SDFGGH什么意思

烟气换热器概述英文：Gas Gas Heater中文意思：烟气换热器GGH，是烟气脱硫系统中的主要装置之一。它的作用是利用原烟气将脱硫后的净烟气进行加热，使排烟温度达到露点之上，减轻对进烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物的扩散度；同时降低进入吸收塔的烟气温度，降低塔内对防腐的工艺技术要求。GGH的利弊分析据初步推算目前国内火电厂石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气－烟气再热器（GGH）的约占80%以上。若按每年新增石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。如计计因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右.GGH是否是石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统的必不可少的设备？如何根据电厂的实际情况来决定是否需要安装GGH？工业发达国家的烟气脱硫装置是否都安装GGH？如何合理使用来之不易的环保投资？这是国家主管部门与业主都十分关注的问题。本文就此提出初浅的看法，仅供参考。

ggh是烟气再热器。据初步推算目前国内火电厂粜石臫灰石头条－石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气－烟气再热器（GGH）的约占80%以上。若按每年新增石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。如计及因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右。GGH的注意事项：烟气再加热可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50℃升高到80℃左右，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。根据对某电厂的实际案例的计算，对于2x300MW机组合用一个烟囱，烟囱高度为210m，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装GGH的烟气抬升高度分别为524m和274m，有明显的差异。但是，从环境质量的角度来看，主要的关注点是在安装和不安装GGH时，主要污染物（SO2、粉尘和NOX）对地面浓度的贡献。

国内外目前普遍采用的脱硫方法为湿式石灰石—石膏法烟气脱硫技术，90%以上的国内外火电厂脱硫技术均采用此种方法，在该工艺中，选择既经济又高效可行的烟气换热装置是脱硫工艺中的关键环节，利用未脱硫的高温烟气通过换热器去加热脱硫后的净烟气，使净烟气从40℃被加热到提升烟气的抬升高度。利用脱硫换热器既可以回收高温烟气的热量、节省能源，又可以保证脱硫塔的正常工作、减少水消耗，同时提高脱硫塔的脱硫效率、降低对大气的二次污染。该换热器有一个矩形的外壳，内部由许多单根热管组成，热管的布置形式可以是错列呈三角形的排列，也可以是顺列呈正方形的排列。在矩形壳体内部的中央有一块管板（中孔板）把壳体分成两部分，形成高温流体（原烟气）和低温流体（净烟气）的通道。当高、低温流体同时在各自的通道中流过时，热管就将高温流体（原烟气）的热量传给低温流体（净烟气），实现了两种流体的热交换，使原烟气的温度降低达到去吸收塔的温度，净烟气的温度升高满足排放的要求。在换热器中，热管数量的多少取决于换热量的大小，为提高换热系数，在热管上缠绕翅片，这样可使所需的热管数目大大减少。因此，采用热管式GGH换热装置具有较强的经济意义和社会意义。 1) 中间管板的密封热管式GGH中中孔板是分隔原烟气与净烟气的隔板，不使原烟气与净烟气串流， 其密封性要求较高。设计时采用密封圈和锥面线密封对原烟气与净烟气加以双重密封，确保密封的可*性。 为了确保热管在运行中热膨胀及振动引起的密封破坏，保证中孔板的严格密封，在每根热管的顶部（或底部）用弹簧对热管进行压紧（或拉紧），确保万无一失。（2）热管的热膨胀热管式GGH中每根热管只有一个固定点，该固定点在中孔板处，其两端均可自由膨胀，因此热管的膨胀不会对换热器产生危害。 在烟气脱硫技术中，除干法外，其它脱硫方法均要解决装置的腐蚀与防护问题。在热管式GGH中同样也存在腐蚀问题，可以采取以下措施：（1）合理控制热管壁温根据热管的特点，通过调整冷、热侧的传热面积比，使热管工作在“允许腐蚀区域”。根据国内外的试验证明腐蚀速度并不是简单地随着温度的降低而增加，而是如图2所示的关系。从图中可以看出，在酸露点的腐蚀程度并不高，最高腐蚀点出现在接近酸露点处；然后随着温度的继续降低，腐蚀程度也迅速下降，直至最低腐蚀点；再继续降低温度，腐蚀程度又会增加。这说明，在酸露点以下存在着一个腐蚀速度很小的区域—“允许腐蚀区域”。如果受热面工作在这个区域内，就可以把腐蚀降低到最小。这样可以通过调整热管冷热侧的传热面积比，使热管工作在“允许腐蚀区域”。(2) 选用合适的管材换热器中热管元件采用耐腐蚀ND钢管。目前，ND钢管是专门用于耐硫酸低温露点腐蚀的材料，可以降低腐蚀速率，延长使用时间。(3) 烧镀搪瓷（搪玻璃）或镀陶瓷技术的采用在热管的外表面采用烧镀搪瓷或陶瓷的技术来防止其低温露点的腐蚀。搪瓷传热元件是在普通碳钢（翅片管）外涂一层耐酸搪瓷。由于搪瓷层很薄，一般厚度为0.2mm，与碳钢结合紧密，对传热效果影响很小，搪瓷管的传热系数≥48.38W/（m2℃），与碳钢管相比，相对降低率<7.14%；且搪瓷表面光滑，不易结垢和积灰，又耐磨损、抗腐蚀；投资费用较选用耐酸不锈钢有明显的降低。由于采用了烧镀搪瓷的技术对热侧的换热面进行了处理，在正常操作状态下，热管式GGH中热管元件能有效地保证连续工作。 (4) 壳体的防腐处理在换热器壳体内，原烟气、净烟气通道均采取措施，可以采用内衬鳞片衬里。该技术目前已成为烟气脱硫防腐的首选技术，在美国和日本普遍使用，我国现运行的引进装置中均采用此技术。鳞片衬里具有抗渗性好，施工难度小，易修补，物理失效少等优点。 根据热管换热器的特点，热管式GGH可以有多种布置形式。（1）立式热管GGH，原烟气、净烟气分别在换热器的下部烟道和上部烟道，采用逆流布置，实现冷、热流体的热交换。（2）斜置式热管GGH，原烟气、净烟气分别在换热器的左下部烟道和右上部烟道，采用逆流布置，实现冷、热流体的热交换。这里，热管采取倾斜放置，这种布置形式更有利于清灰处理。 原烟气、净烟气分别采用两个独立的箱体，每台壳体内均装有若干片由翅片管和上、下联箱组焊而成的彼此独立的热管管束。如图3所示。受热段和放热段相对应的各片管束通过蒸汽上升管和冷凝液下降管连接，构成各自独立的封闭系统。这里，受热段与放热段分离开来，用蒸汽上升管和冷凝液下降管将它们联接，组成了具有热管传热效应的又一结构形式。当管束内部形成一定的真空度后，热流体通过受热段（原烟气换热器）时，受热段管束内的工质吸收热量后汽化，产生的蒸汽汇集受热段上部的上联箱内，经蒸汽上升管输送到冷流体通过的放热段（净烟气换热器）的管束内，受管外冷流体的作用，蒸汽冷凝放出的凝结潜热将管外的冷流体（净烟气）加热，蒸汽冷凝后的液体汇集放热段下部的下联箱内，在位差的作用下，通过冷凝液下降管回到受热段管束内继续蒸发。如此往复循环进行，从而完成热量由受热段到放热段的输送。 其特点：（1）装置的原烟气侧和净烟气侧可视现场情况而分开布置，可实现远距离传热，这就给工艺设计带来了较大的灵活性，也给装置的大型化、热能的综合利用以及热能利用系统的优化创造了良好的条件；（2）工作介质的循环是依*冷凝液的位差和重力作用，不需要外加动力，无机械运行部件，增加了设备的可*性，也极大地减少了运营费用；（3）原烟气侧和净烟气侧彼此独立，易于实现流体分隔、密封。(4) 受热段与放热段管束可根据冷、热流体的性能及工艺要求选择不同的结构参数和材质，从而可有效地解决设备的露点腐蚀和积灰问题；(5) 根据工艺要求，可以将流体顺、逆流混合布置，以适应较宽的温度范围；(6) 系统换热元件由多片热管管束组成，各片之间相互独立，因此，其中一片甚至几片损坏或失效不会影响整个系统的安全运行

ggh文件本就是gho文件，因此你可改名为gho，手动操作GHSOT时可选择所有类型(*)后选择ggh文件，基本不影响使用

GGH即气气换热器，利用高温的原烟气加热净烟气，使排烟温度升高，增加烟气的抬升高度，另外烟气加热之后，烟气中的水分大幅减少，可减少对下游烟道的腐蚀。但此设备较庞大，而且容易堵塞，维护量较大，对脱硫系统的连续运行有一定的影响。

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Gas Gas Heater是烟气换热器的意思！！

烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热式两种形式。蓄热式工艺利用未 脱硫的热烟气加热冷烟气，统称GGH。

1．原材料的检验：1．1铜管的检验标准：1．1．1外观： 1）表面光滑，无机械损伤缺陷或碰扁、无粗拉边、分层；2）内外表面无氧化和锈蚀现象；3）铜管内充氮气保护，塞头密封；4）每盘生重量达到合同要求。1．1．2尺寸：1）测量管的直径±0.05，管壁偏差±0.03；2）内螺纹管按底壁厚偏差±0.03，齿高±0.02，齿数（N）：55、60、65。1．1．3压扁试验：将铜管压扁至3倍壁厚形状，观察表面有无裂缝，无则合格；有则不合格。1．1．4单位重量：Ф7、62±3g/m Ф7.94:72±3g/m Ф9.52 :92±3g/m1．1．5抗拉强度：eb 220～260Pa1．1．6延伸率：e≥40%1．1．7扩口试验：外径≤Ф19扩口率（冲锥60°）40% ；试样不应产生肉眼可见的裂纹和裂口。1．1．8清洁度：38mg/㎡1．1．9探伤：每盘探伤缺陷位置打印不小于300mm长深色标记，每盘缺陷光纤为最多5处/盘。

