石灰石脱硫工艺毕业设计Word文档下载推荐.docx
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2.3氨水洗涤法脱硫工艺7
2.4干法、半干法脱硫工艺8
3火电厂石灰石湿法脱硫工艺流程8
3.1S02吸收系统8
3.2烟气系统10
3.3石膏脱水系统11
3.4公用系统和废水处理系统12
4石灰石湿法烟气脱硫装置的运行参数检测13
4.1脱硫装置运行参数检测的特点13
4.2主要参数的检测13
4.3主要检测参数的测点布置14
5脱硫装置的运行的主要控制系统14
5.1增压风机入口压力控制15
5.2吸收塔PH值及塔出口SO2浓度控制15
5.3吸收塔液位控制18
5.4石膏浆液排出量控制19
5.5石灰石浆液箱的液位与浓度控制20
5.6真空皮带脱水机石膏层厚度控制20
6烟气脱硫装置的顺序控制、保护与连锁20
6.1烟气脱硫主要SCS功能组20
6.2烟气脱硫装置的保护连锁20
7结论21
工作小结22
致谢23
参考文献24
毕业设计（论文）任务书
一、毕业设计（论文）任务的具体内容与要求
（一）设计任务
火力发电机组采用大容量和超（超）临界参数是提高发电机组经济性的有效途径，已经被世界先进国家所广泛采用，我国也将超（超）临界机组作为今后一个时期火电机组建设的重点之一。
随着国民经济的快速发展和人民生活水平的提高，我国电力工业也正在以前所未有的速度发展，目前，一批国产超（超）临界机组已经投产或正在兴建。
这标志着我国火力发电设备的制造和运行水平都进入了一个新阶段。
因此加快研究超（超）临界机组制造和运行中的关键技术也就成了我国动力工作者面临的一项极具现实意义的任务。
本课题主要分析超（超）临界机组自动控制系统的结构原理、运行特性以及维护管理。
（二）设计成品
1．设计说明书一份：
（1）毕业设计说明书要条理清楚、文字通顺、整齐美观、格式规范；
（2）设计说明书不少于15000字，并有必要的图表，设计图不少于5张；
（三）基本要求
1．能正确分析超（超）临界机组热力系统；
2．能正确分析超（超）临界机组的控制特点；
3．能正确分析超（超）临界机组自动控制系统。
二、推荐的主要参考文献
1．刘禾等编著．火电厂热工自动控制技术及应用[M]．中国电力出版社，2009
2．向贤兵、曾蓉编著．华电四川珙县发电有限责任公司600MW机组超临界机组系列培训教材《热工自动化》分册[M]．重庆电力高等专科学校，2008
3．肖大雏主编．超超临界机组控制设备及系统[M]．中国电力出版社，2008
4．肖大雏主编．控制设备及系统[M]．中国电力出版社，2006
5．林文孚，胡燕编著．单元机组自动控制技术（第二版）[M]．北京：
中国电力出版社，2008
指导教师（签字）
签发日期2011年月日
火电厂石灰石脱硫控制系统分析
摘要：
本论文简要阐述了烟气脱硫的目的，比较了湿法、干法、半干法脱硫的优缺点，论证了石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是脱硫效率最高且最常用的方法，分析了湿法烟气脱硫的工艺过程。
介绍了烟气脱硫装置的运行参数检测和控制及连锁保护。
关键词：
石灰石脱硫控制系统、石灰石、石膏浆液、石灰石脱硫工艺流程
Coal-firedplantslimestonedesulfurizationcontrolsystemanalysis
Abstract：
thispaperbrieflyexpoundsthepurposeoffluegasdesulfurization,comparesthewetanddryprocess,semi-drymethod,demonstratesthedesulfurizationofadvantagesanddisadvantagesoflimestone-gypsumwetfluegasdesulfurizationtechnologyisthehighestandmostcommonlyuseddesulfurizedefficiency,andanalysesthemethodsofthewetfluegasdesulfurizationprocess.Introducedthefluegasdesulfurizationoperationoftheplantparameterstestingandcontrolandinterlockprotection.
