技术的应用领域前景分析：
1、使用、目的：火力发电厂、工业锅炉煤烟型污染，SO2、黑烟、除尘一体化治理环保三达标排放。
2使用、原理、实用性：“以煤净煤”采用化学吸附和物理吸附结合，治理SO2、 SO3、黑烟、保护锅炉和关联设备减少酸腐蚀。
3、收益性、创新点：1)、收益性：每年该产品需求1..5亿吨，每年该项目获税利300亿元。
社会效益
一、为国家可节约脱硫装置建设费用1仟亿元。
二、年为企业降低脱硫成本费用800亿元。
三、年节约水资源60亿—100亿/m3。
四、年减排脱硫产生的二次污染物废水石膏浆60亿——100亿/m3。
五、年节约煤资源4仟万吨。
创新点：
一、“以煤净煤”化学吸附、物理吸附相结合脱硫
二、低成本或无成本脱硫
三、炉内主动脱硫和在烟道气洗涤辅助脱硫
四、炉内阶段性（各温度段）脱硫
五、炉内节能与脱硫并举
六、保护锅炉不受少受酸腐蚀，减少堵灰
七、降低锅炉炉渣，结渣指数。
期望值：
一、终结煤烟型污染，在现基础上SO2减排80%以上
二、力争3—8年完成国内市场脱硫计划，逐步推向国际脱硫市场。
燃煤节能脱硫剂系列产品（16种型号）的应用、推广将是国内脱硫市场的一场革新，将会淘汰和更新现在所有的脱硫方案、工艺。
（淘汰高投资.高成本.高耗能.高污染.且系统不能正常运行的石灰石一石膏法脱硫工艺.） （淘汰高投资.高成本.高耗能.高污染.且系统不能正常运行的氨法脱硫工艺）
使用、目的
1、应用范围（固定床、流化床、气流床、煤锅炉和炉窑使用）
燃煤节能脱硫剂能使高硫（1—6%）煤煤烟型污染治理二氧化硫达标排放，首次突破高硫煤炉内高温固硫难题，为国内首创产品（注：现国内任何一种脱硫剂及脱硫设备，均不能使高硫煤在正常应用时治理达标排放二氧化硫）。
我国是一个能耗大国，每年消耗煤炭已达25亿吨左右，用于一次能源的燃煤占总 量的80%左右，每年燃煤约占20亿吨左右。
目前我国的煤烟型二氧化硫污染严重。当前市场应用的脱硫产品和脱硫设备、均不能让含硫1%以上煤炭燃烧过程中产生的二氧化硫治理达标，且脱硫产品成本高、脱硫设备一次性投资大（约占一个新建电厂投资的30%左右），运行成本费用过高。
节能脱硫用户不需新增设备，把产品直接加入原煤共同入炉燃烧即可，通过节煤（大于2%：煤炭加入燃煤节能脱硫剂，燃煤的活性增强，并在氧化镁、碳酸钠等物质的催化作用下，使煤充分燃烧，煤的着火点降低约150摄氏度左右，提高热效率，可使原煤的使用量减少2%以上。例将原煤95吨加入脱硫剂5吨，总计为100吨洁净煤，该100吨洁净煤将达到100吨原煤的使用热效率）用户投入的脱硫剂产品费用可收回，达到无成本（煤含硫份3%以下）脱硫，或低成本脱硫，均可让用户二氧化硫、黑烟达标排放。
产品应用于脱硫市场，年可为国家节约煤炭资源约6仟万吨（大于三峡水电站的节约煤资源功能），可使煤烟型污染二氧化硫排放在现基础上减排80%以上。
2、在火电厂和工业锅炉已安装脱硫设备上应用燃煤节能脱硫剂，可替代原用石灰石一石膏法脱硫。改用该产品，在炉内完成一次脱硫后，脱硫剂剩余物质，随炉渣溶入冲炉渣水水体，在后段的脱硫设备中应用该水体洗涤烟气，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。
（在现有火电厂燃煤锅炉机组已安装了脱硫装置的工艺系统，应用该脱硫产品，可取消脱硫装置系统大部分运行设备和取消系统需添加的石灰石/石灰浆料，有以下几点优势：
（1）取消脱硫系统的大部分设备运行，可降低能耗和脱硫系统能正常运行。
（2）取消脱硫系统添加的石灰石/石灰，可减去购料成本。
（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，条件许可的情况下，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%。）
3、火电厂或工业锅炉没有安装脱硫设备的，可不用投巨资安装脱硫设备，应用燃煤节能脱硫剂，利用原有的水膜除尘器即可完成，脱硫治理达标。
（未安装脱硫系统的燃煤机组应用该脱硫产品有以下几点优势：
（1）利用原有水法除尘器，应用循环水工艺，即可完成脱硫达标效果。
