脱硝技术论文范文

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2经济比较

脱硝还原剂的成本主要包括两方面的费用:一是消耗还原剂的物料费用;二是运输费用。一般而言，制氨系统中液氨和尿素两种方法物料消耗量比为1∶1．76。按照目前液氨3300元/t，尿素2000元/t计算，两者费用相差不大。运输费用方面，本文不完全统计了19个使用液氨为还原剂的脱硝项目，发现液氨的运输距离一般都较远，50km以上的约占3/4，导致运输管理费用相对较高，但在10km以下的供应源也占到了3个，可见液氨的供应一般有两种形式:一是液氨需要通过较远距离的转运来获得，二是电厂本身就处于工业区，周围就有液氨的供应公司。尿素作为一般的农用肥料可就近购买，火车或汽车运输均可，供应源广泛，因而运输费用相对较低。在项目初投资、运行成本和电耗上，具体以我国某2×600MW级机组脱硝工程的各项费用比为例，可以发现:以液氨法为基准时，尿素水解和热解法的初期投资大概增加10%～20%左右，即尿素法制氨的单位千瓦投资较液氨高;液氨法在年运行成本和年电耗成本上费用最低。尿素水解由于部分系统和设备需要进口，因此初期投资较大，但能耗相对热解法为低。综上所述，虽然液氨制氨的原料成本较高，且在实际工程中液氨的储存必须考虑安全性，如需对操作人员进行安全培训、液氨安措管理费用投资等，但使用液氨时只需蒸发即可得到氨蒸汽，工艺相对简便，而尿素法必须要经过热解或水解才能得到氨蒸气，电耗和蒸汽耗量都较液氨大，且能耗所占比例大，因而液氨较尿素仍有较大的经济优势。

部分统计国内近3年的45个脱硝工程的还原剂选用情况，液氨30个、占66．7%，而尿素水解和热解分别为12个和3个，分别占26．7%和6．6%。其中，江苏地区的12个脱硝项目中的11个采用了液氨法。由此可见，目前国内尿素法制氨总体上仍相对较少，其中热解技术有较为成功的使用业绩并已实现部分设备的国产化，水解技术则大多依赖进口设备。针对上述情况，本文进一步对以液氨为还原剂的不同机组容量的改造脱硝项目情况做一比较，其中脱硝效率为80%，制备车间为2台机组公用(见表3)。从表3可知，一般情况下，脱硝还原剂消耗费用占年运行成本的比值基本上在10%～20%之间，且随机组容量的增大，脱硝消耗的还原剂费用和电耗也增大，但单位kW脱硝的投资费用呈递减关系。进一步不完全统计了不同机组容量的16个脱硝项目，统计结果见图2。由图可知单位千瓦脱硝投资随机组容量明显降低，两者呈负相关关系。

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中图分类号：TH162 文献标识码：A

1引言

我国自然资源分布的基本特点是富煤、贫油、少气，决定了煤炭在我国一次能源中的重要地位短期内不会改变。根据《中国能源发展报告》提供的数据，2012年我国煤炭产量36.6亿吨，其中50%以上用于燃煤锅炉直接燃烧。预计到2020年我国发电用煤需求将可能上升到煤炭总产量的80％，每年将消耗约19.6～25.87亿吨原煤。SO2、NOx作为最主要的大气污染物，是导致酸雨破坏环境的主要因素，近年来燃煤电厂用于治理排放烟气中SO2、NOx的建设和运行费用不断增加，因此研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收工艺，有着极其重要的社会效益及经济效益。

2 联合脱硫脱硝技术

2.1 碳质材料吸附法

装有活性炭的吸附塔吸附烟气中的SO2，并催化氧化为吸附态硫酸后，与吸附塔中活性炭一同送入分离塔进行分离；然后烟气进入二级再生塔中，在活性炭的催化作用下NOx被还原成N2和水；在分离塔中吸附了硫酸的活性炭在350℃高温下热解再生，并释放出高浓度SO2。最新的活性炭纤维脱硫脱硝技术将活性炭制成直径20微米左右的纤维状，极大地增大了吸附面积，提高了吸附和催化能力，脱硫脱硝率可达90%左右[1]。

图1 活性炭吸附法工艺流程图

2.2 CuO吸收还原法

CuO吸收还原法通常使用负载型的CuO当作吸收剂，普遍使用的是CuO/AL2O3。此法的脱硫脱硝原理是：往烟气中注入一定量的NH3，将混合在一起的烟气通过装有CuO/AL2O3吸收剂的塔层时，CuO和SO2在氧化性环境下反应生成CuSO4，不过CuSO4和CuO对NH3进行还原NOx有着极高的催化性。吸收饱和后的吸附剂被送往再生塔再生，将再生的SO2进行回收[2]。其吸收还原工艺流程如图2所示。

图2 CuO吸附法工艺流程图

3 同时脱硫脱硝技术

3.1 NOXSO工艺

NOxSO为一种干式、可再生脱除系统，能脱除掉高硫煤烟气中的SO2与NOx。此工艺能被用于75MW及以上的电站及工业锅炉高硫煤烟气的脱硫脱硝。此工艺再生生成符合商业等级的单质硫，是一种附加值很高产品。对期望提高SO2与NOx脱除率的电厂及灰渣整体利用的电厂，该工艺有极强的竞争力[3]。

图3 工艺流程图

3.2电子束法

电子束法[4]即是一种将物理和化学理论综合在一起的脱硫脱硝技术。借助高能电子束辐照烟气，使其产生多种活性基团以氧化烟气中的SO2与NOx，得到与，再注入烟气中的NH3反应得到与。该烟气脱硫脱硝工艺流程如图4所示。

图4 电子束法脱硫脱硝工艺流程图

3.3 脉冲电晕等离子体法

脉冲电晕等离子体法可于单一的过程内同时脱除与；高能电子由电晕放电自身形成，不需要使用昂贵的电子枪，也无需辐射屏蔽，只用对当前的静电除尘器进行稍微改变就能够做到，且可将脱硫脱硝和飞灰收集功能集于一身。其设备简单、操作简单易懂，成本相比电子束照射法低得多。对烟气进行脱硫脱硝一次性治理所消耗的能量比现有脱除任何一种气体所要消耗的能量都要小得多,而且最终产品可以作肥料，没有二次污染。在超窄脉冲反应时间中，电子得到了加速，不过对不产生自由基的惯性大的离子无加速，所以，此方法在节能方面有着极大的发展前景，其对电站锅炉的安全运行不造成影响。所以，其发展成为当前国际上脱硫脱硝工艺研究的热点[5]。其工艺流程如图5 所示:

图5 脉冲电晕等离子体法脱硫脱硝工艺流程图

4 烟气脱硫脱硝一体化实例应用

本案例是根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硝工艺试验，使变成极易为碱液所吸附的。因为珠海发电厂脱硫系统在脱硝进行前己经完成，只用增加脱硝装置就行。而且脱硫脱硝一体化的重点在于的氧化，所以为实现脱硫脱硝一体化技术，深入研究分析氧化剂的试验功效并确定初步工艺参数，为以后工业试验及示范工程提供理论及试验基础，在珠海发电厂脱硫装置同时进行了脱硝测量[6]。

4.1氧化剂的配制

氧化剂配制：在氧化剂配制槽中，注入适量水及浓度在50%的氧化剂，其主要成分是，搅拌均匀后配制浓度分别是39.5%、30%的氧化剂[7]。

4.2 测量仪器

烟气分析仪:英国KANE公司生产的KANE940，性能是对、、的浓度以及烟气温度，环境温度，烟道压力等分析。烟气连续分析仪：德国MRU公司生产的MGA-5，功能是连续测量：、、、、温度、压力等；并配备专用数据采集处理软件MRU Online View，自定义采集时间间隔。

4.3 试验装置以及流程

测量是在珠海发电厂脱硫装置上进行的。脱硝装置安装在脱硫系统前部的烟道中，将烟气注入到脱硫塔之前进行脱硝试验。试验过程和部分现场试验装置如下图所示[8]：

图5 脱硫同时脱硝测量示意图

试验中，烟气由珠海发电厂总烟道设置的旁路烟道引出，由挡板门4控制烟气流量。氧化剂从氧化剂泵注入管道，由阀门1和流量计一起控制氧化剂总流量，之后将氧化剂分成两个支路从喷嘴逆流注入到烟道和烟气中进行混合。在2、3处由各自的阀门开关控制前后两支路，其中2处为前阀门，控制前支路；3处为后阀门，控制后支路，前后支路都安装有两个喷嘴。烟气在6处同氧化剂发生反应后，经由图中5、7烟气测点烟气分析仪连续记录试验前、后不同时间烟气中、、等浓度变化，分析确定最佳试验参数。之后将烟气引入脱硫系统[9]。

4.4 测量结果分析

在珠海发电厂脱硫同时脱硝测量中[10]:

（1）氧化度同氧化剂注入烟道的方式有关。逆流是最宜的氧化剂注入方式，所以，工业试验中脱硝剂最宜采用逆流注入方式。

（2）试验加入氧化剂后，氧化剂脱硝效果效果，可在工作应用中深入分析研究；50%氧化剂试验中，氧化度最高可达60%左右。

（3）试验中，首先，浓度为50%的氧化剂氧化度最高；其次，整体上浓度在39.5%的氧化剂氧化度高于30%浓度氧化剂的氧化度。有条件情况下，以后的具体应用中应最宜选用浓度为50%的氧化剂。但出于经济性和试验效果的考虑，工业应用中普遍选用浓度为35%的氧化剂。

5 结论

燃煤电厂脱硫脱硝技术为一项涉及多个学科领域的综合性技术，为了减少燃煤排放烟气中与对大气的污染。其一，改进燃烧技术抑制其生成；其二，应加强对排烟中与的烟气脱除工艺设计。当前，烟气脱硫脱硝技术是降低烟气中的与最为有效的方法，尤其是电子束法、脉冲等离子体法等应用更是大大地促进了烟气脱除工艺的发展。虽然相应方法有着很多优点，但还不完善，均还处在推广阶段。所以，研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收/催化剂，研发新的脱硫脱销装置及脱硫脱销工艺是科研人员工作的方向。

参考文献

[1] 胡勇,李秀峰．火电厂锅炉烟气脱硫脱硝协同控制技术研究进展和建议[J]．江西化工，2011(2):27－31．

[2] 葛荣良．火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J]．上海电力，2007(5):458－467．

[3] 宋增林，王丽萍，程璞．火电厂锅炉烟气同时脱硫脱硝技术进展[J]． 热力发电，2005(2):6－10．

[4] 柏源，李忠华，薛建明等．烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究[J]．电力科技与环保，2010，26(3):8－12．

[5] 吕雷．烟气脱硫脱硝一体化工艺设计与研究[D]．长春: 长春工业大学硕士学位论文，2012．

[6] 刘凤．喷射鼓泡反应器同时脱硫脱硝实验及机理研究[D]．河北:华北电力大学工学博士学位论文，2008．

[7] 韩颖慧．基于多元复合活性吸收剂的烟气CFB 同时脱硫脱硝研究[D]．河北: 华北电力大学工学博士学位论文，2012．

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1 前言

随着生态文明建设越来越受到国家的重视，环境污染问题的日益凸显，人们对自己生存的家园的关注也越来越多。其中大气污染是人们关注最多的问题，日益严重的雾霾问题也是影响着人们的身心健康。传统的火力发电产生的废气对大气环境有一定的污染，所以需要有先进的技术对废气进行处理，也就是火力发电厂的脱硝技术。

2 脱硝技术的现状

就我国目前的情况来说，国内的烟气脱硝技术中包含有一种叫做低NOx燃烧的脱硝技术，虽然这种技术对降低氮氧化物的排放量起到一定的作用，但是这种技术本身存在着一定的问题，其中最主要的便是这种技术要用到安全性并不高的炉膛燃烧，并且其燃烧的效率也不是很高，这就是该技术的局限性所在。其实烟气的处理技术分为多种，包括液体吸收法，这种方法效率较低且其净化的效果比较差，就目前的技术发展水平来说还不适宜进行大范围推广。

另一种处理方法便是吸附法，效率高是这种脱硝方法的一大亮点，遗憾的是这种方法的吸附量不是很大，并且还有一个致命问题便是这种方法需要的设备规模很大，所以造成了这种方法很难被广泛利用；还有一种方法是脉冲电晕法，这种方法既能脱硫也能脱硝，然而其需要在工作的过程中实现高压脉冲，用到的电源功率大且脉冲窄，还有一个问题是使用的期限很短。

