緒論：寫作既是個人情感的抒發，也是對學術真理的探索，歡迎閱讀由發表云整理的11篇脫硝技術論文范文，希望它們能為您的寫作提供參考和啟發。

篇（1）

中圖分類號：F407.61 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2015）18-0359-01

1 研究的背景

近年來，中國大部分區域污染態勢越發嚴重，霧霾、酸雨現象常有發生，嚴重影響廣大人民群眾的日常生產生活。氮氧化物是誘發這一環境污染現象的罪魁禍首之一。2012年1月國家能源系統實施了《火電廠大氣污染物排放標準》，明確規定，火電企業氮氧化物的排放濃度不準超過100mg/Nm3。

2 項目概述

丹東金山熱電廠（2×300MW）新建工程是由中國華電集團沈陽金山能源有限公司依照《丹東市中心城區熱電發展總體規劃（2005―2020年）》在丹東市投資建設的大型熱電聯產項目。電廠一期建設2臺300MW亞臨界汽輪發電機組，規劃容量4臺300MW，并同步建設脫硝設施。

3 脫硝工藝設計原則

（1）采用當前技術成熟方法，符合國家環保排放標準。

（2）脫硝設計效率應大于80%。

（3）不設計煙氣旁路。

（4）在鍋爐省煤器與空預器中部布置反應器。

（5）吸收劑選擇液氨。

（6）脫硝設備年利用小時按不小于6500小時考慮，投運時間按不小于7800小時考慮。

（7）脫硝裝置可用率不小于98%。

（8）裝置服務壽命為30年，大修期為6年[1]。

4 脫硝工藝的選型

目前全球電力生產脫硝技術主要分為兩大類：即選擇性催化還原（selective catalytic reduction，SCR）煙氣脫硝技術、選擇性非催化還原（selective non-catalytic reduction，SNCR）煙氣脫硝技術[2]。

4.1 SNCR煙氣脫硝

SNCR技術原理是在爐膛內布置機械式霧化噴槍，將例如氨氣、氨水、尿素等溶液作為氨基還原劑，霧化后形成小液滴直噴進爐膛，熱解后，還原劑生成氣態NH3，在鍋爐的對流換熱區域，溫度控制在950～1050℃，沒有任何催化劑的條件下，NH3與NOX進行化學物理聯合環境下的選擇性非催化還原反應，將NOX還原成氮氣和水。被壓力環境下噴入爐膛的氣態NH3，溫度超過1050℃時，NH3被氧化成NOX，起主導作用的是氧化反應；當溫度低于1050℃時，NH3與NOX的主要反應是還原反應，但反應速率相對較低，即氧化與還原反應跨界產生[3]。

在歐美地區SNCR技術相對來說廣泛應用。較為先進的低氮燃燒技術被移植到這些鍋爐中，爐膛出口NOX濃度約為280～450mg/Nm3，應用SNCR系統后，基本可達到180～265 mg/Nm3的氮氧化物的控制水平，基本滿足投產時的控制要求，但不滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2011）的NOX排放規定[4]。

4.2 混合型煙氣脫硝（SNCR/SCR）

混合型SNCR/SCR技術是利用煙道型SCR將上游來的NH3與NOX反應完全，將SNCR與尾部SCR結合，SNCR承擔脫硝和提供NH3的雙重功能，提高脫硝效率，彌補SNCR系統效率偏低的弊端。具有以下特點：

1）場地空間適應性強，脫硝效率高，可達75%，當入口NOX濃度為400mg/Nm3，出口基本可控制在100mg/Nm3左右，完全符合NOX排放規定的要求。

2）根據催化劑的形式、用量及煙道布置不同，煙道阻力增加100～500Pa左右。

3）煙道型SCR不需要另外設噴氨裝置，系統相對簡約。

4）新型設計理念的煙道型SCR，采取垂直布置方式，與初期設計的SCR在水平煙道布置反應器相比，流速大大降低，減小了催化劑的磨損，延長了設備的使用壽命。

SNCR/SCR混合型脫硝技術具有全面兼顧、博取眾長的技術特點，可作為脫硝技術選型的一個參考方向，符合特定環境，特殊考慮的應用范疇。新技術的革新與應用，使技術人員認識到，追求生產高效率同時，也要考慮經濟性的重要因素。

4.3 SCR煙氣脫硝

SCR技術是在煙道上加裝一套反應裝置，在省煤器下游區域按煙氣含有NOX劑量噴射相適應劑量的氨氣，反應環境溫度為310～420℃之間，在催化劑作用下，煙氣中NOX被還原，反應產物為無害的氮氣和水。考慮到鍋爐煙氣含量、飛灰屬性、空間區域布置等因素，SCR工藝可分為三種類型：高灰型、低灰型和尾部型。高灰型為目前常用設計選型，其設備布置范圍及反應區域工作環境相對惡劣，煙塵大，催化劑的活性會較快發生惰化，由于310～400℃的煙氣溫度較為適合反應進行，故綜合效率及經濟性最高。

SCR是電站鍋爐普遍采用的深度煙氣脫硝技術，國內當前已建成、在建、擬建脫硝裝置的新老機組約有400多臺，均采用高灰型工藝。SCR技術特點如下：

1）脫硝效率相對較高，一般情況下可達到95%，NOX排放濃度符合國家環保標準，可控制在50mg/Nm3以下。

2）需要在煙溫為310～420℃的空預器入口范圍增加設計反應器，催化劑安裝在反應器內，鍋爐煙道阻力相應增加800-1200Pa左右，引風機需改型提高壓頭。

3）存在諸如產生反應副產品-硫酸氫氨，附著在空預器換熱面上，可能導致空預器的堵塞，逃逸氨與SO3反應。通過精密自動控制化學理論量的加氨，可有效防止氨泄漏量，使生產副產品減少生成。

4）大量的還原劑-液氨是重大的危險源，尤其是超過40噸的儲量，需要考慮氨區周邊環境的安全防護距離，至少需要約3000m2的空閑環境。

5）通常催化劑每3-4年需檢查更換一次，催化劑易磨損、堵塞、活性成分降低。

SCR煙氣脫硝是成熟、可靠的技術，在國內外電站鍋爐上得到了廣泛的應用。當脫硝效率為95%時，NOX排放濃度可控制到50mg/Nm3以下，滿足環保排放的要求。

5 結論

對上述三種脫硝工藝分析結果可知，SNCR工藝不滿足NOX排放低于100mg/Nm3的要求，本項目不能采用此方案。

混合型SNCR/SCR工藝滿足NOX排放低于100mg/Nm3的規定要求，但現階段應用業績及經驗較少，且需要對鍋爐本體進行改造，逃逸氨對省煤器等加熱設備的腐蝕還有待進一步研究，暫不推薦此方案。

SCR工藝技術成熟，脫硝效率高，擴展余地大，適應本項目的綜合技術要求。

丹東金山項目采用SCR煙氣脫硝原理工藝，在鍋爐尾部煙道省煤器出口，空氣預熱器入口區間段布置反應器，即高塵布置。每臺機組設一套脫硝裝置，每套脫硝裝置設計兩個SCR反應器。

自2012年9月15日，機組投產以來，鍋爐脫硝系統未發生運行重大事故，脫硝總效率達到82%，高于設計指標參數，氨逃逸率小于3%。經大修期間停爐檢查，催化劑模塊外形齊備良好，本體未發現有破損、脫落，風孔無堵塞現象，系統內未形成嚴重積灰，脫硝系統符合鍋爐尾部煙道配套設計，工藝選型及流動特性均符合現場生產要求，值得推廣應用。

參考文獻

篇（2）

【關鍵詞】燃煤電廠；脫硝；還原劑；選擇原則；用量計算

【Keywords】 coal fired power plant； denitration； reducing agent； selection principle； calculation of dosage

【中圖分類號】X773 【文獻標志碼】A 【文章編號】1673-1069（2017）03-0178-02

1 引言

燃煤電廠的環境保護問題一直受到社會各界的廣泛關注，在實際運行過程中，不僅要保證優化的選擇還原劑，也要集中對還原劑的運行結構進行計算，以保證整體行為符合《火電廠大氣污染物排放標準》以及《重點區域大氣污染防治“十二五”規劃》等條例，真正實現綠色發展路徑。

2 燃煤電廠脫硝還原劑選擇分析

脫硝還原劑的選擇是影響SCR脫硝效率的主要元素之一。還原劑的選擇應該具有以下特點：成本低廉、效率高、存儲穩定、安全可靠、占地面積小等 [1]。目前，煙氣脫硝還原劑主要包括液氨、尿素以及氨水。

2.1 液氨

氨是一N常用化工原料，應用范圍廣。無色、強堿性、極易揮發的氣體、有刺激性惡臭氣味。液氨遇明火或高熱能物質接觸引起爆炸；與氟、氯等接觸會發生劇烈的化學反應。

液氨法SCR工藝系統主要包括液氨接卸儲存系統、液氨蒸發供給系統、氨氣稀釋反應系統、催化劑聲波及蒸汽吹灰系統、配電及自動控制系統等部分[2]。以液氨為脫硝還原劑，有技術可靠、系統穩定、能耗與投資相對低等特點，目前在國內外廣泛應用。

