电厂脱硫石膏结晶水测定仪

各位大师，最近我公司利用碳酸钙进行烟气脱硫，脱硫以后生成石膏，可是还没找到适当的分析方法，请和位大师推荐这方面的方法，最好是有关推荐国家或行业标准。谢谢！

请问各位： 脱硫副产品石膏成分分析，包括石膏量、剩余湿度、二水硫酸钙含量、半水亚硫酸钙含量、碳酸钙含量、氯离子含量、镁离子含量以及剩余湿度的测试方法有没有国家标准呀？急用呢~~~~请诸位大虾一定不吝赐教，谢谢先~~~~

[font=微软雅黑][size=16px][color=#161616]天然气净化脱硫剂、脱硫石膏属于固体废物，不属于危险废物。天然气脱硫剂主要成分为氧化铁，本身不具有危险特性，未纳入《国家危险废物名录》（2016版），但天然气脱硫剂往往含有二氧化硫或其他有机成分，部分省市在管理过程中将其参照危险废物进行管理，提高管理级别。[/color][/size][/font][font=微软雅黑][size=16px][color=#161616]普通烟气脱硫剂与脱硫石膏最后成分主要为硫酸钙，不属于危险废物。如果脱硫剂、脱硫石膏中混入了其他危险废物（如重金属、焚烧飞灰），按照危险废物混合原则，按照危险废物进行管理。[/color][/size][/font]

石灰石－石膏法烟气脱硫系统中进入吸收塔的石灰石浆液密度和吸收塔浆液密度都需要准确测量，前者关系到脱硫效率，后者则控制着吸收塔生成物石膏的品质。 石灰石浆液中固态物质含量较高，达20％一30%；脱硫后的浆液中含有大量的石膏结晶，磨蚀性较强。因此，脱硫系统浆液密度测量仪器选型应充分考虑脱硫浆液的腐蚀、磨损、悬浮固体颗粒的沉积、结垢等各种因素，尽可能兼顾到其可用性、可靠性和可控性。 国内脱硫系统浆液密度测量方法以科氏力质量流量计为主，由于该种形式的密度计对流量要求高，但实际现场由于流速高，磨损非常大；同时由于使用过程中逐步磨损，测量的零点会出现飘移，经常出现测量不准和备品备件频繁损坏的现象，需要不断的进行校验和更换新的备品、维护成本极高。 差压式原理测量浆液密度的方法占5%。传统的测量方法是分别将两台液位变送器安装在距离吸收塔或石灰石浆槽底部标高0.5米和1.5米的地方，安装角度采用向下倾斜30度安装并加装手动隔离阀，采用间隔性冲洗。这种方法需要在系统里设定公式计算出浆液的密度，现场没有密度显示，同时这种安装方式经常造成介质沉积和堵塞问题。 我公司生产的智能差压式密度计，直接显示和输出密度值，用户无需再计算。同时我公司经过大量的实践，总结出两种比较好的安装方式，可以达到稳定测量。 第一种，塔或罐体侧壁双法兰安装： 这种安装方式式不会造成气泡或介质颗粒的沉积和堵塞，只要取压口避开搅拌器搅拌时产生的漩涡面，就可以达到稳定测量。当存在线性误差时，我公司可以免费提供软件进行修正。 第二种安装方式：管道旁通安装。 这种管道安装方式，如果浆液流速过快，会造成大的测量误差和测量的不稳定、甚至无法测量，所以，需要控制好流速，才能稳定测量。控制流速，首先考虑旁通安装，这样便于选择小管径的密度计，节约经费。当密度计只能安装于主管道时，我们会根据实际流量大小计算流速后选择合适的密度计管径，将流速降到最佳值，流体流经密度计时会经历扩管、缩管的过程，这其中要避免产生涡流现象。密度计测量室与膜片之间有足够宽的距离，喇叭状狐形焊接，这种结构的好处除了介质流经测量室时不会直接冲刷膜片保证产品的寿命外，也能防止颗粒介质或气泡聚集所带来的测量误差。另外，管道式密度计都加装有在线清洗口，当停机时，不用拆下管道就可以在线清洗膜片，这样大大减少了维护人员的维护时间。同样当密度计存在线性误差时我们也可以用软件进行修正。同样是差压式密度计，由于存在质量和结构方面的差别，有的厂家的产品并不好用。我公司的密度计结构方面的优势，上面已经介绍了，质量方面，膜片的焊接技术和充油技术也很重要。如果膜片焊接技术不好，当测量中存在过压或负压时会造成感压膜片失去弹性作用导致测量终止。充油技术也很重要。充的硅油量要适量，如果油少了，测量值会慢慢漂移偏低，充得太多，温度变化时可能引起膜片膨胀变形等后果。差压式密度计是一款简单、实用、性价比高的产品。我公司的产品在东湖高新安庆电厂、大唐电信韩城电厂、北方联合电力临河电厂、丰镇电厂、攀钢、链钢、轧钢等石灰石湿法脱硫中都运行良好。

电厂脱硫废水由于其高浊度、高硬度，高含盐量、污染物种类多，且不同电厂水质波动大等特点，因此电厂脱硫废水处理成为燃煤电厂中成分最为复杂、处理难度最大的工业废水。成都废水处理公司总结电厂脱硫废水具体特点：1、含盐量高。脱硫废水中的含盐量很高，变化范围大，一般在30000～60000mg/L 。2、悬浮物含量高。脱硫废水中的悬浮物大多在10000mg/L以上，并且由于受煤种的变化和脱硫运行工况的影响，在某些极端情况下，悬浮物质量浓度甚至可高达60000mg/L 。3、硬度高导致易结垢。脱硫废水中的Ca2+、SO42-、Mg2+ 含量高，其中SO42-在4000mg/L以上，Ca2+在1500～5000mg/L，Mg2+在3000～6000mg/L，并且CaSO4处于过饱和状态，在加热浓缩过程中容易结垢。4、腐蚀性强。脱硫废水中的盐分高，尤其是Cl－含量高，且呈酸性(pH为4～6. 5)，腐蚀性非常强，对设备、管道材质防腐蚀要求高。5、水质随时间和工况不同而变化。电厂脱硫废水中主要含有 Ca2+、Mg2+、Cl-、Na+、K+等各种重金属离子，并且组分变化大。

