华能集团燃煤电厂烟气脱硫设施设计导则图文教学文稿.docx

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华能集团燃煤电厂烟气脱硫设施设计导则图文教学文稿

中国华能集团公司

燃煤电厂烟气脱硫装置设计导则

Guidelinefordesigningfluegasdesulphurizationequipmentsofthecoal-firedpowerplant

2011-XX-XX发布2011-XX-XX实施

中国华能集团公司发布

前言

为贯彻执行《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》，实现“十二五”二氧化硫总量削减目标，规范华能燃煤发电机组烟气脱硫装置新建和改造工程管理，全面提升华能燃煤发电机组脱硫装置安全、稳定、达标和经济运行水平，完善燃煤机组烟气脱硫技术管理标准体系，促进华能集团燃煤机组烟气脱硫技术进步，借鉴近年来公司系统烟气脱硫装置新建及改造工程在设计、检修维护与和运行方面的经验教训，综合考虑公司在设备选型、技术改造、运行控制、检修维护等方面的节能降耗管理要求，在集团公司组织安排下，由西安热工研究院有限公司负责制订本导则。

编写人：

校阅人：

审　核：

批　准：

燃煤发电机组烟气脱硫装置设计导则

11　范围

本导则对燃煤发电机组烟气脱硫装置的工程设计和设备选型等进行了规定。

本导则适用于华能集团所有燃煤发电机组烟气脱硫装置的设计和设备选型。

本导则以主流的石灰石/石灰-石膏湿法脱硫工艺为例进行了规定，采用其它工艺的烟气脱硫装置的设计可参照本导则执行。

本导则作为企业的指导性文件，如与国家的强制性标准相矛盾，应按国家标准执行。

12　规范性引用文件

下列文件中的条款通过本导则的引用而成为本导则的条款。

凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本导则，然而，鼓励根据本导则达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本导则。

