（专利号：ZL 201210410448.1） 简介：本发明为一种从焦化脱硫废液提取硫氰酸铵的方法，其特征为：将焦化脱硫废液蒸干水分获得硫氰酸铵、硫代硫酸铵和硫酸铵的混盐堆放3个月后，每吨混盐加入0.10-0.15立方米饱和硫酸铵溶液，加热升温到70-80℃，搅拌15-30分钟，保持温度在70-80℃条件下过滤，滤液冷却到室温后继续放置3-5小时，过滤，滤料为86-94w％的硫氰酸铵晶体。每立方米滤液再加入混盐0.8-1.2吨，加热升温到

热管是人们所知的最有效的高效传热元件之一，它依靠自身内部工作液体相变来传递热量，可将大量热量通过其很小的截面积远距离地输送而无需外加动力。由于是相变传热，因此热管内热阻很小，热管的高导热能力与银、铜、铝等金属相比，单位重量的热管可多传递几个数量级的热量，所以能以较小的温差获得较大的传热率，且结构简单。经过几十年研究，热管技术已从最初的满足空间需要，到现在广泛地应用于航天、冶金、石油、化工及电子等各个领域。 目前，在我国工业锅炉、电站锅炉以及冶金行业以煤炭为燃料的工业炉窑烟气的脱硫工艺中,石灰石-石膏湿法脱硫工艺因其脱硫率高、煤质适用面宽、成本低廉应用最为广泛，也最成熟。但是经脱硫塔喷淋脱硫、除雾脱水后的烟气具有温度低（约为48～50℃）、腐蚀性强、含水量大的特点。直接通过烟囱排放，容易造成出口烟道及烟囱的腐蚀，且烟气排放羽升高度低，产生白色“烟羽”现象。采用耐腐蚀的搪瓷热管GGH技术利用空预器出口原烟气热量加热脱硫处理后的净烟气，使烟气温度得以提高，减轻了尾部烟道及烟囱的腐蚀，提高了烟气的羽升高度，消除了“烟羽”现象。

锅炉燃烧以后产生大量的硫化物，排放以后对环境造成污染，按照环保部门的要求需要对排放物进行碱化物中和，但是许多锅炉企业为了降低成本，在环保部门监测不到的时候就直接排放，造成严重的环境污染。另外正常投放的时候需要人工操作，不断测量PH值，浪费人力。我根据这个需求同大洋电气、沈阳市环保部门联合开发了锅炉智能投碱、Ph值记录仪，该产品根据监测排放物的PH值情况自动投碱，并且能够实时记录排放物的PH值变化情况。

1. 利用造气渣、锅炉炉渣生产加气混凝土砌块 该技术可利用造气渣、锅炉炉渣生产B04、B05、B06加气混凝土砌块, 其中造气渣、锅炉炉渣掺入量可达70-78%, 生产成本约120-140元/m3, 产品享受免税优惠。

角管锅炉是由德国研究水动力方面的专家Vorkauf于1944年发明的。Vorkauf设计了一种水循环特性非常好的锅炉，由于这种锅炉的下降管布置在角上，不仅作为水循环通道，而且还是锅炉支承框架的一部分，因此这种锅炉被称为角管锅炉。九十年代初，我国通过GEF项目从国外众多的工业锅炉产品中遴选出角管锅炉予以引进，但是我国引进的角管式锅炉技术并没有大范围推广。 2006年，西安交通大学赵钦新教授提出了一种锅筒辅助的受热面全部上升流动的角管水循环结构（发明），整个角管水循环结构中的所有小口径水管受热面全部强制上升流动；整个角管水循环结构中的所有大口径下降管、集箱、连通管等非受热面均为水平或下降流动，完全杜绝了常规自然循环或强制循环回路设计中因为存在部分水冷壁管下降流动可能出现的停滞或倒流的非正常水动力工况，膜式水冷壁中的工质水全部上升流动确保工质水具有较高的质量流速，有效消除过冷沸腾发生时可能出现的水冷壁管壁温升高而引起爆管的危险工况。 本技术拥有5项发明专利，6项实用新型专利，本专利群以独特的角管水循环结构为核心，发明了新型配风装置、流化再燃装置、复合等流速设计方法及污染物综合脱除装置等5项专利技术，其中2项被江苏四方独占许可，系列产品获江苏省优秀新产品奖。其先进性在于：实现水循环安全、均匀配风、飞灰燃尽、强化传热和污染物协同脱除关键技术创新，在确保运行安全的基础上提高热效率8%以上，解决了长期以来燃煤工业锅炉水循环可靠性差易于爆管、停电保护安全性差、热效率低下、排放偏高的运行难题。