Keyword：
Limestonedesulfurizationcontrolsystem,limestone,gypsumslurry,limestonedesulfurizationprocess
引言
近10多年来，随着我国国民经济增长，对电力方面的需求也越大。
大容量、高参数、高效率的大型机组在我国日益普及。
作为主要电源供应的燃煤发电机组逐年增加，电力工业煤炭的消耗量约为全国原煤产量的40%。
燃煤火力发电装置排放的对人类生存环境构成直接危害的主要污染物有粉尘、二氧化硫、氮氧化物及二氧化碳。
我国火电厂动力用煤的特点是高灰分、高硫分煤的比例较大，而且几乎不经任何洗选等预处理过程，同时，火电厂硫氧化物排放的总量大而且集中。
因此，火电厂的硫氧化物排放控制工作倍受重视。
在锅炉炉膛内的燃烧环境下，几乎煤中所有的可燃硫分均会迅速转化成为SO2。
对占绝大多数的常规燃煤粉电站锅炉，其炉内燃烧温度很高，现在尚没有可以在炉内燃烧过程中高效脱除SO2的可行技术，也不可能通过改进炉内燃烧过程来抑制SO2的生成。
通过湿法烟气脱硫技术控制硫氧化物的排放，是目前世界上应用最广泛的一种控制SO2排放技术。
国外发达国家如美国、日本和德国等的大型火电厂已广泛安装了脱硫装置，其烟气脱硫技术已发展得很成熟。
虽然我国烟气脱硫技术起步较晚，但在北京、重庆、广东等地的大中型火电厂已建立了石灰石/石膏湿法、循环流化床干法、海水脱硫湿法等主要脱硫工艺的示范工程。
烟气脱硫装置布置在锅炉的尾部，对现有锅炉系统没有显著的影响，既可用于新装机组，也可用于现有机组的加装。
近年来，烟气脱硫装置的采用和技术的发展非常迅速。
大型电站燃煤锅炉烟气脱硫技术已经历了30多年的发展过程，已经投入应用的烟气脱硫技术有几十种。
在烟气脱硫技术数十年的发展和大量实际应用的基础上，通过对脱硫工艺反应过程的深人理解和工程实践，一些脱硫工艺由于技术和经济上的原因逐步被淘汰，一些先进的脱硫工艺随着技术的发展而不断改善脱硫率、运行可靠性和成本。
我国从2004年1月开始实施国家环境保护总局与国家质量监督检验检疫总局2003年12月30日颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）。
1二氧化硫排放及标准
1.1国内外烟气脱硫技术的发展与现状
日本是世界上最早大规模应用FGD装置的国家。
应用的技术以湿式石灰/石灰石——石膏法为主，占
75%以上。
由于日本资源匮乏，因此大多采用回收流程。
日本国内所用石膏基本来自烟气脱硫的回收产物。
FGD装置的应用在日本已有近30年的历史。
60年代末开始大规模应用FGD装置，使其SO2污染在70年代中后期基本得到了控制。
80年代以来，日本加强了对外出口，对美国、德国及发展中国家大量出口技术及设备，仅向中国就出口或援助近十套FGD装置，占中国进口脱硫装置的70%左右。
日本的SO2排放已基本得到控制，所以开始烟气脱硝技术的研究，对同时脱硫脱硝的技术尤为关注。
如被誉为新一代FGD技术的EBA法和PPCP法，最早均由日本专家提出，并进行大规模研究，目前正在进行工业性试验，有待商业化应用。
美国的FGD技术研究较日本略迟，自上世纪70年代初开始，特别是1978年重新修改了环境法规，否决了高烟囱排放，使FGD技术发展迅速并有了长足的进展。
1973～1990年耗煤量由3.5亿t增加到7.3亿t，增长107%，而SO2的排放量却由2890万t减少到2120万t，降低了27%。
目前其FGD总装机容量达0.7～1.0亿kW，超过日本成为世界第一。
美国采用的工艺80%是湿式石灰/石灰石——石膏法，以抛弃流程为主。
新建电厂已基本安装FGD装置，而早期建造的1100个燃煤电厂，大多尚无脱硫设备。
