、电煤资源紧张，煤种变化大，含硫量偏离设计值，直接影响脱硫率，甚至导致超环保限值排放。

2、因脱硫剂溶解物性差，维持浆液循环需用电量较高，在煤价上升和脱硫电价无法保本的情况下，运行成本居高不下。

3、特别因系统易结垢堵塞，被迫切换旁路，甚至发生增压风机喘振，造成运行可靠性下降。

HP-525 产品特性我公司研发的烟气脱硫增效剂(HP-525)可显著提高烟气石灰石-石膏湿法脱硫效率，实现高硫煤烟气达标排放，并较大幅度降低运行成本，延缓结垢，改善系统运行可靠性，为长周期运行提供技术支持。

该产品主要特点如下：特点运行意义脱硫效率高在不做设备升级的前提下，较大幅度提高脱硫率，并可实现中、高硫煤SO2达标。

经济性能好无须另行投资或增加设备，在各项措施选择中，有明显优势。

节能降耗相同脱硫率下：可以通过调整浆液循环泵投用配置，降低用电量，明显降低运行成本。

环保时效性水溶性好，低挥发，无害，化学稳定性好，无二次污染，不影响硫酸钙品质。

运行可靠，维护简便工艺流程精炼，简洁，无需停机检修，易掌握，易运行，运行和维护人员能快速操作。

产品组成本制剂是由复合多元酸、膦酸基高分子化合物、活性剂、助溶剂等组成的复杂混合物。

复合多元酸：在吸收塔浆液环境中提供缓冲，加快气、液膜之间的传质过程，提高反应速度；膦酸基高分子化合物:含有阻垢的活性基团，干扰晶体成长或形成疏松型多环螯合物；活化剂：降低液膜阻力，改变固、液相界面湿润性，提高界面传质效率；助溶剂：加速石灰石的溶解速度。

外观：白色结晶或粉末PH值(1%水溶液)：≤6.0水不溶物含量(%)：＜0.1总Fe含量(mg/L):≤10产品使用方法1、将石灰配制成一定浓度的石灰石浆液，并加入一定量本制剂，机械搅拌均匀，经石灰石浆液泵打入脱硫反应塔内；或将本制剂加入地坑中，用滤液、循环液或工业水溶解，经地坑泵打入脱硫塔内。

脱硫增效剂质量标准理化指标及检测方法{C} 一、{C}{C}{C}PH值的测定（电位法）：本方法采用国家标准GB15893.2-1995称取99g蒸馏水置于200ml烧杯中，称取脱硫增效剂1g倒入烧杯中，搅拌3~5分钟使之完全溶解，即为待测试样。

1原理将规定的指示电极和参比电极浸入同一被测溶液中，成一原电池，其电动势与溶液的PH值有关。

通过测量原电池的电动势即可得出溶液的PH值。

2试剂2.1 草酸盐标准缓冲溶液：c[KH3 （C2O4 2 • 2H20]=0.05mol/L。

称取12.61g四草酸钾（GB6855溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.2酒石酸盐标准缓冲溶液：饱和溶液。

在25C下，用无二氧化碳的水溶解过量的（约75g/L ）酒石酸氢钾并剧烈振摇以制备其饱和溶液。

2.3苯二甲酸盐标准缓冲溶液： c （C6H4CO2K =0.05mol/L。

称取10.24g预先于110土5 C干燥1h的苯二甲酸氢钾（GB6857，溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.4 磷酸盐标准缓冲溶液： c （KH2PO4 =0.025mol/L ; c （Na2HPO4 =0.025mol/L。

称取3.39g磷酸二氢钾（GB6853和3.53g磷酸二氢钠（GB6854，溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

磷酸二氢钾和 3.53g磷酸二氢钠需预先在120土10C干燥2h。

2.5 硼酸盐标准缓冲溶液： c （Na2B4O7- 10H2O =0.01mol/L。

称取3.80g十水合四硼酸钠（GB6856，溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.6氢氧化钙标准缓冲溶液：饱和溶液。

在25C时，用无二氧化碳的水制备氢氧化钙的饱和溶液。

存放时应防止空气中二氧化碳进入。

一旦出现混浊，应弃去重配。

3仪器3.1酸度计：分度值为0.02pH单位。

3.2玻璃指示电极使用前须在水中浸泡24h以上，使用后应立即清洗并于水中保存。

脱硫增效剂产品说明书脱硫增效剂简介技术背景石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺因其技术成熟、脱硫效率高，吸收剂来源丰富，价格低廉，副产品可利用等特点而被广泛采用，成为目前燃煤电厂烟气脱硫应用最广泛的方法。