此外还有一些新型的技术方法如电子束法脱硝法、液膜法、微生物法等等，电子束法能够实现同时脱硫和脱硝，但该方法的能耗比较高，还需在降能耗的角度进行改进且还需积累一定的实践经验。就目前的发展情况来看SCR技术作为一种高科技技术在脱硝方面的发展是最为成熟的。目前在国外有很多大型的发电站都配备了相关设备且应用了这种技术，但同时由于这种技术的先进性造成了成本比较高而且使用寿命不够长。所以在中国的发展还只是在起步阶段，部分的发电厂已开始着手实施SCR技术，并通过技术的进步逐渐克服这些缺点，努力实现在各火力发电场中的广泛应用。

3 脱硝技术发展趋势

在上述提到的所有脱硝技术当中，其中低NOx燃烧技术虽然在减排的角度有一定的优势，可以实现减少NOx排放达到30%～50%左右的水平，但同时这种低氮燃烧技术或其他类似技术由于需要在炉膛燃烧所以均涉及到安全问题或者是效率问题，这是局限其发展的主要因素。而另一方面，在种类繁多的烟气处理技术当中，不管是液体吸收法还是吸附法都由于上面提到的种种缺陷而无法广泛应用，液膜法和微生物法作为两个新兴的技术种类还不成熟且有待发展。

就目前的发展情况来讲，脱除效率最高、最为成熟的技术是SCR技术。其在国外的发展已经得到了一段时间实践的检验。其中美国1998年颁布的NOxSIP法令中明确规定了其应用需要广泛推广，该法令颁布时EPA便已经预计将安装75GW的SCR系统，发展和完善至今大约已经累计安装到60GW左右。

邻国的日本同样对SCR技术在脱硝领域的应用有法律法规明文的规定，累计至今大约共有23.1GW的SCR系统已经安装并且投入了使用。同样，在欧洲的大部分地区里，所有的正规大型发电站均采用了SCR技术。虽然SCR技术有其特有的优势，并就目前的发展来看也比较适宜大范围推广，但同时也需要注意的是该技术也同时具有一定范围内的缺点，如投资和运行成本一直居高不下；特有的催化剂的活性和寿命均不够长以及价格始终较贵等一系列问题。

目前国内已经开始有一些地方的发电厂开始在生产过程中实施脱硝工程，为了更好的做好脱硝工作，切实保护好环境，中国应尽早并尽快掌握SCR这一关键的核心技术，并通过发展逐渐使其达到国产化的目的，尤其是SCR专用催化剂的研发生产和制造技术，这样可以大大的减少SCR系统的投资成本和使用成本。

另外还有一些其他的技术方法，例如SNCR法同样是较成熟的脱硝技术，一旦通过技术上的完善克服技术中的几个关键缺点，其应用前景同样会非常广泛。至于微生物法，由于处理污染物本应该是一个更加接近于自然的过程，所以包括人类所研究的在内都只是不断强化和优化这一技术过程，并且随着研究的不断加强和深入，这一技术必将会得到全面发展，并逐渐实现工业上的应用，并成为最具技术实力和应用前景的脱硝技术。

脱硝技术的发展趋势可以概括总结为以下几点：

1）要充分立足于SCR烟气脱硝技术，以其为基础进行技术上的创新和发展。SCR技术作为发展到目前为止最为成熟且脱硝效率最高的应用级的技术，理应尽快进行技术上的引进和消化吸收。

2）在全面的掌握了SCR技术之后，便可以SNCR技术为突破口和有望实现再增长的关键点，促进SNCR/SCR法或SCR与其他低NOx燃烧技术混合法作为下一阶段的技术发展方向。

3）注意研究并开发适合我国现实使用环境的SCR法催化剂。结合我国目前煤燃料具有高灰、高重金属的属性特点，研发出具有自主知识产权的SCR催化剂和能够在低温环境下运行的SCR催化剂。

4）开展烟气脱硝过程的流场特点分析和基础理论研究。其实从根本上来讲SCR法的关键主要就在于催化剂的选择以及烟气流场的优化；而SNCR法的关键在与炉膛内温度场分布特点与控制的研究。具体方法上可以利用CFD进行数学模拟，也可以利用实体物理模型来进行模拟试验。

4 结束语

从环境保护出发，为了全面减少烟气中氮氧化物的排放，要从两方面入手，一是要从根本上改进燃烧技术，另一方面则是要加强对排烟中氮氧化物的净化和治理。目前烟气的脱硝技术已经经历了一定的发展历程，大气环境事关百姓的身体健康，需要从基础研究和实践同时加强，逐渐完善脱硝技术并在全国范围内进行推广。

【参考文献】

[1]宋艳辉.新时期火力发电厂脱硝技术研究[J].中国高新技术企业（中旬刊）.2014（2） ：72-14.

[2]李俊文，康奇峰，张丽霞，罗军.我国燃煤电厂烟气脱硫技术现状及发展趋势[J].中国精细化工协会第二届水处理化学品行业年会论文集.2013（20）：59-61.

[3]司知蠢，翁端，吴晓东，栗国，李佳.中国温室气体减排与选择性催化还原脱硝材料[J]科技导报.2013（22）：143-145.

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中图分类号：TU723.3文献标识码：A

随着当前工业化的快速发展，大气环境受到了比较严重的污染，比如二氧化硫和氮氧化物已经成为主要污染物。而烟气脱硫与其他脱硫方法有所不同，具有大规模商业化的性质，是控制酸雨和二氧化硫污染比较重要的技术手段措施。随着社会技术的进步，烟气脱硫脱硝技术也不断更新发展。但是在以煤炭为主要原料的企业中，在很大程度上就会增加额外的成本，很容易使企业背负比较沉重的经济负担。因此，要不断引进先进技术，积累经验教训，不断降低企业的投资成本，保证脱硫脱硝一体化技术良性运行。

一、传统的脱硫脱硝一体化技术

就目前而言，使用比较普遍的延期脱硫除尘技术主要包括以下几种技术：石灰石——湿法，这种方法具有不少的优点，原料价格比较便宜，脱硫率比较高，占有的市场份额比较高，但是投资成本比较高，很容易形成二次污染，需要得到比较好的维护；旋转喷雾半干法，与第一种方法相比，投资成本较低，最终的产物为烟硫酸钙；炉内喷钙增湿活化法，脱硫率比较高，相应的投资成本比较低，产物也是亚硫酸钙，但是很容易产生炉内的结渣；海水烟气脱硫法，施工工艺比较简单，脱硫率很高，整个系统在运行过程中安全可靠，同时投资成本比较低，但是海水烟气脱硫技术需要设置在海边，而且海水温度比较低，溶解氧的程度较高。氨法烟气脱硫法，主要以合成氨为原料，需要建立在化肥厂附近，产物主要包括氨硫等；简易湿式脱硝除尘一体化技术，脱硫脱硝率比较低，但是投资造价比较低，脱硫的主要原料为烧碱或者废碱等，需要建立在有废碱液排放工厂附近，在进行有效中和后，然后把产生的废水输送到污水处理厂。

二、原理分析

在进行脱硫脱硝过程中，主要考虑到原料、产物以及钙硫比等。首先，随着社会经济和技术的快速发展，大量的新兴产业不断崛起，许多旧的产业也不断退出市场。在烟气脱硫项目在建设过程中，需要投入比较大的投资，如果其中的工艺和原料过度依赖于化肥厂等，就会受到很大的限制，很有可能不能保证正常运转，很难取得比较良好的社会效益、经济效益和生态效益。在实际的运行过程中，石灰石和石灰作为中和剂的烟气脱硫技术得到了最为广泛的认同和应用，但是石灰石——石膏烟气脱硫技术需要将石灰石粉磨至200到300目，因此还需要建立一座粉磨站，这样不仅会增加企业的项目投资造价的成本，还会导致噪声粉尘污染，另外，脱硫的产物和反应物混在一起，在一定程度上提高了钙硫比，同时在也增加了其中运行的费用。如果采用烟气脱硫脱硝除尘一体技术，就可以在同一个装置内完成，这样就可以利用简单的设备，降低投资成本和运行费用，大大增加了企业的经济效益，还可以保护环境，防止污染。

其次，采用湿法脱硫，脱硫率比较高，主要产物包括硫酸钙和亚硫酸钙的混合物，这种中和产物二次利用可能性比较低，但要做好回收和维护工作，一旦中和产物的亚硫酸钙流到河湖中，具有比较强的还原性，在很大程度上会损耗掉水中的氧气，导致水中生物大量死亡。另一方面，由于这种物质溶解速度比较慢，会长时间的存留在水中，就会严重破坏整个水体环境，产生极为恶劣的影响。因此，在排放中和产物中，要清除其中有害杂质。

最后，钙硫比例的控制同样不能忽视，当硫钙比接近1的时候，才有可能保证最大限度的经济运行。就目前而言，湿法脱硫的方法很容易把剩余的反应物与脱硫的产物无法有效分离，这样很难实现理想中的钙硫比。因此，把反应物以颗粒状态存在就会有效解决这个问题，整个投资的资金和成本也会相应减少，提高企业的经济运行效益。

因此，在实际的运行过程中，比较理想的烟气脱硫技术应该保证脱硫率在90%以上，其中中和剂为石灰石，钙硫比要达到或者接近1，最终的产物中不能含有亚硫酸钙等杂志，才能真正降低成本，防止二次污染，实现全线的自动控制，要尽量减少对周边企业的依赖性，有效利用烟气余热。这是一种比较理想的烟气脱硫技术模式，却很难真正实现，主要原因主要包括以下几个方面：在脱硫过程中，石灰石颗粒在脱硫过程中会迅速溶解，但PH必须小于4，与此同时，CaCO3的溶解物在PH小于4的情况下，对二氧化硫就会丧失吸收能力。在二氧化硫溶于水后，就会生成亚硫酸和硫酸，与石灰石发生化学反应后，就会生成亚硫酸钙和硫酸钙，同时会依附于石灰石颗粒的表面，堆积就会越来越多，在很大程度上阻碍反应继续进行下去。另外，硫酸钙和亚硫酸钙都属于吸收产物，其中硫酸钙析出同时不产生亚硫酸钙是比较有难的。以上问题能否有效的解决，成为烟气脱硫技术工艺能够达到预期目标以及保证整个项目装置有效安全稳定运行的关键。

三、烟气脱硫脱硝除尘技术分析

烟气脱硫脱硝除尘一体化技术就是通过烟水混合器，有效利用二次喷射的原理把产生的烟吸收到水中，然后在溶解器把烟和水进行均匀的混合溶解，使烟气中的颗粒在水的作用下，进行沉淀，同时把有害气体溶解在水中，有效清除二氧化硫、氮氧化物以及粉尘等有害物质，这种技术除尘效率、脱硫率和脱硝率都比较高，比较适用于燃煤、燃气、燃油等工业窑炉的净化工程，具有成本较低、性能较高以及寿命比较长的特点。

总的来说，整个系统结构简单，使用的设备比较少。主要包括烟水混合器、均匀溶解器、水泵以及水池；另一方面，适用于多种工艺流程：废物丢弃、石膏回收以及化肥回收等。

在进行烟气脱硫脱硝除尘过程中，要采取一定的防腐措施，做好溶液的配置工作。溶液配置要呈碱性，要把溶液均匀的加入水池的循环液中，保证PH值在8到9之间，就可以使碱溶液中的碱和烟气的二氧化硫等酸性氧化物，在经过充分的化学反应后形成盐。因此，溶液要保持一定的弱碱性，降低腐蚀性。要采用耐碱和耐酸的材料，主要包括不锈钢、陶瓷以及耐火材料。另外，还要对溶液中的PH值进行随时的监控和监测，保证万无一失。

在设置废物排出系统过程中，沉淀池要进行圆形的设计，把底部设置成漏斗形状，同时还要安装沉淀物收集器，保证浓度比较大的浆液集中在漏斗内，然后用泥浆泵将浆液抽出，对于产生的废水澄清后，可以进行循环利用。其中丢弃物可以应用在建筑材料中，石膏主要用于工业。

