8黄台电厂2×300MW机组烟气脱硫技改工程简介DOC

1、黄台电厂2X 300MV机组烟气脱硫技改工程简介山东电力工程咨询院2003年 11 月黄台发电厂位于山东省济南市东北郊，距市区约 10公里，总装机 容量为 925MW/其中#1、#2炉额定容量为 170t/h，#3炉额定容量 230t/h。四期扩建二台100MV机组配二台410t/h锅炉。五、六期工程 各扩建一台300MW机组，各配一台1025t/h锅炉。六期8#炉预留有脱 硫装置的场地。黄台电厂位于济南市郊，同时属于国务院 1998年1月划定的:酸 雨控制区和二氧化硫污染控制区的划分方案内，根据两控区的要求，黄台电厂在控制燃煤含硫量工作上作了相当多的工作，但燃煤采购费 用也增幅较大，较控煤前

2、增加约 30004000万元/年。根据国务院对两控区的要求，同时降低购煤费用，并且改善电厂 周围及济南市的大气环境，黄台电厂决定对现有的7#、8#机组2X300MV机组进行脱硫技改。两台300MV机组烟气脱硫装置投运后，每年 将减排SQ约3.8万吨，济南市的环境空气质量将大大改善。本工程由龙源电力环保技术开发公司进行工程设计、设备组 件制造/采购、土建安装、调试和验收、人员培训和KNOWHQW东院全面参与。全套技术引进了德国 STEINMULLE公司的石灰石/石灰一石 膏湿法烟气脱硫工艺。2工程概述2.1.黄台电厂原有机组描述2.1.1电厂装机概况黄台电厂始建于 1958年，是山东电网的主力电

3、厂，总装机 8 台， 即1号4号机(3x25+50M)为供热机组，5号、6号机为100MV凝汽 式机组，7号、8号机为300MV凝汽式机组，总装机容量925MW。 黄台电厂现有 8 台机组配 7 台锅炉， 1 号 6 号机组的 5 台锅炉 (2x170t/h+230t/h+2x410t/h )公用一座高 210 米出口直径 6.5 米的 钢筋混凝土烟囱，7号、8号300MV机组的2台1025t/h锅炉公用一座 高 240 米出口直径 7 米的钢筋混凝土烟囱。2.1.2电厂烟气污染物的排放控制现状黄台电厂 1 号至 8 号机组的 7 台锅炉的烟气中污染物的排放控 制，锅炉的烟气除尘均采用高效静电

4、除尘。 1 号6 号机组锅炉原有的 水膜除尘器 , 已在 98 年前全部改为电气除尘器 , 除尘器设计效率 99.0%。 7 号、 8 号机组锅炉电气除尘器设计效率为 99.3%，全厂的烟尘 排放浓度降低到69mg/Nrh至此烟尘排放得到了有效的控制。2.1.3电厂燃煤黄台电厂年燃煤量约 230万吨，2X 300MW机组设计煤质为山西晋 中贫煤和山东埠村贫煤的混合贫煤，其中山西贫煤占 70%左右。煤质分 析如下。电厂 98年以前实际的进厂燃煤中的硫含量较高，为 1.7 1.8%。 98 年实行控煤后，通过选择煤的供应来源来控制来煤中的含硫 量，燃煤中的平均含硫量降为 1.0%左右。由于目前国内

5、煤炭市场的资源及管理问题，长期靠控煤手段来保 证燃用低硫煤很难满足当地政府及环保的要求。综合分析黄台电厂控 煤前几年的来煤情况及脱硫装置运行后机组的安全、经济性，7、 8 号机组脱硫装置设计用煤质按燃用平均含硫量为 1.6%的混煤考虑，煤质 情况见下表：7、8号机组设计煤质分析序号项目名称符号单位设计/校核1煤种-混合贫煤2消耗量(1 X 300M) 7#-t/h/8#t/h/3工业分析收到基灰分Aar%21.82/29.54收到基水分Mar%6.0/7.1挥发份Vdaf%15.72/18.28低位发热量Qar,netkJ/kg23874/210484兀素分析收到基碳Car%64.89/54.