由于石灰石本身的性质及工艺限制，石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺也存在着能耗、效率等等问题。

针对以上情况,我们开发了脱硫增效剂（NOFON-FGD01型），用于优化脱硫过程，提高FGD系统的脱硫性能，使其能适应各种含硫量的煤种，降低系统能量损耗，给电厂带来良好的经济和社会效益。

脱硫增效剂的主要成份脱硫增效剂主要成份有：CaCO3表面活化剂、反应催化剂、化学隧道形成剂。

★表面活化剂：改变固液界面湿润性，提高界面传质效率；★反应催化剂：降低反应能，提高反应速度；★化学隧道形成剂：形成CaCO3的微球内部化学隧道，将反应从平面推向立体，进一步提高吸收剂利用效率和加快反应速度。

脱硫增效剂原理在脱硫过程中，石灰石与硫的反应速度受控于CaCO3的溶解速度，CaCO3在水中的溶解度较小，克服或改善CaCO3在水中的溶解问题，将会对整个脱硫工艺有较大的改善提高。

由于CaCO3在水中的溶解度较小，在吸收塔中大量的CaCO3是以微小颗粒状存在的，经研究发现，在这些微球表面，存在着双膜效应，严重影响了液体中硫的传质，采用针对CaCO3表面物性的活性剂和催化剂来减弱和消除双膜效应，同时配合化学隧道形成剂来渗透进入CaCO3的微球表面遍布的微孔和裂纹，制造无数的从微球体表面到内部的隧道，使得液体中硫的传质从这些微孔和裂纹顺利引入，大大加快了石灰石与硫的反应速度。

电镜照片：CaCO3 微颗粒形状电镜照片：CaCO3 表面的固液界面脱硫增效剂的应用效果★提高脱硫效率添加脱硫增效剂在一般情况下可提高烟气脱硫效率10%左右，这对一直达不到设计脱硫效率的机组是一种很好的解决办法。

★减少浆液循环强度在不降低脱硫效率的同时，添加脱硫增效剂后可降低浆液循环强度四分之一到三分之一，降低系统的液气比，显著降低脱硫系统能耗，并能减少烟气带出水滴对减轻后级设备的结垢堵塞有一定好处。

脱硫催化剂的技术要求
一、目前脱硫系统运行工艺条件
双塔并联操作
煤气总流量40000～44000m3/h 入脱硫塔前煤气含H2S 6～8g/m3 脱硫煤气温度25～30℃脱硫液温度30～40℃
脱硫液循环量500～600m3/h（单塔）空气流量550～750m3/h （单塔）副盐＜300g/l
二、技术要求
1.PDS催化剂（钛氰钴系列）
2.提供催化剂的主要成分及含量
3.要求在该工艺条件下塔后H2S能控制在50mg／m3以下。

4.根据工艺条件制定满足硫化氢控制标准的加药计划，且加药量不超过
0.5吨/月
5.提供脱硫操作的技术指导。

6.提供脱硫液的化验项目及检测方法及化验指导，尤其是催化剂浓度的测
量和悬浮硫含量的检测方法。

7.每季度一次做用户的定期回访，了解催化剂添加情况及脱硫系统的运行
情况，提出合理化建议，提供无偿技术支持，确保系统稳定运行。

化产作业区
2017-12-12。

脱硫剂技术要求一、质量标准:1、质量标准：粉体密度O8kg/1,脱硫能力：窑尾烟气检查采用预处理过程烟道排气硫含量小于10mg/m3,水溶液PH值：10%的水溶液PH值=6-8,物料存储设施必须做好密封存放一个月之内不能返潮，2500吨生产线硫控制在8 以内每小时用量150公斤以内。

2、按合同清单型号、品牌验货。

3、卖方产品的质量应符合国家、省市、行业、企业标准，并以上述标准中要求最高的标准作为交货标准。

二、质保期自产品使用之日起3个月。

三、交货时间、地点、及费用负担卖方需在买方定标后2个工作日内交货至买方指定地点，运输方式不限，要求国五及国五以上车辆。

卖方负责运输，并承担运输费用及交货前发生的费用包括但不限于运输保险费用、装车费等，买方在交货地点验货；另外，卖方需向买方提供10t-30t脱硫剂试用，试用后，能达到买方要求的脱硫能力及效果，买方予以结算，若达不到，买方不予结算，卖方免费提供。