GBJ87工业企业噪声控制设计规范

GB8978污水综合排放标准

GB13223火电厂大气污染物排放标准

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB50016建筑设计防火规范

GB50033建筑采光设计标准

GB50054低压配电设计规范

GB50057建筑物防雷设计规范

GB50058爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范

GB500603～110kV高压配电装置设计规范

GB50062电力装置的继电保护和自动装置设计规范

GB/T50063电力装置的电测量仪表装置设计规范

GB50160石油化工企业设计防火规范

GB50217电力工程电缆设计规范

GB50229火力发电厂与变电所设计防火规范

GB50260电力设施抗震设计规范

GB50343建筑物电子信息系统防雷技术规范

HJ/T75固定污染源烟气排放连续监测技术规范

HJ/T76固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法

HJ/T179火电厂烟气脱硫工程技术规范（石灰石/石灰－石膏法）

DL/T620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合

DL/T621交流电气装置的接地

DL/T938火电厂排水水质分析方法

DL/T986湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范

DL/T997火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标

DL/T998石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范

DL/T1052节能技术监督导则

DL/T1149火电厂石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫系统运行导则

DL5000火力发电厂设计技术规程

DL5009.1电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）

DL/T5029火力发电厂建筑装修设计标准

DL/T5035火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定

DL/T5041火力发电厂厂内通信设计技术规定

DL/T5044电力工程直流系统设计技术规程

DL/T5046火力发电厂废水治理设计技术规程

DL/T5054火力发电厂汽水管道设计技术规定

DL/T5120小型电力工程直流系统设计规程

DL/T5136火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程

DL/T5137电测量及电能计量装置设计技术规程

DL/T5153火力发电厂厂用电设计技术规定

DL/T5196火力发电厂烟气脱硫设计技术规程

DL/T5222导体和电器选择设计技术规定

DL/T5390火力发电厂和变电所照明设计技术规定

DL/T5403火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程

DL/T5418火电厂烟气脱硫吸收塔施工验收规程

SDJ26发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程

《华能集团创建节约环保型企业规划》

《华能300MW级机组锅炉及辅机设备节能降耗实施导则》

《中国华能集团公司环境保护管理办法（试行）》

《中国华能集团公司节能管理办法（试行）》

《优秀节约环保型燃煤发电厂标准（试行）》Q/HN-1-0000.08.001

《火力发电厂环境保护技术监督标准》Q/HB-J-08.L06

《中国华能集团公司火电工程设计导则》

13　术语和符号

13.1　脱硫岛

指脱硫装置及为脱硫服务的建（构）筑物。

13.2　吸收剂

指脱硫工艺中用于脱除二氧化硫（SO2）等有害物质的反应剂。

石灰石/石灰-石膏法脱硫工艺使用的吸收剂为石灰石（CaCO3）或石灰（CaO）。

13.3　吸收塔

指脱硫工艺中脱除二氧化硫（SO2）等有害物质的反应装置。

13.4　副产物

指脱硫工艺中吸收剂与烟气中二氧化硫（SO2）等反应后生成的物质。

13.5　脱硫废水

指脱硫工艺中产生的含有重金属、杂质和酸的污水。

13.6　装置可用率

指脱硫装置每年正常运行时间与对应发电机组（还是增压风机）每年总运行时间的百分比，按公式3-1计算：

3-1

式中：

A：

发电机组每年的总运行时间，h。

B：

脱硫装置每年因脱硫系统故障导致的停运时间，h。

13.7　脱硫效率

指由脱硫装置脱除的二氧化硫（SO2）量与未经脱除前烟气中所含SO2量的百分比，按公式3-2计算：

脱硫效率=（C1-C2）/C1×100％3-2

式中：

C1：

脱硫前烟气中SO2的折算浓度（标态，干基，6%O2），mg/m3。

C2：

脱硫装置出口烟道处SO2折算浓度（标态，干基，6%O2），mg/m3。

13.8　钙硫比（Ca/S）

FGD装置消耗CaCO3（纯度100%）总量/FGD装置脱除的SO2总量，mol/mol。

13.9　液气比（L/G）

吸收塔浆液循环量（升）与吸收塔出口实际烟气量的比值，l/m3。

13.10　浆液在吸收塔内停留时间

指吸收塔内浆液容量与石膏浆液排出流量的比值，min。

13.11　浆液循环时间

指吸收塔有效容积（m3）与循环浆液总量（m3/min）的比值，min。

13.12　烟气在吸收塔内停留时间

吸收塔吸收区高度（m）与吸收塔内烟气流速（m/s）的比值，s。

13.13　吸收塔吸收区高度

指吸收塔烟气入口中心线至顶部喷淋层中心线之间的距离，m。

13.14　吸收塔烟气流速

吸收塔出口实际烟气量（m3/s）与吸收区截面积（m2）的比值，m/s。

13.15　吸收塔浆池容积

指吸收塔内浆液正常液位高度下的容积，m3。

13.16　标准状态

温度为273K，压力为101325Pa条件下的气体状态。

14　一般规定

4.1烟气脱硫装置建设宜采取非EPC方式或其他有利于提高工程质量、加快工程进度、确保工程安全、降低工程造价的方式进行。

4.2脱硫工艺宜根据锅炉容量、长期供应的燃料品质、脱硫效率、脱硫投运率及排放标准和总量控制要求、吸收剂的供应、脱硫副产物的综合利用、场地布置、脱硫工艺和设备技术发展现状、安全可靠性要求等因素，在兼顾节电的前提下，经全面分析优化后确定。

对燃煤St,ar≥1%或单机容量≥300MW的机组，宜采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。

对燃煤St,ar<1%、单机容量<300MW、运行寿命低于10年、位于非重点地区或非省会城市的机组，优先采用石灰石-石膏湿法。

经技术经济性论证评估后，也可慎重采用烟气循环流化床、旋转喷雾脱硫工艺。

对燃煤St,ar≤1%的海滨电厂，在海水碱度满足工艺要求、海域环境影响评价经国家有关部门审查通过后，宜采用海水法脱硫工艺；对燃煤St,ar>1%的海滨电厂，在满足上述条件且经技术经济比较后，也可采用海水法脱硫工艺。

经技术经济论证评估后，有条件的电厂也可试用氨法烟气脱硫工艺。

在严重缺水地区，对燃煤St,ar<1%的机组，经技术经济论证评估后，可慎重采用活性焦、烟气循环流化床或旋转喷雾脱硫工艺。

4.3脱硫装置的可用率应保证达到100％（“十二五”环保部无旁路运行及公司两型企业要求）。

4.4脱硫装置入口的烟气设计参数均应采用脱硫装置与主机组烟道接口处的数据，并考虑20%以上的裕量。

4.5现役机组加装烟气脱硫装置或进行二次增容改造时，宜根据实测及可预见的锅炉在供热+发电最大负荷下、燃煤、吸收剂品质及用水水质最不利情况下的烟气（含裕量）及参数，确定脱硫装置及公用系统的设计基础数据，并结合煤源变化、供热改造及汽轮机通流改造、燃煤掺烧趋势、以及国家和地方对排放限值及总量削减要求等因素综合考虑。

