湿法脱硫对烟气温度影响)
焦化厂脱硫工艺流程
焦化厂脱硫工艺流程1. 简介焦化厂是生产焦炭的工业设施，焦炭是高热值的燃料，但焦炭的生产过程中会产生大量的二氧化硫（SO2）等有害气体。
为了减少环境污染，保护生态环境，需要对焦化厂的烟气进行脱硫处理。
本文将详细介绍焦化厂脱硫工艺流程。
2. 脱硫工艺分类脱硫工艺可以分为湿法脱硫和干法脱硫两种。
2.1 湿法脱硫湿法脱硫是指将烟气与液体吸收剂接触，通过化学反应将二氧化硫转化为可溶于液体中的硫化物，从而达到脱硫的目的。
常用的湿法脱硫工艺有石灰石石膏法、海水脱硫法等。
2.1.1 石灰石石膏法石灰石石膏法是最常用的湿法脱硫工艺之一。
其工艺流程如下：1.烟气进入脱硫塔：烟气从焦炉出口进入脱硫塔，与喷射的石灰石石膏悬浮液接触。
2.反应产物形成：烟气中的二氧化硫与石灰石石膏中的钙氧化物发生反应，生成硫酸钙。
3.硫酸钙沉淀：硫酸钙在脱硫塔中沉淀下来，形成固体废物。
4.净化后的烟气排放：经过脱硫处理后，烟气中的二氧化硫浓度大大降低，净化后的烟气排放到大气中。
2.1.2 海水脱硫法海水脱硫法利用海水中的碱性物质（如碳酸氢钠）与二氧化硫反应，形成硫酸盐。
其工艺流程如下：1.海水喷射：烟气进入脱硫塔，与喷射的海水接触。
2.反应产物形成：烟气中的二氧化硫与碱性物质反应，生成硫酸盐。
3.硫酸盐溶解：硫酸盐溶解在海水中。
4.净化后的烟气排放：经过脱硫处理后，烟气中的二氧化硫浓度大大降低，净化后的烟气排放到大气中。
2.2 干法脱硫干法脱硫是指通过固体吸收剂与烟气接触，将二氧化硫转化为可溶于液体中的硫酸盐或硫酸，从而实现脱硫的过程。
常用的干法脱硫工艺有活性炭吸附法、干式碱法等。
2.2.1 活性炭吸附法活性炭吸附法是一种常用的干法脱硫工艺。
其工艺流程如下：1.烟气进入吸附器：烟气从焦炉出口进入吸附器，与填充有活性炭的吸附层接触。
2.二氧化硫吸附：烟气中的二氧化硫被活性炭吸附。
3.活性炭再生：活性炭饱和后，通过加热或蒸汽吹扫等方式进行再生。
1 烧结烟气湿法脱硫脱硝排放烟气拖尾治理分析与问题探讨
二、造成“烟囱雨”现象的原因探讨
l 云南曲靖某制氨厂脱硫烟气拖尾现象（大气环境因素） 环境气象条件主要指环境温度、相对湿度和大气压力。这些 因素是形成“烟囱雨”现象的外部原因。 （1）环境温度 由于湿法烟气脱硫后烟气处于湿饱和状态，环境温度越低， 烟气中凝结的水汽会越多，更易形成“烟囱雨”现象。对我国而 言，南方地区一般只会在冬天出现“烟囱雨”现象，而在北方地 区由于环境温度较低，出现的“烟囱雨”现象的几率相对较大。 （2） 相对湿度 环境相对湿度的大小反映了环境空气的饱和程度。相对湿度 越大，空气越接近饱和状态。对于相对湿度越大的地区( 如南方 地区) ，越易形成“烟囱雨”现象，而对于北方地区，空气较干燥， 就较难形成“烟囱雨”现象。 （3）大气压力 环境大气压力越低，烟气越不易扩散，环境大气压力越低， 越易形成“烟囱雨”现象。反之，环境大气压力越高，烟气越易 扩散，就越难形成“烟囱雨”现象。
2017-04-24 10
二、造成“烟囱雨”现象的原因探讨
形成“烟囱雨”现象的原因比较复杂，影响因素较多， 现有研究对烟囱雨的成因主要归纳为以下4个因素： 1.环境气象因素 2.除雾器因素 3.烟道、烟囱构造设计缺陷 4.脱硫效率因素 1.环境气象因素导致烟囱雨，当烟温与环境温度相差较大时， 烟气来不及扩散，烟气中的饱和态水遇冷变成过饱和态而凝 结沉降； 取消GGH后烟气温度降低为(50±5)℃，低温烟气在烟囱出 口凝结形成水雾，且净烟气中携带的脱硫浆液及酸性可溶物 在烟囱周边沉降，有研究认为湿烟羽引起的污染物落地最大 浓度比80℃的烟羽造成的最大地面浓度高20%左右。