近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，烟气脱硫产业化取得了重大进展，国产化能力基本可以满足“十一五”时期减排二氧化硫的需要。一、火电厂烟气脱硫产业化取得重大进展 2005年底，我国建成投产的烟气脱硫机组容量由2000年的500万千瓦上升到了5300万千瓦，增长了近10倍，约占火电装机容量的14％，正在建设的烟气脱硫机组容量超过1亿千瓦。目前，已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况一样，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫仍是主流工艺技术。据统计，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫工艺技术中，石灰石-石膏湿法占90％以上。总体看，我国烟气脱硫产业已具备了年承担近亿千瓦装机脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。 （一）脱硫设备国产化率已达90%以上。石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备，如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等，国内已具备研发和生产加工能力。如石家庄泵业有限公司生产的系列脱硫浆液循环泵已应用于96个脱硫工程；成都电力机械厂生产的脱硫增压风机已应用于100个脱硫工程；上海锅炉厂生产的气气换热器已应用于60个脱硫工程。从设备采购费用看，石灰石-石膏湿法脱硫工艺技术设备、材料国产化率达到90％左右，部分烟气脱硫工程国产化率超过了95%，其它工艺技术的设备国产化率大于90％。 （二）烟气脱硫主流工艺技术拥有自主知识产权。通过自主研发和引进、消化吸收再创新，我国已拥有了30万千瓦级火电机组自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术，并经过了一年以上的工程实践检验。如苏源环保工程股份有限公司研发的具有自主知识产权的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，已成功应用于太仓港环保发电有限公司二期2×300MW烟气脱硫工程；北京国电龙源环保工程有限公司在引进德国技术基础上消化、吸收和再创新，拥有了自主知识产权的石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术，并成功应用于江阴苏龙发电有限公司三期2×330MW烟气脱硫工程。以上两个工程项目经过一年多的实际运行检验，并通过了工程后评估，专家认为两公司拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术都具有成熟、可靠、适用性强的特点，达到了国际先进水平。其它工艺技术我国大多也拥有自主知识产权，只是应用于机组容量20万千瓦及以下火电机组，有些刚刚投运或正在施工建设，有待实践检验。 （三）具备烟气脱硫工程总承包能力。截止2005年底，具备一定技术、资金、人员实力，且拥有10万千瓦及以上机组烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50家；其中，合同容量超过200万千瓦装机的公司有17家，超过1000万千瓦装机的公司有7家。北京国电龙源环保工程有限公司总承包合同容量达到了2471万千瓦。 （四）脱硫工程造价大幅度降低。由于烟气脱硫设备国产化率大幅度提高及市场竞争等因素，烟气脱硫工程造价大幅降低，如30万千瓦及以上新建火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价已由最初的1000多元（人民币，下同）降到目前的200元左右。20万千瓦及以下现有火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价也降至250元以下。二、存在的主要问题 （一）烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。采用国外技术，要向国外公司支付技术引进费和技术使用费。据初步测算，已向国外公司支付技术引进费约3.2亿元，技术使用费约3亿元。 （二）脱硫市场监管急需加强。近几年，由于脱硫市场急剧扩大，一批从事脱硫的环保公司如雨后春笋般诞生。但行业准入缺乏监管，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定，脱硫公司良莠不齐，一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。另外，对烟气脱硫工程招投标的监管不到位或监管不力，部分工程招投标存在走过场现象。 （三）部分脱硫设施难以高效稳定运行。据业内人士反映，目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60％，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策没及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管

同上题，用的是DL31水分测定仪，请问测定结晶水的水份含量有什么技巧或注意点。谢谢[em44]