新建机组要吸取近年来已投产机组脱硫系统频繁增容改造的教训，配套建设的脱硫装置，设计参数宜采用锅炉最大连续工况（BMCR）、燃用可覆盖重量占比95%以上硫份的燃煤烟气参数，无论锅炉设计煤种如何，脱硫系统设计硫份须综合考虑煤源变化、燃煤掺烧趋势、以及国家和地方对排放限值及环评批复对总量削减要求等因素，并留有20%以上的裕量，脱硫系统场地预留进一步改造空间。

4.6烟气脱硫装置的设计煤质资料中应增加计算烟气中污染物成分[如Cl（HCl）、F（HF）]所需的分析内容。

Cl-、F-应根据燃料分析的计算值或测定值给出，当暂时没有燃料分析值时，暂取Cl-≤50mg/m3（标态、干基、6％O2），F-≤25mg/m3（标态、干基、6％O2）。

4.7脱硫装置入口烟气允许的烟尘浓度，对新建机组烟尘浓度≤30mg/m3，对已建机组烟尘浓度≤50mg/m3。

4.8脱硫前烟气中的SO2含量根据下式计算：

（4-1）

式中：

——脱硫前烟气中的SO2含量，t/h；

K——燃煤中的含硫量燃烧后氧化成SO2的份额，取值0.9；

Bg——锅炉BMCR负荷时的燃煤量，t/h；

ηSO2——除尘器的脱硫效率，取值0；

q4——锅炉机械未完全燃烧的热损失，％；

Sar——燃料煤的收到基硫分，％。

4.9脱硫装置的综合脱硫效率应执行环保部门批复后的环境影响报告书及其批复文件要求，烟囱入口的排放浓度和总量控制按可预见的排放标准总量要求进行设计。

4.10新建机组脱硫装置烟气旁路的设置按环评批复要求执行，原则上不允许建设烟气旁路，现役机组是否设置旁路烟道，根据国家和地方环保规定确定。

4.11无旁路脱硫装置的设计应遵守的原则：

增压风机应与引风机合并；宜设置吸收塔浆液抛浆和处理系统；脱硫设备备用和冗余系数应增加；脱硫逻辑和保护应进入主机系统；脱硫系统设事故降温措施。

4.12脱硫增容或提效技改项目应考虑未来可预见的环保政策要求、燃煤硫份、灰份及烟气量的变化情况、现有场地条件、机组停机时间、机组节能降耗和工程投资情况，结合电厂的具体设备条件和运行情况，因地制宜，制定最合适的增容改造方案。

一般情况下，脱硫增容或提效技改项目吸收系统、烟气系统和公用系统应协调改造。

4.13烟气脱硫装置应能在锅炉最低稳燃负荷工况和BMCR工况之间的任何负荷持续安全运行。

烟气脱硫装置的负荷变化速度应与锅炉负荷变化率相适应。

4.14脱硫装置应与主体工程协调一致，所需电源、水源、气源、汽源宜尽量利用主体工程设施。

4.15新建机组配套建设的脱硫装置的寿命，与主机组寿命相同；现役机组脱硫装置的寿命，原则上不低于主机组剩余寿命。

4.16经技术经济论证后，在缺水地区，脱硫工艺用水可选择循环冷却水排污水作为水源，使用中水或其他经处理合格的废水作为水源时，应进行充分试验后确定。

4.17新建脱硫装置后的湿烟囱，应充分借鉴现有烟囱腐蚀失效的案例，内衬材料原则上选择耐强腐蚀合金材料；现役机组进行脱硫改造时，应对现有烟囱进行分析鉴定，确定是否需要改造或加强运行监测。

