“以煤净煤”无成本脱硫达标支持燃煤企业
燃煤节能脱硫剂（2008.12.31.获得国家发明专利授权），推广节能脱硫循环法：“以煤净煤”无成本，低成本特色脱硫。
根据燃煤企业：锅炉型号，应用工艺，煤炭种类，煤炭含硫量（有机硫，无机硫所占比例），设计产品最佳配方，免费根据燃煤企业锅炉型号，应用工艺，设计产品应用工艺。
（注：我公司提供燃煤节能脱硫剂产品给燃煤企业脱硫治理，产品不收费，免费指导使用，保证脱硫环保治理达标。燃煤企业用国家每发一度电脱硫补贴的1.5分人民币，用于支付我公司即可。）
1.优化淘汰—石灰石一石膏法脱硫
中国石灰石一石膏法脱硫市场现况
根据环境质量公告，我国二氧化硫排放总量位居世界第一，超出大气环境容量80%，至2005年底，中国有50多家脱硫公司先后引进了德国、美国、日本、瑞典、意大利、奥地利、韩国等国的烟气脱硫技术装备。但现在我国引进的脱硫技术装备，都是发达国家上个世纪30年代应用至今的落后的脱硫技术，绝大部分是湿式石灰石/石灰-石膏法工艺。中国国内已经实施和正在实施大型火电发电机组的烟气脱硫几乎都采用了国外的核心工艺包技术，这是德国、日本、美国（美国政府2007年10月向国内电力集团，开出了世界上最大的一张环保罚款单，高达数百亿美元，原因是电力集团燃煤污染物二氧化硫致使美国产生大面积酸雨？）等国的大型工程公司、技术公司长期在中国进行脱硫技术商业推广的成果，这样就极大地制约了中国脱硫产业进一步、高层次的发展。在已投运和在建的火电厂烟气脱硫项目中，拥有国内自主知识产权项目的总装机容量仅占脱硫项目总装机容量的7.4%。开发具有自主知识产权的核心技术，提出火电厂烟气SO2减排的整体解决方案，逐步实现国内产业化目标，是国家环境保护总局和电力主管部门始终倡导和支持的开发计划。
结合我国实际情况，特别是我国的经济状况、锅炉及其配套系统的技术情况，进行技术改进和技术革新，创造出具有自主知识产权的国有技术。
火电厂、工业锅炉SO2的控制及烟气脱硫产业化发展存在的问题。
（1）投资成本大。
以一个装机容量60万千瓦的中型电厂为例，安装脱硫设备的投资约1.2至1.5亿元人民币。（现有燃煤机组还需安装约1.3亿千瓦装机的烟气脱硫设施，“十一五”时期又约有3亿千瓦燃煤机组需要安装烟气脱硫设施），现有的燃煤机组和“十一五”时期的燃煤机组共计约4.3亿千瓦装机的烟气需安装脱硫设施，建设4.3亿千瓦装机的烟气脱硫设施国家将耗资约1100亿元人民币。
（2）脱硫设备、系统运行费用高。
例：以含硫4%的燃煤脱硫计算成本，每吨燃煤脱硫需石灰石/石灰的耗用和脱硫系统运行等费用合计高达92元人民币，如此高昂的脱硫成本，很多企业是不情愿的，政府不的不进行脱硫电价补偿，每发电一度补偿费用为1-1.5分人民币。
（3）脱硫设备、系统工程长周期运行性能差，可用率低。
在已投运的脱硫装置中，大部分工程从投运第一天起，就没有间断过改进和维修，有的电厂不甘重负干脆停用，环保检查时临时运行应付检查。再过两、三年，随着投运的脱硫装置的不断增加，这一问题更加突出，已引起有关部门高度重视。
（4）脱硫效率低，根本不能正常运行脱硫达标。
锅炉系统实际运行参数与设计值偏离太大，脱硫效率降低，根本达不到设计的脱硫效率和二氧化硫排放达标要求。
（5）脱硫装置达不到正常运行、应用要求。
装置自身应用效率降低，结垢、腐蚀、磨损非常严重、密封水泄漏、罗茨风机噪声大等问题。
（6）脱硫装置系统脱硫过程后的二次污染物（废水石膏浆），致使火电厂周边环境污染更加剧恶化。
脱硫装置的石灰石/石灰、石膏法工艺，在用于脱硫运行后生成的石膏浆，因质量和市场因素无回收利用价值，大部采用抛弃法。
每吨燃煤脱硫（石灰石约250kg或石灰粉约130kg）治理后产生的二次污染物质废水石膏浆达3-5m3，排放至火电厂灰场，造成二次污染环境和严重污染地下水环境。
长期排放脱硫后的二次污染物废水石膏浆，如长期不回收利用，将造成比脱除的二氧化硫危害更为严重的环境污染危害和污染地下水体，已引起有关专家、学者，相关职能部门的高度重视，应积极应对二次污染物废水石膏浆的污染态势采取措施，不能长此下去，脱硫治理会得不偿失，事半功倍。
（7）有关专家对引进的脱硫装置认为。
脱硫技术装备湿式石灰石/石灰、石膏法工艺、FGD技术从开始引进研发到正常商业化应用，需要20年以上时间，然而现在的脱硫装备技术面对我国的脱硫市场是不能正常应用的，花费高昂的脱硫装置投入，不能很好的运行脱硫。反而新增大量的二次污染物废水石膏浆，由此看来应选用新的脱硫技术和新工艺。
火电厂和工业锅炉已安装石灰石一石膏法脱硫装置应用节能脱硫循环法工艺：