四、包装约定卖方向买方提供的全部产品，均应采用恰当保护措施进行包装，产品包装应适用于远距离运输、防潮、防震、防锈，确保货物安全无损运抵交货地。

由于包装不善所引起的货物锈蚀，损坏等由卖方承担责任；包装费用已包含在合同总价款中，包装物不予收回。

五、验收标准1、按合同约定的质量标准和买方产品使用要求验收，卖方提供产品合格证。

若达不到买方使用要求，买方有权要求退货，卖方承担相应违约责任。

2、买方可单方委托鉴定机构对产品质量进行鉴定，卖方认可买方委托的鉴定机构出具的鉴定结论。

3、卖方交付的产品数量、规格、型号、质量不符合合同约定的，由卖方负责包换包退，并承担因调换或退货而发生的所有费用并按照我公司相关规定进行扣罚。

因逾期交货给买方造成的直接和间接损失应由卖方负赔偿责任。

六、运输责任1、卖方在给卖方供货、运输、卸车等作业期间，必须遵守法律法规和国家安全标准、行业安全标准，达到规定的安全条件。

根据有关法律、法规要求，结合买方要求及卖方实际情况，制定各项规章制度。

一、增效剂的首次加入，加入点可选两种方案：1、增效剂的首次加入点选在吸收塔地坑（吸收塔排水坑或废水收集坑）：加入方式：打开搅拌，加水，同时倒入计量的脱硫增效剂，搅拌5分钟，继续加水至高位时，开启地坑泵（提升泵）打入吸收塔；每次加入脱硫增效剂300~500KG，根据总加入量，分2~5次投加。

2、增效剂的首次加入点选在滤液池或滤液水箱（低位2m）加入：加入方式：检查滤液池或滤液水箱上的搅拌处于开启状态；在进入滤液池或滤液水箱的水沟中加入，此时应保证水沟中有较多的滤液正在流入滤液池或滤液水箱；边按一定速度加入增效剂，边搅拌，再通过滤液泵打入吸收塔。

二、基础加药量及首次加药控制：首次使用时，浆液中增效剂的浓度按1000ppm左右控制：吸收塔浆液池体积＝3.14×（吸收塔直径φ/2）2×浆液高度＝V（m3）根据吸收塔浆液池体积计算增效剂使用量约为：吸收塔浆液池体积×1000PPM/1000=V （公斤）。

将增效剂分2~5次，每次加入量约300~500公斤，两次加药间隔2~4小时，每次加药前应将PH值调整至运行PH的上限后再加入。

三、增效剂的补加1、从滤液水箱加入：检查滤液池或滤液水箱上的搅拌处于开启状态；在进入滤液池或滤液水箱的水沟中加入，此时应保证水沟中有较多的滤液正在流入滤液池或滤液水箱；边按一定速度加入增效剂，边搅拌，再通过滤液泵打入吸收塔。

2、从吸收塔地坑加入：有浆液及其它水流入地坑时，边倒入脱硫增效剂边搅拌，继续加水至高位时，自动或手动开启地坑泵（提升泵）打入吸收塔。

当地坑容积较小、地坑液位上涨较快且脱硫增效剂加量较大时，可在30~120min内分2~4次加入。

3、后续加药规程：第一天投加基础量的脱硫增效剂后，根据机组及负荷的大小，以后每天投加一次，投加量约为80~240公斤，并根据脱硫效率的变化情况进行调整。

四、加药运行中的参数控制：PH值的控制范围（实测值）：５。

{C}一、{C}{C}{C}PH值的测定（电位法）：本方法采用国家标准GB15893.2-1995称取99g蒸馏水置于200ml烧杯中，称取脱硫增效剂1g倒入烧杯中，搅拌3~5分钟使之完全溶解，即为待测试样。

1原理将规定的指示电极和参比电极浸入同一被测溶液中，成一原电池，其电动势与溶液的PH值有关。

通过测量原电池的电动势即可得出溶液的PH值。

2试剂2.1草酸盐标准缓冲溶液：c[KH3（C2O4）2·2H2O]=0.05mol/L。

称取12.61g四草酸钾（GB6855）溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.2酒石酸盐标准缓冲溶液：饱和溶液。

