脱硫工程可行性研究报告.docx
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脱硫工程可行性研究报告
3×140T/H+1×240T/H循环流化床锅炉烟气脱硫工程
可行性研究报告
建设部设证甲级140001-sj
2008年4月
1总论
1.1可研编制依据
3×140T/H+1×240T/H循环流化床锅炉烟气脱硫工程委托南昌有色冶金设计研究院编制本项目可行性研究报告。
1.2项目概况
锅炉容量为3×140T/H和1×240T/H燃煤循环流化床锅炉，已经投产发电。
本工程机组年利用小时数为7000小时。
1.3项目背景和主要技术方案
1.3.1项目背景
（1）我国目前每年因酸雨和二氧化硫污染对生态环境损害和人体健康造成的经济损失超过1000亿元，以后这种污染损失还将持续不断的增加。
研究表明，我国基本消除酸雨污染所允许的最大二氧化硫排放量为1200万吨至1400万吨。
按照我国目前经济发展模式，到2020年能源消费总量将达到30亿吨至40亿吨标煤，原煤消费量约需25亿吨至33亿吨，二氧化硫产生量将达到4200万吨至5300万吨，按照目前污染控制方式和力度，预计2020年全国二氧化硫排放量将达到2800万吨左右，超过大气环境容量约1600万吨，将对生态环境和人体健康造成严重影响。
（2）国家“十一五”国民经济和社会发展规划确定了2006～2010年环境保护的主要目标：
2010年主要污染物（二氧化硫和化学需氧量）排放总量减少10％。
这是国家五年规划首次把环境保护目标确定为法律效力的“约束性指标”。
近日，国家发展改革委员会同环保总局印发了《现有燃煤电厂二氧化硫冶理“十一五”规划》（以下简称《规划》）。
《规划》在分析我国燃煤电厂二氧化硫冶理现状、面临的形势与任务的基础上，提出了现有燃煤电厂二氧化硫治理的指导思想、原则和主要目标，并提出了重点项目及保障措施。
《规划》提出：
“十一五”期间，现有燃煤电厂需安装烟气脱硫设施1.37亿千瓦，共221个项目，可形成二氧化硫减排能力约490万吨。
加上淘汰落后、燃用低硫煤、节能降耗等措施，到2010年，现有燃煤电厂二氧化硫排放总量由2005年的1300万吨下降到502万吨，下降61.4％。
《规划》的实施，对实现“十一五”时期全国二氧化硫排放总量削减10％的约束性目标和改善全国大气环境质量将起决定性作用。
为实现上述目标，《规划》提出以下保障措施。
一是完善二氧化硫总量控制制度，依据《大气污染防治法》和“公开、公平、公正”的原则核定企事业单位二氧化硫排放总量、核发许可证，进一步完善二氧化硫总量控制制度。
二是强化政策引导，完善电价形成机制，研究和逐步实施根据燃煤机组脱硫改造的实际投资和运行成本核定脱硫电价。
鼓励安装烟气脱硫装置的机组优先上网，优先保障上网电量。
二氧化硫排污费优先用于现有燃煤电厂二氧化硫治理。
对脱硫关键设备和脱硫副产品综合利用继续给予减免税优惠。
三是加快脱硫产业化发展，加大对拥有自主知识产权烟气脱硫技术和设备产业化的扶持力度，加快烟气脱硫新技术、新工艺的研发和示范试点，推动烟气脱硫副产品综合利用，继续整顿烟气脱硫市场。
四是充分发挥政府、行业组织和企业的作用。
（3）本项目锅炉基本参数
煤质资料：
设计燃煤煤种：
：
2.5％
实际燃烧煤种收到基
：
2.5％
收到基碳53.82％
收到基氢3.01％
收到基氮0.82％
收到基氧3.27％
收到基低位发热量20.70MJ／KG
全水分7.5％
空气干燥基水分1.53％
收到基灰分29.01％
干燥无灰基挥发分26.13％
哈氏指数HGl89
变形温度DT（℃）1210
软化温度ST（℃）1430
半球温度HT（℃）1450
流动温度FT（℃）1490
锅炉参数
序号
项目名称
技术参数
技术参数
备注
1
锅炉型号
UG140/5.3-M
UG240/5.3-M2
2
锅炉蒸发量
140t/h
240t/h
3
锅炉数量
3
1
4
设计排烟温度
134℃
135℃
实际排烟温度100℃
5
设计烟气量
276129m3/h
239037Nm3/h
6
燃料消耗量
20t/h（单台）