6、39收到基氢Har%2.83/2.7收到基氧Oar%2.4/3.32收到基氮Nar%0.98/0.97收到基硫Sar%1.08/1.48脱硫装置设计煤质分析资料见第4节2.1.4电厂用水脱硫装置用水取自循环水排污水，石膏冲洗、除雾器间断冲洗采用自来水水质的工业水。电厂 2X 300MW机组采用带有冷却塔的二次循 环供水系统，循环水补充水由市自来水公司东郊杨家屯水源地干管供 水。电厂用自来水水质成份见第 4节。2.1.5主要设备参数7、8号（2X 300MW机组为中间再热控制循环亚临界机组。主要 设备的参数如下表。7、8号机组主要设备参数一览表编号7号机组8号机组炉型控制循环、中间再热、亚临缶界

7、汽包炉最大连续蒸发量1025 t/h1025 t/h过热蒸汽压力18.24MPa18.24MPa过热蒸汽温度540 C540 C出力(MW)300300投运时间1987.101990.12除尘器类型电除尘电除尘型式双室三电场双室三电场设计效率%99.399.3除尘后的粉尘 浓度小于 200mg/Nm小于 200mg/Nrri烟囱#7 / #8合用一座烟囱咼度m240出口内径m72.1.6除灰系统2 300MW机组除灰系统设计采用灰渣湿除混排、高浓度水力输灰 方式，并预留干灰综合利用的途径。目前已建成气力除灰系统，取干 灰系统已投入使用。2 300MW机组贮灰场位于黄河北齐河县大寺干灰 场，距电

8、厂18.6公里，设计储灰容量可供机组储灰15年。脱硫副产物 -脱硫石膏可在灰场临时堆放，以利将来作为建材资源利用。2.2脱硫工程概述黄台电厂7、8号两台300MV燃煤机组的全烟气脱硫。2台机组脱硫设施按统一规划进行设计，工程项目分步实施，公用设施一次建成。第一台机组的脱硫装置预计 2003年底投入运行。7 、8 号两台机组分别设置一座吸收塔，相应配套脱硫风机、烟气 换热器、引接烟道，进行全烟气脱硫，公用部分主要包括石灰石堆料 场、吸收剂石灰石浆液制备系统、脱硫电控楼、石膏脱水系统、氧化 空气系统、石膏仓库、石膏炒制车间、石膏砌块车间（预留）、废水 处理车间（预留）。2.3设计范围脱硫岛内 （

9、包括：烟气系统，吸收塔系统，吸收剂制备系统，石膏 处置系统，工艺水系统，排空系统，石膏炒制系统 ） 的工艺、土建、水 工、电气及热控等所涉及专业的设计，以及同2X 300MW机组相连的电源、水、气、蒸汽等接口的引接。2.3.1工艺专业：O烟气系统：弓I接烟道、脱硫风机、换热器、挡板门及其密封系统。O吸收剂制备与供应系统。O吸收塔系统：包括吸收塔及氧化空气系统。O石膏处置系统。O排空系统：包括事故浆池、地坑及相关设备。O石膏仓库、石膏炒制系统。O其他由主系统接出的水、空气及蒸汽等辅助系统的设计。2.3.2工艺水系统O脱硫岛供、排水系统。O脱硫废水处置系统：废水处理预留接口和场地，本工程废水排放至