在25℃下，用无二氧化碳的水溶解过量的（约75g/L）酒石酸氢钾并剧烈振摇以制备其饱和溶液。

2.3苯二甲酸盐标准缓冲溶液：c（C6H4CO2K）=0.05mol/L。

称取10.24g预先于110±5℃干燥1h的苯二甲酸氢钾（GB6857），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.4磷酸盐标准缓冲溶液：c（KH2PO4）=0.025mol/L；c（Na2HPO4）=0.025mol/L。

称取3.39g磷酸二氢钾（GB6853）和3.53g磷酸二氢钠（GB6854），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

磷酸二氢钾和3.53g磷酸二氢钠需预先在120±10℃干燥2h。

2.5硼酸盐标准缓冲溶液：c（Na2B4O7·10H2O）=0.01mol/L。

称取3.80g十水合四硼酸钠（GB6856），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.6氢氧化钙标准缓冲溶液：饱和溶液。

在25℃时，用无二氧化碳的水制备氢氧化钙的饱和溶液。

存放时应防止空气中二氧化碳进入。

一旦出现混浊，应弃去重配。

3仪器3.1酸度计：分度值为0.02pH单位。

3.2玻璃指示电极使用前须在水中浸泡24h以上，使用后应立即清洗并于水中保存。

若玻璃电极表面污染，可先用肥皂或洗涤剂洗。

脱硫增效剂标准脱硫增效剂是用于燃煤电厂和工业锅炉等设备中进行烟气脱硫的重要化学药剂。

为了确保脱硫效果和环境安全，各国和地区都制定了相应的脱硫增效剂标准。

以下是一般情况下的脱硫增效剂标准的参考内容。

1.成分要求：脱硫增效剂的成分要求通常包括：-主要活性成分：脱硫增效剂的主要活性成分通常是钙基或镁基化合物，如氧化钙（CaO）、氢氧化钙（Ca(OH)2）等。

-辅助成分：脱硫增效剂可能还含有一些辅助成分，如抗结块剂、抗湿剂、分散剂等，以提高药剂的稳定性和使用效果。

2.纯度要求：-主要活性成分纯度：主要活性成分的纯度要求高，确保其对脱硫反应的有效性和可靠性。

纯度一般要求达到99%以上。

-辅助成分纯度：辅助成分的纯度也需要符合相关标准，以避免对环境和设备产生不良影响。

3.颗粒度要求：脱硫增效剂的颗粒度对于脱硫反应的效果和操作的可行性至关重要。

一般来说，颗粒度要求如下：-主要活性成分：主要活性成分的颗粒度通常要求均匀、细小且分散性好，以便提高与烟气中的SO2的接触面积。

-辅助成分：辅助成分的颗粒度要求可以根据具体情况确定，但通常要求较小的颗粒尺寸，以确保辅助成分与主要活性成分的均匀混合和分散。

4.化学性能要求：脱硫增效剂的化学性能要求通常包括：-反应活性：脱硫增效剂应具有良好的反应活性，即在适当的温度和湿度条件下能够与SO2发生反应，并形成稳定的硫化物产物。

-耐湿性：脱硫增效剂应具有一定的耐湿性，能够在高湿度环境下保持其反应活性和颗粒稳定性。

5.环境安全要求：-无害物质含量：脱硫增效剂应符合环保标准，不含有对环境和人体健康有害的重金属、有机物等。

-废弃物处理：脱硫增效剂在使用后产生的废弃物应根据相关法规和标准进行妥善处理，以避免对环境造成污染。

请注意，以上内容仅为一般情况下的脱硫增效剂标准的参考内容。

实际的脱硫增效剂标准可能因地区、国家和具体行业的要求而有所不同。

建议在实际操作中，根据当地规定和相关标准进行具体的研究和遵循，并咨询专业人士的意见和指导。

脱硫添加剂试用技术协议甲方：靖远第二发电有限公司乙方：北京中合实创电力科技有限公司2010年11月25日技术规范靖远第二发电有限公司（以下简称：甲方）与北京中合实创电力科技有限公司（以下简称：乙方）就甲方脱硫添加剂试用一事经过协商，双方达成如下技术协议，以资共同遵守。

一、总则（一）本协议用于靖远第二发电有限公司脱硫添加剂试用。

它提出了脱硫添加剂试用涉及的运输、性能、验收等方面的技术要求。

（二）本协议提出的为最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述有关的标准和规范的条文，乙方应保证提供符合协议和有关工业标准和企业标准的优质产品。

