CN111330433A - 一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于热电厂石灰石‑湿法烟气脱硫技术领域，公开了一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，记录FGD相关运行参数后，添加脱硫添加剂；维持浆液循环泵正常运行台数；根据运行工况及系统烟气量、入口SO₂浓度确定脱硫添加剂的投入量；在吸收塔地坑内添加脱硫添加剂，搅拌5‑10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内；吸收塔保持正常供浆，pH值5.0‑5.6；分析各参数变化；再次加入脱硫添加剂。本发明解决热电厂石灰石‑湿法烟气脱硫生产工艺中石灰石溶解性低、反应不彻底、石灰石浪费、石膏品质低、脱硫效率低、脱硫系统厂用电高、脱硫系统经济效益低等问题，提供了一种最经济、最便捷、最有效的一项实用技术。

Description

一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法

技术领域

本发明属于热电厂石灰石-湿法烟气脱硫技术领域，尤其涉及一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法。

背景技术

目前，业内常用的现有技术是这样的：随着环保法规的日趋严厉、环保标准的不断提高、燃料和石灰石粉价格的逐渐上涨，节能环保受到广泛的重视，对火力发电厂高温烟气的达标排放及烟气处理中节能降耗提出了更高的要求，特别是烟气中SO₂的排放引起了社会极大的关注。目前工业烟气中二氧化硫通常采用在锅炉尾部加装脱硫设备来进行治理，这种分别治理方式存在系统复杂、故障率高、投资与运行费用高、占地面积大和存在二次污染等缺陷。随着国家环保标准不断地提高，火力发电厂需要经常停产并不停地对脱硫设备进行升级改造，以满足国家对发电厂烟气中SO₂环保排放的要求。现有脱硫设备的物理吸收速率难以满足环保排放标准不断提高的要求，电厂改造投资巨大、改造频繁、频繁停机、经济效益下降。同时，现有热电厂脱硫系统吸收塔存在氧化不足、脱膏困难、石灰石粉耗量大，石膏品质差，脱硫出口烟气SO₂高，消除SO₂排放超标的手段只有三个，一是降低燃煤硫份，二是提高烟气SO₂的处理能力，三是降低发电机组负荷。在入口烟气SO₂较高时超标排放问题无法解决。因此，开发出一种低成本、环保型的液相烟气处理方法具有非常重要的经济价值和社会价值。

综上所述，现有技术存在的问题是：

(1)现有热电厂脱硫系统吸收塔存在缺氧、脱膏困难、石灰石粉耗量大，石膏品质差，脱硫出口烟气SO₂高，难以消除在入口烟气SO₂较高时超标排放的问题。

(2)现有的烟气脱硫技术普遍存在经济成本高和二次污染问题，大多仍停留在实验室研究阶段，应用前景较差。

(3)现有脱硫设备的物理吸收速率难以满足吸收要求。

解决上述技术问题存在的难度：

(1)脱硫系统投资和后期改造投资巨大，建设周期长。随着环保标准的不断提高需要频繁进行升级改造，发电机组实际发电小时、机组负荷和利用率低。

(2)运行和维修成本高、综合经济效益差。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法。

本发明是这样实现的，一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法包括：

步骤一、记录FGD相关运行参数后，添加脱硫添加剂；

步骤二、维持浆液循环泵正常运行台数；

步骤三、根据运行工况及系统烟气量、入口SO2浓度确定脱硫添加剂的投入量；

步骤四、在吸收塔地坑内添加脱硫添加剂，搅拌5-10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内；

步骤五、吸收塔保持正常供浆，pH值5.0-5.6；

步骤六、分析各参数变化；

步骤七、再次加入脱硫添加剂；

步骤八、以后每8小时定期加入，脱水期间增加使用量；

步骤九、脱硫结束时对各记录参数整理分析。

进一步，步骤一之前2小时，需将吸收塔液位降至溢流口2米以下，以便接受地坑内药品浆液。

进一步，步骤一中，加药时间可以采用每4小时一次，将8小时的加药量分开即可。

进一步，步骤一中，所述第一次脱硫添加剂添加量的确定为吸收塔内浆液所含添加剂浓度为250-400ppm。

进一步，步骤一中，所述参数观察中，若脱硫效率升高，pH值下降，添加剂已经发挥作用。

本发明的另一目的在于提供一种所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法在热力机组浆液脱硫中的应用。