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二、造成“烟囱雨”现象的原因探讨
2.除雾器因素 除雾器运行效率降低，导致大量雾滴逃逸，有研 究认为透过除雾器的烟气所携带的液体直径在 100～1000 μm，少数大于2000 μm，直接造成排放 烟气中液滴沉降，而除雾器运行效果下降又往往被 归因于，是进入脱硫系统的实际烟气量超过了设计 值，从而导致进入除雾器的烟气流速超过除雾器的 极限流速，造成烟气携带脱硫浆液增加。 此外，还有研究认为是由于除雾器因结垢而形成 堵塞造成出现局部浆液携带，且有些系统中除雾器 入口处烟气流场不均匀，或是喷淋浆液管距离除雾 器入口过近，则加剧除雾器的堵塞，造成烟气携带 液滴量过高而带出烟囱 。
石灰石石膏湿法脱硫工艺脱硫效率影响因素
石灰石石膏湿法脱硫工艺脱硫效率影响因素【摘要】现阶段，我国大气治理市场不断扩大，脱硫脱硝工艺更新迭代，本文阐述石灰石/石膏湿法脱硫工艺的基本原理以及它的应用状况。
本文将以浆液PH值为基准，对影响脱硫效果的因素以及规律进行研究，并从工艺和设备方面简述如何保障湿法脱硫功效，以提升石灰石/石膏湿法脱硫工艺的脱硫效率。
一般地，影响脱硫效率因素包括有石灰石的活性、液气比、钙硫比等。
1 引言燃煤过程中会产生并排放二氧化硫(SO2)造成严重的空气污染，为实现全国SO2的消减目标，就须控制电力行业的SO2排放量。
当前我国燃煤机组广泛地运用了石灰石/石膏湿法脱硫(wet flue gas desulfurization，以下简称FGD)这种烟气脱硫工艺，FGD的流程、形式和原理在国际上都有着异曲同工之妙。
主要运用了包括有石灰石(主要成分是碳酸钙：CaCO3)、石灰(主要成分是氧化钙：CaO)或者碳酸钠(Na2CO3)等浆液作为洗涤剂，烟气通过吸收塔会发生化学反应，进而达到烟气洗涤的效果，从而使烟气中的二氧化硫(SO2)得以去除。
最早的石灰石脱硫工艺，是在1927年英国为保护高层建筑，在泰晤士河岸的电厂得以利用，至今已有87年历史。
经过不断地对技术、工艺革新完善，如今FGD具有以下优点：脱硫效率高，基本保证为90%，最高可达95%，更甚是98%;机组容量大;煤种适应性强;副产品容易回收;运营成本较低等。
本文将从影响脱硫效率的因素参数进行分析，概述其影响的原因，进而为完善FGD系统、提升脱硫效率作理论依据。
2 FGD脱硫原理这种工艺拥有极其丰富的资源作为吸收剂，能广泛地进行商业化开发，拥有成本低，可回收等优点。
当前，作为FGD工艺中应用最为广泛地方法，石灰石/石灰法对高硫煤的脱硫率能保证至少90%，而那些低硫煤则能保证95%的脱硫率。
3 脱硫效率的影响因素烟气换热器会使燃煤过程中产生的烟气降温冷却，进入吸收塔其中的HCl、HF以及灰尘等都会溶入浆液中，浆液中的水分会吸收SO2、SO3生成H2SO3，其能分解H+和HSO3-，与浆液中的CaCO3发生水反应生成二水石膏，使得浆液的PH 值发生变化。
湿法脱硫后烟气酸露点变化和烟气腐蚀性评价
湿法脱硫后烟气酸露点变化和烟气腐蚀性评价杨彦，李进，王俊（北京交通大学 市政与环境工程系）[摘要]：火力发电厂安装了的湿法烟气脱硫装置降低了烟气温度，使尾部设备遭受严重的低温腐蚀，对电厂的安全运行造成巨大挑战。
烟气酸露点是低温腐蚀的重要参数，本文总结了影响烟气酸露点的关键因素，回顾了目前国内外存在的烟气酸露点的计算方法，并从中找出适合计算脱硫前后烟气酸露点的公式，针对某电厂实际燃用煤种和运行工况，对烟气中SO2、SO3和含湿量进行了试验测定，从而获得公式中含有的参数，计算出烟气脱硫前后的酸露点，基于两相分馏原理分析了酸露点的变化规律，利用改进的烟气腐蚀等级评价指标评价了脱硫后烟气的腐蚀特性，同时分析烟气再热装置（GGH）对酸露点和尾部设备腐蚀的影响。