2.2 尿素

理化性質 尿素外觀是白色晶體或粉末。通常用作植物的氮肥。呈弱堿性。

尿素作為脫硝還原劑吸收NOX，在實際應用中，尿素轉化為氨的方法有2種：熱熔法和水解法。

熱熔法：將尿素在尿素溶解器中溶解為70%的溶液，在一定條件下，尿素分解成異氰酸和氨氣，異氰酸和水分解為氨氣和二氧化碳。

水解法：將尿素溶液加熱到120℃左右，在130～180℃、1.7～2.0MPa的反應條件下，先生成氨基甲酸銨，隨后氨基甲酸銨分解，生成氨氣和二氧化碳。

2.3 氨水

理化特性：指氨氣的水溶液，有強烈刺鼻氣味，化學性質為弱堿性。煙氣脫硝通常使用濃度為20%～30%的氨水。氨水強腐蝕性，接觸后對人體有危害。當空氣中氨氣在15%～28%爆炸臨界范圍內，會有爆炸的可能性。

使用氨水作為還原劑不足之處：需要配備氨氣分離裝置，將氨蒸汽和水分離出來。因此，單位體積氨氣所需原料最多，儲存和運輸成本最高。

在對以上三種還原劑選用方案進行分析的過程中，管理人員要綜合考量實際項目，建立最優化的還原劑設置方案，液氨應用較廣泛，綜合性能最優的選擇。

3 燃煤電廠脫硝還原劑用量計算分析

在對燃煤電廠脫硝還原劑用量計算的過程中，管理人員要建立最優化的計算模式，以保證還原劑結構和用量的完整。在煙氣中會存在大量的NOx成分，其中一氧化氮的含量約為95%，而二氧化氮的含量只占總體積的5%左右，那么，在實際計算過程中，管理人員要集中處理NOx排放的基礎條件以及邊界條件，優化處理其質量濃度，保證按照相應的公式進行集中分析，其中，以此判斷煙氣中NO的實際含量，而利用判斷煙氣中NO2的實際含量，C代表的氣體的實際濃度。

3.1 SCR還原劑計算策略分析

SCR工藝技術利用其基礎還原方程式能進行集中的計算和處理，假設環境中需要計算的是兩個公式，一氧化氮1mol和氨氣1mol反應，二氧化氮1mol和氨氣2mol反應，通過公式可以得出其中Qy是反應器進口的實際煙氣流量，在集中處理相應計算公式后，能得出商業用比例約為18%～30%。

3.2 SNCR還原劑計算策略分析

SNCR工藝是稱為選擇性非催化還原技術，整體技術不需要催化劑，只需要將NOx還原脫除生成氨氣即可。在技術進行過程中，主要是接收和存儲還原劑、在鍋爐內有效注入稀釋后的還原劑，然后對還原劑進行計算輸出和混合稀釋，最后保證還原劑和煙氣進行集中混合，從而集中進行脫硝反應。主要的計算方式是利用相應的反應式，主要物質是尿素，其中影響要素主要是一氧化氮的脫硝效率以及煙氣中實際的NOx還原反應溫度以及停留時間，保證爐內氨氣和煙氣混合程度能有效促進整體化學反應進程，并且保證基本的氨逃逸率，在實際反應過程中，脫硝率和的增長呈現的指數關系，且整體系數很少高于2。一般情況下，取值約為0.8，此時的脫硝效率約為25%，當取值為1.25時，脫硝效率約為30%～35%，而當取值為2時，整體結構的實際脫硝效率會接近50%。

3.3 SNCR/SCR組合還原劑計算策略分析

在運行選擇性非催化還原技術/選擇性催化還原技術并行技術的過程中，研究人員一般也主要利用尿素，計量公式是對尿素的耗量進行集中的計算。通過實際技術的運算比較，運行選擇性非催化還原技術/選擇性催化還原技術并行機制能有效提升脫硝效率，保證尿素噴入量的增大，并且整體氨逃逸率也明顯增大，僅剩余一小部分氨進入大氣，并且選擇性非催化還原技術/選擇性催化還原技術的融合措施能確保氨逃逸率控制在3～5區間內。

4 結語

綜上所述，在實際項目處理過程中，研究人員要針對具體參數進行集中的計算，并且保證整體項目運行機制踐行科學發展觀，從根本上推動燃煤電廠環保產業的可持續發展。

篇（3）

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.02.050

1 引言

河北衡豐發電有限責任公司#1-4機組于2013年進行了低氮燃燒器+SCR技術脫硝項目改造，2015年對鍋爐原配套SCR脫硝裝置除保留原有兩層催化劑的基礎上，又增加了第三層催化劑。脫硝工藝采用選擇性催化還原法，從鍋爐省煤器來的煙氣，經SCR中的多層催化劑將煙氣中的部分NOx催化還原為N2和H2O。

2 SCR脫硝控制系統概述

2.1 氨區氨氣出口壓力控制

氨系統投入運行后，通過蒸發器氨液入口調節閥控制氨氣出口壓力，為單回路控制。考慮實際變負荷時氨氣流量變化較大，為了維持壓力穩定，在控制回路中加入了主蒸汽流量指令信號的前饋作用，以實現優先調節壓力，完善其后的氨流量控制。

2.2 氨氣流量和出口NOx濃度控制

SCR煙氣脫硝控制系統利用NH3/NOx摩爾比提供所需要的氨氣流量，使用煙氣進口NOx濃度和煙氣流量（用主蒸汽流量信號計算）的乘積得到。基本的NOx含量，再乘以NH3/NOx摩爾比便可得到氨氣理論量，出口NOx濃度控制對NH3/NOx摩爾比加以修正（對氨氣需求量的修正）并參與控制，最終得到氨氣流量的目標設定值。SCR控制系統根據計算得出的氨氣需求量信號通過控制氨氣閥開度，實現脫硝自動控制。

3 SCR系統運行中存在的問題

脫硝噴氨自動調節系統自投產以來時常出現跟蹤慢、過調的現象，造成NOx超標、氨逃逸升高等問題，影響了機組的可靠性以及經濟性。

3.1 噴氨自動調節效果差

因噴氨自動調節的噴氨理論值計算根據反應器入口的工況，存在一定的不及時性、調門特性存在一定的死區、SCR脫硝反應過程所需一定的時間等原因造成的延時滯后。在實際應用中采用這種控制策略容易造成超調過調、系統震蕩，造成環保數據超標或氨逃逸過量。

3.2 鍋爐SCR出口NOx與脫硫進口NOx存在偏差 。

脫硝裝置在設計階段雖然安裝了導流板，進行煙氣流場優化，但由于調試階段對噴氨格柵調整不均勻。在鍋爐實際運行中脫硫進口NOx值與SCR出口NOx值存在偏差。出口濃度分布均勻性差，除了煙氣流場不穩定外，噴氨的不均勻性是主要原因。

4 SCR系統噴氨自調效果差原因

4.1 SCR噴氨量控制系統屬于大遲延系統

在保證探頭、氣纜、分析儀表等測量環節均運行正常情況下，對于A、B側出入口NOx，在就地探頭處將至CEMS小間的取樣氣纜管拔掉，對于A、B側的出口NOx，純遲延時間約180秒左右；對于A、B側的入口NOx，純遲延時間約190秒左右。

4.2 SCR噴氨量控制系統具有非線性

由于受脫硝反應器催化劑特性的復雜影響，即使在鍋爐負荷已確定的條件下，出口NOx濃度也會有較大波動。噴氨量控制系統屬于非線性的控制系統。

4.3 SCR入口NOx波動大

對于投入ADS機組而言，當鍋爐負荷增加時，由于燃料量與風量變化不協調，由過量空氣系數減小抑制了燃料型NOx生成。但是，隨著鍋爐燃煤量的增加，爐膛溫度升高增加了熱力型入口NOx的生成。因此，入口NOx濃度變化與機組負荷變化密切相關，且負荷變化越快，入口NOx濃度變化也越劇烈。

4.4 啟停制粉系統對入口NOx影響

在啟動制粉系統時會造成反應區入口煙氣溫度偏高，溫度升高使得NH3和O2的反應加劇，會導致煙氣中NOx增加；低負荷或停運一套風機時會造成入口煙氣溫度偏低，所以啟停制粉系統會對入口NOx濃度造成一定波動。

4.5 CEMS儀表標定影響

CEMS儀表標定時間長達10分鐘，標定期間SCR入口NOx參數每分鐘波動200-300 mg/m3 。

5 SCR系統自調控制改進

將參與控制的控制量如出口氮氧化物設定值、噴氨量、調門開度反饋、脫硝進出口氮氧化物濃度、機組負荷、總風量等實時運行參數通過DCS系統對噴氨調閥進行控制。單從供氨調閥的自動回路優化效果不佳。考慮從協調控制入手，降低脫硝反應器入口NOx含量的突變。為減少AGC方式下，小負荷段工況下燃料量頻繁加減造成入口NOx的波動，負荷變動在20MW以內協調控制回路中取消負荷變化前饋參數。

5.1 煙氣流量修正

目前用單側引風機電流與左、右兩側引風機電流和之比與主蒸汽流量生成的函數得出，此函數由不同負荷時氨氣流量、出口和入口NOx計算得出。

5.2 出口、入口NOx標定情況處理

現場最初設計出口、入口NOx自動標定間隔為2個小時，將出口、入口NOx吹掃間隔修改為4小時。由于每次吹掃時數據保持10分鐘不變，須采取合適的策略來保證吹掃時出口NOx控制的及時性，在出口NOx標定吹掃時主調輸出跟蹤脫硫側NOx調節。在入口NOx標定吹掃時采用對側數值調節。之前我們已將SCR出口NOx與脫硫靜煙NOx標定和SCR入口左、右兩側NOx標定時間錯開。

5.3 噴氨流量的準確性

（1）在實際氨流量頻繁堵塞無法測量時，使用氨調門開度和氨母管壓力建立模擬噴氨流量控制邏輯。（2）為盡量減少流量計的堵塞可能性，在流量計前加濾網，并定期清理；（3）增加調門及流量計旁路，定期校驗流量計；（4）冬季時氨氣管路增加一段至鍋爐外部煙道加熱，其中氨氣管道安裝旁路閥門，保證氨氣出口溫度可調，對后部閥門、流量計運行無影響。