本发明的另一目的在于提供一种所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法在炼钢厂浆液脱硫中的应用。

本发明的另一目的在于提供一种所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法在焦化厂浆液脱硫中的应用。

综上所述，本发明的优点及积极效果为：本发明解决热电厂石灰石-湿法烟气脱硫生产工艺中石灰石溶解性低、反应不彻底、石灰石浪费、石膏品质低、脱硫效率低、脱硫系统厂用电高、脱硫系统经济效益低等问题，提供了一种最经济、最便捷、最有效的一项实用技术。通过使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂，并根据不同脱硫系统的容量和运行工况确定添加剂的投入量、添加方式来解决热电厂石灰石-湿法烟气脱硫中存在的问题。热电厂通过该项实用技术可以提高脱硫效率5％-17％，提高石灰石利用率5-10％，脱硫浆液循环泵用电量降低10％-20％。

(1)热电厂在使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后脱硫效率可以大幅度提高(经在国内数十家热电厂实际应用脱硫效率可提高5--17％)，SO₂排放大幅降低，既减少了热电厂排污费的缴纳、避免了环保超标排放罚款。

(2)使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后SO₂排放环保达标，避免了热电厂因SO₂排放环保超标被迫进行脱硫系统升级改造，减少了改造成本(单台机组脱硫升级改造成本大约需要2000-6000万元，一般电厂都有3-6台发电机组，机组容量300-1000兆瓦)，大幅度降低了电厂设备投资。

(3)使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后，当热电厂实际使用的燃煤中SO₂含量不超过脱硫系统设计值的20％时可以停运一至两台浆液循环泵(一般脱硫系统浆液循环泵3-5台，浆液循环泵的功率为460-900kW)，停运循环泵可以大幅度降低脱硫系统用电量，节约脱硫成本，提高热电厂的经济效益。

(4)使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后，可以使热电厂煤种选择购买高硫煤，热电厂煤炭采购费用占发电成本的70％左右，购买含硫量高的燃煤可大幅降低发电成本(由于低硫煤资源较少、需求量大，造成低硫煤价格远高于高硫煤，同时，电厂采购低硫煤距离较远，运输成本较高)，使用高硫煤可大幅提高热电厂的经济效益。

(5)使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后可以降低石灰石使用量和采购成本，热电厂为了提高脱硫效率和环保达标，多数采购325目的石灰石粉作为脱硫剂，添加YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后选用250目的石灰石粉脱硫效果远高于日常使用325目的石灰石粉的效果，由于325目的石灰石粉市场价格也远高于250目的石灰石粉，使用250目的石灰石粉可以降低电厂采购石灰石粉单价。同时，为了提高脱硫效率、防止SO₂排放超标，国内绝大多数电厂脱硫都存在过量使用石灰石粉的情况(钙硫比严重超标)，这就造成了石灰石粉的大量浪费。使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后提高了石灰石的溶解性、减少了石灰石使用量，石灰石的利用率得到了大幅提高(大约提高利用率5-10％)，降低了石灰石的实际用量，起到了明显的降本增效的结果。

(6)使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后可以提高脱硫反应氧化效果、促进亚硫酸钙氧化完全反应生成硫酸钙，亚硫酸钙含量降低使石膏结晶更好、石膏脱水更容易，大幅度降低了石膏中水分、石灰石和亚硫酸钙的含量，大幅度提高了石膏的合格率、商品率和售价，增加了热电厂脱硫副产品的收入。