以期对火电厂的安全运行有一定的指导作用。
[关键词]：酸露点；湿法脱硫；低温腐蚀；冷凝酸液；1.引言空气中常含有一定量的水蒸气，在它与冷面接触时，如果冷面温度与空气中水蒸气的分压P H2O相对应的饱和温度相等或更低时，空气中的水蒸气就会部分地凝结在冷面上，这就是所谓结露现象。
火电厂燃料中的硫燃烧后生成SO2，其中一小部分在过氧燃烧和飞灰存在催化剂的作用下还会再氧化成SO3，烟气中SO3气体会与烟气中的水蒸气结合为硫酸蒸汽。
烟气中有硫酸蒸汽存在时，考虑了烟气中硫酸蒸汽的露点称为烟气的酸露点。
当受热面的温度低于烟气的酸露点时，含硫烟气中的水蒸气和SO3结合成的硫酸会凝结在受热面上，严重地腐蚀受热面。
这种因蒸汽凝结而腐蚀的现象称为低温腐蚀，也称为结露腐蚀现象。
清洁、高效地利用煤炭，走电力增长与环境协调发展的道路，离不开对电厂燃煤锅炉排放的硫氧化物的控制。
与此相关的锅炉设计、烟气脱硫、尾部受热面的改造等都离不开对烟气酸露点的计算测量，同时电厂尾部装置（尾部烟道、GGH和烟囱）低温腐蚀的发生严重电厂安全稳定的运行。
因此需要对于脱硫后烟气腐蚀性变化和冷凝液凝结规律进行研究和分析。
湿法脱硫常见问题的分析
湿法脱硫常见问题的分析刘丽张志峰(中机新能源开发有限公司，河南郑州450008)应用科技c}商圈湿法烟气脱硫的优．是是脱硫效率高，—般可迭95％以上；单机烟气处理量大，可与大型锅炉单元匹配；对煤种的适应性好，烟气脱硫的过程在锅炉尾部烟道以后，是独立的岛，不会干-铍锅炉的燃烧，不会对锅炉杌组的熬效率、利用率产生任何影响。
目前常见的湿法烟气脱琉有石友石／石灰__石膏法、钠洗法、鼠碱法强氧化镁法等。
湿法脱硫技术已经很成熟，但是在施工和设计中也出现了一些问题。
业主在质保期内也会提一些其他问题，笔者就针对出现的问题作了详细的整理，以供参考。
联兰秘初湿法院硫；问题；分析中国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤燃烧所释放出来的含二氧化硫S02的废气，一直是大气污染最主要的根源，是地球上酸雨的罪魁祸首。
吸入=氧化硫可使呼吸系统功能受损，加重已有的呼吸系统疾病，导致死亡率上升，尤其是在悬浮粒子协同作用下。
除此之外，二氧化硫还会影响环境和擅被。
二氧化硫污染控制技术颇多，诸如改善能源结构、采用清洁燃料等，烟气脱硫也是有效削减S02j j暾量不可替代的技术。
烟气脱硫的方法很多，根据物理及化学的基本原理，大体上可分为吸收法、吸附法、催化法三种。
吸收法是净化烟气中SO：的最重要的、应用最广泛的方法。
吸收法通常是指应用液体吸收净化烟气中的S0：，因此吸收法烟气脱硫也称为湿法烟气脱硫。
1烟囱漂雨问题由于很多项目脱硫系统未设G G H，出口烟温较低，除雾器出口烟气中的雾滴浓度只能保证去除一定比例的低于75m g／N m3(干基，大于20u m)(冲洗期间除外)的液滴。
对于湿法脱硫后的烟气温度，国际上有严格的规定，必须大于8a℃加设G G H，这样即解决了漂雨问题，也有矛Ⅱ于提高烟气抬升高度。
现就该问题做—个详细的分析：1．1引起漂雨现象的一些因素1)烟气量短期内超标，烟气量过大时烟气流速过高，夹带液滴较多，可将较细小的液滴带走致使除雾器效率降低。
石灰石—石膏湿法 烟气脱硫工艺影响因素
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的影响因素分析摘要：本文主要讲述了工业石灰石—石膏湿法低浓度二氧化硫烟气脱硫工艺的影响因素分析，通过对石灰石—石膏法分析开辟了新运用前景。
