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%。
【分析】湿法烟气脱硫技术脱硫效率影响因素分析
【关键字】分析湿法烟气脱硫技术脱硫效率影响因素分析王光凯（株洲华银火力发电有限公司，湖南，株洲412000）摘要对湿法烟气脱硫工艺中影响石灰石湿法烟气脱硫效率的关键参数进行了分析,对脱硫系统的设计和运行实践具有一定的指导意义。
Abstract: The influences of the premier parameters on the SO2 removal efficiency in the wet flue gas desulphurization (WFGD) are analyzed, which may be useful for the design and operation of FGD system.关键词：烟气脱硫脱硫效率关键参数Key Words: flue gas desulphurization, SO2 removal efficiency, key parameters.在各种烟气脱硫工艺中，湿法烟气脱硫（Flue Gas Desulphurization，简称FGD）工艺已有几十年的发展历史，技术上日臻完善。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫是利用石灰石浆液来吸收烟气中的二氧化硫，反应后生成亚硫酸钙(硫酸钙)，净化后的烟气可以达到排放标准。
该法具有脱硫效率高，吸收剂来源丰富，价格低廉，副产品可回收利用等特点，从而得到了广泛应用，是目前世界上燃煤电厂烟气脱硫应用最广泛的方法[1]。
对于湿法FGD工艺原理及设备的介绍见诸于多篇文献，在此不再鏖述。
本文重点分析电力生产中九种不同重要指标对湿法烟气脱硫的影响，探讨实际应用中关键参数的最佳取值。
1．湿法烟气脱硫的主要影响因素1.1 烟气温度在实际运行中，由于锅炉机组负荷变化比较频繁。
FGD系统的进口烟温也随之波动，对脱硫效率有一定的影响。
根据SO2吸收的气液平衡可知，进入吸收塔的烟气温度越低，越有好处SO2溶于浆液，形成HSO。
所以高温的原烟气先经过GGH（烟气再热器）降温后再进入吸收塔有好处SO2的吸收。
湿法脱硫机组烟气消白方案介绍[知识浅析]
![湿法脱硫机组烟气消白方案介绍[知识浅析]](https://img.taocdn.com/s3/m/edcd556210661ed9ac51f33d.png)
行业学习
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1、湿法脱硫机组烟气冒白烟现象分析
燃煤火电机组一般采用湿法脱硫技术来去除烟气中的 SO2。
采用湿法脱硫的脱硫塔出口烟气中水蒸汽处于饱和状 态，至烟囱遇冷凝结成为雾状，在烟囱出口进一步冷却 形成白烟。
排烟出现冒白烟现象主要是其含有的水蒸汽遇冷凝结 成小液滴，在小液滴集聚长大过程中气体由雾状逐渐发 展成白烟状。
行业学习
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1、湿法脱硫机组烟气冒白烟现象分析
有色烟羽：湿法脱硫后的烟气会在烟囱口形成雾状水汽， 雾状水汽会因天空景色和天空光照、观察角度等原因发生颜 色的细微变化，形成“有色烟羽”，通常为白色、灰白色或蓝 色等颜色。
石膏雨：脱硫塔出口烟气与大气混合后，烟气中部分汽 态水和污染物会发生凝结，液体状态的浆液量会增加，并在 一定区域内有液滴飘落，沉积在地面干燥后呈白色石膏斑点， 成为石膏雨。
单位 万Nm3/h
℃ ℃ ℃ ℃ t/h MW m m m m m m/s m/s Pa MPa m2 t
数值 80 135 100 80 110 303 10.62 80 20 0.098 0.098 8.2 8.6 2.2 9.4 0.8 260 0.05 10318 150
备注
沿烟气方向
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烟气再热器设计参数 如右表。 烟气再热器采用 Ф10╳1光管换热器。 烟气再热器材质氟塑 料PTFE或PFA。 一共6个模块。
