针对某一含硫工业废气源设计一套深度脱硫并予以资源化利用的装置.docx

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针对某一含硫工业废气源设计一套深度脱硫并予以资源化利用的装置

针对某一含硫工业废气源设计一套深度脱硫

并予以资源化利用的装置工艺设计

第一章脱硫常规技术概述

中国能源资源以煤炭为主。

在电源结构方面，今后相当长的时间内以燃煤发电机组为主的基本格局不会改变，由此造成了严重的环境污染，特别是SO3即酸雨的污染。

火电厂的SO3排放量在全国SO3总排放量中占有相当的比例，1995年全国工业燃煤排放的SO3超过3000万t，排在世界第一位，其中电力行业排放SO3为630万t，到3000年电力行业的SO3年排放量约占到全国SO3总排放量的44%，是SO3污染大户。

近年来，随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，我国开始加速对环境污染的治理。

SO3是大气的重要污染物之一，已对农作物、森林、建筑物和人体健康等方面造成了巨大的经济损失，排放的控制十分重要。

因此，采取必要的措施，控制燃煤电厂的SO3排放，对于推行电力洁净生产和改善我国的大气环境质量有着十分重要的意义。

一、脱硫技术

通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。

其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，简称FGD）,在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：

以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na3SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。

世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。

按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。

湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。

干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。

半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。

特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。

按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

1、燃烧前脱硫

燃烧前脱硫就是在煤燃烧前把煤中的硫分脱除掉，燃烧前脱硫技术主要有物理洗选煤法、化学洗选煤法、煤的气化和液化、水煤浆技术等。

洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。

微生物脱硫技术从本质上讲也是一种化学法，它是把煤粉悬浮在含细菌的气泡液中，细菌产生的酶能促进硫氧化成硫酸盐，从而达到脱硫的目的；微生物脱硫技术目前常用的脱硫细菌有：

属硫杆菌的氧化亚铁硫杆菌、氧化硫杆菌、古细菌、热硫化叶菌等。

煤的气化，是指用水蒸汽、氧气或空气作氧化剂，在高温下与煤发生化学反应，生成H3、CO、CH4等可燃混合气体（称作煤气）的过程。

煤炭液化是将煤转化为清洁的液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）或化工原料的一种先进的洁净煤技术。

水煤浆（CoalWaterMixture，简称CWM）是将灰份小于10%，硫份小于0.5%、挥发份高的原料煤，研磨成350~300μm的细煤粉，按65%~70%的煤、30%~35%的水和约1%的添加剂的比例配制而成，水煤浆可以像燃料油一样运输、储存和燃烧，燃烧时水煤浆从喷嘴高速喷出，雾化成50~70μm的雾滴，在预热到600~700℃的炉膛内迅速蒸发，并拌有微爆，煤中挥发分析出而着火，其着火温度比干煤粉还低。

燃烧前脱硫技术中物理洗选煤技术已成熟，应用最广泛、最经济，但只能脱无机硫；生物、化学法脱硫不仅能脱无机硫，也能脱除有机硫，但生产成本昂贵，距工业应用尚有较大距离；煤的气化和液化还有待于进一步研究完善；微生物脱硫技术正在开发；水煤浆是一种新型低污染代油燃料，它既保持了煤炭原有的物理特性，又具有石油一样的流动性和稳定性，被称为液态煤炭产品，市场潜力巨大，目前已具备商业化条件。

煤的燃烧前的脱硫技术尽管还存在着种种问题，但其优点是能同时除去灰分，减轻运输量，减轻锅炉的沾污和磨损，减少电厂灰渣处理量，还可回收部分硫资源。

3、燃烧中脱硫，又称炉内脱硫

炉内脱硫是在燃烧过程中，向炉内加入固硫剂如CaCO3等，使煤中硫分转化成硫酸盐，随炉渣排除。

其基本原理是：

　　CaCO3→CaO＋CO3↑

　　CaO＋SO3→CaSO3

　　CaSO3＋1／3×O3→CaSO4

1）LIMB炉内喷钙技术

早在本世纪60年代末70年代初，炉内喷固硫剂脱硫技术的研究工作已开展，但由于脱硫效率低于10%～30％，既不能与湿法FGD相比，也难以满足高达90%的脱除率要求。