5.4 主回路被調量的修正

判斷出口NOx實測值與出口NOx設定值的偏差的變化方向及變化速度，當偏差較大超過某一值且偏差變化速度較快時，主調變積分時間和比例系數運行。

5.5 影響入口NOx前饋信號

為了達到更好的控制效果，需要選取前饋量提前反應入口NOx濃度的變化。所以，入口NOx濃度的預測值整定至關重要。

（1）啟停制粉系統時對入口NOx影響值的預測。在啟停制粉系統時，入口NOx波動較大。選取四臺排粉機的運行信號，把排粉機電流變化轉化為氨流量理論值提前增加或減少一定的數值來預測入口NOx的變化。

（1）氧量前饋對入口NOx值的預測。當判斷氧量變化率較大時，提前噴氨或者減氨。由于氧量的超前（近2分鐘時間），可以提前克服入口NOx大副度變化時引起的出口NOx超標。

6 應用效果

從上圖可知，當機組負荷從210MW（16：30）升至251MW（16：36）時，入口NOx從741mg/m3升至892 mg/m3，出口NOx一直在設定值96 mg/m3附近波動，最高至145 mg/m3，可見在機組升負荷工況下出口NOx控制穩定。

7 結束語

SCR脫硝噴氨系統控制策略充分考慮機組負荷變化、磨啟停、儀表標定等外部影響因素。實際運行參數說明，在系統儀表校驗標定、快速變負荷、啟停制粉系統等工況下，出口NOx濃度均可得到很好的控制。降低了運行人員的勞動強度，解決了噴氨自動常規PID控制超調量大、系統震蕩的難題。也解決了脫硝系統過量噴氨的問題，每天可節約液氨1噸左右，同時減輕了空預器堵塞情況。

參考文獻：

篇（4）

【關鍵詞】燃煤工業鍋爐；脫硝改造；臭氧氧化；脫硫脫硝

【Keywords】coal fired industrial boiler； denitration modification； ozone oxidation； desulfurization and denitrification

【中圖分類號】TK229.6 【文獻標志碼】A 【文章編號】1673-1069（2017）06-0150-02

1 引言

在我國，燃煤工業鍋爐廣泛運用于各種工業生產之中，其數量較多，分布較廣。每年我國的燃煤工業鍋爐消耗標煤約四億噸，約占全國煤炭消耗總量的四分之一左右，產生了大量的煙塵、二氧化硫及氮氧化物。隨著環境保護重視程度的不斷提高，燃煤工業鍋爐的尾氣污染治理問題已經成為了環保問題治理的重要內容。目前大部分的燃煤工業鍋爐已經配備了除塵脫硫設備，但未安裝相應的脫硝裝置，需要進行脫硝改造。如何在保證脫硝效果的基礎上，降低投資和設備運行的成本，是目前必須予以充分考慮的問題。

2 燃煤工業鍋爐脫硝技術的選擇

我國燃煤工業鍋爐在運行過程中受生產供氣需求的影響，負荷變化較大，產生的氮氧化物濃度波動較大，并且燃煤工業鍋爐的爐膛工況較為復雜。大部分燃煤工業鍋爐的現有場地在設計時未考慮脫硝改造的需求，也給脫硝改造帶來了巨大難度。火電廠電站鍋爐上應用較多的SCR及SNCR脫硝技術，適合運行平穩的大型鍋爐脫硝處理，不適合直接應用在燃煤工業鍋爐的尾氣脫硝處理上。采用氧化吸收法結合濕法脫硫脫硝技術，不僅能夠解決鍋爐負荷變化較大帶來的煙氣處理難度，還具有同一設備實現高效率的脫硫脫硝的優勢，值得進行探討研究。

氧化吸收法，即利用強氧化劑將煙氣中的氮氧化物氧化成NO2及N2O5等高價態氮氧化物后，再利用吸收液將氮氧化物及二氧化硫同時去除。

目前常用的脫硝氧化劑有亞氯酸鈉、過氧化氫和臭氧等。[1]

亞氯酸鈉氧化法是通過亞氯酸鈉作為氧化劑，將尾氣中的NO氧化為硝酸，SO2氧化為硫酸，達到脫硫脫硝的目的。但H.K.Lee等通過研究發現，僅當尾氣中的SOX被亞氯酸鈉完全去除后，NOX才會被除去。[2]由此可見尾氣中的SOX會影響脫硝反應，導致脫硝效率不高。而且亞氯酸鈉價格較高，反應產物復雜，容易導致二次污染，對設備腐蝕性較大。

過氧化氫氧化法是利用過氧化氫直接將NO氧化成可溶性的NO2，再通過洗滌方式與SO2一同被去除。但過氧化氫是一種弱酸，在酸性環境下較穩定，影響了NO的氧化反應。同時，過氧化氫在高溫下分解加速，導致氧化劑利用率低，影響了脫硝效率。

臭氧氧化法的原理是利用臭氧自身的強氧化性，很容易地將氣體NO氧化為溶解度較高的高價態氮氧化物，比如NO2、NO3、N2O5等，然后通入吸收塔內，將SO2和氧化生成的NOX一并吸收去除，達到同時脫硫脫硝的目的。臭氧脫硝的氧化化過程非常迅速，無危害環境的副產物生成，殘留的臭氧很容易分解為環境友好的O2。

3 臭氧氧化脫硝的機理

臭氧氧化脫硝技術的關鍵因素就是NO的氧化過程。NO的氧化是逐步完成的，煙氣中的NO必須先氧化生成NO2后，如果O3過量才會生成NO3和少量的N2O5。反應機制如下：

O3+NO=NO2+O2（1）

O3+NO2=O2+NO3（2）

NO2+NO3=N2O5（3）

通^實驗發現，O3與NO之間發生的氧化速度要高于O3與SO2的氧化反應速度。因此，SO2不會對O3與NO之間所產的氧化過程產生影響。

4 燃煤工業鍋爐脫硝改造工藝流程

目前大部分現有燃煤工業鍋爐已經配備了多管除塵器、布袋除塵器或水膜除塵器，并配備了脫硫吸收塔。因此必須盡量利用現有的除塵脫硫裝置的基礎上增加脫硝裝置，并利用原有的吸收塔同時進行脫硫與脫硝。改造后的工藝流程是：經過除塵后的煙氣通過引風機后、在進入吸收塔之前，將會與臭氧在臭氧反應器內進行充分的氧化反應，從而將NO氧化為高價態氮氧化合物后，再輸送至吸收塔內進行反應，從而達到脫除煙氣中SO2和NOX的目的，最后經過除霧器脫水后，煙氣輸送至煙囪排放。在整個煙氣脫硫脫硝的過程中，所產生的硝酸鹽和硫酸鹽將會進入循環池。

5 臭氧氧化同時脫硫脫硝的主要影響因素

影響O3氧化同時脫硫脫硝的主要因素有O3/NO摩爾比、反應溫度、吸收液等。

5.1 O3/NO摩爾比

從實驗研究的結果進行分析發現，當O3/NO摩爾比≤1時，NOx的脫除效率相對較低，約為50%左右。因此，在實際的脫硝過程中，通常選擇O3/NO摩爾比>1，因為NO氧化度過低將會對NOx的脫除工作產生不利的影響，反之如果臭氧對NO氧化度較高，則NOx的脫除效率可達90%以上。[4] 實際運行時，可以通過調節臭氧的產生量來達到預期的脫硝效率。

5.2 反應溫度

除塵器后部、吸收塔前端的煙氣溫度一般在100～150℃左右，該溫度為臭氧脫硝的合適溫度。此時臭氧的分解率較低、實際的生存時間將會大于NOx的動力學反應時間，有利于氧化反應順利進行。

5.3 吸收液及吸收塔

目前燃煤工業鍋爐的濕法脫硫常用石灰/石灰石―石膏法、雙堿法等。這些脫硫工藝的洗滌吸收液在脫硫的同時也能吸收NOx。但是，因為煙氣中的NOx增加了吸收塔的負荷，原有的吸收塔必須進行技改，增加噴淋層層數或者增加吸收液的循環水量，才能保證脫硝和脫硫正常運行。

6 臭氧硝的優勢

①脫硝效率較高，脫硝效率可達90%以上；

②臭氧脫硝采用在吸收塔之前的煙道內安裝O3噴射格柵，對鍋爐設備產生的影響較小；

③脫硫脫硝在吸收塔內同時進行，節省了設備的占地面積，適合現有鍋爐的脫硝改造；

④可以根據鍋爐的工況變化，通過調節臭氧用量，從而將脫硝效率控制在經濟可行的范圍內。

7 結語

臭氧氧化結合濕法吸收同時脫硫脫硝技術，有效地解決了燃煤工業鍋爐煙氣脫硝改造存在的問題，在保留傳統濕法脫硫工藝的基礎上促進了脫硫脫硝效率的穩步提高，降低了投資運行的成本。因此，這一技術的推廣和應用對于促進我國現階段的工業鍋爐煙氣脫硫脫硝效率的提高，具有積極的促進作用。

【參考文獻】

【1】柏源，李忠華，薛建明，等.煙氣同時脫硫脫硝體化技術研究[J].電力科技與環保，2010（03）：56.