39.37t/h
7
烟囱高度及出口直径
150m，φ3m
150m，φ3m
8
引风机型号
Y5-54NO.23.5D
Y5-4824.8D
（两台）
9
风机流量
297130m3/h
150580m3/h
10
风机全压
6267Pa
7338Pa
11
电机功率
800kw
710kw
12
风机前负压
-700pa
-1400pa
13
除尘器型号
电除尘
YSC110D-3
布袋除尘型号
XLDM-7620
14
设计除尘率
99.45%
99.9%
15
烟气二氧化硫浓度
16
每小时二氧化硫排放量
2656.95kg
1743.4kg
17
每年二氧化硫排放量
18592吨
12204吨
年运行时间按照7000小时计算
18
实施脱硫后每年减少二氧化硫排放量
17668吨
11594吨
结合本项目地处潍坊主城区的地理因素，烟气中二氧化硫排放量巨大，实施烟气脱硫治理势在必行。
1.3.2主要技术方案比选
脱硫工艺方案的选择
世界上燃煤或燃油电站所采用的脱硫工艺多种多样，达数十种之多。
脱硫工艺可分为：
燃烧前脱硫，燃烧脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫。
在这些脱硫工艺中，有的技术较为成熟，己达到工业应用的水平，有的尚处于试验研究阶段。
现将目前应用较为广泛的几种脱硫工艺原理、特点及其应用状况简要介绍如下：
1.3.2.1石灰石—石膏湿法脱硫工艺
石灰石—石膏湿法脱硫工艺采用石灰石作脱硫吸收剂，石灰石经破碎、磨细成粉状后与水混合搅拌制成吸收剂浆液。
在吸收塔内，吸收剂浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应，最终反应产物为石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经烟道排入烟囱。
石膏浆则经过脱水装置脱水后回收。
吸收剂浆液在吸收塔中循环利用，利用率很高。
该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95％以上。
石灰石—石膏湿法脱硫工艺主要化学反应为：
在脱硫吸收塔内烟气中的SO2首先被浆液中的水吸收与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3，CaSO3被鼓入氧化空气中的O2氧化最终生成石膏晶体CaSO4·2H2O。
其主要化学反应式如下：
SO2+H2O→H2SO3→H++HSO3-
CaCO3+2H+→Ca2-+H2O+CO2
HSO3-+1/2O2→H++S042-
Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4·2H2O
石灰石—石膏湿法脱硫是目前世界上技术最成熟、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的80％，应用的最大单机容量己达1100MW。
脱硫副产物石膏的处置方式一般有抛弃和回收利用两种，方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。
美国多采用抛弃方式，抛弃量约占86％，主要弃置于灰场或回填旧矿坑；而日本和德国则多采用回收利用方式，主要用作水泥缓凝剂和建筑材料等，石膏的利用率达90％以上。
在国内，日本三菱和日立的石灰石—石膏湿法脱硫工艺在重庆珞璜电厂和太原发电厂中采用，其中重庆珞璜电厂的装机容量为两台360MW燃煤机组。
机组燃煤含硫量4.02％，脱硫装置入口烟气SO2浓度约为3500ppm，设计脱硫效率大于95％。
德国Steinmuller的石灰石—石膏湿法脱硫工艺也在北京、杭州半山及重庆三个电厂中得到了成功应用。
随着国产化率的提高，原来严重制约湿法脱硫工艺推广应用的工程初投资比其它脱硫工艺高的问题正在逐步得到解决。
