程永新

（中國(guó)電力工程顧問(wèn)集團(tuán)中南電力設(shè)計(jì)院有限公司，湖北 武漢 430071）

600 MW燃煤電廠超低排放技改方案及應(yīng)用

程永新

（中國(guó)電力工程顧問(wèn)集團(tuán)中南電力設(shè)計(jì)院有限公司，湖北 武漢 430071）

為實(shí)現(xiàn)某600 MW燃煤電廠煙氣污染物排放達(dá)到超低排放的目標(biāo)，結(jié)合技改前煙氣系統(tǒng)配置及布置情況，采用以低低溫為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線，提出了 “鍋爐燃燒器低氮改造+脫硝裝置（備用層加裝催化劑）+煙氣冷卻器+低低溫靜電除塵器+脫硫裝置（交互式噴淋及托盤(pán)）+濕式電除塵器+煙氣再熱器+干煙囪”的技改方案。通過(guò)提效改造后，煙氣氮氧化物、二氧化硫、煙塵排放濃度分別為36.8mg/Nm3、21.6mg/Nm3、1.7mg/Nm3，性能指標(biāo)優(yōu)于燃機(jī)排放限值。利用低低溫?zé)煔庥酂嵯到y(tǒng)中多余的熱量加熱凝結(jié)水，由此可節(jié)約標(biāo)煤耗0.59 g/kW·h。該項(xiàng)目超低排放技改方案的成功應(yīng)用，可為后續(xù)類(lèi)似工程技改時(shí)設(shè)計(jì)參考。

燃煤電廠；超低排放；協(xié)同治理；低低溫靜電除塵器；濕式靜電除塵器；低氮燃燒器

0　引言

針對(duì)燃煤電廠煙氣污染物高效脫除技術(shù)，德國(guó)諾爾公司和美國(guó)巴威公司分別開(kāi)發(fā)了雙循環(huán)和托盤(pán)技術(shù)，脫硫效率均可達(dá)98%以上。對(duì)于脫硫塔協(xié)同除塵能力的研究，日本已較早應(yīng)用于Haramachi、碧南等電廠，其濕法脫硫塔出口煙塵濃度可控制在5 mg/m3以下。美國(guó)是率先對(duì)燃煤電站提出控制PM2.5排放的國(guó)家，主要通過(guò)在脫硫塔后設(shè)置濕式電除塵器來(lái)脫除PM2.5。國(guó)內(nèi)燃煤電廠煙氣污染物治理常規(guī)技術(shù)路線主要側(cè)重于單一設(shè)備脫除單一污染物，沒(méi)有考慮各設(shè)備間的協(xié)同脫除效應(yīng)，導(dǎo)致脫除效果難以滿足現(xiàn)行超低排放標(biāo)準(zhǔn)的要求。近年來(lái)，國(guó)內(nèi)相關(guān)企業(yè)自主研發(fā)或采用引進(jìn)技術(shù)，已提出了多種超低排放技術(shù)路線。其中以低低溫為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線，成為當(dāng)前國(guó)內(nèi)新（改）建工程中超低排放的主要技術(shù)方案［1，2］。以某600 MW超超臨界燃煤機(jī)組超低排放改造為例，分別對(duì)脫硝、除塵、脫硫系統(tǒng)的改造方案進(jìn)行闡述及分析，采用煙氣協(xié)同治理技術(shù)實(shí)現(xiàn)超低排放的同時(shí)，還可利用低低溫?zé)煔庥酂嵯到y(tǒng)中多余的熱量加熱凝結(jié)水以節(jié)約煤耗，真正實(shí)現(xiàn)了燃煤電廠節(jié)能減排的雙重目標(biāo)。

1　改造前煙氣系統(tǒng)主要配置簡(jiǎn)介

1.1鍋爐

鍋爐為哈爾濱鍋爐廠提供的超超臨界變壓運(yùn)行直流鍋爐，型號(hào)為HG-1795/26.15-YM1，П型布置、單爐膛、改進(jìn)型低氮 PM（Pllution-Minimum）主燃燒器和分級(jí)送風(fēng)燃燒系統(tǒng)、墻式切圓燃燒方式，一次中間再熱、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)。

