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摘要： 火力发电产生的二氧化硫是大气中二氧化硫的主要来源。我国城市大气污染越来越严重，脱硫工程的建设势在必行。本文对大型火电厂脱硫、脱硝行业存在的主要问题，提出防治二氧化硫污染的意义与大型火电厂脱硫、脱硝、除尘设计设计原则，设计了两种除尘装置方案。通过综合分析得出当两台机组加装烟气脱硫装置后，可削减排放量，烟气排放符合国家标准，达到了脱硫的目的，满足了项目的要求，对城市大气环境的改善是非常有利的。
关键词： 火电厂 脱硫工艺 循环流化床干法脱硫 脱硫装置
近几年来，我国火电行业进入快速发展时期，要督促企事业单位按期完成烟气自动在线监控设备的安装和验收，并与环保部门联网运行。对烟气脱硫脱硝行业市场的规范提出了新的挑战。
一、当前大型火电厂脱硫、脱硝行业存在的主要问题
1.脱硫设施建设增长过快，规模过大，导致工程质量受到影响；多数火电厂的脱硫设施建设工期短，难以达到正常施工周期要求。脱硫市场混乱的突出表现，直接后果将影响脱硫设施建设的工程质量和可用率。烟气在线监测仪器未能发挥应有的效能和作用，不能对火电厂大气污染物排放情况实现实时监控；对脱硫设施的监管尚未全面到位。我国已投运的脱硫工艺中以石灰石-石膏法为主，但脱硫工艺路线单一，对脱硫副产物的处置和消纳尚未引起足够重视；部分电厂已出现堆放和抛弃的处置方式。大量的脱硫石膏要得到处置和消纳是十分困难的，既浪费资源、占用场地，又会产生新的二次污染。缺乏火电厂氮氧化物控制相关政策法规和标准体系。我国却仅有不到1%装机容量的火力电厂和少数中小型锅炉实施烟气脱硫。主要有脱硫成本问题、产物出路问题、以及引进技术国产化的问题。
2.脱硝行业尚处于起步阶段，脱硝技术主要依赖进口，具有自主知识产权的脱硝技术较少。我国目前在发电机组上应用的烟气脱硝技术除个别单位自行开发了具有自主知识产权的核心技术外，绝大多数单位采用的 SCR、 SNCR烟气脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段，脱硝企业的技术水平亟待提高。 目前，已有石灰石 -石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况相同，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石 -石膏法烟气脱硫技术仍是当前的主流工艺技术。目前应用于脱硝技术的催化剂主要依赖进口，致使脱硝运行成本较高；尽管国内目前已经建设了部分催化剂生产基地，但由于均是采用国外技术，甚至原料也要进口，因而制约着脱硝产业的发展；失效催化剂属危险废物，对它的处理处置问题应引起足够重视；普遍作为脱硝还原剂的液氨在储运和使用中的安全问题必须受到高度重视。
当前，脱硝行业开始步入快速发展期，因此应该认真吸取脱硝设施建设中的经验和教训，加强脱硝设施建设、技术设计与运行的全过程监管。
二、防治二氧化硫污染的意义
能源与环境是当今社会发展的两大问题。我国是产煤大国，也是用煤大国。随着国民经济的发展，煤炭资源利用越来越多，二氧化硫的排放量也日益增加，煤炭成为我国环境污染的主要污染源。燃烧所产生的大气污染物还没有得到有效的控制，由于技术水平低，我国电力构成仍以火电为主，电能在使用上有其它能源无可比拟的优越性，应从节能的观点出发和能源发展战略上考虑，将供各种工业和生活锅炉及民用所消耗的煤转化为电能，逐步达到先进产煤国家的80%煤用于发电的水平。
