4x300MW机组技改烟气脱硫岛工程可行性研究报告.docx
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4x300MW机组技改烟气脱硫岛工程可行性研究报告
山西阳光发电有限责任公司
4×300MW机组技改烟气脱硫岛工程
可行性研究报告
1、概述
1.1项目概况
1.1.1可研报告委托单位:
山西阳光发电有限责任公司。
1.1.2编制依据
山西阳光发电有限责任公司提供的如下资料：
1）《山西阳光发电有限责任公司脱硫工程可行性研究委托书》
2）《厂界环境空气质量测试报告》
3）《山西阳光发电有限责任公司烟气污染物排放测试报告》
4）《山西阳光发电有限责任公司排水水质测试报告》
5）山西阳光发电有限责任公司对编写报告的要求
6）山西阳光发电有限责任公司脱硫工程基础数据
1.1.3山西阳光发电有限责任公司企业概况
山西阳光发电有限责任公司一期工程由4台国产300MW燃煤凝汽式汽轮发动机组组成，锅炉采用“W”型火焰锅炉。
工程总投资54.9亿元，其中环保提资2.6亿元，占工程总投资的4.47%。
该公司于1984年开始筹建，1993年底开工建设，1999年11月4台机组全部竣工并投入运行。
1.2研究范围
1）脱硫工程的建设条件；
2）烟气脱硫工艺方案；
3）脱硫吸收剂的来源及供应；
4）脱硫副产物的利用及处置方式；
5）投资估算及运行成本分析；
6）对环境影响的分析。
1.3主要技术原则
1.3.1脱硫装置的规模及脱硫效率
本期工程设计煤种含硫量为1.8％，四台机组采用100％烟气脱硫，脱硫效率≥95%。
1.3.2脱硫工艺方案的选择
烟气脱硫工艺具备技术先进、成熟，经济合理，有同类电厂应用业绩等条件，脱硫工艺方案满足环保对脱硫效率的要求，并降低投资和运行费用，脱硫系统的运行不会对机组正常运行产生不利影响。
1.3.3脱硫系统与发电系统的关系
脱硫系统按一炉一塔进行设计，当脱硫系统故障时可以切除，保证脱硫装置不影响发电机组的正常运行。
1.3.4吸收剂的供应原则
对于石灰石/石膏湿法脱硫工艺的吸收剂——石灰石的供应，采用直接就近采购石灰石，四台机组采用一套石灰石制备系统的方案。
1.3.5脱硫副产品的处置原则
脱硫副产品积极进行综合利用。
四台机组采用一套石膏脱水及贮存系统。
1.3.6脱硫工程项目实施方式
在保证脱硫装置性能的前提下，即关键设备引进技术生产，其余全部国产，投资估算和经济分析按此进行。
1.3.7本工程可行性研究报告的编制完全按照《火力发电厂可研报告内容深度规定》DLGJ118-1997执行。
2、建设的必要性
2.1国家环保政策的需要
山西阳光发电有限责任公司的燃料主要由阳泉五矿和平定县地方煤矿供给，阳光电厂一期和二期工程燃用含硫量较低的煤，以减少SO2产生量，锅炉采用低氮燃烧技术减少NOx产生量，对烟气采用高效静电除尘器除去烟尘。
2.2国家SO2总量控制政策
污染物总量控制是保护环境的一项重要手段，根据国家环境保护总局、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、财政部文件环发[2001]210号“关于印发《国家环境保护“十五”计划》的通知”，2005年SO2、烟尘、化学需氧量、氨氮、工业固体废弃物等主要污染物排放量比2000年减少10%，工业废水中的重金属、氰化物、石油类等污染物得到有效控制，酸雨控制区和SO2控制区，SO2排放量比2000年减少20%，降水酸度和酸雨发生频率有所降低。
对电力行业，主要是以削减SO2排放量为重点。
至2005年底，电力行业SO2排放量比2000年削减10～20%，加强燃煤电厂环境监督管理，燃煤机组必须安装烟气在线监测装置，燃煤电厂平均供电煤耗比2000年降低15～20克/千瓦时，废水回用率达到60%，已满灰场全部复原。
鉴于上述政策，山西阳光发电有限责任公司脱硫设施的安装势在必行。
3、电厂概况
3.1厂址
3.1.1厂址概述