1.2脫硝系統(tǒng)

脫硝系統(tǒng)采用選擇性催化還原SCR（Selective Catalytic Reduction）技術(shù)，還原劑選用液氨。在設(shè)計(jì)煤種、600 MW工況、入口NOx濃度≤450 mg/Nm3條件下，催化劑采用2+1模式設(shè)置（運(yùn)行初期安裝2層催化劑，預(yù)留第3層催化劑空間），脫硝效率不小于80%。脫硝系統(tǒng)采用雙反應(yīng)器，布置在省煤器與空氣預(yù)熱器之間的高含塵區(qū)域。

1.3靜電除塵器

每臺(tái)鍋爐配置2臺(tái)雙室四電場(chǎng)靜電除塵器，型號(hào)為:2BEL459/2-4。除塵器進(jìn)口煙氣溫度120℃，入口煙塵濃度為29.5 g/m3，保證除塵效率≥99.7%。該廠于2011年對(duì)第一電場(chǎng)原工頻電源進(jìn)行了高頻電源（GGYAJ-1.8A/72KV）及相關(guān)控制系統(tǒng)升級(jí)改造。

1.4脫硫系統(tǒng)

脫硫系統(tǒng)采用石灰石一石膏濕法工藝，一爐一塔，設(shè)置有脫硫增壓風(fēng)機(jī)及回轉(zhuǎn)式GGH（Gas-Gas Heater），吸收塔采用噴淋塔，配備3臺(tái)漿液循環(huán)泵及3層噴淋層，無(wú)托盤(pán)，設(shè)置2層屋脊式除霧器。在燃用設(shè)計(jì)煤種（S=1.0%），脫硫效率按不小于95%設(shè)計(jì)。

2　超低排放改造設(shè)計(jì)邊界條件及技術(shù)路線選取原則

2.1超低排放改造設(shè)計(jì)邊界條件

對(duì)于改造工程而言，煤質(zhì)資料的分析及確定是重要的設(shè)計(jì)邊界條件之一。本案例原設(shè)計(jì)煤種為淮南煙煤，校核煤種為晉北煙煤。但電廠實(shí)際運(yùn)行燃煤來(lái)源不定，煤種較多且變化較大，因此環(huán)保技改工程需結(jié)合實(shí)際燃用的煤質(zhì)資料、灰分成份及煤炭摻燒情況確定技改煤質(zhì)資料，見(jiàn)表1所示（部分內(nèi)容）。

表1　技改煤質(zhì)資料

2.2超低排放改造技術(shù)路線選取原則

超低排放改造在充分利用現(xiàn)有設(shè)備的基礎(chǔ)上應(yīng)盡可能降低能耗和成本。目前各種超低排放技術(shù)路線方案中，利用煙氣協(xié)同治理技術(shù)是當(dāng)前應(yīng)用較多的方案之一。所謂煙氣協(xié)同治理技術(shù)是指在同一設(shè)備內(nèi)實(shí)現(xiàn)兩種及以上的煙氣污染物的同時(shí)脫除，或?yàn)橄乱涣鞒淘O(shè)備的污染物脫除創(chuàng)造有利條件，以及某種煙氣污染物在多個(gè)設(shè)備間高效聯(lián)合脫除的技術(shù)［3，4］。該技術(shù)路線以低低溫電除塵器為核心要素，根據(jù)相關(guān)研究成果［5］，適用于煙氣灰硫比CD/S大于100的燃煤電廠。

根據(jù)技改煤質(zhì)資料計(jì)算，灰硫比為334（設(shè)計(jì)煤質(zhì)）、248（校核煤質(zhì)），滿足煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線中以低低溫為核心要素的應(yīng)用條件。綜合考慮現(xiàn)有系統(tǒng)配置及遠(yuǎn)期減排目標(biāo)，提出了如下超低排放技術(shù)路線，其基本藝流程如圖1所示。

圖1　煙氣超低排放技術(shù)路線工藝流程圖

3　脫硝系統(tǒng)