我国因燃煤而造成的二氧化硫排放逐年增加。因此，搞好燃煤电厂的二氧化硫排放控制，对于我国的环境保护有着重要的意义。為此，我国相继制定了一系列大气污染物排放标准。对大气污染物的排放要求越来越严格，对超标排放的罚款也在逐年增加。为了更好地控制二氧化硫的污染，国务院1997年批复了关于“两控区”的划分，即二氧化硫污染控制区和酸雨控制区，明确规定：在“两控区”内建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施，这就迫使电厂去寻求脱硫技术支持。国家出台了一系列促进火电厂二氧化硫控制的法律、法规和政策，推动了脱硫技术的科学研究和推广，脱硫技术被广泛关注起来，加快了火电厂烟气脱硫设施的建设，使我国二氧化硫污染防治取得了一定成效。预计在未来几年内，约有3亿千瓦装机的烟气脱硫装置投运和建设。
三、大型火电厂脱硫、脱硝、除尘设计设计原则
本文主要对电厂 2×100MW机组烟气脱硫装置进行了设计和可行性分析：针对工程的建设依据和建设条件，对比各种脱硫工艺，选择出最优脱硫工艺和除尘方案，详细论证了循环流化床干法脱硫技术 （CFB）在本工程的可行性；对工程的投资和损益做了估算及经济评价；对工程的整体布置、设备布置、电气、仪控、土建进行了可行性研究；评估了脱硫工程实施后的环境和社会效益；就工程中存在的安全问题制定了具体的安全措施。通过分析得出结论，本工程达到了脱硫的目的，满足了项目的要求，烟气排放符合国家标准。
本工程是按2×100MW锅炉的100%负荷全烟气脱硫进行设计；设计内容深度满足《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》和《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定》的要求；大气污染物排放应满足《火电厂大气污染物排放标准》、《关于修改（火电厂大气污染物排放标准》的通知》的要求以及地方标准；脱硫工程产生的废水、废渣、噪音等环境污染物应满足国家和地方现行标准的要求，废水应达标排放，脱硫工程设计中应考虑防尘、防腐蚀、防噪音等措施。鉴于本工程为改造项目，场地条件受到一定限制，在设计中应充分考虑现场条件，尽量减少改造拆除工作量。脱硫系统不影响发电系统各种工况的安全和正常运行。
1.脱硫工艺的选择应遵照“适应现场、工艺成熟、运行稳定、脱硫效率高、投资省、无二次污染”的原则。电厂附近有丰富的石灰石矿，并己形成了较好的开采体系，设计是以石灰粉作为脱硫吸收剂并直接从市场获得为基础，电厂厂内不再进行加工。脱硫副产品处置按综合利用为主的原则设计，并为脱硫副产品的利用提供必要条件，若暂时不具备条件，可先堆放在灰场，待条件具备后，再取出。除尘脱硫改造后，除灰系统以干除灰为主，水力除灰备用，尽量利用原有灰渣泵房内的水力除灰设备，除渣系统保持原系统不变。工程项目实施方式采用关键设备进口、其他设备国内配套的方式实施。 2.除尘方案的选择。两种除尘设备的比较。目前我国燃煤火电厂的建设，烟气除尘绝大部分采用电除尘器，制造、运行上都积累了丰富的经验。在运行火电机组中，只有个别电厂采用了布袋除尘器。国外火电厂烟尘处理技术是电除尘器和布袋除尘器并存，布袋除尘器在欧洲、美国、澳大利亚等国家应用广泛，布袋使用寿命超过3-6年。特别是对难收尘煤种和烟尘排放量控制严格时，布袋除尘器的优势更明显。目前国内可以生产布袋除尘器，但布袋滤料、隔膜阀和控制部分不过关，尚需要进口。
对于CFB干法脱硫，为了适应目前新版国家环保标准和以后更高的环保要求，以及CFB脱硫后烟气的特性（低温、高湿、高浓度、高比电阻、粉尘中钙基含量高，容易在电除尘器极板、极线上结块），二级除尘器一般采用两种方式：一种为特制电除尘器，另一种为布袋除尘器。我国目前运行的CFB脱硫装置均采用电除尘器，我国尚未有采用布袋除尘器的CFB脱硫装置。