在使用脱硫脱硝除尘一体化技术后，除尘率可以达到100%，脱硫率在97%以上，脱硝率在90%以上，同时把二氧化硫转化为石膏。

石膏法的工艺流程图

与此同时，要做好脱硝工作，就是采取有效措施对氮氧化物，主要要一氧化氮和二氧化氮。其中一氧化氮属于惰性氧化物，虽然溶于水，但不能生成含氮的含氧酸，在常温条件下可以与氧发生反应，生成二氧化氮。二氧化氮是一种强氧化剂，可以把二氧化硫转化成三氧化硫，二氧化氮在溶于水后，生成硝酸和亚硝酸。

脱硝的方法主要包括干法和湿法，在通常条件下，干法脱硝率在80%左右，同时成本比较高。因此，可以采用湿法脱硝。由于一氧化氮和二氧化氮都溶于水，可以采用还原的方法还原氮气，还原剂为亚硫酸铵。如果氮氧化物不能够全部被还原，剩余的部分就可以变成亚硝酸铵和硫酸铵被分解出来做成化肥。

就目前而言，脱硫脱硝一体化技术工艺已经成为控制烟气污染的重点和热点，虽然有的企业已经开始使用，但是较高的成本限制了大规模的使用，因此，要不断开发新技术和新工艺，不断降低投资成本和运行费，不断提高脱硫脱硝的效率。

四、结论

综上所述，烟气脱硫脱硝除尘一体化技术在清理二氧化硫以及氮氧化物，治理空气污染方面发挥了重要的作用，具有高效、节能、经济以及环保的特点，能够有效促进企业的可持续发展。

参考文献：

[1] 徐娇霞,丁明,葛巍.玻璃窑炉烟气除尘、脱硝一体化技术[A]. 2011年全球玻璃科学技术年会会议摘要[C]. 2011

[2] 沙乖凤.燃煤烟气脱硫脱硝技术研究进展[J]. 化学研究. 2013(03)

[3] 樊响,殷旭.烧结烟气脱硫脱硝一体化技术分析[A]. 2013年全国烧结烟气综合治理技术研讨会论文集[C]. 2013

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中图分类号： F407.6文献标识码： A

引言：

在我国的电能结构中，基于燃煤的火力发电是主要发电方式，可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时，如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气除尘脱硝脱硫技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。

1.干法烟气脱硝脱硫技术在电厂的应用

所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的。主要有炉内喷钙尾部增湿活化、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法(EBA）、脉冲电晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。以下对炉内喷钙加尾部增湿活化、吸收剂喷射、活性焦炭法作简单分析。

1.1炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺

炉内喷钙加尾部增湿活化工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，使脱硫的效率大大提高。该工艺的吸收剂多以石灰石粉为主，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为二氧化碳和氧化钙，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。

在烟气进行脱硫，因为增湿水的加入烟气温度下降（只有55-60℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的反应产物和吸收剂呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。同时在脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，使副产物的综合利用受到影响。

南京下关发电厂2×125MW机组全套引进芬兰IVO公司的LIFAC工艺技术，锅炉的含硫量为0.92%，设计脱硫效率为75%。目前，两台脱硫试验装置已投入商业运行，运行的稳定性及可靠性均较高。

1.2吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术

1.2.1炉膛石灰（石）/尿素喷射工艺

炉膛石灰（石）/尿素喷射同时脱硫脱硝工艺由俄罗斯门捷列夫化学工艺学院等单位联合开发。该工艺将炉膛喷钙和选择非催化还原（SNCR）结合起来，实现同时脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物。喷射浆液由尿素溶液和各种钙基吸收剂组成，总含固量为30%，pH值为5～9，与干Ca(OH)2吸收剂喷射方法相比，浆液喷射增强了SO2的脱除，这可能是由于吸收剂磨得更细、更具活性[17]。Gullett等人采用14.7kW天然气燃烧装置进行了大量的试验研究[18]。该工艺由于烟气处理量太小，不能满足工业应用的要求，因而还有待改进。

1.2.2整体干式SO2/NOx排放控制工艺

整体干式SO2/NOx排放控制工艺采用Babcock&Wilcox公司的低NOXDRB-XCL下置式燃烧器，这些燃烧器通过在缺氧环境下喷入部分煤和空气来抑制氮氧化物的生成。过剩空气的引入是为了完成燃烧过程，以及进一步除去氮氧化物。低氮氧化物燃烧器预计可减少50%的氮氧化物排放，而且在通入过剩空气后可减少70%以上的NOx排放。无论是整体联用干式SO2/NOx排放控制系统，还是单个技术，都可应用于电厂或工业锅炉上，主要适用于较老的中小型机组。

1.3活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术

活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术（CSCR）是利用活性焦炭同时脱硫脱硝的一体式处理技术。它的反应处理过程在吸收塔内进行，能够一步处理达到脱硫脱硝的处理效果，使用后的活性焦炭可在解析塔内将吸附的污染物进行析出，活性焦炭可再生循环使用，损耗小，损耗的粉末送回锅炉作燃料继续使用。其中活性焦炭是这一处理过程的关键和重要的因素，它既作为优良的吸附剂，又是催化剂与催化剂载体。脱硫是利用活性焦炭的吸附特性；除氮是利用活性焦炭作催化剂，通过氨，一氧化氮或二氧化氮发生催化还原反应而去除。

活性焦炭吸收塔分为两部分，烟气由下部往上部升，活性炭在重力作用下从上部往下部降，与烟气进行逆流接触。烟气从空气预热器中出来的温度在（120-160）℃之间，该温度区域是该工艺的最佳温度，能达到最高的脱除率。

烟气首先进入吸收塔下部，在这一段二氧化硫（SO2）被脱除，然后烟气进入上面部分，喷入氨与氮氧化物（NOX）反应脱硝。饱含二氧化硫的焦炭从吸收塔底部排放出来通过震动筛，不合大小尺寸的焦炭催化剂在进入解吸塔之前被筛选出来。经过筛选的活性焦炭再被送到解吸塔顶部，利用价值较低的活性焦炭被送回到燃煤锅炉中，重新作为燃料供应。

活性焦炭解吸塔包括三个主要的区域：上层区域是加热区，中间部分是热解吸区，下面是冷却区。

天然气燃烧器用来加热通过换热器间接与活性焦炭接触的空气，被加热的空气和燃料烟气一起送到烟囱，并排入大气。在解吸塔的底部，空气从20℃被加热到250℃，接着天然气燃烧器继续将空气加热到550℃，这部分空气将在解吸塔的上部被冷却到150℃。

2.我国燃煤电厂烟气脱硝现状

（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。

（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。

（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。

（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。

（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。

3.烟气脱硫脱硝技术的发展趋势

（1）在研究烟气同时脱硫脱硝技术的同时，理论研究将会更加深入，如反应机理和反应动力学等等，为该项技术走出实验室阶段，实现工业化提供充分的理论和坚实的依据。

（2）目前，国内外的研究主要集中于烟气同时脱硫脱硝技术这方面则集中在干法上，在以后的研究中，研究人员则加强研究湿法同时脱硫脱硝技术，为今后锅炉技术改造节约大量资金，减少投资金额，降低投资风险，以避免不必要的浪费。

（3）研究任何一项烟气脱硫脱硝技术，都要结合我国国情。因此，应主要研发能够在中小型锅炉上广泛应用的高效、低耗、能易操作的同时脱硫脱硝技术。

4.结语

近年来，我国电厂的烟气脱硫脱硝技术得到了很大的提升，但是它尚处于推广阶段，存在很多问题。因此，研发新型脱硫脱硝技术与设备，不断完善应用现有技术，开发更经济的、更有效的、更低廉的烟气脱硫脱硝技术是科研人员工作的方向。

参考文献：

[1]刘涛,烟气脱硫脱硝一体化技术的研究现状[J],工业炉,2009(29)

[2]周芸芸,烟气脱硫脱硝技术进展[J],北京工商大学学报,2006(24)

[3]陶宝库,固体吸附/再生法同时脱硫脱硝的技术[J],辽宁城乡环境科技,2008(06):8-12

[4]王志轩,我国燃煤电厂脱硝产业化发展的思考[C],中国电力,2009(42)

篇6

中图分类号：TM62文献标识码： A

引言

火电厂燃煤量在我国工业煤炭消耗量中占了很大的比重，带来的污染非常严重。据统计，2010年，火电厂产生的SO2和NOx分别占我国SO2和NOx总排放量的52．8%和65．1%。国家环境保护“十二五”规划重点工业部门分工方案中指出，要继续推进电气行业污染减排，新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施。

目前最具有发展前景的脱硫脱硝技术是烟气同时脱硫脱硝技术，指在同一套设备内对烟气中的SO2和NOx同时去除，该方法不但节约用地而且投资较低。

一、我国燃煤火电厂大气污染排放现状

燃煤过程产生的废气污染物具体包括粉尘、SO2、NOx及CO与CO2气体，其中NOx与SO2的污染尤甚。据统计数据表明，2010年我国工业废气排放量达519168亿m3，较2009年上升19.1%，其中工业SO2排放量达1864.4万t，占全国SO2排放量的85.3%；“十二五”期间我国SO2排放总量及工业SO2排放量皆呈现出下降趋势。与2005年相比，2010年我国SO2排放总量下降14.3%，超额完成“十二五”减排的任务；2010年我国SO2及NOx排放量较2009年上升9.4%（1852.4万t），其中工业NOx排放量较2009年上升14.1%（1465.6万t），占全国NOx排放量的79.1%。总体而言，我国工业NOx排放量呈现出逐年增加的趋势，SO2属“十二五”期间的重点污染控制对象，因此超额完成既定减排任务。从2000年以来，我国便开始对SO2的排放进行严格控制，同时逐步加大排放控制力度，到2010年我国已有2386家电力企业被列入重点调查统计范围，其中1642家独立火电厂，744家自备电厂。独立火电厂共消耗16.6亿t燃料煤，占全国工业煤炭消耗量的49.2%。SO2排放量达835万t，较2009年下降4.8%，占全国工业SO2排放量的44.8%。

二、火电厂燃煤烟气脱硫脱硝技术

（一）、烟气脱硫技术

在我国，对于工业烟气脱硫，在燃煤电厂行业出现较早。现在大多的工业烟气脱硫技术都是源于最初的燃煤烟气脱硫技术。烟气脱硫工艺按脱硫剂是否含水可分为:湿法、干法、半干法。其中具代表性的有:湿法中的石灰石-石膏法，氨法;半干法中的循环流化床法;干法中活性碳(焦)干法。

1、烟气湿法脱硫技术

石灰石-石膏法以石灰石装液(5%-15%)为脱硫剂，除尘烟气中的SO2与石灰石浆液中的CaC03、Ca(0H)2以及鼓入的或使用喷淋技术时塔内空气中的O2发生化学反应，生成石膏(CaS(V2H20);烟气依次经过除雾器除去雾滴，最后经烟囱排入大气，工艺流程如图1。

图1石灰石-石膏法脱硫工艺流程图

2、烟气氨法脱硫技术

严格来讲，氨法始于20世纪70年代，日本与意大利等国始研制氨法脱硫工艺并相继获得成功。氨法以NH3为吸收剂，在吸收塔中与SO2反应生成亚硫酸氢铵(NH4HSO3)和亚硫酸铵((NH4)2S03)。含NH4HSO3的溶液进一步与NH3反应生成(NH4)2S03，然后再对(NH4)2S03氧化、结晶，制取质量好而且稳定的硫酸铵((NH4)2S04)。

3、烟气循环流化床脱硫技术

循环流化床法以消石灰(Ca(0H)2)为吸收剂，除尘烟气从吸收塔底部进入，经文丘里管加速后与加入的Ca(OH)2、循环灰及水发生反应，除去烟气中的SO2。携带大量吸收剂和反应产物的烟气从吸收塔顶部进入脱硫布袋除尘器，进行气固分离。净化气体通过烟囱排入大气，脱硫干灰大部分进入循环系统，多余部分通过二级输送系统排外，工艺流程如图2。

图2循环流化床脱硫工艺流程图

（二）、烟气脱硝技术

在20世纪70年代，日本就已经实现了选择性催化还原(SCR)的工业化运用。目前，烟气脱硝技术有选择性催化还原法(SCR)、选择性非催化还原法(SNCR)、电子束法、吸收法、吸附法等。由于SCR法脱硝效率高、技术相对成熟等优势，受到国际上的广泛关注。