山西阳光发电有限责任公司（阳泉第二发电厂）位于山西省阳泉市平定县境内，距阳泉市约15公里。
厂址北隔南川河与南坳乡相望，东面有阳涉铁路通过，阳昔公路沿阳涉县边在厂址东面通过，交通十分便利。
该区域属暖温带大陆性半干旱季风气候，四季分明。
春季多干旱，温度回升快，多风少雨；夏季炎热多雨；秋季天高气爽，雨量适中；冬季严寒少雪。
3.1.2燃煤及用水
3.1.2.1煤种与煤质
山西阳光发电有限责任公司的燃料主要由阳泉五矿和平定县地方煤矿供给，根据山西阳光发电有限责任公司多年运行的统计，煤质数据见下表。
根据山西阳光发电有限责任公司的要求，脱硫装置设计含硫量Sar＝1.8%，燃料收到基低位发热量取22..18MJ/kg。
序号
项目
符号
单位
设计煤种
1
全水分
Mt
%
9.6
空气干燥基水分
Mad
%
2.26
空气干燥基灰分
Aad
%
30.24
空气干燥基挥发分
Vad
%
7.50
空气干燥基碳
Cad
%
59.12
空气干燥基氢
Had
%
2.39
空气干燥基氧
Oad
%
3.47
空气干燥基氮
Nad
%
0.86
空气干燥基全硫
St,ad
%
1.8
空气干燥基低位发热量
HLV
MJ/kg
22.18
空气干燥基高位发热量
HHV
MJ/kg
22.72
2
煤中氯
CI
%
0.024
煤中氟
F
ug/g
236
3.1.2.2水源及水质
脱硫工程水源由电厂循环水排污水及生水供给，具体见下表：
1.循环水排污水水质数据
分析项目
循环水
PH值
8.14
全固形物mg/L
2902.72
溶解固形mg/L
2836.35
耗氧量mg/L
7.08
二氧化硅（SiO2）mg/L
45.38
铁铝氧化物（R2O3）mg/L
7.63
钙（Ca2+）mg/L
452.38
镁（Mg2+）mg/L
123.02
钠（Na+）mg/L
203.75
氯根（Cl-）mg/L
245.50
硝酸盐（NO3-）mg/L
——
硫酸根（SO42-）mg/L
1519.62
磷酸根（PO43-）mg/L
——
氢氧根（OH-）mg/L
——
碳酸根（CO32-）mg/L
——
碳酸氢根（HCO3-）mg/L
162.42
游离二氧化碳（CO2-）mg/L
——
酚酞碱度mmol/L
0.15
全碱度mmol/L
2.96
全硬度mmol/L
32.7
暂时硬度mmol/L
2.66
永久硬度mmol/L
30.04
电导率（25℃）μs/cm
2787.50
2.电厂现有生水水质如下：
分析项目
生水
PH值
7.81
全固形物mg/L
676.50
溶解固形mg/L
659.63
耗氧量mg/L
0.74
二氧化硅（SiO2）mg/L
13.68
铁铝氧化物（R2O3）mg/L
5.95
钙（Ca2+）mg/L
117.74
镁（Mg2+）mg/L
30.38
钠（Na+）mg/L
41.20
氯根（Cl-）mg/L
52.38
硝酸盐（NO3-）mg/L
——
硫酸根（SO42-）mg/L
248.48
磷酸根（PO43-）mg/L
——
氢氧根（OH-）mg/L
——
碳酸根（CO32-）mg/L
——
碳酸氢根（HCO3-）mg/L
218.14
游离二氧化碳（CO2-）mg/L
——
酚酞碱度mmol/L
0
全碱度mmol/L
3.58
全硬度mmol/L
8.38
暂时硬度mmol/L
3.58
永久硬度mmol/L
4.80
电导率（25℃）μs/cm
870
3.1.3水文气象与工程地质
3.1.3.1气象条件
电厂地处在太行山西侧，当地为典型河谷地带，受河谷风影响严重，区域气象要素特征值如下：
多年平均气压930.3hPa
多年平均气温10.8℃
多年极端最高气温40.4℃出现时间1999.7.24
多年极端最低气温-17.6℃出现时间1977.1.28
多年平均相对湿度55%
多年最小相对湿度0%
多年日最大降水量138.0mm出现时间1996.8.4
多年年平均降水量507.8mm
多年最大降水量735.4mm