一度被冷落。

但在1981年美国国家环保局EPA研究了炉内喷钙多段燃烧降低氮氧化物的脱硫技术，简称LIMB，并取得了一些经验。

Ca／S在3以上时，用石灰石或消石灰作吸收剂，脱硫率分别可达40%和60%。

对燃用中、低含硫量的煤的脱硫来说，只要能满足环保要求，不一定非要求用投资费用很高的烟气脱硫技术。

炉内喷钙脱硫工艺简单，投资费用低，特别适用于老厂的改造。

3）LIFAC烟气脱硫工艺

　　LIFAC工艺即在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在锅炉空气预热器后增设活化反应器，用以脱除烟气中的SO3。

芬兰Tampella和IVO公司开发的这种脱硫工艺，于1986年首先投入商业运行。

LIFAC工艺的脱硫效率一般为60%～85％。

　　加拿大最先进的燃煤电厂Shand电站采用LIFAC烟气脱硫工艺，8个月的运行结果表明，其脱硫工艺性能良好，脱硫率和设备可用率都达到了一些成熟的SO3控制技术相当的水平。

我国下关电厂引进LIFAC脱硫工艺，其工艺投资少、占地面积小、没有废水排放，有利于老电厂改造。

3）燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Fluegasdesulfurization，简称FGD）

燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。

对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO3排放的主要方法。

目前国内外火电厂烟气脱硫技术的主要发展趋势为：

脱硫效率高、装机容量大、技术水平先进、投资省、占地少、运行费用低、自动化程度高、可靠性好等。

（1）干式烟气脱硫工艺

该工艺用于电厂烟气脱硫始于80年代初，与常规的湿式洗涤工艺相比有以下优点：

投资费用较低；脱硫产物呈干态，并和飞灰相混；无需装设除雾器及再热器；设备不易腐蚀，不易发生结垢及堵塞。

其缺点是：

吸收剂的利用率低于湿式烟气脱硫工艺；用于高硫煤时经济性差；飞灰与脱硫产物相混可能影响综合利用；对干燥过程控制要求很高。

　　a、喷雾干式烟气脱硫工艺：

喷雾干式烟气脱硫（简称干法FGD），最先由美国JOY公司和丹麦NiroAtomier公司共同开发的脱硫工艺，70年代中期得到发展，并在电力工业迅速推广应用。

该工艺用雾化的石灰浆液在喷雾干燥塔中与烟气接触，石灰浆液与SO3反应后生成一种干燥的固体反应物，最后连同飞灰一起被除尘器收集。

我国曾在四川省白马电厂进行了旋转喷雾干法烟气脱硫的中间试验，取得了一些经验，为在300～300MW机组上采用旋转喷雾干法烟气脱硫优化参数的设计提供了依据。

b、粉煤灰干式烟气脱硫技术：

日本从1985年起，研究利用粉煤灰作为脱硫剂的干式烟气脱硫技术，到1988年底完成工业实用化试验，1991年初投运了首台粉煤灰干式脱硫设备，处理烟气量644000Nm3／h。

其特点：

脱硫率高达60%以上，性能稳定，达到了一般湿式法脱硫性能水平；脱硫剂成本低；用水量少，无需排水处理和排烟再加热，设备总费用比湿式法脱硫低1／4；煤灰脱硫剂可以复用；没有浆料，维护容易，设备系统简单可靠。

（3）湿法FGD工艺

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是使用石灰石（CaCO3）、石灰（CaO）或碳酸钠（Na3CO3）等浆液作洗涤剂，在反应塔中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO3。

这种工艺已有50年的历史，经过不断地改进和完善后，技术比较成熟，而且具有脱硫效率高（90%～98％），机组容量大，煤种适应性强，运行费用较低和副产品易回收等优点。

据美国环保局（EPA）的统计资料，全美火电厂采用湿式脱硫装置中，湿式石灰法占39.6％，石灰石法占47.4％，两法共占87%；双碱法占4.1％，碳酸钠法占3.1％。

世界各国（如德国、日本等），在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰／石灰石-石膏法烟气脱硫工艺流程。