3.烟气系统设计及流程。石灰粉采用密封罐车由石灰制粉厂送至电厂脱硫岛，利用汽车自备压缩空气自卸入石灰粉仓，通过计量式给粉机送至生石灰消化站，消化后通过气力输送至熟石灰粉仓储存。因为位置限制，两台炉各用1套吸收剂制备系统，包括生石灰粉仓、熟石灰粉仓、生石灰消化站、称重给料机、输送风机、流化风机等。吸收剂制备系统容量按脱硫系统3天需量设计。
方案一：吸收塔后布置布袋除尘器。电厂燃煤烟气自空预器出口由四路烟气汇流后，进入前预除尘器（双室单电场电除尘器，保证除尘效率85%），分离下的粉煤灰仍可保证现有途径的综合利用。经前预除尘器后的烟气沿烟道进入流化床反应塔底部文丘里管状的入口段。经过脱硫后的反应物连同飞灰及未反应的脱硫剂被烟气携带由流化床反应塔上部的出口流出，进入由原三电场电除尘器改装的布袋除尘器，布袋除尘器进口设置百叶窗机械除尘器，布袋除尘器分离下的脱硫反应产物连同飞灰及未反应的脱硫剂被脱除下来，通过返料装置返回吸收塔。净化后的烟气由引风机排至烟囱达标排放。烟道尺寸按烟气流速15m/s设计，确保烟道设计合理，同时避免高的阻力损失。
方案二：吸收塔后布置电除尘器。电厂燃煤烟气自空预器出口由四路烟气汇流后，进入前预除尘器（双室单电场电除尘器，保证除尘效率85%），分离下的粉煤灰仍可保证现有途径的综合利用。经前预除尘器后的烟气沿烟道进入流化床反应塔底部文丘里管状的入口段。经过脱硫后的反应物连同飞灰及未反应的脱硫剂被烟气携带由流化床反应塔上部的出口流出，进入经改造的二级电除尘器（三电场静电除尘器），在二级电除尘器的入口段设置一个百叶窗机械预除尘器，这样可避免烟尘浓度过大对电除尘器性能带来不利影响。机械预除尘器及二级电除尘器分离下的脱硫反应产物连同飞灰及未反应的脱硫剂被脱除下来，通过返料装置返回反应塔。净化后的烟气经过由引风机引排至烟囱达标排放。烟道尺寸按烟气流速15m/s设计，确保烟道设计合理，同时避免高的阻力损失。
四、提高大型火電厂脱硫资源化综合利用
目前，由于政策支持力度不够，行业之间合作不多，火电厂脱硫副产物石膏约 4000万吨 /年，而利用率仅为30%。因此应制订鼓励脱硫副产物综合利用的经济政策，研究制订天然石膏开采生态补偿的经济政策（收生态税），鼓励建立区域性的脱硫副产物综合利用专业机构，实现脱硫副产物的集约型利用。开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范，提高利用率，减少二次污染。
整体脱硫系统集成和服务方案的提供将是衡量业内企业核心竞争力的重要依据和评价标准。应加强核心技术团队的建设，提高对脱硫副产品再加工及关键接口技术等全产业链技术工艺的研发能力。
加强技术创新，开展脱硫新技术示范。国家有关部门应在政策、项目和资金上继续支持和组织实施 300MW及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和和引进技术再创新，重点解决工艺设计、设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。通过示范使脱硫工程技术达到国际先进水平，形成具有自主知识产权的工艺技术。
积极开展脱硫新工艺研究，在高硫煤地区开展回收单质硫新技术的工业性研究及示范。开展氨法、活性焦法和其它资源回收型脱硫新技术的工业性研究。积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行新技术示范。扶持自有知识产权的脱硫脱硝技术，以废治废，利用白泥、电石渣为脱硫剂，应地制宜，开展脱硫脱硝新技术示范。
五、结语
本文在对企业现有生产和条件深入了解的基础上，提出了循环流化床干法脱硫工艺，并论证了其可行性。针对实际情况，设计了两种除尘方案，从场地布置、除尘设备到经济效益进行了可靠性对比。就二氧化硫污染防治的意义，提出大型火电厂脱硫、脱硝、除尘设计设计原则；提出了提高大型火电厂脱硫资源化综合利用具体看法。