（三）本协议经甲乙双方确认后作为订货合同的附件，与合同正文具有同等法律效力。

（四）在签订合同之后, 甲方保留对技术协议书提出补充要求和修改的权力, 乙方承诺予以配合。

如提出修改, 具体项目和条件由需方、甲乙双方商定。

（五）本工程要求乙方所供添加剂在国内有2个电厂1年以上成熟运行经验。

（六）乙方提供的脱硫添加剂试用期间应达到如下目标：1.在运行三台浆液泵才能达到脱硫效率90%工况下，可以停任意一台吸收塔浆液循环泵运行，达到与停泵之前相当的脱硫效率和净烟气SO2排放浓度水平；2.在实际运行能满足脱硫效率和达标排放的入口SO2浓度最大工况下，超出约20%的入口SO2，脱硫系统仍然能正常稳定运行，脱硫效率和净烟气SO2排放浓度达到环保要求。

3.在设计工况附近、单套脱硫装置排废水量约80m3/天的条件下，每套试验脱硫装置每天的添加剂正常损耗为90~100kg（不含向非试验机组转移造成的非正常损耗）。

乙方未达到上述3项目标值，即认为验收不合格，不予支付本次脱硫添加剂全部费用。

二、执行的标准三、技术要求石灰石-石膏湿法脱硫工艺的反应机理上对提高脱硫反应速度从而缩短烟气与浆液的接触时间，在提高石灰石活性和氧化空气利用效率的前提下，该增效剂能加速石灰石溶解、显著提高石灰石活性、提高氧化空气的利用效率、提高脱硫石膏品质、降低系统的Ca/S比从而提高石灰石的利用效率、防止设备结垢和堵塞、减轻磨损、缓冲浆液pH值波动，使其能适应超出设计硫份约20%~30%的煤种，降低系统能量损耗。

脱硫增效剂技术要求脱硫增效剂成分：纳米高分子聚合物钠盐分子式：C x H y（COOH）m［COONa］n缩写NaR性状：白色结晶体粉末PH值：6-7.5密度：1.1—1.3一、产品用途脱硫增效剂专用于电厂，它能有效避免介质对设备的腐蚀，强化传质，提高总反应速率、设备的稳定性和适应性。

它不但能降低表面张力并减小系统介质的粘度，增强设备中介质的分散性，而且能有效地降低介质沉降速率，从而降低介质对系统设备的的腐蚀，提高设备的利用率，减少设备的维护费用，延长设备使用寿命。

二、产品数据三、产品特点脱硫增效剂NaR的共聚物是一种粉末固体物质，溶于水后能适用于各种设备及材料。

它含有亲水官能团（-COOH）和憎水官能团（-CH3、-CH2CH3、-CnHm），所以它本身就具有一定的表面活性和良好的缓冲性能，所以脱硫增效剂NaR是一种廉价、高效的添加剂。

四、技术要求鹤壁丰鹤发电有限责任公司2×600MW机组烟气脱硫工程，采用石灰石-石膏湿法、一炉一塔脱硫装置，不设GGH，由浙江浙大网新机电工程有限公司总承包，于2008年1月投产。

2013年3月对原系统进行扩容改造，采用单塔双循环脱硫工艺，一级吸收塔浆池容积1847 m3，二级吸收塔浆池容积1462 m3。

2016年先后完成两台机组脱硫系统超低排放改造，改造后BMCR工况下，燃煤硫份为3498 mg/Nm3，脱硫出口二氧化硫排放浓度小于35mg/Nm3，脱硫效率≥99%。

脱硫增效剂使用时，机组负荷600MW时，硫份3498mg/Nm3，保证脱硫系统出口SO2排放浓度小于35 mg/Nm3的前提下可以减少一台浆液循环泵运行；当燃煤硫份达到4000 mg/Nm3时，仍能保证SO2排放浓度小于35 mg/Nm3。

如不能达到要求，则扣除本批次货款。

使用脱硫增效剂后，不能对设备内壁的衬胶或玻璃鳞片产生腐蚀，各种塔内壁、净烟道内壁、流体管道以及烟囱内壁没有点蚀的情况出现。

烟气湿法脱硫复合增效剂
简介：“烟气湿法脱硫专用复合增效剂”也可以称之为“湿式复合脱硫增效剂”，是专门针对电厂、钢厂、水泥厂等采用石灰石-石膏湿法脱除二氧化硫工艺而开发出来的一款产品。

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一、产品简介
“烟气湿法脱硫专用复合增效剂”也可以称之为“湿式复合脱硫增效剂”，是专门针对电厂、钢厂、水泥厂等采用石灰石-石膏湿法脱除二氧化硫工艺而开发出来的产品。