篇（5）

【關鍵詞】火電廠；煙氣脫硫、脫硝系統；生物處理技術

【Keywords】 thermal power plant； flue gas desulfurization and denitrification system； biological treatment technology

【中圖分類號】X78 【文獻標志碼】A 【文章編號】1673-1069（2017）06-0183-02

1 引言

目前，社會經濟的不斷發展，人們對電力的需求逐漸增加。以煤炭為燃料的火電廠在進行發電的同時，還會排放出大量的SOX、NOX和顆粒物等污染物，嚴重污染了環境，影響著人們的生活質量。近年來，隨著環保要求日益嚴苛，國內大部分電廠完成了脫硫、脫硝裝置的改造，為減少火電廠煙氣污染物排放做出了貢獻。

通常情況下，火電廠煙氣脫硫、脫硝尾液（簡稱廢水）經過物理方法、化學方法去除廢水中的固體懸浮物、重金屬和部分有害物質后綜合利用或排放至全廠廢水處理系統；現有的尾液處理工藝過程，并不能處理掉全部的氮氧化合物和其他酸根離子。這部分廢液不經過進一步處理進入水體，就會造成水體污染，從而產生新的環境問題。因此，開展火電廠煙氣脫硫、脫硝廢水的新的處理技術提上日程。

2 火電廠煙氣脫硫脫硝廢水處理工藝分析

2.1 廢水的物理、化學處理工藝

在對火電廠廢水進行物理處理時，主要采用的是過濾、混凝沉淀以及調節pH值等物理和化學相結合的方法完成廢水處理過程的[1]。具體的工藝流程包括以下幾點：①在廢水處理站中建立一座廢水調節池，盡量保證水力停留12小時以上，這樣能夠對廢水水質和水量進行更好地調節。②脫硫系統或脫硝系統廢水pH值一般偏酸性，要在廢水沉淀池前面設置調節pH值的裝置，pH值調節添加物質一般為生石灰或Ca（OH）2等堿性物質，可以調節廢水pH值的同時去除廢水中的重金屬離子。③廢水中含有大量的懸浮物、固含量和細微粉塵，在進行廢水沉淀前要添加混凝劑，才能夠保證沉淀的效果。④廢水懸浮物沉淀和去除工藝對整個廢水處理效果和廢水后續處理工藝比較重要，根據目前運行經驗，有澄清濃縮器+壓濾機工藝和豎流式沉淀池+石英砂濾料2種處理工藝，前者一般用于只需進行物理化學處理的廢水處理工，后者一般用于還有后續精處理工藝的流程。具體采取何種工藝需依據項目具體情況和廢水水質條件確定。

經過上述物理和化學處理過程，能夠基本上去除廢水中懸浮物和大部分的重金屬離子，但是對于廢水中的酸根離子和氨氮沒有去除作用。

2.2 廢水生物處理工藝

為了更進一步去除廢水中的有害物質和氨氮，可采用生物處理技術處理火電廠脫硫、脫硝的廢水。

在火電廠煙氣脫硫脫硝廢水處理過程中，脫硫脫硝廢水的進水溫度以及初始氨氮的濃度都比較高，但是脫硫脫硝廢水內的有機物濃度卻相對較低。這種廢水環境十分有利于厭氧氨氧化自養菌的生長。因此，一般采用厭氧氧化工藝對火電廠煙氣脫硫脫硝廢水進行處理。

但是在實際操作過程中，采用厭氧+好氧相結合的生物處理方法比單純使用厭氧氧化工藝效果更好，各部分主要配置如下：

①厭氧池工藝，主要采用的是封閉鋼制圓形反應器，同時在池頂設置了硫化氫收集裝置，這個裝置可以盡可能地收集硫化氫氣體。

②兼氧池工藝。兼氧池工藝主要采用的是封閉鋼制圓形反應器，同時在池頂設置一個攪拌器。

③好氧池工藝。好氧池工藝主要采用的也是封閉鋼制圓形反應器，但是在池底設置了微孔曝氣器，主要借助鼓風機完成供氣需求。

通過物理化學處理工藝和生物處理工藝后，廢水排放水質可達標排放。

3 工程案例分析

某火電廠的裝機容量是1臺350MW燃煤發電機組，采用石灰石-石膏法煙氣脫硫工藝，脫硝工藝為選擇性催化還原（SCR）工藝；該發電廠煙氣脫硫、脫硝裝置產生的尾液（廢水）設計值是240m3/d；經過測量，該發電廠煙氣脫硫、脫硝裝置產生的廢水水質指標如表1所示。

由上表可看出，該廢水為酸性環境，廢水中含有固體物、懸浮物、酸根離子、COD超標及氨氮超標；為了使得該電廠廢水滿足達標排放要求，擬采用物理化學處理工藝+生物處理工藝完成廢水處理過程。先用物理、化學處理工藝提升pH值，去除固體物、懸浮物和部分酸根離子，使得廢水水質滿足生物處理工藝的相關要求，然后采用厭氧氧化+好氧相結合處理工藝，降低廢水中氨氮和化學耗氧量及部分酸根離子，該發電廠脫硫、脫硝廢水處理的具體流程如圖1所示。

現場實測數據表明，經過上述處理工藝后，廢水處理系統出口的水質指標分別是：pH值7.0左右，TSS的數值指標是100.0 mg?L-1，BOD5數值指標是50.0 mg?L-1，CODCr數值指標是100.0 mg?L-1，SO42- 數值指標是300.0 mg?L-1，T-N數值指標是125.0 mg?L-1，NH3-N數值指標是35 mg?L-1，基本滿足工業廢水排放標準要求。

4 結語

通過相關的實驗和工程實例表明，火電廠煙氣脫硫脫硝廢水采用物理化學處理工藝+生物處理技術可滿足工業廢水達標排放要求[2]，該組合工藝中最重要的部分就是厭氧工藝的使用，可以最大限度地處理掉廢水中氨氮和化學耗氧量，這對于水質的清潔有相對較好的作用。實際運行工程表明，當火電廠脫硫脫硝尾液中的硫酸根含量過多時，通過厭氧工藝的處理無法產生很好的效果，甚至還可能產生制約的影響。因此，對于火電廠煙氣脫硫脫硝尾液生物處理技術還要經過不斷地研究和探索，以期完善處理方式，使得處理后的水能夠達到相對比較干凈的狀態。

篇（6）

本文介紹了大唐國際臨汾熱電關于脫硝安裝、維護以及催化劑選用中所出現問題的解決方案，并在此基礎上重點分析基建過程中脫硝系統的建設方案。

關鍵詞：氮氧化物，SCR，基建安裝，系統，運行維護，常見問題

中圖分類號：TB857+.3 文獻標識碼：A 文章編號：

一 緒論

1.1選題背景和意義

為防止鍋爐內燃煤燃燒后產生過多的氮氧化物污染環境，應進行脫硝處理將氮氧化物還原為無污染產物。統計數據顯示，我國氮氧化物排放量最大的是火電行業，占到38%左右。據中國環保產業協會組織的《中國火電廠氮氧化物排放控制技術方案研究報告》的統計分析，2007年火電廠排放的氮氧化物總量已增至840萬噸，比2003年的597.3萬噸增加了近40.6％，約占全國氮氧化物排放量的35％～40％。據專家預測，隨著國民經濟發展、人口增長和城市化進程的加快，中國氮氧化物排放量將繼續增長。若無控制，氮氧化物排放量在2020年將達到3000萬噸，給我國大氣環境帶來巨大的威脅。

煙氣脫硝（SCR）已成為各大火電廠重要研究課題之一，但在脫硝運行及維護方面欠缺經驗，現在以大唐國際臨汾熱電有限責任公司脫硝系統作為研究基礎，對脫硝基建及維護做出研究。

1.2 國內外研究現狀

SCR工藝是目前大規模投入商業應用并能滿足最嚴厲的環保排放要求的脫硝工藝，NOx脫除率能夠達到90％以上[3]。具有無副產物、不形成二次污染, 裝置結構簡單, 運行可靠, 便于維護等優點，因而得到了廣泛應用。SCR脫硝系統最早在20世紀70年代晚期日本的工業鍋爐機組和電站機組中得到應用，在歐洲和美國，SCR脫硝系統也得到了十分廣泛的應用。我國SCR技術研究開始于上世紀90年代。早在1995年臺中電廠5～8號4x550MW機組就安裝了SCR脫硝裝置，大陸第一臺脫硝裝置是福建后石電廠的1～6號6x600MWSCR脫硝裝置，自1999年起陸續投運。典型的燃煤電廠SCR煙氣脫硝系統采用氨（NH3）作為還原介質，主要由供氨與噴氨系統、催化劑（反應塔）、煙氣管道與控制系統等組成[4]。在催化劑及氧氣存在的條件下，NOx與還原劑發生反應，被分解成無害的氮氣和水。其基本的反應方程式為：

可以作為還原劑的有NH3，CO，H2，還有甲烷、乙烯和丙烷等。目前以NH3作為還原劑對NOx的脫除效率是最高的[5]。

1.3 主要研究內容

本論文的主要內容是深入探討并分析電站脫硝系統的安裝及其維護。在研究本公司脫硝系統近2年的運行經驗基礎上，總結電站脫硝系統維護的特點及難點，側重分析電站脫硝系統常見的問題，以及預防和解決方案。