3.1脫硝系統(tǒng)運(yùn)行情況

鍋爐原設(shè)計(jì)采用的是由哈爾濱鍋爐廠配備的PM主燃燒器+分級(jí)送風(fēng)燃燒系統(tǒng)。最低穩(wěn)燃負(fù)荷到滿負(fù)荷運(yùn)行中省煤器出口處NOx的排放濃度維持在300～600 mg/m3之間，偏離設(shè)計(jì)值保證值≤450 mg/m3范圍。2013年，該廠對(duì)兩臺(tái)機(jī)組進(jìn)行了加裝脫硝系統(tǒng)的改造，采用2+1層蜂窩式催化劑，鍋爐整體NOx排放水平基本控制在45～80 mg/m3左右。

3.2脫硝系統(tǒng)改造技術(shù)方案

（1）鍋爐低氮燃燒器改造

主燃燒器保持原有標(biāo)高不變，將現(xiàn)有的PM燃燒器全部更換為新型 M-PM（Mitsubishi Pllution-Minimum）燃燒器［6］，每墻更換5個(gè)，共20個(gè)。新增二次風(fēng)噴口每墻5個(gè)，共20個(gè)。煤粉管道由PM分離器至燃燒器入口段更換直管段，包括三維膨脹節(jié)20只。附加燃燼風(fēng)A-A（Additional Air）燃燒器保持原有標(biāo)高更換噴口，每角8個(gè)，共32個(gè)。通過(guò)低氮燃燒器改造后，在40% ～100%BMCR工況下省煤器出口（即SCR進(jìn)口）NOx排放≤260 mg/Nm3。

（2）SCR脫硝裝置提效方案

脫硝裝置原設(shè)計(jì)初裝兩層催化劑，設(shè)計(jì)脫硝效率80%，預(yù)留第三層催化劑安裝空間。脫硝提效需增加催化劑體積，可采用在預(yù)留層增加催化劑方案，即3層催化劑均投運(yùn)，脫硝入口濃度按照300 mg/Nm3、脫硝效率85%進(jìn)行設(shè)計(jì)，改造后SCR出口NOx濃度降低到45 mg/Nm3以下。經(jīng)核算，燃燒控制優(yōu)化后脫硝系統(tǒng)需氨量小于原設(shè)計(jì)值，因此氨區(qū)所有設(shè)備均不需要重新選型，只需在預(yù)留層新增催化劑及聲波吹灰器，更換SCR氨氣調(diào)節(jié)閥即可。

在鍋爐實(shí)施低氮燃燒改造的基礎(chǔ)上，通過(guò)SCR脫硝裝置利用備用層催化劑等措施，該廠機(jī)組煙氣的NOx排放可滿足超低排放要求，但改造后SCR系統(tǒng)阻力略增加約200 Pa，引風(fēng)機(jī)運(yùn)行電耗約增加2%，同時(shí)由于SCR入口NOx濃度由450 mg/Nm3降低到260 mg/Nm3，SCR液氨耗量降低，單臺(tái)鍋爐每年可節(jié)省液氨費(fèi)用約189萬(wàn)元。

4　除塵系統(tǒng)

4.1除塵器系統(tǒng)運(yùn)行情況

由于實(shí)際運(yùn)行燃煤來(lái)源不穩(wěn)定，尤其在滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，除塵器出口平均煙塵排放濃度約35 mg/Nm3。

4.2除塵系統(tǒng)改造技術(shù)方案

（1）管式煙氣加熱器 MGGH（Mitsubishi Gas-Gas heater）+低低溫靜電除塵器

由于機(jī)組實(shí)際運(yùn)行排煙溫度最高達(dá)到150℃以上，為了充分利用煙氣余熱及提高除塵效率，采用了低低溫電除塵技術(shù)，將電除塵器入口煙氣溫度降至酸露點(diǎn)以下，從而降低煙塵比電阻及煙氣體積流量，提高除塵性能及效率［7，8］。煙氣余熱系統(tǒng)采用兩級(jí)煙氣換熱器，第一級(jí)煙氣冷卻器設(shè)置在除塵器入口，將煙氣溫度從150℃降至85℃；第二級(jí)煙氣再熱器設(shè)置在濕式電除塵器出口，拆除原有回轉(zhuǎn)式GGH，將脫硫凈煙氣溫度從46℃升至72℃，此系統(tǒng)采用閉式循環(huán)水作為媒介，與煙氣進(jìn)行熱交換，圖2為管式MGGH系統(tǒng)示意流程。