0前言二氧化硫是主要大气污染物之一，严重影响环境，威胁人们的生活健康。
削减二氧化硫的排放量，保护大气环境质量，是目前及未来相当长时间内我国环境保护的重要课题之一。
目前，国内外处理低浓度SO2烟气的方法有许多，钙法是采用石灰石水或石灰石乳洗涤含二氧化硫的烟气，技术成熟，生产成本低，但吸收速率慢、吸收能力小、装置运行周期短。
针对传统脱硫方法存在的缺陷，本文阐述了主要钙法在处理低浓度二氧化硫烟气脱硫工艺的影响因素分析，这些影响因素分析解决资源合理利用问题。
获得了良好的社会效益和经济效益。
1常用湿法烟气脱硫技术介绍1.1石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺原理该法是将石灰石粉磨成小于250目的细粉，配成料浆作SO2吸收剂。
在吸收塔中，烟气与石灰石浆并流而下，烟气中的SO2与石灰石发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，在吸收塔低槽内鼓入大量空气，使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，结晶分离得副产品石膏。
因此过程主要分为吸收和氧化两个步骤：（1）SO2的吸收石灰石料降在吸收塔内生成石膏降，主要反应如下：CaCO3+SO2+1/2H2O=CaSO3·1/2H2O+CO2CaSO3·1/2H2O +SO2+1/2H2O=Ca（HSO3）2（2）亚硫酸钙氧化由于烟气中含有O2，因此在吸收过程中会有氧化副反应发生。
在氧化过程中，主要是将吸收过程中所生成的CaSO3·1/2H2O氧化生成CaSO4·2H2O。
2CaSO3·1/2H2O+ O2+3H2O =2CaSO4·2H2O由于在吸收过程中生成了部分Ca（HSO3）2，在氧化过程中，亚硫酸氢钙也被氧化，分解出少量的SO2：Ca（HSO3）2+1/2O2+ H2O=CaSO4·2H2O+ SO2亚硫酸钙氧化时，其离子反应可表达为：CaSO3·1/2H2O+H+ Ca2++ HSO3—+1/2H2OHSO3—+1/2O2 SO42—+H+Ca2++ SO42—+2H2O CaSO4·2H2O由以上反应可见，氧化反应必须有H+存在，浆液的PH值在6以上时，反应就不能进行。
烟气湿法脱硫系统中的白烟现象及治理
烟气湿法脱硫系统中的白烟现象及治理汤君军1徐俊21.上海长兴岛热电有限责任公司2.上海上电电力运营有限公司摘要：上海长兴岛热电有限责任公司2台12MW机组采用的烟气湿法脱硫系统具有脱硫效率高、投资适中、结构简单等优点。
在实际运行中经脱硫处理的烟气被增湿冷却后因湿度大、温度低,易引起下游设备的风机带水、设备震动和腐蚀。
在一定的气象条件下烟气的扩散能力差，烟气的排放会发生白烟现象。
烟气经直接升温、直接冷却和烟气降温再热将是目前湿法脱硫后“白烟”消除的有效途径。
经对湿法脱硫过程中白烟产生的机理和防治措施的研究改善了湿法脱硫后“白烟”现象。