（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，条件许可的情况下，不外排污水、吨燃煤可节水3-5m3。
（4）不新增二次污染物排放。）
（一）、中国脱硫市场现况分析一（湿式石灰石/石灰-石膏法工艺）
简述
1、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＝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。
2、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，由此看来该法应该暂行推广、应选用新的脱硫技术燃煤节能脱硫剂和新工艺。
推广应用燃煤节能脱硫剂和新工艺，可为国家节约上千亿元的脱硫装置建设费用，消除新增的二次污染物废水石膏浆形成的新的污染源。
3、燃煤节能脱硫剂国内市场需求量和节能、环保效应
（1）我国用于一次能源的煤炭年需求量达20亿吨，应用、推广燃煤节能脱硫剂产品，治理二氧化硫，平均按吨煤加入5%计算，年可销售产品1亿吨。
（2）可节约水资源（吨煤节水3-5m3）60-100亿m3。
（3）可减少二次污染物废水石膏浆（按现在脱硫装置系统为例：吨煤产生废水石膏浆3-5m3）60-100亿m3的排放。
（4）现在（十一五期间）近3-4年，可为国家节约脱硫装置系统建设费用1100亿元。
（5）替代、优化脱硫装置工艺，脱硫费用年降低（吨煤脱硫节约40元×20亿吨煤），节约800亿元。
（6）节约煤资源，年节煤（按节煤2%计算×20亿吨煤）4仟万吨。
（二）、中国脱硫市场现况分析二（氨法脱硫）
5.12汶川特大地震灾害，已造成数家水电站受到破坏。灾后家园重建电力需求大增，国家的火电发展十年内肯定是一个高峰期。火电厂燃煤烟气＝氧化硫污染大气环境将更加严重，搞好火电厂燃煤＝氧化硫污染环保治理，更是今后大气环保治理重中之重的项目。
当前我国的大气污染环保治理，燃煤烟气＝氧化硫污染环保治理脱硫市场：石灰石－石膏法脱硫，氨法脱硫是治理燃煤污染脱硫主流。都是高投入（脱硫装置系统建设），高能耗（系统用电，水。），高成本（脱硫原料耗用，原料生产成本。），高污染（脱硫治理后产生大量＝次污染物，又占用大量土地资源，又严重污染周边环境，又严重污染地下水水体系。），且脱硫装置系统不能正常运行。实际上也是无法运行，现行提供多家火电厂的脱硫系统情况(以下是我今年在河南见闻，我到了超过20家火电厂，无任何一家火电厂在脱硫，有脱硫系统的也不能用。下面是3家火电厂已经安装氨法脱硫系统也不能用的实例）。
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，.根本就无法正常进行烟气污染环保脱硫治理，燃煤烟气＝氧化硫污染物完全是直接排放，污染大气环境至今。
例2：——某工业企业自备火电厂，为了治理火电厂燃煤＝氧化硫污染，决定新建燃煤脱硫环保治理（脱硫装置氨法应用）项目，项目结果是使该企业环保治理脱硫系统工程，耗资近千万元，还欠款（工程款）百万元，得到一个有头无尾（该脱硫装置氨法系统：因为只做前面系统，没有做后面系统，也是做不了）的烂尾工程，根本不能正常燃煤烟气脱硫环保治理，连环保局验收时也完全不合格。
例3：――某火电厂投资约8千万元，搞了氨法脱硫项目。但是环保脱硫不能达标，脱硫成本非常高，脱硫系统运行不正常，现在电厂要求某承包公司改进工艺，达到环保脱硫正常应用效果。该承包公司声称，脱硫系统如果改进工艺，还需要投资1千万元。
燃煤节能脱硫剂研发过程
燃煤节能脱硫剂自1990年研发至今，该产品经多次试验、工业锅炉应用，完成小试、中试、工业化应用全过程。先后在上海大中华橡胶厂、成都印钞公司，宜宾市：五粮液、天原集团、丝丽雅集团、制材厂、岷江造纸厂、昌宏纸厂、高县纸厂、江安热电厂、叙府宾馆、江南造纸厂、民用型煤、试验应用，燃煤节能脱硫剂经宜宾市环保局多次应用在工业燃煤企业二氧化硫污染治理后，达标验收时均合格（并已具有四川省环保监测报告、测试报告）。
效益分析：