二 山西大唐國際臨汾熱電脫硝系統介紹

2.1SCR法煙氣脫硝的選型

2.1.1SCR法煙氣脫硝的技術要求

（1） 采用選擇性催化還原脫硝（SCR）工藝。

（2） SCR煙氣脫硝系統采用高灰段布置方式，即SCR反應器布置在鍋爐省煤器出口和空氣預熱器之間。

（3） 設置SCR反應器煙氣旁路。

（4） 脫硝裝置處理100%煙氣量，防止催化劑金屬中毒。

（5） SCR反應器采用蜂窩式催化劑。

（6）火災報警及消防控制系統納入全廠火災報警和消防控制系統。

（7） 反應器安裝飛灰吹掃裝置，采用聲波吹灰。

（8） SCR煙氣脫硝系統的還原劑采用液氨。全廠2臺鍋爐的脫硝系統共用一個還原劑儲存與供應系；液氨蒸發采用蒸汽加熱方式。

（9） 氨區公用系統的控制系統采用PLC控制系統，機組側煙氣脫硝裝置的控制系統接入各臺機組DCS。

（10） 煙氣脫硝系統的公用系統按全廠2臺鍋爐設計。

（11） 在脫硝反應器進、出口安裝實時監測裝置，具有就地和遠方監測顯示功能，監測的項目包括：NOx、O2、差壓等。

（12） 氨區帶電的所有設備均應防爆防腐蝕，以提高控制系統的可靠性。

（13） 在鍋爐正常負荷范圍內煙氣脫硝效率均不低于75%。

（14） NH3逃逸量應控制在3ppm以下，SO2向SO3的氧化率小于1%。

（15） 脫硝裝置可用率不小于98%，壽命為30年。

（16）脫硝裝置系統，包括進口煙道、出口煙道及反應器本體總阻力應小于900Pa。

SCR煙氣脫硝系統采用氨氣（NH3）作為還原介質，國外較多使用無水液氨。基本原理是把符合要求的氨氣噴入到煙道中，與原煙氣充分混合后進入反應塔，在催化劑的作用下，并在有氧氣存在的條件下，選擇性的與煙氣中的NOx（主要是NO、NO2）發生化學反應，生成無害的氮氣（N2）和水（H2O）。

2.1.2臨汾熱電脫硝系統選型條件

表1－2 煤質分析資料

灰成份分析表

鍋爐點火及助燃用油，采用0號輕柴油，油質的特性數據見下表1-3：

表1-3 油質的特性數據表

表1－4脫硝系統入口煙氣參數

表1-5鍋爐BMCR工況脫硝系統入口煙氣中污染物成分（標準狀態，干基，6％含氧量）

2.1.2.1臨汾熱電脫硝催化劑性能及要求

設計基本條件

每臺鍋爐配置2臺SCR反應器；

煙氣垂直向下通過催化塊層；

反應器安裝飛灰吹掃裝置，采用聲波吹灰。

在反應器第一層催化劑的上部條件是：

速度最大偏差：平均值的±10%

溫度最大偏差：平均值的±10℃

氨氮摩爾比的最大偏差：平均值的±5%

煙氣入射催化劑角度（與垂直方向的夾角）：±10°

催化劑的物理化學特性

選用釩鈦鎢催化劑，主要成分有二氧化鈦（TiO2）、五氧化二釩（V2O5）、三氧化鎢（WO3）等；

針對電廠鍋爐特點，催化劑設計應考慮采取防堵塞和防中毒的技術措施；

催化劑的型式：蜂窩式。

催化劑應整體成型；

催化劑節距一般應大于8.0mm；

催化劑壁厚一般應大于1.0mm。

催化劑的性能

催化劑能在鍋爐任何正常的負荷下運行；

催化劑能滿足煙氣溫度不高于400℃的情況下長期運行，同時能承受運行溫度450℃不少于5小時的考驗，而不產生任何損壞；

在達到要求的脫硝效率同時，能有效防止鍋爐飛灰在催化劑中發生粘污、堵塞及中毒現象發生。

催化劑化學壽命大于24000運行小時，機械壽命大于50000小時，并可再生利用。

根據設計條件優化設計催化劑，使其在任何工況條件下滿足脫硝效率達到75%以上，氨的逃逸率控制在3ppm以內，SO2氧化生成SO3的轉化率控制在1%以內。

對蜂窩式催化劑，催化劑的上端部采取耐磨措施。

催化劑設計應考慮燃料中含有的任何微量元素可能導致的催化劑中毒。并說明所采取防止催化劑中毒的有效措施。

在加裝新的催化劑之前，催化劑體積應滿足性能保證中關于脫硝效率和氨的逃逸率等的要求。預留加裝催化劑的空間（一層）。

催化劑模塊設計

催化劑應采用模塊化、標準化設計。催化劑各層模塊一般應規格統一、具有互換性以減少更換催化劑的時間。

催化劑模塊必須設計有效防止煙氣短路的密封系統，密封裝置的壽命不低于催化劑的壽命；

每層催化劑層都應安裝可拆卸的測試塊，每8個模塊至少應有1個測試塊，均勻布置。

2.1.2.2催化劑

三SCR脫硝系統維護

3.1SCR反應區易發缺陷1

缺陷內容：臨汾熱電于5月份停爐檢修，對脫硝反應區進行檢查時發現大面積支撐柱、反應區墻壁磨損。

缺陷描述：檢查中發現反應區A/B兩側主支撐柱迎風側磨損成菱形；斜拉輔助支撐靠近風道底部迎風面完全磨損，管子僅剩半根，完全喪失支撐作用。

墻壁磨損穿孔：

缺陷分析：鍋爐爐膛到脫硝島入口處橫截面積突然減小，呈類似喇叭口形狀。根據Q=SV，煙氣總量一定，當煙氣經過橫截面積較小部位時流速將增快。當煙氣流速在9-40m/s范圍內時，磨損與煙氣流速的3.3-4次方成正比。因此脫硝反應區內磨損情況要比鍋爐內嚴重的多。我廠2號機組2012年7月停爐檢查時亦有此問題出現。

解決方案：脫硝反應區基建過程中或機組大小修時，將脫硝內支撐柱迎風面加不銹鋼防磨瓦（或寬角鐵）；脫硝內壁做防磨處理。大小修時進行檢查并做好記錄。

3.2SCR反應區易發缺陷2

缺陷內容：SCR反應區內導流板嚴重磨損

缺陷描述：SCR反應區內大量導流板磨損，特別是導流板中間部位，上下部已全部磨光。

缺陷分析：由脫硝反應區到導流板處橫截面積突然大量減小，約為原面積的1/3，煙氣流速進一步加快。

根據公式：E=Cημω3τ

E-管壁表面磨損量，g/m3

ω-灰粒速度，可近視等于煙氣速度，m/s

μ-煙氣流含塵粒濃度g/m3

η-灰粒撞擊在圓管表面的撞擊率

τ-煙氣流含塵粒濃度，作用的時間

C-引入比例系數，與灰粒的磨損性能、金屬材料抗磨性能、受熱面結果有關系

由以上分析可知，導流板處的煙氣磨損量為SCR反應區入口的27倍。

解決方案：基建期間將導流板迎風側及表面做防磨處理，適當調整導流板處橫截面積（設計允許范圍內）。大小修定期檢查，補損壞及掉落的防磨材料。

3.3SCR反應區易發缺陷3

缺陷內容：2號機組2012年5月-2012年7月期間，液氨平均消耗量突然開始增大，且呈逐漸增強趨勢。

缺陷描述：臨汾熱電2號機組7月份停爐檢修，在SCR反應區A/B側檢查中，發現部分噴氨管道磨損泄漏，噴嘴破裂，致使大量氨氣在未到達反映位置時壓力已經突然驟減。為達到煙氣脫硝標準，只能大量投入液氨。

缺陷分析：首先液氨具有較強腐蝕性，對管道內部的腐蝕十分嚴重。由于脫硝反應區在脫硫之前，有部分氨氣與煙氣中SOX反應，生成硫酸氫銨。硫酸氫銨易潮解。易溶于水，幾乎不溶于乙醇、丙酮和吡啶，其水溶液呈強酸性。當噴氨管道內較為濕潤時，對管道本身腐蝕性極大。

其次噴氨管道及噴嘴位于導流板正上方，此處煙氣流速極快，高速煙氣直接對噴氨管道及噴嘴進行沖刷，成為加速噴氨管道磨損的另一大元兇。

處理方案：

基建過程中加裝稀釋風除濕設施，盡可能減少混合氣體中的含水量；

保證液氨、氨氣純度；

基建或機組檢修時再噴氨管道迎風側加裝防磨護瓦，保護管道；

機組大小修時定期更換噴氨管道防磨瓦，并做好記錄。

3.4SCR反應區易發缺陷4

缺陷內容：脫硝反應區內催化劑局部損壞，并呈逐漸擴大趨勢。

缺陷描述：脫硝反應區分上下2層催化劑，部分催化劑頂端出現破損現象，經過一段時間運行，破損范圍明顯增大。

缺陷分析：雜物及大塊積灰掉落可導致催化劑頂端局部損壞，當催化劑頂部損壞時，部分催化劑碎塊堵塞原催化劑內部通道，對煙氣起到了阻擋作用。煙氣在阻擋區域附近形成渦流，對附近催化劑外壁產生吹損，長時間運行后破損區域必然逐漸增大。

解決方案：基建期間在催化劑頂端增加保護網。運行過程中經常對催化劑進行檢查，如發現損壞及時進行更換。若條件不允許更換，應立即對催化劑頂部用鋼板進行封堵，防止催化劑損壞進一步擴大。

參 考 文 獻

[1] 李群.電廠煙氣脫硝技術分析[J].華電技術.2008,30(9):74-76.

[2] 王方群,杜云貴，劉藝,王小敏.國內燃煤電廠煙氣脫硝發展現狀及建議[J].中國環保產業.2007:18-22.

[3] 李建中,曹志勇.燃煤電廠煙氣脫硝技術的研究[J].浙江電力.2008(6):9-12.