GGH文件是GHO文件的升级版本，主要用于镜像备份和恢复系统，通常需要使用Ghost软件进行操作。但是，如果你的GGH文件不是用Ghost软件制作的系统备份，你可能无法打开它。建议使用Ghost或者其他支持GGH文件格式的软件来打开和使用。

.ggh是一种镜像文件格式（光盘），可以装个虚拟光驱看看到底是什么。大多是系统备份什么的

备份方法不一样，压缩比和格式也不一样，很正常。只要ghost备份后的提示走完100%，弹出重启 或退出的提示按钮就是备份完成了。

不行。用ghost打开ggh，会因为版本不一样而造成文件的损坏或者文件内容的缺失，因此ggh文件用ghost打开不行。ghost系统之家，万能驱动，运行稳定，新版纯净版，专业安装系统，运行速度快，无需下载，激活系统，系统优化，加强笔记本，新老台式机，兼容性强，完美操作。

还要用你原来备份的那个软件来恢复，别的软件可能不能恢复，不兼容

SYS.GGH是win7的还原包（不能删）。c_pan.gho是你原来xp系统的还原包（可以删）。简介：早期的一键还原包后缀名是.gho,后来由于有些病毒会感染gho镜像，故到win7时，一键还原生成了GGH格式。其实GGH与GHO是通用的，你把c_pan.gho改成SYS.GGH再一键还原，就会从win7环境中还原成xp系统。主要特点：具有良好的兼容性、易用性与丰富的自定义功能；支持多硬盘、SATA硬盘及SATA光驱；支持启动项和热键(F9)两种启动方式；默认备份到畸形目录，支持备份到隐藏分区；只能恢复的受限用户设置功能；支持恢复其它已有GHOST镜像文件；支持同时备份两个分区；一键制作启动光盘和启动U盘；DOS下提供简体中文、繁体中文及英文三种界面；支持Windows 2000以上32位及64位系统。

ggh文件本就是gho文件，因此你可改名为gho，手动操作GHSOT时可选择所有类型(*)后选择ggh文件，基本不影响使用。

SYS.ggh是系统还原包的备份文件，不可以代替ISO文件做老毛桃的U盘启动盘。优盘启动盘其实就是把U盘变成虚拟光驱，只能识别ISO文件。所以，如果你需要做U盘启动盘，必须使用ISO文件挂上。

应该能删的吧 。

丰田埃尔法。ggh30丰田全新一代埃尔法车型将搭载2.4THybridMax引擎、2.5L油电混合动力引擎以及2.5L插电式混合动力引擎，传动系统预计将匹配6速手自一体以及E-CVT变速箱。同时，新车内饰也将提供全新造型的三辐式多功能方向盘，并搭载液晶仪表以及悬浮式液晶中控屏幕，部分高配车型或将提供后排娱乐系统控制屏幕。

1、在打开的ie浏览器窗口右上方点击齿轮图标，选择“Internet选项”，如下图所示：2、在打开的Internet选项窗口中，切换到安全栏，在安全选卡中点击“自定义级别”，如下图所示：3、在“安全设置-Internet 区域”界面找到“Java 小程序脚本”、“活动脚本”，并将这两个选项都选择为“禁用”，然后点击确定,如下图所示：

我的系统没这个文件，建议删掉，可以先备份系统。sys.ggh应该没用用ghost备份

　　莱特.莱德(1)烟气系统：烟气处理系统主要设备包括进口挡板、增压风机、烟气-烟气换热器(GGH)、出口挡板和旁路挡板等。(1)烟气系统：烟气处理系统主要设备包括进口挡板、增压风机、烟气-烟气换热器(GGH)、出口挡板和旁路挡板等。(1)烟气系统：烟气处理系统主要设备包括进口挡板、增压风机、烟气-烟气换热器(GGH)、出口挡板和旁路挡板等。　　(2)石灰石浆液系统：石灰石浆液系统主要设备包括石灰石浆液箱搅拌器、石灰石浆液泵等。　　(3)吸收系统：吸收系统主要设备包括吸收塔(包括吸收塔搅拌器、托盘、喷淋层、喷嘴、除雾器及除雾器清洗系统)、浆液循环泵、氧化风机等。 (4)石膏处理系统：石膏处理系统主要设备有石膏排出泵、石膏旋流器、真空皮带过滤机及辅助设备、真空泵、石膏布料皮带、废水旋流器及废水泵等 (5)工艺水系统：工艺水系统主要设备包括工艺水泵、除雾器冲洗水泵、工艺水自动反冲洗过滤器等。　　(6)排放系统：排放系统主要设备包括吸收塔排水坑搅拌器及泵、石膏脱水间排水坑搅拌器及泵、事故浆液池搅拌器及返回泵等。　　(7)干磨系统：干磨系统主要设备包括石灰石斗提机、石灰石称重给料机、球磨机及辅助设备、选粉机(或分级机)、袋式除尘器、主风机、斜槽输送机、气力输送机等。　　(8)湿磨系统：湿磨系统主要设备包括石灰石斗提机、石灰石称重给料机、球磨机及辅助设备、石灰石浆液循环箱、石灰石浆液循环泵、石灰石浆液旋流器等。

F浮=G-F拉（看到“弹簧秤”三字用这个公式）F浮=p液*g*V排（看到"排开"/"浸没"用这个公式）F浮=G物（=m物*g=p物*V物*g）（看到漂/浮/露用这个公式）F浮=F向上-F向下=F下表面-F上表面（看到上/下表面/压力用这公式）~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~`个人再补充一个给你，是推导出来的，只有浮着的物体才适用！因为（浮）静止，所以，F浮=G物=m物*g=p物*V物*g，且F浮=p液*g*V排，因为F浮是不变的，所以p物*V物*g=p液*g*V排，（两边再同时约去g）所以，只有对于浮在液体中的物体有这样一条规律，p物*V物=p液*V排

G你就发音为“鸡”（普通话发音，但是读成四声，跟英文的G发音一模一样）。读J的时候就相当于读G读完了立马下吧往下让一下。一句话：读G的时候下吧是不动的，读J的时候下吧有个往下的动作；快速连读G的时候只是舌头在不断顶门牙缝，快速连读J的时候看到的是下吧在上下开合。