改造项目的烟囱防腐方案应根据具体工程实际情况确定。

应根据环保监测要求，在烟囱符合CEMS检测要求的位置预留足够的烟气检测孔。

4.18脱硫系统出口烟气在线监测仪表安装在符合要求的混合烟道或烟囱上。

4.19应积极推进业主主导烟气脱硫设计的模式，烟气脱硫设计应充分发挥生产、建设和研究机构的综合作用，应达到烟气脱硫设计总体布局合理、主、辅机设备选型及裕量合理、系统简化，充分体现节能、节电原则，设计指标领先。

4.20烟气脱硫设计和重大辅机设备选择应充分考虑节能降耗措施。

15　总平面布置

15.1　一般规定

5.1.1脱硫装置布置应满足以下要求：

1工艺流程合理，烟道短捷；

2交通运输方便；

3充分利用主体工程公用设施；

4合理利用地形和地质条件；

5节约用地，工程量少、运行费用低；

6方便施工，有利维护检修；

7符合环境保护、劳动安全和工业卫生要求。

5.1.2技改工程应尽量避免拆迁正在运行机组的生产建、构筑物和地下管线。

当不能避免时，必须采取合理的过渡措施。

5.1.3脱硫吸收剂、脱硫石膏及辅助药品等的装卸料及贮存场所宜布置在人流相对集中设施区的常年最小风频的上风侧。

5.1.4脱硫总平面布置宜适当考虑未来增容可能性。

15.2　总平面布置

5.2.1脱硫装置应统一规划，不应影响电厂、脱硫装置及其再扩建的条件。

5.2.2烟气脱硫吸收塔宜布置在烟囱附近，浆液循环泵（房）应紧邻吸收塔布置。

吸收剂制备及脱硫副产品处理场地宜在吸收塔附近集中布置，或结合工艺流程和场地条件因地制宜布置。

5.2.3脱硫工程与主体工程不同步建设而需要预留脱硫场地时，宜预留在紧邻锅炉引风机后部烟道及烟囱的外侧区域。

场地大小应根据将来可能采用的脱硫工艺方案确定。

在预留场地上不应布置不便拆迁的设施。

5.2.4石灰石—石膏湿法事故浆池或事故浆液箱的位置选择原则上宜方便多套装置共用的需要。

5.2.5增压风机和循环泵等设备可根据当地气象条件及设备状况等因素研究可否露天布置。

鼓励在保障系统安全稳定运行基础上，优化脱硫增压风机与锅炉引风机的布置，降低脱硫烟风系统的阻力。

氧化风机宜室内布置。

对于严寒地区吸收塔采用封闭或半封闭布置，寒冷地区吸收塔室外布置并保温，保温采用易于检修、能耗较低、效果稳定的工艺；地坑宜室内布置；事故浆液箱采取一定的保温防冻措施后可室外布置。