10、 灰渣系统。2.3.3电气O脱硫工艺系统设备所需供电系统的设计，包括设备选择，电源引接设计。O脱硫岛范围内的照明设计。O保安电源系统设计。2.3.4因脱硫装置的布置引起的电厂现有设施、灰渣沟、部分管沟，电缆沟等相关所有系统的改造设计。2.3.5施工安装过渡措施的设计。2.3.6脱硫岛内采暖通风的设计。2.3.7脱硫岛控制系统的设计，包括脱硫系统同主体发电机组的信号 连接。2.3.8脱硫岛内所有地上地下建(构)筑物及地基处理的设计。2.3.9工程的总概算。3 气候条件3.1 概述济南市地处中纬度地带，属于北温带亚湿润大区鲁淮区。春季干 旱少雨，夏季炎热多雨，秋季天高气爽，冬季严寒干燥。3.2 气

11、象特征值(1)气温累年年平均最高气温19.4 C;累年年平均最低气温8.0 C。累年极端最高气温42.5 C,发生1955年7月24 日;（4）冻土、积雪累年最大冻土深度 45cm，累年一般冻土深度 30cm。累年最大积雪深度 15cm，累年一般积雪深度 8cm。?发生于 1968年2月份 2天；?发生于 1957 年 2 月 2 日；累年极端最低气温 -22.5 C,发生1957年2月9日（2）风 累年平均风速 2.3m/s 。累年瞬时最大风速为 34.8m/s,风向为 W 发生1977年7月14 日，（采用济南气象站观测资料）。累年全年主导风向SW频率13%;累年冬季主导风向SW频率11%

12、；累年夏季主导风向NE ?频率10%；全年、冬季、夏季风向玫瑰图如图37-F109E3C-W01-0137-F109E3C-W01-03（3）降水量（1951 1980）累年年平均降水量 698.6mm。累年年最大降水量1147.4mm发生于1962年；累年年最小降水量314.0mm ?发生于1968年。累年最大 1日降雨量 249.9mm 发生于 1962年7月 13日；累年最大10分钟降雨量33.0mm发生于1976年7月25日,（采 用济南气象站观测资料）；累年连续一次最大暴雨量 270.0mm， 发生于 1987年8月 26日 27日,?历时两天，（采用济南气象站观测资料）。4. FG

13、D设计基础数据4.1.设计煤种脱硫系统依据的设计煤质见下表脱硫设计煤质分析数据项目符号单位数据收到基灰分Aar%21.91收到基水分Mar%7.3干燥无灰基挥 发份Vdaf%12.96:低位发热量Qar,netkJ/kg23867r兀素分析收到基碳Car%62.68r收到基氢Har%3.13收到基氧Oar%2.26收到基氮Nar%0.84收到基硫Sar%1.6氯ClClar%0.035氟FFar%0.0144.2 .烟气参数7号机组脱硫系统脱硫装置进口烟气参数烟气量：1313913 Nm3/h （标况、湿态、实际 Q ）烟气量：1238626 Nm3/h （标况、干态、实际 Q ）烟气O含量：

14、7.74 %（标况、干态、实际O ）烟气SO含量：3217.2 mg/ Nm（标况、干态、实际 Q ）烟气粉尘含量 :300 mg/ Nm 3 （ 标况、干态、实际 O2 ）烟气温度 :145C接入点烟气静压 :-5 mbar8号机组脱硫系统脱硫装置进口烟气参数烟气量:1300102 Nm3/h （ 标况、湿态、实际 Q2 ）烟气量:1225606 Nm3/h （ 标况、干态、实际 Q2 ）烟气Q含量：7.74 %（ 标况、干态、实际 Q2 ）烟气SQ含量：3217.2 mg/ Nm3 （ 标况、干态、实际 Q2 ）烟气粉尘含量 ：300 mg/ Nm 3 （ 标况、干态、实际 Q2 ）烟气温