关键词：湿法脱硫；白烟；治理DOI:10.13770/ki.issn2095-705x.2019.09.013White Smoke Phenomenon and Countermeasures of Flue Gas Wet Desulfurization SystemTang Junjun,Xu Jun1.Shanghai Changxing Island Thermal Power Co.,Ltd.2.Shanghai Electrical Power Operation Co.,Ltd.Abstract:Shanghai changxing island thermal power co.,ltd has212MW units,whose wet flue gas desulfurization system has some advantages,such as high desulfurization efficiency,moderate invest-ment and simple structure.Flue gas becomes humid and has high humidity and low temperature to cause water condensation on fan,equipment vibration and corrosion for downstream facilities after de-sulfurization in reality.The most effective way to deal with‘white smoke’after wet desulfurization is di-rect heatint,direct cooling and flue gas cooling reheating.Research on‘white smoke’production mechanism and countermeasures avoids it after wet desulfurization.Key words:Wet Desulfurization;White Smoke;CountermeasuresENERGY CONSERVATION TECHNOLOGIES AND PRODUCTS0前言长兴岛热电有限责任公司2×12MW 机组采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫装置采用一炉一塔的方案，单套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉100%BMCR 工况时的烟气量，脱硫效率在燃用设计煤种时不小于95%。
影响烟气中SO2检测结果的主要因素及解决方案
影响烟气中二氧化硫检测结果的主要因素及解决方案目前主流的SO2浓度检测方法有电化学法和非分散红外吸收法等。
之所以测量固定污染源中SO2的含量，是为了确定污染源的污染程度。
但是由于SO2本身物质性质和化学性质，烟气中SO2的检测分析对于外界环境、取样装置、检测装置的要求较高。
常见的SO2检测方法中存在一定的问题，本文针影响SO2检测结果的主要因素：取样流量、样气湿度、干扰气体等问题进行了详细分析，并提出了相应解决方案。
1、取样流量影响烟气进入烟道后由于风机的作用，导致烟道内烟气压力发生变化：处于风机之前的烟道产生负压，当风机功率较高时，甚至产生高负压；处于风机之后的烟道则产生正压。
在现场监测中，由于受到各种条件的限制，我们常常不得不将采样位置选在风机前这些产生负压的烟道处。
这时，用标定合格的电化学类烟气分析仪器抽取烟道内烟气进行浓度测定的过程中，会遇到烟道内负压对仪器形成的“反抽力”，造成进入仪器的烟气流量变少，从而导致烟气的监测浓度值比烟气实际浓度值偏低，烟道负压很高时甚至完全抽不出气，使监测浓度值接近为0。
其次，国家环境监测总站《火力发电建设项目竣工环境保护验收监测技术规范》中也特别指出：定位电解法监测仪器对采样流量要求甚严，监测数据的显示与采样流量的变化成正比，当仪器采样流量减小时（如烟道负压大于仪器抗负压能力），监测数据会明显变小，在使用时为了减少测定误差，仪器的工作流量应与标定（校准）时的流量相等。