[4] 趙宗讓.電廠鍋爐SCR煙氣脫硝系統設計優化[J].中國電力.2005,38(11):69-74.

[5] 林建勇.選擇性催化還原脫硝工藝及控制系統[J].應用技術.2007(9):73-74.

[6] 潘維加,鄧沙.選擇性催化還原煙氣脫硝控制系統的分析[J].湖南電力.2009,29(6):20-22.

[7] 李宏.寧海電廠煙氣脫硝控制技術介紹[J].電力環境保護.2008,24(4):39-41.

[8] 馬忠云,陳慧雁,劉振強,李向陽.煙氣SCR法脫硝工藝流程的設計與應用[J].電力建設.2008,29(6):53-56.

[9] Yi Zhao, Yinghui Han, Yajun Wang, Chunmei Cao, Zhongguo Han. Experimental Study of Simultaneous Flue gas Desulfurization and Denitrification by New-style Complex Absorbent.2009.

[10] 馮立波,羅鐘高,葛春亮.火電廠SCR煙氣脫硝工藝系統設計[J].能源與環境.2008:48-52.

[11] 孫克勤編著.火電廠煙氣脫硝技術及工程應用[M].北京:化學工業出版社,2006.12

[12] 王智,賈瑩光,祁寧.燃煤電站鍋爐及SCR脫硝中SO3的生成及危害[J].東北電力技術.2005(9):1-3.

篇（7）

中圖分類號：TK16 文獻標識碼：A 文章編號：1009-914X（2015）17-0203-02

1 引言

目前我國燃煤發電占總發電的82%，而燃煤發電廠是氮氧化物污染的主要來源。隨著氮氧化物污染的日趨嚴重，國家將于“十二五”期間加大對氮氧化物排放的控制力度。氮氧化物與空氣中的水結合最終會轉化成硝酸和硝酸鹽，而硝酸是酸雨的成因之一；它與其他污染物在一定條件下能產生光化學煙霧污染。

論文闡述了NOx生成機理，分析了影響NOx生成的主要因素，并詳細論述了通過合理調整鍋爐偏置風比例，磨煤機一次風量和SOFA風量來降低NOx生產量的燃燒調整方法，為燃煤電廠的環保節能提供經驗參考。

2 燃煤鍋爐NOx的生成機理

燃煤電廠煙氣中的氮氧化合物主要成分為一氧化氮和二氧化氮，我們統稱為氮氧化物，即常說的NOx。按NOx的生成途徑，可主要分為以下三個類型：

（1）熱力型NOx；

（2）快速型NOx；

（3）燃料型NOx。

以上所列三種類型的NOx，按生成比例為，燃料型NOx是最主要的，其占NOx總量的60～80%，熱力型NOx次之，快速型NOx的生產量最少。這三種生成量受到燃燒溫度的影響，溫度不同，生成量也不一樣。

2.1 熱力型NOx的生成機理

熱力型NOx是指空氣中的氧氣和氮氣在燃料燃燒時所形成的高溫環境下生成的NO和NO2的總和，其總反應式為：

N2+O22NO

NO+O2NO2

當燃燒區域的溫度低于1000℃時，NO的生成量很小，而溫度在1300～1500℃時，NO的濃度大約為500～1000ppm，而且隨著溫度的升高，NOx的生成速度按指數規律增加。

因此，溫度對熱力型NOx的生成具有決定作用。根據熱力型NOx的生成過程，要控制其生成量，就需要降低鍋爐爐膛中燃燒溫度，且避免產生局部高溫區，以降低熱力型NOx的生成。

2.2 燃料型NOx的生成機理

與熱力型NOx生成機理不同，燃料型NOx的生成量主要受以下因素影響：煤質、氮化合物受熱分解后的分布，過量空氣系數和風煤濃度比等。

燃料型NOx的生成機理可以表述如下：燃料被送入爐膛燃燒，在較高溫度的爐膛中，燃料中的氮有機化合物在燃燒前首先被加熱分解成氰（HCN）、氨氣（NH3）等中間產物，同時煤粉中的揮發分一并析出，這部分統稱為揮發份N；剩余部分稱為焦炭N，以上二者的比例會受到爐膛溫度和煤粉細度的影響。爐膛溫度越低，揮發份N的比例越小，焦炭N的比例越大。煤粉細度越細，會是相反的趨勢，揮發份N的比例越大，焦炭N的比例越小。揮發份N的主要反應過程為：HCN被氧化成NCO，NCO繼續被氧化成NO。如果NCO所處的環境為還原性氣氛，就會被還原成NH3。而此時生產的NH3會和氧氣發生反應，生成NO和H2O。而且NH3和NO還會發生氧化還原反應，生成N2。

2.3 快速型NOx的生成機理

快速型NOx主要是指燃料中的碳氫化合物在燃料濃度較高區域燃燒時所產生的烴與爐膛空氣中的N2分子發生反應，形成的CN、HCN，繼續氧化而生成的NOx。因此，快速型NOx主要產生于碳氫化合物含量較高、氧濃度較低的富燃料區，多發生在內燃機的燃燒過程。而在燃煤鍋爐中，其生成量很小。

根據以上三種NOx的生成機理可知，NOx的生成主要與火焰中的最高溫度、氧和氮的濃度以及氣體在高溫下停留時間等因素有關。在實際工作中，可采用降低火焰最高溫度區域的溫度、減少過量空氣等措施，降低NOx的生成量。

3 低NOx控制技術

現在火電廠減少NOx的主要手段主要有兩種，一種是鍋爐低NOx燃燒技術，在燃燒階段控制NOx的生成量，為低NOx燃燒技術；二種是凈化煙氣的脫硝技術，直接對鍋爐爐膛進行噴射脫硝劑或水進行脫硝，即對燃燒后的煙氣中加入還原劑及催化劑吸收已生成的NOx。一般第一種方法最多只能降低NOx排放值的50%，如果要求降低到40%以下時，則應加上第二種方法，此時二次措施與一次措施一般同時采用才能達到要求。

3.1 低NOx燃燒技術

通過上一節的分析，影響NOx生成的因素主要有燃燒溫度和氧量。低NOx燃燒技術就是在燃燒階段控制這兩個關鍵指標，即，降低爐膛內的燃燒溫度或降低進入爐膛的氧量，從而控制NOx的生成。不過這樣雖然降低了NOx的生成量，但會影響鍋爐燃燒的穩定和煙氣中的飛灰含碳量。

低NOx燃燒技術的要點是抑制NOx的生成，并創造條件使已生成的NOx還原。對于燃煤鍋爐，當爐膛溫度在1340℃以下時，熱力型NOx生成量很小，但當爐膛溫度超過1550℃時，熱力型NOx可到25%～35%，而快速型NOx僅占5%，因此對于燃煤鍋爐主要是控制燃料型NOx。

目前，最典型應用最廣泛的低NOx燃燒技術有如下幾種：

（1）低氧燃燒；

（2）空氣分級燃燒技術；

（3）燃料分級燃燒技術；

（4）煙氣再循環技術；

（5）低NOx燃燒器。

3.2 脫硝技術

篇（8）

關鍵詞: 鋼鐵工業；多污染物; 協同控制技術；

中圖分類號：C35文獻標識碼： A

一、概述

鋼鐵工業是高耗能、高污染、資源型產業，排放的典型大氣污染物有S02、煙粉塵、N0X和二惡英等。按長流程鋼鐵企業各工序大氣污染物排放分析，201 1 年中國鋼鐵工業燒結工序S02、煙粉塵和N0X排放量分別占總排放量的81．35％、39．82％和53．56％。(數據取自《2011年中國鋼鐵工業環境保護統計》，共統計84家鋼鐵企業，其粗鋼產量占全國的65％，數據基本反映中國鋼鐵工業環保概況)。

自國家《“十一五”規劃綱要》將S02污染物總量降低10%作為約束性指標以來，鋼鐵企業做了大量的減排工作，尤其是燒結工序中S02的排放量就占到鋼鐵企業總體S02排放量的70％以上，燒結煙氣實施脫硫已經成為鋼鐵行業實現減排的重要目標，而這一目標在“十一五”期間已經實現了突破性的進展。

截止到2013年5月，全國鋼鐵工業配置脫硫系統372套(454臺燒結機)，面積為74 930m2，其中循環流化床32套，石灰石石膏法濕法l80套，氨法31 套，氧化鎂法20套，旋轉噴霧26套。重點大中型鋼鐵企業配置脫硫系統236套(291臺燒結機)，面積58 042 m2，其中循環流化床26套，石灰石石膏法濕法90套，氨法27套，氧化鎂法l6套，旋轉噴霧25套。此外，鋼鐵企業2013年在建的還有46臺燒結機。由于燒結煙氣脫硝的復雜性，各類脫硝技術尚未在燒結煙氣中廣泛應用，國內鋼鐵企業燒結機尚未有實施煙氣脫硝的實例。

GB 28662―2012《鋼鐵燒結、球團工業大氣污染物排放標準》對N0x和二惡英規定了排放限值要求，嚴格S02、顆粒物和氟化物的排放要求，并針對環境敏感地區規定了更嚴格的大氣污染物特別排放限值，具體新舊標準值對比見表1。

面對新的排放標準，為實現燒結煙氣多污染物減排目標，從污染物減排技術措施的協同效應出發，建立全過程、一體化的污染物協同減排和協同控制技術體系。

二、活性炭吸附工藝

活性炭吸附工藝在20世紀50年代從德國開始研發，20世紀60年代日本也開始研發，不同企業之間進行合作與技術轉移以及自主開發，形成了日本住友、日本J-POWER和德國WKV等幾種主流工藝。開發成功的活性焦(炭)脫硫與集成凈化工藝在世界各地多個領域得到了日益廣泛的應用。其中，在新日鐵、JFE、浦項鋼鐵和太鋼等大型鋼鐵企業燒結煙氣凈化方面的應用，取得了良好效果。