二、技术指标
名称指标
外观白色或灰棕色粉末
PH(1%) 2.88
三、性能与用途
复合脱硫增效剂通过改变气液接触界面性质，降低传质阻力；氢离子传递，促进石灰石溶解，缓冲pH波动，维持系统稳定，提高脱硫效率；抑制吸收部位亚硫酸盐氧化，防止共混亚硫酸与硫酸钙混合垢形成；通过对硫酸钙结晶体表面的修辞，提高石膏脱水率。

四、使用方法
在吸收塔地坑口处一次或分批加入，可根据电厂实际情况提出具体方案；加药量可根据脱硫系统实际运转情况定，脱硫增效剂应用专工会推荐最佳加药量，一般加药量在200ppm-1500ppm之间；使用湿式复合脱硫增效剂脱硫塔循环浆液PH值控制在5.5～5.8脱硫效果较好，PH值以不超过6.0为宜。

五、包装与贮存
EXN-901采用塑料袋密封包装，每袋净重25Kg，可根据用户需求确定。

常温下，储存于避光阴凉干燥处，远离火种、热源，应与氧化剂、还原剂、碱性物质分开存放。

运输时包装要完整、装载要稳妥，途中要防雨淋、日晒、高温。

储存期为十二个月。

六、安全与防护
本品为粉末状易飞扬，操作时注意劳动保护，人工添加时需佩戴防护面罩，避免粉尘进入呼吸道对人体造成伤害；皮肤、眼睛等接触时用大量清水冲洗即可。

脱硫增效剂使用方案脱硫增效剂是一种用于煤炭燃烧脱硫的化学添加剂。

它通过促进脱硫反应速率、提高脱除率，并降低副产物的生成，从而增强煤炭脱硫效果。

下面是一个使用脱硫增效剂的方案，包括选择合适的脱硫增效剂、确定添加剂的用量和方法、影响因素的控制等。

1.选择合适的脱硫增效剂：选择合适的脱硫增效剂是关键。

常见的脱硫增效剂有钠基和氨基两大类。

钠基脱硫增效剂适用于高硫煤炭，它能够提高硫的活性，促进脱硫反应。

氨基脱硫增效剂适用于低硫煤，在脱硫过程中能够提高SO2的氧化速率，从而增加脱硫效率。

2.确定添加剂的用量和方法：根据煤炭的硫含量、燃烧工况和脱硫效果的要求，确定脱硫增效剂的添加剂量和添加方法。

添加剂量过大容易造成资源浪费和环境污染，添加剂量过小则无法达到脱硫的要求。

常见的添加方法有干燥喷射法、喷淋法和浸泡法等，具体的选择根据煤炭燃烧设备和脱硫工艺的要求而定。

3.影响因素的控制：脱硫增效剂的使用受到多种因素的影响，需要进行有效的控制。

首先是煤炭性质的控制，包括煤种、灰分、硫含量等。

不同的煤种对脱硫增效剂的使用效果有所差异，因此在选择煤炭时要考虑其对脱硫效果的影响。

其次是燃烧工况的控制，包括温度、氧浓度、燃烧速率等。

合理控制燃烧工况可以改善脱硫增效剂的利用效率。

最后是脱硫工艺的控制，包括氧化剂的使用、卸灰方式等。

通过优化脱硫工艺可以提高脱硫增效剂的使用效果。

4.结合其他脱硫方法：脱硫增效剂通常与其他脱硫方法结合使用，以达到更好的脱硫效果。

常见的结合方法有湿法脱硫和干法脱硫的结合使用。

湿法脱硫可以去除大部分的SO2，而干法脱硫可以去除余下的SO2、脱硫增效剂在这个过程中能够增强湿法脱硫和干法脱硫的效果，提高整体脱硫效率。

总之，使用脱硫增效剂可以提高煤炭脱硫的效果，减少硫化物的排放。

在实际应用中需要选择适合的脱硫增效剂、确定合理的添加方法和剂量，并合理控制各种影响因素，以达到最佳的脱硫效果。

同时，还需要结合其他脱硫方法，以提高整体的脱硫效率。

山东洁泉环保科技有限公司高效脱硫增效剂CLEANS-401别名：脱硫添加剂、脱硫催化剂一、性能与用途本品也可以称之为“湿式复合脱硫增效剂”，是专门针对电厂、钢厂、水泥厂等采用石灰石-石膏湿法脱除二氧化硫工艺而开发出来的一款产品。