多年年平均蒸发量2044.5mm
多年最大积雪深度17cm
多年最大冻土深度61cm
多年平均风速2.4m/s
三十年一遇十分钟十米高平均最大风速25m/s
全年盛行风向WNW
冬季最多风向WNW
夏季最多风向NNE
3.1.3.2工程地质
厂址内的地基岩土分为8个工程地质层，部分层又进一步分为亚层，各层情况分述如下：
层1：
素填土，以粉土为主，可塑，含有大量的植物根系及砂、卵石等。
一般厚度0.5~2.0m。
层2-1：
冲积的卵石层，主要成分为石英粗砂岩、细砂岩和石灰岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20~100mm最大可见400mm。
混有10%~30%的中粗砂、碎石及粘性土。
层2-2：
卵石、碎石层，主要为砂岩、页岩、石灰岩，亚浑园~次棱角状，杂色分选差，稍密~中密，混粗砂、角砾20~25%。
层3-1：
黄土状粉土：
黄棕~棕黄色，可塑，具白色条纹及虫孔，含云母及少量砾石，夹薄层的粗砂层，局部为粉质粘土。
层3-2：
卵石层，主要成份为砂岩、石灰岩、泥岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20~150mm，最大的200mm左右，混有粗砂15%及粘性土5~10%，中密状态。
层4-1：
黄土状粉土：
黄棕~棕黄色，可塑~硬塑，稍湿，具白色条纹及虫孔，含云母及微量姜结石、偶含砾石，少量砾石，夹薄层的中粗砂和黄土状粉质粘土。
局部可见垂直裂隙，充填物为红色的粉砂。
层4-2：
卵石层，主要成份为砂岩、泥岩，亚浑园状，杂色，一般粒径60~80mm，最大可见200mm，混有砾石10~20%及粘性土10%，部分地段混有大量中、粗砂，中密状态。
层5-1：
黄土状粉土：
黄棕色~浅黄色，可塑~硬塑，含云母、煤屑及5%的粗砂。
具大孔隙及垂直裂隙，裂隙宽2~3mm，被粘土充填，到下部即闭合，局部以黄土状粉质粘土为主。
层5-2：
卵石层，主要成份为砂岩、砾岩、页岩，分选差，混有块石、粗砂。
中密状态，局部半胶结状（密实）。
层6-1：
黄土状粉土：
浅黄~棕黄色，可塑~硬塑、坚硬，稍密，稍湿。
具白色条纹及虫孔，垂直裂隙发育，裂隙被粘土充填，到下部即闭合，含少量云母，土质较均匀。
层6-2：
黄土状粉土：
棕黄~黄褐色，可塑~硬塑、稍湿。
含云母及黑色铁锰质薄膜，夹5%左右的粗砂，砾石，偶见裂隙，土质不均匀。
层6-3：
卵石层，主要成份为泥岩、页岩，半胶结状，（密实）混有卵石，细砂20%~30%，底部见有漂石、块石。
层7-1：
黄土状粉土：
浅红、红棕~棕褐色，硬塑~坚硬，稍湿~干，具白色条纹及虫孔，含云母，可见黑色铁锰质薄膜，夹薄层砂层，局部为黄土状粉土。
层7-2：
卵石层，主要成份为砂岩、灰岩，棱角~次棱角状，混有块石、粗砂、半胶结状（密实）碎石表面为中等风化。
层8：
石炭系中统本溪组，为黑灰、灰色的粘土岩、铝土页岩，炭质页岩、泥岩、灰岩等，表层有1~2m的强风化层，下部为中等风化，在南川河两岸底山丘陵区均有出露，厂区中部、西部的河谷阶地底部均有分布。
3.1.3.3地下水条件
地下水位埋深较深，在设计基础之下，对基础没有影响。
3.1.3.4地震效应
该工程地震基本烈度为6度，场地类别属于I类。
3.1.4厂区总平面布置
脱硫场地位于烟囱与铁路运输线之间，已建的建、构筑物有启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及厂区部分管网。
根据本脱硫工程的性质、规模、工艺流程、交通运输，以及防火、安全、卫生、施工及检修等要求，结合场地自然条件，经技术经济比较后，总平面布置如下：
#1~#4吸收塔及相应泵房、检修支架沿铁路线旁依次布置；石灰石浆液制备车间布置在#2、#3吸收塔之间；#1~#4增压风机及检修支架沿原烟囱、烟道旁依次布置；脱硫综合楼布置在#2、#3引风机支架之间。
交通运输采用原有厂区道路。