　　1 概述　　烟气对烟囱的液态腐蚀是烟囱遭腐蚀的主要原因。国内电厂普遍采用石灰石洗涤法（俗称湿法）脱硫，采用该脱硫工艺的电厂普遍存在烟囱受腐蚀的情况。本文首先探讨烟囱的腐蚀机理，进而介绍一种性价比高，耐腐蚀性能优良的新型烟囱——玻璃钢烟囱。 　　2 电厂烟囱腐蚀的机理 　　2.1 烟囱的运行工况 　　目前，我国电厂烟囱主要有以下三种运行工况： 　　1）排放未经脱硫的烟气。进入烟囱的烟气温度在120℃～130℃左右，烟囱内壁处于干燥状态，烟气对烟囱内壁材料仅产生相当轻微的气态腐蚀。目前，随着国家环保新政的出台，该种运行工况已基本不允许。我们称此这种工况的烟气为“干烟气”，排放“干烟气”的烟囱为“干烟囱”。 　　2）排放经湿法脱硫处理的烟气，烟气经GGH系统加热。进入烟囱的烟气温度在70℃～80℃左右，烟囱内壁有轻微结露。根据排放烟气成分、机组的负荷情况、脱硫系统GGH性能等条件的不同，结露状况将有所变化。我们称此这种工况的烟气为“半湿烟气”，排放“半湿烟气”的烟囱为“半湿烟囱”。 　　3）排放经湿法脱硫处理的烟气，无GGH系统。进入烟囱的烟气温度在45℃左右，烟囱内壁有严重结露，沿筒壁有结露液流淌。我们称此这种工况的烟气为“湿烟气”，排放“湿烟气”的烟囱为“湿烟囱”。 　　2.2 烟囱遭受腐蚀的烟气条件 　　烟气对烟囱的腐蚀可分为气态介质腐蚀和液态介质腐蚀两种情况，我们需特别重视的是液态介质腐蚀。烟囱产生液态介质腐蚀的必要条件是：含有腐蚀性介质的烟气；具备烟气结露条件。 　　上述第一种工况的干烟气对烟囱的腐蚀以气态腐蚀为主，仅早期的单筒钢筋混凝土烟囱存在一定的液态介质腐蚀情况。早期电厂常采用单筒钢筋混凝土烟囱这种最简单的烟囱型式。由于单筒烟囱混凝土内壁处的温度T2一般低于露点温度，在正压的作用下，有部分烟气通过砖内衬的缝隙到达混凝土内壁处结露，对烟囱产生腐蚀。当采用套筒式烟囱后，已能有效防止干烟气对烟囱的腐蚀。而排放半湿烟气和湿烟气的烟囱则具有产生液态介质腐蚀的可能。 　　2.3 湿法脱硫工艺对烟气的影响 　　在燃煤电厂中烟气中的SOx、NOX是主要的空气污染物，湿法脱硫后，烟气中90%以上的SO2被有效除去，但是该脱硫工艺对烟气中SO3脱除效率并不高（仅20%左右）。相关研究表明，经湿法脱硫的烟气中含有SO2，SO3，HCl和H2O等成分。烟气的温度和露点是最重要的结露条件。脱硫后的烟气温度一般为45～50℃，该烟气或直接从烟囱排放，或通过GGH装置加热到80℃左右，再经烟囱排放。脱硫后烟气的露点与其H2SO4和水的含量有关，其中H2SO4对烟气的露点影响很大。在一般情况下脱硫效率90%时酸性烟气的露点为83.5～94.2℃，脱硫效率95%时酸性烟气的露点约为76.5～87.4℃。 　　从以上数据可以看出，对上述“湿烟囱”运行工况，烟气温度远低于其露点温度，因此湿烟气在烟囱内壁凝结成大量含硫酸的冷凝水顺着内壁向下流动，形成动态腐蚀。这种不断流动的酸液将烟囱内筒表面腐蚀后形成的盐类不断冲走，不会在表面形成屏蔽隔离作用的保护层，因此腐蚀速度不会随时间变化而减缓，这种动态腐蚀造成的危害比同条件下处于静态的酸液要大得多。烟囱的环境特点也决定了烟气结露酸液的强腐蚀性。首先，对烟囱而言，低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性更强，其次，酸液的温度在40-80℃时，对结构材料的腐蚀性特别强，以钢材为例，40-80℃时的腐蚀速度比在其它温度时高出约3-8倍。所以该工况下烟囱内壁腐蚀环境非常恶劣。 　　对于“半湿烟囱”运行工况，烟气温度比露点略低或接近，此时结露较轻，但实验观察到烟囱壁上仍有明显的水膜存在。该水膜在不断的蒸发与吸收中，烟气中的酸成分逐渐累积，造成水膜内酸浓度的升高，因此虽然此时烟气温度较高，但由于酸浓度的增加同样对烟囱内壁造成腐蚀。 　　3 电厂烟囱内筒型式的选择 　　对于湿法脱硫且无GGH装置的电厂工程，应特别重视烟囱内筒防腐问题。内筒型式的选择，必须充分考虑内筒的耐腐蚀性能、使用寿命、检修便利等技术指标，也要考虑造价等经济指标。湿烟囱内筒材料其材质必须具有以下必要性能：良好的耐化学腐蚀性；必要的耐热性及机械性能。 　　目前国内经常采用的内筒方案有：1）钢内筒内侧衬Henkel防腐玻璃砖；2）钢内筒内侧衬防腐玻化砖；3）复合钛板。上述方案均存在不足之处：方案1）效果较好，但是施工难度大，施工质量控制要求很高，且材料主要靠进口，施工周期也较长；方案2）用国产材料代替了进口材料，但从已实施的工程来看，效果并不是很好；方案3）造价高昂，同时内筒体系也存在焊接接头、膨胀节等薄弱部位，成为腐蚀发生的源头。基于此，本文重点介绍整体玻璃钢内筒新型烟囱内筒方案。 　　4 玻璃钢烟囱内筒 　　4.1 玻璃钢内筒的特点 　　玻璃钢（FRP）由有机的耐高温树脂和纤维组成，具有很好的耐腐蚀性。根据《工业建筑防腐蚀设计规范》所列材料防腐蚀性能表，树脂类材料具有较好的耐多种化学介质腐蚀能力。从机械性能看，玻璃钢是各向异性的材料，其环向弹性模量6，900～22，000MPa，轴向弹性强度设计值约6.9MPa。 　　烟气温度对玻璃钢造价和性能有很大影响，耐高温要求越高，材料成本将会快速上涨。且随着温度的升高，玻璃钢的耐腐蚀性能及使用寿命将会降低。本工程脱硫不设旁路且不上GGH，进入烟囱的烟气温度在45℃左右，属低温烟囱，采用玻璃钢（FRP）作为烟囱内筒材料非常适合。 　　整体玻璃钢（FRP）烟囱在脱硫烟囱方面应用是一个发展方向。玻璃钢复合材料具有耐化学腐蚀性强、使用寿命长、轻质、热率导低、强度高、可承受高的热应力等优点，已成为燃煤电厂烟气脱硫排烟冷却塔烟道、喷淋管、除雾器、浆液管道等设备的最佳选材。 　　4.2 国内电厂烟囱采用玻璃钢内筒的可行性 　　电厂的脱硫湿烟囱采用玻璃钢内筒在国外已有较多实例，但国内由于脱硫项目起步较晚，还没有电厂玻璃钢高烟囱（高度超过200m）投运的实例，也没有玻璃钢烟囱相关的技术标准，据了解，国内有几个小型电厂采用了玻璃钢烟囱方案，而在烟塔合一的电厂工程中，玻璃钢用作排烟道的实例已有好几个。扩展到化工、钢铁等其他领域，玻璃钢（FRP）应用于洗涤塔、烟道、烟囱的时间已超过40年。玻璃钢整体烟囱用做火电厂湿法脱硫后的套筒湿烟囱内筒在技术上是可行性的。