用于强化石灰石湿法脱硫FGD工艺系统中，促进石灰石浆液对SO2的吸收，显著提高烟气脱硫率：（1）若电厂因掺烧高硫煤导致脱硫系统不能达标排放，加入本产品后短时间内能提高脱硫率5-10 个百分点，使脱硫效率和净烟气的排放浓度达到国家规定的标准。

（2）若电厂的烟气脱硫率已达到国家的排放标准，使用本产品，也同样可以实现节能减排的目的：如原本需要使用三台浆液循环泵，使用该产品后可以停用一台浆液循环泵，这样节省的厂用电和降低石灰石的消耗等综合节能费用，是药剂加入成本的一倍以上。

（3）在部分脱硫设备出现异常情况时，使用该产品，能减轻或弥补因设备问题导致的烟气脱硫率下降不能达标排放，石膏氧化效果不佳、脱水困难等问题。

（4）由于本产品能促进石灰石浆液对SO2的吸收，使浆液能充分反应，节省石灰石用量，降低制浆成本，同时也减少石膏中亚硫酸钙和碳酸钙的含量，提高了产出石膏的品质。

在湿法烟气脱硫系统中加入CLEANS-401高效脱硫增效剂后，可以增加石灰石的溶解度，大大降低液相阻力；从而提高浆液碱度，进一步促进SO2的气液相传质；同时CLEANS-401高效脱硫增效剂还可以起到缓冲剂的作用，减轻pH值的波动，抑制气液界面上因SO2溶解而导致pH值的降低，克服SO2的气相阻力，提高脱硫剂石灰石的利用率和系统的脱硫效率，同时还能加速石灰石溶解、防止设备结垢和堵塞、减轻磨损、缓冲浆液pH值波动，对提高脱硫工艺的经济性和系统的可靠性有很大帮助。

据测算加入脱硫增效剂后综合节省运行费用0.15-0.25元/Kg SO2，是目前湿法烟气脱硫工艺中理想的辅助添加剂。

二、技术指标项目指标外观白色至棕灰色粉末或晶体气味无味或轻微气味PH(1%) 2.88三、使用方法1、基础投加（1）加药点：首次投加可以加在吸收塔地坑中，通过提升泵泵入到吸收塔中；考虑到地坑中的药剂残留，最好能多次在地坑中补充浆液，将脱硫增效剂充分泵入到吸收塔中，避免药剂的浪费。

脱硫增效剂使用方案脱硫增效剂应用技术方案1、目的使用增效剂后，在同等工况下提高脱硫效率，提高燃煤硫分的适应能力，停泵节能降耗。

2．脱硫系统运行情况分析说明2.1 项目情况脱硫系统主要设计参数为：燃煤设计含硫量2.1%，入口SO2浓度4810 mg/Nm3，出口SO2浓度小于197mg/Nm3。

目前实际平均硫份0.7-1.2%之间，出口SO2浓度要求控制50 mg/Nm3 以内。

吸收塔内径15m，浆液溢流高度12.8m，塔底储浆池容积2260m3。

吸收塔浆液pH值5.0-5.5，配置4台浆液循环泵，浆液密度控制在1100kg/m3左右。

2.2 情况分析目前各项排放指标能满足排放要求，系统设计裕量较大，但新的环保排放标准要求SO2浓度从设计时200 mg/Nm3以内降至50 mg/Nm3以内，使得目前脱硫电耗大幅度提高。

使用脱硫增效剂后，不仅可以更好的满足环保要求，同时可以在节能方面挖掘潜力，降低脱硫厂用电。

经过对目前使用增效剂的用户充分了解，使用增效剂后对系统设备的安全没有影响，可以减小设备的腐蚀和结构。

3．使用脱硫增效剂预计达到的结果分析3.1脱硫增效剂可有效提高脱硫效率和系统处理能力，在保持相同效率的前提下可以提高系统燃煤适应范围（以一般经验来看可以在现有系统允许燃煤硫份的基础上提高20%—40%）。

当燃煤硫份提高或存在波动时，也可满足环保要求。

脱硫系统浆液循环泵运行情况：入口SO2浓度2000mg/Nm3左右时，负荷率80%左右，运行三台浆液循环泵；入口SO2浓度3000mg/Nm3时，负荷率80%以上时，运行4台。