请问脱硫石膏中硫酸钙，亚硫酸钙，碳酸钙等组分分析，可以用XRD分析吗，样品中为电石渣浆脱硫后产物。谢谢！

石膏中的硫酸钙，亚硫酸钙，测定比较麻烦都得用重量法。 是不是能用荧光仪直接熔样或者压饼测定呢。 有没有哪位大大试验过呢

燃煤锅炉烟气脱硫途径通常可分为三种：1，燃烧前脱硫，如机械浮选法、强磁分离法等；2，燃烧中脱硫，如炉内喷钙以及采用CFBC等；3，燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD），这是当今世界上普遍采用的方法。而烟气脱硫按反应产物的物质形态（液态、固态）可分为湿式、半干式和干式三种，湿法烟气脱硫技术占85%左右,其中石灰石石膏法约占36.7%,其它湿法脱硫技术约占48.3%；喷雾干燥脱硫技术约占8.4%；吸收剂再生脱硫法约占3.4%；炉内喷射吸收剂及尾部增湿活化脱硫法约占1.9%；其它烟气脱硫形式有电子束脱硫、海水脱硫、循环流化床烟气脱硫等。由于对环境保护的日益重视和大气污染物排放量的更加严格控制，我国新建大型火电厂和现役电厂主力机组必须安装相应的烟气脱硫装置以达到国家环保排放标准。 就我国的烟气脱硫技术而言，西南电力设计院早在80年代就完成了旋转喷雾干燥法烟气脱硫技术的研究，并在四川白马电厂建立了处理烟气量为70000Nm3/h的旋转喷雾干燥法脱硫工业试验装置，1991年正式移交生产运行。“八五”期间电力部门在有关部门的支持下进行了华能珞璜电厂2台360MW机组石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、山东黄岛电厂旋转喷雾干燥法烟气脱硫、山西太原第一热电厂高速水平流简易石灰石-石膏法湿式烟气脱硫、南京下关电厂2台125MW机组的炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、四川成都热电厂电子束烟气脱硫、深圳西部电厂300MW机组海水脱硫等不同工艺的中外合作示范项目或商业化试点脱硫项目。国家经贸委在《“九五”国家重点技术开发指南》中确定了燃煤电厂脱硫主要技术开发内容有1，石灰/石灰石洗涤法脱硫技术；2，喷雾干燥法脱硫技术；3，炉内喷钙及尾部增湿活化脱硫技术；4，排烟循环流化床脱硫技术，这给我国烟气脱硫技术的研究与开发指明了方向。其中湿式石灰/石灰石洗涤法脱硫技术已经由国家电力公司引进国外技术消化吸收并形成国产化；喷雾干燥法脱硫技术我国通过多年的研究和试验已基本掌握设计、制造100MW机组烟气脱硫技术的实力。 纵观当今烟气脱硫技术的现状，目前世界上大机组脱硫以湿法脱硫占主导地位，选用湿法脱硫装置的机组容量占总数的85%，但湿法脱硫一次性投资昂贵、设备运行费用较高。随着经济的发展，发展中国家的环保形势越来越严重，为适应这些国家脱硫市场的需要，许多国家都在致力开发高效干法脱硫技术。本文简单介绍目前有广泛市场前景的几种干式烟气脱硫技术，结合这些脱硫方法的特点和我国特别是上海地区的实际情况，提出并着手研究开发高钙粉煤灰增湿活化脱硫和循环流化床烟气脱硫，并建立国内规模较大的多功能烟气脱硫试验台。1， 炉内喷钙及尾部增湿润活化脱硫技术 LIFAC（Limestone Injecyion into Furnace and Activation of Unreacted Calcium）烟气脱硫工艺即锅炉炉膛内喷射石灰石粉，并配合采用锅炉尾部烟道增活化反应器，使未反就的CaO通过雾化水进行增湿活化的烟气脱硫工艺。目前世界许多厂商研究开发的以石灰石喷射为基础的干法脱硫工艺中，芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺最为典型，并于1986年首先投入商业性运行。LIFAC工艺主要包括以下几个子系统：（1） 石灰石粉系统 包括石灰石粉的制备、计量、运输、贮存、分配和喷射等设备。（2） 水利化反就器系统 包括水利化水雾化、烟气与水混合反应、下部碎渣与除渣、器壁防垢等设备。（3） 脱硫灰再循环系统 包括电除尘器下部集灰、贮存、输送等装置。（4） 烟气再热系统 包括烟气再热装置和主烟气混合用喷嘴等。LIFAC脱硫工艺的基本原理如下： 炉膛内喷钙脱硫的基本原理：石灰石粉借助气力喷入炉膛内850~1150度（摄氏）烟温区，石英钟灰石煅烧分解成CaO和CO2，部分CaO与烟气中的SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2。反应生成CaSO4，脱除烟气中一部分SO2。炉膛内喷入石灰石后的SO2脱除率随煤种、石灰石粉特性、炉型及其空气动力场和温度场特性等因素而改变，一般在20%~50%。 活化器内脱硫的基本原理：烟气增湿活化售硫反应的机理主要是由于脱硫剂颗粒和水滴相碰撞以后，在脱硫剂颗粒表面形成一层水膜，脱硫剂及SO2气体均向其中溶解，从而使脱硫反应由原来的气-固反应转化成水膜中的离子反应，烟气中大部分未及时在炉膛内参与反应的CaO与烟气中的SO2反应生成CaSO3和CaSO4。活化反应器内的脱硫效率通常在40%~60%，其高低取决于雾化水量、液滴粒径、水雾分布和烟气流速、出口烟温，最主要的控制因素是脱硫剂颗粒与水滴碰撞的概率。 由于活化反应器出口烟气中还有一部分可利用的钙化物，为了提高钙的利用率，可以将电除尘器收集下来的粉尘返回一部分到活化反应器中再利用，即脱硫灰再循环。活化器出口烟温因雾化水的蒸发而降低，为避免出现烟温低于露点温度的情况发生，可采用烟气再加热的方法，将烟气温度提高至露点以上10~15度（摄氏）加热工质可用蒸气或热空气，也可用未经活化器的烟气。 整个LIFAC工艺系统的脱硫效率η为炉膛脱硫效率η和活化器脱硫效率η之和，即η=η1+（1-η1）η2，一般为60%~85%。LIFAC脱硫方法适用于燃用含硫量为0.6%~2.5%的煤种、容量为50~300MW燃煤锅炉。与湿式烟气脱硫技术相比，投资少，占地面积小，适合于现有电厂的改造。2 新型一体化脱硫技术 NID技术是瑞典ABB公司80年代初开发的新颖脱硫技术，借鉴了旋转雾干燥法的脱硫原理又克服了使用制浆系统的种种弊端，既具有干法的廉价、简单等优点，又有湿法的高脱硫效率，且原料消耗和能耗都比喷雾干燥法有大幅度下降。1996年在波兰的2*125MW样板机上运行成功，进一步拓展了它在欧洲的垃圾焚烧、煤粉炉及其它工业炉中的脱硫市场份额，迄今已有10套装置在欧洲各国运行。 NID烟气脱硫系统，从锅炉或除尘器排出的未经处理的热烟气，经烟气分布器后进入NID掇应器，与增湿的可自由流动的灰和石灰混合粉接触，其中的活性组份立即被子混合粉中折碱性组份吸收，同时，水分蒸发使烟气达到有效吸收SO需要的温度。对烟气的分布、混合粉的供给速率及分布和增湿用水量进行有效控制，可以达到最佳期脱硫效率。经处理的烟气进入除尘器（布袋除满面春风器或静电除尘器）除去其中的粉尘，再经引风机排入烟囱。除尘器除掉的粉尘经增湿后进入NID反应器，灰斗的灰位计控制副产品的排出。 NID系统可以采用生石灰（CaO）或消石（Ca（OH）作为吸收剂。采用生石灰时，，生石灰要在一体式的消化器中消化。如果采用消石灰，则不需提供石灰消化器。加入NID系统的水量取决于进入和排出NID反应器的烟气温度差（即喷水降温量）。温差越大，需要蒸发的水量也越大。一般情况下，吸收效率和石灰石利用率与离开反应器的烟气的相对湿度有关。出口温度低限受最终产物的输送特性限制，最佳状态是将“接近温度”保持在15~20度（摄氏）。 增湿润搅拌机是NID工艺的主要部件之一，增湿搅拌机根据控制出口烟气温度和SO脱除效率的要求，按需要的比例混合石灰、循环飞灰和水。培湿搅拌机独特的设计，保证在搅拌时间很短的情况下能达到良好的搅拌效果。加入的水在粉料微粒表面上形成一层几μm的水膜，从而增大了酸性气体与碱性粉料的接触表面。大面积的密切接触保证了吸收剂和SO之间几乎是瞬间的高效反应，所以可以将反应器的体积保持在最小。二氧化硫与氢氧化钙反应生成容易处理的亚硫酸钙/硫酸钙。