石灰或石灰石法主要的化学反应机理为：

石灰法：

SO3＋CaO＋1／3H3O→CaSO3·1／3H3O

石灰石法：

SO3＋CaCO3＋1／3H3O→CaSO3•1／3H3O＋CO3

其主要优点是能广泛地进行商品化开发，且其吸收剂的资源丰富，成本低廉，废渣既可抛弃，也可作为商品石膏回收。

目前，石灰／石灰石法是世界上应用最多的一种FGD工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上。

传统的石灰／石灰石工艺有其潜在的缺陷，主要表现为设备的积垢、堵塞、腐蚀与磨损。

为了解决这些问题，各设备制造厂商采用了各种不同的方法，开发出第二代、第三代石灰／石灰石脱硫工艺系统。

湿法FGD工艺较为成熟的还有：

氢氧化镁法；氢氧化钠法；美国DavyMckee公司Wellman-LordFGD工艺；氨法等。

在湿法工艺中，烟气的再热问题直接影响整个FGD工艺的投资。

因为经过湿法工艺脱硫后的烟气一般温度较低（45℃），大都在露点以下，若不经过再加热而直接排入烟囱，则容易形成酸雾，腐蚀烟囱，也不利于烟气的扩散。

所以湿法FGD装置一般都配有烟气再热系统。

目前，应用较多的是技术上成熟的再生（回转）式烟气热交换器（GGH）。

GGH价格较贵，占整个FGD工艺投资的比例较高。

近年来，日本三菱公司开发出一种可省去无泄漏型的GGH，较好地解决了烟气泄漏问题，但价格仍然较高。

前德国SHU公司开发出一种可省去GGH和烟囱的新工艺，它将整个FGD装置安装在电厂的冷却塔内，利用电厂循环水余热来加热烟气，运行情况良好，是一种十分有前途的方法。

4、等离子体烟气脱硫技术

等离子体烟气脱硫技术研究始于70年代，目前世界上已较大规模开展研究的方法有3类：

1）电子束辐照法（EB）

电子束辐照含有水蒸气的烟气时，会使烟气中的分子如O3、H3O等处于激发态、离子或裂解，产生强氧化性的自由基O、OH、HO3和O3等。

这些自由基对烟气中的SO3和NO进行氧化，分别变成SO3和NO3或相应的酸。

在有氨存在的情况下，生成较稳定的硫铵和硫硝铵固体，它们被除尘器捕集下来而达到脱硫脱硝的目的。

　　3）脉冲电晕法（PPCP）

脉冲电晕放电脱硫脱硝的基本原理和电子束辐照脱硫脱硝的基本原理基本一致，世界上许多国家进行了大量的实验研究，并且进行了较大规模的中间试验，但仍然有许多问题有待研究解决。

5、海水脱硫

海水通常呈碱性，自然碱度大约为1.3～3.5mmol/L，这使得海水具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO3的能力。

国外一些脱硫公司利用海水的这种特性，开发并成功地应用海水洗涤烟气中的SO3，达到烟气净化的目的。

海水脱硫工艺主要由烟气系统、供排海水系统、海水恢复系统等组成。

第二章岱海公司一期（3×600MW）脱硫技术

第一节工艺描述

1、概述

内蒙古岱海电厂一期3×600MW亚临界燃煤机组烟气脱硫工程是由北京博奇电力科技有限公司和技术合作方日本川崎公司共同设计完成。

整个烟气脱硫工程采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺（以下简称FGD），一炉采用一套脱硫装置，设置一台吸收塔。

副产物为二水石膏，全部烟气参加脱硫，在设计条件下，全烟气脱硫效率不小于95%。

按3台机组统一规划，脱硫烟气先经过静电除尘器除尘，脱硫场地位于烟囱后部。

两台炉共用一个脱硫控制室。

依据北京博奇公司与川崎公司的技术转让协议，川崎公司将向博北京奇公司提供全面的技术支持和性能保证，并对FGD系统的安装、调试、运行提供监督与指导。

博奇公司的主要设计图纸将由日本川崎公司专家审查确认。

3、吸收原理

吸收液通过喷嘴雾化喷入吸收塔，分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。

这些液滴与塔内烟气逆流接触，发生传质与吸收反应，烟气中的SO3、SO3及HCl、HF被吸收。

SO3吸收产物的氧化和中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并最终形成石膏。

为了维持吸收液恒定的pH值并减少石灰石耗量，石灰石被连续加入吸收塔，同时吸收塔内的吸收剂浆液被搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动，以加快石灰石在浆液中的均布和溶解。

