一、简介：
长沙千亿球友会公司引进美国CROPTON218&GS-CH系列脱硫增效剂，针对不同脱硫吸收塔塔型、不同煤种含硫量的系列脱硫复合增效剂。该脱硫增效剂特点在于：根据各脱硫系统实际运行工况及存在的主要问题，调整优化增效剂配方，以便获得更为高效、经济稳定运行。
二、GS®-CH系列脱硫催化剂好处与作用主要体现
① 提高脱硫效率，无需进行设备扩容改造
提高二氧化硫气液传质速率，强化对二氧化硫的吸收而提高脱硫率。在气液界面处催化剂能够结合SO2溶解产生的大量H +离子，使H +离子从液膜传递到液相主体，浆液pH也不会因SO2的溶解而下降过快，同时气相阻力减小，促进SO2吸收。
（GS®-CH脱硫催化剂根据近20多家电厂实际应用情况，添加脱硫催化剂后系统运行提高设计硫分值可达30%-50%。从而避免设备的大幅增容改造，节约技改资金。同时也避免因设备改造期间脱硫无法运行而损失的脱硫电价）。
② 节能降耗(省厂用电)
脱硫装置的入口二氧化硫浓度在设计值范围内的前提下,一是可停运部分吸收塔浆液循环泵，相对降低系统所需液气比，降低脱硫系统厂用电率，从而有效减少脱硫运行费用和脱硫维护检修费用；二是可以节省制浆系统球磨机能耗，有效提高粗颗粒石灰石（250目）的利用率，基本实现与（325目）粒径石灰石相同的脱硫效率。
（硫份较低时使用GS®-CH脱硫催化剂后，随着供浆量的减少，吸收塔浆液密度上升较慢，相应浆液循环泵、吸收塔搅拌器、石膏排出泵电流得到普遍下降，真空皮带机脱水时间间隔明显延长；如果采用湿磨制浆时，磨机运行时间减少，增压风机（或引风机）电流下降，综合节电效果十分明显，较催化剂使用前节电约20-40%）。
③ 减少石灰石用量
提高脱硫剂的利用率，从而减少其用量，催化剂可以提高石灰石在液相中的溶解度，强化石灰石溶解。在固液界面处，催化剂能提供有利于CaCO3溶解的酸性环境，减小液相阻力，促进石灰石的溶解。
（据GS®-CH脱硫催化剂在河南、河北、东北、陕西等电厂加药前后运行数据对比，在某些吸收塔浆液碳酸钙过饱和工况时，石灰石用量减少达到5%-20%。特别是使用石灰石粉的电厂，经济效益十分可观）。
④ 提高燃煤调整和脱硫运行、备用的灵活性
由于SO2的溶解度和固体CaCO3的溶解都有限，脱硫催化剂的加入则提供了碱性基团，增强了液膜传质因子，不仅可以促进CaCO3的溶解和提高其解离速率，减少了液相阻力，浆液pH也不会因SO2的溶解而下降过快，使用脱硫催化剂时，脱硫系统可在较低pH值下运行，增加主机燃煤调整和脱硫系统运行灵活性和稳定性。
（GS®-CH脱硫催化剂在河南、陕西、贵州等地的应用单位，燃煤采购硫分进行适当放宽，降低了采购成本，缓解了采购压力）。
⑤ 增加石灰石的分散性，减少设备的结垢。
催化剂中的活性成份可以提高石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，减少设备的结垢堵塞。
（我公司在湖南、江西、河南等地利用电厂检修时期，对吸收塔内部、除雾器、GGH、浆液循环泵等设备进行全面检查，对比加药前设备状况，结垢情况明显减少）。
⑥ 提高氧化效率，减少亚硫酸根含量，提高真空皮带机脱水效率。
催化剂可降低石灰石浆液表面张力，使临界晶核半径减小，强化HSO3-的氧化使CaSO4和CaSO3易析出石膏，CaSO4等处于非饱和状态，阻碍了化学硬垢的生成。确保设备长期运行阻碍结垢。
（GS®-CH脱硫催化剂在改善脱水状况在所有电厂都得到印证，某些电厂含水率由18%下降至8%。石膏的综合利用得到加强，电厂的综合效益明显得到提升）。
⑦ 在浆液循环泵故障时，保证脱硫效率
由于浆液循环泵运行中磨损严重，发生故障的可能性极高。当一台浆液循环泵发生故障且没有备用泵时，很难维持脱硫效率。此时加入脱硫催化剂，有效维持原有脱硫效率，维持运行正常运行。
（在内蒙、河北、广东、江苏等地均有成功实例，为电厂设备抢修争取了时间，避免了脱硫效率不达标造成的电价损失）。
三、产品系列
① 克普敦公司根据有效组分含量、应用工况的不同，产品分为三个系列：GS®-CH01、GS®-CH02、GS®-FCH03
烟气脱硫添加剂—效率催化剂
性状描述：由几个相似族类的分子大小不同的结构组成各异的活性剂、不成盐氧化物、高分子羟基盐类化合物、复合催化剂与丁醇碳基反应组成的复杂混合物,粉末片状固体。