1、选择性非催化还原法

选择性非催化还原法（又称热力脱硝）是把尿素或氨等还原剂均匀喷入炉膛高温区（900~1050℃），由此达到脱除NOx的目的。目前全球超过300套的选择性非催化还原法装置被应用到工业锅炉、电站锅炉、垃圾焚烧炉等领域。实践证实，选择性非催化还原法能够直接经现有锅炉改造而成，因此具有投资费用低等优点，但同时也具有脱硝效率低、氨逃逸率高、还原剂消耗量大等缺点，其中还原剂消耗量大的原因是还原剂与O2经氧化反应会生成H2O及CO2。目前选择性非催化还原法试图与再燃烧技术、选择性催化还原法、低NOx燃烧器等技术实现联合应用，此乃该项技术发展的重要方向。

2、选择性催化还原法

选择性催化还原法是以催化剂及一定温度为反应环境，以烃或氨为还原剂，同时把NOx选择性地还原成H2O及氮气。实践证实，采用选择性催化还原法能够使NOx的脱除率超过90%，而目前NH3-SCR已成为全球应用范围最广的脱硝技术。1999年我国首次投运SCR脱硝工程，但投运后却长期受到氨量控制误差等原因的影响，因此实际脱除效率仅能达到65~80%。总体而言，选择性催化还原法并不会影响到大气环境质量，因此目前已成为应用范围最广、脱硝工艺最成熟的脱硝技术。

（三）、烟气同时脱硫脱硝技术

烟气同时脱硫脱硝技术也称之为烟气脱硫脱硝一体化技术。该方法可以在同一反应塔内同时脱除两种甚至多种污染物，工艺流程简单，减小了反应装置的占地，同时也降低了一次性投资费用。烟气同时脱硫脱硝技术目前在全世界范围内都是研究的热点，但绝大部分还处于实验室研究阶段，还没有真正实现大规模工业化应用。

1、脉冲电晕法(PPCP法)

国外已有脉冲电晕法脱硫脱硝的中试装置，其中韩国建造的工业中试装置烟气处理量为2000m3/h，其脱硫脱硝效率分别为95%和85%。我国有研究者对处理量为12000～20000m3/h的中试装置进行试验后发现，在低能耗的条件下，SO2和NOx的脱除率可以达到85%和50%以上。

脉冲电晕法不需要电子加速器也不需要屏蔽辐射从而降低了能耗和成本。虽然该方法具有很多优点，但是由于其发展时间较短，还不是很成熟，所以还有很多问题需要解决。

2、络合物吸收法

该工艺一般先在碱性或者中性溶液中加入Fe2+形成络合物，这类络合物可以吸收NOx并且形成亚硝酰亚铁络合物，并进一步和溶解的SO2、O2反应生成其他形式的络全物。有研究者采用6%氧化镁增强石灰和Fe(Ⅱ)EDTA作为吸收液用于烟气脱硫脱硝，实验结果表明脱硫率和脱硝率分别可到99%和60%以上。该方法虽然可以获得很高的脱硫脱硝效率，但是由于吸收液的再生困难并且容易损失，使得成本大大提高，使进一步的推广收到了阻碍。

结束语

综上所述，火电厂必须深入落实烟气脱硫脱硝工作，此乃时展的必然趋势，同时也是实现社会经济可持续发展的必然要求。目前我国烟气脱硫脱硝技术尚处在研究阶段，而已经应用到工业领域的脱硫脱硝技术仍存有诸多问题亟待解决，其中以脱硝技术为甚，因此我国必须加大研究力度，切实提高对火电厂大气污染物的控制力度。

篇7

中图分类号：TK229文献标识码：A

火电大气污染物（特别是NOx氮氧化物 ）的排放对生态环境的影响将越来越严重。为此，我们必须加大污染治理力度，提高污染物排放的标准，努力改善大气环境质量，推动社会经济又好又快发展。随着国内社会经济的发展、科技的进步，人民们生活水平的日益改善，社会对环境的重视达到了空前的高度。在国家能源环保政策的鼓励下，烟气脱硝装置成为继脱硫装置后电厂建设的重要组成部分。这对我国电力事业的发展包括设计、运行和维护等提出了新的要求。

脱硝基本技术及概念

降低NOx排放主要有两种措施：一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低NOx燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。

由于炉内低氮燃烧技术的局限性，对于燃煤锅炉，虽然采用改进燃烧技术可以达到一定的脱除NOx 效果，但脱除率一般不超过60% , NOx 的排放仍不能达到令人满意的程度。为了进一步降低NOx排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前工业上应用的炉后脱硝可分为选择性非催化还原法（SNCR ) ，选择性催化还原法（SCR ）。

河北沙河电厂一期工程烟气脱硝采用SCR技术，在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法(SCR)是目前脱硝效率最高，最为成熟的脱硝技术，目前已成为国内外电站脱硝广泛应用的主流技术。SCR技术是还原剂(NH3氨、尿素)在催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。SCR系统包括反应器系统、氨存储及供给系统、氨喷射系统及相关的调节控制系统。SCR工艺脱硝反应在反应器内进行，反应器一般有垂直和水平气流两种布置方式（如图1 所示）。在燃煤锅炉中，烟气含尘量很高，一般采用垂直气流方式。

在SCR系统设计中，最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、NOx浓度、SO3浓度、催化剂劣化速度和氨逃逸率等，是直接影响脱硝效率的主要因素。烟气温度是选择催化剂的重要运行参数，催化反应只能在一定的温度范围内进行，而每种催化剂又具有最佳反应温度，因此烟气温度直接影响反应的进程。如本工程选择的催化剂，在烟温320～400℃之间时活性最好，低于低限温度或高于高限温度运行，催化剂就会因铵盐生成或高温烧结造成活性降低。烟气流速直接影响NH3与NOx的混合程度，合理的流速可以保证NH3与NOx充分混合使反应尽可能完全，并可减轻粉灰在催化剂上的积累导致的堵塞、含尘烟气对催化剂的冲刷磨损。针对本工程，烟气通过催化剂的流速低于6m/s时较好。脱硝反应需要氧气，当氧浓度增加催化剂性能提高，直到达到渐近值。氨逃逸是影响SCR 系统运行成功与否的一个重要参数。实际生产中通常将多于理论量的氨喷入烟道，反应器后未参与反应或过量的氨称为氨逃逸。脱硝效率随着喷氨量的增加而增加，过量的氨将会导致氨逃逸量增加。电厂脱硝项目一般要求氨逃逸不大于3ppm（百万分之三）。

脱硝装置介绍

脱硝装置包括SCR主体系统、氨存储与供应系统、控制系统、电气系统等。SCR主体系统主要包含烟道系统、催化剂、吹灰系统、氨稀释及COPS 系统、氨喷射系统。省煤器出口烟气经SCR入口烟道，与氨喷射格栅喷入的氨/空气混合气体均匀混合，经连接烟道进入反应器。然后通过整流装置，垂直流经催化剂。喷入的氨气在催化剂的作用下与烟气中的NOx 反应生成无害的氮气和水。最后，净化后的烟气通过反应器出口烟道进入空气预热器。

脱硝烟道系统采用高尘方案，双烟道双反应器布置模式。烟道系统的设计压力为-6.5～6.5kPa；能承受运行温度420℃不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。

反应器采用竖直方式布置以使烟气竖直向下流动，反应器入口设置多孔板和整流装置，使烟气均匀竖直流经催化剂。反应器入口设置导流板，以优化流畅及降低烟气阻力。反应器内部各种加强筋及支架均设计成不易积灰的型式，同时考虑热膨胀的补偿措施。在反应器上的每个催化剂层均设置催化剂安装门和检修人孔门，在整流装置的上方也设有检修人孔门。每个催化剂层配置有可拆卸的催化剂测试元件，用于定期的催化剂活性测试以确定加装或更换催化剂层的时间。在反应器底部布置取样格栅，供脱硝调试时使用。单台反应器设置30个取样测点。脱硝催化剂在运行中由于发生堵塞、覆盖、烧结、磨损和中毒等原因会造成催化剂活性的逐渐的下降，会导致催化剂的出口NOx浓度和氨逃逸上升，当出口值不能满足性能保证值时，就需要添加或更换催化剂。脱硝催化剂耐活性下降能力的强弱对于延长催化剂使用寿命、降低脱硝催化剂的运行成本具有重要意义。

为了延长催化剂的使用寿命，在运行中需要特别注意以下几个方面：

1）保证脱硝催化剂在规定的温度运行，不要超温，防止催化剂烧结；

2）启动时对燃烧条件进行监测，防止不完全燃烧时残碳或残油在催化剂上累积引起催化剂着火烧结；

3）在运行中，当温度低于最低喷氨温度时必须停止喷氨。如果硫酸氢铵的沉积在催化剂表面上，需要及时将烟温升至活性温度，以保证硫酸氢铵能够分解，重新恢复催化剂活性；

4）在运行中，定期进行飞灰的吹扫，防止催化剂堵塞，减少飞灰在催化剂表面的停留时间，防止催化剂活性下降；

5）对脱硝催化剂进行定期吹扫还可以防止飞灰或CaO等在催化剂表面发生水泥性硬化造成催化剂有效活性表面积的下降；

6）在启停时，特别需要防止液体水在催化剂表面的生成，否则飞灰中的K2O（氧化钾）和Na2O（氧化钠）等物质快速渗透催化剂内部引起催化剂活性的快速失活；

7）选用合适的催化剂类型对于延长催化剂使用寿命非常重要。平板式催化剂由于具有不锈钢筛网板作为支撑结构，在防止催化剂堵塞、耐磨损、防止CaO（氧化钙）在催化剂表面的沉积覆盖、防止催化剂的碱金属中毒等方面有一定的优势。

三、防止油渍和未燃烧碳沉积对催化剂破坏的防范措施

1）电厂机组启动或停机阶段可能使用燃油运行应注意的防范措施

执行所有必要的措施来防止燃烧器的点火失败和烟尘的形成。 在这些阶段，电厂运行人员必须特别注意一氧化碳的读数及火焰燃烧情况， 在启动和停机时加强燃烧情况的监测。

2）机组正常运行阶段灰尘和可燃物的沉积应注意的防范措施

在这一运行阶段仅仅考虑到经济因素和排放标准都有必要降低未燃碳的含量。定期地运行电厂的吹扫装置，尽量减少灰尘的沉积。如果过多的灰尘沉积在死区，则必须采取另外的清除措施。

如果万一在脱硝装置内发现可燃物的沉积，沉积物的自燃或过热，任何情况下都不能进行通风或任何增加氧的含量的措施。 根据电厂的现有条件，脱硝装置必须有惰性保护气体（含有尽可能低的氧含量和低可燃物质含量的烟气）和在可控制的方式下能够将脱硝装置冷却至温度远低于280℃的措施。在反应器的温度冷却到低于280℃前，严禁对反应器通风。

3）机组燃烧系统局部超温或停机情况下应注意的防范措施

禁止直接用水灭火或冷却。即使是在定期的装置检查情况下，也不允许使用强迫通风的方法立即将装置从高温状态急速冷却。开始只能使用烟气冷却，当烟气不能达到进一步冷却效果时可逐步用空气进行稀释冷却，直到该脱硝装置已达到要求的温度。 在停机阶段，要定期清除烟道内、反应器和催化剂表面上的飞灰沉积物（空气吹扫、真空吸尘）。

由此可见，选择性催化还原法（SCR）脱除效率高，虽然投资和操作费用较大，也存在微量的NH3泄漏。但被认为是目前效果最好的烟气脱硝技术。

篇8

正弯静叶和直叶静叶透平级气动性能的对比分析王建录 孔祥林 刘网扣 崔琦 张兆鹤 (5)

300MW机组低压转子叶片断裂的故障诊断及振动分析范春生 (10)

弯叶片对压气机静叶根部间隙泄漏流动的影响杜鑫 王松涛 王仲奇 (16)

自动控制与监测诊断

直接型自适应模糊控制器的设计及其在汽温控制中的应用牛培峰 孟凡东 陈贵林 马巨海 王怀宝 张君 窦春霞 (22)

锅炉燃烧系统的自适应预测函数控制王文兰 赵永艳 (27)

循环流化床锅炉汽温自抗扰控制器的优化设计王子杰 黄宇 韩璞 王东风 (31)

无

环保型火电机组与创新型环保装备研讨会征文 (30)

投稿须知 (F0003)

贺信陆燕荪 (I0001)

书法作品 (I0002)

热烈祝贺《动力工程学报》出版发行 (I0003)

环境科学

石灰浆液荷电雾化脱硫的化学反应动力学研究陈汇龙 李庆利 郑捷庆 赵英春 王贞涛 陈萍 (36)

介质阻挡放电中烟气相对湿度对脱硫脱硝的影响尹水娥 孙保民 高旭东 肖海平 (41)