当前我国电力行业由计划经济体制逐步向市场经济体制过渡，迫切要求挖掘机组运行的潜力，提高机组运行效率，降低生产成本和污染排放。目前我国绝大部分火力发电企业都是燃煤机组，锅炉普遍存在运行效率降低、NOx排放偏高的问题。优化空间和挖掘节能潜力备受发电企业的关注。 技术团队开发了具有自主知识产权的基于精确测量的运行优化系统——锅炉燃烧精确管理系统和低NOx燃烧技术，通过锅炉燃烧优化系统的应用来解决，达到提高锅炉燃烧效率、有效降低煤耗的目的，同时也能够大幅降低NOx的排放。 锅炉燃烧精确管理系统包括精确监测设备、燃烧精细调节装置与控制系统、软件管理系统、工程安装与调试、工程服务全过程；采用国外先进的精确测量装置，自主开发的管理软件系统，用户显示界面简洁，产品模块功能独立，选配灵活、方便，可根据具体项目提供单独的针对性配置优化方案，对单只燃烧器的燃烧参数实施精确监测与调节，对锅炉燃烧优化效果明显。 低NOx燃烧技术采用先进的低NOx燃烧器和炉膛空气分级燃烧组合，构成低NOx燃烧系统，通过燃烧精确管理系统对燃烧过程进行控制或对运行方式的改进来控制燃烧过程中NOx的生成量。 技术路线：基于先进、可靠的监测技术，通过在线精确监测锅炉燃烧相关的煤粉浓度、煤粉细度、一次风管风速及风量、烟气成分、入炉煤质等多个重要参数，配以相应的数据计算软件，实现锅炉的燃烧精确管理，达到锅炉经济、环保运行的目的。 优化模块：以精确测量为基础，主要测量参数包括风量、煤粉浓度、煤粉细度、煤粉流量、飞灰含碳量、煤质成分、烟气成分、炉膛温度等。并形成独立检测管理模块，可根据各电厂情况的不同，监测重点可以根据需要进行组合，结合其他DCS重要参数给出优化方案。 工程安装与调试:测点位置确定与测点的具体开孔；设备安装； 线路的铺设（包括电源线、信号线）；设备调试；系统运行过程调试。 工程服务:锅炉运行问题诊断；运行服务及用户培训；技术跟踪服务。燃烧控制NOx技术包括：先进的低NOx燃烧器；炉膛空气分级燃烧；燃烧运行控制--煤粉锅炉单火咀风粉在线精确控制系统，可根据不同现场情况，同时采用烟气脱硝技术，为客户提供全面解决方案。

本发明公开了一种电站锅炉燃烧智能控制方法，包括如下步骤：(1)对历史运行数据进行融合；(2)遍历融合后的历史运行数据，对其进行错误检测，剔除错误数据，筛选出稳态工况数据，去除稳态工况数据中的一些工况数据，以剩下的稳态工况数据作为训练样本；(3)建立训练样本库，以煤质特性参数、锅炉控制参数作为输入参数，燃烧效果参数为输出参数，建立锅炉综合燃烧预测模型；(4)对锅炉燃烧效果参数进行全局敏感性分析，得到锅炉燃烧效果参数的敏感的锅炉控制参数及敏感区间，再采用启发式优化算法实现锅炉控制参数的优化，从而实现对锅炉的智能优化控制。本发明基于电站锅炉丰富的历史运行数据进行建模，具有较好的实用性。

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。

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。