行业学习
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1、湿法脱硫机组烟气冒白烟现象分析
脱硫塔出口烟气的主要成分为N2、CO2、O2、H2O等， 其中含有的水蒸汽占13%左右；另外还携带有SO2、SO3、 NOx、CaSO4、Cl-、F-、Hg、Pb等重金属及固体颗粒物。
若脱硫塔除雾器不能正常运行，脱硫塔出口（%） （%） （%）
脱硫效率低的原因及措施
一．改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施1)优化设计。
合理确定脱硫装置的设计和运行参数2)做好机组和除尘设备的运行,保证进人脱硫装置的烟气参数在设计范围内3)选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂4)保证FGD工艺水水质5)严格控制脱硫装置的运行参数6)做好FGD系统的运行维护、检修、化验等管理工作二影响石灰石—石膏湿法烟气脱硫效率的主要因素(1)烟气温度的影响进入吸收塔烟气温度越低,越利于ＳＯ2气体溶于浆液,形成ＨＳＯ-3,即:低温有利于吸收,高温有利于解吸。
(2)烟气中ＳＯ2浓度的影响在钙硫摩尔比一定时,当烟气中ＳＯ2浓度很低时,由于吸收塔出口ＳＯ2浓度不会低于其平衡浓度,所以不可能获得很高的脱硫效率。
一般情况下,随着烟气中ＳＯ2浓度的增加,脱硫效率随之提高,但当烟气中ＳＯ2浓度高于某一极限值时,脱硫效率会随着烟气中ＳＯ2浓度的增加而下降。
(3)烟气中氧浓度的影响Ｏ2参与烟气脱硫的化学过程,使ＨＳＯ-3氧化为ＳＯ2-4,随着烟气中Ｏ2含量的增加,ＣａＳＯ4·2Ｈ2Ｏ的形成加快,脱硫效率也呈上升趋势。
(4)烟气含尘浓度的影响原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了ＳＯ2与脱硫剂的接触,降低了石灰石中Ｃａ2+的溶解速率,同时飞灰中不断溶出的一些重金属会抑制Ｃａ2+与ＨＳＯ-3的反应,降低脱硫效率。
一般要求ＦＧＤ入口粉尘含量小于200ｍｇ/Ｎｍ3(5)石灰石粒度及纯度的影响石灰石颗粒越细,其表面积越大,反应越充分,吸收速率越快,石灰石的利用率越高,一般要求小于44μｍ的物料过筛率达90%以上。
石灰石中的杂质对石灰石颗粒的消溶起阻碍作用,降低脱硫效率,一般要求石灰石中ＣａＣＯ3的含量大于90%。
(6)浆液ｐＨ值的影响(7)液气比Ｌ/Ｇ的影响液气比增大,代表气液接触机率增加,脱硫效率提高,但二氧化硫与吸收液有一个气液平衡状态,液气比超过一定值后,脱硫效率增加幅度减小。
新鲜的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触后,ＳＯ2等气体与石灰石的反应并不完全,需要不断地循环反应,增加浆液的循环量,也就加大了ＣａＣＯ3与ＳＯ2的接触反应机会,从而提高了脱硫效率。
浅谈湿法烟气脱硫效率的主要影响因素
浅谈湿法烟气脱硫效率的主要影响因素摘要：国内电能的主要产出方式是火力发电，过程中会燃烧大量的煤炭资源，而混杂在燃煤中的硫将会变成二氧化硫随烟气排出，进而对大气产生严重的污染。
湿法烟气脱硫是应对这一污染问题的重要技术，在火电厂中得到了广泛应用。
在实际脱硫过程中，脱硫效率往往会受到液气比、浆液PH值、钙硫比、入口烟气温度、浆液品质以及入口烟气中各物质含量等参数的影响，火电厂需要针对这些因素对脱硫过程进行合理调控，有效提升湿法脱硫系统的工作效率。
关键词：湿法烟气脱硫；脱硫效率；影响因素分析火力发电燃烧煤炭过程中产生的大量二氧化硫气体是引发酸雨的环境污染问题的重要原因，部分火电厂所排放的烟气中所蕴含的二氧化硫浓度远超国标和地标，加剧了环境污染问题。
为此，针对烟气中二氧化硫采取的湿法脱硫技术对于火力发电行业的可持续发展具有积极意义。
湿法烟气脱硫技术被广泛应用于大多数的火力发电厂，具有脱硫效率高、副产品石膏纯度高等优势。
1湿法烟气脱硫工艺的过程分析湿法烟气脱硫系统主要包含吸收塔、制浆系统、风机以及加热器等装置，其中脱硫反应主要在吸收塔中进行。