石灰石煅烧及其产物碳酸化特性的试验研究尚建宇 宋春常 王春波 卢广 王松岭 (47)

气相沉积制备V2O5-WO3/TiO2催化剂及其脱硝性能的研究杨眉 刘清才 薛屺 王小红 高英 (52)

基于铁矿石载氧体加压煤化学链燃烧的试验研究杨一超 肖睿 宋启磊 郑文广 (56)

新能源

1MW塔式太阳能电站换热网络的动态模拟李显 朱天宇 徐小韵 (63)

能源系统工程

三电平变频器水冷散热器温度场的计算与分析石书华 李守法 张海燕 逯乾鹏 梁安江 李建功 (68)

基于结构理论的燃料价格波动对火电机组热经济性的影响研究王文欢 潘卫国 张寞 胡国新 (73)

材料科学

核级管道异种钢焊接缺陷的性质、成因及解决对策

（火用）分析与锅炉设计董厚忱 (1)

邹县发电厂6号锅炉再热器热偏差的改造措施刘恩生 吴安 胡兴胜 曹汉鼎 (6)

中储式制粉系统锅炉掺烧褐煤技术的研究马金凤 吴景兴 邹天舒 冷杰 陈海耿 (14)

锅炉燃烧调整对NOx排放和锅炉效率影响的试验研究王学栋 栾涛 程林 胡志宏 (19)

循环流化床锅炉3种典型布风板风帽阻力特性的试验冯冰潇 缪正清 潘家泉 于忠义 张民 郑殿斌 (24)

裤衩腿结构循环流化床锅炉床料不平衡现象的数值模拟李金晶 李燕 刘树清 岳光溪 李政 (28)

锅炉在线燃烧优化技术的开发及应用梁绍华 李秋白 黄磊 鲁松林 赵恒斌 岑可法 (33)

通过煤粉浓缩预热低NOx燃烧器实现高温空气燃烧技术的研究张海 贾臻 毛健雄 吕俊复 刘青 (36)

两类过热器壁温分布特性的仿真研究初云涛 周怀春 梁倩 (40)

富集型燃烧器的原理与应用杨定华 吕俊复 张海 岳光溪 徐秀清 (45)

基于机组负荷-压力动态模型的燃煤发热量实时计算方法刘鑫屏 田亮 曾德良 刘吉臻 (50)

一种多层辐射能信号融合处理的新算法杨超 周怀春 (54)

无

《动力工程》2007年第6期Ei收录论文 (27)

中国动力工程学会透平专委会2008年度学术研讨会征文 (63)

中国动力工程学会第四届青年学术年会征文 (116)

中国动力工程学会第八届三次编辑出版工作委员会代表工作会议在哈尔滨举行 (141)

中国动力工程学会编辑出版工作委员会 期刊联合征订 (168)

投稿须知 (F0003)

《动力工程》 (F0004)

汽轮机和燃气轮机

跨音轴流压气机动叶的三维弯掠设计研究毛明明 宋彦萍 王仲奇 (58)

喷雾增湿法在直接空冷系统中的应用赵文升 王松岭 荆有印 陈继军 张继斌 (64)

大直径负压排汽管道系统内流场的数值模拟石磊 石祥彬 李星 周云山 (68)

微型燃气轮机向心透平的设计和研究沈景凤 姚福生 王志远 (71)

自动控制与监测诊断

基于Rough Set理论的典型振动故障诊断李建兰 黄树红 张燕平 (76)

提高传感器故障检测能力的研究邱天 刘吉臻 (80)

工程热物理

自然样条型弯叶片生成方法及其在冷却风扇中的应用王企鲲 陈康民 (84)

基于高速立体视觉系统的粒子三维运动研究张强 王飞 黄群星 严建华 池涌 岑可法 (90)

垂直管密相输送的数值模拟蒲文灏 赵长遂 熊源泉 梁财 陈晓平 鹿鹏 范春雷 (95)

采用不等径结构自激振荡流热管实现强化传热商福民 刘登瀛 冼海珍 杨勇平 杜小泽 陈国华 (100)

辅机技术

自然风对空冷凝汽器换热效率影响的数值模拟周兰欣 白中华 李卫华 张学镭 李慧君 (104)

加装导流装置的凝汽器喉部流场的三维数值模拟曹丽华 李勇 张仲彬 孟芳群 曹祖庆 (108)

环境科学

臭氧氧化结合化学吸收同时脱硫脱硝的研究——石灰石浆液吸收特性理论分析魏林生 周俊虎 王智化 岑可法 (112)

基于钙基吸收剂的循环煅烧／碳酸化反应吸收CO2的试验研究李英杰 赵长遂 (117)

煤粉再燃过程对煤焦异相还原NO的影响卢平 徐生荣 祝秀明 (122)

高碱灰渣烧结反应的化学热力学平衡计算俞海淼 曹欣玉 周俊虎 岑可法 (128)

直流双阳极等离子体特性的研究潘新潮 严建华 马增益 屠昕 岑可法 (132)

湿法烟气脱硫存在SO3^2-时石灰石的活性研究郭瑞堂 高翔 丁红蕾 骆仲泱 倪明江 岑可法 (137)

选择性催化还原烟气脱硝反应器的变工况运行分析董建勋 李永华 冯兆兴 王松岭 李辰飞 (142)

能源系统工程

世界与中国发电量和装机容量的预测模型史清 姚秀平 (147)

整体煤气化联合循环系统中采用独立或整体化空气分离装置的探讨高健 倪维斗 李政 (152)

通过联产甲醇提高整体煤气化联合循环系统的变负荷性能冯静 倪维斗 李政 (157)

桦甸油页岩及半焦孔结构的特性分析孙佰仲 王擎 李少华 王海刚 孙保民 (163)

含表面裂纹T型叶根应力强度因子的数值计算王立清 盖秉政 (169)

600MW机组排汽管道内湿蒸汽的数值模拟石磊 张东黎 陈俊丽 李国栋 (172)

额定功率下抽汽压损对机组热经济性的影响郭民臣 刘强 芮新红 (176)

汽轮机排汽焓动态在线计算模型的研究闫顺林 徐鸿 李永华 王俊有 (181)

扇形喷孔气膜冷却流场的大涡模拟郭婷婷 邹晓辉 刘建红 李少华 (185)

高速旋转光滑面迷宫密封内流动和传热特性的研究晏鑫 李军 丰镇平 (190)

微型燃气轮机向心透平的性能试验邓清华 倪平 丰镇平 (195)

微型燃气轮机表面式回热器的应力分析张冬洁 王军伟 梁红侠 曾敏 王秋旺 (200)

锅炉技术

大容量余热锅炉汽包水位的建模分析王强 曹小玲 苏明 (205)

新型内直流外旋流燃烧器流场特性的研究周怀春 魏新利 (210)

汽包锅炉蓄热系数的定量分析刘鑫屏 田亮 赵征 刘吉臻 (216)

吹灰对锅炉对流受热面传热熵产影响的试验研究朱予东 阎维平 张婷 (221)

自动控制与监测诊断

电站设备易损件寿命评定与寿命管理技术的研究 史进渊 邹军 沈海华 李伟农 孙坚 邓志成 杨宇 (225)

ALSTOM气化炉的模糊增益调度预测控制吴科 吕剑虹 向文国 (229)

应用谐振腔微扰法在线测量发电机的氢气湿度田松峰 张倩 韩中合 杨昆 (238)

激光数码全息技术在两相流三维空间速度测量中的应用浦兴国 浦世亮 袁镇福 岑可法 (242)

应用电容层析成像法测量煤粉浓度的研究孙猛 刘石 雷兢 刘靖 (246)

无

中国动力工程学会锅炉专委会2008年度学术研讨会征文 (237)

《动力工程》 (F0004)

工程热物理

油页岩流化燃烧过程中表面特性的变化孙佰仲 周明正 刘洪鹏 王擎 关晓辉 李少华 (250)

高温紧凑板翅式换热器稳态和动态性能的研究王礼进 张会生 翁史烈 (255)

神华煤中含铁矿物质及其在煤粉燃烧过程中的转化李意 盛昌栋 (259)

环境科学

温度及氧含量对煤气再燃还原NOx的影响孙绍增 钱琳 王志强 曹华丽 秦裕琨 (265)

电厂除尘器的改造方案原永涛 齐立强 张栾英 刘金荣 刘靖 (270)

湿法烟气脱硫系统气-气换热器的结垢分析钟毅 高翔 霍旺 王惠挺 骆仲泱 倪明江 岑可法 (275)

低氧再燃条件下煤粉均相着火温度的测量肖佳元 章明川 齐永锋 (279)

垃圾焚烧飞灰的熔融固化实验潘新潮 严建华 马增益 屠昕 王勤 岑可法 (284)

填料塔内相变凝结促进燃烧源超细颗粒的脱除颜金培 杨林军 张霞 孙露娟 张宇 沈湘林 (288)

灰分变化对城市固体垃圾燃烧过程的影响梁立刚 孙锐 吴少华 代魁 刘翔 姚娜 (292)

文丘里洗涤器脱除燃烧源PM2．5的实验研究张宇 杨林军 张霞 孙露娟 颜金培 沈湘林 (297)

锅炉容量对汞富集规律的影响杨立国 段钰锋 王运军 江贻满 杨祥花 赵长遂 (302)

循环流化床内污泥与煤混烧时汞的浓度和形态分布吴成军 段钰锋 赵长遂 王运军 王乾 江贻满 (308)

能源系统工程

整体煤气化联合循环系统的可靠性分析与设计李政 曹江 何芬 黄河 倪维斗 (314)

基于统一基准的整体煤气化联合循环系统效率分析刘广建 李政 倪维斗 (321)

采用串联液相甲醇合成的多联产系统变负荷性能的分析冯静 倪维斗 黄河 李政 (326)

超临界直流锅炉炉膛水冷壁布置型式的比较俞谷颖 张富祥 陈端雨 朱才广 杨宗煊 (333)

600MW超临界循环流化床锅炉水冷壁的选型及水动力研究张彦军 杨冬 于辉 陈听宽 高翔 骆仲泱 (339)

锅炉飞灰采样装置结露堵灰的原因分析及其对策阎维平 李钧 李加护 刘峰 (345)

采用选择性非催化还原脱硝技术的600MW超超临界锅炉炉内过程的数值模拟曹庆喜 吴少华 刘辉 (349)

一种低NOx旋流燃烧器流场特性的研究林正春 范卫东 李友谊 李月华 康凯 屈昌文 章明川 (355)

燃煤锅炉高效、低NOx运行策略的研究魏辉 陆方 罗永浩 蒋欣军 (361)

130t／h高温、高压煤泥水煤浆锅炉的设计和调试程军 周俊虎 黄镇宇 刘建忠 杨卫娟 岑可法 (367)

棉秆循环流化床稀相区传热系数的试验研究孙志翱 金保升 章名耀 刘仁平 张华钢 (371)

汽轮机与燃气轮机

汽轮机转子系统稳态热振动特性的研究朱向哲 袁惠群 张连祥 (377)

直接空冷凝汽器仿真模型的研究阎秦 徐二树 杨勇平 马良玉 王兵树 (381)

空冷平台外部流场的数值模拟周兰欣 白中华 张淑侠 王统彬 (386)

环境风对直接空冷系统塔下热回流影响的试验研究赵万里 刘沛清 (390)

电厂直接空冷系统热风回流的数值模拟段会申 刘沛清 赵万里 (395)

考虑进气预旋的离心压缩机流动的数值分析肖军 谷传纲 高闯 舒信伟 (400)

自动控制与监测诊断

火电站多目标负荷调度及其算法的研究冯士刚 艾芊 (404)

转子振动信号同步整周期重采样方法的研究胡劲松 杨世锡 (408)

利用电容层析成像法测量气力输送中的煤粉流量孙猛 刘石 雷兢 李志宏 (411)

工程热物理

气化炉液池内单个高温气泡传热、传质的数值模拟吴晅 李铁 袁竹林 (415)

环境科学

富氧型高活性吸收剂同时脱硫脱硝脱汞的实验研究刘松涛 赵毅 汪黎东 藏振远 (420)

酸性NaClO2溶液同时脱硫、脱硝的试验研究刘凤 赵毅 王亚君 汪黎东 (425)

湿法烟气脱硫系统中石灰石活性的评价郭瑞堂 高翔 王君 骆仲泱 岑可法 (430)