为此，美国EPA正着手开发廉价、易运行、效率适中，占地较小的适合现有电厂改造的脱硫技术。
如LIMB多级喷射燃烧法，ADVACATE烟道喷射法，都取得了可喜的成果。
此外，美国DOE与日本联手，对等离子体法也进行了工业性试验研究。
欧洲的FGD技术以德国发展最为迅速，其装置总装机容量为0.36～0.46亿kW，居世界第三位。
德国20世纪70年代后期，“黑森”大面积受害，使其不得不开展SO2的防治工作。
在不到20年的发展过程中，FGD技术迅速实用化。
在引进日、美先进技术的同时，立足于本国技术的开发，于70年代末开始在电站锅炉上安装FGD装置。
1983年颁布环境法规后，促进了FGD装置大规模应用，在1983年至1989年7年间，其SO2排放量降低6.8倍。
德国主要采用的工艺也是湿式石灰/石灰石——石膏法，占90%以上。
回收流程是抛弃流程2.6倍，75%的工业用石膏来自脱硫系统。
此外，北欧各国如丹麦、芬兰等国，对FGD技术也开展了大规模的研究，开发出许多先进工艺。
如丹麦的SDA法、芬兰的LIFAC法等，不仅在本国有许多工业装置运行，在境外也有技术出口。
英国主张燃用低硫燃料及高烟囱稀释排方法，而法国以核电为主，因此两国对FGD技术的研究和应用都不多。
1.2二氧化硫国内外环境政策及其排放标准
1.2.1世界范围内的二氧化硫排放
SO2排放一直是一个世界性的环境问题，二次大战以后，世界局势较为稳定，经济呈全球化前进趋势。
煤炭等能源的大量消耗导致了大气污染物的大量排放，是世界范围内的大气环境得到了严重污染。
SO2排放严重区域主要集中在欧盟、美国、日本、中国、印度等经济快速发展地区。
图2-11995年世界范围内的SO2排放情况随着美国经济的发展，SO2排放量逐年增长，到20世纪70年代全国SO2人均排放量为143.4kg/a，单位国土面积的SO2排放量为3.0t/km2，居历史最高值，当时全国大范围内已形成酸雨。
工业发展带来了对环境的严重影响，其中火力发电,特别是燃煤锅炉，由于SO2的大量排放，相应的环保问题普遍引起了公众的关注。
随着5美国对SO2控制力度的日益加大，美国每年的SO2排放基本呈下降趋势到2003年美国的SO2排放为10.6Mt，比1980年降低了38％。
图2-2美国火电厂SO2排放在1990－2000年期间，虽然欧盟十五国的人口增长了2.5%,能源消费增长了10％，GDP增长了23％，SO2排放却下降了60％，其中能源燃烧排放下降48％，工业过程下降51％，交通部门下降了25％，农业部门下降了17％，其它非能源利用部门下降了54％。
SO2的减排还带来了颗粒物排放的降低。
日本曾经是世界闻名的公害大国，大气污染由来已久。
二次大战以后，日本经济急速发展，能源的消耗急剧上升，由于从中东进口的石油含硫量很高，使得二氧化硫的发生量不断上升，污染日趋严重并向全国蔓延。
五十多年过去了，经过政府及各界的共同努力，日本已由昔日的公害大国变成如今的环保先进国家。
尤其是在二氧化硫污染控制方面取得了很大成功。
自1967年以后，二氧化硫环境浓度逐年下降。
近年来，日本二氧化硫环境浓度一直保持在低水平，1996年二氧化硫环境质量达标率达99.7%。
不仅能显著地提高煤炭利用效率，而且能极大地减少污染物的排放，使煤中的硫化物、氮化物等杂质基本上被脱除（脱琉率90％—99％），与直接燃煤相比，民用煤气可节煤20％—30％，
1.3石灰石湿法烟气脱硫技术的应用概况及发展前景
上世纪中国的脱硫装置和技术主要依靠进口，自主开发和研制的大多处于实验室阶段，极少能工业化更谈不上产业化，自从上世纪末和本世纪初近10年，国家对环保的重视，提出脱硫技术国产化的道路，国内烟气脱硫技术取得了很大的进步。