分析烟气湿法脱硫系统结垢、腐蚀、磨损、泄漏及堵塞等常见问题摘要：分析烟气湿法脱硫系统结垢、腐蚀、磨损、泄漏及堵塞等常见问题，提出有效减少设备故障的措施，并提出只有改善设备管理、优化运行，才能保证脱硫系统高效、稳定地运行，最终实现企业节能、减排、效益最大化。“十一五”期间火电机组脱硫设备快速普及，但工程质量参差不齐，部分设施腐蚀、结垢以及磨损情况严重，难以胜任甚至无法持续正常运转，技改势在必行。同时，国家在“十三五”规划中对节能减排提出新的目标要求，火电厂大气二氧化硫、氮氧化物、粉尘排放浓度要达到燃气轮机排放标准，以目前的脱硫工艺而言难以满足。因此，针对脱硫设备及其运行参数做一些优化调整，以提高设备的安全性、稳定性是非常必要的。1脱硫设备常见问题及解决方法1.1设备腐蚀腐蚀是脱硫设备面临的第一大问题，尤其对于石灰石-石膏湿法脱硫工艺。腐蚀是相对金属而言的，可分为以下类型：①点蚀，即金属表面出现细微的“锈孔”，腐蚀一般为纵深方向，最终导致钢材穿透，氯离子对其的影响明显；②缝隙腐蚀，即在金属焊接处、螺钉连接处出现细微缝隙，电解质进入形成电解池发生电化学腐蚀③应力腐蚀，即在拉应力和氯离子腐蚀环境共同作用下，金属的局部出现由表及里的裂纹;④磨损腐蚀，即腐蚀性流体(烟气中的灰分、石灰石、石膏颗粒等)与金属构件以较高速度相对运动而引起的金属损伤。目前脱硫系统均采取了有效的防腐措施，主要有以下几种。（1）使用耐腐蚀不锈钢(含镍、铬、铝的合金)，常用316L，904L，2205。出于成本考虑，很少整体使用不锈钢，而是在碳钢基体贴合金层。316L能够耐受氯离子的腐蚀，为脱硫系统常使用的材质；904L能够耐受很强的氯离子腐蚀和点蚀、缝隙腐蚀，可作为金属贴衬；2205双向不锈钢具有良好的抗冲击韧性和抗应力腐蚀能力，因此设计时可用于减轻质量。（2）使用非金属材料，如玻璃钢(FRP)，PP等。FRP是一种纤维加强型合成树脂，具有很高的抗磨、抗拉伸、抗疲劳性，而且质量轻，可用作喷淋层管道等耐磨构件；PP材质具有很强的抗冲击性，可用作除雾器及冲洗水管。（3）金属基体表面涂防腐层，如玻璃鳞片、橡胶、碳化硅(陶瓷)。玻璃鳞片具有很好的防渗透性，通常作为脱硫吸收塔及烟道内壁的防腐涂层;橡胶内衬是目前金属管道防腐的主要手段，特别是丁基橡胶，具有良好的防磨、防腐特性;碳化硅陶瓷或搪瓷防腐的应用，主要看重的是它的防磨性较好。1.2设备磨损磨损和腐蚀是紧密相连的。烟气中的飞灰、石灰石颗粒、石膏颗粒是造成磨损的主要因素，尤其是石灰石中的二氧化硅，磨损能力很强。高流速也是增加磨损的原因。防腐层的磨损会加速设备腐蚀，在磨损和腐蚀的双重作用下，设备的损坏速率将会大大增加。脱硫设备的磨损和腐蚀相互交织，表现如下：①叶轮的机械磨损和气蚀；②喷淋层喷嘴的机械磨损；③搅拌器叶片的磨损，在机械磨损和腐蚀的双重作用中，机械磨损占主要；④管道衬胶的磨损经常发生在管道弯头、石灰石供浆管、浆液循环泵大小头。使用耐磨材料，降低浆液固含量，保证烟气流场均匀、稳定是防止磨损的主要方法。1.3设备结垢浆液中氯离子或亚硫酸盐含量超标，容易导致脱硫设备容器或管道内壁结垢，严重时影响设备正常运行。结垢最严重的部位一般是滤液水系统和旋流器稀浆管道，以及一些浆液箱、吸收塔接口管根部位。曾有多个电厂真空泵内结垢导致真空泵皮带损坏。控制氯离子含量(加强废水排放)、降低浆液pH值(促进亚硫酸根氧化)、及时脱水(防止石膏过饱和)可以有效降低结垢程度。1.4设备泄漏由腐蚀、磨损导致的设备或管道穿孔泄漏，表现为漏烟、漏气(汽)、漏浆、漏水、漏油、漏粉(石灰石与石膏粉)。脱硫介质为石灰石浆液或石膏浆液，一旦设备发生泄漏，会对环境及设备产生较大的污染。采用耐磨防腐材质，做好防泄漏试验是避免泄漏的有效措施。1.5设备堵塞1.5.1除雾器堵塞某厂除雾器的堵塞情况如图1所示。造成除雾器堵塞的主要原因是：①设备选型不合理，当设计存在偏差，实际烟气流速过高时，除雾器无法达到设计的除雾效果，导致堵塞；②除雾器冲洗装置的设计、布置和冲洗程序不合理；③除雾器断面上流速分布不均；④冲洗水压力、流量不足。图1某厂除雾器的堵塞情况防止除雾器堵塞的主要措施是：①保证脱硫烟气入口粉尘含量在设计要求范围内；②合理选择除雾器冲洗水压力和冲洗周期；③合理控制吸收塔pH值及浆液的氧化程度。1.5.2GGH堵塞某厂烟气换热器(GGH)堵塞情况如图2所示。图2某厂GGH堵塞情况GGH堵塞主要有以下原因：①吸收塔除雾器效果不好，净烟气携带液滴中石灰石、亚硫酸钙、石膏等混合粘附在GGH换热片上，逐渐形成结垢堵塞GGH；②脱硫装置运行时，吸收塔运行液位过高，或吸收塔起泡，造成石膏浆液从吸收塔原烟气入口倒流入GGH，使得GGH结垢堵塞；③GGH吹灰方式不当会造成积灰堵塞，如采用压缩空气吹灰而吹灰蒸汽参数不符合要求，高压水吹灰没有及时投入，吹灰频率不够等；④脱硫GGH设计不合理，GGH换热面高度、换热片间距、换热片类型、吹扫方式、布置形式、吹扫位置、吹扫速度等，都对GGH的积灰、结垢有影响；⑤吸收塔除雾器和喷淋层设计布置不合理，造成吸收塔内流场分布不均，或者吸收塔设计的流速过快，如烟气流经吸收塔时，流量大携带能力增强，会造成烟气携带较多石膏液滴进入GGH，逐渐造成GGH积灰堵塞。GGH的堵塞控制是一项综合性的工作，包括设计和设备的优化、运行的优化和设备的日常维护等，其中运行优化和加强设备的维护尤为重要，保证烟尘不超标、吸收塔浆液成分正常、除雾器不堵塞是控制GGH堵塞的必要条件。防止GGH堵塞的主要措施是：①保证脱硫烟气入口粉尘含量在设计要求范围内，避免大量烟气粉尘进入脱硫装置，造成GGH积灰堵塞；②严格控制吸收塔除雾器压差在200Pa以下，尽量减少净烟气携带液滴；③严格控制脱硫装置运行参数在要求范围内，包括吸收塔pH值、吸收塔液位等，制订预防吸收塔起泡的相关措施并严格执行；④在脱硫系统启动时，建议尽量缩短启动浆液循环泵与增压风机的时间间隔，防止吸收塔浆液进入GGH；⑤强化GGH吹灰管理，严格按照GGH厂家的要求进行吹灰，先吹下部，再吹上部，保证吹灰蒸汽品质，蒸汽吹灰前保证疏水温度在260℃以上；⑥改进喷淋层、除雾器系统的设计，合理布置除雾器选型和喷嘴，保证吸收塔喷淋区的喷淋浆液普遍分布，避免烟气携带较多浆液，造成GGH积灰堵塞。1.5.3管道堵塞某厂喷浆母管堵塞情况如图3所示。图3某厂喷浆母管堵塞情况管道堵塞的主要原因是：①设计流速不合理、自流管道倾斜度不够，造成浆液沉积、结垢，进而引起堵塞；②塔壁或者管道内壁内衬物脱落、检修施工遗留物等造成管道堵塞；③机组负荷低、吸收塔入口二氧化硫浓度低时，某一层喷淋层长期停止运行，浆液倒灌沉积、结垢，造成管道堵塞；④阀门关闭不严，泄漏浆液沉积、结垢，导致管道堵塞。防止管道堵塞的主要措施是：①设计流速不能过低，管径不能过细，自流管道倾斜度要足够，必须设置冲洗水，避免造成浆液沉积、结垢；②控制内衬施工工艺，避免局部冲刷，减少塔壁或者管道壁内衬物脱落；③加强检修后的现场清理；④设置必要的滤网，避免因异物造成管道堵塞；⑤机组负荷低、吸收塔入口二氧化硫浓度低时，实行喷淋层定期轮换停投，避免因浆液长期倒灌沉积、结垢，造成管道堵塞；⑥清理内漏阀门，避免因泄漏浆液的沉积、结垢造成管道堵塞。2脱硫工艺优化2.1脱硫系统设计优化（1）取消增压风机和GGH，消除增压风机在压力控制方面给主机带来的风险;避免GGH运行中出现的堵塞问题，同时也降低脱硫系统的电耗。（2）除雾器安装应考虑检修和人工机械除垢的方便性，增加各级除雾器之间的空间，利于停机冲洗。（3）提高冲洗水和冷却水的水质，控制水的氯离子含量、含固量、硬度等，控制值越低越好。（4）设计入口烟道事故喷淋洗涤水回收利用或处置方案(目前为循环使用，只起到了降温的作用)。（5）泵采用无水机封和氧化铝陶瓷叶轮，减少机封损坏率，消除机封水系统的结垢堵塞，延长叶轮的使用寿命。（6）广泛采用碳化硅、FRP代替橡胶衬里和作为非承载结构，强腐蚀区采用904L贴衬防腐。2.2运行优化2.2.1加强6个调整①增压风机的调整。在锅炉负荷变化时，通过增压风机入口信号，调节动(静)叶角度维持正负压，保证风机正常运行。增压风机动(静)叶控制应禁止随意解除自动。②湿磨机的调整。保持料、水的合适比例，随着浆液细度、电流的变化，调整加钢球的时间和质量。③浆液罐液位的调整。控制石灰石浆液箱补充水，控制浆液浓度。维持所有坑、箱、罐液位至规定范围，以保证系统的可运行，同时杜绝跑、冒、滴、漏情况发生。④吸收塔液位的调整。通过吸收塔液位的调节，维持吸收塔的水平衡，保证吸收塔液气接触空间。⑤给浆量调整。通过调节给浆量，维持吸收塔pH值，营造合适的反应环境。⑥真空皮带机的调整。通过含水量的变化调整石膏的厚度和皮带的速度，以维持石膏品质。2.2.2严格控制关键参数脱硫系统的关键参数有吸收塔浆液pH值和密度、吸收塔液位、石灰石浆液密度、氧化风压力、除雾器压差、石膏含水率、氯离子浓度、出口二氧化硫浓度等。严格控制这些参数，做到控制值绝不超限。石灰石密度应控制在25%-30%，过低的密度会导致供浆量增大，系统水平衡不易控制;过高的密度不仅会增加设备的磨损，还会降低石灰石利用率。保持吸收塔浆液pH值稳定在5.0～5.6范围内，在满足脱硫率的情况下，靠低值控制。吸收塔浆液密度控制在1050～1150kg/m3，减轻磨损堵塞和设备负载。吸收塔液位是维持和检验脱硫系统水平衡的重要参数，经验表明，控制液位稳定在0.3m的范围内波动是适宜的。除雾器堵塞程度和压差呈正相关性，除雾器压差控制得越低越好。定期排放脱硫废水，降低系统氯离子含量和浆液杂质。2.2.3开展有效的化验监督化验监督就像“体检”，能够有效地反馈运行状态，指导运行调整。脱硫的化验监督项目相对较多，主要有石灰石成分化验、吸收塔浆液成分化验、石膏成分化验、旋流器浆液成分化验、工艺水成分化验、垢成分化验。化验时取样要有代表性，不仅取样部位要有代表性，而且取样时间(对应的工况)也要有代表性。例如脱硫结垢成分化验可选取吸收塔底部、入口烟道、除雾器、喷淋层等不同部位的样本。总之，化验监督一定要反映系统运行的整体真实情况。2.2.4探索建立计算机优化控制优先使用计算机优化控制作为运行的基本调整依据，逐渐减少对人为经验的依赖。探索建立脱硫系统的供浆量调节、氧化风量调节、脱硫效率调节(出口浓度调节)的计算机优化控制作为实际调整的参考。例如：氧化风量调节可根据当前时间点前1h工况和后1h工况(根据入口硫分、负荷预测)，以烟气量、脱出二氧化硫量(依据脱硫效率或年度限值)、烟气含氧量、氧化风机额定出力等作为函数自变量，计算出需要的氧化空气量，指导运行人员调整氧化风机运行数量；脱硫效率调节亦可根据当前时间点前1h工况和后1h工况，以设定脱硫效率、排放浓度值、浆液pH值、入口硫分、烟气量等作为函数自变量，计算出所需要的液气比，指导运行人员调整循环泵运行组合。2.3设备维护优化设备维修的目的是为了保持设备长期稳定的运行，目前设备维修方式主要还是事后维修、定期维修(包括等级检修)。要建立合理的维修方式，防止不修、欠修、过修。以点检定修制为实施手段，使运行、检修、物资三位一体，加强设备运行过程的诊断监督。2.3.1落实和强化点检定修制制定脱硫特有设备检查与检修标准，例如防腐损伤容限评价标准、防腐施工标准、除雾器检查标准等。主要依据精密仪器，辅以实践经验开展设备诊断。设备点检管理建立五层防护体系：①运行班组以发现明显的故障或异常为主；②维护班组按照专业分工以发现设备特定部件的隐蔽性缺陷为主；③维护单位专工以精密点检和技术诊断为主；④项目公司专工以分析设备劣化倾向、检修计划、物资准备为主；⑤特许公司主管、专工以评价项目公司设备管理结果和提供特定专业技术支持为主。把定期检验、试验摆在更加突出的地位，把隐患、缺陷暴露在萌芽或初始阶段，做到有计划有预案地应对设备故障或异常。建立设备点检、设备管理台账。从缺陷分析、备件使用、维修后评价、维修成本分析等方面实现设备的可控、可靠。注重运行数据的统计、分析，例如除雾器冲洗参数统计分析、工艺水使用分布分析、浆液循环泵运行参数统计分析、循环泵组合方式与脱硫效率变化分析等，增强运行人员在设备管理中的先导作用。2.3.2加强检修质量控制和过程管理根据设备老化规律，加强检修管理。从检修周期(间隔时间)、检修工期、检修项目、检修工艺、检修质量控制标准、检修费用投入等方面入手，做好设备检修工作，保持设备健康状况水平。2.4工艺技术及设备优化采用新设备、新技术、新工艺。选择可靠性更高的设备，如选用直联循环泵，去掉减速机环节，彻底消除减速机润滑冷却等带来的一些问题;选用陶瓷叶轮代替金属叶轮，延长叶轮使用寿命;选用磁力搅拌器解决搅拌器机封泄漏问题；浆液管道用碳化硅防腐代替衬胶防腐，提高防磨水平，延长使用寿命等。3结束语环保行业是高能耗、高物耗的绿色行业，随着国家对环保的重视，环保设备管理及运行优化工作已经成为每个电厂的工作重点。在日趋严峻的环保压力面前，为使企业效益最大化，除了对环保设备进行提效改造外，最根本的就是在保证排放指标可控的情况下做到“过程控制、终端治理”。通过提高设备管理、优化运行，最终实现企业的节能、减排任务，同时使效益最大化。

