本着“因地制宜、以废治废、变废为宝、发展循环经济”原则,利用电石渣替代石灰石作为脱硫剂,达到了废物综合利用。目前,我国烟气脱硫工艺主要采用石灰石-石膏湿法脱硫,该工艺相对简单、运行稳定可靠,但是脱硫剂石灰石价格比较高,运行成本约占脱硫装置的30-35%,为了提高电厂运行经济效益,降低运行成本,采用电石渣法替代石灰石法相当必要的,用电石渣替石灰石进行脱硫,一方面大大减少了电石废渣的排放,降低了对环境的污染,取得了很好的环境效益;另一方面采用了价格低廉的脱硫剂,降低了运行成本,同时减少了石灰石矿的开采,降低了有限资源的消耗,对石灰石矿产资源进行了有效保护,同时也降低石灰石-石膏法中C02的排放量,获得经济效益的同时还获得了良好的环境效益及社会效益。通过对现有烟气脱硫技术的现状比较,充分利用当地的特点,将企业的电石渣循环利用,选用电石渣-石膏湿法进行烟气脱硫,具有以废治废,变废为宝的优点,减少了污染物的排放,同时也降低了生产运行费用。采用电石渣-石膏湿法脱硫的工艺路线后,根据烟气中二氧化硫的含量,设计了脱硫塔,并制定了严格的操作规程,如液气比、烟气流速等。同时将生成的亚硫酸钙通入空气强制氧化成硫酸钙,并从脱硫塔底部用浆液泵抽出,经过二级脱水后,得到含水量为10%的脱硫石膏。通过改造后第一阶段在FGD入口SO2浓度≤2000 mg·Nm-3(使用原煤全硫含量≤0.8%)的前提下,脱硫出口SO2浓度降低到≤50 mg·Nm-3。第二阶段新、老吸收塔在FGD入口SO2浓度≤3500 mg·Nm-3(原煤的全硫含量≤1.5%)的前提下,脱硫出口SO2浓度降低到<50 mg·Nm-3,脱硫效率达到98.6%,满足了环保指标要求。最后,针对本次脱硫改造工程的运行情况进行了叙述,通过计算生产运行成本和二氧化硫减排量,得到与石灰石法相比每年节约成本约880万元,二氧化硫排量降低了841.5吨／年,因此电石渣作为脱硫剂具有良好的经济效益和环保效益。

本实用新型公开了一种秸秆燃烧烟气的处理装置，包括：用于燃烧秸秆的燃烧炉；用于盛放处理液的反应池；连通燃烧炉和反应池的烟气通道，烟气通道伸入处理液中，烟气通道内安装有负压风机；用于收集反应后烟气的排放管道，排放管道内安装有二次燃烧器。在二次燃烧器的上游，所述排放管道内还安装有CO浓度检测器，CO浓度检测器和二次燃烧器均与控制器相连。利用负压风机将秸秆燃烧烟气通入处理液中，Karrikins化合物被收集起来，NO、NO2、SO2等与处理液反应，获得的反应液用于作物灌根，促进植物生长；对一级处理气进行二次燃烧，获得主要成分是CO2的二级处理气，直接排入温室中，提高CO2浓度，促进植物光合作用效率。

成果介绍安大略法（OHM）是US-EPA推荐使用的燃煤烟气汞形态浓度取样测试分析的标准方法。适用于燃煤电厂、水泥窑炉、有色冶炼等行业固定源烟气汞排放浓度的现场取样。技术创新点及参数东南大学研发的燃煤烟气汞形态浓度取样装置（OHM）具有技术成熟、操作简便、性能稳定、测量精度高等优点。市场前景已成功应用于国内20余座燃煤电厂烟气汞排放浓度的测试。用户包括多所大学、科研院所和企业，产品得到市场的认可。