烟气脱硫吸收塔反应过程的数值模拟及试验研究展锦程 冉景煜 孙图星 (433)

不同反应气氛下燃料氮的析出规律董小瑞 刘汉涛 张翼 王永征 路春美 (438)

循环流化床锅炉选择性非催化还原技术及其脱硝系统的研究罗朝晖 王恩禄 (442)

O2／CO2气氛下煤粉燃烧反应动力学的试验研究李庆钊 赵长遂 武卫芳 李英杰 段伦博 (447)

生物质半焦高温水蒸汽气化反应动力学的研究赵辉 周劲松 曹小伟 段玉燕 骆仲泱 岑可法 (453)

蜂窝状催化剂的制备及其性能评价朱崇兵 金保升 仲兆平 李锋 翟俊霞 (459)

能源系统工程

基于Zn／ZnO的新型近零排放洁净煤能源利用系统吕明 周俊虎 周志军 杨卫娟 刘建忠 岑可法 (465)

IGCC系统关键部件的选择及其对电厂整体性能的影响——（3）气化炉合成气冷却器与余热锅炉的匹配高健 倪维斗 李政 椙下秀昭 (471)

IGCC电厂的工程设计、采购和施工成本的估算模型黄河 何芬 李政 倪维斗 何建坤 张希良 麻林巍 (475)

火电机组回热系统的通用物理模型及其汽水分布方程的解闫顺林 胡三高 徐鸿 李庚生 李永华 (480)

平板V型小翼各参数对风力机功率系数的影响汪建文 韩炜 闫建校 韩晓亮 曲立群 吴克启 (483)

部分痕量元素在油页岩中的富集特性及挥发行为柏静儒 王擎 陈艳 李春雨 关晓辉 李术元 (487)

核科学技术

核电站电气贯穿芯棒热老化寿命评定技术的研究黄定忠 李国平 (493)

国产首台百万千瓦超超临界锅炉的启动调试和运行樊险峰 张志伦 吴少华 (497)

900MW超临界锅炉机组节能方略初探李道林 徐洪海 虞美萍 戴岳 林英红 (502)

循环流化床二次风射流穿透规律的试验研究杨建华 杨海瑞 岳光溪 (509)

Z型和U型集箱并联管组流动特性的实验研究韦晓丽 缪正清 (514)

汽轮机和燃气轮机

裂纹参数对叶片固有频率影响的研究葛永庆 安连锁 (519)

不同翼刀高度控制涡轮静叶栅二次流的数值模拟李军 苏明 (523)

椭圆形突片气膜冷却效率的试验研究李建华 杨卫华 陈伟 宋双文 张靖周 (528)

自动控制与监测诊断

大机组实现快速甩负荷的现实性和技术分析冯伟忠 (532)

大型风力发电机组的前馈模糊-PI变桨距控制高峰 徐大平 吕跃刚 (537)

基于过程的旋转机械振动故障定量诊断方法陈非 黄树红 张燕平 高伟 (543)

采用主成分分析法综合评价电站机组的运行状态付忠广 王丽平 戈志华 靳涛 张光 (548)

电站机组数据仓库的建设及其关键技术蹇浪 付忠广 刘刚 中鹏飞 郑玲 (552)

撞击式火焰噪声信号的分形特性分析颜世森 郭庆华 梁钦锋 于广锁 于遵宏 (555)

工程热物理

冷却风扇变密流型扭叶片设计方法及其气动特性的数值研究王企鲲 陈康民 (560)

考虑进水温度的蒸汽喷射泵一维理论模型李刚 袁益超 刘聿拯 黄惠兰 (565)

双排管外空气流动和传热性能的数值研究石磊 邢苍 李国栋 陈俊丽 (569)

辅机技术

600MW汽轮机组再热主汽阀门阀杆的热胀及其影响时兵 金烨 (573)

温度和压力对旋风分离器内气相流场的综合影响万古军 孙国刚 魏耀东 时铭显 (579)

一种新型空气预热器及其性能分析李建锋 郝峰 郝继红 齐娜 冀慧敏 杨迪 (585)

横向风对直接空冷系统影响的数值模拟吕燕 熊扬恒 李坤 (589)

间接空冷系统空冷散热器运行特性的数值模拟杨立军 杜小泽 杨勇平 (594)

水轮机技术

减压管状态对混流式水轮机流场的影响梁武科 董彦同 赵道利 马薇 石峯 刘晓峰 王庆永 (600)

环境科学

循环流化床O2／CO2燃烧技术的最新进展段伦博 赵长遂 屈成锐 周骛 卢骏营 (605)

海水烟气脱硫技术及其在电站上的工程应用杨志忠 (612)

应用差分光谱吸收法监测SO2的固定污染源连续排放监测系统许利华 李俊峰 蔡小舒 沈建琪 苏明旭 唐荣山 欧阳新 (616)

溶胶凝胶法制备CuO／γ-Al2O3催化剂及其脱硝活性的研究赵清森 孙路石 石金明 殷庆栋 胡松 向军 (620)

N2气氛下活性炭的汞吸附性能周劲松 王岩 胡长兴 何胜 骆仲泱 倪明江 岑可法 (625)

准格尔煤灰特性对其从电除尘器中逃逸的影响齐立强 原永涛 阎维平 张为堂 (629)

能源系统工程

中国整体煤气化联合循环电厂的经济性估算模型黄河 何芬 李政 倪维斗 何建坤 张希良 麻林巍 (633)

篇9

1前言

我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭在中国能源结构中的比例高达75%以上。我国的电力结构中，火电机组装机容量约占全国总装机容量的75%，发电量约占全国总发电量的80%。我国排放的SO2总量中有90%来自于燃煤，电力行业排放的SO2约占全国的50%以上。SO2的排放可以导致酸雨，酸雨不仅可导致森林退化，湖泊酸化，水生生物种群减少，农田土壤酸化，建筑物腐蚀等环境问题，同时也对人体健康产生直接影响[1]。

目前控制燃煤电厂SO2排放的途径主要有燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫3种方式。我国发电厂用煤多为低硫煤，在发电站炉膛内，煤粉中的可燃硫分在空气的作用下迅速转化成SO2，由于炉膛内温度高，不利于脱硫，因此燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD）是目前控制SO2排放最行之有效的途径，也是国际上普遍采用的一种方式[2]。

2燃煤电厂烟气脱硫技术

烟气脱硫的主要方法有干法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫，基本原理是都化学反应中的酸、碱中和反应。烟气中的SO2是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或者硫酸盐，从而将烟气中的SO2脱除[3]。SO2与碱性物质间的反应在碱性溶液中发生称为湿法烟气脱硫，在固体碱性物质的湿润表面发生称为干法或半干法烟气脱硫[4]。

2.1湿法脱硫技术

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是以碱性溶液为脱硫剂吸收烟气中的SO2，湿法烟气脱硫是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高 [5]。

2.1.1石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫技术

石灰石/石灰-石膏法是技术最成熟、应用最多、运行状况最稳定的方法，世界各国在300 MW及以上机组的大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上[6]。

石灰石/石灰-石膏法主要工艺流程为：烟气经除尘器除去粉尘后进入吸收塔，从塔底向上流动，石灰石或石灰浆液从塔顶向下喷淋，烟气中的SO2与吸收剂充分接触反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙沉淀物，落人沉淀池。洁净烟气通过换热器加热后经烟囱排向大气。主要的化学反应机理为：

石灰法：

石灰石法：

这种半水亚硫酸钙含水率40%-50%，不易脱水，且难溶于水，容易引起结垢。我国大多采用强制氧化，即向吸收塔下部循环氧化槽中鼓入空气，使亚硫酸钙充分氧化生成石膏，氧化率高达99%。这样脱硫副产品是石膏，可以回收利用。

石灰石/石灰-石膏法的主要优点是：

（1）煤种适用范围广；

（2）脱硫效率高，吸收剂利用率高；

（3）设备运转率高，运行可靠；

（4）脱硫剂来源丰富且廉价。

但是缺点也比较明显：

（1）一次性投资和运行费用高；

（2）占地面积较大，系统操作复杂；

（3）磨损腐蚀现象较为严重；

（4）副产物石膏和脱硫废水较难处理[7]。

2.1.2氨法烟气脱硫技术

氨是一种良好的碱性吸收剂，其碱性强于石灰石吸收剂，相比钙法脱硫，氨法是气液反应过程，反应速度快，SO2的吸收率高，有很高的硫效率，同时相对于钙法系统简单、设备体积小、能耗小，成本低[8]。

氨法脱硫的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的SO2与氨水反应生成亚硫酸铵，亚硫酸铵经过氧化反应后，生成硫酸铵溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得化学肥料硫酸铵。

氨法脱硫工艺的主要技术特点：

（1）副产品硫酸铵易于处理；

（2）氨水与SO2的反应速度快，系统简单，投资费用较低；

（3）不存在结垢和堵塞现象；

（4）无废水、废渣排放。

2.1.3海水烟气脱硫技术

燃煤电厂烟气湿法脱硫常用的技术还有海水脱硫法。海水有一定的碱度和水化学特性，自然碱度大约为1.2～2.5mmol/L，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。海水脱硫工艺就是利用海水的这种特性来脱除烟气中的SO2。因此该方法可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海滨电厂[9]。

海水脱硫法的原理是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO2被海水吸收成为液态SO2。液态的SO2在洗涤液中发生水解和氧化作用，洗涤液被引入曝气池，采用提高pH值抑制SO2。

海水脱硫技术的主要特点：

（1）工艺简单，无需制备脱硫剂，系统可用率高；

（2）脱硫效率高，可达90%以上；

（3）投资低，运行费用低；

（4）有一定的地域限制，且只能适用于含硫量小的中、低硫煤；

（5）不产生任何废物，工艺简单、系统运行可靠。

2.2干法脱硫技术

干法脱硫是指脱硫过程中脱硫剂、脱硫产物为干态。常见的干法脱硫技术有活性焦脱硫技术，电子束脱硫技术，烟气循环流化床技术等，目前日本、韩国以及德国应用较为广泛和成熟。我国成都热电厂已经对电子束烟气脱硫技术实施示范工程。

2.2.1活性焦脱硫技术

活性焦脱硫技术是60年展起来的一种以物理、化学吸附原理榛础的干法脱硫工艺，其过程机理如下：

活性焦脱硫技术优点在于脱硫过程中SO2被转化为H2S04进而可以转化为元素硫或其它产品，工艺简单，二次污染较轻[10]。

近年来，诸多的研究机构开发出了用于脱除烟气中S02的蜂窝状活性炭，可将SO2吸附、催化转化成SO3，进而制得工业级硫酸。

彭宏[11]等研究蜂窝活性炭的脱硫性能，陈红芳[12]等研究了活性炭材料在烟气脱硫脱硝技术中的应用，王艳莉[13]等研究了载钒量对蜂窝状V205/ACH催化剂同时脱硫脱硝活性的影响，结果都表明，蜂窝状活性炭具有较好的二氧化硫转化活性，因此具有广阔的市场应用前景

2.2.2电子束照射法脱硫技术

这是一种较新的脱硫工艺，其原理为在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生的电子束辐照烟气，使水蒸汽与氧等分子激发产生氧化能力很强的自由基，这些自由基可以使烟气中的SO2和N2很快氧化，产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵[14]。经过脱硫后的烟气温度高于露点，不需再热系统，可直接排放。

电子束照射法脱硫工艺的主要特点：

（1）不产生废水、废渣；

（2）可同时脱硫、脱硝，具有90%以上的脱硫率和80%以上的脱硝率；

（3）系统简单，操作方便，易于控制；

（4）对硫分和烟气量的变化有较好地适应性和负荷跟踪性；

电子束烟气脱硫是靠电子束加速器产生高能电子的，因而需要大功率的电子枪，还需要防辐射屏蔽；投资很大，厂用电高，关键部件电子枪寿命较低，吸收剂需氨水，且运行、维护技术要求高，一定程度上限制了它的大量应用[15]。

2.3半干法脱硫技术

半干法脱硫工艺的特点是，反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状。半干法脱硫一般选用CaO或Ca（OH）2为脱硫剂。

2.3.1旋转喷雾干燥法

旋转喷雾干燥法一般用生石灰作吸收剂，生石灰经熟化变成具有较好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000 r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速地将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体灰渣[16]。

旋转喷雾干燥法烟气脱硫反应过程包含4个步骤：1）吸收剂制备；2）吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合、吸收SO2并燥；4）脱硫废渣排出[17]。