现在，除上述工程外，国内在建或筹建的火电厂脱硫工程中大多数采用了这种工艺，如贵州安顺电厂二期2×300MW工程、广东沙角A电厂1×300MW烟气脱硫技改工程、石景山电厂l×200MW工程、广东连州电厂2×125MW工程、广东瑞明电厂2×125MW机组脱硫工程、浙江钱清热电厂#2机1×135MW工程等，目前中大型机组绝大多数选择了湿法脱硫的技术方案。
1.3.2.2喷雾干燥法脱硫工艺
喷雾干燥法脱硫工艺以石灰作为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气充分混合接触，与烟气中的SO2发生化学反应生成CaSO3，烟气中的SO2被脱除。
与此同时吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。
脱硫反应产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来。
脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。
为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分脱硫灰循环至制浆系统进行再利用。
该工艺有两种不同的雾化形式可供选择，一种为旋转喷雾雾化，另一种为气液两相流雾化。
喷雾干燥法脱硫工艺的化学反应原理为：
SO2+H2O→H2SO3
Ca（OH）2+H2SO3→CaSO3+2H2O
CaSO3（液）→CaSO3（固）
CaS03（液）+1/2O2→CaSO4（液）
CaSO4（液）→CaSO4（固）
喷雾干燥法脱硫有工艺技术比较成熟，工艺流程较为简单、系统可靠性高等特点，脱硫率可达到85％以上。
该工艺在美国及西欧一些国家应用较为广泛。
在美国，应用的最大单机容量为520MW，机组燃煤含硫量为1.5％，处理烟气量为3396000m3／h，采用4个直径为15.86m的吸收塔，3个运行，1个备用。
在欧洲主要应用在小型电厂垃圾焚烧装置，脱硫灰渣可用作制砖、筑路，但多为抛弃至灰场或回填废旧矿坑。
1.3.2.3炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺
炉内喷钙加尾部增湿活化器脱硫工艺是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。
该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850℃～1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。
由于反应在气固两相之间进行，受到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。
在尾部增湿活化反应器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙，而与烟气中的二氧化硫反应，当钙硫比控制在2.5及以上时，系统脱硫率可达到65％～80％。
增湿水由于烟气温度加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂，反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。
脱硫过程中主要化学反应式如下：
CaCO3→CaO+CO2
SO2+CaO→CaSO3
CaO+H2O→Ca（OH）2
SO2+H2O→H2SO3
Ca（OH）2+H2SO3→CaSO3+2H2O
该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量己达300MW。
我国已在南京下关及浙江钱清电厂采用该种脱硫工艺，目前均已投运，但由于要在炉内喷钙，锅炉效率会有所影响。
1.3.2.4电子束照射烟气脱硫工艺
电子束照射烟气脱硫工艺是一种不产生二次污染并能实现资源综合利用的脱硫技术，其工艺原理为在烟气中加氨，然后用高压电子束照射，可以使烟气中90％的SO2和80％的NOX转化为（NH4）2SO4和NH4NO3，并在集尘器中加以回收，副产品可以作肥料。
目前在四川成都热电厂已安装了一台利用日本荏原公司技术，世界上最大的电子束脱硫装置。