石灰石/石膏湿法烟气脱硫工艺因技术成熟、脱硫效率高、运行稳定等优点 在燃煤机组得到了广泛的应用，是燃煤电厂主要脱硫方式。该脱硫系统采用石 灰石浆液洗涤烟气，由于燃煤及工艺水中含有微量元素氯，因此在脱硫系统运 行过程中会在吸收塔中产生氯离子富集的现象，当氯离子富集到一定浓度时会 将一部分脱硫废水排出吸收塔外，以达到控制循环浆液中 Cl－浓度的目的。脱 硫废水主要特点是：酸性较大，悬浮物含量很高，汞离子、Cl－ 浓度很高。 目前国内脱硫废水的化学水处理系统，能耗大、运行费用高、占地面积大。 对这些废水进行经济有效地处理以及对有效成分加以回收利用，对我国燃煤电 厂脱硫系统经济运行具有重要意义。 本项目技术在国家自然基金资助课题深入研究基础上，开发了一种经济、 高效的脱硫废水处理工艺，能够实现脱硫废水零排放。本技术的创新点：（1） 101 利用废水中有效成分，实现烟气中汞的氧化，并对其进行深度固定，协同实现 烟气中汞达标排放，使电厂无须再增加汞控制系统；（2）利用喷雾干燥原理， 将脱硫废水蒸发并全部循环利用，减少脱硫系统工艺水耗量；（3）在将脱硫废 水循环利用过程中，实现静电除尘器的除尘增效，并提高烟气中细颗粒物的脱 除率。

相变换热器是在多根并联的密闭管排束构件内利用相变工质汽化潜热传递 热量，相变下段的水吸收热量汽化为饱和蒸汽，蒸汽在一定的压差下上升到相变 上段，放出热量，然后凝结成液体，饱和水经汽水分离器回到相变下段，并再次 汽化，往复循环，完成了把热量从高端向低端的单向导热。特点:在保证锅炉不停

本发明公开了一种焦炉烟气脱硝方法，包括物理吸附、空烟混合、燃烧反应、烟烟混合、蒸发混合、脱硝反应、水气换热和气气换热。待脱硝焦炉烟气采用焦粉吸附焦油等杂质后，一部分与加热后空气混合，和焦炉煤气发生低氮燃烧反应，生成高温烟气，然后与采用水蒸汽雾化的氨水液滴直接接触，形成适合反应的氨气/烟气混合物，然后发生脱硝反应，脱除大部分氮氧化物，烟气通过换热器依次与给水和空气发生热量交换，前者吸热后变成水蒸汽，一部分作为雾化介质，另一部分回到焦化车间，后者加热后与前述焦炉烟气混合，最后净化后的烟气排放至大气。 该方法采用烟气再循环低氮燃烧和氨水直喷技术实现焦炉烟气SCR高效脱硝，具有系统紧凑、高效节能和产品循环利用的优点。

本实用新型公开了一种全深度浮力调节海水泵，主要包括配流阀组件、柱塞滑靴组件、柱塞套、传力及复位机构和压力补偿器；压力补偿器用于平衡润滑腔与环境压力，传力及复位机构驱动柱塞滑靴组件交替循环进行压行程和吸行程，从而使得配流阀组件交替循环吸水和压水；其中，柱塞滑靴组件采用固定间隙强制复位结构使柱塞的复位更加可靠；传力及复位机构采用双向受力的结构设计，使海水泵满足海水液压浮力调节的特殊工况；采用阶梯柱塞形式，大小柱塞通过球铰连接，解决了超高压海水泵这一关键摩擦副的强度设计、密封与摩擦磨损问题。本实用新型能够实现在任何深度的海域内对潜水器的浮力调节，具有结构简单，适用性强，工作可靠性的特点。