圖2　管式MGGH系統(tǒng)示意流程圖

另外，在除塵器一電場(chǎng)配置高頻電源的基礎(chǔ)上對(duì)最后兩電場(chǎng)設(shè)置脈沖電源，單臺(tái)爐共計(jì)8臺(tái)脈沖電源。在除塵器入口煙塵濃度為17g/Nm3（技改設(shè)計(jì)煤質(zhì)）時(shí)，除塵效率提升至99.89%，除塵器出口煙塵含量控制在15mg/Nm3。并且將原除塵器灰斗、灰斗氣化風(fēng)、瓷軸絕緣子等整套低壓電加熱改造成蒸汽加熱［9，10］，即利用輔助蒸汽對(duì)除塵器灰斗進(jìn)行加熱，使灰斗溫度達(dá)到100 ～120℃，其凝結(jié)水為高溫飽和水，再分別通入瓷套瓷軸熱風(fēng)加熱器和灰斗氣化風(fēng)加熱器，將瓷套瓷軸風(fēng)加熱到110～120℃，灰斗氣化風(fēng)加熱到120～150℃，最后成為60～70℃的過(guò)冷水排放至疏水?dāng)U容器水箱，全系統(tǒng)蒸汽熱利用效率接近90%。此系統(tǒng)方案以適應(yīng)低低溫除塵技術(shù)，滿足節(jié)能、除塵和輸灰通暢的要求。圖3為改造后的低低溫靜電除塵器入口煙氣冷卻器平面布置。

（2）濕式靜電除塵器

濕式靜電除塵器與干式電除塵器除塵原理基本相同，都要經(jīng)歷氣體電離、粉塵荷電、收集和清灰四個(gè)階段。與干式電除塵器振打清灰不同的是，濕式電除塵器采用自沖刷、噴霧沖刷和液膜沖刷等方式來(lái)進(jìn)行清灰。目前國(guó)內(nèi)外濕式電除塵器技術(shù)主要差別在于陽(yáng)極板材質(zhì)的選取，主要有柔性電極、金屬電極和導(dǎo)電玻璃鋼電極三種形式［11］。

圖3　低低溫靜電除塵器入口煙氣冷卻器平面布置

根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)表明［12］，金屬板式濕式靜電除塵器不僅對(duì)微細(xì)顆粒物PM2.5具有較高的脫除效率，而且對(duì)含濕氣體中的SO3酸霧、重金屬等具有良好的協(xié)同脫除效果。故本工程在脫硫吸收塔后加裝2臺(tái)雙室兩電場(chǎng)金屬板式濕式靜電除塵器，同極距為300 mm，陽(yáng)極板板長(zhǎng)為11 m，煙氣流速為2.3 m/s。濕式靜電除塵器的煙氣處理能力可滿足各種工況的煙氣量，顆粒物脫除效率按入口最大20 mg/Nm3、出口3 mg/Nm3時(shí)設(shè)計(jì)，去除率不小于85%。圖4為改造后的濕式靜電除塵器及煙氣再熱器平面布置。

圖4　濕式靜電除塵器及煙氣再熱器平面布置

5　脫硫改造技術(shù)方案

5.1脫硫系統(tǒng)運(yùn)行情況

自脫硫系統(tǒng)投產(chǎn)后其脫硫效率等性能參數(shù)在達(dá)到峰值之后呈下降趨勢(shì)，主要原因有回轉(zhuǎn)式GGH漏風(fēng)增加、漿液循環(huán)泵出力不夠、噴淋層堵塞等。在平均含硫量為0.55%時(shí)，對(duì)應(yīng)的煙囪出口SO2排放濃度約為75 mg/Nm3。同時(shí)考慮到本項(xiàng)目回轉(zhuǎn)式GGH漏風(fēng)現(xiàn)象較為嚴(yán)重，為保證脫硫效率，故將回轉(zhuǎn)式GGH拆除并在此基礎(chǔ)上進(jìn)行脫硫提效改造。