作者简介：程亮、1978.03出生、男、籍贯（安徽桐城）、现工作单位（浙江城建煤气热电设计院有限公司）、工程师职称、本科学历、2001—2009年从事大型火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保设计，2010年至今从事热电厂机务专业设计和长距离热力网设计，研究方向： 热力、环保。
关键词： 火电厂 脱硫工艺 循环流化床干法脱硫 脱硫装置
近几年来，我国火电行业进入快速发展时期，要督促企事业单位按期完成烟气自动在线监控设备的安装和验收，并与环保部门联网运行。对烟气脱硫脱硝行业市场的规范提出了新的挑战。
一、当前大型火电厂脱硫、脱硝行业存在的主要问题
1.脱硫设施建设增长过快，规模过大，导致工程质量受到影响；多数火电厂的脱硫设施建设工期短，难以达到正常施工周期要求。脱硫市场混乱的突出表现，直接后果将影响脱硫设施建设的工程质量和可用率。烟气在线监测仪器未能发挥应有的效能和作用，不能对火电厂大气污染物排放情况实现实时监控；对脱硫设施的监管尚未全面到位。我国已投运的脱硫工艺中以石灰石-石膏法为主，但脱硫工艺路线单一，对脱硫副产物的处置和消纳尚未引起足够重视；部分电厂已出现堆放和抛弃的处置方式。大量的脱硫石膏要得到处置和消纳是十分困难的，既浪费资源、占用场地，又会产生新的二次污染。缺乏火电厂氮氧化物控制相关政策法规和标准体系。我国却仅有不到1%装机容量的火力电厂和少数中小型锅炉实施烟气脱硫。主要有脱硫成本问题、产物出路问题、以及引进技术国产化的问题。
2.脱硝行业尚处于起步阶段，脱硝技术主要依赖进口，具有自主知识产权的脱硝技术较少。我国目前在发电机组上应用的烟气脱硝技术除个别单位自行开发了具有自主知识产权的核心技术外，绝大多数单位采用的 SCR、 SNCR烟气脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段，脱硝企业的技术水平亟待提高。 目前，已有石灰石 -石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况相同，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石 -石膏法烟气脱硫技术仍是当前的主流工艺技术。目前应用于脱硝技术的催化剂主要依赖进口，致使脱硝运行成本较高；尽管国内目前已经建设了部分催化剂生产基地，但由于均是采用国外技术，甚至原料也要进口，因而制约着脱硝产业的发展；失效催化剂属危险废物，对它的处理处置问题应引起足够重视；普遍作为脱硝还原剂的液氨在储运和使用中的安全问题必须受到高度重视。
当前，脱硝行业开始步入快速发展期，因此应该认真吸取脱硝设施建设中的经验和教训，加强脱硝设施建设、技术设计与运行的全过程监管。
二、防治二氧化硫污染的意义
能源与环境是当今社会发展的两大问题。我国是产煤大国，也是用煤大国。随着国民经济的发展，煤炭资源利用越来越多，二氧化硫的排放量也日益增加，煤炭成为我国环境污染的主要污染源。燃烧所产生的大气污染物还没有得到有效的控制，由于技术水平低，我国电力构成仍以火电为主，电能在使用上有其它能源无可比拟的优越性，应从节能的观点出发和能源发展战略上考虑，将供各种工业和生活锅炉及民用所消耗的煤转化为电能，逐步达到先进产煤国家的80%煤用于发电的水平。
我国因燃煤而造成的二氧化硫排放逐年增加。因此，搞好燃煤电厂的二氧化硫排放控制，对于我国的环境保护有着重要的意义。為此，我国相继制定了一系列大气污染物排放标准。对大气污染物的排放要求越来越严格，对超标排放的罚款也在逐年增加。为了更好地控制二氧化硫的污染，国务院1997年批复了关于“两控区”的划分，即二氧化硫污染控制区和酸雨控制区，明确规定：在“两控区”内建、改造燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施，这就迫使电厂去寻求脱硫技术支持。国家出台了一系列促进火电厂二氧化硫控制的法律、法规和政策，推动了脱硫技术的科学研究和推广，脱硫技术被广泛关注起来，加快了火电厂烟气脱硫设施的建设，使我国二氧化硫污染防治取得了一定成效。预计在未来几年内，约有3亿千瓦装机的烟气脱硫装置投运和建设。