活性炭吸附工藝的原理是燒結機排出的煙氣經除塵器除塵后，由主風機排出。煙氣經升壓鼓風機后送往移動床吸收塔，并在吸收塔入口處添加脫硝所需的氨氣。煙氣中的S02、N0x在吸收塔內進行反應，所生成的硫酸和銨鹽被活性炭吸附除去，吸附了硫酸和銨鹽的活性炭送入脫離塔，經加熱至400 0C左右可解吸出高濃度S02。解吸出的高濃度S02可以用來生產高純度硫磺(99．9％以上)或濃硫酸(98％以上)：再生后的活性炭經冷卻篩去除雜質后送回吸收塔進行循環使用。

存在問題：運行成本高，設備龐大且造價高，腐蝕問題突出，系統復雜，活性炭反復使用后吸附率降低消耗大，活性炭再生能耗較高等。

三、MEROS工藝

MEROS(MaximizedEmissionReducationof Sintering)工藝是歐洲西門子奧鋼聯針對燒結煙氣中S02、二惡英類污染物等控制開發的，目前成功運用在多臺燒結機煙氣脫硫及其他有害物質氣體的處理。

MEROS工藝原理是利用熟石灰作為脫硫劑，與燒結廢氣中的所有酸性組分發生反應，生成反應產物。產生的主要反應是：

2S02+2Ca(OH)2=2CaS03?l／2H2O+H2O

2CaS03?l／2H2O+03+3H2O=2CaS04?2H2O

S03+Ca(OH)2=CaS04?H20

2Ca(OH)2+2HCI=CaCl2?Ca(OH)2?2H20

2HF+2Ca(OH)2=CaF2?2H2O

工藝特點：工藝簡單，運行穩定性好；入口溫度要求低，溫度變化適應范圍廣；可控性高，脫硫后的S02排放值穩定；脫除二惡英和重金屬。

存在問題：年運行費較高；不能控制燒結煙氣中N0x；在控制二惡英同時會產生混有二惡英的固體廢棄物。

四、EFA曳流吸收塔工藝

白2006年以來，EFA半干法燒結煙氣脫硫技術先后在德國迪林根鋼鐵公司2號180m2燒結機、薩爾茨吉特鋼鐵公司192m2燒結機和迪林根鋼鐵公司3 號258 m2燒結機脫硫項目得到成功應用。EFA燒結煙氣脫硫技術在德國市場處于領先地位口剖。

EFA變速曳流式反應塔脫硫工藝，作為半干法脫硫工藝，集成了布袋除塵器和反應物循環系統，可以同步脫除S02、S03、HCl、HF、粉塵和二惡英等。EFA脫硫原理為：煙氣中的酸性化合物在特定溫度范圍內遇水時與Ca(OH)2進行反應，活性炭主要用于吸附煙氣中的二惡英等有害成分，最終的反應物為干性的CaS03、CaS04、CaCl2、CaF2、CaC03和燒結粉塵的混合物，干性反應物在布袋除塵器內進行分離。

工藝特點：總投資低：運行成本低(年運行費用約為總投資的l／12)；加入干燥吸收劑，管道和罐倉不發生結塊和板結；反應速度可調，不會出現結露現象；低溫脫硫效果好；運動部件少，維護成本低。

存在問題：不能控制燒結煙氣中N0x;在控制二惡英同時會產生混有二惡英的固體廢棄物。

五、LJS-FGD多組分污染物協同凈化工藝

福建龍凈環保股份有限公司經過對引進技術的消化、吸收和再創新，開發出具有自主知識產權的LJS-FGD多組分污染物協同凈化工藝以及相關的配套裝置。目前LJS-FGD工藝已經在寶鋼集團梅鋼公司、三鋼、昆鋼等大型鋼鐵廠得到成功應用。

基本原理是：煙氣從吸收塔底部進入，經吸收塔底的文丘里結構加速后與加入的吸收劑(消石灰)、循環灰及水發生反應，從而除去煙氣中的S02、HCl、HF、C02等酸性氣體，通過噴入活性炭等吸附劑，可以同步脫除煙氣中的二惡英、重金屬等，實現多組分污染物的協同凈化。

工藝特點：對燒結機煙氣S02濃度波動具有良好的適應性；對燒結機煙氣量波動具有良好的適應性；整個吸收塔反應器為空塔結構，維護簡單；煙氣無需再熱、整套裝置及煙囪不需要防腐，可以利用老煙囪進行排煙；系統性能指針高，排煙透明，污染物排放濃度低；沒有廢水產生，無二次污染；副產物為干粉態，方便存儲、運輸和綜合利用。

存在問題：為保證系統可靠性，采用了較多的進口工藝設備，造價相對較高：副產物的應用范圍有待于進一步拓寬。

六、催化氧化法綜合清潔技術

催化氧化法煙氣綜合清潔技術是一項能夠同時進行脫硫、脫硝、脫汞的技術。

催化氧化法煙氣綜合清潔來源于以色列Lextran 公司，當煙氣中S02、N0。(N0需被氧化)遇水形成的亞硫酸根及亞硝酸時，利用催化氧化劑對亞硫酸根及亞硝酸根的強力捕捉能力從而去除煙氣中的S02、N0x。

煙氣與含有催化劑的循環液在吸收塔內逆向流動接觸時，亞硫酸根、亞硝酸根被催化劑捕捉，在氧氣存在的條件下被氧化成為稀硫酸或稀硝酸。在加入中和劑(氨水)的情況下，最終反應生成硫酸銨或硝酸銨化肥。

在脫硫脫硝的同時，該催化氧化劑對汞等重金屬也具有極強的物理溶解吸附效果，從而去除煙氣中的汞等重金屬。

技術特點：脫硫效果高，出口煙氣S02可達到排放濃度≤50 mg／m3；對于煙氣溫度、S02濃度和煙氣量適應性強；系統運行穩定、可靠，無管道堵塞、結垢現象；資源利用優勢，利用焦化廠蒸氨后氨水，降低焦化廠廢水處理負荷；脫硫劑(催化氧化劑)循環使用，并可生產高附加值的硫酸銨產品；對燒結機主系統無影響，與燒結機主系統同步率為98％以上。

存在問題：目前有機催化劑需進口，尚未國產化，價格較高。

技術經濟及減排效果對比

表2分析比較了上述五種燒結煙氣多污染物協同控制技術的技術經濟及減排效果，結果如下：

1)MEROS工藝和EFA吸收塔工藝不能控制燒結煙氣中N0x，催化氧化法不能控制二惡英。

2)活性炭吸附工藝的單位燒結面積投資最高，是LJS--FGD工藝的3倍多：MEROS工藝的單位燒結礦運行費最高，是LJS-FGD工藝的近3倍。

3)催化氧化法綜合清潔技術屬于濕法，脫硝效率高，單位燒結礦運行成本低，最終生成硫酸銨或硝酸銨化肥。

4)前四種技術均屬于干法脫硫技術，投資高、運行成本高，活性炭再生能耗較高，脫硫渣的處理再利用是目前重點發展方向。

總之，在鋼鐵工業燒結煙氣多污染物進行控制時，要針對我國的實際情況和設備設計出適合我國的污染物一體化協同技術，為促進我國鋼鐵行業的健康發展和改善生態環境做出貢獻。

參考文獻：

篇（9）

中圖分類號：TK229文獻標識碼： A

引言

物料循環量是循環流化床鍋爐設計、運行中的一個非常重要的參數，該參數對鍋爐的流體動力特性、燃燒特性、傳熱特性以及變工況特性影響很大。

物料循環量的定量表述一般采用三種方法。第一種方法采用循環倍率的概念，其定義如下：

R=FS/FC

R：循環倍率；

FS：循環物料量，kg/h；

FC：投煤量，kg/h；

采用循環倍率最大的優點是直觀，計算比較方便，并可對循環流化床鍋爐進行大致的分類，目前它被廣泛地應用在循環物料量的定量描述中。但采用循環倍率的概念也有其不足之處，首先同一容量的鍋爐由于燃煤品質不同，投煤量也不相同，這樣在同樣的固體顆粒循環量下循環倍率也不相同。其次，在采用脫硫劑時其物料循環量也與投煤量相比，則從概念上不盡合理。第三，由于許多燃用優質煤的循環流化床鍋爐，需添加惰性物料，作為循環物料，而這一部分也與投煤量相關聯，因此也不盡合理。所以近年來許多人采用第二種方法，即用單位床層面積上的物料循環量來直接描述，即GS。第三種方法是，確定的循環倍率為床內上升段中采用循環技術與不采用循環技術時的灰量之比。目前一般采用第一種和第二種方法。

上面所說的物料循環量主要是指外部物料循環量，即通過返料機構送回床層的物料量，實際上在循環流化床鍋爐中，有很大的內循環量。內循環量主要取決于床內構件及流體動力特性。

下面討論的物料循環量一般是指外部物料循環量。內循環物料量考慮起來比較困難，但內循環在提高脫硫、燃燒的效率方面，其影響與外循環基本上是相同的，對平衡床內溫度的影響與外循環不盡相同，但有一點是非常明顯的，即內循環增大后，外循環可以適當的降低一些。