(7)使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后，石灰石浆液中未溶解的石灰石粉大幅度下降，降低了石灰石浆液未溶解的中石灰石对循环泵叶片、喷淋系统管道和阀门、防腐层的磨损，减少了喷淋系统石灰石结垢和喷嘴堵塞，防止了烟气逃逸，降低了脱硫系统的故障率和维修成本，减少了机组的停运时间，提高了发电机组的利用率和发电量。

附图说明

图1是本发明实施例提供的基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法流程图。

具体实施方式

为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并配合附图详细说明如下。

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，下面结合技术方法对本发明作详细的描述。

本发明实施例提供的基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法包括：

(1)、将石灰石粉配制成30％浓度(1240kg/m³)的石灰石浆液储存于石灰石浆液箱，确认石灰石浆液或吸收塔浆液的体积。

(2)、添加前必须确保连续在线监测仪表(CEMS)正常监测，烟气旁路挡板门关闭严密而不泄漏。

(3)、投加方法：

A、简易型加入法：直接把脱硫效率催化剂加入吸收塔区域地坑，经过石灰石浆液溶解后再用地坑泵打入吸收塔即可(首次添加试验试用或者石灰石浆液箱现场条件欠缺时可以用此方法).

B、优化型加入法：添加准备添加脱硫效率催化剂的容器(塑料桶即可)，用塑料桶装好的脱硫效率催化剂从石灰石浆液箱顶部加入口添加即可(首次试验试用完成后，后期应用时需要慢慢优化调整至最佳用量，充分体现其效率和经济性)。

(4)、投加量：

以石灰石浆液箱石灰石浆液或者吸收塔浆液的体积为参考值加入一定量脱硫效率催化剂，脱硫效率催化剂的最经济性加入浓度值为：250mg/L-450mg/L。(即1立方米石灰石浆液或吸收塔浆液添加催化剂的量为：0.25kg-0.45kg)。具体的投加量可根据电厂脱硫系统脱硫设计值、机组负荷、燃煤硫分含量、脱硫设备运行工况进行调整。

脱硫效率催化剂添加浓度越高，脱硫效率的提升越好，同时，脱硫效率催化剂添加浓度与石灰石溶解性、反应彻底性、石灰石利用率、石膏品质高低呈正相关性。但是不要高于1500mg/L(达到此临界值后无明显变化且浪费催化剂)，同时最低添加量不要低于250mg/L。具体的投加量可咨询某电力科技有限公司工程师。

(5)、首次加入时，添加浓度以高值(1500mg/L)为限，在后期的脱硫效率催化剂添加过程中，可根据脱硫效率和PH值的变化情况逐步降低添加量。如果脱硫系统入口SO₂浓度在设计值范围内，脱硫系统运行稳定、正常，通过调整脱硫效率催化剂的添加量，可以尝试停运浆液循环泵1-2台，有效降低脱硫系统用电量、提高脱硫系统投入产出比，实现节能省电增效的优化运行。

(6)、如果选择A、简易型加入法：

要打开吸收塔浆液池的溢流阀或者取样管道阀门，让吸收塔的浆液持续进入地坑，YC--800脱硫效率催化剂添加进入地坑完毕后随之地坑搅拌器搅拌，通过地坑泵把浆液打入吸收塔，为保证添加的药品溶解并能完全进入吸收塔、药效达到最佳效果，吸收塔往地坑注浆时间不能低于2小时。

如果选择B、优化型加入法：YC--800添加进入石灰石浆液箱完毕后，在通过机械搅拌使YC--800脱硫效率催化剂均匀分布于石灰石浆液中，并对石灰石进行相关催化溶解，经过催化溶解的石灰石浆液经供浆泵打入脱硫吸收塔内，为保证添加的药品充分溶解并能全部进入吸收塔，加药后30分钟内不要启动供浆泵。