可替代原用石灰石一石膏法脱硫工艺。改用燃煤节能脱硫剂加入原煤，在炉内完成一次脱硫后，利用炉渣冲渣水，在脱硫系统中只应用喷淋塔系统洗涤烟气，完成二次脱硫，废水再用于冲炉渣，该水体循环使用不外排，无二次污染。
有以下优势：
（1）取消脱硫系统的大部分设备运行（只应用喷淋塔系统），可降低能耗和脱硫系统能正常运行，脱硫治理达标。
（2）取消脱硫系统添加的石灰石/石灰，可减去购料成本和生产成本。
（3）完成脱硫后无新增的二次污染物（石膏浆液）排放。
（4）可使脱硫系统的运行费用（包括购石灰石/石灰的材料费）在原有基础上降低（费用）50%以上。
（5）节约水资源，不外排污水，吨燃煤可节水3-5m3。
（6）燃煤节能脱硫剂加入原煤入炉拌烧主动脱硫，可节能2-8%。）
2.优化淘汰—氨法脱硫
中国氨法脱硫市场现况
例1：—某电厂氨法脱硫系统项目耗资约2千万元。该项目验收时燃煤烟气污染环保脱硫治理达标。可是——试用6个月时间脱硫系统运行累计不足15天。脱硫系统由于无法正常运行，脱硫系统项目闲置2年时间，现在该系统已成为一堆（垃圾）废料（这期间该电厂燃煤发电，.根本就无法进行烟气环保脱硫治理）。
例2：—某工业企业自备火电厂，为了治理火电厂燃煤二氧化硫污染，决定新建燃煤脱硫环保治理（氨法脱硫装置应用）项目，项目结果是使该企业环保治理脱硫系统工程，耗资上千万元，还欠款（工程款）百万元，得到一个有头无尾（该氨法脱硫装置系统：因为只做前面系统，没有做后面综合利用系统）的烂尾工程，根本不能正常燃煤烟气脱硫环保治理，环保局验收时完全不合格。
例3：―某电厂氨法脱硫环保治理投资约为8千万元，因为项目完工后，环保治理脱硫高成本，高污染，系统完全不能正常运行，环保脱硫公司声称：系统如需正常运行还要投资上千万元…….，因为该电厂已经投资数千万元上氨法脱硫装置系统，还要投资一是资金困难，二是不敢再相信氨法脱硫？所以该项目根本就没有投入正常使用，目前该火电厂已经面临全面关停（因污染原因国家已关停其中2台发电机组）。
火电厂和工业锅炉已安装氨法脱硫装置应用节能脱硫循环法工艺：
可替代原用氨法脱硫工艺。改用燃煤节能脱硫剂加入原煤，在炉内完成一次脱硫后，利用炉渣冲渣水，在氨法脱硫系统中只应用喷淋塔系统洗涤烟气，完成二次脱硫，废水再用于冲炉渣，该水体循环使用不外排，无二次污染。
有以下优势：
（1）取消脱硫系统的大部分设备运行（只应用喷淋塔系统），可降低能耗和脱硫系统能正常运行，脱硫治理达标。
（2）燃煤节能脱硫剂加入原煤入炉拌烧主动脱硫，可节能2-8%。
（3）节约水资源，不外排污水、吨燃煤可节水3-5m3。
（4）可使脱硫系统的运行费用（包括材料费）在原有基础上降低70%以上。
（5）不新增二次污染物排放。
3.优化淘汰—循环流化床脱硫
中国循环流化床脱硫现况
循环流化床锅炉脱硫，炉内投入石灰石循环脱硫：
1. 热损失大：1公斤石灰石（吸热）损失4公斤煤炭热值。
2. 脱硫效果差：温度超过620度时（循环流化床锅炉炉内温度为950－1000），硫份物质复分解二氧化硫。因此脱硫治理不能达标（以含硫4％的燃煤为例：二氧化硫脱除率为20％左右）。
3. 石灰石利用率低：石灰石属于化学吸附，只形成单质层吸附功能。石灰石不能循环利用（循环利用无脱硫效果）。
4. 现在的电除尘系统设计方案，不能满足国家现在的烟尘排放标准。
火电厂和工业循环流化床锅炉应用节能脱硫循环法工艺：
取消炉内投入石灰石脱硫。改用燃煤节能脱硫剂加入原煤，在炉内完成一次脱硫后，利用炉渣冲渣水，在电除尘系统后新建喷淋塔（湿法）系统洗涤烟气，完成二次脱硫，废水再用于冲炉渣，该水体循环使用不外排，无二次污染。
有以下优势：
（1）燃煤节能脱硫剂加入原煤入炉拌烧主动脱硫，可节能2-8% 。
（2）不外排污水、不新增二次污染物排放。
（3）脱硫系统的运行费用（包括原料费）在原来基础上降低50以上。
（4）脱硫，烟尘治理达标。
4．优化淘汰－双碱法脱硫
双碱法脱硫应用节能脱硫循环法工艺：
燃煤节能脱硫剂加入原煤，在炉内完成一次脱硫后，利用炉渣冲渣水，在原有的脱硫，除尘喷淋塔系统洗涤烟气，完成二次脱硫，废水再用于冲炉渣，该水体循环使用不外排，无二次污染。
有以下优势：
（1）应用原有的脱硫，除尘喷淋塔系统，脱硫，烟尘治理达标。
（2）燃煤节能脱硫剂加入原煤入炉拌烧主动脱硫，可节能2-8%。
（3）节约水资源，不外排污水、吨燃煤可节水3-5m3。
（4）可使脱硫系统的运行费用（包括原料费）在原有基础上降低（费用）50%以上。
（5）不新增二次污染物排放。
宜宾市蓝洁环保技术服务有限公司
张自强13458747621 传真,电话 0831-8247660 zzq52@sina.com

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