5.2.6脱硫废水处理间宜紧邻石膏脱水车间布置，并有利于废水处理达标后与主体工程统一复用或排放。

紧邻废水处理间的卸酸、碱场地应选择在避开人流通行较多的偏僻地带。

5.2.7石膏仓或石膏贮存间宜与石膏脱水车间紧邻布置，并应设顺畅的汽车运输通道。

石膏仓下面的净空高度应确保拟采用的石膏运输车辆能够通畅，一般不应低于4.5m。

不宜设置石膏输送皮带。

15.3　竖向布置

5.3.1脱硫场地的标高应不受洪水危害。

脱硫岛在主厂房区环形道路内，防洪标准与主厂房区相同，在主厂房区环形道路外，防洪标准与其他场地相同。

5.3.2脱硫岛主要设施宜与锅炉尾部烟道及烟囱零米高程相同，并与其他相邻区域的场地高程相协调，并有利于交通联系、场地排水和减少土石方工程量。

5.3.3新建脱硫工程场地的平整及土石方平衡应由主体工程统一考虑。

技改工程，脱硫场地应力求土石方自身平衡。

场地平整坡度视地形、地质条件确定，一般为0.5％～2.0％；困难地段不小于0.3％，但最大坡度不宜大于3.0％。

5.3.4建筑物室内、外地坪高差，及特殊场地标高应符合下列要求：

1有车辆出入的建筑物室内、外地坪高差，一般为0.15m～0.30m；

2无车辆出入的室内、外高差可大于0.30m；

3易燃、可燃、易爆、腐蚀性液体贮存区地坪宜低于周围道路标高。

5.3.5当开挖工程量较大时，可采用阶梯布置方式，但台阶高差不宜超过5m，并设台阶间的连接踏步。

挡土墙高度3m及以上时，墙顶应设安全护栏。

同一套脱硫装置宜布置在同一台阶场地上。

卸腐蚀性液体的场地宜设在较低处，且地坪应做防腐蚀处理。

5.3.6脱硫场地的排水方式宜与主体工程相统一。

15.4　交通运输

5.4.1脱硫吸收剂及副产品的运输方式应根据地区交通运输现状、物流方向和电厂的交通条件进行技术经济比较确定。

5.4.2石灰石粉运输汽车应选择自卸密封罐车，石灰石块及石膏运输汽车宜选择自卸车并有防止二次扬尘、防潮、防撒落的措施。

5.4.3脱硫岛内道路的设计，应保证脱硫岛的物料运输便捷，消防通道畅通，检修方便，并满足场地排水的要求。

5.4.4脱硫岛内宜设方便的道路与厂区道路形成路网，道路类型应与主体工程一致。

运输吸收剂及脱硫副产品的道路宽度宜为6.0m～7.0m，转弯半径不小于9.0m，用作一般消防、运行、维护检修的道路宽度宜为3.5m或4.0m，转弯半径不小于7.0m。