自上世纪七十年代以来我国烟气脱硫试验、研究、开发情况：
1）1974年~1976年，上海闸北电厂进行石灰石——石膏法烟气脱硫的工程试验，试验规模为2500米3/时。
2）1977年，上海市南市电厂进行稀酸催化氧化法试验，规模为500米3/时。
3）1978年，湖南300电厂进行亚硫酸钠法试验，规模为5000米3/时。
4）1979年，湖北松木坪电厂含碘铵肥法小试，规模为5000米3/时。
5）1982年，四川成都电厂进行磷活性碳法试验，规模为1359米3/时。
1988年，四川豆坝电厂中试，规模为5000米3/时。
1994年~1996年四川豆坝电厂工程试验，规模为8~10万米3/时，国家重点项目，投资810-890万元。
6）1984年，四川内江白马电厂旋转喷雾干燥法试验，规模为5000米3/时。
1988年进行中试，规模为70000米3/时，投资1100万元，已经国家鉴定。
原决定“八五”进行示范工程，后因故未安排。
7）四川重庆天原化工厂自备电厂2*35吨/时锅炉进行亚硫酸钠法试验，投资2-3千万元，运行18天，因系统堵塞被迫停运。
8）四川重庆珞璜电厂2*36万千瓦机组，进口日本三菱公司石灰石——石膏法技术。
设备费3600万美元，已投运。
9）利用日本赠款试验电厂：
①山东青岛黄岛电厂进行旋转喷雾干燥法中试，已试运行。
由日本电源开发公司投资36。
5亿日元（其中设备费7000万日元），规模30万米3/时。
设备由三菱公司负责制造、安装。
②陕西太原第一热电厂日本投资36亿日元进行简易湿式石灰石工艺工程试验。
规模30万米3/时。
③四川成都电厂日本投资1100万美元进行电子束氨法工程试验，规模也是30万米3/时。
10）利用德国政府的软贷款都是石灰石——石膏法工艺，参与电厂有北京东郊2×
410T/H热电厂、杭州半山2×
12.5KW电厂、重庆2×
20万KW电厂。
11）深圳玛湾电厂二期工程——西部电厂用AB公司的海水脱硫技术。
规模是30万千瓦机组，投资1570万美元（不包括土建安装）。
12）贵州贵阳电厂8#炉5万千瓦机组用石灰石抛弃法进行工程试验。
投资约500万元。
是“八五”的任务。
13）武汉水力电力大学开发的湿式石灰石三相流化床除尘脱硫工艺。
14）南京下关电厂以及绍兴钱清热电厂利用丹麦LAVIC炉内喷钙，烟道增湿的脱硫工艺。
15）15）清华大学：
液柱喷射烟气脱硫技术和干式烟气脱硫技术.
2火电厂烟气脱硫工艺简介
2.1简易湿法
简易湿法烟气脱硫技术的提出和开发应用，是基于充分应用湿式石灰石一石膏法脱硫效率高、稳定、成熟的优点，并考虑到脱硫效率要求又不是很高从而达到简化设备、减少投资、降低运行成本的目的。
简易湿式石灰石一石膏法的工艺原理与常规石灰石一石膏工艺相同，主要工艺流程基本一致，只是简化了设备，降低一定的脱硫效率，以节省建设费用，减少占地面积。
太原第一热电厂于1994年引进日立高速平流湿法脱硫工艺，处理烟气量60万m3/h，为来自300MW机组的三分之二烟气量，其入口SO2浓度为2000ppm，吸收25剂采用石灰石，系统可达80～90%的脱硫效率，自装置投入运行以来，系统可靠性较好。
2.2海水脱硫法
海水具有一定的天然碱度和水化学特性，自然碱度为1.2～2.5mmol/L，对酸具有天然的中和能力，可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海边电厂的脱硫。
海水FGD工艺主要由烟气系统、SO2吸收系统、海水供排系统及海水恢复系统等组成。
烟气经除尘后由增压风机送入气气换热器热侧降温，然后进入吸收塔。
在脱硫吸收塔内，与来自循环冷却系统的大量海水接触，烟气中的二氧化硫被吸收反应脱除。
脱除二氧化硫后的烟气经除雾器除去液滴后进入气气换热器冷侧升温后进入烟囱排放。