三、大型火电厂脱硫、脱硝、除尘设计设计原则
本文主要对电厂 2×100MW机组烟气脱硫装置进行了设计和可行性分析：针对工程的建设依据和建设条件，对比各种脱硫工艺，选择出最优脱硫工艺和除尘方案，详细论证了循环流化床干法脱硫技术 （CFB）在本工程的可行性；对工程的投资和损益做了估算及经济评价；对工程的整体布置、设备布置、电气、仪控、土建进行了可行性研究；评估了脱硫工程实施后的环境和社会效益；就工程中存在的安全问题制定了具体的安全措施。通过分析得出结论，本工程达到了脱硫的目的，满足了项目的要求，烟气排放符合国家标准。
本工程是按2×100MW锅炉的100%负荷全烟气脱硫进行设计；设计内容深度满足《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定》和《火力发电厂可行性研究报告内容深度规定烟气脱硫部分暂行规定》的要求；大气污染物排放应满足《火电厂大气污染物排放标准》、《关于修改（火电厂大气污染物排放标准》的通知》的要求以及地方标准；脱硫工程产生的废水、废渣、噪音等环境污染物应满足国家和地方现行标准的要求，废水应达标排放，脱硫工程设计中应考虑防尘、防腐蚀、防噪音等措施。鉴于本工程为改造项目，场地条件受到一定限制，在设计中应充分考虑现场条件，尽量减少改造拆除工作量。脱硫系统不影响发电系统各种工况的安全和正常运行。
1.脱硫工艺的选择应遵照“适应现场、工艺成熟、运行稳定、脱硫效率高、投资省、无二次污染”的原则。电厂附近有丰富的石灰石矿，并己形成了较好的开采体系，设计是以石灰粉作为脱硫吸收剂并直接从市场获得为基础，电厂厂内不再进行加工。脱硫副产品处置按综合利用为主的原则设计，并为脱硫副产品的利用提供必要条件，若暂时不具备条件，可先堆放在灰场，待条件具备后，再取出。除尘脱硫改造后，除灰系统以干除灰为主，水力除灰备用，尽量利用原有灰渣泵房内的水力除灰设备，除渣系统保持原系统不变。工程项目实施方式采用关键设备进口、其他设备国内配套的方式实施。 2.除尘方案的选择。两种除尘设备的比较。目前我国燃煤火电厂的建设，烟气除尘绝大部分采用电除尘器，制造、运行上都积累了丰富的经验。在运行火电机组中，只有个别电厂采用了布袋除尘器。国外火电厂烟尘处理技术是电除尘器和布袋除尘器并存，布袋除尘器在欧洲、美国、澳大利亚等国家应用广泛，布袋使用寿命超过3-6年。特别是对难收尘煤种和烟尘排放量控制严格时，布袋除尘器的优势更明显。目前国内可以生产布袋除尘器，但布袋滤料、隔膜阀和控制部分不过关，尚需要进口。
对于CFB干法脱硫，为了适应目前新版国家环保标准和以后更高的环保要求，以及CFB脱硫后烟气的特性（低温、高湿、高浓度、高比电阻、粉尘中钙基含量高，容易在电除尘器极板、极线上结块），二级除尘器一般采用两种方式：一种为特制电除尘器，另一种为布袋除尘器。我国目前运行的CFB脱硫装置均采用电除尘器，我国尚未有采用布袋除尘器的CFB脱硫装置。
3.烟气系统设计及流程。石灰粉采用密封罐车由石灰制粉厂送至电厂脱硫岛，利用汽车自备压缩空气自卸入石灰粉仓，通过计量式给粉机送至生石灰消化站，消化后通过气力输送至熟石灰粉仓储存。因为位置限制，两台炉各用1套吸收剂制备系统，包括生石灰粉仓、熟石灰粉仓、生石灰消化站、称重给料机、输送风机、流化风机等。吸收剂制备系统容量按脱硫系统3天需量设计。