在不考慮爐內燃燒脫硫時，循環倍率在實際鍋爐中可根據各段的灰平衡以及分離器的效率來確定。

二、運行參數對確定物料循環量的影響

（一）燃料特性對確定物料循環量的影響

燃料特性對確定物料循環量有很大的影響。一般認為，對燃料熱值高的煤循環倍率也高，但對揮發分高的煤，則可取較小的循環倍率。但這只是一個總的原則，由于各制造廠本身選取的循環倍率值相差甚大，目前很難給出一個適合各種類型鍋爐的循環倍率值。但對于Circofluid型循環流化床鍋爐，Bob等提出燃料發熱量越高，灰分越低，水份越高，選取的循環倍率也越高。

（二）熱風溫度及回送物料溫度對循環倍率的影響

熱風溫度變化時，如果循環物料的回送溫度及循環倍率均不變，則床層溫度會提高。如果考慮床層溫度固定在脫硫最佳溫度或某一定值時，此時應增加循環倍率，從而保持床溫一定。

提高循環物料回送溫度時，如果其他參數不變，則根據床內熱量平衡，床層溫度會提高，此時若要保證床層溫度維持在一定值，則應提高循環倍率。

三、物料循環量的變化對運行的影響

（一）物料循環量對燃燒的影響

物料循環量增大時對床內燃燒的影響，主要體現在一下幾個方面。首先是物料循環量增加，使理論燃燒溫度下降，特別是當循環物料溫度較低時尤為如此。其次，由于固體物料的再循環而使燃料在爐內的停留時間增加，從而使燃燒效率提高。當然如果燃燒效率已經很高，再增加循環物料量對燃燒效率的影響就會很小。第三，物料循環使整個燃燒溫度趨于均勻，相應的也降低了燃燒室內的溫度，這樣使脫硫和脫硝可以控制最佳反應溫度，但對于冉阿少則降低了反應速度，燃燒處于動力燃燒工況。

（二）物料循環量對熱量分配的影響

當循環物料回送溫度低于550℃時，省煤器應布置在分離器的前后，當回送溫度大于550℃時，省煤器可單級布置于分離器之后，回送溫度低于730℃以前，對過熱器的影響不很明顯，過熱器僅需雙級布置；但當回送溫度大于730℃以后，過熱器經常布置成三級，其中一級布置在分離器后的對流豎井中；當回送溫度上升時，爐膛部分的吸熱增加；當回送溫度高于850℃時，對流區段也就不復存在。

（三）物料循環量與變負荷的關系

對于循環流化床鍋爐，改變循環倍率即可滿足負荷變化的要求。降低循環倍率可使理論燃燒溫度上升，從而可以彌補由于在低負荷時相當于正常負荷時過大的水冷壁受熱面而造成的煙氣過度冷卻。同時，也可以降低水冷壁的傳熱系數，從而使爐膛出口溫度不變。在正常負荷下，保持循環倍率設計值運行，隨著負荷的下降，循環倍率也隨著下降，到達到1/3~1/4負荷時，循環流化床鍋爐按鼓泡流化床方式運行，物料循環量為零。此時可以保證汽溫、汽壓在允許的范圍內。只要適當調節物料循環量，循環流化床鍋爐就有很好的負荷適應能力和良好的汽溫調節性能。

（四）物料循環量對脫硫、脫硝的影響

在循環流化床鍋爐中，Ga/S摩爾比一般為1.5~2.0。在循環物料中部分是未與SOX反應的CaO顆粒，因此物料循環量增加，則送入床內的CaO量也隨之增加，這樣就會使脫硫率增大。如果脫硫率一定，則Ga/S摩爾比明顯的降低。

固體物料在爐內循環，使爐內的碳濃度增加，從而加強了NO與焦炭的反應，并使NO排放量下降。固體顆粒物料循環量的變化還會對循環流化床的流體動力特性，如固體顆粒濃度分布、壓力分布，固體顆粒在爐內的停留時間以及壁面熱流濃度，傳熱傳質特性等影響。

四、有利循環倍率的確定方法

在循環流化床鍋爐中，固體顆粒物料循環量增加，會使鍋爐的燃燒效率、脫硫效率提高。由于床內固體顆粒濃度增加也會使傳熱系數增加，同時物料循環量的變化會影響床內的稀、濃相的熱量平衡及熱量分配，但同時物料循環量的增加又會增加床層總阻力，增加風機電耗。如果在固體顆粒循環回路中還布置有直接沖刷的管束，則物料循環量增加還會使磨損的可能性增大。所以說，有利的循環倍率應該是考慮了燃燒、脫硫、脫硝、傳熱、熱平衡、風機能耗、磨損等因素的一個綜合參數。

參考文獻：

1、羅傳奎，駱中泱、李絢天等。循環流化床最優循環倍率的確定。中國工程熱物理年會。94年燃燒學術會議論文集。

篇（10）

        研究論文

        (257)co2對褐煤熱解行為的影響 高松平 趙建濤 王志青 王建飛 房倚天 黃戒介

        (265)煤催化氣化過程中鉀的遷移及其對氣化反應特性的影響 陳凡敏 王興軍 王西明 周志杰

        (271)應用tg-ftir技術研究黃土廟煤催化熱解特性 李爽 陳靜升 馮秀燕 楊斌 馬曉迅

        (277)三維有序大孔fe2o3為載氧體的生物質熱解氣化實驗研究 趙坤 何方 黃振 魏國強 李海濱 趙增立

        (284)首屆能源轉化化學與技術研討會第一輪通知 無

        (285)o-乙酰基-吡喃木糖熱解反應機理的理論研究 黃金保 劉朝 童紅 李偉民 伍丹

        (294)基于流化床熱解的中藥渣兩段氣化基礎研究 汪印 劉殊遠 任明威 許光文

        (302)超臨界水中鉀對甲醛降解過程影響的研究 趙亮 張軍 鐘輝 丁啟忠 陳孝武 徐成威 任宗黨

        (309)反應溫度對加氫殘渣油四組分含量和結構的影響 孫昱東 楊朝合 谷志杰 韓忠祥

        (314)高溫沉淀鐵基催化劑上費托合成含氧化合物生成機理的研究 毛菀鈺 孫啟文 應衛勇 房鼎業

        (323)pd修飾對cdo．8zn0．2s／sio2光催化甘油水溶液制氫性能的影響 徐瑾 王希濤 樊燦燦 喬婧

        (328)熱等離子體與催化劑協同重整ch4-co2 魏強 徐艷 張曉晴 趙川川 戴曉雁 印永祥

        (334)《燃料化學學報》征稿簡則 無

        (335)磷化鎳催化劑的制備機理及其加氫脫氮性能 劉理華 劉書群 柴永明 劉晨光

        (341)改性y型分子篩對fcc汽油脫硫性能的研究 董世偉 秦玉才 阮艷軍 王源 于文廣 張磊 范躍超 宋麗娟

        (347)燃料特性對車用柴油機有害排放的影響 譚丕強 趙堅勇 胡志遠 樓狄明 杜愛民

        (356)o2／co2氣氛下o2濃度對燃煤pm2．5形成的影響 屈成銳 徐斌 吳健 劉建新 王學濤

        (361)鐵鈰復合氧化物催化劑scr脫硝的改性研究 熊志波 路春美

        (367)如何寫好中英文摘要 無

篇（11）

二、教學方法與條件建設

除教學內容外，在“大氣污染控制工程”的教學方法上也進行了積極嘗試和探索。一是適應新的大氣污染控制形勢的發展，注重理論聯系實際與啟發式教學，根據國內外本專業發展趨勢，積極調整授課內容，使課程教學內容始終緊跟國內外的學科發展水平。主要體現在教學內容理論與實踐相結合，突出重點，講清難點；結合實際，引入課堂討論，提高學習興趣，同時注重教輔建設。二是努力做到理論聯系實際、學以致用。包括提供工程實例的資料，對實用性強的案例進行分析；利用生產實習、課程設計和畢業設計或實習等機會，強化學以致用的能力。三是實現教學手段多樣化。采用常規方法、多媒體方法以及網絡課堂等綜合手段授課，增強教學的生動性、直觀性和靈活性。注重重要知識點的板書教學，在強化學習效果的同時提高對知識的系統化、邏輯化、重點化的掌握能力。同時結合計算機與網絡技術的發展，制作電子教學和實施課程上網等。例如充分發揮學校課程中心的網絡資源平臺優勢，積極采用電子教案、電子課件、電子習題解答等現代教育技術手段進行教學。此外，還借鑒其他相近領域的教學參考，在網上提供大量國內外名校的精品課程和開放課程網頁鏈接等供學生課后參考自學。目前“大氣污染控制工程”已經初步形成立體化、多手段組合的教學體系。四是教學改革嘗試素質與考核相結合的方法。例如答疑方式從常規化向網絡化傾斜，建立QQ群或者在線答疑等，初步嘗試和探索雙語教學的有效方法，探索和改革考核辦法，現實行半閉卷或開卷考試，加強考題設計科學化，注重全程考核等。注重采用互動式教學手段，嘗試通過科研小論文等形式，培養學生查閱資料、分析研究和解決問題的能力等。

三、師資隊伍建設

師資隊伍建設是課程建設的人員基礎。課程建設過程中注重教師的業務素質和專業水平，以及教學方式等的培養。目前“大氣污染控制工程”課程已形成了5人的教學團隊，其中包含熱能工程、環境工程專業的人員。教學團隊的學歷、職稱、年齡以及學緣結構較為合理。課堂教學主講教師基本具有博士學位；課程的輔導、指導等主要由青年教師負責。全體在職“大氣污染控制工程”教學團隊成員平均年齡40歲，80%為高級職稱，80%具有博士學位，80%的本科、碩士或博士研究生的學歷教育中至少一個不是在本校完成的，40%具有在國外訪學經歷。