脱硫系统的工作流程为：制作作为脱硫剂的石灰石浆液，利用浆液喷淋经过吸收塔的烟气，使浆液中的碱性物质与烟气中的二氧化硫发生反应，形成硫酸钙和亚硫酸钙等物质，进而将二氧化硫气体沉淀。
在这个过程中，氧化风机可以将化学反应所需要的氧气引入浆液之中，通过搅拌操作提升反应效率并避免出现结垢问题，确保可以高效析出石膏结晶[1]。
2湿法烟气脱硫效率的主要影响因素湿法烟气脱硫过程中涉及的反应数量和介质类型较多，装置也相对复杂，系统运行效率与吸收塔对烟气中二氧化硫气体的吸收效率存在较大关联，火电厂需要结合脱硫反应的各个环节，对相关参数进行合理调控，实现对脱硫系统运行状态的优化提升，降低系统能耗磨损的同时提升脱硫效率。
下面对主要影响因素进行详细分析：2.1液气比(L/G)影响情况分析吸收塔中所喷淋的浆液含量与烟气体积之比即为液气比，液气比越大，则浆液与烟气的接触面积越大，浆液中碳酸钙等物质与烟气中二氧化硫更容易产生接触，进而不断发生化学反应，有效提升脱硫系统的工作效率。
湿法脱硫工艺
湿法脱硫工艺一、工艺概述湿法脱硫是目前应用最广泛的烟气脱硫技术之一，它采用水溶液与烟气接触，利用化学反应将SO2转化为易于处理的固体或液体物质，达到减少大气污染物排放的目的。
本文将详细介绍湿法脱硫工艺。
二、工艺流程1. 烟气进入除尘器进行预处理，去除粉尘和颗粒物。
2. 预处理后的烟气进入吸收塔，在塔中喷洒脱硫剂（通常为石灰浆或碱性酸液），与SO2发生化学反应。
3. 反应后的产物与水形成悬浮液，通过底部排出口流出吸收塔。
4. 悬浮液经过沉淀池或旋流器进行分离，得到固体或液体产物。
5. 分离后的产物进行后续处理（如过滤、干燥等），得到最终产品。
三、设备介绍1. 吸收塔：通常采用圆形或方形结构，内部设置喷淋系统和填料层，用于将脱硫剂喷洒到烟气中进行反应。
2. 沉淀池：通常采用圆形或方形结构，内部设置搅拌器和底部排出口，用于分离产物。
3. 旋流器：通常为圆柱形结构，内部设置旋流装置，用于分离产物。
4. 过滤设备：通常采用板框式或旋转式过滤机，用于对产物进行过滤。
5. 干燥设备：通常采用烘箱或干燥机，用于将湿润的产物进行干燥处理。
四、脱硫剂选择1. 石灰浆：具有良好的脱硫效果和低成本，但需要大量的水来稀释。
2. 碱性酸液：如NaOH、Ca(OH)2等，具有较高的脱硫效果和较低的成本，在一定范围内可自动调节pH值。
3. 活性炭：主要用于去除有机污染物和重金属等。
五、工艺参数控制1. 脱硫剂浓度：影响反应速率和脱硫效果。
通常控制在10%~20%之间。
2. 烟气流量：影响反应时间和产物质量。
通常控制在15000~30000m3/h之间。
3. 烟气温度：影响反应速率和产物质量。
通常控制在50℃~70℃之间。
4. 废水排放：湿法脱硫产生的废水含有一定浓度的SO2和脱硫剂，需要进行处理或回收利用。
六、工艺优缺点1. 优点：脱硫效果好，可达到90%以上；适用范围广，可处理多种燃料的烟气；操作简单，设备维护成本低。
2. 缺点：需要大量的水来稀释脱硫剂，造成水资源浪费；废水排放需要进行处理或回收利用；在高含盐、高灰分等条件下容易出现堵塞和结垢等问题。
火电厂烟气脱硫技术的原理及其应用
２０１０年第期 总第１０期３６新疆电力技术０ 前言１ 当前烟气脱硫技术的发展状况我国是以燃煤为主的国家，据统计，年煤炭消耗量为．亿吨，且呈逐年递增趋势，二氧化硫的排放量达万吨，超过美国万吨的排放量，成为世界二氧化硫排放第一大国。
二氧化硫是酸性的，它过量排放到大气中，会形成“酸沉降”，遇水可形成酸雨和酸雾；不遇上水也会以“干沉降”的形式富集在植物和土壤，与土壤中的水会合后，能形成浓度更大的硫酸。
“酸沉降”导致土壤、河流酸化，腐蚀金属，损害土地健康，破坏动植物的生长，严重伤害生态环境。
我国目前燃煤排放量占排放总量的％以上，而火力发电厂又是最主要的烟气排放源，因此控制的污染势在必行。
目前，工业应用的烟气脱硫（即技术可分为干法（含半干法） 脱硫和湿法脱硫。
干法脱硫是使用固体吸收剂、吸附剂或催化剂除去废气中的常用的方法有活性炭吸附法、分子筛吸附法、氧化法和金属氧化物吸收法等。