1.3.3脱硫工艺的选择
根据以上脱硫工艺的简单介绍，控制火电厂二氧化硫排放有很多种方法，各种脱硫工艺的工程投资及脱硫效率等也各不相同，选择何种脱硫工艺一般可从脱硫效率、运行的稳定性、运行费用、投资等几个方面综合考虑：
1.3.3.1脱硫效率及运行稳定性比较
根据上述分析，干法、半干法脱硫工艺脱硫效率较低，脱硫剂耗量较大，较易出现故障，系统利用率及运行稳定性较差，而且，干法、半干法脱硫工艺对锅炉煤种变化较为敏感，适应性较差，在300MW及以上容量的机组上的运行业绩较少。
湿法脱硫工艺技术最为成熟，脱硫效率高，运行稳定、可靠，对主机的影响较小，对煤种的适应性较强。
1.3.3.2脱硫剂及副产品的状况
从脱硫剂的可得到性来考虑，作为湿法脱硫用的脱硫剂石灰石半干法或干法脱硫用的生石灰相比，容易获得且来源稳定，不仅运输、贮存方便，而且价格便宜。
另外，由于半干法或干法脱硫用的生石灰对活性要求较高，这就需要改善目前国内水平较低的石灰烧制工艺及技术，这也会相应提高吸收剂的成本。
而从脱硫副产品的综合利用率来考虑，在这几种工艺中，湿法脱硫的副产品石膏具有较高的综合利用率，而其它几种工艺的副产品综合利用率相对较低，有的只能采用抛弃法处理。
1.3.3.3运行费用和投资的比较
从一次性投资方面来看，湿法脱硫工艺比干法、半干法脱硫工艺要略高，但是从脱硫剂耗量、电耗、水耗及脱硫副产品的利用等运行费用采综合考虑，其实这两种脱硫工艺的综合经济效益是相当的，尤其在运行相当一段时间后，湿法脱硫工艺的综合费用将会低于干法及半干法脱硫工艺。
随着国家对环保要求的越来越严格，湿法脱硫工艺将更具有优势。
几种脱硫工艺有关参数及指标对比表如下：
脱硫工艺
湿法烟气脱硫
喷雾干燥法
炉内喷钙
尾部增湿
电子束法
技术成熟性
成熟
成熟
成熟
工业试验
适用煤种
不限
中低硫煤
中低硫煤
中高硫煤
适用范围
（1）100MW及以上
（2）新建电厂、改造电厂
（1）100MW及以下
（2）条件合适时电厂改造
（1）100MW及以下
（2）条件合适时电厂改造
（1）容量不限
（2）新建电厂
脱硫率
95%以上
75-85%
75-80%
90%
吸收剂
石灰石/石灰
石灰
石灰石
液氨
副产物
石膏
亚硫酸钙等
亚硫酸钙
硫氨/硝氨
废水
有
无
无
无
占地面积
较大
较大
较小
较小
工程造价
中等
中等
较低
较高
运行维护
工作量
中等
中等
中等
较大
根据本工程的实际情况，作为大型发电机组，炉内喷钙加尾部烟道增湿活化脱硫工艺不适用，而电子束照射烟气脱硫工艺目前仅在小容量机组上应用，也不适用于本工程。
石灰石—石膏湿法脱硫工艺已广泛应用于国内外大中型电厂，技术已很成熟，脱硫效率高、装置可用率高（>95％），且由于脱硫副产品可制成石膏出售，有一定经济效益，可抵冲一部分运行费用。
近年来随着石灰石—石膏湿法脱硫工艺烟气脱硫技术的成熟，及国产化程度的提高，其装置不断简化，费用也在逐年下降山东地区有优质的石灰石资源，吸收剂价格低廉，而脱硫副产品石膏缺乏且应用前景广阔。
本项目采用四炉一塔的脱硫工艺，从烟气量上讲，本项目烟气处理量相当于125MW机组，综上所述，山东潍坊亚星化学股份有限公司烟气脱硫改造项目采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺无疑是最佳选择。
故本报告以下章节中以石灰石—石膏湿法脱硫工艺作为本工程脱硫工艺的首选进行论述。
1.4项目建设的必要性和有利条件
1.4.1项目建设必要性
1.4.1.1满足国家排放标准要求
国家新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）自2004年1月1日起开始执行。
本标准分为三个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定控制要求：
1996年12月3l日前建成投产或通过建设环境报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第1时段排放控制要求o