脱硫场地内竖向按照与原有厂区竖向布置相协调的原则布置。
新建管网布置尽可能采用架空管线。
根据总平面布置，场地内已建的启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及部分灰管需拆除改造。
3.1.5电厂大气污染物排放状况
山西阳光发电有限责任公司未上脱硫装置时已采用的烟气污染物治理措施有：
采用除尘效率>99%的静电除尘器，保证含尘量小于100mg/Nm3。
根据太原理工大学测试中心、太原电力高等专科学校、山西电力科学研究院等单位近期的测试报告显示，电厂向大气排放的主要污染物排放情况见下表：
表一：
大气污染物排放测试结果
名称
SO2
mg/Nm3
NO×
mg/Nm3
备注
#1～4机组
1950～3860
914～1426
标态
4、脱硫工程建设条件
4.1吸收剂的供应
根据工艺选择结果，山西阳光发电有限责任公司4×300MW工程烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，其使用的吸收剂为石灰石，石灰石的年需要量约为172800吨（按年利用小时6000小时计）。
石灰石质量基本要求：
纯度：
CaCO3≥90%
MgCO3≤3%
粒径：
≤20mm
4.2脱硫副产物处置及综合利用条件
石灰石/石膏湿法脱硫工艺的副产品以二水石膏为主，石膏含量一般在90%以上。
根据国际和国内的市场运作情况表明，脱硫石膏的主要用途为生产各种建筑石膏制品和用于水泥生产的缓凝剂，且发达国家由于立法的规定，脱硫石膏正在逐步取代天然石膏。
目前国外火力发电厂的脱硫石膏主要用途是做建筑制品和水泥缓凝剂，建筑制品主要是纸面石膏板、石膏砌块、石膏抹灰、纤维石膏板和矿渣石膏板。
而我国的脱硫石膏利用尚处于起步阶段，生产脱硫石膏并利用的电厂有重庆珞璜电厂、太原第一热电厂、山东黄台电厂和北京第一热电厂等，但在系统设计时均考虑了运至事故灰场堆放。
太原第一热电厂12号机组（300MW）采用的是简易石灰石/石膏湿法脱硫工艺，处理约60%烟气量，设计脱硫效率80%，并投资3000多万元建了一个石膏处理厂，对含水约10%的二水石膏进行烘干炒制造粒，目前销路较好，现又投资建设了一条石膏砌块生产线。
其余如重庆电厂、浙江半山电厂以及太原第二热电厂均按单独设置场地堆放，待条件成熟后再加以利用。
我国天然石膏资源十分丰富，已探明的石膏工业储藏量约为471.5亿吨，居世界首位，广泛分布于全国各个省市自治区。
随着我国工业和经济的不断发展，近年来石膏产量不断增长。
据不完全统计，全国石膏的年产量在九十年代初就达到一千多万吨，产量最大的是普通石膏和雪花石膏。
而且，我国天然石膏的品位和质量较好，可以满足多种工业的需要。
本工程采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，石膏年生产量约为31万吨，纯度在90%以上，不含有害杂质，表面游离水分在10%左右，是一种质量较好的化学石膏。
鉴于以上所述，本期工程脱硫石膏采取二级脱水后单独堆放，为今后的综合利用打下基础。
4.3脱硫场地
根据石灰石/石膏湿法脱硫装置的工艺要求并结合阳光发电厂的现场情况，脱硫场地布置在烟囱后，现场情况可以满足布置要求。
详见附图。
4.4水、电、汽、气供应条件
4.4.1供水和排水
烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫，4台300MW机组脱硫装置的用水量为4×83.5t/h，根据脱硫工艺的要求并考虑降低电厂的运行成本，每台机组消耗的83.5t/h水中，其中69t/h采用电厂的循环水排污水，14.5t/h采用电厂的工业水；脱硫装置全厂的废水排放量不大于20t/h，脱硫岛内不单设废水处理车间，废水直接排至电厂的污水处理车间。
4.4.2供电
脱硫岛的供电方案为：
一采用专用厂用变压器，二由机组的厂用变压器引接，两种方案的最终确定应结合电厂的具体情况经技术经济比较确定。