请问各位前辈，电厂常用的脱硫剂有那些？？？

不知道

水蒸气！

GGHGGH据初步推算国内火电厂石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气－烟气再热器（GGH）的约占80%以上。若按每年新增石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。如计及因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右.中文名GGH外文名Gas Gas Heater中文意思烟气换热器类型烟气脱硫系统快速导航利弊分析作用GGH，它的作用是利用原烟气将脱硫后的净烟气进行加热，使排烟温度达到露点之上，减轻对进烟道和烟囱的腐蚀，提高污染物的扩散度；同时降低进入吸收塔的烟气温度，降低塔内对防腐的工艺技术要求。利弊分析1． 前言据初步推算国内火电厂石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统采用烟气－烟气再热器（GGH）的约占80%以上。若按每年新增石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统容量30,000MW计算，安装GGH的直接设备费用就达10亿元左右。如计计因安装GGH而增加的增压风机提高压力、控制系统增加的控制点数、烟道长度增加和GGH支架及相应的建筑安装费用等，其总和约占石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统总投资的15%左右.GGH是否是石灰石－石膏湿法烟气脱硫系统的必不可少的设备？如何根据电厂的实际情况来决定是否需要安装GGH？工业发达国家的烟气脱硫装置是否都安装GGH？如何合理使用来之不易的环保投资？这是国家主管部门与业主都十分关注的问题。本文就此提出初浅的看法，仅供参考。2．GGH的利弊分析2.1 GGH的作用2.1.1 提高排烟温度和抬升高度烟气再加热可以将湿法烟气脱硫的排烟温度从50℃升高到80℃左右，从而提高烟气从烟囱排放时的抬升高度。根据对某电厂的实际案例的计算，对于2x300MW机组合用一个烟囱，烟囱高度为210m，在环境湿度未饱和的条件下，安装和不安装GGH的烟气抬升高度分别为524m和274m，有明显的差异。但是，从环境质量的角度来看，主要的关注点是在安装和不安装GGH时，主要污染物（SO2、粉尘和NOX）对地面浓度的贡献。在同一个案例中，对此进行了计算，计算结果见下表。污染物SO2国家二级标准限值（0.15mg/Nm3）粉尘国家二级标准限值（0.15mg/

烟气再热器,不过现在很多都不用了

1．原材料的检验：1．1铜管的检验标准：1．1．1外观： 1）表面光滑，无机械损伤缺陷或碰扁、无粗拉边、分层；2）内外表面无氧化和锈蚀现象；3）铜管内充氮气保护，塞头密封；4）每盘生重量达到合同要求。1．1．2尺寸：1）测量管的直径±0.05，管壁偏差±0.03；2）内螺纹管按底壁厚偏差±0.03，齿高±0.02，齿数（N）：55、60、65。1．1．3压扁试验：将铜管压扁至3倍壁厚形状，观察表面有无裂缝，无则合格；有则不合格。1．1．4单位重量：Ф7、62±3g/m Ф7.94:72±3g/m Ф9.52 :92±3g/m1．1．5抗拉强度：eb 220～260Pa1．1．6延伸率：e≥40%1．1．7扩口试验：外径≤Ф19扩口率（冲锥60°）40% ；试样不应产生肉眼可见的裂纹和裂口。1．1．8清洁度：38mg/㎡1．1．9探伤：每盘探伤缺陷位置打印不小于300mm长深色标记，每盘缺陷光纤为最多5处/盘。

SYS.GGH是win7的还原包，删掉没问题！但是还原的话要自行下载安装包

c_pan.gho是你原来xp系统的还原包（可以删），SYS.GGH是win7的还原包（不能删）。早期的一键还原包后缀名是.gho,后来由于有些病毒会感染gho镜像，故到win7时，一键还原生成了GGH格式。其实GGH与GHO是通用的，你把c_pan.gho改成SYS.GGH再一键还原，就会从win7环境中还原成xp系统。同样，你把SYS.GGH改成c_pan.gho，也可以从xp环境中还原到win7。前提是目录一定要放对.....

GGH降温效果不佳。填料塔出口的GGH降温效果不佳会导致烟气温度过高，需要维修GGH。填料塔是指流体阻力小，适用于气体处理量大而液体量小的过程。

不一样.脱硫工艺分为湿法脱硫和干法脱硫,干法脱硫是在燃料或者烟气系统中加药,利用高温反应使其少生成sox.湿法脱硫就是烟气通过吸收塔,在其中反应直接除去烟气中的硫,现在湿法脱硫是电厂主流脱溜工艺.湿法脱硫根据吸收塔类型分为空塔和填料塔,现在一般用空塔,填料塔脱硫产物无法回收利用,空塔脱硫产物经过脱水后就是石膏.空塔按烟气走向分为顺流踏和逆流塔,逆流塔烟气速度慢,顺流塔烟气速度快,现在主流是逆流塔,但是随着科技发展的情况来看顺流塔最终可能取代逆流塔,因为系统阻力小,比较经济.另外按换热系统的分类又分为有烟气换热气(ggh)和无ggh的两种,现在有ggh的是主流,但是因为ggh的建设维护费用和无ggh的烟道腐蚀费用相当,而且ggh如果出问题脱硫就不能用,所以也有一些电厂是不使用ggh的.目前关于脱硫的概况基本就是这样

可以转移，但是你的还原软件配置里也要更改，不然到时候还原操作找不到备份文件。看软件说明，选择“自定义操作“，可以转移系统备份，或还原已有系统备份。”高级选项”里应该有软件设置，可以更改默认备份文件保存位置，自己看看。

温度较高时适当开启旁路开度，降低温度；加强换热器冲洗；烟气流量较大时开启旁路阀门适当减缓烟气挤压。脱硫,泛指燃烧前脱去燃料中的硫分以及烟道气排放前的去硫过程。是防治大气污染的重要技术措施之一。烟气温度高，同等条件下在电除尘电场中的比电阻大，除尘效率相对较低，会使烟气中含灰量增加，使脱硫效率降低。烟道中的设备会因烟气温度高影响使用，如布置在吸收塔进口的动调增压风机，烟气分析仪等设备。二氧化硫因温度高而溶解度下降，脱硫效率降低。吸收塔的水蒸发加快，净烟气含湿度增大，易造成GGH堵灰，无GGH则会造成石膏雨。1、温度过高会造成吸收塔内液面SO2平衡分压上升，不利于气液传质，导致脱硫效率下降。2、过高的烟气温度还会造成吸收塔内脆性材料使用寿命降低。3、烟气温度高，同等条件下在电除尘电场中的比电阻大，除尘效率相对较低，会使烟气中含灰量增加，使脱硫效率降低。4、烟气温度高影响烟道中的设备会使用，如布置在吸收塔进口的动调增压风机，烟气分析仪等设备。5、导致二氧化硫溶解度下降，脱硫效率降低。6、吸收塔的水蒸发加快，净烟气含湿度增大，易造成GGH堵灰，无GGH则会造成石膏雨。7、脱硫浆液水分蒸发增多，脱硫补水率升高,净烟气湿度大对FGD后设备包括烟囱带来腐蚀风险。8、吸收液面上的二氧化硫平衡分压升高，不利于气液传质，脱硫率降低。9、高温净烟气本身就是对吸收塔内脆性材料的一个考验，会降低使用寿命。

不允许设置旁通阀。

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引风机是放在电除尘后面。增压风机有四种布局方式：第一种：GGH原烟气侧之前第二种：GGH原烟气侧与吸收塔之间第三种：吸收塔与GGH净烟气侧之间第四种：GGH净烟气侧之后优缺点：第一种：由于烟气流量大，增压风机功耗最大，但是高温烟气温度在酸露点之上，不用考虑增压风机的腐蚀问题，对增压风机材料要求低。吸收塔为正压运行，对提高除雾器效果有利。这种方式是被广泛采用。第二种：烟气温度低，必须考虑防腐问题。另外风机的功耗较小。但是由于风机本身的热阻，会造成烟气温度高，降低脱硫效率。第三种：此时风机多称为“湿风机”，烟气对风机的腐蚀最强，对风机材料要求较高，增加成本投入，检修频繁。此时吸收塔为负压运行，有利于氧化空气进入吸收塔。容易造成烟气二次带水，污染除雾器和下游管道。第四种：烟气较为干燥，风机功耗适中，但同样需要高强度的防腐材料增加成本。