添加YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后的石灰石浆液被雾化成细小的雾滴与来自锅炉的烟气进行充分传质，SO₂被石灰石乳吸收，净化后的气体从烟道排出。CEMS(烟气连续在线监测系统)仪表不断测定进出口SO₂的浓度，由此可算出烟气中SO₂的净值、去除率及石灰石利用率。

(7)、YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂进入吸收塔大约三、四个小时后(地坑加入法大约30分钟---1小时后)，可以明显感受脱硫效率的提升和石灰石浆液用量明显减少(选择简易型加入法见效速度快，30分钟效果即可显现)，同时，石膏结晶更迅速、结晶效果更好，石膏脱水更加容易，石膏检测对比会发现使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后生成的石膏中含水率、未反应的石灰石、亚硫酸钙含量明显降低，硫酸钙含量、石膏稳定性和石膏品质明显提高，石膏商品价值提高。

使用过程中，YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂添加前有必要确认CEMS(烟气连续在线监测系统)仪表的准确性和烟气旁路挡板门关闭的严密性，由此才能体现添加前后数据的真实性和准确性。YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂非危险化工品，无毒，但应避免和眼睛及皮肤的接触，有刺激作用，操作时需佩戴常规防护用品即可。存放时远离热源、强氧化剂，存放于阴凉、干燥、通风的库房内。

下面结合附图及实施例对本发明作进一步描述。

如图1所示，本发明实施例提供的基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法包括以下步骤：

S101，在运行负荷相对稳定的工况下，记录FGD相关运行参数，4小时后开始实验脱硫添加剂的添加工作。

S102，在脱硫率合格的情况下，保持浆液循环泵运行台数。

S103，根据运行工况确定添加剂的投入量根据系统烟气量、入口SO₂浓度。

S104，将吸收塔地坑液位不至最高，把500千克添加剂加入地坑内，搅拌5-10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内。

S105，吸收塔保持正常供浆，pH值控制在5.0-5.6之间。

S106，观察各参数变化。

S107，2小时后再次加入100千克添加剂(脱硫效率较高，脱硫效率远超过设计和环保排放标准时，本次加药可省去)。

S108，以后每8小时定期加入50千克即可，若脱水期间适当增加使用量。

S109，实验结束时对各记录参数整理分析。

S101之前2小时，需将吸收塔液位降至溢流口2米以下，以便接受地坑内药品浆液。

S101中，加药时间可以采用每4小时一次，将8小时的加药量分开即可。

S103中，所述第一次脱硫添加剂添加量的确定为吸收塔内浆液所含添加剂浓度为250-400ppm。

S106中，所述参数观察中，若脱硫效率升高，pH值下降，说明添加剂已经发挥作用。

所述石灰石粉的粒度≤250目，纯度≥90％。

所述pH值保持在5.0-5.6之间。

下面结合实验对本发明作进一步描述。

1.实验目的。

为解决某热电厂脱硫系统吸收塔缺氧、脱膏困难、石灰石粉耗量大，石膏品质差，脱硫出口烟气SO₂高，消除在入口烟气SO₂高时超标排放，经和某电力科技有限公司友好协商，决定在某热电厂1、2号脱硫系统做脱硫添加剂试验，测试在不同脱硫入口烟气SO₂含量下脱硫添加剂对脱硫效率、节能和吸收塔浆液品质的改善情况。

2.实验依据和标准。

某电力科技有限公司提供的脱硫添加剂资料。

某热电厂脱硫运行规程。

3.现场实验组。

组长：叶某。

副组长：赵某某、曹某、曹某某。

组员：宋某、刘某某、杨某某、吴某某。

4.参加实验单位：

某热电厂&某电力科技有限公司。

下面结合系统对本发明作进一步描述。

某热电厂脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，全烟气脱硫，脱硫装置保证效率不低于90％，入口气SO₂含量2451mg/Nm³，最大入口气SO₂含量3212mg/Nm³，脱硫效率不低于95％。