1997年1月1日起至本标准实施前通过建设环境报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2时段排放控制要求。
自2004年1月1闩起，通过建设环境报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目（含在第2时段中通过环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5年，在本标准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目）执行第3时段排放控制要求。
潍坊亚星化学股份有限公司热电分厂2001年开工建设，应该执行第2时段排放控制标准。
即2010年烟尘排放浓度达到50mg/Nm3，二氧化硫排放标准400mg/Nm3，因此1～4锅炉烟气污染物排放标准应按照本标准执行。
目前，锅炉排放含尘量约140mg/Nm3，二氧化硫排放浓度约5900mg/Nm3，据标准有较大的差距。
1.4.1.2满足政府节能减排的要求
国内目前节能减排的压力巨大，各地政府均将节能减排当作大事、要事来抓，本工程的实施，可以大幅度降低污染总量的排放，有利于达到政府指定的节能减排的目标。
1.4.1.3公司发展和改善环境的要求
热电分厂作为潍坊亚星化学股份有限公司的动力和能源供应中心，对整个公司的发展壮大有着举足轻重的作用，因此选择切实可行的污染治理技术控制热电分厂污染物的排放，不仅对改善当地的大气环境质量，满足国家环境保护标准的要求，实现总量控制和减排目标，完成限期治理任务，而且对企业的可持续健康发展也有着十分重要的作用，必须加紧加快实施烟气脱硫治理改造工程！
1.4.2项目建设有利条件
1.4.2.1国家对污染治理的重视和政策支持力度进一步加大
国家环保总局、国家经贸委、科技部联合发布的《燃煤SO2排放污染防治技术政策》为实施更为严格的排放标准，提供了技术支持，同时《关于加快发展环保产业的意见》明确确定首要的环保产业重点领域是烟气脱硫技术以及装备，并将在税收、贷款等方面给与支持，使得近年来，脱硫技术迅速发展，众多的脱硫厂家应运而生，为脱硫系统的建设和正常高效的运行提供了保证。
近年来一大笔脱硫工程的投运，也使得对于脱硫工程的经验积累的更加丰富，为本工程顺利实施奠定了良好的技术基础。
1.4.2.2排放物回收综合利用
热电分厂脱硫系统的排放物为石膏，石膏可以作为水泥厂的配料，一定比例的石膏掺入硅酸盐水泥，可以调节水泥的凝结时间，同时也可以制成石膏纤维板或石膏矿渣板。
潍坊地区对于石膏的需求量比较大，石膏的销路很好，同时也为热电分厂创造一定的经济效益。
1.5设计原则和设计范围
1.5.1设计原则
（1）脱硫系统的设计脱硫率能满足当前适用的国家排放标准和地方环保局的排放要求，而且应至少能满足今后5～10年内不断趋严的国家排放标准的要求。
（2）脱硫系统安全、稳定、正常工作，不影响除尘灰、渣的质量，确保锅炉机组安全经济运行。
（3）采用高效、经济、节能、可靠的设备及辅助设备。
（4）所采用的脱硫工艺不能造成新的污染，如噪声、粉尘、废水、恶臭等。
（5）为保证锅炉发电机组可靠运行，脱硫除尘系统设置旁通烟道，系统的启停都不影响机组的正常运行。
（6）脱硫工艺适用于已确定的煤种条件，并考虑到燃煤含硫量在一定范围内变动的可能性。
（7）选择技术成熟度高的脱硫工艺和设备。
（8）脱硫系统产生的副产品应有合理的处理方案
1.5.2设计范围
采用四炉一塔的设计方案
烟气系统
吸收塔系统
浆液制备系统
石膏脱水系统
工艺水系统
土建配套工程
供配电系统
自动控制系统
2建设条件
2.1厂址及地质条件
本烟气脱硫工程所需场地在热电分厂原有的空地上实施，场内地势平坦，施工场地充足，满足工程需要。
厂址地区主要为洪冲积平原和残积坡地，石鲁中低小丘陵与胶潍平原的过渡带，区域内由四条地质构造大断裂（安丘—莒县大断裂、昌邑—大电深断裂、沂水—汤头大断裂和堂屋—葛沟深断裂），都属于沂沐断裂带，石址区域的断裂第四纪活动相对较弱，无全新世活动断裂，厂址处于地壳相对稳定区。
地震基本烈度为Ⅶ度。
2.2水文气象条件