因此，采样流量的变化会严重影响烟气分析仪器准确性，在监测过程中，应时刻注意采样流量的变化，确保仪器的采样流量与标定流量一致。
为解决高负压的影响，可通过提高采样泵的负载能力，增大采气量，进而保证进入传感器前的烟气流量和压力，提高烟气预处理系统的抗负压能力。
若负压过大，烟气分析仪器无法提供足够的采气量，也可更换监测点位，选择在增压风机后端进行取样检测。
2、样气湿度影响一般在不采用湿法脱硫的烟道气含湿量不超过3%，而采用湿法脱硫后的烟气含湿量往往大于5%，如果脱硫设备脱水不好，烟气含湿量可高达12%。
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湿法烟气脱硫后烟温变化对烟囱运行的影响
火电厂加装湿法烟气脱硫装置后，会使烟气温度降低，造成烟囱运行条件偏离设计工况，可能对烟囱产生不良影响。
对此，以某发电厂125 Mw 机组湿法烟气脱硫装置为例，分析脱硫后烟温变化可能对烟囱安全性和运行造成的影响。
1 烟囱内温度分布的计算
某发电厂2 台125 MW 机组共用1 座烟囱，烟囱高度为180m
3y6|+Q!]8z:G7i&，脱硫前满负荷时烟囱入口烟气量为1 230000m3/h（标准状态），温度150℃ ，脱硫后满负荷时烟囱进口烟气量为1 306209m3/h （标准状态），
温度80℃ 。
.A&a+]7s+a-_9a+H9D能源环保论坛对脱硫装置安装前后满负荷、80％负荷、65％负
荷和50％负荷共8个工况进行分析。
根据能量守恒原理，可计算出烟囱沿高度方向的一维温度分布。
由于沿高度方向烟囱直径是变化的，且烟囱较高，所以采用分段计算，并考虑了沿高度位能的变化。
将烟囱分为13
段，在计算段内，根据能量守恒可得：
由上式得到脱硫装置安装前后各个工况的温度分布结果见图1 、图2 。
由图1 和图2 可知，脱硫装置安装前后烟囱内进出口烟温降低都不大，但由于脱硫装置安装后烟囱进口烟气温度低，使烟气和烟囱外环境的温差减小，因而烟囱进出口的烟温较未脱硫时小。
由于烟气脱硫装置安装后烟囱内烟温低于80℃ ，平均比未脱硫时低70℃ ，因此对于烟气脱硫装置安装后的烟囱必须考虑烟温变化带来的影响。
2 烟气脱硫装置安装前后烟囱内烟气温度分布变化对烟囱的影响
烟囱内烟气温度的变化可能对烟囱带来的影响主要有：(l）由于烟气温度的降低出现酸结露现象，造成烟囱内部腐蚀；(2）由于烟气温度的变化使烟囱的热应力发生改变；(3）由
于烟温降低影响烟气抬升高度，
（烟气排出烟囱口之后，由于排出速度和热浮力的作用，上升一段高度后再慢慢扩散，这段高度称为抬升高度。
烟气自烟囱排出，即与周围大气发生强烈的能量和热量交换，交换到一定程度，烟气的速度、温度和周围大气十分接近，此时烟气就随着大气运动而浮沉和扩散，烟气浓度逐渐降低，最后和大气融为一体完成整个扩散过程。
）从而影响烟气的排放；(4）由于烟温的降低，造成正压区范围扩大。
2.1 烟囱的腐蚀情况
烟气脱硫装置安装后可能使烟气温度低于酸露点，造成对烟囱内衬材料以及钢筋混凝土筒
壁的腐蚀，致使其强度下降。
根据发电厂提供的烟气成分测试数据（表l)计算出烟气脱硫装置安装前后酸露点的温度，
见表2
由表2可见，烟气脱硫装置安装前酸露点温度范围为105.0 一111.6℃ ，烟气脱硫装置安装后由于烟气中的SO2和SO3等酸性气体大量减少，酸露点温度明显下降。
通过传热计算得出烟气脱硫装置安装前后烟囱内壁温度的变化范围，烟气脱硫前为131.4—133.6℃，脱
硫后为71.1—72.3℃