下面结合实验条件对本发明作进一步描述。

1.提供石灰石粉的粒度≤250目，纯度≥90％。

2.实验期间电除尘器正常投入，运行在最佳状态，达到设计标准。

3.脱硫公用系统运行正常。

4.石灰石浆液密度负荷设计要求。

5.1、2号脱硫系统主要设备运行稳定。

6.实验前FGD主要参数稳定，PH值保值在5.0-5.6之间。

7.脱硫DCS系统上所有参数显示正常。

8.脱硫系统按照规程规定系统运行调整正常后，记录PH值、进出口SO₂浓度、浆液循环泵电流及脱硫效率。

下面结合实验步骤对本发明作进一步描述。

1.在运行负荷相对稳定的工况下，记录FGD相关运行参数，4小时后开始实验脱硫添加剂的添加工作。

2.在脱硫率合格的情况下，保持浆液循环泵运行台数。

3.添加剂的投入量根据系统烟气量、入口SO₂浓度和运行工况而定，第一次脱硫添加剂添加量的确定为吸收塔内浆液所含添加剂浓度为250-400ppm。

4.将吸收塔地坑液位不至最高，把500千克添加剂加入地坑内，搅拌5-10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内。

5.吸收塔保持正常供浆，pH值控制在5.0-5.6之间。

6.观察各参数变化，如脱硫效率升高，PH值下降，说明添加剂已经发挥作用。

7.2小时后再次加入100千克添加剂。

8.以后每8小时定期加入50千克即可，若脱水期间适当增加使用量。

9.实验结束时对各记录参数整理分析。

下面结合实验过程分析对本发明作进一步描述。

1.向吸收塔地坑加药时应缓慢加入，确保药品充分搅拌均匀。每次地坑泵运行时最好打到最低位、确保药液全部进入吸收塔。

2.实验前2小时尽量将吸收塔液位降至12米以下，以便接受地坑内药品浆液。

3.实验过程中每半小时抄表一次，以便运行分析。

4.为达到最佳运行效果，加药时间可以采用每4小时一次，将8小时的加药量分开即可。

5.FGD加入添加剂后脱硫效率可能明显上升，易发生吸收塔内浆液PH值轻度降低的情况，要求运行人员在添加剂加入前维持较高的运行pH值(5.2-5.4)。实验时通过控制吸收塔供浆量调整PH值。

下面结合实验结论对本发明作进一步描述。

1.试验达到预期效果。

2.在1号吸收塔入口烟气SO₂浓度3862mg/Nm³情况下，停A浆液循环泵，脱硫效率可达93％。2号吸收塔入口烟气SO₂浓度2763mg/Nm³情况下，停A浆液循环泵，脱硫效率可达93.7％。停B浆液循环泵脱硫效率可达93％。实验证明使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后在吸收塔入口烟气SO₂浓度超过脱硫系统设计处理能力20％的情况下，且停运一台浆液循环泵，SO₂脱硫效率稳定达到93％以上，高于高于国家环保脱硫效率90％标准(具体数据详见后附电厂运行记录)。

3.在吸收塔入口烟气SO₂浓度5000mg/Nm³情况下，脱硫效率可保持在93％，实验证明使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后在吸收塔入口烟气SO₂浓度超过脱硫系统设计处理能力100％的情况下，脱硫效率可保持在93％以上。

4.吸收塔内浆液品质变化明显，脱膏顺利，真空泵电流下降。

5.10月15日，1号脱硫系统如表1所示，2号脱硫系统如表2所示。

6.10月16日，1号脱硫系统如表3所示，2号脱硫系统如表4所示。

以下表格为渭热电厂添加YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂前后电厂脱硫系统自带的CEMS(烟气连续在线监测系统)仪表对出口烟气中SO₂含量、脱硫效率、石灰石用量、循环泵投运数量等数据变化的记录

表1 1号脱硫系统 10月15日

表2 2号脱硫系统

表3 1号脱硫系统

表4 2号脱硫系统

表5为添加YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂之前陕西电力科学研究院化学环保技术研究所对渭河发电有限公司脱硫系统生成的石膏分析检验报告。