湿法烟气脱硫浆液石膏含量与密度的关系及测量方法

[color=#f10b00][size=3][b]友情提示：该帖子虽是9月发，但11月才参与原创大赛哦。[/b]维权声明：本文为yaya168原创作品，本作者与仪器信息网是该作品合法使用者，该作品暂不对外授权转载。其他任何网站、组织、单位或个人等将该作品在本站以外的任何媒体任何形式出现的，均属侵权违法行为，我们将追究法律责任。[/size][/color]电厂的三级除盐水属于纯水，部分是超纯水（小于10个uS）,在测定PH中经常会出现长时间不稳定，而且从8点多一直降到6左右，这种现象一直在困扰很多电厂化学人士，无奈中就取刚放进样品时的读书（此时还在PH还在降，没有到终点）。出现这种情况的原因：1. 没有现在适合纯水测量的电极，在报计划时只报了PH仪表的型号，所以那些投标商为了钱，才不论三七二十一，供了一个标配或便宜的常规样品电极过去。2. 实验室纯水电极国内厂家还有很远的路要走，国外品牌也分三六九等。3. 倘若使用纯水电极，也要注意测定方式与地点。（不要谈你按标准加KCL，其实效果一般）我之前为此水的pH苦恼至极，面对此水我曾拿梅特勒 哈希 奥立龙一起做了实验，梅特勒的纯水电极虽然快点，但对于实验来说，稳定的时间还是慢。最后熬尽脑汁，找了两个方案：1. 台式PH表在取样口附近，就近测定，用细口瓶（基本上是只能插入电极的那种），结果比之前拿到化验室用倒进烧杯测量快多了。（二氧化碳进入少了）2. 便携式PH仪表，随身挎的那种，搞了一个玻璃的流通池，两个软胶管，一头接入取样口，一投外流，流通池口插入梅特勒纯水电极（上面有盖子，也是那种刚好插入电极瓶盖口），结果发现，又快了一些，而且直接可以校准在线PH表；这种方式是一种比较密封的实验方式，大大避免了二氧化碳进入，加氨的水也减低了氨的挥发。是一种准在线的测定。实在找不到更好的方法了，就此认为是最佳的测定方式。关于脱硫浆液的PH，我也遇到了很多问题，国产的，进口的实验室PH电极都用了，遗憾的是寿命太短了，而且测量不准确，可能是由于现场测量，温度高（实验室电极温度承受度不高），含硫量高（破坏内参比），浆液颗粒度大（磨损电极）等原因造成大吧，怎么解决呢？在一次查看脱硫在线PH仪表与电极时，灵感来了。我是这样解决的：咨询梅特勒工程师后，让老板给我订了一支4250梅特勒电极（抗硫抗污的），又搞了一支转换电缆和一个电极头皮套（降低磨损），这样一套全新的改版灰浆PH上阵了，效果真的还不错，除了需要手动温度补偿之外，寿命长多了，能使了一年多。以上是我碰到的情况，及解决的问题，如果有更好的方案，请大家指点！谢谢！

卡尔费休水分测定能测出结晶水吗？比如五水硫酸铜

有 硫酸铁的水合物 Fe2(SO4)3.XH2O, 但是不知道有几个结晶水，颜色是淡粉色，如果我想要知道结晶水X值或是脱去结晶水，可以用在坩埚中用酒精灯加热融化后出去结晶水在干燥冷却吗？ 熔点 480度（anhydrate）， 175度（nonhydrate）。请问谁有这方介绍硫酸铁结晶水的资料或文献非常感谢[em0904]

一直以来，电厂脱硫上我们国家一直用进口的脱硫阀，价格昂贵，货期长。现在我们终于不用再看外国人的眼色了，因为我们有了自己的电厂脱硫专用阀－－－陶瓷球阀，我国现在国内已经有好几家陶瓷球阀生产厂家了[em32]烟气脱硫,污水处理,为中华环保贡献一份力量! [em61]电动陶瓷调节阀作为电厂脱硫系统中不可缺少的必备军！

我做糖精钠样品时，有人告诉我标样就用高纯的糖精钠碾碎在105℃干燥至恒重就可将结晶水烘掉，这样作为标样，这样做法不知是否可将结晶水干燥掉呢？有做过的朋友给予指导，谢谢！

请问大家，谁在做矿石中结晶水的测定，是如何测定，有什么标准。急用

吸附水测定？吸湿水测定？结晶水测定？有何不同？

要配制1 M MgCl2溶液但是目前实验室只能获取含有结晶水的MgCl2，请教:能否用含有结晶水的MgCl2配制1 M MgCl2溶液呢，结晶水是否对配制溶液有影响，结晶水在化学试剂中扮演着什么角色呢？多谢了PS：这里1 M MgCl2溶液是来提取可溶性磷的，不知是否可以用含结晶水的呀？

如何去掉带结晶水氯化铁中的结晶水?