5.2脫硫系統(tǒng)改造技術(shù)方案

綜合考慮原有脫硫系統(tǒng)的配置情況以及現(xiàn)場(chǎng)場(chǎng)地條件等因素，脫硫提效采用 “托盤(pán)+兩層標(biāo)準(zhǔn)噴淋層+一層交互式噴淋層”方案。通過(guò)吸收塔內(nèi)設(shè)置托盤(pán)，保持有一定高度的液膜，增加煙氣在吸收塔中的停留時(shí)間；對(duì)噴淋層進(jìn)行增容改造提高液汽比，改善塔內(nèi)氣流分布，強(qiáng)化脫硫傳質(zhì)效果來(lái)實(shí)現(xiàn)脫硫增效。同時(shí)為降低吸收塔出口霧滴含量，增加一層管式除霧器。

（1）吸收塔本體改造

保持原下層與中層噴淋層不改動(dòng)，將原上層標(biāo)準(zhǔn)噴淋層改為交互式噴淋層，改造后的交互式噴淋層對(duì)應(yīng)2臺(tái)吸收塔循環(huán)泵。并在吸收塔入口與下層噴淋層之間增加一層托盤(pán)，材質(zhì)采用1.452 9雙相不銹鋼，開(kāi)孔率為35%，厚度為3 mm。原兩層屋脊式除霧器底部增加一層管式除塵器，為配合濕式電除塵器的布置，吸收塔本體凈煙氣出口向鍋爐側(cè)旋轉(zhuǎn)90°。改造后，在燃煤含硫量0.7%和600 MW工況下吸收塔運(yùn)行阻力為1 811 Pa，在燃煤含硫量1.08%和600 MW工況下吸收塔運(yùn)行阻力為2 537 Pa。

（2）吸收塔漿液循環(huán)系統(tǒng)改造

采用增加噴淋層漿液循環(huán)量來(lái)增加吸收塔的液氣比和噴淋循環(huán)量，需提高漿液循環(huán)泵出力。脫硫吸收塔原有配置三臺(tái)循環(huán)泵，流量均為9 800 m3/h，揚(yáng)程分別為20.6 m/22.4 m/24.2 m，額定功率分別為900 kW/900 kW/1 000 kW。保持原有三臺(tái)循環(huán)泵不變，新增一臺(tái)循環(huán)泵流量為7 100 m3/h，揚(yáng)程為24.0 m，額定功率為800 kW，新增循環(huán)泵與原有的24.2 m揚(yáng)程循泵組成最上層交互式噴淋層。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)情況重新合理布置交互式噴淋層循環(huán)管道及增加的漿液循環(huán)泵，改造后塔內(nèi)漿液循環(huán)時(shí)間為3.6 min。

（3）脫硫輔助系統(tǒng)及水量平衡核算

脫硫輔助系統(tǒng)主要包括石灰石漿液系統(tǒng)、氧化風(fēng)系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)等。經(jīng)過(guò)核算后，原系統(tǒng)設(shè)計(jì)裕量可滿足技改后的脫硫系統(tǒng)設(shè)計(jì)出力要求。

由于采用低低溫除塵器后，進(jìn)入吸收塔入口煙氣溫度約為95℃，可大幅降低脫硫系統(tǒng)蒸發(fā)水耗［13］。此時(shí)脫硫系統(tǒng)在脫硫設(shè)計(jì)煤種工況下，單臺(tái)機(jī)組工藝水耗量為73 t/h。每臺(tái)機(jī)組濕式電除塵器的廢水排放量約為22 t/h，此部分廢水含固量約為2 000～3 000 mg/L，廢水經(jīng)過(guò)預(yù)澄清器固液分離后，上部清水約20 t/h（含固量小于500 mg/L）自流入除霧器清洗水箱，用于除霧器沖洗，預(yù)澄清器底部濃縮液約2 t/h，直接補(bǔ)充到吸收塔，單臺(tái)組脫硫提效改造后的廢水排放量為5.2 t/h。

在四臺(tái)漿液循環(huán)泵同時(shí)運(yùn)行時(shí)，在燃煤含硫量1.08%和600 MW工況下，煙囪出口SO2排放濃度≤35 mg/Nm3。