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脱硫工程已进入防腐衬胶涂鳞施工阶段，因防腐作业使用的原料如稀释剂、甲苯、丙酮、鳞片树指等均为易燃有毒物品，为了防止火灾、人员中毒事故发生，在防腐施工期间，特制定如下安全管理规定，并严格遵照执行。一、防腐材料存放仓库、堆放区、工作间、防腐施工设备、防腐施工区均为重点防火、防中毒部位（以下简称重点部位）。二、防腐重点部位应保持通风、干燥、阴凉、远离明火与热源。三、防腐施工区必须采取封闭隔离措施。重点部位周围应用栅栏或安全警戒绳进行防护（安全警戒绳不少于两道），并悬挂醒目的防火警示牌。四、重点部位所使用的照明必须采用防爆型灯具和安全电压；电源线使用绝缘良好的橡胶皮线，电源线不能私接乱拉。五、重点部位必须配备足够数量的干粉灭火器。吸收塔、GGH、事故浆液箱配备消防水带，并布置在施工区域。六、重点部位除防腐所使用的设备、材料外，其余易燃物一律清出安全距离以外，现场不准存放多余的防腐材料。七、防腐施工单位应派专人轮班对重点部位进行巡视检查，防止火源接近防腐重点部位，并做好巡检记录。八、吸收塔与GGH做防腐工作时，除采取以上措施外，还应把出、入口烟道做好隔离措施并设专人看守。九、吸收塔、GGH、烟道、各箱罐在做防腐前，电、火焊工作必须完成。防腐后，所有防腐部位不得直接施焊或动火，以免损坏或引燃防腐层。十、因工作需要必须进入防腐区进行电、火焊作业时，应提前与大唐环境项目部负责人及防腐施工负责人取得联系，得到其同意后，到大唐环境脱硫项目部办理动火作业票，并严格按动火作业票程序执行。十一、防腐工作区所设置安全警戒圈，无关人员严禁入内。十二、凡进入防腐工作区的人员、必须自觉清出火种,并服从保卫人员的管理。十三、施工现场及重点防火部位严禁烟火，各施工单位按照“谁施工谁负责”的原则，管好自己的人。十四、处罚规定：防火安全监督小组在现场每发现一个烟头对责任单位罚款1000元；每发现一个违反上述规定的不符合项对违者罚款1000—10000万元，拒不遵守者，一经发现严肃处理，视情节轻重给以处理直至清出现场，对造成严重后果者,按照有关规定追究法律责任。十五、在防腐期间防腐作业施工为防火直接管理单位，对防火管理负有直接管理责任，其它施工单位与其交叉作业范围内必须无条件接受管理。在施工期间防腐施工单位必须派专人24小时现场巡视值班。更多关于工程/服务/采购类的标书代写制作，提升中标率，您可以点击底部官网客服免费咨询：https://bid.lcyff.com/#/?source=bdzd

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不允许设置。为了加强对火电企业脱硫设施锅炉布袋除尘器运行过程的监管，提高脱硫设施运行效率，2010年6月，国家环境保护部下发了《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》(环办[2010]91号)文件。按照要求，2010年9月底浙江省内火电厂均实施了对脱硫旁路挡板的首次铅封。一年多来，电厂应对铅封采取了系列措施，现就铅封后实际旁路开启情况及逐步过渡取消旁路的对策进行分析和讨论。1、 应对铅封采取的措施1.1 修改旁路开启保护逻辑铅封要求下发之初，浙江省内火电厂均积极响应，经过各集团组织论证以及采纳各技术单位给予的提议参考，首先对旁路开启的保护逻辑进行了修改。在常见的旁路挡板保护联锁中，有四个联锁是所有火电厂一致选择保留的，它们是增压风机入口压力超限开旁路、GGH停转开旁路、多台循环泵跳闸开旁路以及增压风机跳闸开旁路。这四项联锁的保留主要基于对脱硫设备的保护以及对烟道、挡板　 安全性的考虑。对于机组MFT开旁路以及机组RB开旁路这2项联锁，绝大部分电厂也选择了保留，部分取消了MFT信号直接触发开旁路。大部分厂取消了进口烟尘 浓度高于定值、运行中烟温偏低开启旁路，小部分改成了报警;油枪的投运联锁部分被取消，部分改成人工判断可投撤;进口温度高于定值部分厂考虑到烟气超温的情况可能发生仍保留投入，部分厂则改成了报警;进出口挡板开信号消失的联锁也类似，电厂也酌情进行保留或改成报警。在修改旁路开启保护逻辑时，除了对联锁进行了是否保留的选择，对于联锁的触发条件也进行了修改，主要为增加延时(如超温、失速，信号消失等)和对定值放宽(如压力、温度、振动条件值等)。最典型的就是增压风机入口压力超限保护的定值，在分析脱硫厂家的设计参数和各炉烟道、挡板实际运行中的情况后，普遍对正负限定值都予以了放宽，从后续实际运行效果看，没有产生不利影响，这些修改还是比较谨慎和合理的。1.2 调整旁路挡板试验和GGH离线冲洗周期为保证旁路挡板可靠开启，作为检查手段，旁路挡板定期活动试验一直是作为一个常规工作而开展的，一般会1-2月进行一次，铅封后近一半的厂已不进行旁路挡板周期试验，主要利用机组调停或停运时开展这项工作。调研中发现个别厂旁路挡板存在密封片易变形的问题，由于无法掌控变形是否会对开启带来影响，因此取消定期试验，会带来一定的风险。在有GGH装置的电厂，当GGH压差上升到一定允许限值，在线高压水冲洗也不能缓解时，就需要停运脱硫，进行离线高压水冲洗，频次高的厂可能1个月会清洗2-3次。在铅封实施后，旁路开启受限， 而且环保部门不再允许将旁路挡板定期试验时间计为免责时间，因此对这两个开旁路的频次，电厂也进行了控制。目前，部分厂已能做到与机组检修同步，这得益于设备本身选型较好，或近年经过了改造。投运较早的GGH普遍离线频次较高，平均2月1次，对挡板开启次数和投用率的影响较大。1.3 设备改造和优化设备的可靠性直接关系到脱硫系统的正常运行，在向取消旁路过渡中，对设备系统的改造和优化是一个必不可少的环节。改造和优化措施主要有：(1)GGH换热元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹扫空压机，尽可能延长定期离线冲洗的周期，做到与机组检修同步。检修时化学清洗换热元件，有部分换热元件可备用。(2)因增压风机前负压波动多次开挡板较多的厂，通过燃烧工况调整，修改前馈、后馈系数，对烟道、挡板承压重新核算，放宽了定值 。(3)增压风机入口挡板增加为2台执行机构，加雨棚;增大挡板执行机构的力距;更换所有油管路的软管;液压油管换成可靠型号防漏;增压风机停运后轮毂及叶片上加强清灰，保证风机振动正常;浆液循环泵减速箱冷却采用内部蛇形管加润滑油外置冷却器闭式冷却水，保证冷却效果好。(4)循环泵入口滤网换型，增大通流量，降低泵气蚀;泵出口大小头防腐换成不锈钢;吸收塔喷淋层增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;喷淋管经常损坏部位加装不锈钢护套，吸收塔连接短管加装内套管。喷淋加装监测，喷淋层加厚，除雾器加装支撑，喷嘴更换，死区加装冲洗;吸收塔出口增设疏水槽、管，减少水汽对尾部烟道的腐蚀和GGH的结垢;衬胶补后易脱落，加强修补质量过程控制;对除雾器冲洗逻辑进行修改，增加一级除雾器的冲洗频次。确保投用率前提下，定期对吸收塔内部进行清理。(5)烟风道的鳞片易起泡，需经常检查，并加强修补质量过程控制;对烟囱腐蚀进行监控，机组停运时，对烟囱防腐要及时进行评估、修补。(6)废水处理系统扩容;三联箱增设旁路;制浆系统增设补水管;工艺水管改成衬胶;在线pH计、密度计换型，改母管上测量，保证检测的准确性;采用熔断法在线处理电除尘阴极螺旋线故障，故障频发电场检修时成批更换极线，保证电场的正常投运。2、铅封以来旁路开启统计及分析我们选取了2010年11月-2011年9月这段铅封后时间，对省内14个厂旁路开启的次数和原因进行了归类。统计，并与2009年11月-2010年9月进行了对比。在这两组对照时间中，铅封前全省总计开旁路436次，而铅封后为318次，开启次数明显下降，说明了铅封这一环保的强制力，确定起到了限制旁路开启的作用。有9个厂开启次数明显下降，部分幅度较大，呈现上升的有4个厂，幅度不太大。而造成开启的原因中铅封前达19项，铅封后少了5项，这少的5项分别为氧化风系统故障，进出口挡板故障，入口烟温异常，电网外部线路故障以及低压脱硫变跳闸。