请教：有谁知道准确的测定物质中结晶水含量的方法？

请教各位，怎么判断物质含结晶水，含有结晶水的物质一般多少度就可以去除！

我们现在有个样品，他含结晶水，大概在25%左右，而且他的溶解性不好，现在具我们知道的他就溶解在甲酸中，请大家帮忙：我们采用哪个方法能测得他的水分。（注：我们采用过热重，甲苯法）

根据《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理方法》的第十四、十五条规定，省级环保部门和省级电网企业负责实时监测机组燃煤机组脱硫设施运行情况，监控脱硫设施投运率和脱硫效率；燃煤电厂建议脱硫设施时，必须安装烟气自动在线监测系统，并与省级环保部门和省级及以上电网企业联网，向省级环保部门和省级电网企业实时传送监测数据。上述管理方法在2007年7月1日正式实施。管理方法中将具体的方案要求各地电企业负责实施，各位专家，有这方面的东东吗？[~72314~]

摘要：分析了我国焦化行业SO2、NOx排放现状及污染物浓度的主要影响因素,对比了以氨法、石灰/石灰石法、双碱法、氧化镁法、喷雾干燥法、循环流化床法等为代表的焦炉烟气脱硫技术,以低氮燃烧技术、低温选择性催化还原脱硝技术、氧化脱硝等为代表的焦炉烟气脱硝技术,以活性焦、液态催化氧化等为代表的焦炉烟气脱硫脱硝一体化技术的工艺原理、脱硫脱硝效率及各自优缺点；总结了焦炉烟气脱硫脱硝技术在工艺路线选择、烟气排放、次生污染等方面存在的问题。指出焦炉烟气污染治理需有效融合源头控制、低氮燃烧、末端净化3方面,并不断加强焦炉操作管理水平及新技术的应用。　　引言　　燃煤烟气中的SO2和NOx所引起的酸雨、光化学烟雾和雾霾等环境污染已严重影响人类生存与发展。目前最有效且应用最广的燃煤烟气SO2和NOx污染治理措施是燃烧后烟气脱硫脱硝技术。作为国内第二大用煤领域,我国煤炭焦化年耗原煤约10亿t,占全国煤炭消耗总量的1/3左右。当前,燃煤发电领域气脱硫脱硝技术发展及应用相对成熟,大部分煤电企业SO2和NOx排放已达超净标12017年第6期洁净煤技术第23卷准；但作为传统煤化工行业,我国焦化领域发展相对粗放,污染物治理措施更是在近年来不断严苛的环保政策下迫以实行,多数焦化企业尚未实现焦炉烟气SO2和NOx排放有效防控,与GB16171—2012《炼焦化学工业污染物排放标准》中的规定有一定差距。由于焦炉烟气与燃煤电厂烟气在烟气温度、SO2和NOx含量等方面均存在差异,故二者的脱硫脱硝治理技术路线不能完全等同。研究与实践表明,我国焦炉烟气脱硫脱硝技术在工艺路线选取、关键催化剂国产化、系统稳定运行等方面存在一定问题,严重制约了焦化行业污染物达标排放。　　1焦化行业SO2及NOx排放现状　　据统计,2015年全国SO2排放总量为1859.1万t、NOx排放总量为1851.8万t。煤炭焦化是工业用煤领域主要污染源之一,焦炉烟气是焦化企业中最主要的废气污染源,约60%的SO2及90%的NOx来源于此。焦炉烟气中SO2浓度与燃料种类、燃料中硫元素形态、燃料氧含量、焦炉炭化室串漏程度等密切相关；NOx浓度则与燃烧温度、空气过剩系数、燃料气在高温火焰区停留时间等密切相关。以焦炉煤气为主要燃料的工艺,其烟气中的SO2直接排放浓度为160mg/m3左右、NOx直接排放浓度为600~900mg/m3(最高时可达1000mg/m3以上)；以高炉煤气等低热值煤气(或混合煤气)为主要燃料的工艺,其烟气中的SO2直接排放浓度为40~150mg/m3、NOx直接排放浓度为300~600mg/m3。可见,无论以焦炉煤气或高炉煤气为主要燃料的工艺,如未经治理,其烟气中的SO2和NOx浓度均难以稳定达到标准限值排放要求。　　随着国家对环境保护的日益重视,我国焦化领域烟气达标排放势在必行。2017年起,《排污许可证申请与核发技术规范-炼焦化学工业》将首次执行,该规范对焦化行业污染物排放提出了更高要求。如前所述,焦炉烟气中SO2和NOx达标排放的主要技术手段为末端脱硫脱硝治理,故本文将对比分析我国焦炉烟气现行脱硫脱硝技术工艺原理、硫硝脱除效率及各自技术优缺点,总结国内焦炉烟气脱硫脱硝技术应用存在的共性问题,以期为我国焦化行业脱硫脱硝技术的选择与优化提供参考。　　2焦炉烟气脱硫脱硝技术　　目前,我国焦炉烟气常用的末端脱硫脱硝的治理工艺路线可分为单独脱硫、单独脱硝、脱硫脱硝一体化等3类。　　2.1脱硫技术　　根据脱硫剂的类型及操作特点,烟气脱硫技术通常可分为湿法、半干法和干法脱硫。当前,焦炉烟气脱硫领域应用较多的为以氨法、石灰/石灰石法、双碱法、氧化镁法等为代表的湿法脱硫技术和以喷雾干燥法、循环流化床法等为代表的半干法脱硫技术,而干法脱硫技术的应用较为少见,故本文着重介绍湿法及半干法焦炉烟气脱硫技术。　　2.1.1湿法脱硫技术　　1)氨法　　氨法脱硫的原理是焦炉烟气中的SO2与氨吸收剂接触后,发生化学反应生成NH4HSO3和(NH4)2SO3,(NH4)2SO3将与SO2发生化学反应生成NH4HSO3；吸收过程中,不断补充氨使对SO2不具有吸收能力的NH4HSO3转化为(NH4)2SO3,从而利用(NH4)2SO3与NH4HSO3的不断转换来吸收烟气中的SO2；(NH4)2SO3经氧化、结晶、过滤、干燥后得到副产品硫酸铵,从而脱除SO2。　　焦炉烟气氨法脱硫效率可达95%~99%。