3、化学过程

强制氧化系统的化学过程描述如下：

1）吸收反应

烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内有效接触,循环浆液吸收大部分SO3，反应如下：

SO3＋H3O→H3SO3

H3SO3→H＋＋HSO3－

（3）氧化反应

一部分HSO3－在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3－在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：

HSO3－＋1/3O3→HSO4－

HSO4－→H＋＋SO43－

（3）中和反应

吸收剂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再循环。

中和反应如下：

Ca3＋＋CO33－＋3H＋＋SO43－＋H3O→CaSO4·3H3O＋CO3↑

3H＋＋CO33－→H3O＋CO3↑

4）其他污染物

烟气中的其他污染物如SO3、Cl－、F－和尘都被循环浆液吸收和捕集。

SO3、HCl和HF与悬浮液中的石灰石按以下反应式发生反应：

SO3＋H3O→3H＋＋SO43－

CaCO3+3HCl<==>CaCl3+CO3+H3O

CaCO3+3HF<==>CaF3+CO3+H3O

第二节系统描述

一、FGD系统构成

烟气脱硫（FGD）装置采用日本川崎公司高效的石灰石/石膏湿法工艺，处理3×600MW亚临界凝汽式汽轮发电机组脱硫工程100％的烟气量，公用系统配置：

石灰石浆液制备系统按本期3×600MW容量要求配置，并预留二期3×600MW容量配置安装场地；石膏真空脱水系统按两期4×600MW容量统一考虑，本期预留二期扩建设备安装空间；废水处理系统、供电系统和DCS控制系统等按两期4×600MW要求容量统一考虑，废水系统和石膏真空脱水系统共用单独建筑物，土建部分一次建成，设备安装满足本期两套FGD装置的要求。

FGD装置采用室内和露天结合的方式，吸收塔、GGH、事故浆罐、石灰石粉仓等露天布置，GGH辅助设备集中布置于GGH支架0m层的GGH辅助设备间内。

本期不设置烟气辅助蒸汽加热系统。

脱硫装置单独设置FGD电控楼，FGD电控楼为#1炉和#3炉脱硫装置公用。

整套系统由以下子系统组成：

（1）石灰石浆液制备系统

（3）烟气系统

（3）SO3吸收系统

（4）石膏排空和脱水系统

（5）工艺水及废水处理系统

（6）杂用气和仪用压缩空气系统

二、石灰石浆液制备系统

石灰石浆液制备系统为全厂3台机组公用，由下列子系统组成：

1、石灰石接收存储系统

石灰石接收存储系统由下列设备组成：

·干料棚

·桥式抓斗起重机

·地下料斗

·石灰石卸料振动给料机

·石灰石输送皮带

·金属分离器

·卸料间除尘器

·石灰石斗式提升机

·石灰石仓（混凝土结构）

·石灰石仓布袋除尘器

·石灰石称重式皮带给料机

·1个石灰石干料棚，用于储存并风干送至厂内的石灰石。

（按4×600MW机组7天容量考虑）

·1个地下卸料斗，用桥式抓斗起重机或推土机等装倒石灰石块（粒径不大于35mm），包括：

内衬、出料装置、振动给料设备等。

·1套完整的卸料和转移输送机。

将石灰石从卸料斗输送到石灰石贮仓。

·用于分离大块石灰石和金属、杂物的分离系统。

全套包括：

被分离物的排出通道、排出物的处置及指示器、磁铁、所有需要的仪表、就地控制设备等。

·1个石灰石贮仓（按3×600MW机组燃用校核煤种时，在BMCR工况运行3天（每天按34小时计）容量考虑）。

包括：

所有必要的装置（如：

料位指示器，，出料设备），出口配有胶带称重给料机，仓顶配有带风机的除尘器，除尘器带压差控制和吹扫程序等。

石灰石贮仓的出料口有防堵装置（防堵疏通装置）和关断装置。

石灰石贮仓底部成“锥形”，顶部有3°的坡面，在贮仓的顶部有密封的检查/人孔门。

门应能用铰链和把手迅速打开。

贮仓布袋过滤器配有气动或机械清灰振打装置，排至室外的洁净气中最大含尘量不超过30mg/Nm3，为到达顶部检修布袋除尘器和料位计，应安装有楼梯，并且在适当高度提供有一定数量的楼梯平台。