与湿法烟气脱硫工艺相比，旋转喷雾干燥法系统相对简单、投资和运行费用低、占地面积小；同时其运行可靠，不会产生结垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对设备的腐蚀性也不高。由于其干式运行，脱硫副产物易于处理，但是技术要求高、反应生成物太细小、除尘不易和腐蚀严重等问题[18]。脱硫效率可达75%～90%，略低于湿法脱硫效率。。

2.3.2炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法）

此种工艺由芬兰IVO公司开发，是在炉内喷钙工艺的基础上发展起来的。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20%～30%，而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器喷水增湿，促进脱硫反应，脱硫效率可达70%～75%[19]。

炉内喷钙加尾部增湿活化技术脱硫主要分为两段，第一段碳酸钙分解为CaO，CaO与SO2反应，第二段CaO遇水生成Ca（OH）2再次与SO2反应，最终产物生成CaS03，CaS04等[20]。具体过程如下：在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在炉后烟道内增设活化反应器，在反应器入口喷水，水在反应器中完全蒸发，将烟气中在炉内没有反应及高温烧结失去活性的CaO迅速水合反应生成高活性的Ca（OH）2，用以脱除烟气中的SO2。脱硫率一般为70%一80%。

3结论与展望

综上所述，在我国众多的烟气脱硫技术中，技术最成熟、运行最稳定、应用最广泛的还是石灰石/石灰-石膏法，但循环流化床和海水脱硫等新型烟气脱硫技术正在迅速为人们所认可。但就总体而言，脱硫效果并不理想，目前仍存在很多的技术问题需要克服，随着人们环保意识的不断增强，发展高效可循环的脱硫技术势在必行。今后我们要完善和改进现有的脱硫技术，积极引进和吸收国外先进脱硫技术，开发适应我国情况的脱硫新技术，形成有我国特色的脱硫技术，同时开发其副产品的综合利用，从根本上促进我国电力、环境保护和经济的协调发展。

参考文献：

[1]赵鹏高.燃煤电厂烟气脱硫有关问题的思考[J].中国电力，2004，37（10）.

[2]王小明，薛建明，颜俭，等.国内外烟气脱硫技术的发展与现状[J].电力环境保护，2000，（1）.

[3]郝吉明.燃煤二氧化硫污染控制技术手册[M].北京：化学工业出版社，2001.

[4]李喜，李俊.烟气脱硫技术研究进展[J].化学工业与工程，2006，23（4）：351-355.

[5]段建中.湿法脱硫与碳排放[J].行业信息学报，2011，40（8）：83.

[6]鲁天毅.湿法烟气脱硫还杭州蓝天一片[J].中国电力企业管理，2004.

[7]朱光涛.石灰石―石膏湿法烟气脱硫技术的应用[J].东北电力技术，2002，（l2）.

[8]史永永，李海洋，张慧，等.氨法烟气脱硫技术研究进展[J].磷肥与复肥，2012，27（5）：6-9.

[9]郭鲁钢，王海增，朱培怡，等.海水脱硫技术现状[J]. 海洋技术学报， 2006， 25（3）：10-14.

[10]张守玉.活性焦吸附氧化法脱除烟道气中二氧化硫叨[J].燃料化学学报，1999，27（6）：522-528.

[11]彭宏.蜂窝活性炭脱硫性能的研究[J].四川大学硕士学位论文，2006.

[12]陈红芳.论活性炭材料在烟气脱硫脱硝技术中的应用川[J].山西科技，2010，2：14-18.

[13]王艳莉， 詹亮， 凌立成，等. 载钒量对蜂窝状V2O5/ACH催化剂同时脱硫脱硝活性的影响[J].华东理工大学学报（自然科学版），2006，32（5）：497-502.

[14]刘宗豪.国内SO2污染现状及治理技术[J].辽宁城乡环境科技，2003，23（l）.

[15]汤宗慧.电子束半干法烟气净化技术[J].华东电力，2003（8）.

[16]李青. 燃煤电厂二氧化硫污染与治理[J]. 山东电力技术，2002，（l）.

[17]钟秦. 燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京：化学工业出版社，2002.

篇10

中图分类号：TK229.66文献标识码：A文章编号：1009-914X（2018）03-0298-01

1.我国循环流化床锅炉发展现状

循环流化床（CFB）锅炉因为其燃料适用性广、负荷调节性强以及环保性能优良而得到了越来越多的重视。在我国能源与环境的双重压力下，循环流化床锅炉在我国得到了快速的发展。据全国电力行业CFB机组技术交流服务协作网（CFB协作网）统计，我国现有不同容量的循环流化床锅炉近3000台，约63000MW的容量投入商业运行，占电力行业中锅炉总台数的三分之一强。可以预见，循环流化床锅炉将会在我国得到更大的发展。大量循环流化床锅炉机组的装备对于优化我国电力结构、改善电力供应品质、提高我国整体资源利用效率以及降低污染物排放方面发挥出了不可替代的作用。

2.循环流化床锅炉的特点

循环流化床（CFB）锅炉最为突出的特点主要有以下几个方面：燃料适用性广、环保性能优良以及负荷调节性强。

2.1循环流化床锅炉的燃料适应性

循环流化床锅炉机组的燃料适应性广的主要含义是指对于循环流化床这种锅炉来说，它可以适应很多种燃料，比如各种燃煤、煤矸石、石油焦、生物质以及有机垃圾等，但是对于一台已经设计好的锅炉来说，它的燃料是一定的，也就是说在燃用这种设计燃料的时候，其性能发挥最为出色，而随着燃料特性与设计特性的偏离，其性能会有很大的限制，因此不能够将循环流化床锅炉的燃料适应性无限夸大。当然，与此相对比，煤粉锅炉如果燃料特性与设计特性相差太远，可能会面临无法运行的状况，这也是循环流化床对煤粉锅炉的优势之一。

2.2循环流化床锅炉的环保性能

循环流化床锅炉由于能够采用低温燃烧以及炉内脱硫技术，所以其烟气中NOx以及SO2的产生量都很低。循环流化床锅炉机组不仅污染物的排放浓度低，而且随着人们环保意识的加强，烟气中污染物的排放浓度有进一步下降的趋势。

2.3循环流化床锅炉的负荷调节性

循环流化床锅炉由于炉内布风板上有大量的循环床料积蓄大量的热量，因此其在小负荷的状况下也能够点燃进炉燃煤，所以也就能够在低负荷下较好的保持运行状态。

3s循环流化床锅炉技术的发展前景

近十年，经过科研的不断发展与创新，创造出下排气旋风分离器循环流化床锅炉、旋风扇和百叶窗两级分离器循环流化床锅炉、异型水冷分离器循环流化床锅炉。我国循环流化床技术朝着超临界大型化、深度脱硝和脱硫、防磨技术提高、综合利用能源的方向发展。

3.1超临界大型化的发展方向

循环流化床超临界的发展方向，与其自身固有的燃烧特性具有重要的联系。常规的循环流化床锅炉煤粉热流往往高于循环流化床锅炉，可降低对水冷壁的要求。在循环流化床锅炉中，固体的传热系数和固体的浓度与炉中的温度呈反比，有利于水冷壁的温度控制。采用超临界锅炉和具有污染物排放少、运行效率高、煤炭损耗量低的优点。

循环流化床锅炉技术采用的是一级飞灰分离循环燃烧技术，锅炉采用的系统较为简单，易于采用大型化的生产技术。另外，不论是国内开发的下排旋风分离器和水冷异型分离器，还是国外开发的方型分离器，都能夠很好地和锅炉本体融为一体，使大型化的机型得以实现。

3.2深度脱硝和脱硫

循环流化床锅炉具有空气分级供给燃烧和低温燃烧的特性，故而有利于氧氮化物的形成，与同期的锅炉相比，能降低20%左右的氧氮含量，一氧化氮的浓度控制低于300mg/m3，随着国家对其排放标准的进一步提高，对锅炉进行深度脱硝是循环流化床锅炉技术发展的趋势。

尽管我国拥有世界上最多的CFB锅炉数量，但是CFB锅炉脱硫技术并不尽如人意。随着环境问题的日益严峻，煤炭的深度脱硫成为今后锅炉技术发展中亟待解决的问题。我国新公布的火电厂污染物排放标准中，将二氧化硫的排放标准降至400/m3，和传统的湿化脱硫相比，在循环硫化床中添加石灰石的脱硫方式效果更好。但是，此种方式还需处理灰渣，在实际运用的过程中，总体的竞争力正在降低，因此，对CFB锅炉进行深度脱硫是循环流化锅炉发展的题中之义。

3.3防磨损技术的提高

锅炉在高温中运行，且炉中是高速运动的高温固体材料，因此热冲击对炉内受力面的磨损十分地严重。因此，研究锅炉的防磨损技术对于延长设备的使用寿命意义重大。目前最有效的防磨方法是使用高性能的耐火材料，保证金属的使用寿命，确保流化床的安全运行。

3.4综合利用能源

能源短缺是世界性的问题，因此，开展能源的综合利用是今后循环流化床发展的另一个重要的方向。综合利用能源包含的范围较广，主要表现在以下三个方面：

首先，利用循环流化床锅炉技术对一些非高级的能源进行全面的整合利用。我国在这方面取得的成就较好，不仅开发出废旧垃圾、泥质等低级能源的处理锅炉，也开发出了石油焦煤、生物质的处理锅炉，在实际运用中取得了成功经验。

其次，利用其他原材料和能源与循环流化床锅炉技术对其进行加工和综合利用，在CFB技术中，这是一个重要的研究方向。

最后，对循环流化床锅炉燃烧产生的灰渣进行综合利用。就目前循环流化床锅炉技术的发展而言，这是其发展的难点。一方面，在锅炉内部添加石灰石进行脱硫，能够产生良好的脱硫效果；另一方面，却增加了灰渣的数量，又由于其化学形态和其他物质的化学性质具有差异，故而难以使用常规的方式对灰渣进行统一处理。因此，开发能够解决硫化过程中产生的灰渣，是目前我国甚至是国外综合探究循环流化床锅炉技术发展的发展趋势。

结论

循环流化床锅炉尽管在我国的起步较晚，但是发展非常迅速，在缓解我国能源与环境双重压力、调整我电力供应结构等方面发挥了重要作用。会效益非常显著。循环流化床锅炉因为采用炉内脱硫的方式，使得排烟中SOx含量较低，因此为开展烟气余热利用提供了基础，这有助于大幅度提高锅炉效率。循环流化床锅炉可以考虑把石灰石系统作为系统备用，以降低投资、运行与维护费用。利用活动面代替固定面有可能是解决煤仓搭桥的一个有效方法。

参考文献 

[1] 李云飞.循环流化床锅炉技术的现状及发展前景[J].民营科技，2015（12）. 

[2] 王嘉.大型循环流化床锅炉技术发展现状及展望[J].建筑工程技术与设计，2015（07）. 

[3] 卢啸风.大型循环流化床锅炉设备与运行.北京：中国电力出版社，2006.5-11. 