方案一：吸收塔后布置布袋除尘器。电厂燃煤烟气自空预器出口由四路烟气汇流后，进入前预除尘器（双室单电场电除尘器，保证除尘效率85%），分离下的粉煤灰仍可保证现有途径的综合利用。经前预除尘器后的烟气沿烟道进入流化床反应塔底部文丘里管状的入口段。经过脱硫后的反应物连同飞灰及未反应的脱硫剂被烟气携带由流化床反应塔上部的出口流出，进入由原三电场电除尘器改装的布袋除尘器，布袋除尘器进口设置百叶窗机械除尘器，布袋除尘器分离下的脱硫反应产物连同飞灰及未反应的脱硫剂被脱除下来，通过返料装置返回吸收塔。净化后的烟气由引风机排至烟囱达标排放。烟道尺寸按烟气流速15m/s设计，确保烟道设计合理，同时避免高的阻力损失。
方案二：吸收塔后布置电除尘器。电厂燃煤烟气自空预器出口由四路烟气汇流后，进入前预除尘器（双室单电场电除尘器，保证除尘效率85%），分离下的粉煤灰仍可保证现有途径的综合利用。经前预除尘器后的烟气沿烟道进入流化床反应塔底部文丘里管状的入口段。经过脱硫后的反应物连同飞灰及未反应的脱硫剂被烟气携带由流化床反应塔上部的出口流出，进入经改造的二级电除尘器（三电场静电除尘器），在二级电除尘器的入口段设置一个百叶窗机械预除尘器，这样可避免烟尘浓度过大对电除尘器性能带来不利影响。机械预除尘器及二级电除尘器分离下的脱硫反应产物连同飞灰及未反应的脱硫剂被脱除下来，通过返料装置返回反应塔。净化后的烟气经过由引风机引排至烟囱达标排放。烟道尺寸按烟气流速15m/s设计，确保烟道设计合理，同时避免高的阻力损失。
四、提高大型火電厂脱硫资源化综合利用
目前，由于政策支持力度不够，行业之间合作不多，火电厂脱硫副产物石膏约 4000万吨 /年，而利用率仅为30%。因此应制订鼓励脱硫副产物综合利用的经济政策，研究制订天然石膏开采生态补偿的经济政策（收生态税），鼓励建立区域性的脱硫副产物综合利用专业机构，实现脱硫副产物的集约型利用。开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范，提高利用率，减少二次污染。
整体脱硫系统集成和服务方案的提供将是衡量业内企业核心竞争力的重要依据和评价标准。应加强核心技术团队的建设，提高对脱硫副产品再加工及关键接口技术等全产业链技术工艺的研发能力。
加强技术创新，开展脱硫新技术示范。国家有关部门应在政策、项目和资金上继续支持和组织实施 300MW及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和和引进技术再创新，重点解决工艺设计、设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。通过示范使脱硫工程技术达到国际先进水平，形成具有自主知识产权的工艺技术。
积极开展脱硫新工艺研究，在高硫煤地区开展回收单质硫新技术的工业性研究及示范。开展氨法、活性焦法和其它资源回收型脱硫新技术的工业性研究。积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行新技术示范。扶持自有知识产权的脱硫脱硝技术，以废治废，利用白泥、电石渣为脱硫剂，应地制宜，开展脱硫脱硝新技术示范。
五、结语
本文在对企业现有生产和条件深入了解的基础上，提出了循环流化床干法脱硫工艺，并论证了其可行性。针对实际情况，设计了两种除尘方案，从场地布置、除尘设备到经济效益进行了可靠性对比。就二氧化硫污染防治的意义，提出大型火电厂脱硫、脱硝、除尘设计设计原则；提出了提高大型火电厂脱硫资源化综合利用具体看法。
作者简介：程亮、1978.03出生、男、籍贯（安徽桐城）、现工作单位（浙江城建煤气热电设计院有限公司）、工程师职称、本科学历、2001—2009年从事大型火电厂脱硫、脱硝、除尘等环保设计，2010年至今从事热电厂机务专业设计和长距离热力网设计，研究方向： 热力、环保。