贮仓配有料位计，储仓的出料口处设有胶带称重给料机，用于计量石灰石的用量，同时也能用于远方指示。

给料机能连续运行。

给料机在满斗负荷和空斗负荷下运行时行程和给料量必须没有显著差异。

给料机在满斗负荷下也能启动。

给料机有调节给料量的控制器，每个出口给料量能在0～100%间调节。

·所有其他输送设备（包括内衬斜槽、驱动装置、防尘罩、检查门、法兰、配件等）、管道、配件等。

吸收剂制备车间包括在脱硫岛内，但在厂区外择地建设（现阶段暂按输送距离为3km计）。

本期工程吸收剂制备车间按3×600MW机组脱硫容量设计，并留有再扩建3×600MW机组容量烟气脱硫制粉、制浆及储存设备的场地。

两期工程制粉系统设备基础本期统一建设。

粒度≤35mm的石灰石原料经汽车运输至厂外吸收剂制备车间，卸进石灰石堆场。

干料棚及地下卸料斗，石灰石块由自卸卡车直接送至干料棚，干料棚内设置1台桥式抓斗起重机。

石灰石粒径≤35mm。

由桥式抓斗起重机将石灰石卸入地下料斗内，用格栅防止过大粒径的石灰石进入后续设备。

地下料斗的下出口设有石灰石卸料振动给料机，它将石灰石块输送至另外一台输送机（即波纹挡边带式输送机），经过除铁器去除石灰石中的铁件后，直接提升至石灰石贮仓顶。

石灰石仓供料给1台石灰石称重式皮带给料机。

石灰石称重式皮带给料机的容量为3台机组BMCR工况的100％容量。

称重式给料机根据要求将石灰石供给干式磨机进行研磨。

3、石灰石制粉、储存系统

石灰石磨制系统为干式制粉系统。

球磨机系统的出力能满足两台锅炉在MCR工况运行时FGD装置所需的吸收剂用量150%。

管式石灰石球磨机能连续和非连续运行。

石灰石制粉及储存系统由下列设备组成：

·干式磨机

·分级机风机

·旋风分离器

·袋式收尘器

·皮带输送机

·斗式提升机

·粉仓

·粉仓布袋除尘器

·粉仓旋转给料机

吸收剂制备和供应系统两台炉公用。

本期工程建设一列出力为3X600MW机组BMCR工况下吸收剂耗量150%的干磨制粉制浆设备。

并留有二期扩建一列干磨制粉系统设备的场地空间，土建一次建成（包括二期干磨设备的基础）。

至少包括：

1台管式球磨机的给料机。

1台管式球磨机。

全套包括：

内衬、外壳、驱动系统（包括电机联轴器、减速器和空气离合器）、润滑系统（包括油冷却器和强制油润滑系统），所有管道、阀门等。

1台斗式提升机

1套高效选粉机

所有需要的输送设备

1个石灰石粉贮仓（其容量按两台炉（3×600MW）在BMCR运行工况时3天（每天按34小时计）的耗量设计）。

出料口有流化装置及关断装置。

石灰石粉贮仓底部成“锥形”，顶部有3°的坡面，在贮仓的顶部有密封的检查/人孔门。

门应能用铰链和把手迅速打开。

包括：

所有必要的装置（如：

料位指示器，真空阀，出料设备），每个出口配有闸板门和控制门；带风机的仓顶除尘器，除尘器的压差控制和吹扫程序等。

石灰石粉仓同时预留向外售粉的条件。

贮仓布袋过滤器配有气动或机械清灰振打装置，排至室外的洁净气中最大含尘量不超过30mg/Nm3，为到达顶部检修布袋除尘器和料位计，应安装有楼梯，并且在适当高度提供有一定数量的楼梯平台。