可见，烟气脱硫装置安装前烟囱的内壁面温度范围为131.4 一133.6℃ ，明显高于安装前的烟气酸露点105.0一111.6℃ ，故烟气不会在烟囱内壁面结酸露，且在负压区不会出现酸腐蚀问题。
烟气脱硫装置安装后，由于烟气温度的降低，烟囱内壁面温度明显降低，温度仅为71.7℃ 一72.3℃ ，恰恰处于烟气脱硫装置安装后的酸露点温度70.5一90℃ ，因此在烟囱内壁面会出现结酸露的现象。
但是，因为烟气脱硫装置安装后烟气中硫含量降低，
烟气的腐蚀性会明显减弱。
为了分析烟气脱硫装置安装后烟气对烟囱的腐蚀程度，引入腐蚀性指数的概念。
烟气腐蚀性指数是烟囱设计中的重要指标，腐蚀性指数越大，说明对物体的腐蚀越强。
表4
给出了现行技术规定中烟气对烟囱腐蚀性强弱的分类表。
根据现行DL5022一93 《火力发电厂土建结构设计技术规定》中烟气腐蚀性指数Kc的计算
公式：
式中St.ar －一燃煤中硫的含量 %
Aar －一燃煤中灰分含量 %
∑RxO－一燃煤灰分中4种碱性氧化物（K2O,Na2O,CaO,MgO）的总含量％。
根据电厂提供的煤和灰成分的分析数据，计算出烟气脱硫装置安装前后烟气的腐蚀性指数，
见表5
由表5可见，烟气脱硫装置安装前烟气的腐蚀性指数Kc＝1.23 ，对照表4，此时烟气为弱腐蚀性，若处于烟囱正压区且无防腐措施，就会对烟囱产生腐蚀。
在烟气脱硫装置安装后烟气的腐蚀性指数Kc=0.0 62一0.123 ，对照表4，此时烟气的腐蚀性已低于表中的弱腐蚀性范围，长期运行会对烟囱产生一定影响，但影响程度不大。
2.2 烟囱的热应力情况
烟气脱硫装置安装前后烟囱的内外温差会发生变化，温差由127.4℃降低至58.7℃（平均值）,温差造成的热应力减小,对烟囱的安全性有利。
2.3 对烟气抬升高度的影响能源环保论坛$P3H$b)E [1i5o1_
对烟气抬升高度而言，烟气温度为重要的影响参数。
烟气抬升高度可按下式计算：
4X3v0b,b(`8x8_能源环保论坛由此式计算出脱硫装置安装前后的烟气抬升高度，见表6
分享信息,提高技术水平,优化工程质量'J%?3`2f4w-y6b,U2R
由表6 可见，烟气脱硫装置安装后各工况烟气的抬升高度比安装前约低100m
1\ F3W'c&v6f能源环保论坛左右。
地面最大浓度与污染物排放量成正比，与有效源高（烟囱几何高度加烟气抬升高度）的平方成反比。
虽然烟气脱硫装置安装后烟气的抬升高度降低，但由于烟气脱硫使烟气中的污染物已大幅度减少，因烟气温度降低而引起烟气抬升高
度的降低不会造成环境问题。
2.4 烟气脱硫对烟囱内压力分布的影响
一般希望烟囱全程负压运作，这样烟气很难渗入到烟囱间隙并到达外筒身的表面。
若烟囱内出现正压区，则烟气会通过内壁裂缝渗入到钢筋混凝土筒身内表面。
由于该处温度比烟气温度低得多，因此烟气冷却到低于露点温度时就会在该处或者烟囱筒壁析出硫酸，导致承重结构腐蚀加速，从而降低了烟囱寿命。
所以烟囱内出现正压区对烟囱的安全不利。
烟气脱硫装置安装使烟囱的进口烟温由150℃ 降至80℃，导致烟气密度增大，烟囱的自抽吸能力降低，这样会使烟囱内压力分布改变，正压区扩大。
因此，有必要对烟囱内的压力分布进行计算，研究烟囱内正压区分布，以便采取相应措施。
烟囱内部静压分布可由下式计算
由图3和图4可知，烟气脱硫装置安装前只在130 m能源环保论坛/j!@,e8u"Z2G
以上出现正压区，而安装后烟囱正压区扩大到50m
6S0T,t/b6T$R%p5F/]一18Om 的很大区间。
虽然脱硫装置安装后烟气中的SO2的浓度大大降低，但安装后增加的正压区无防腐措施，长期积累也会对烟囱造成腐蚀。
所以，经过一段时间运行后，需要对烟囱内壁进行检查，根据现场情况进行处理。