與其他脫硫提效改造技術(shù)（單塔雙循環(huán)、串聯(lián)雙塔等方案）相比［14］，該方案具有如下技術(shù)特點(diǎn):（a）充分利用原有脫硫設(shè)備和系統(tǒng)，改造量少、系統(tǒng)簡(jiǎn)單、工程投資低；（b）改造期間停機(jī)時(shí)間短；（c）技術(shù)成熟、可靠性高；（d）脫硫效率高。

6　超低排放改造效果及經(jīng)濟(jì)性分析

該項(xiàng)目對(duì)脫硝、除塵、脫硫環(huán)保設(shè)施改造投入運(yùn)行后，通過(guò)當(dāng)?shù)丨h(huán)保保護(hù)檢測(cè)中心檢測(cè)，600 MW 工況時(shí)，煙氣 NOx排放濃度為 36.8 mg/Nm3、SO2排放濃度為21.6 mg/Nm3、煙塵排放濃度為1.7 mg/Nm3，性能指標(biāo)均優(yōu)于設(shè)計(jì)值，實(shí)現(xiàn)了超低排放的目標(biāo)。

本技改方案工程靜態(tài)投資單臺(tái)機(jī)組約增加0.99億元，發(fā)電單位成本增加3.3分/kW·h。與超低排放技改前相比，煙塵、SO2、NOx年排放量分別約減少162 t、550 t、548 t，環(huán)境效益改善較明顯。同時(shí)，由于設(shè)置了MGGH方案，優(yōu)先保證煙氣再熱器出口煙溫滿足72℃的條件下，多余的熱量通過(guò)布置在煙氣再熱器后的管殼式水水換熱器，實(shí)現(xiàn)對(duì)凝結(jié)水加熱系統(tǒng)的輔助加熱，由此可節(jié)約標(biāo)煤耗0.59 g/kW·h。

7　結(jié)論

根據(jù)煤質(zhì)情況、現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施排放狀況，以安全、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保為原則確定合適的技術(shù)路線是實(shí)現(xiàn)超低排放關(guān)鍵因素。借鑒國(guó)內(nèi)外成功運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，該電廠國(guó)產(chǎn)600 MW超臨界燃煤機(jī)組通過(guò)鍋爐燃燒器低氮改造、脫硝裝置備用層加裝催化劑、低低溫電除塵系統(tǒng)改造、吸收塔交互式噴淋及托盤(pán)改造、拆除回轉(zhuǎn)式GGH、設(shè)置濕式電除塵器及MGGH等多項(xiàng)技術(shù)措施后，實(shí)現(xiàn)燃煤電廠煙氣超低排放技改目標(biāo)，可供類(lèi)似工程技改時(shí)設(shè)計(jì)參考。

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Ultra-low Emission Technological Scheme and Application for 600 MW Coal-fired Power Plant

CHENG Yongxin
（Central Southern China Electric Power Design Institute of China Power Engineering Consulting Group Corporation，Wuhan 430071，China）

To achieve ultra low emission targets of a 600 MW coal-fired power plant flue gas emissions combined with technological transformation of flue gas system configuration and layout，usedlow-low temperature as the core of the flue gas synergistic control technology route，proposes the technology scheme.The scheme comproses of boiler burner of low nitrogen transformation，removal of denitration device（reserve layer added catalyst），flue gas cooler，low-low temperature electrostatic precipitator（ESP），desulfurization device（interactive spray and tray），wet electrostatic precipitator，flue gas reheater and dry chimney.After transformation flue gas nitrogen oxides，sulfur dioxide，dust emission concentration are 36.8mg/Nm3、21.6mg/Nm3、1.7mg/Nm3，and the performance is better than that of gas turbine generator’s fuel gas emission limits.Used low-low temperature flue gas excess heat system to heat condensation water，which can save standard coal consumption 0.59g/kWh.The successful application of the scheme can be used as a reference for the design of similar projects in the future.

coal-fired power plant；ultra-low emission；synergistic control technology；low-low temperature ESP；wet ESP；low nitrogen burner

TK09

A DOI：10.3969/j.issn.1672-0792.2016.07.013

2016-05-05。

程永新（1981-），男，高級(jí)工程師，主要從事火力發(fā)電廠熱機(jī)設(shè)計(jì)工作，E-mail:chengyongxin@csepdi.com。