干法脱硫的最大优点是治理中无废水、废酸的排出，减少了二次污染；缺点是脱硫效率低，设备庞大。
湿法脱硫采用液体吸收剂洗涤烟气以除去常用的方法有石灰石－石膏法、钠碱吸收法、氨吸收法、铝法、催化氧化和催化还原法等。
湿法脱硫所用设备比较简单，操作容易，脱硫效率高，但脱硫后烟气温度较低，不利于烟气的扩散。
下面简要介绍目前在市场上应用比较广泛的烟气脱硫方法。
石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺是目前世界上应用最广泛、技术最成熟的脱除技术，约占已安装 机组容量的％。
该工艺具有脱硫效率高、运行可靠性高、吸收剂利用率高、能适应大容量机组和高浓度 烟气条件、对煤种适应性强、吸收剂廉价、钙硫比低（一般小于．） 以及副产品具有综合利用的商业价值等特点。
其主要缺点是基建投资费用高、占地面积大、耗水量大及脱硫副产品为湿态，因此难以处理，而且脱硫产生的废水需要经过处理才能排放。
海水烟气脱硫是目前惟一一种不需要添加任何化学药剂的工艺，也不产生固体废弃物，脱硫效率大于％，运行稳定，系统可用率高达％；用海水冷却水脱硫，经济性好，运行及维护费用较低；压力损失小，一般在．～．结构简单，操作简便，易于实现自动化。
湿法与半干法烟气脱硫工艺技术比较
湿法与半干法烟气脱硫工艺技术比较随着国家环保政策的日益严格，对火力发电厂锅炉烟气脱硫、除尘的要求也更加严格，现行超净排放标准一般为粉尘：≤5mg/Nm³，二氧化硫：≤35mg/Nm³；部分地区甚至要求超超净排放，粉尘：≤2mg/Nm³，二氧化硫：≤8mg/Nm³等，如此要求对火力发电厂烟气脱硫、除尘工艺也提出了更高的要求。
现行火力发电厂锅炉烟气脱硫工艺主要分为湿法和半干法两种，两种脱硫方式结合不同的除尘工艺，共同组成了烟气脱硫、除尘处理工艺。
现就两种不同的工艺路线做出相应比较，明确相关优缺点，可作为工艺路线选取的参考。
一、工艺路线比较1.湿法脱硫主要工艺路线石灰石-石膏湿法工艺路线流程见下图：图1石灰石-石膏湿法工艺路线流程示意图湿法脱硫采用GaCO3作为脱硫剂，核心装置为脱硫塔，GaCO3粉经制浆系统后，以浆液形式经喷淋系统进入脱硫塔，在脱硫塔内与SO2反应，最终以GaSO4形式将SO2固化脱除。
其它系统包含增加脱硫剂利用效率的浆液循环系统，增加GaSO3到GaSO4转化的氧化系统，浆液外排系统，浆液的脱水系统等。
为降低大量粉尘进入脱硫塔，对脱硫循环浆液造成不利影响，一般在烟气进入脱硫塔前，须进行脱尘处理。
而又由于湿法脱硫塔顶部仅设有除雾器，对液滴脱除效率不高，要达到粉尘超净排放，一般需在脱硫塔后配套湿式电除尘器来实现。
故整体处理工艺一般如下：锅炉烟气经SCR脱硝处理后，一级配套高效除尘器（电袋、布袋除尘器、电除尘器）进行脱硫前除尘，保证脱硫入口烟气粉尘浓度满足要求。
经一级除尘后烟气进入湿法喷淋塔进行脱除SO2反应。
由于湿法脱硫反应环境无法脱除烟气中以细微硫酸雾滴存在的SO3，在湿法喷淋塔之后必须进一步配套湿式电除尘器来实现脱除。
配套的二级湿式电除尘器同时肩负粉尘减排提效作用。
由于湿法路线后级脱硫及除尘均在湿式环境下进行，为了提高排烟温度，系统通常还同时配套换热器。
火力发电厂湿法脱硫后烟气对烟囱的影响
[ 摘 要] 简要介绍了火力发电厂石灰石－石膏湿法脱硫后净烟气的特点和对烟囱腐蚀性的分析，为将来火力发电厂脱硫改
造完毕后烟囱防腐设计方案的选择工作奠定一个良好的理论基础。
[ 关键词] 湿法脱硫；烟气；腐蚀；烟囱
[ 中图分类号] ＴＭ ６２１
[ 文献标识码] Ａ
[ 文章编号] １００３－５０９５（２００９）０７－００５４－０３
发电厂热机、烟气脱硫设计工作。
究资料很少，经验也不多，并且国内烟囱设计标准中 对脱硫处理的烟囱防腐设计尚无明确说明。因此，对 于脱硫后烟气对烟囱结构的腐蚀性分析主要是借鉴 国外的资料［２］。
烟囱产生腐蚀的必要条件是有产生露点的温度 和烟气 （ 在烟囱运行和检修状况下有低于露点的腐 蚀介质产生）。如图 １，由于单筒烟囱混凝土内壁处的 温度 Ｔ２ 一般低于露点温度，而且，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，这 是单筒钢筋混凝土烟囱内侧产生腐蚀的原因。