吸收塔内洗涤烟气后的海水呈酸性，因含有较多的SO32-，不能直接排入海中，而是依靠重力排入海水恢复系统—曝气池，与大量未脱硫的海水混合，并鼓入大量空气使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，同时H＋与海水中CO32-发生反应，生成的CO2被驱除，恢复脱硫海水的pH值和含氧量，同时降低COD，使海水的pH值与COD调整达到排放标准后排入大海。
海水脱硫工艺一般适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。
此工艺最大问题是烟气脱硫后可能产生的重金属沉积和对海洋环境的影响需要长时间的观察才能得出结论，因此在环境质量比较敏感和环保要较高的区域需慎重考虑。
该工艺主要特点：
1）工艺简单，无需固硫剂的制备，系统可靠可用率高，根据
国外经验，可用率保持在100%；
2）脱硫效率高，可达90%以上；
3）不需要添加固硫剂，也无废水废料，易于管理；
4）与其他湿法工艺相比，投资低，运行费用也低；
5）只能用于海边电厂，且只能适用于燃煤含硫量小于1.5%的中低硫煤。
2.3氨水洗涤法脱硫工艺
该脱硫工艺以氨水为吸收剂，副产品为硫酸钱化肥。
锅炉排出的烟气经烟气换热器冷却至90-100℃，进入预洗涤器经洗涤后除去HCl和HF，洗涤后的烟气经过液滴分离器除去水滴进入前置洗涤器中。
在前置洗涤器中，氨水自塔顶喷淋洗涤烟气，烟气中的SO2被洗涤吸收除去，经洗涤的烟气排出后经液滴分离器除去携带的水滴，进入脱硫洗涤器。
在该洗涤器中烟气进一步被洗涤，经洗涤塔顶的除雾器除出雾滴，再经烟气换热器加热后经烟囱排放。
洗涤工艺中产生的浓度约30%的硫酸钱溶液排出洗涤塔，可以送到化肥厂进一步处理或直接作为液体氨肥出售，也可以把这种溶液进一步浓缩蒸发干燥加工成颗粒、晶体或块状化肥出售.
该工艺的主要特点：
①脱硫效率可满足各地环保的要求；
②副产品硫酸铵的销路和价格是氨法工艺应用的先决条件，这是由于氨法所采用的吸收剂氨水价格远比石灰石高，其吸收剂费用很高，如果副产品无销路或销售价格低，不能抵消大部分吸收剂费用，则不能应用氨法工艺；
③在工艺中不存在石灰石作为脱硫剂时的结垢和堵塞现象；
④没有废水排放，除化肥硫酸氨外也无废渣排放。
2.4干法、半干法脱硫工艺
半干法的工艺特点是反应在气、液、固三相中进行，利用烟气的湿热蒸发吸收剂中的水分，使最终产物为干粉。
3火电厂石灰石湿法脱硫工艺流程
图2烟气湿法脱硫工艺流程图
3.1S02吸收系统
烟气由进气口进入吸收塔的吸收区，在上升过程中与石灰石浆液逆流接触，烟气中所含的污染气体绝大部分因此被清洗入浆液，与浆液中的悬浮石灰石微粒发生化学反应而被脱除，处理后的净烟气经过除雾器除去水滴后进入烟道。
吸收塔塔体材料为碳钢内衬玻璃鳞片。
吸收塔烟气入口段为耐腐蚀、耐高温合金。
吸收塔内烟气上升流速为3.2一4m/s。
塔内配有喷淋层，每组喷淋层由带连接支管的母管制浆分布管道和喷嘴组成。
喷淋组件及喷嘴的布置设计成均匀覆盖吸收塔上流区的横截面。
喷淋系统采用单元制设计，每个喷淋层配一台与之相连接的吸收塔浆液循环泵。
每台吸收塔配多台浆液循环泵。
运行的浆液循环泵数量根据锅炉负荷的变化和对吸收浆液流量的要求来确定，在达到要求的吸收效率的前提下，、可选择最经济的泵运行模式以节省能耗。
吸收了502的再循环浆液落入吸收塔反应池。
吸收塔反应池装有多台搅拌机。
氧化风机将氧化空气鼓入反应池。
氧化空气分布系统采用喷管式，氧化空气被分
布管注入到搅拌机桨叶的压力侧，被搅拌机产生的压力和剪切力分散为细小的气泡并均匀布于浆液中。