4.4.3供气
仪用和检修用的压缩空气来自空压机房。
5、脱硫工艺方案选择
5.1设计基础参数
通过对设计煤种和校核煤种分析，并结合电厂运行中实际燃煤，选择以燃用Sar=1.8%的煤种及锅炉最大连续负荷工况为设计依据。
主要设计参数如下（以单台机组计）：
机组容量：
300MW
处理烟气量：
1191507Nm3/h
锅炉燃煤量：
137.8t/h
燃料收到基低位发热量：
21.47MJ/kg
设计煤种含硫量：
1.80%
脱硫装置进口SO2浓度：
3745mg/Nm3
设计脱硫率：
95%
5.2脱硫工艺简介
目前国内外采用的脱硫技术已有百余种，按脱硫方法来分有湿法、半干法、干法，目前在国内应用较广泛的脱硫技术主要有：
湿式石灰石/石膏法、旋转喷雾半干法、CFB法、NID法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等，目前国内各脱硫公司通过引进技术、合资以及自行开发已掌握了以上几种脱硫技术。
对于湿法烟气脱硫工艺，其主要的代表工艺如下：
5.2.1湿式石灰石/石膏法
湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。
其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。
并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。
该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，仅燃煤电站，采用该工艺的全球装机总容量已接近149000MW，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%以上，应用的单机容量已达1000MW。
在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂、浙江半山电厂、太原第一热电厂、太原第二热电厂、广东瑞明电厂、广东连州电厂、贵州安顺电厂2×300机组、山东黄台电厂2×300机组、广东台山2×600MW机组、河北定州2×600MW机组等工程投产，目前在建设中的大、中型工程超过100个。
其不足之处是系统比较复杂，占地面积大。
5.2.2海水洗涤法
海水洗涤法（SWW）脱硫技术采用未处理的海水洗涤烟气，利用海水的天然碱性来中和二氧化硫。
洗涤后，所用海水利用空气处理，以减少它的化学需氧量和降低酸性，然后将之排入大海。
该工艺的主要优点为不需要固体吸收剂作为反应剂，运行成本低；其最明显的缺点是仅局限于沿海地区使用。
采用该技术，在燃料含硫量低于1.5%的情况下，脱硫效率高（最高达98%），但在二氧化硫含量更高的情况下，海水的耗量将明显增大，从而使投资成本和生产成本显著增加。
目前国内深圳西部电力公司2号300MW机组、福建后石电厂4×600MW机组已投入运行。
5.2.3氨洗涤法
氨洗涤法脱硫工艺采用氨水作为脱硫剂，二氧化硫通过与氨反应从烟气中脱除，最终产品为硫酸氨；其运方式与石灰石石膏法相似。
该工艺的主要优点为系统简单，占地面积小，极少出现结垢和堵塞现象、无废水排放、副产物价值高；缺点是脱硫剂的采购成本高，脱除每吨二氧化硫的成本是石灰石石膏法的15倍左右，副产物硫酸铵含氮量20.6%，为白色或微带颜色的结晶，易溶于水，是最早生产的氮肥品种。
随着化肥工业的发展，新的氮肥品种的出现，使硫铵与碳铵一样渐成被淘汰的氮肥品种。
其养分低、长期施用硫铵会造成土壤板结，不宜直接施用，仅能作为复合肥的添加剂。
因此，要实现其副产物的高价值，脱硫装置需配套综合利用设备（磁化复合肥生产线），从而使投资成本大大增加。
另外，由于氨水和硫酸铵的价格受区域和市场影响较大，采用该技术具有较大的风险。
氨水本身具有较强的挥发性和较强的刺激性臭味、并有渗透性、腐蚀性，需采取相应的防爆、防泄漏、防腐蚀措施；副产物硫酸铵易溶于水，在硫酸铵滞销时，堆放和贮存问题难以解决，并形成二次污染。
