一、技术背景

燃煤发电厂烟气中所含的烟尘、二氧化硫、氮氧化物（NO_X）等有害物质是造成大气污染、酸雨、温室效应等环境问题的主要根源，如何有效去除烟气中的SO₂和NO_X引起世界各国研究者的重视。当今世界上应用得最广泛的脱硫技术是石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺（FGD）具有技术成熟、脱硫效率高、吸收剂来源广、价格低廉、副产品可利用等特点，是燃煤电厂应用最为广泛的烟气脱硫技术法。当前，我国FGD系统存在的主要问题是：运行能耗高；设备结垢磨损严重，系统可靠性低；对煤质硫份的适应性差，难以达到设计出力要求。另外FGD工艺对于氮氧化物（NO_X）难以脱除，主要依靠前端的“干法脱硝”方法。随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的颁布实施，许多电厂将被迫进行脱硫脱硝设备的增容改造，一台600MW机组脱硫装置的增容改造需耗时3个月以上，耗资上千万元，给电厂带来了极大地经济压力。在保持原有脱硫系统设备不变的条件下，利用脱硫脱硝增效剂进行脱硫脱硝系统的“化学增容改造”完全能够达到进行设备增容改造的效果。

随着脱硫过程中化学药剂增效技术的引进吸收，脱硫增效剂在我国越来越多电厂的湿法脱硫系统中得到了应用，由于其具有使用效果明显、使用方便、经济性好的优点，使得这一产品受到广泛关注和青睐。调查显示，超过70%的燃煤电厂正在使用或有意向使用脱硫增效剂，用于改善系统运行。但与此同时，我们也看到，新一代的高效脱硫增效剂其技术配方被国外专业公司垄断，产品价格较高，而国内产品技术落后，鱼目混杂，质量参差不齐，消费者难以辨明选择。而且，脱硫增效剂脱硫的同时不能同时对氮氧化物进行脱除，使用面和效果得到限制。

二、技术原理

在湿法石灰石—石膏脱硫工艺中SO₂从烟气中的脱除过程涉及到气、液、固三相物态，涉及一系列的化学反应过程，其中对脱硫反应起到控制性反应的过程是SO₂从气相转移到液相的过程。由于石灰石在水中的溶解度较小，在吸收塔中大量的石灰石是以微小颗粒状存在的，经研究发现，在这些微球表面，存在着较大的气膜和液膜的双膜阻力，严重影响了液体中SO₂的传质，采用针对石灰石的活化剂来减弱和消除双膜效应，同时配合相应的助溶剂来加快石灰石的溶解速度，从而大大提高脱硫反应速度。

NO难溶于水成为湿法脱硝的难点，脱硝增效剂能够大幅度提高NO的溶解度，同时脱硝增效剂具有很强的氧化性，将NO氧化成NO₂，然后用水溶液将NO₂还原成N₂，该法可以采用CaCO₃（石灰石）作为脱硫剂的湿法脱硫技术结合使用，脱硫的反应产物又可作为NO₂的还原剂，湿法烟气脱硝剂的脱硝率可达30%以上。

三、应用与影响

脱硫脱硝增效剂是一种水溶性粉末固体物质，主要成分由催化剂、表面活性剂、高效氧化剂、促进剂、渗透剂等物质组成。可在原有脱硫效率的基础上有效提高10—15%左右。促使氮氧化物（NO_X）的吸收、氧化、还原，脱硝率可达30—50%。不改变石灰石脱硫后产物的物质组成，不降低石膏产品的纯度，因此不影响脱硫产物的再利用。同时在保证脱硫率基础上，可减少浆液循环泵的运行台数，达到节电和降低脱硫成本的目的。也可适应高硫份的煤种，减少燃煤成本。减少干法脱硝率不达标的压力，减低脱硝还原剂的投加或脱硝催化剂的更换周期。

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