15、度：125C接入点烟气静压 ：-5 mbar4.3石灰石品质脱硫吸收剂石灰石组分数据如下：CaCO3 92.8 %MgCO3 2.1 %杂质 5.1 %4.4.工艺水水质FGD装置的工艺水水源为电厂循环水排污水（称为一类工艺水）和 工业水（称为二类工艺水），二类工艺水用于脱硫石膏冲洗、吸收塔 除雾器短时冲洗、设备冷却水。黄台电厂水质全分析报告表（自来水）项目单位数值项目单位数值PH值7.48Mg+mg/L21.6硬度mmol/L6.65Mg+mmol/L1.77全碱度mmol/L4.55K+Nafmg/L17.3酚酞碱度mmol/L0.00K+Nafmmol/L0.69全硅mg/L17.9Cl

16、-mg/L40.1活性硅mg/L14. 5Cl-mmol/L1.13游离一氧化 碳mg/L24.2SQ2-mg/L54.1耗氧量（O）mg/L0.16SO2-mmol/L1.13电导率a s/cm685NQ-mg/L16.9溶解固型 物mg/L425.8NQ-mmol/L0.27全固型物mg/L425.8HCQmg/L277.7悬浮物mg/L0.0HCQmmol/L4.55CaTmg/L97.7PQ3-mg/L0.24CaTmmol/L4.87PQ3-mmol/L0.01黄台电厂水质全分析报告表（循环水）项目单位数值项目单位数值PH值8.6Mg+mg/L54.7硬度mmol/L17.8Mg+m

17、mol/L17.8全碱度mmol/L5.68x+Namg/L39.2酚酞碱度mmol/L0.67x+Nammol/L1.57全硅mg/L41.7Cmg/L129.5活性硅mg/L41.2Cmmol/L3.65游离二氧化 碳mg/LSO2-mg/L389.6耗氧量(O)mg/L1.13SO2-mmol/L8.11电导率a s/cm1900NO-mg/L73.11溶解固型 物mg/L1228.0NO-mmol/L1.18全固型物mg/L1286.8HCOmg/L364.8悬浮物mg/L58.8HCOmmol/L4.34ca+mg/L266.53PQ3-mg/L1.52ca+mmol/L13.3PQ

18、3-mmol/L0.055.系统描述5.1.烟气及吸收塔本体系统采用石灰石作为吸收剂并生产二水石膏CaSO 2H2O的石灰石-石膏湿法脱硫工艺。烟气从锅炉引风机后尾部烟道抽取，进入烟囱排入大气前经过烟 气脱硫装置进行烟气净化处理。烟气经过静电除尘器和引风机后，从新增FGD入口烟道引入FGD装置，同时，烟气可从新加装旁路挡板门的原有烟道引入烟囱，直接 排入大气。安装在原有烟道上的旁路挡板控制两种运行方式，“FGD运行”和“旁路运行”。原有烟道上新加装的旁路挡板。采用加热后净烟气进行密封，密 封效率100%。为克服新装置FGD设备的压降，安装轴流升压风机，布置在FGD进口烟道至烟气换热器之间。吸收

19、塔为钢制，采用橡胶内衬进行防腐。在烟温高于170 C情况下，可能损坏设备，FGD装置切入旁路运行。相关挡板的调整时间在正常情况时为75秒，在事故情况下为1520秒，保护吸收塔等设备的要求。烟气进入吸收塔，经过喷淋层进行化学反应后带有浆液小雾滴，进入2级布置的除雾器中进行去除，除雾器采用工艺水喷洗以防止沾 污、结垢，由于作为脱硫系统 1类工艺水的循环水排污水水质较差， 本次7、8号脱硫系统除雾器冲洗采用 1类工艺水（循环水排污水水 质）和2类工艺水（工业水）间断冲洗。自吸收塔出口烟道净烟气进入烟气换热器GGH进行加热升温，烟气换热器配备清洗加热组件的清洗系统，进行自动清洗。氧化空气系统提供吸收塔