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1 污染物入河量控制方案

1.1 以城市污水处理为重点，削减化学需氧量排放总量

加快城市污水处理设施建设，进一步完善污水收集管网。“十二五”期间，隆德县规划完成渝河污水处理厂和甘渭河污水处理厂及其配套管网建设并投入使用，万人以上镇区的生活污水处理厂及其配套管网建成并投入使用。

按照国家环保政策法规，加大污水处理设施建设补贴力度，大力扶持困难乡镇建设污水处理设施。力保实现“2015年城市生活污水处理率达到80%”的阶段性目标。

不断加强工业污染防治，促进产业结构和布局调整与优化。现有企业通过强化管理和治理，实现污染物排放全面达标。不能全面达标的企业，责令限期治理；逾期不能达标的，依法责令停产、关闭或搬迁入定点工业基地。

1.2 以控制火电行业二氧化硫排放为重点，削减二氧化硫排放总量

控制火电行业二氧化硫排放是实现隆德县二氧化硫总量控制的关键。要积极推进电力结构调整，引进优质清洁能源，大力推广使用液化石油气，积极推进火力电厂“油改气工程”与“脱硫工程”，努力实现“增产减污”。积极发展热电联供项目，以集中供热方式取代高耗、高污染、低效的分散供热方式，为该县的工业发展腾出总量指标。全县严禁新建单机容量小于13.5万kW的常规燃煤、燃油机组，新建火电厂必须符合规划，严格执行环境影响评价制度和环保“三同时”制度，并配套高效脱硫设施，严格控制SO2排放量。

控制氮氧化物排放，有计划地开展现役火电厂的脱硝试点工作，所有新建、扩建的火电（含热电）机组要采取低氮氧化物燃烧技术，并预留脱除氮氧化物的空间；新建、扩建的火电（含热电）机组要同步建设脱硝设施。

1.3 优化产业布局，严把环保准入关

按照《隆德县环境保护“十二五”规划》的要求和《隆德县“十二五”主要污染物排放总量控制计划》，调整产业及重大项目布局，减少布局性和结构性污染。凡是污染物排放总量超过环境承载能力和总量控制指标的乡镇，必须组织编制和实施该乡镇的环境整治规划和总量削减计划。建设项目所增加的污染物排放要在所辖区内削减。

各职能部门应按照《环境影响评价法》等法律法规的规定，在产业发展规划编制过程中，同时开展规划环评，报县政府审定后实施。

1.4 以排污许可证为核心，强化污染源监督管理

完善排污许可证的管理规定，全面推行排污许可证制度，实行工商、环保联动的排污许可证年检制度。对重点源实施污染物排放总量和浓度双重控制，严禁超标、超总量或无证排污。排污单位必须如实申报并按规定申领排污许可证，配合环保部门开展排污量的核定。

规范排污口的设置和管理。强化污染源限期治理。污染物排放超过规定的排放标准或超总量的污染源必须限期治理，逾期不能完成治理任务的，龙源期刊网论文查询应依法予以关闭。要通过加大处罚力度、提高违法成本，推动企业开展污染防治。

推进工业污染源全面达标工作，确定辖区内的重点排污企业，增加污染物排放监测和现场执法频次。进一步完善重点污染源环境保护信用管理体系，规范重点污染源环境保护管理信息公开，充分发挥公众和社会监督作用，激励企业持续改进环境行为，加强重点污染源的监管。

1.5 大力推行清洁生产，逐步削减排污量

要切实贯彻落实《中华人民共和国清洁生产促进法》的各项要求，各有关职能部门及乡镇要积极推行清洁生产，继续推进实施强制性清洁生产审核，鼓励企业自愿开展清洁生产审核，结合技术改造，采用新工艺、新技术，加大对电力、化工、造纸、印染、冶金、建材等行业重点污染企业技术改造力度，提高工艺和技术装备水平，提高资源利用效率，做到增产减污，节能降耗，使单位产品的能耗、物耗、水耗及污染物排放达到国内同行业的较先进水平，逐步解决结构性污染问题，减少和避免污染物的产生和排放，保护和改善环境。

抓好企业的循环用水，创建一批实现废水“零排放”企业。“十二五”期间，有条件的工业企业都要建立循环用水系统。对洗水、造纸等用水量大的行业，要强制实行循环用水，不断加大回用水比例，严格限制使用新鲜水量，企业扩建项目所增加的用水量，要依靠企业自身节水来解决。

1.6 以加强环境预警应急能力建设为重点，强化环境管理基础工作

加强环境预警应急能力建设是当前环境保护工作的重要组成部分。建立环境预警应急系统，提高污染事故应急能力。建设水环境监控网络，构建水环境污染事故预警和应急体系。建立健全饮用水源安全预警制度，定期饮用水源地水质信息。提高环境监测标准化建设水平，以加强基层环境监察工作为重点，推动环境监察队伍标准化建设。

加强环境质量监测网络建设，强化环境质量的监督与管理。根据环境质量功能要求，按区域、流域环境目标和环境质量标准来控制排放总量；结合主要污染物入河具体区位选择控制断面、控制点进行监控，制定监测计划，建立报告制度。

加强市污染源监测和监测网络建设，规范监测技术和环境统计，完善和提高监测手段，提高监测数据的质量，加强数据分析能力，保证数据可靠、准确，强化职业道德规范，以提高监测数据的客观性、公正性和权威性，为实现总量控制目标提供技术保障。

要建立以排污许可证、排污申报登记、环境统计和环境监测为基础的动态的环境地理信息系统，建立排污总量控制台帐和核算制度。环境保护行政主管部门要准确、及时、全面地掌握排污总量变化动态、环境质量状况等方面的信息。

2 结语

水体纳污能力可以认为是一种资源，排污者则是用户，总量控制就是要体现出在确保环境质量的前提下，环境资源的共享和有偿使用。而总量控制的总目标是要将水体纳污能力按一定的原则和方法尽可能公平合理地分配到各个用户。

参考文献

[1] 张倩，苏保林，罗运祥，等.城市水环境控制单元污染物入河量估算方法[J].环境科学学报，2013（3）：877-884.

[2] 林国强.南流江玉林城区段污染物总量控制及方案[J].广西水利水电，2002（1）：54-57.

篇12

2托电公司科技管理体系实践分析

2．1创新科技人才培养方式

科技创新人才是科技管理体系建设实践的基石。在人才培养方面，托电公司一直注重人才培养环境的创造、人才成长平台的搭建和人才选拔、任用方法的研究，以培养岗位胜任力为根本出发点，以培养高技能领军人才和提高全员素质为目标，建立人才培养、选拔、激励、任用的良性循环机制。(1)建立人才快速成长的流程化和专业化培养模式。按专业、分层次设计各类人员的培训项目和培养目标，确保进入托电公司的员工以最快的速度融入企业，技术水平和专业技能达到岗位需求。(2)发挥技术、技能专家的作用。技师和各级专家统一实行“日常积分制”业绩管理，制订技师及高级技师的日常考评方案。在培养人才、科技攻关和科技创新方面针对专家实施“量化积分管理”，充分发挥专家的作用，在科技攻关“摘牌”的同时，提升技术人员的技术水平。(3)创新实操培训模式。托电公司建设实操培训中心，开展内部取证，以提高员工安全、操作和检修技能。开展厂内技术比武和技能竞赛，以赛促学，为发现技术人才搭建平台。(4)后续学历教育管理。在人才培养方面，利用网络办学的优势，采用进校不离岗方式，与相关高校配合，在不影响正常生产和管理工作的同时，用函授站、办学点等方式，消除职工在职学习的不便，满足职工层次提升和企业发展对人才的需要。托电公司的人才队伍建设已初具规模，实现了培养技术、技能，管理多专业、多层次人才团队的目标。3人荣获“全国电力行业技术能手”称号，2人荣获“全国电力行业优秀技能选手”称号，42人次荣获“中央企业技术能手”和“中央企业青年岗位能手”称号。人才队伍的发展壮大，为企业科技创新提供了强有力的支撑。

2．2创新科技信息成果收集方式

企业相对于高校、科研院所来说，存在信息滞后、信息来源少、新技术实验数据短缺等劣势，这种劣势将会导致低科研水平的科技项目、改造方案的出现，进而导致企业内部技术力量、科研经费、生产资料的极大浪费。根据这一情况，自2010年起，托电公司创新科技信息收集交流方式，将原有的“现场出现隐患咨询相关院所了解相关资讯”(如图1所示)这一被动接受外部信息的方式改变为“主动收集外部科技信息”(如图2所示)。原有信息收集方式存在被动、信息传递迟滞等缺点，创新后科技信息收集方式具有数据全面、传递及时的优点。(1)每月收集中国电科院科技快讯，中国大唐集团公司及其他系统的科技动态，锅炉、汽轮机、发电机等重大设备厂家及各类科技信息网站的信息，面向技术人员公开。(2)每年收集系统内及电机工程学会的获奖成果及论文信息。(3)随时收集各种会议资料及外出培训、调研资料。要求每一位外出培训人员提交培训期间学习、调研的资料，并在公司内部进行相应内容的培训，扩大新技术资讯的覆盖范围。(4)积极与主机厂家以及国华、京能等同型机组电厂建立长期合作、交流关系，开展对标学习，互相促进;及时在厂内交流大唐集团系统科技创新和先进经验，发挥集约化优势，共享科技进步成果。托电公司将收集到的信息进行筛选，并指导专员使用。这些有益信息一方面以OA公告形式对全体技术人员公开，另一面以内部数据库形式存档，方便技术人员随时检索查询。除了创新科技信息收集方式外，托电公司还对以往的科技成果、论文、专利收集方式进行了调整，充分调动了科技人员的积极性和创造性，使科技论文成果申报常态化。截至2014年6月，《一种新型五防挡板》等77项实用新型专利取得国家知识产权局专利证书，《高压试验信息管理系统V1．0》等3项软件著作权专利取得国家版权局授权。目前，托电公司的专利数量呈逐年上升趋势，下一步要实现专利数量与质量齐头并进，不断催生自主创新的动力。

2．3创新科技项目攻关形式

在科技管理体系项目攻关方面，以解决现场实际问题、培养专家为指导思想，通过现存技术难点和专业课题确定科技项目，实行挂牌招标制攻关研究。通过技术创新、技术应用和科技成果转化等手段，组织实施重大技术改造和攻关项目。科技课题来源如图3所示。对科技课题进行分类，个性问题派专人承担，共性或疑难问题进行网上挂牌招标，由员工自主选取课题摘牌，并提供攻关方案，保证选出的课题有代表性、有研究价值，为整个科技活动指明了方向。项目进行中，按节点进度进行检查，项目完成后，项目负责人需提供试验数据、总结报告等材料，归口管理部门和公司专家管理委员会对攻关成果进行审核、确定评定结果，攻关后对形成的论文和成果进行评比、奖励。2013年“科技项目管理平台”在托电公司正式上线，实现了网上便捷的流程化管理。通过落实责任制，建立“课题—责任人—闭环—奖励”系统化的科技管理模式。引入科技项目“后评价”［3］方式对科技项目的效果进行评估，在科技项目完成及应用一段时间后，对科技项目产生的科技成果、应用情况及经济效益等方面的指标进行综合评估。根据“后评价”情况，如果科技项目成果应用情况良好，则在公司范围内进行全面推广，如果应用情况不理想、不如预期或是应用一段时间后技术需要升级，则反馈为新科技需求转换为“攻关课题”，进入新一年的科技工作计划中加以攻关。这样，科技项目管理进入了“滚动”规划状态，使科技项目有了不断论证、开题、立项的良性循环，可以确保每项科技项目“物尽其用”。建立和完善科技管理制度，实行有效的激励政策，使科技经费向解决生产难题倾斜。2011年至今，托电公司科技项目直接资金投入达943万元。经过3年的积累和沉淀，2014年托电公司计划投入726万元共计开展13项科技项目。

2．4充分利用高校、科研院所等资源

(1)将高校及科研院所尖端技术与生产实际结合。2013年托电公司与高校进行产、学、研结合，完成《汽轮机转子寿命损耗在线监测系统》，对托电公司机组汽轮器转子不同工况下寿命损耗状况有了准确把握，应用该成果将提高汽轮机转子寿命监测准确性，进而提高整个汽轮机管理水平。(2)与地方科委、科协、行业协会交流与沟通，学习先进的科技管理经验和理念，提高托电公司科技创新管理能力。(3)开展学术交流活动。聘请行业内知名专家教授，讲解行业发展动态，学习发现问题、分析问题和解决问题的方法和思路。

2．5科技成果转化

将科技成果运用于实际生产，解决现场实际问题，才能使科技管理进入良性循环。托电公司将科技成果作为提高科技管理水平，成功转化、复制推广、助推托电公司的安全生产作为检验科技创新工作的标准。托电公司对多项成果进行转化，应用于全厂10台600MW机组，先后进行了“自动调节与控制系统优化(URO)”“汞在线监测装置”等多个项目的攻关。URO项目运用Ovation控制系统的预测控制和过程模型改进机组负荷响应速率，协调锅炉和汽轮机动态特性，提高负荷响应速度，同时兼顾机组稳定性，单台机组创造了月均47万元(600MW机组)的经济效益。“汞在线监测装置”更作为国家环保部在托电公司的试点项目，落实了《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于加强重金属污染防治工作指导意见的通知》和《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》要求，为针对汞问题具有法律约束力的国际公约谈判提供了可靠数据。通过“脱硫、脱硝、除尘改造”等一系列环保类成果的转化，几年来二氧化硫、烟尘、氮氧化物排放浓度大大降低，仅氮氧化物就由改造前的600mg/m3降低至240mg/m3。2013年，托电公司专利技术《汽机高调门十字头止动板》经验证可以极大提高机组高调门可靠性、安全性，目前该技术不仅在兄弟单位中推广转化，并在东方汽轮机厂同型高调门生产中成功应用。