吸收剂利用率高,脱硫效率高,SO2资源化利用,工艺流程结构简单,无废渣、废气排放是此法的主要优点；但该法仍存在系统需要防腐,氨逃逸、氨损,吸收剂价格昂贵、脱硫成本高、不能去除重金属、二噁英等缺点。　　2)石灰/石灰石法　　石灰/石灰石法脱硫工艺由于具有吸收剂资源丰富、成本低廉等优点而成为应用最多的一种烟气脱硫技术。该工艺主要应用氧化钙或碳酸钙浆液在湿式洗涤塔中吸收SO2,即烟气在吸收塔内与喷洒的吸收剂混合接触反应而生成CaSO3,CaSO3又与塔底部鼓入的空气发生氧化反应而生成石膏。焦炉烟气石灰/石灰石法脱硫效率一般可达95%以上。石灰/石灰石法脱硫的优点在于吸收剂利用率高,煤种适应性强,脱硫副产物便于综合利用,技术成熟,运行可靠；而系统复杂、设备庞大、一次性投资大、耗水量大、易结垢堵塞,烟气携带浆液造成“石膏雨”、脱硫废水处理难度大等是其主要不足。　　3)双碱法　　双碱法,即在SO2吸收和吸收液处理过程中使用了不同类型的碱,其主要工艺是先用碱金属钠盐清液作为吸收剂吸收SO2,生成Na2SO3盐类溶液,然后在反应池中用石灰(石灰石)和Na2SO3起化学反应,对吸收液进行再生,再生后的吸收液循环使用,SO2最终以石膏形式析出。双碱法焦炉烟气脱硫效率可达90%以上。双碱法脱硫系统一般不会产生沉淀物,且吸收塔不产生堵塞和磨损；但工艺流程复杂,投资较大,运行费用高,吸收过程中产生的Na2SO4不易除去而降低石膏质量,吸收液再生困难等均是该技术需要解决的问题。　　4)氧化镁法　　氧化镁法脱硫是一种较成熟的技术,但由于氧化镁资源储量有限且分布不均,因此该法在世界范围内未得到广泛应用；而我国氧化镁资源丰富,有发展氧化镁脱硫的独特条件。该工艺是以氧化镁浆液作为吸收剂吸收SO2而生成MgSO3结晶,然后对MgSO3结晶进行分离、干燥及焙烧分解等处理后,MgSO3分解再生的氧化镁返回吸收系统循环使用,释放出的SO2富集气体可加工成硫酸或硫磺等产品。该法脱硫效率可达95%以上。氧化镁法脱硫技术成熟可靠、适用范围广,副产品回收价值高,不发生结垢、磨损、管路堵塞等现象；但该法工艺流程复杂,能耗高,运行费用高,规模化应用受到氧化镁来源限制且废水中Mg2+处理困难。　　2.1.2半干法脱硫技术　　1)喷雾干燥法　　喷雾干燥法脱硫是利用机械或气流的力量将吸收剂分散成极细小的雾状液滴,雾状液滴与烟气形成较大的接触表面积,在气液两相之间发生的一种热量交换、质量传递和化学反应的脱硫方法。该法所用吸收剂一般是碱液、石灰乳、石灰石浆液等,目前绝大多数装置都使用石灰乳作为吸收剂。一般情况下,喷雾干燥法焦炉烟气脱硫效可达85%左右。其优点在于脱硫是在气、液、固三相状态下进行,工艺设备简单,生成物为干态易处理的CaSO4、CaSO3,没有严重的设备腐蚀和堵塞情况,耗水也比较少；缺点是自动化要求比较高,吸收剂的用量难以控制,吸收效率有待提高。所以,选择开发合理的吸收剂是喷雾干燥法脱硫面临的新难题。　　2)循环流化床法　　该法以循环流化床原理为基础,通过对吸收剂的多次循环延长吸收剂与烟气的接触时间,通过床层的湍流加强吸收剂对SO2的吸收,从而极大地提高了吸收剂的利用率和脱硫效率。该法的优点在于吸收塔及其下游设备不会产生黏结、堵塞和腐蚀等现象,脱硫效率高,运行费用低,脱硫副产物排放少等。但此法核心技术和关键设备依赖于进口,且造价昂贵,限制了其应用推广。因此因地制宜的研究开发具有自主知识产权,适合我国国情的循环流化床焦炉烟气脱硫技术成为研究者关注的重点；此外,该法副产物中亚硫酸钙含量大于硫酸钙含量,并且为了达到高的脱硫率而不得不在烟气露点附近操作,从而造成了吸收剂在反应器中的富集,这也是循环流化床脱硫工艺有待改进的方面。　　2.1.3焦炉烟气常用脱硫技术对比　　焦炉烟气常用脱硫技术对比见表1。　　2.2脱硝技术　　当前,焦炉烟气常用脱硝技术主要包括低氮燃烧技术、低温选择性催化还原(低温SCR)技术和氧化脱硝技术等3种。　　1)低氮燃烧技术　　低氮燃烧技术是指基于NOx生成机理,以改变燃烧条件的方法来降低NOx排放,从而实现燃烧过程中对NOx生成量的控制。焦炉加热低氮燃烧技术主要包括烟气再循环、焦炉分段加热、实际燃烧温度控制等技术。烟气再循环是焦化领域目前应用较普遍的低氮燃烧技术,我国现有焦炉大部分采用该技术。研究实践表明:烟气再循环的适宜控制量32017年第6期洁净煤技术第23卷为10%~20%,若超过30%,则会降低燃烧效率；该方法的控硝效果最高可达25%。焦炉分段加热一般是用空气、煤气分段供给加热来降低燃烧强度,从而实现热力型氮氧化物生成量减少的效果。实际燃烧温度控制技术是我国自主研发的焦炉温度控制系统,该技术可优化焦炉加热制度,调整焦炉横排温度,降低焦炉操作火道温度,避免出现高温点,降低焦炉空气过剩系数,从而减少NOx生成。理论计算表明,焦炉若采用烟气再循环与分段加热技术组合,可实现NOx排放量低于500mg/m3以下的目标；若采用烟气再循环与实际燃烧温度控制技术组合,NOx排放可控制在600mg/m3左右。　　2)低温SCR脱硝　　与火电厂烟[url=https://insevent.instrument.com.cn/t/Mp][color=#3333ff]气相[/color][/url]比,焦炉烟气温度相对较低,一般为170~280℃；针对该特性,我国相关机构开发出低温SCR焦炉烟气脱硝技术,该技术的脱硝效率可达70%以上。