铅封前开启原因占比合计超过80%，且位列前五位的原因依次为：GGH故障或离线清洗、增压风机入口风压波动、增压风机故障、机组RB或低压荷、锅炉MFT;而铅封后，原因占比合计超过80%的仍是这五个，排名上增压风机入负压波动变成列最后，其他依次不变。3、 旁路开启受限目前带来的影响从浙江省内各电厂对旁路开启逻辑的修改可以看出，由于对大部分重要联锁予以了保留，目前电厂在旁路开启上还是属于“该开则开” 的阶段，环保部门总体还是持理解态度。因而旁路开启受限或取消可能带来的影响大部分没有付诸表现，也就是说，目前尚未出现因脱硫设备检修而被迫停运主机的情况;而锅炉MFT、机组RB、入口烟温高时旁路也都开启，由此带来的烟风系统失稳以及吸收塔内部部件损坏风险暂不存在;入口烟温低，发生不多，持续时间短，今年煤种硫分普遍不是很高，脱硫设备锅炉布袋除尘器系统容量尚能缓冲，因此对这两种情况，各电厂基本能做到不开启旁路。在锅炉启停阶段，浙江省内电厂电除尘器投用中，有3个电厂较早，基本点火后就投用电除尘器;大部分电厂还是按照电除尘入口温度要求逐步投运电场，其后一般在50%机组负荷时投运脱硫。浙江省内4*600MW机组(无GGH)从2010年下半年开始就脱硫投运按要求进行旁路取消 的前期准备和方案认证，并把2011年作为一个过渡期，给予电厂每台炉全年12h作为旁路可开启时间，这其中包括了挡板定期试验，机组度网期间挡板异常开启时间。针对这一要求，目前电厂采用电除尘投运与锅炉点火同步，脱硫投运与机组并网(10MW)同步的方式。为了减少运 行期间异常，进行制浆、氧化，废水处理、事故浆液贮存能力的增容，尽量结合机组检修安排脱硫系统缺陷设备的维修，同时开始逐步取消增压风机。机组异常停机时，尽量采用滑参数运行方式，直到脱硫与锅炉同步停运。在这种方式下，到目前为此，今年电厂仅因处理1号增压风机液压油管漏油开过1次旁路，每月脱硫投用率都接近100%。该电厂目前的运行方式已是浙江省内相对较好的做法，观其效果，影响还是存在的。首先是低温腐蚀风险。机组刚并网时烟气温度还不高，此时脱硫投入，出口烟温必是偏低的。查阅历史曲线发现机组刚并网时(10MW)电厂脱硫出口烟温 一般在30度左右，等机组负荷上升，出口烟温上升到45度以上(正常脱硫出口烟温)往往需要2h左右，这期间脱硫后设施烟道就处于低温高湿腐蚀风险，而该电厂为两炉合用一内筒烟囱、两炉启停使该烟囱腐蚀风险进一步加大。在机组检修时，对烟囱防腐层进行修补已成为一项定期工作。升炉期间尽管有电除尘投 用，但它对煤粉的去除效果较差，未燃尽碳，包括有时点火不好仍需投油时的油滴仍不可避免地进入到浆液，据电厂反映，采用这一运行方式后，吸收塔浆液起泡发黑(有溢流)较常见，有时还导致盲区，需加大废水排放。如果史采取加大废水排放的措施，启、停炉1次造成的对 浆液的影响，需半个月左右才能完全自然置换，对石膏脱水和品质有一定影响。如果机组启停频次较多时，石膏脱水系统的稀释缓冲能力下降、则危害更大。对于运行中投油枪是否需开旁路的处理，各电厂有所不同。有一半电厂在投油负荷下均开启挡板，另一半电厂在投油负荷下均开启挡板，另一半则基本做到不开。为了减少影响，电厂一方面尽量与高度沟通，争取负荷能稳定在投油负荷以上，即不投油;另一方面即使投油也尽量少股几支油枪，并采用间断投用方式。目前看来，投油对脱硫浆液影响主要表现为浆液起泡溢流(部分电厂定期加入消泡剂)，浆液表面有些发黑，但对塔内浆液反应、脱水和石膏品质基本没有较大影响。4、取消旁路的对策目前大部分2011年闪投运的脱硫装置都采用有旁路设计，而环保部门最近已提出2012年起即将把取消脱硫旁路提上议程。从以上浙江省内电厂脱硫开旁路的现状看，短时内完全取消旁路难度和压力甚大。因为目前还缺少老机组旁路无声封堵后成熟和完善的运行经验。一旦取消或临时封堵旁路烟道，则脱硫装置与主机将成为一个串联系统而必须同步启停，因此，必须充分考虑无旁运行时的特殊性，提出有针对性的应对策略，同时进行改造和优化，才能提高无旁路炉及脱硫系统的运行可靠性。4.1 评估脱硫设施现状建议在现有脱硫设施脉冲除尘器取消旁路前进行全面谨慎的评估。评估的内容应包括煤质波动、脱硫设备可靠性、机组运行可靠性、旁路开启的统计分析等多个方面。通过评估可找出制约电厂旁路取消的主要因素以及权重，这样根据优先次序，在过渡期内逐步开展改造、增容和优化，使旁路开启水平能逐步趋近于取消。也可对取消旁路的实施厂进行优先排序：没有GGH且取消增压风机运行的机组，是可以首先进行取消旁路的实施对象;其次是没有GGH的机组，由于没有该高阻力设施，对引风机扩容，从而取消增压风机实施相对容易;GGH和增压风机均有的机组 实施也最困难。当GGH压差能长期控制在一个较稳定的水平，可以结合脱硝改造，考虑对引风机扩容，从而取消增压风机。4.2 燃料品质是首要保证煤质是首要因素，需要通过统计分析，将最差煤种的情况纳入考虑。其中灰分、硫分是主要因素，前者影响电除尘器的除尘效果，后者影响整个系统可脱硫容量，此外煤质造成点火的难易会影响微油、等离子点火的效果，燃烧不好造成锅炉不能正常运行带来诸如MFT影响。因而如取消旁路运行，对煤种的品质和稳定性要求必然提高，低硫煤的采购以及高低硫煤掺烧仍是从源头保证脱硫系统正常运行的首要工作，还有在锅炉冷态启动阶段尽可能燃用挥发分高的煤种作为启动煤种，不但有利于缩短锅炉的启动过程，也降低了因点火困难、消耗大量的烯 油给脱硫装置带来的一系列影响。4.3 锅炉运行和脱硫运行对策在电除尘器运行过程中，为了减轻未燃尽油污碳粒对吸收塔浆液系统的污染，在锅炉点火启动前尤其是冷态启动前，电除尘器的灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热最好能提前24h投入，确保电除尘器和干除灰系统投入运行且吸收塔循环泵启动投入后再点火起炉。在锅炉点火启动阶段，为防止部分未燃尽油污和碳粒随烟气经过电除尘器时发生二次燃烧，应控制电除尘器各电场的二次电压在起晕电压和闪络电压之间，并适当限制二次电流值。运行过程中密切监测电除尘器出口的烟尘浓度，必要时可考虑实施电袋除尘器或布袋除尘器的改造,其中良好运用除尘器布袋和除尘器骨架以进一步提高除尘效率。为了防止脱硫吸收塔入口烟气超温，保护吸收塔内部构件、衬胶或鳞片衬里，除雾器应设置事故喷淋减温装置，并确保喷淋减温装置能够可靠投入。在脱硫装置运行期间，应密切监测脱硫系统的主要运行参数及吸收塔出、入口温度的变化。在锅炉停炉阶段，也应待进入吸收塔进、出口烟温降至耐温极限以下并确保安全时方可停运所有循环泵。对于事故喷淋系统，在日常运行过程中加强设备维护，对高位水箱设立自动补水，并经常确认水位，系统电源接入保安电源，定期开展喷淋试验以确保其能及时动作也是非常重要的。在锅炉调整和脱硫调整时，应保证锅炉燃烧的稳定性，控制空预器漏风，确保烟气参数不严重偏离设计条件。在锅炉点火启动阶段、低负荷投油助燃阶段或煤种含硫量骤升阶段，密切监视脱硫系统运行参数，加大对吸收塔浆液品质的化验分析，一旦出现吸收塔大量溢流起泡、pH值无法有效提升和稳定、浆液品质恶化、石膏脱水困难等状况，可采取置换浆液的方式消除影响。严格监控脱硫系统的运行条件，加强对吸收剂、工艺水和蒸汽等品质的监控，提高在线仪表的可靠性和稳定性，加强脱硫系统的化学监督工作并制定为制度的形式，定期定时对脱硫系统各介质的化学分析，在锅炉冷态启动投油助燃或低负荷投油稳燃阶段，密切关注和分析吸收塔浆液的含油量，为浆液置换、除雾器喷淋冲洗提供科学的参考依据。提高检修水平，在日常的运行实践中，应加强脱硫系统和设备的检修维护和管理水平，并形成严格的管理制度，充分重视脱硫系统的各个缺陷和故障点，发现问题必须及时分析和处理，避免形成隐患，必要时将脱硫系统关键设备包括烟囱纳入主设备的维护和管理范畴。重点关注管道容器系统和旋转元件的冲刷磨损和腐蚀问题、GGH和除雾器的结垢堵塞问题以及尾部烟道和烟囱的腐蚀渗漏问题，对脱硫系统真正做到逢停必检，达到防患于未然。4.4 与环保部门沟通火电厂脱硫装置取消旁路，如果仓促上马，恐怕会给电厂生产运行带来一定的影响，各发电集团和电厂有必要与各级环保部门积极沟通，通过分析让其了解目前企业的旁路开启现状和取消旁路的影响，争取合理的过渡期限，完成必要的改造和优化，使取消旁路能安全的、可靠的实施。来自：http://www.xxhbcc.com/xwzx/177.html