目前脱硫装置入口SO2浓度基本稳定，大多数时间维持在2000mg/Nm3左右。

负荷率70%以上时，使用脱硫添加剂后，可减少1台浆液循环泵运行。

按照停运B循环泵，每套装置每年运行小时数为7900h，核算如下（以下数据是2套脱硫装置）：节约电费：596×7900×0.299×2=281.56万元添加剂费用：（658×0.06+2×1.2）×45000=188.46万元预计直接节省费用93.1万元。

脱硫增效剂质量标准理化指标及检测方法{C}一、{C}{C}{C}PH值的测定（电位法）：本方法采用国家标准GB15893.2-1995称取99g蒸馏水置于200ml烧杯中，称取脱硫增效剂1g倒入烧杯中，搅拌3~5分钟使之完全溶解，即为待测试样。

1原理将规定的指示电极和参比电极浸入同一被测溶液中，成一原电池，其电动势与溶液的PH值有关。

通过测量原电池的电动势即可得出溶液的PH值。

2试剂2.1草酸盐标准缓冲溶液：c[KH3（C2O4）2·2H2O]=0.05mol/L。

称取12.61g四草酸钾（GB6855）溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.2酒石酸盐标准缓冲溶液：饱和溶液。

在25℃下，用无二氧化碳的水溶解过量的（约75g/L）酒石酸氢钾并剧烈振摇以制备其饱和溶液。

2.3苯二甲酸盐标准缓冲溶液：c（C6H4CO2K）=0.05mol/L。

称取10.24g预先于110±5℃干燥1h的苯二甲酸氢钾（GB6857），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.4磷酸盐标准缓冲溶液：c（KH2PO4）=0.025mol/L；c（Na2HPO4）=0.025mol/L。

称取3.39g磷酸二氢钾（GB6853）和3.53g磷酸二氢钠（GB6854），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

磷酸二氢钾和3.53g磷酸二氢钠需预先在120±10℃干燥2h。

2.5硼酸盐标准缓冲溶液：c（Na2B4O7·10H2O）=0.01mol/L。

称取3.80g十水合四硼酸钠（GB6856），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

3仪器3.1酸度计：分度值为0.02pH单位。

3.2玻璃指示电极使用前须在水中浸泡24h以上，使用后应立即清洗并于水中保存。

若玻璃电极表面污染，可先用肥皂或洗涤剂洗。

然后用水淋洗几次，再浸入盐酸（1+9）溶液中，以除去污物。

最后用水洗净，浸入水中备用。

{C}一、{C}{C}{C}PH值的测定（电位法）：本方法采用国家标准GB15893.2-1995称取99g蒸馏水置于200ml烧杯中，称取脱硫增效剂1g倒入烧杯中，搅拌3~5分钟使之完全溶解，即为待测试样。

1原理将规定的指示电极和参比电极浸入同一被测溶液中，成一原电池，其电动势与溶液的PH值有关。

通过测量原电池的电动势即可得出溶液的PH值。

2试剂2.1草酸盐标准缓冲溶液：c[KH3（C2O4）2·2H2O]=0.05mol/L。

称取12.61g四草酸钾（GB6855）溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.2酒石酸盐标准缓冲溶液：饱和溶液。

在25℃下，用无二氧化碳的水溶解过量的（约75g/L）酒石酸氢钾并剧烈振摇以制备其饱和溶液。

2.3苯二甲酸盐标准缓冲溶液：c（C6H4CO2K）=0.05mol/L。

称取10.24g预先于110±5℃干燥1h的苯二甲酸氢钾（GB6857），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.4磷酸盐标准缓冲溶液：c（KH2PO4）=0.025mol/L；c（Na2HPO4）=0.025mol/L。

称取3.39g磷酸二氢钾（GB6853）和3.53g磷酸二氢钠（GB6854），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

磷酸二氢钾和3.53g磷酸二氢钠需预先在120±10℃干燥2h。

2.5硼酸盐标准缓冲溶液：c（Na2B4O7·10H2O）=0.01mol/L。

称取3.80g十水合四硼酸钠（GB6856），溶于无二氧化碳的水中，稀释至1000ml。

2.6氢氧化钙标准缓冲溶液：饱和溶液。

在25℃时，用无二氧化碳的水制备氢氧化钙的饱和溶液。

存放时应防止空气中二氧化碳进入。

一旦出现混浊，应弃去重配。

3仪器3.1酸度计：分度值为0.02pH单位。

3.2玻璃指示电极使用前须在水中浸泡24h以上，使用后应立即清洗并于水中保存。

若玻璃电极表面污染，可先用肥皂或洗涤剂洗。