低温SCR焦炉烟气脱硝工艺是在一定温度的烟气中喷入氨或尿素等还原剂,混有还原剂的烟气流经专有催化剂反应器,在催化剂作用下,还原剂与烟气中的NOx发生还原反应而生成氮气和水,从而达到脱硝的效果。　　低温SCR烟气脱硝技术是目前焦炉烟气脱硝技术中相对成熟和可靠的工艺,脱硝效率较高且易于控制,运行安全可靠,不会对大气造成二次污染；催化剂是制约低温SCR脱硝技术发展的核心问题,降低催化剂进口依赖程度、防止催化剂中毒、解决废弃催化剂所产生的二次污染问题是低温SCR焦炉烟气脱硝技术应努力攻关的方向。　　3)氧化脱硝　　氧化脱硝技术是利用强氧化剂将NO氧化成高价态的氮氧化物,然后利用碱液进行喷淋吸收的脱硝工艺；目前,在焦炉烟气脱硫脱硝措施中应用的氧化剂主要为臭氧和双氧水。该法设备占地面积小,能同时脱除汞等其他污染物；但该工艺存在氧化剂消耗量大,运行费用高,能耗高,对设备材质要求高,易产生臭氧二次污染等问题。　　2.3脱硫脱硝一体化技术　　烟气脱硫脱硝一体化技术在经济性、资源利用率等方面存在显著优势,成为近年来研究与利用的点。焦炉烟气脱硫脱硝一体化技术主要集中于活性焦脱硫脱硝一体化技术和液态催化氧化法脱硫脱硝2种。　　1)活性焦脱硫脱硝一体化技术　　活性焦脱硫脱硝一体化技术是利用活性焦的吸附特性和催化特性,同时脱除烟气中的SO2和NOx并回收硫资源的干法烟气处理技术。其脱硫原理是基于SO2在活性焦表面的吸附和催化作用,烟气中的SO2在110~180℃下,与烟气中氧气、水蒸气发生反应生成硫酸吸附在活性焦孔隙内；脱硝原理是利用活性焦的催化特性,采用低温选择性催化还原反应,在烟气中配入少量NH3,促使NO发生选择性催化还原反应生成无害的N2直接排放。　　该法SO2和NOx脱除效率可达80%以上。不消耗工艺水、多种污染物联合脱除、硫资源化回收、节省投资等是焦炉烟气活性焦法脱硫脱硝技术的优点；而该工艺路线也存在活性焦损耗大、喷射氨造成管道堵塞、脱硫速率慢等缺点,一定程度上阻碍了其工业推广应用。　　2)液态催化氧化法脱硫脱硝技术　　液态催化氧化法(LCO)脱硫脱硝技术是指氧化剂在有机催化剂的作用下,将烟气中的SO2和NOx持续氧化成硫酸和硝酸,随后与加入的碱性物质(如氨水等)发生反应而快速生成硫酸铵和硝酸铵。焦炉烟气液态催化氧化法SO2、NOx脱除效率可分别达到90%及70%以上。硫硝脱除效率高、不产生二次污染、烟温适应范围广等优势使焦炉烟气液态催化氧化法脱硫脱硝技术具有较好的推广前景；但硫酸铵产品纯度、液氨的安全保障、有机催化剂损失控制、设备腐蚀等问题仍是液态催化氧化脱硫脱硝技术亟需解决的难点。　　2.4当前焦炉烟气脱硫脱硝技术存在的问题　　1)单独脱硫与单独脱硝组合顺序的选择　　根据工艺条件要求,脱硝需在高温下进行,脱硫需在低温下进行。若选择先脱硫后脱硝,则经过脱硫后烟温降低,进入脱硝工序之前需将烟温由80℃提升至200℃以上,这将造成能源浪费并增加企业成本；若选择先脱硝后脱硫,在脱硝催化剂作用下,烟气中SO2被部分催化氧化成SO3,生成的SO3与逃逸的NH3和水蒸气反应生成硫酸氢铵,硫酸氢铵具有黏性和腐蚀性,会对脱硝催化剂和下游设备造成堵塞和腐蚀,从而影响脱硝效果及设备使用寿命。　　2)焦炉烟气脱硫脱硝后烟气排放问题　　焦炉烟气经脱硫脱硝后,可选择直接通过脱硫脱硝装置自带烟囱排放或由焦炉烟囱排放2种方式。若选择直接通过脱硫脱硝装置自带烟囱排放,则当发生停电事故时,烟气必须通过焦炉烟囱排放,而焦炉烟囱由于长时间不使用处于冷态,无法及时形成吸力而导致烟气不能排放,从而引发爆炸等安全事故；脱硫脱硝后的烟气若选择通过焦炉烟囱排放,由于当前很多脱硫脱硝工艺经净化后焦炉烟气温度低于130℃,这种低温将使烟囱吸力不够、排烟困难,从而引起系统阻力增大、烟囱腐蚀,不利于整个生产、净化系统稳定,甚至引起安全事故。　　3)焦炉烟气脱硫脱硝后次生污染问题　　焦炉烟气经脱硫脱硝后可能产生以下次生污染:①湿法脱硫外排烟气中的大量水汽与空气中漂浮的微生物作用形成气溶胶,最终导致雾霾天气的发生；②氨法脱硫工艺存在氨由于挥发而逃逸的问题；③当前,脱硫副产物的市场前景及销路不畅,会大量堆存污染环境；④当前的脱硫脱硝催化剂大多为钒系或钛系,更换后,用过的催化剂成为危废,若运输和处理过程中管理不当易产生污染。　　3结语与建议　　1)焦炉烟气污染治理需有效融合源头控制、低氮燃烧、末端净化3方面；应重视污染物源头控制措施,如:有条件的企业应采用高炉煤气或高炉煤气与焦炉煤气的混合作为加热燃料,从源头控制污染物的产生,从而为后续净化系统降低处理难度；选择合理的焦炉煤气脱硫工艺,将焦炉煤气中的硫化氢、氰化氢等尽可能脱除,以减少焦炉煤气作为加热热源燃烧时产生的硫氧化物。　　2)加强焦炉操作管理,对控制污染物排放具有积极促进作用,如:通过加强炉体维护可有效控制炉体串漏,从而避免未经净化的荒煤气进入燃烧室而引起焦炉烟气污染物排放超标；故焦化企业应重视并采取可靠手段加强焦炉操作与管理,以实现控制污染物排放、延长焦炉使用寿命、维护产品质量稳定的多重效益。　　3)烟气燃烧温度对氮氧化物产生量具有重要影响,煤炭焦化领域可采取适用的低氮燃烧技术从源头控制污染物产生；如:可采取分段燃烧、烟气再循环等加热方式,控制燃烧室温度,从而抑制氮氧化物产生,以减少后续脱硝系统净化难度。