20、浆池内化学反应所需氧气，氧化风机设置为公用系统，供7、8号脱硫系统氧化空气用量。吸收塔浆液通过石膏排出泵送至石膏水力旋流器站进行浓缩处理，浓度较低的石膏水力旋流器上溢流一部分通过废水旋流器站进行 再浓缩处理，产生脱硫废水；另一部分浓缩较低的石膏浆液自流返回 吸收塔；浓度较高的石膏浆液自流入石膏浆罐，由石膏浆泵送至皮带 脱水机进行脱水处理，皮带脱水机设置为公用系统。出于维护、运行要求安装一事故浆罐，贮存容积为单座吸收塔浆 池全容量浆液。作为脱硫系统吸收剂的石灰石，来料要求 50mm直接通过石灰石 破粹系统的地下受料斗进行破粹、磨制，或运至石灰石堆料场临时堆 放。石灰石经过一级破粹，粒径小于10m

21、m进入石灰石仓，粒径小于10m m的石灰石进入磨机进行磨制，成品石灰石浆液要求石灰石粒径 P8021m成品石灰石浆液进入石灰石浆罐由石灰石浆泵送入吸收塔参 与化学反应。针对吸收剂制备区域、 7/8 吸收塔区域、事故浆罐、石膏脱水区域 设置了四个排水地坑，以确保收集各种泄漏液体。地坑设置有地抗 泵，可排空地坑至吸收塔浆池或事故浆箱。所有接触浆液设备、管道与冲洗水管线相连，冲洗水由工艺水系 统供水，对设备、管线停运后进行冲洗，保证设备、管线安全运行。 对下列排烟参数要求测试并记录：SO粉尘ONOxCO烟气流量压力-温度信号进入脱硫DCS系统，不单设置烟气监测计算机。5.2.吸收剂制备与供应系统本脱

22、硫技改工程设置 7、8号炉公用的吸收剂制备系统。两台炉同时脱硫时石灰石最大耗量为 13.32t/h 。吸收剂制备系统由石灰石破碎系统和湿式球磨机制浆系统组成。所用石灰石在黄台电厂附近石灰石场购买，运距不超过18km石灰石粒度兰50mm石灰石由自卸车运输进厂，经电厂已有汽车衡计量后，卸 入石灰石厂内堆放场地。石灰石堆料场面积为50m 16m堆高5m,可储料2940t，可供2台炉脱硫使用10天。石灰石破碎系统容量为两炉脱硫所需石灰石量的100%整个石灰石破碎系统按双路布置，一运一备，并有同时运行的条件。系统内设地下受料斗，受料斗为钢斗，上口尺寸为6.1m 3.5m，加篦子，篦孔大小为150汇150

23、mm下口为双出料口。受料口下用电机振动给料机将石料给入破碎机，破碎机为环锤式，出力为35t/h，进料粒度为兰50mm出料粒度为兰10mm破碎后的石料经螺旋给料机送入斗式提升机，然后进入石灰石储仓。石灰石储仓为钢仓，直径 10m可存料约730t，供2台炉使用2.5天。湿式球磨机制浆系统为三班制运行，综合考虑两台机组的负荷情况，确定制浆系统容量为两台炉脱硫时所需吸收剂量的2X 75%这样在负荷较低时一列制浆设备的容量即满足吸收剂耗量要求，在吸收剂 耗量较大时，另一列制浆设备短时运行。这种容量设置可提高系统运 行的灵活性和可靠性。储仓下口设 2 台封闭式称重皮带给料机，给料机出力为 10t/h ，称

24、 重精度为 0.5% ，将石料给入湿磨机入口。石灰石经湿式球磨机磨制及 石灰石浆液旋流器分离，制成浓度为 25%的石灰石浆液作为吸收剂。制 浆系统出力为 40t/h 。5.3 工艺水供应系统工艺水有两路来源：电厂循环水和电厂工业水。工艺水系统设 有两个工艺水箱，循环水和工业水分别进入循环水工艺水箱和工业水 工艺水箱。循环水工艺水箱设有两台工艺水泵（一运一备 ） ，工艺水经工艺水泵输送至各工艺水用户，工业水工艺水由于其最大用水量约一 周发生一次，正常使用时用水量仅为最大用水量的 1/3 ，因此从运行合 理角度出发，设三台 35%容量的水泵。循环水工艺水用户：FGD装置运行除雾器冲洗水回转式换热器