空气预热器，锅炉系统用的。用排出的烟气加热燃烧需要用的空气

湿法脱硫系统物料平衡一、 计算基础数据（1） 待处理烟气烟气量：1234496Nm3/h（wet）、1176998 Nm3/h（dry）烟气温度：114℃烟气中SO2浓度：3600mg/Nm3烟气组成：组 分 分子量 Vol% mg/Nm3SO2 64.06 0.113 3600（6%O2）O2 32 7.56(dry) H2O 18.02 4.66 CO2 44.01 12.28(dry) N2 28.02 80.01(dry) 飞灰 200石灰石浓度：96.05%二、 平衡计算 （1）原烟气组成计算组 分 Vol%(wet) mg/Nm3 kg/h Kmol/hSO2 0.108 3226（7.56%O2） 3797 59.33O2 7.208 127116 3972.38H2O 4.66 46214 2564.59CO2 11.708 283909 6452.48N2 76.283 1177145 42042.89飞灰 200（dry） 235 合计 1638416 55091.67平均分子量 （0.108×64.06+7.208×32+4.66×18.02+11.708×44.01+76.283×28.02）/100=29.74平均密度 1.327kg/m3（2）烟气量计算1、①→②（增压风机出口 → GGH出口）：取GGH的泄漏率为0.5%，则GGH出口总烟气量为1234496 Nm3/h×（1-0.5%）=1228324Nm3/h=1629634kg/h泄漏后烟气组分不变，但其质量分别减少了0.5%，见下表。温度为70℃。组 分 Vol%(wet) mg/Nm3 kg/h Kmol/hSO2 0.108 3226（7.56%O2） 3778 59.03O2 7.208 126480 3952.52H2O 4.66 45983 2551.78CO2 11.708 282489 6420.22N2 76.283 1171259 41832.68飞灰 200 234 合计 1630224 54816.212、⑥→⑦（氧化空气）： 假设脱硫塔设计脱硫率为95.7%，即脱硫塔出口二氧化硫流量为3778×（1-95.7%）=163 kg/h，二氧化硫脱除量=（3778-163）/64.06=56.43kmol/h。 取O/S=4 需空气量=56.43×4/2/0.21=537.14kmol/h×28.86（空气分子量）=15499.60kg/h，约12000Nm3/h。其中氧气量为537.14 kmol/h×0.21=112.80 kmol/h×32=3609.58kg/h氮气量为537.14 kmol/h×0.79=424.34 kmol/h×28.02=11890.02kg/h。 氧化空气进口温度为20℃，进塔温度为80℃。3、②→③（GGH出口→脱硫塔出口）：烟气蒸发水量计算： 1）假设烟气进塔温度为70℃，在塔内得到充分换热，出口温度为40℃。由物性数据及烟气中的组分，可计算出进口烟气的比热约为0.2536kcal/kg.℃，Cp（40℃）=0.2520 kcal/kg.℃。 Cp烟气=（0.2536+0.2520）/2=0.2528 kcal/kg.℃ 氧化空气进口温度为80℃，其比热约为0.2452 kcal/kg.℃，Cp（40℃）=0.2430kcal/kg.℃。 Cp空气=（0.2452+0.2430）/2=0.2441 kcal/kg.℃ Cp水（20~40℃）=1.0kcal/kg.℃ r水（20）=586kcal/kg r水（40）=575kcal/kg 烟气蒸发水量=[0.2528×（70-40）×1630224+0.2441×15491.12×（80-40）]/[1.0×（40-20）+（586+575）/2]=20841kg/h=1156.55kmol/h 水蒸汽含量=（2551.78+1156.55）/（54816.21+1156.55）=6.63% 40℃水蒸汽饱和蒸汽压=0.00737MPa。 烟气总压102000Pa。 40℃烟气饱和水蒸汽含量=0.00737/0.102=7.23% 根据以上计算，假设温度下烟气蒸发水量及原烟气含水量之和小于40℃烟气饱和水蒸汽含量。因此，实际出口温度小于40℃。 2）假设出口温度为35℃ 烟气蒸发水量=[0.2528×（70-35）×1630224+0.2441×15491.12×（80-35）]/[1.0×（40-20）+（586+575）/2]=24296.6kg/h=1348.31kmol/h 水蒸汽含量=（2551.78+1348.31）/（54816.21+1348.31）=6.94% 35℃水蒸汽饱和蒸汽压=0.00562MPa。 35℃烟气饱和水蒸汽含量=0.00562/0.102=5.51% 根据以上计算，假设温度下烟气蒸发水量及原烟气含水量之和大于35℃烟气饱和水蒸汽含量。因此，实际出口温度大于35℃，取38.5℃，则烟气蒸发水量为1213.82kmol/h×18.02=21873kg/h，其水蒸汽含量=（2551.78+1213.82）/（54816.21+1213.82）=6.72% 38.5℃水蒸汽饱和蒸汽压=0.00684MPa。 38.5℃烟气饱和水蒸汽含量=0.00684/0.102=6.71% 根据上述计算结果可知，脱硫塔出口温度为38.5℃。3）反应产生的二氧化碳量 GCO2= 44.01×56.43kmol/h=2483.48kg/h 4）烟气中夹带水量 按烟气总质量的0.005计，夹带量=1630224kg/h × 0.005=8151.12kg/h 5）脱硫塔出口烟气组分组 分 Vol%(wet) kg/h Kmol/hSO2 0.004 163 2.54O2 7.088 126480+3609.58×3/4=129187 4037.10H2O 7.405 45983+21873+8151.12=76007 4217.93CO2 11.638 282489+2483.48=284972 6475.18N2 74.134 1171259+11890.02=1183149 42225.16飞灰 234×（1-75%）=58.5 合计 1673374 56957.91总烟气量 1275857Nm3/h4、③→④（脱硫塔出口→GGH出口）： 在此过程中新增了原烟气泄漏的0.5%烟气。组 分 Vol%(wet) kg/h Kmol/hSO2 0.005 163+3797×0.5%=182 2.84O2 7.088 129187+127116×0.5%=129823 4056.96H2O 7.392 76007+46214×0.5%=76238 4230.75CO2 11.370 284972+283909×0.5%=286392 6507.42N2 74.144 1183149+1177145×0.5%=1189035 42435.22飞灰 58.5+235×0.5%=59.7 合计 1681730 57233.19总烟气量 12820235、④→⑤（GGH出口→烟囱进口）：这一过程烟气量及性质基本不变。（3）脱硫液及石膏的平衡CaSO4.2H2O分子量为：172.17CaSO3.1/2H2O分子量为：129.15CaCO3分子量为：100.091、脱硫剂的需求量1） 烟气中SO2脱除量=56.43kmol/h2） 需纯的石灰石量=56.43 kmol/h3） 考虑到溶液循环过程中的损失，需加入的石灰石量为=（1+2%）×56.43 kmol/h=57.56kmol/h4） 需96.05%的石灰石=57.56×100.09/0.9605=5997.96kg/h其中：CaCO3量=5997.96×0.9605=5761.04kg/h其中：杂质量=5997.96×0.0395=236.92kg/h5） 如使用工业水制备30%含固量浆液需水量： 5997.96kg/h/0.3×0.7=13995.24kg/h 6）如使用2.6%含固量的脱硫反应塔塔底浆液旋流分离液制备30%含固量浆液需水量为：设2.6%含固量旋流分离液的固体物量为X kg/h，以水平衡可列下式： X/2.6%×（1-2.6%）=（X+5997.96）/30%×（1-30%） X=398.40kg/h 水量=398.40/2.6%×（1-2.6%）=14924.68kg/h 需2.6%的塔底浆液旋流分离液=398.40+14924.68=15323.08kg/h 30%浆液量=14924.68/（1-30%）=21320.97kg/h2、脱硫塔底固体量假设干脱硫产物中CaSO4.2H2O与CaSO3.1/2H2O质量比为0.92：0.01。其摩尔比为：(0.92/172.17):(0.01/129.15)=69.01：1 1）CaSO4.2H2O生成量=56.43 ×172.17×69.01×(69.01+1)=9576.78kg/h 2）CaSO3.1/2H2O生成量=56.43 ×129.15×1×(69.01+1)=104.10kg/h 3）产物中未反应的CaCO3量=5761.04-56.43 ×100.09=112.96kg/h 4）杂质量=236.92kg/h 5）脱除下来的飞灰量=234 ×75%=175.50kg/h脱硫塔底固体量=G CaSO4.2H2O+G CaSO3.1/2H2O+G CaCO3+G杂质+G飞灰 =9576.78+104.10+112.96+236.92+175.50=10206.26kg/h组 分 质量流量kg/h W%CaSO4.2H2O 9576.78 93.83CaSO3.1/2H2O 104.10 1.02CaCO3 112.96 1.11杂质 236.92 2.32飞灰 175.50 1.72合计 10206.26 1003、反应产物中结晶水量1）CaSO4.2H2O中结晶水量=9576.78/172.17×2×18.02=2004.69kg/h2）CaSO3.1/2H2O中结晶水量=104.10/129.15×1/2×18.02=7.26kg/h反应产物中结晶水量为2004.69 + 7.26 = 2011.95kg/h4、除雾器冲洗水冲洗水喷淋密度？？（一小时冲洗一次，每次5分钟）除雾器冲洗水=5、脱硫反应后塔底最终排出量物料平衡以不补充新鲜水为条件。设一级旋流器入口浆液浓度为10.8%，下出口浆液浓度为50%，上出口浆液浓度为2.6%，则可算出下出口溶液量为进口量的17.3%；设二级旋流器下出口浆液浓度为20%，上出口浆液浓度为1.3%；真空皮带过滤机固体损失率为0.9%，石膏含固率为90%。设塔底浆液总流量为X kg/h，排入污水处理系统总流量为Y kg/h，则可列以下平衡方程式：Y×1.3% + X×17.3%×50%=10206.26kg/h (1) (根据设定和固体物量平衡) 真空皮带过滤物料平衡：可求出石膏量为17.3%X×50%×（1-0.9%）/90%=0.09525 X 溢流量为17.3%X-0.09525X=0.07775X根据设定及脱硫塔总物料平衡：塔体输入量： 烟气量=1630224kg/h；氧化空气量=15499.60kg/h； 石灰石浆液量=21320.97kg/h；除雾器冲洗水量=？？ 真空皮带过滤机溢流返塔量=0.07775X；一级旋流器溢流返塔量=（1-17.3%）X=0.827X-15323.08塔体输出量： 烟气量=1673374kg/h；塔底浆液流量=X kg/h；废水流量=Y kg/h则平衡方程式为：1630224 + 15499.60 + 21320.97 + G冲洗水量 + 0.07775X + 0.827X-15323.08=1673374 + X + Y => G冲洗水量-21652.51=0.09525X + Y (2)若已知除雾器冲洗水量则可联立方程式（1）和（2）求出X和Y。假设除雾器冲洗水量为96000kg/h，则X=108369 kg/hY=64025 kg/h6、水平衡验算G烟气出口带出水 + G塔底排放浆液带出自由水 + G脱硫产物最终带出结晶水 -（ G烟气入口带入水 + G除雾器冲洗水 + G石灰石浆带入水 + G返塔水量）=76007 + 108369×（1-10.8%）+ 2011.95 -（45983 + 96000 + 14924.68 + 17782.76）= -6.342Cl-平衡计算一、原始数据：入塔烟气量：1234496 Nm3/h（dry）× （1-0.5%）=1171113 Nm3/hO2浓度：5.09%（空气过量系数为1.32）HCl浓度：60mg/Nm3（6%O2，空气过量系数为1.4）工艺水中Cl浓度为：464.16mg/L二、氯平衡计算1） 入塔氯化物量（以Cl为基准）：1.4/1.32 ×1171113 × 60 × 10-6=74.53kg/h2） 工艺水带入的氯化物量（以Cl为基准）：96000 × 464.16×10-6=44.56kg/h假定吸收塔中Cl浓度为20000mg/L，吸收塔中溶液体积为

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