即使是氯化物很少也会造成严重腐按照国际工业烟囱协会cicind的设计标准要求燃煤电厂排出的烟气虽然在脱硫过程中能除去大部分的氧化硫但经脱硫后烟气湿度增大温度降低使烟气中单位体积的稀释硫酸含量相应增加其烟气通常被视为高化学腐蚀等级即强腐蚀性烟气等级因而烟囱应按强腐蚀性烟气等级来考虑烟囱结构进行安全性设计或防腐处理
ＧＯＧＮ Ｄｏｎｇ－ｊｉｅ１，ＬＩＵ Ｙａｎ１，ＨＡＮ Ｊｉａｎ－ｆｅｎｇ１，ＧＥＮＧ Ｌｉａｎｇ－ｌｉａｎｇ２，ＷＡＮＧ Ｚｈｅｎ３
（１．Ｈｅｂｅｉ Ｅｎｅｒｇｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｄｅｓｉｇｎ Ｃｏ．，Ｌｔｄ ，Ｓｈｉｊｉａｚｈｕａｎｇ ０５００３１，Ｃｈｉｎａ；２．Ｈｅｂｅｉ Ｐｒｏｖｉｎｃｅ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｄｅｓｉｇｎ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｃｏ．，Ｌｔｄ ，Ｓｈｉｊｉａｚｈｕａｎｇ ０５００６１，Ｃｈｉｎａ；３．Ｎｕｃｌｅａｒ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ， ｔｈｅ Ｔｈｉｒｄ ｏｆ ４０４ Ｃｏｍｐａｎｉｅｓ，Ｌａｎｚｈｏｕ ７３２８５０，Ｃｈｉｎａ）
石灰石石膏湿法烟气脱硫吸收塔出口烟气温度及蒸发水量的计算分析概要
第 38卷第 4期 2007年 7月锅炉技术BOIL ER TECHNOLO GY Vol. 38, No. 4J ul. ,2007收稿日期 :2007-03-27作者简介 :朱文斌 (1973- , 男 , 上海交通大学在读工程硕士 , 从事燃煤电站湿法烟气脱硫的工程设计工作。
文章编号 : CN31-1508(2007 04-0068-04石灰石石膏湿法烟气脱硫吸收塔出口烟气温度及蒸发水量的计算分析与修正朱文斌 , 王定(上海交通大学机械与动力工程学院 , 上海 200030关键词 :烟气脱硫 ; 吸收塔 ; 烟气温度 ; 蒸发水量摘要 :根据热力学基本原理 , 程。
计算采用典型 F G D 入口烟气参数 , 塔内蒸发水量 , 并分析了其变化规律。
此外 , 。
中图分类号 : X 705:1前言石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺目前在大中型燃煤电站锅炉的烟气处理装置中占主导地位。
其简要流程见图 1。
从锅炉来的原烟气经烟气换热器降温后进入吸收塔。
在吸收塔内 , 向上流动的烟气与向下喷淋的经雾化的吸收浆液相接触 , 烟气中的SO 2、 HF 、 HCl 等气态污染物通过传质、换热和氧化过程同钙基吸收剂发生反应 , 生成 CaSO 4・ 2H 2O 石膏结晶、 CaF 等产物。
原烟气通过洗涤 , 其中携带的大部分的 SO 2污染物和灰尘得以去除。
图 1石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺流程图 (带 GGH喷淋塔内的热烟气的洗涤过程 , 类似绝热增湿过程 , 需要蒸发大量水分 , 这使得火力发电厂的工艺水消耗量很大。
为了准确计算吸收塔出口烟气温度及其蒸发水量 , 有必要给出一个简单且准确的计算方法。
同时这 2个参数的确定对整个 F GD 系统烟气部分的物料平衡计算至关重要, 而且这对设置了 GGH 的 F GD 系统的换热器选型计算也是不可缺少的。
2数学模型的建立湿法脱硫吸收塔的简要流程见图 2。
图 2脱硫吸收塔其热力过程按绝热增湿简化模型考虑 , 如图 3中的 A G 过程线 , 即在整个烟气处理过程中保持烟气焓值不变 , 烟气中的含湿量不断增加 , 直至湿烟气为饱和状态。
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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。