表5：某热电厂

某电力科学研究院化学环保技术研究所检验报告

表6为添加YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂之后陕西电力科学研究院化学环保技术研究所对渭河发电有限公司脱硫系统生成的石膏分析检验报告。

表6：某电力科学研究院化学环保技术研究所检验报告

编号：XDY/FW-HX(G)096-02-2010 第1页共1页

实验结果：

(1)、通过表5和表6石膏检验报告数据对比以及实验数据表明，使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂前脱硫系统石灰石浆液用量非常大，在全部浆液循环泵投运的情况下脱硫效率较低、不时出现脱硫效率低于90％不达标的情况，SO₂排值较高放、接近环保标准上限、不时出现排放超标现象。使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后石灰石浆液用量非常小、经常不用供浆；在吸收塔入口烟气SO₂浓度超过设计处理能力不多的情况下，脱硫效率基本在95％以上，最高达到99％，SO₂排放值非常低、未出现超标排放的情况。在保证脱硫效率和SO₂排放达标的前提下长时间停运一台浆液循环泵，大幅度降低了脱硫能耗和石粉消耗。

(2)、使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂前渭河热电石膏检验主要指标都不合格，由于硫酸钙含量过低、亚硫酸钙超标，石膏晶体过小、脱水困难，石膏含水率高，无法成为商品。同时，由于脱水困难石膏水乱流、淹没设备，造成环境污染和设备安全隐患，稀糊糊的石膏因品质不合格及车辆无法运输等原因无商家愿意购买，大量堆积在厂内造成石粉车无法靠近粉仓，致使发电机组或脱硫系统多次停运。使用YC--800脱硫添加剂---脱硫效率催化剂后，石膏中硫酸钙含量由81.88％提高到97.47％(标准是：＞95％)；亚硫酸钙含量由0.77％下降到0.3％(标准是＜0.5％)，石灰石含量由6.26％下降到0.6％(标准是＜3％)，附着水17.17％下降到13.44％，石膏品质得到了大幅提高，石膏作为副产品商品出售为某热电厂获得了较好的经济效益。

以上所述仅是对本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施例所做的任何简单修改，等同变化与修饰，均属于本发明技术方案的范围内。

Claims (9)

1.一种基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，其特征在于，所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法包括：

步骤一、记录FGD相关运行参数后，添加脱硫添加剂；

步骤二、维持浆液循环泵正常运行台数；

步骤三、根据运行工况及系统烟气量、入口SO₂浓度确定脱硫添加剂的投入量；

步骤四、在吸收塔地坑内添加脱硫添加剂，搅拌5-10分钟后，经吸收塔地坑泵打入吸收塔内；

步骤五、吸收塔保持正常供浆，pH值5.0-5.6；

步骤六、分析各参数变化；

步骤七、再次加入脱硫添加剂；

步骤八、以后每8小时定期加入，脱水期间增加使用量。

2.如权利要求1所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，其特征在于，步骤一前2小时，需将吸收塔液位降至低于溢流口2米。

3.如权利要求1所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，其特征在于，步骤一中，加药时间采用每4小时一次，将8小时的加药量分开。

4.如权利要求1所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，其特征在于，步骤一中，所述第一次脱硫添加剂添加量的确定为吸收塔内浆液所含添加剂浓度为250-400ppm。

5.如权利要求1所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，其特征在于，步骤六中，所述参数分析中，pH值下降。

6.如权利要求1所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法，其特征在于，步骤八后，对各记录参数整理分析。

7.一种如权利要求1～6任意一项所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法在热力机组浆液脱硫中的应用。

8.一种如权利要求1～6任意一项所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法在炼钢厂浆液脱硫中的应用。

9.一种如权利要求1～6任意一项所述基于脱硫专用添加剂的热电厂脱硫方法在焦化厂浆液脱硫中的应用。

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