5.3国内外脱硫装置的生产制造能力
脱硫装置在国外已是一种成熟的产品，可设计生产制造的厂家很多，主要集中在美、德、日、芬兰等国。
国内生产商在引进消化国外技术的基础上，已具备相当的生产和供货能力，目前主要脱硫设备除除雾器、旋流站外，其余设备均可实现国产化。
5.4脱硫工艺的选择
5.4.1选择原则
（1）、工艺技术成熟，稳定可靠，在国内外业绩多，尤其是大型化业绩；
（2）、吸收剂质优价廉，有稳定可靠的供货渠道；
（3）、运行稳定、维护费用低；
（4）、设备国产化率高；
（5）、投资造价低、风险低。
5.4.2本工程脱硫方案的选择
几种脱硫工艺的比较
钙法
镁法
钠法
氨法
脱硫效率，%
>95
>95
>95
>95
原料
石灰石
氧化镁
碳酸钠（纯碱）
氨（液氨、氨水、碳铵）
来源情况
天然矿，丰富
菱镁矿，有限
合成，有限
合成，丰富
原料价格，元/吨
约40
350
1200，（纯碱）
氨水=2200
原料消耗，吨/吨SO2
1.85
0.7-0.8
1.66
0.532（液铵）
副产品
CaSO4.2H2O,石膏
MgSO4.7H2O
Na2SO4
（NH4）2SO4,化肥
副产品用途
可作建材原料，但基本抛弃
可作化肥添加剂，但基本抛弃二次渣或水污染
可作玻璃生产原料，但因质量差，基本抛弃
含氮量低，不能直接作为农用化肥，需进一步加工，硫酸铵按600元/吨
副产品量，吨/吨SO2
2.6-2.7
3.8-3.9
2.22
2.1
产品-原料差价，元/吨SO2
-74
-280
-1992
-580
市场业绩
全世界范围90%以上
极少
极少
极少
根据《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》（DL/T5196-2004）的规定，大容量机组（200MW及以上）的电厂建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石石膏法脱硫工艺，同时考虑到氨法等其他脱硫工艺应用的业绩较少，脱硫副产物需进一步加工才可能获得一定的利润，这样整个脱硫装置需总体考虑后投资成本增加约30%，同时，其脱硫剂和副产物受地区局限和市场影响较大，大大增加了投资的风险性，因此，山西阳光发电有限责任公司采用石灰石石膏法作为首选的脱硫工艺。
6、脱硫工程设想
6.1工艺部分
6.1.1工艺系统构成
FGD装置运行时，烟气通过位于吸收塔中部的入口烟道进入塔内。
烟气进入塔内后向上流过喷淋段，以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。
烟气中的SO2被石灰石浆液吸收并发生化学反应，在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体。
在吸收塔上部，脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后，从顶部离开吸收塔。
FGD装置所需石灰石吸收剂浆液来自石灰石制备系统，由泵送至吸收塔后进行吸收反应。
脱硫反应后所产生的石膏浆液由泵送至石膏水力旋流站进行初步脱水，再经真空皮带脱水机二次脱水后成为副产物石膏，产品送至石膏储库储存。
整个FGD工艺流程包括的主要工艺子系统有：
（1）吸收塔系统
a）吸收塔本体
b）吸收塔循环管线系统
c）脉冲悬浮系统
d）分析仪表系统
e）氧化空气系统
f）除雾器系统
g）石膏浆液泵系统
（2）烟气系统
a）烟道系统
b）烟气再热器系统
c）增压风机系统
d）挡板门密封空气系统
（3）石膏脱水及储存系统
a）石膏旋流站系统
b）真空皮带脱水机系统
c）石膏储存及转运系统
d）石膏制备回水系统
e）废水旋流站系统
（4）石灰石浆液制备系统
a）石灰石粉接收和储存系
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