5.4.5脱硫吸收剂及脱硫副产品汽车运输装卸停车位路段纵坡宜为平坡，有困难时，最大纵坡不应大于1.5％。

应设足够的会车、回转场地，并按行车路面要求进行硬化处理。

5.4.6石灰石块及石膏水路运输时，应根据工程条件，利用卸煤、除灰、大件码头或设专用码头。

停靠船舶吨位、装卸料设备选择及厂区运输方式应通过综合比较确定。

5.4.7脱硫岛内装置密集区域的道路宜采用混凝土块铺砌等硬化方式处理，以便于检修及清扫。

5.4.8进厂吸收剂应设有计量装置和取样化验装置，宜与电厂主体工程共用。

15.5　管线布置

5.5.1管线综合布置应根据总平面布置、管内介质、施工及维护检修等因素确定，在平面及空间上应与主体工程相协调。

5.5.2管线布置应短捷、顺直，并适当集中，管线与建筑物及道路平行布置，干管宜靠近主要用户或支管多的一侧布置。

5.5.3脱硫岛的管线除雨水下水道和生活污水下水道外，其他宜采用综合架空方式敷设。

过道路地段，净高不低于5.0m；低支架布置时，人行地段净高不低于2.5m；低支墩地段，管道支墩宜高出地面0.15m～0.30m。

5.5.4脱硫岛的浆液沟道当有腐蚀性液体流过时应做较高规格的防腐处理，废水沟道宜做防腐处理，室外电缆沟道设计应避免有腐蚀性浆液进入。

5.5.5雨水下水管、生活污水管、消防水管及各类沟道不宜平行布置在道路行车道下面。

5.5.6严寒和寒冷地区室外管道应考虑防冻措施，宜采用集中式水暖伴热管廊形式，对于非连续运行的室外管线应采用伴热，并优先采用电伴热。

16　吸收剂制备系统

16.1　吸收剂的选择

6.1.1在资源落实的条件下，优先选用石灰石作为脱硫剂。

为保证石膏的综合利用及减少废水排放量，用于脱硫的石灰石中CaCO3的含量宜不低于90%，MgO含量宜不高于2.5%，SiO2的含量宜不高于2%。

6.1.2石灰石粉的细度应根据石灰石的特性和脱硫系统与石灰石粉磨制系统综合优化确定，对燃用中高硫煤的锅炉，石灰石粉的细度宜不低于325目90%过筛率。

当采用外购石灰石粉，需考虑来源可靠性，可靠性不能保证时，石灰石粉的细度可采用250目90%过筛率。

6.1.3当厂址附近有可靠优质的生石灰粉来源时，经技术经济性对比后，也可以采用生石灰粉作为吸收剂。

6.1.4在初步设计前，应对石灰石活性进行试验分析。

6.1.5干法烟气脱硫工艺吸收剂制备系统的选择应综合考虑吸收剂来源、投资、运行成本及运输条件等进行技术经济比较后确定。

6.1.6采用海水脱硫工艺时，对于300MW级及以上机组，宜采用单元制海水供应系统。

6.1.7石灰石的堆存，宜采用硬化地面、棚内干化堆存，防止石灰石污染，受潮后堵塞磨制系统。

堆存量应根据当地吸收剂供应条件、厂内堆存条件确定，最低不应低于10天设计。

16.2　吸收剂制备系统的选择

6.2.1对于采用石灰石作为吸收剂的系统，可采用下列任何一种吸收剂制备方案：

1由市场直接购买粒度符合要求的粉状成品，加水搅拌制成石灰石浆液；

2由市场购买一定粒度要求的块状石灰石，经石灰石湿式球磨机磨制成石灰石浆液；

3由市场购买块状石灰石，经石灰石干式磨机磨制成石灰石粉，加水搅拌制成石灰石浆液。

6.2.2吸收剂制备系统的选择应根据吸收剂来源、投资、运行成本及运输条件等进行综合技术经济比较后确定。

当资源落实、价格合理时，应优先采用直接购买石灰石粉方案；当条件许可且方案合理时，可由电厂自建湿磨吸收剂制备系统。

当必须新建石灰石加工粉厂时，应优先考虑区域性协作即集中建厂，且应根据投资及管理方式、加工工艺、厂址位置、运输条件等因素进行综合技术经济论证。

应充分考虑极端天气对石灰石开采、运输、储存等的影响，脱硫岛内应设计石灰石堆放场所，堆放场所应采取防雨、雪、洪水等措施。

16.3　湿式球磨机浆液制备系统

6.3.1吸收剂浆液制备系统宜按公用系统设置，可按两套或多套脱硫装置合用一套设置，4套以上脱硫装置不宜公用一套湿式制浆系统。

吸收剂制备系统的容量应按设计工况下石灰石消耗量的150%选择。

6.3.2对于吸收剂制备系统石灰石湿式球磨机及石灰石浆液旋流器为单元制，相邻单元之间可以连通。

磨机前称重给料机的设计能力应与磨机匹配，同时考虑20%余量。

当两台机组合用一套吸收剂浆液制备系统时，浆液制备系统宜设置两台石灰石湿式球磨机及石灰石浆液旋流器，单台设备出力宜不低于两台机组设计工况下石灰石浆液总耗量的75%；单台磨机出力超过30t/h等级时，宜设置三台湿式球磨机，每台设备容量按设计工况时石灰石总耗量的50％选择。

当电厂容量超过两台机组（n台，3台或4台）时，浆液制备系统宜设置n+1台石灰石湿式球磨机及石灰石浆液旋流器，n台运行，1台备用；单台设备出力宜不低于总机组设计工况下石灰石浆液总耗量的100%/n。

但单台石灰石湿式球磨机出力如低于15t/h，为运行节能，宜设置成n台石灰石湿式球磨机及石灰石浆液旋流器，总设备出力按脱硫系统设计工况下石灰石总耗量的150%考虑。

6.3.3采用石灰石块进厂方式，当厂内设置破碎装置时，宜采用不大于100mm的石灰石块。

当厂内不设置破碎装置时，宜采用3-15mm的石灰石块，但20mm的占比应不低于80%。

6.3.4石灰石卸料系统卸料斗容量应考虑运输车辆容量，不低于单车石灰石块的量。

6.3.5石灰石上料系统斗式提升机如果输送量不大于100t/h，且每天运行不超过6h，则可按照单套上料设备设计；如果超过以上容量或对可靠性有较高要求，应按照两套上料设备设计。

6.3.6湿式球磨机浆液制备系统的石灰石浆液箱容量宜不小于设计工况下6-10h的石灰石浆液量。

6.3.7石灰石仓的容量应根据市场运输情况和运输条件确定，一般不小于设计工况下2-3天的石灰石耗量（每天按20h计）。

当石灰石块采用水路运输或路运距离较远时，可考虑石灰石临时堆场，堆场容积按照运输工具的一次容量合理确定，但至少不少于7天的容量。

16.4　石灰石粉浆液制备系统

6.4.1干磨吸收剂制备系统的总容量宜不小于150％的脱硫设计工况下石灰石消耗量。

磨机的台数和容量经综合技术经济比较后确定。

6.4.2吸收剂浆液制备系统宜按公用系统设置，吸收剂制备系统的容量应不小于设计工况下石灰石消耗量的150