25、（GGH运行、停运冲洗水真空皮带脱水机滤布清洗用水，真空泵用水 吸收塔浆池、吸收剂制备系统运行的启动用水和补水 所有浆液输送设备、输送管路、贮存箱的冲洗水 工业水工艺水用户：FGD装置运行除雾器冲洗水（一周一次）真空皮带脱水机滤饼清洗用水脱硫系统辅助机械冷却用水FGD 装置正常运行时的浆液管和浆泵，在停运时要冲洗，冲洗废 水收集在排水坑中。在吸收剂制备区域、吸收塔区域及事故浆罐区域 分别设置排水坑，排水坑的收集水用泵送至吸收塔浆池和石灰石浆 罐。5.4 石膏脱水系统吸 收 塔 排 出 浆 液 由 石 膏 (CaSO4 2H2O), 盐 类 混 合 物(MgSOCaCL ),石灰石(CaCO),

26、氟化钙(CaF?)和灰粒组成。排出浆液通过石膏浆排出泵送入石膏浆液旋流器，通过旋流器溢 流分离出浆液中较细的固体颗粒(细石膏颗粒，未溶解的石灰石和飞 灰等)，这些细小的固体颗粒在重力的作用下返回吸收塔。浓缩的大 石膏颗粒石膏浆液从旋流器的下流口排出。在FGD正常工况下，这些大颗粒的石膏浆液自流至石膏浆液罐。在吸收塔浆液含固量低于设定 值时，这些大颗粒的石膏浆液自流到吸收塔浆池。石膏浆液旋流器与吸收塔相配套，每炉均设有石膏浆液旋流器。 7 号炉的石膏浆液经旋流器浓缩后自流入石膏浆罐，经由石膏浆泵 ( 一运 一备) 泵送至 8 号炉石膏浆罐。两台炉的石膏浆液在 8 号炉石膏浆罐汇 集，由8号炉的石

27、膏浆泵(3 X 75%)输送至真空脱水皮带机脱水。石膏脱水系统为公用系统，设有两台真空皮带脱水机，浓度为 50% 的石膏浆液被输送至真空皮带脱水机脱水，脱水后的石膏含水量为 10%，真空皮带脱水机的过滤水经过滤水泵返回至浆系统供制浆用。每台真空皮带脱水机容量为两台炉脱硫时的75%的石膏量，出力为18t/h 。吸收塔内石膏浆液浓度为 12%，石膏脱水系统包含石膏浆液初 级脱水、皮带脱水两级脱水。吸收塔内石膏浆液经石膏水力旋流器浓 缩至浓度 50%，自流入石膏浆罐， 7 号石膏浆泵送至 8 号石膏浆罐， 8 号石膏浆罐石膏浆液由石膏浆泵送至皮带脱水机进行脱水处理， 8 号石 膏浆罐配置 3 台石膏

28、浆泵，两路输送管道，以适应 7、8 机组负荷变 动。脱水皮带机设置为公用系统，采用 2 类工艺水对石膏浆液进行冲 洗，以满足石膏综合利用的要求。6. 系统运行方式锅炉正常运行时，FGD系统同时运行，只在特殊情况及 FGD故障情 况时允许FGD系统旁路，此时锅炉在无 FGD装置情况下（烟气通过旁 路烟道）运行。6.1 FGD 正常运行采用计算机分散集中控制系统，自动控制、指示、记录整个过程，使FGD装置能正常运行。并且，无论 FGD装置处于何种工况下运 行都不能对发电机组产生任何影响。由DCS控制实现自动控制，通过石灰石浆液流量的控制回路、吸 收塔液位控制回路，石膏浆液排出控制回路实现正常稳定运