一部分HSO3一在吸收塔喷淋区被烟气中的氧气氧化，其余部分的HSO3一在反应池中被氧化空气完全氧化。
吸收剂（石灰石）浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使吸收液保持一定的pH值。
中和后的浆液在吸收塔内循环。
吸收塔排放泵连续地把吸收浆液从吸收塔送到石膏脱水系统。
通过排浆控制阀控制排出浆液流量，维持循环浆液浓度在大约8一25wt%。
脱硫后的烟气通过除雾器来减少携带的水滴，除雾器出口的水滴携带量不大于75mgfNm3。
两级除雾器采用传统的顶置式布置在吸收塔顶部或塔外部，除雾器由聚丙烯材料制作，型式为z型，两级除雾器均用工艺水冲洗。
冲洗过程通过程序控制自动完成。
吸收塔入口烟道侧板和底板装有工艺水冲洗系统，冲洗自动周期进行。
冲洗的目的是为了避免喷嘴喷出的石膏浆液带入入口烟道后干燥粘结。
吸收塔入口烟道装有事故冷却系统，事故冷却水由工艺水泵提供。
当吸收塔入口烟道由于吸收塔上游设备意外事故造成温度过高而旁路挡板未及时打开或所有的吸收塔循环泵切除时本系统启动。
吸收塔本体示意图如下图所示:
图3吸收塔本体示意图
1.烟气出口2.除雾器3.喷淋层4.喷淋区5.冷却区6.浆液循环泵7.氧化空气管8.搅拌器9.浆液池10.烟气进口n.喷淋管12.除雾器清喷嘴13，碳化硅空心锥喷嘴
3.2烟气系统
从锅炉来的热烟气经增压风机增压后进入烟气换热器（GGH）降温侧，经GGH冷却后，烟气进入吸收塔，向上流动穿过喷淋层，在此烟气被冷却到饱和温度，烟气中的50:
被石灰石浆液吸收。
除去SOx及其它污染物的烟气经GGH加热至80℃以上，通过烟囱排放。
GGH是利用热烟气所带的热量加热吸收塔出来的冷的净烟气。
在设计条件下且没有补充热源时，GGH可将净烟气的温度提高到80℃以上。
烟气通过GGH的压损由一在线清洗系统维持。
正常运行时清洗系统每天需使用蒸汽吹灰3次。
此外，系统还配有一套在线高压水洗装置（约1月用1次）。
在热烟气的进口与GGH相连的烟道出口安置一套可伸缩的清洗设备，用来进行常规吹灰和在线水冲洗。
清洗装置都有单独的、可伸缩的矛状管和带有单独的辅助蒸汽和水喷嘴的驱动机械。
GGH配一台在线的冲洗水泵，该泵为在线清洗提供高压冲洗水。
自动吹灰系统可保证GGH的受热面不受堵塞，保持承诺的净烟气出口温度。
吹灰器自动控制。
当GGH停机后，换热元件可用一低压水清洗装置进行清洗。
此低压水清洗装置每年使用两次。
每台GGH上的两个固定的水冲洗装置用来进行离线冲洗。
每一个固定的水清洗装置配有带喷嘴的直管，从有一定间隔的喷嘴中均匀地向换热面喷冲洗水。
设置一套密封系统保证GGH漏风率小于1%。
烟道上设有挡板系统，以便于FGD系统正常运行和事故时旁路运行。
每套FGD装置的挡板系统包括一台FGD进口原烟气挡板，一台FGD出口净烟气挡板和一台旁路烟气挡板，挡板为双百叶式。
在正常运行时，FGD进出口挡板开启，旁路挡板关闭。
在故障情况下，开启烟气旁路挡板门，关闭FGD进出口挡板，烟气通过旁路烟道绕过FGD系统直接排到烟囱。
所有挡板都配有密封系统，以保证“零”泄露。
密封空气设两台100%容量的密封空气风机（一台备用）和二级电加热器，加热温度不低于7℃。
烟道包括必要的烟气通道、冲洗和排放漏斗、膨胀节、法兰、导流板、垫片/螺栓材料以及附件。
在BMCR工况下，烟道内任意位置的烟气流速不大于巧m/s。
烟道留有适当的取样接口、试验接口和人孔。
对于每台锅炉的FGD系统，配置1台100%BMCR烟气量的增压风机（BUF），布置于吸收塔上游的干烟区。
增压风机为动叶可调轴流风机。
包括电动机、密封空气系统等。
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