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脱硫增效剂

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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。

那就按每天75公斤

应用实例

⑴2010年8月～9月间，由我公司供货的脱硫增效剂分别于湖北华电A电厂及山西大唐B电厂进行了两次系统的脱硫增效剂实验。

A电厂概况

A电厂机组（2×330MW）采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统。一炉一塔单元匹配。本次实验前脱硫系统三台循环泵必须同时运行且系统PH值达到5.8以上时，系统脱硫效率在87%-93%之间波动，故能耗较高，石灰石用量大，系统设备始终处于满负荷运行。

B电厂概况

B电厂为2×600MW直接空冷脱硫燃煤发电机组。根据现场观察及了解可知，因机组设计原因，当入口SO2浓度达到3300mg/m3以上时，会造成脱硫系统供浆量严重不足，脱硫效率很难稳定维持在90%以上，从而无法达到环保排放的要求。

⑵实验过程简介

1、在A电厂FGD脱硫系统加入100公斤脱硫增效剂后（使吸收塔内增效剂浓度达到500ppm）和不加前脱硫效率的对比曲线和持续作用时间.

实测脱硫率

加后30分钟

4小时后

10小时后

24小时后

不加效率

89.7%

92.3%

88.8%

91.7%

加后效率

97.3%

96.6%

96.5%

96.3%

数据分析

FGD入口SO2浓度在2100mg/Nm3。在维持吸收塔原脱硫效率基础上，加入200公斤脱硫增效剂（使吸收塔内增效剂浓度达到500ppm），配合合理供浆，吸收塔脱硫效率立即快速提升；半小时后，脱硫效率即提高6%以上（对于脱硫效率小于90%的FGD系统，加脱硫增效剂后脱硫效率或将提高10％以上）。特别是随着时间的变化，在加入500ppm增效剂24小时后，仍能够达到较高的脱硫效率。这说明增效剂的加入，显著提高了脱硫效率，并且能够持续稳定的发挥作用达24小时以上（理论上可维持64小时）。

2、在B电厂FGD脱硫系统加入500ppm脱硫增效剂后和不加前脱硫效率和循环浆液ph值之间的对比曲线。

PH

4.8

5.1

5.4

5.7

6.0

不加增效剂时补浆量

83

96

87

77

83

加增效剂后补浆量

62

43

27

15

17

数据分析：

FGD入口SO2浓度在3300mg/Nm3。塔浆液PH值对脱硫效率影响显著，随着PH值增加，脱硫效率增大。加入增效剂后，在保证脱硫效率的前提下，吸收塔浆液PH值保持在5.2-5.8的合理范围内波动，从而减少补浆量，节约大量石灰石。而且脱硫增效剂的加入，有稳定浆液PH值的作用，从而为脱硫反应提供更好的环境。

结论分析

关于脱硫增效剂，通过数据分析，可以得出以下结论：

1、显著提高FGD系统脱硫效率，提效一般可达6%-10%以上。

这是脱硫增效剂的主要功能，SPRZ-101脱硫增效剂可以加速石灰石反应速度，提高了石灰石利用率，从而提高脱硫效率。添加30分钟以后即可见效，一次添加持续作用达到24小时以上。

2、促进脱硫系统适应入口二氧化硫浓度的较大变化。

脱硫增效剂的使用，可以适应因煤质等变化引起的入口SO2浓度变