本发明公开了一种全深度浮力调节海水泵，主要包括配流阀组件、柱塞滑靴组件、柱塞套、传力及复位机构和压力补偿器；压力补偿器用于平衡润滑腔与环境压力，传力及复位机构驱动柱塞滑靴组件交替循环进行压行程和吸行程，从而使得配流阀组件交替循环吸水和压水；其中，柱塞滑靴组件采用固定间隙强制复位结构使柱塞的复位更加可靠；传力及复位机构采用双向受力的结构设计，使海水泵满足海水液压浮力调节的特殊工况；采用阶梯柱塞形式，大小柱塞通过球铰连接，解决了超高压海水泵这一关键摩擦副的强度设计、密封与摩擦磨损问题。本发明能够实现在任何深度的海域内对潜水器的浮力调节，具有结构简单，适用性强，工作可靠性的特点。

一、项目简介全球性的原油变重变劣，使原油硫含量增加；目前对满足环保要求的汽油硫含量指标日益严格，汽油深度脱硫日益重要。国内外汽油产品大部分来源于流化催化裂化（FCC），国外占三分之一，国内约占80%，造成我国汽油硫含量普遍偏高。研究和开发FCC汽油深度脱硫技术，降低汽油硫含量，是我国炼油、化工行业的一项紧迫任务。常规深度加氢脱硫（HDS）技术存在明显不足：汽油收率低、汽油质量差（辛烷值低）、投资费用和操作成本高。解决途径：开发新的深度加氢脱硫技术、开发各种非加氢脱硫技术、或开发非加氢脱硫技术与加氢脱硫结合的技术。在各种非加氢脱硫技术（吸附脱硫、微生物脱硫、萃取/萃取精馏等）中，汽油萃取精馏脱硫具有显著的优势。与FCC汽油全馏分深度加氢脱硫工艺相比，FCC汽油轻中馏分萃取精馏脱硫-萃取相与重馏分加氢脱硫组合工艺的投资成本与操作成本明显低于前者，此项技术具有普遍的推广意义。本项目为此组合工艺的非加氢脱硫部分。二、市场前景汽油萃取脱硫、萃取精馏脱硫技术具有设备投资低、不耗氢、操作费用低等优点，若与现有的加氢脱硫工艺结合则会实现低操作成本和极小的辛烷值损失的FCC汽油深度脱硫的目的，这样就更进一步地拓展了该类技术的发展空间和应用前景。因此，该类技术已成为清洁燃料生产领域的重点研究方向之一。主要经济技术指标：1）脱硫汽油残硫含量小于30ppm；2）溶剂损耗与目前芳烃抽提工艺的持平；3）最终产品汽油RON损失＜1，芳烃含量基本与原料中相同，烯烃含量减少约为3%，烷烃含量增加约为3%；优化FCC汽油切割馏分萃取精馏脱硫过程条件。实验结果表明，在回流比一定的条件下改变剂油比，随着剂油比的增加脱硫率增加，剂油比达到0.55时脱硫率为95%，当剂油比为0.765时脱硫率为96%，剂油比在0.55-0.765时脱硫率变化缓慢，兼顾经济效益和产品质量，剂油比0.55为宜。该操作条件下硫含量低于30ppm。溶剂热稳定性能好、沸点高，回收后萃取剂的脱硫效果很好，可以重复使用。中重馏分汽油、复配油的加氢脱硫处理结果表明，在适当的加氢条件下，可以使硫含量降到10ppm以下；调和汽油的辛烷值测量结果表明，萃取精馏+加氢深度脱硫组合工艺生产的调和汽油辛烷值基本不变。该组合工艺，实现FCC汽油馏分深度脱硫与溶剂循环使用优化操作。三、规模与投资（萃取精馏部分）萃取精馏装置年处理量50-100万吨， 设备总投资约2000万元。四、生产设备主设备为萃取精馏塔。FCC汽油预分馏塔（也可对催化分馏系统稳定塔进行适当改造）；溶剂回收塔；相应的泵、储罐等。五、效益分析通过对FCC汽油分馏、萃取精馏，低硫汽油的收率在70-80%，其余馏分与重馏分一起进行加氢脱硫，使得加氢装置的处理能力（与全馏分加氢比）降低50%以上。同时汽油调和后，辛烷值基本不损失。六、合作方式技术转让或技术合作。