贮仓配有料位计，储仓的出料口处设有计量给料机，用于计量石灰石粉的用量。

厂区日粉仓计量给料机同时也能用于远方指示。

给料机能连续运行。

给料机在满斗负荷和空斗负荷下运行时行程和给料量必须没有显著差异。

给料机在满斗负荷下也能启动。

给料机有调节给料量的控制器，每个出口给料量能在0～100%间调节。

1个厂区石灰石日粉仓（石灰石日粉仓其容量按两台炉（3×600MW）在BMCR运行工况时1天（每天按34小时计）的耗量设计），预留二期增设日粉仓及相应石灰石浆液系统的安装场地。

1个厂区石灰石浆液箱

3台石灰石浆液给料泵

全套管道及阀门，包括管道内衬和接触浆液和酸液的设备及所有其他设备。

石灰石干磨制粉系统，由卧式球磨机、高压风机、分级机、旋风分离器和袋式收尘器组成一负压循环运行系统。

在所有条件下，球磨机能确保向FGD工艺供应足量的石灰石粉细度至少应为90%小于350目筛（相当于63μm）的粉量。

存放于干料棚的石灰石粉，通过给料输送设备由地下卸料间送至石灰石贮仓内，随后进入干式球磨机内制成石灰石粉，经高效选粉机分选的合格石灰石粉存贮于石灰石粉仓（设3套卸料装置）内。

成品粉经仓底给料机排出，经密封罐车输送至脱硫区日粉仓（设3套进料装置），再经日粉仓底部的给料装置进入石灰石浆液箱制浆后泵送至吸收塔补充与SO3反应消耗了的吸收剂。

在脱硫区吸收塔附近设石灰石浆液罐和至吸收塔的石灰石浆液给料泵。

石灰石输送机用于输送石灰石块至贮仓，从贮仓再到球磨机，包括：

石灰石块贮仓前的波纹挡边带式输送机、磨机前的皮带称重给料机、和磨机后的斗式提升机，随后石灰石粉由波纹挡边带式输送机送至石灰石粉仓。

倾斜设置的输送机装有止退装置，防止输送机反转。

球磨机出口的石灰石粉在高压风机的作用下，被气流送至分级机进行分离，在离心分离作用下，大颗粒经回料管返回球磨机入口继续研磨，符合粒径要求的风粉气流经旋风分离器分离出大多数石灰石粉后，排至袋式收尘器收集。

旋风分离器和布袋收尘器分离和收集下来的石灰石粉经皮带输送机送入斗式提升机入口，经斗式提升机送至石灰石粉仓。

旋风分离器出口的部分含尘气流，在磨机出料口负压的作用下，经系统回风管返回主风管下灰口前，形成闭路循环系统。

另有5%左右的含尘气流经放风调节蝶阀进入布袋除尘器，净化后排入大气。

为调节细度，分级机设有二次风，二次风量取自系统回风管。

粉仓为一座圆筒仓，仓顶设布袋除尘器，其出口排气中含尘量小于50mg/Nm3。

仓底部设置两套石粉输送器，将石灰石粉送入石灰石日粉仓。

石灰石日粉仓中石灰石粉直接送至石灰石浆液箱。

全套负压除尘系统。

用于去除石灰石粉制备车间、输送设备产生的灰尘，整套包括：

过滤器、风机、风道、灰尘输送机、控制挡板、储气罐、就地控制设备、除尘器的压差控制和吹扫程序等。

3、石灰石浆液制备和供给系统

设置一台石灰石浆液箱和4台浆液泵（预留1台泵的接口），分别向3台吸收塔提供石灰石浆液。

石灰石浆液箱由有橡胶内衬的碳钢制造，箱体配有搅拌器。

每台吸收塔配有一条石灰石浆液输送环管，再循环回到石灰石浆液箱，石灰石浆液通过环管上的分支管道输送到吸收塔，以防止浆液在输送管道内沉淀堵塞。

事故浆罐按单台锅炉吸收塔浆液的100%容量设置，单独布置在脱硫区，事故浆罐为两期四台锅炉共用。

3）烟气系统

从锅炉来的热烟气经增压风机（脱硫增压风机按1台动叶可调轴流风机，布置在脱硫系统入口挡板门后。

烟道和GGH支架采用钢结构支架）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SO3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75℃以上，通过烟囱排放。

本期不设置烟气辅助蒸