如何测定金属盐所含的结晶水,特别市50多度就分解的金属盐,什么仪器可以测量啊????

1.PH值　　对于浆液的PH值，使用便携式PH计在流动的浆液中进行测量（观察温度）。如果必要，每天应用PH4、PH7缓冲溶液校正电极。测完浆液后，电极应彻底清洗并保存在3mol/L的KCl溶液中。2.浆液密度　　将用洗液浸泡过的试剂瓶用蒸馏水充分洗涤并干燥，干燥后的试剂瓶在分析天平上称量，重量为W1；　　在试剂中注满浆液，旋紧瓶塞，多余的浆液从毛细管中溢出（在运行40－70℃下浆液是满的），忽略冷却后形成的气泡，将试剂瓶外表冲洗干净并干燥后称量，重量为W2。注：以上所测得的密度是运行状态下浆液的密度。3.固体颗粒物含量　　测定密度后的浆液称重为W克；玻璃过滤坩埚经过干燥恒重后称重为W1克。　　将测定密度后的浆液经过玻璃过滤器坩埚过滤，并用丙醇冲洗三次，然后放至40℃干燥箱中干燥至恒重为止（氯化物含量在20000mg以上，用约20ml除盐水冲洗次，然后用丙醇冲洗），称重为W2克。4.亚硫酸盐称取干燥好的固体样品（或石膏）1±0.001g放入滴定瓶中，加入10ml1：1盐酸和10ml0.05M碘溶液，用100ml（石膏样品用150ml除盐水）稀释，搅拌5分钟，待固体颗粒溶解完全，再用0.1M硫代硫酸钠滴定过量的碘溶液，消耗的体积为bml。　　1ml0.05M I2溶液=3.203 mg SO2对浆液、石膏样品：对石膏样品：　　　　　　　CaSO3• 1/2H2O%＝SO2%×2.01595.硫酸盐称取0.2500g样品放入烧杯中，加入10mlH2O2和10ml除盐水混和并用磁力搅拌器搅拌10min（用实验室定时器定时，上放表面皿）。然后加入三勺阳离子交换树脂，再搅拌10min。将样品用滤纸过滤到250ml容量瓶中，用除盐水仔细冲洗烧杯，过滤至液位至近250ml容量瓶瓶颈处，用除盐水定容到250ml。用移液管移取该溶液10ml于烧杯中，加入10ml丙酮和4滴磺酸－III指示剂，混和，然后加入除盐水直到溶液颜色变为紫色为止。然后用0.005M高氯酸钡进行滴定，直到溶液颜色变为淡蓝色。（这是一种沉淀滴定，颜色变化不明显。高氯酸钡溶液中含有二丙醇，因此滴瓶中剩余的高氯酸钡必须废弃。）1ml0.005M高氯酸钡溶液=0.4003 mg SO3总的SO3含量减去SO2含量为石膏中SO3的含量。　　　　　　SO3%＝总SO3%-SO2%×1.2498　　　　　　CaSO4• 2H2O%=SO3%×2.15056.碳酸盐：　　称取约1-2g±0.0001g(1.0-1.5g)经40℃干燥过的固体（或石膏）加入250ml滴定瓶中，加入10ml除盐水稀释，加入0.5-1mlH2O2混合。约5分钟后，用移液管准确加入10ml1N HCl，搅拌5分钟后，过量的1N HCl用1N氢氧化钠溶液滴定至终点，消耗bml。1ml1N HCl=22.0053 mg CO2 　　　　　　　 CaCO3%＝CO2%×2.27427.氯化物浆液用抽滤器进行过滤，用移液管吸取2－10ml滤液（取决于Cl-含量，一般为10ml）于100ml滴定瓶中，加入10ml除盐水和2ml1：4硫酸溶液进行混合，然后用0.1mol/L硝酸银进行滴定至终点。如果滤液中含有大量的亚硫酸盐，滴定前必须用双氧水氧化。1ml0.1N AgNO3=3.5453 mg Cl-8.石膏残留湿度　　称取50g±0.1g石膏到称重过的干燥盘中，放至40℃±5℃的干燥箱内进行干燥直到恒重（至少8小时），然后放至干燥器内冷却至常温称重。

我要用一水组胺磷酸盐配制标准溶液，但是现在不知道该称多少一水组胺磷酸盐，因为在100摄士度下，不知道结晶水会不会脱掉，大家有没有做过的，给点建议吧，谢谢

请教如何测大环内酯类抗生素带了几个结晶水啊？ 热重分析仪能测出结晶水数目吗？ 谢谢

原以为带结晶水物质的溶解度应大于不带结晶水物质，如七水硫酸亚铁〉硫酸亚铁。查资料，结果正好相反。20℃，七水硫酸铁为20.4，硫酸亚铁为38.4。请问带结晶水物质的溶解度如何计算？