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随着“雾霾”的持续、频繁发生，我国对于大气污染物的排放要求日趋严格。从我国的火力发电厂烟气排放标准的不断变化，可见环保部对于遏制大气主要污染物排放的重视程度。目前我国提倡采用新型能源(风力发电、水力发电、太阳能发电)发电，但是新型能源存在供能不稳定、季节性等缺点，火力发电依然为现代社会电力发展的主力军。石灰石-石膏湿法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。但目前我国脱硫系统未改造的火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置的运行普遍存在厂用电率和运行成本高、对煤种硫份的适应范围较小等问题，加之环保要求日趋严格，给电厂运行操作带来诸多不便和压力。
宝莱尔的研究者利用在工业领域和应用中积累的大量相关技术和经验，开发了POLYTE®脱硫增效剂，专用于石灰石-石膏湿法脱硫系统，实现系统高效、节能稳定运行。通过添加POLYTE®脱硫增效剂，脱硫效率显著提高，系统对燃煤硫分的适应范围明显增大，同比加药前工况，至少可以停运一台浆液循环泵，对于脱硫系统的节能降耗起到明显的效果。
POLYTE®脱硫增效剂在晋能长治热电厂的应用
长治热电厂装机2×330MW机组，均为石灰石-湿法脱硫系统，采用一炉一塔设置，共用一套公用系统。实际运行，FGD入口SO2浓度3200mg/Nm3，吸收塔塔底储浆池容积1500m3，浆液密度1060-1160kg/m3。设计四台浆液循环泵，功率分别500KW、560KW、560KW、630KW。除负荷、原烟气SO2浓度较低时可停运一台，其余情况下基本全部运行，目前执行SO2排放浓度须控制在200mg/Nm3以下的环保标准。
添加脱硫增效剂对于降低SO2排放浓度及节能效果的试验
2015年01月07日开始#1、#2系统加药试验，初次药量经计算为1000kg。第二天开始，每天定期补加增效剂(需随时改变加药量，由专业技术人员调整)，后续日平均投加40-60kg/塔。并观察药剂持续作用效果。对加药前后的运行数据进行采集和分析。试验期间，认真记录试验系统脱硫各参数变化情况，并根据出口二氧化硫变化，及时启停循环泵，调整石灰石浆液供浆。建议pH维持5.0—5.4之间。
由表1，表2数据可以看出，添加脱硫增效剂后，在负荷保持稳定，原烟气SO2浓度(3095-3583 mg/Nm3)略高于加药前(2817-3041 mg/Nm3)的情况下，SO2的排放浓度降低了50%以上，在停运一台浆液循环泵后， SO2的排放浓度相比加药前仍降低了20%左右，完全达到试验预期。使用宝莱尔脱硫增效剂后，系统处理能力得到大幅提升。
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湿法烟气脱硫(WetFlueGasDesulfurization，WFGD)是世界上大规模商业化应用的脱硫方法之一。湿法烟气脱硫工艺投资较高，运行能耗很高，并且随着国家污染物排放标准要求的提高，部分火电厂出口SO2浓度已经达不到排放要求。脱硫增效剂是一种专业应用于电厂脱硫工艺，能够提高脱硫效率的化学药剂，具有无毒
湿法烟气脱硫(WetFlueGasDesulfurization，WFGD)是世界上大规模商业化应用的脱硫方法之一。湿法烟气脱硫工艺投资较高，运行能耗很高，并且随着国家污染物排放标准要求的提高，部分火电厂出口SO2浓度已经达不到排放要求。脱硫增效剂是一种专业应用于电厂脱硫工艺，能够提高脱硫效率的化学药剂，具有无毒
【摘要】脱硫增效剂能够迅速提高FGD吸收塔浆液反应速率，快速降低脱硫系统静烟气SO2含量，有效的提高了石灰石活性，加速石灰石溶解，提升石灰石的利用率等使用价值。通过莱城电厂脱硫运行中的应用实例，阐述了脱硫增效剂的作用原理、使用方法、使用剂量以及注意事项，为火电厂脱硫系统烟气达标排放做出
【摘要】脱硫增效剂能够迅速提高FGD吸收塔浆液反应速率，快速降低脱硫系统静烟气SO2含量，有效的提高了石灰石活性，加速石灰石溶解，提升石灰石的利用率等使用价值。通过莱城电厂脱硫运行中的应用实例，阐述了脱硫增效剂的作用原理、使用方法、使用剂量以及注意事项，为火电厂脱硫系统烟气达标排放做出
1前言目前我国绝大多数火力发电厂的脱硫都采用的是石灰石湿法脱硫，随着国家对火电厂脱硫机组二氧化硫排放标准的不断提高，虽然湿法脱硫具有工艺成熟、对煤种适应性好、脱硫效率高等的优点，但因为近年来煤炭市场变化大，许多厂进厂煤的含硫量已较设计值偏大很多，使脱硫系统超负荷运行，导致脱硫率偏
摘要：在我国电厂烟气脱硫工艺中，石灰石-石膏湿法脱硫为目前普及最广，最为大众熟知和了解的工艺系统。随着我国烟气排放环保标准的提高，脱硫系统未进行增容改造的电厂普遍存在燃煤适应范围较小、电耗较高以及稳定性不足等问题，给电厂的运行操作带来一定难度。山西长治晋能热电厂为提高脱硫效率、降
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