29、行。吸收塔低负荷时，按吸收塔特性停运一层或两层喷淋层。6. 2. FGD 停运与检修（1）短时停运如果停运几小时，没必要使全部 FGD装置停止工作，仅仅关闭停 运期间如不采取补充措施就会发生问题的设备，或关闭不必要的耗能 设备。同时应考虑冲洗增加的水耗。 停运期间停止工作的设备和设施：烟道、吸收塔循环泵、氧化风 机。FGD旁路运行时，原烟气和净烟气的挡板门关闭，升压风机将停 运。切除吸收塔循环泵和放出管件中流体后，氧化风机最终停止运 行。工艺水仍然送至石膏脱水和石灰石浆液制备和分配处，所有搅拌 器仍然运行。（2）短期停运 如果停运持续几天，除了上述停运设备和设施外，除雾器冲洗系统、石灰石浆液制

30、备和分配系统、石膏浆处置系统也将停运，包括管 线自动冲洗的全部设备的停运。搅拌器和工艺水供给系统仍然运行。（3）长期停运或吸收塔检修 如果长期停运或吸收塔进行全面检修，吸收塔浆池内浆液一部分排入事故浆罐，且启动搅拌器等设备，另一部分浆液通过石膏抛弃系 统排至灰场。6.3 FGD 装置故障的保护措施FDG系统自动运行期间，保护FGD系统的所有设备免受装置中其它 部件误动作的影响。以下可能发生的情况会使烟气系统受到干扰：升压风机故障 GGH停 运循环泵没有运行原烟气挡板和 / 或净烟气挡板没有打开原烟气温度太高 烟道压力超出了允许范围旁路挡板立即自动打开，并且通过关闭升压风机和原烟气挡板断 开进入

31、FGD装置的烟气通道。烟气通道的压力和温度监测加强 FGD装置的保护。如果GGH入口烟气温度超过最大允许值，旁路挡板打开，烟气直 接进入烟囱。除了温度监测外，还设计了过压 / 低压监测系统，如果烟气压力超 过了设定的最大 / 最小值，旁路挡板也打开。当装置处于危急情况时，控制系统的自动功能能够进行控制，使 装置处于“安全”状态。7 设备布置本脱硫技改工程由于 7 号机组炉后场地非常狭小，无法布置下占 地较大的水煤式换热器 (MGGH，) 同时考虑到换热器的运行和检修的便 利，7号和 8 号机组的烟气换热器均采用回转式换热器 (GGH)。FGD装置采用室内与露天布置结合的方式。吸收塔、GGH事故

32、浆罐、脱硫增压风机、石灰石仓、石灰石浆 罐、石膏浆罐、工艺水箱、石膏浆排出泵、事故浆液返回泵等露天布 置。石灰石的卸料系统，布置于吸收剂制备车间内；GGH1助设备集中布置于GGH支架Om层的GGH甫助设备间内。石膏旋流站高位布置于 GGH支架上部的旋流器小间内，楼层标高 22.OOm。吸收塔事故浆池布置在石膏脱水综合楼东侧，石膏脱水综合楼东 侧预留废水处理车间的场地。脱硫增压风机布置在 FGD上游热烟道上，使风机运行在烟气酸露 点温度以上。7号炉炉后场地狭小，在该场地上布置有循环浆泵房，吸收塔，GGH及脱硫增压风机，部分电气设备和控制设备安放在循环浆泵房的二 层。在 7 号炉吸收塔的西侧布置有电梯及折返钢梯，以便巡检和检 修。8号炉脱硫场地靠近电厂扩建端，场地相对宽敞。在 8 号炉脱硫场 地设有配电控制楼位于 8 号炉吸收塔北侧，其底层布置有循环泵房，可通过