技术指标： 溶解性≥99%，溶于水；相对密度：1.20-1.30kg/cm3；有效含量（%）：>99.5% 。
用途：本品专为湿法烟气脱硫提高脱硫效率专用。
包装：25kg/袋、40kg/袋。
储运：一般化工品，具有水溶性、低挥发、化学稳定、对系统、环境和人体无任何毒害等特点。存放于阴凉、干燥、通风的库房内远离热源。
② GS®-CH系列脱硫添加剂的主要成份
添加剂主要成份有：活性剂、氧化剂、羟基盐类化合物、复合催化剂。
复合催化剂：改变固液界面湿润性，降低固相和液相之间的液膜阻力，提高界面传质效率；
活性剂：加速石灰石的溶解速度，提高其反应活性；
羟基盐类化合物：在吸收塔浆液环境中提供缓冲对，加快气膜和液膜之间的传质过程，提高反应速度；
氧化剂：提高氧化空气中氧气的利用效率，促进氧化反应；
四、产品案例分析
1、实验内容：
1.1XX电厂#1、#2号机组设计原烟气入口SO2浓度为2758mg/m3、2286mg/m3但实际吸收塔入口SO2浓度超出其设计值；近期在机组满负荷情况下#1脱硫系统原烟气入口在4000-4200mg/m3时，PH值为5.7，4台浆液循环泵运行,脱硫效率为86%-87%。
1.2在机组满负荷情况下#2脱硫系统原烟气入口在4000-4200时，PH值为5.8，5台浆液循环泵运行,脱硫效率为89%-90%。此次试验希望通过脱硫效率催化剂的添加使得#1FGD在机组满负荷，原烟气入口在4000-4500mg/m3时，PH值为5.6-5.7，4台浆液循环泵运行，脱硫效率能提升5%左右或净烟气小于400，#2FGD能实现脱硫效率也相应提高5%。
2、实验前准备工作：
2.1校验CEMS数据正常，检查吸收塔PH计、密度计、液位计等相关的热工表计测量准确无误且正常投入。
2.2确认FGD旁路烟气挡板保持关闭状态且不泄漏。
2.3实验期间机组脱硫装置原烟气二氧化硫浓度相对稳定，原则上二氧化硫波动不超过长期运行值4000-4500mg/m3。
2.4试验期间的石灰石粉品质合格且恒定，脱硫使用的吸收剂中CaCO3含量不能低于设计规定值的2%，细度不得低于设计规定值的10%；检测吸收塔CL-含量不大于20000mg/L。
2.5吸收塔喷嘴无堵塞，无烟气逃逸现象发生，确保吸收塔浆液循环泵喷淋层正常，氧化空气管道无堵塞，搅拌器地坑泵等都正常投运。
3、实验数据：
3.1机组2X300MW,两炉一塔，以吸收塔浆液池体积3700m3为例，浆液密度降到1080Kg/m3，
29日所取数据是在投加脱硫催化剂之前的数据，从以上数据可以看出：在机组平均负荷相同情况下，⑥与③进行对比得出原烟气入口S02浓度上升1000mg/nm3；净烟气出口S02浓度下降260mg/nm3；脱硫效率上升9%；在原烟气入口S02浓度平均值几乎相同情况下mg/nm3：⑧与⑤进行对比得出机组负荷平局值上升7MW；净烟气入口S02浓度平均值下降330mg/nm3；脱硫效率上升6%；在出口S02浓度平均值几乎相同情况下，⑦与②进行对比得出机组平均负荷上升40MW，原烟气入口SO2浓度上升2000mg/nm3；脱硫效率上升4%。
4、实验结论：
4.1脱硫催化剂在各种工况下可较好的提高脱硫效率，满足环保排放要求，同时在一定条件下可适当减少浆液循环泵运行数量，节约电耗，为电厂带来一定的经济效益。
4.2日常运行中，在设计工况下，平均每日（按24h计补充脱硫催化剂300-400kg以维持浆液中的催化剂浓度，保证脱硫效率，实际添加量可根据负荷、煤种波动和脱硫效率状况，适当的增加或减少药剂的添加量。
4.3通过在#1吸收塔的添加剂应用试验表明，催化剂的使用对提高吸收塔的脱硫率有明显的作用，催化剂可作为提高脱硫效率的快捷有效方式。
4.4XXX发电有限公司所烧煤种较杂，含硫量区别较大，通过添加脱硫效率催化剂，可以在入口含硫量增加的情况下确保系统不会超标排放。
4.5面对目前#1FGD系统运行不稳定，系统脱硫效率低的情况，可以使用脱硫效率催化剂解决目前问题，直至找出导致脱硫效率低的因素，并消除之。
4.6通过实验证明，脱硫效率催化剂连续使用系统运行稳定、加药量少、成本较低，有利于当前电厂所面临的系统运行不正常的困境。
4.7 由于现在来自环保方面的压力，脱硫系统中浆液循环泵每天都是全天性工作，难免会有意外发生，脱硫催化剂可以作为备用，这样可以使贵厂脱硫运行的灵活性更强。