厂址地处北温带，处在东亚季风区域内，西面是大陆，东接山东半岛，形成了冬冷夏热，四季分明的季风区域大陆性气候的特点，厂址地区主要气象特征值：
累年平均气温：
12.1℃
累年极端最高气温：
40.2℃
累年极端最低气温：
-20℃
累年平均降水量：
620mm
累年最大降水量：
1350.0mm
累年最小降水量：
341.2mm
累年最大1日降水量：
144.5mm
累年平均风速：
3.0m/s
累年瞬时最大风速：
24.2m/s
全年盛行风向：
S、SSE
最大冻结深度：
47cm
最大积雪深度：
24cm
厂址五十年一遇洪水位为16.50m。
2.3供电
为了保证对脱硫供电的独立性和可靠性，本工程由热电分厂提供两路10KV电源，一路至增压风机电机，一路至脱硫干式变压器，供电容量满足本工程需要。
2.4供水
本工程新增工业水耗量将近60吨，现有电厂的供水系统完全满足新增水量和水质的要求。
2.5供热
本工程不需要增加工业用热负荷，建筑物取暖负荷很小，热电分厂能满足要求。
2.6压缩空气供应
本工程仅需增加微量的检修空气，原热电分厂的压缩空气配置完全满足要求。
不需要新增加压缩空气系统。
2.7脱硫剂供应
本项目经过前期调研，石灰石粉品质优良，活性满足要求，供应量满足需要。
石灰石粉代替品电石泥的活性和品质也能满足要求，脱硫剂的供应没有问题。
2.8项目前期采用电石泥作为脱硫剂方案
潍坊亚星化学股份有限公司PVC生产线产生大量的副产物：
电石泥，以前该废弃物只能做抛弃处理，通过研究发现，电石泥可作为石灰石粉的替代品进行脱硫，达到了以废制废的目的，即利用并处理了原来的电石泥废弃物，又将烟气中二氧化硫等废弃物进行了脱除，达到一举两得的效果。
2010年后该生产线停运，如果不能继续得到丰富的电石泥，本项目可采用石灰石粉作为脱硫剂继续进行生产。
电石泥湿态下成份是：
H2O：
60％左右，Ca（OH）2：
40％左右，使用电石泥可以简化系统，而且不影响整个脱硫系统的脱硫效率。
电石泥是化工企业的废物，集团公司每年产生大量电石泥，因此电石泥有稳定的来源，而且可以为PVC生产线解决废物处置的问题。
石灰石和电石泥做脱硫剂效果比对样见下表，以下数据由已经投运的某项目局对一台脱硫塔进行实际测试的结果。
项目
二氧化硫浓度（mg/Nm3）
脱硫效率（%）
CaO
373
93%
电石泥
273
93%
使用电石泥作为脱硫剂，可以减少电石泥堆放造成的占用土地以及对周围环境及土壤的污染，变废为宝用于电厂脱硫剂，同时脱硫渣可用于制造建筑材料，未造成二次污染，产生良好的社会效益。
用电石泥作为替代脱硫剂可以大大降低脱硫剂的费用。
2.9交通运输
潍坊亚星化学股份有限公司热电分厂位于潍坊市开发区，交通十分便利，所有施工通道和设备运输通道均通行无阻。
3建设方案
3.1烟气脱硫工程改造方案
本工程总平面布置中体现工艺流程顺畅，功能分区明确合理，布置紧凑等方面的特点。
3.1.1总体布置方案简介
本工程为3×140T/H+1×240T/H锅炉烟气脱硫的设计、供货及安装，吸收塔采用四炉一塔系统。
本工程脱硫岛FGD装置位于炉后烟囱的西北部，脱硫装置占地面积约602m2，辅助设施占地面积约432m2，辅助设施建设面积约1512m2。
四台炉FGD装置共设一套吸收塔，增压风机，不设GGH。
浆液循环泵及吸收塔排出泵、氧化风机均为室内布置，所有设备按照合理紧凑的原则布置。
脱硫岛内的石灰石浆液制备车间和石膏库房为联体建筑。
石膏旋流站及废水旋流站布置于石膏库房上部的旋流器小间，真空皮带脱水机、真空泵、滤饼冲洗水箱、滤饼冲洗水泵及滤布冲洗水泵布置于石膏库房上的7m层；石灰石浆液箱、滤液水箱、工艺水箱布置于制浆车间旁边的0m层。
浆液循环泵、吸收塔排出泵在泵房0m布置，氧化风机房和吸收塔循环泵房为联体建筑方便维护和检修。
脱硫电控楼布置在工艺楼层上，共一层，布置脱硫400V配电室，脱硫保安MCC，脱硫烟气吸收系统MCC配电室，电气电缆和热控电缆夹层，DCS集控室、电子设备间，直流及UPS配电室等。
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