四川维尼纶厂＃5和＃9燃煤锅炉
烟气脱硫除尘治理项目
可行性研究报告
批 准：
审 定：
审 核：
编 制：
工程设计证书（甲级）编号： 3351
工程咨询证书（甲级）编号： 工咨甲2052701001
同方环境股份有限公司
中国石化集团四川维尼纶厂
重庆川维石化工程有限责任公司
二○○九年二月
目 录
1.总论 - 1 -
1.1编制依据和编制原则 - 1 -
1.2项目背景和工程意义 - 1 -
1.3项目范围及工程内容 - 8 -
1.4 研究结果 - 9 -
1.5 定员 - 13 -
1.6 项目实施计划 - 13 -
1.7 存在的问题及建议 - 14 -
1.8 依托条件 - 14 -
2.脱硫除尘设计基础 - 16 -
2.1建设地区条件 - 16 -
2.2现有锅炉基本情况 - 18 -
2.3主要规范及标准 - 23 -
3.工程技术方案研究 - 28 -
3.1建设规模 - 28 -
3.2 脱硫工艺技术方案简介 - 28 -
3.2.1 湿法烟气脱硫工艺 - 28 -
3.2.2半干法烟气脱硫工艺 - 30 -
3.2.3烟气循环流化床脱硫工艺 - 31 -
3.2.4干法脱硫工艺 - 32 -
3.2.5 NID半干法烟气脱硫 - 33 -
3.2.6 截至目前全国新投运的小机组脱硫项目统计 - 34 -
3.2.7 截至目前全国新投运的小机组脱硫项目（按脱硫方法分类统计） - 35 -
3.3 石化企业烟气脱硫技术的选择原则 - 35 -
3.3.1 达到国家污染物排放标准及总量控制的要求 - 35 -
3.3.2 脱硫装置运行必须稳定可靠 - 36 -
3.3.3 优先选用国产化率高和技术成熟的脱硫工艺 - 36 -
3.3.4 符合循环经济和清洁生产的原则 - 36 -
3.3.5具有较好的技术经济指标 - 36 -
3.3.6 满足企业的使用条件 - 36 -
3.4 工艺技术的选择 - 36 -
3.5 同方环境公司石灰石－石膏湿法脱硫工艺技术特点 40
3.5.1 吸收塔设计与循环泵选型综合优化，降低脱离系统电耗 40
3.5.2 针对吸收塔浆池的大小，设计最佳的强制氧化方式 41
3.5.3 计算机模拟计算与模型试验相结合，最优化吸收塔及内部件的设计 43
3.5.4 控制脱硫塔烟气均匀流动技术 44
3.5.5吸收塔的设计介绍 46
3.5.6其它设计特点 47
3.5.7主要设备技术特点 48
3.5.7.1 吸收塔系统 48
3.5.7.2 烟气系统 52
3.5.7.3 石膏浆液排出泵的选型 53
3.5.8 降低脱硫运行费用的措施 53
3.5.9 吸收塔干湿界面防腐的推荐意见 56
3.5.10 脱硫装置启动曲线 56
3.5.11 氧化风机的降噪措施 - 59 -
3.5.12 烟道改造的说明 - 61 -
3.5.13 防腐方案 - 62 -
3.5.14 喷嘴和喷淋管道检修、冲洗和更换的说明 - 63 -
3.5.15引风机及烟道改造 - 64 -
3.5.16 烟气排放 - 65 -
3.6 电除尘器改造工艺技术方案选择 - 68 -
3.6.1工程概况 - 68 -
3.6.2方案选择及设计 - 68 -
3.6.3改造基本原则 - 70 -
3.6.4 改造方案说明 - 70 -
3.6.5电袋复合型除尘器基本参数 - 73 -
3.6.6总结 - 74 -
4.工艺流程说明 - 76 -
4.1脱硫工艺叙述 - 76 -
4.1.1吸收系统 - 77 -
4.1.2烟气系统 - 78 -
4.1.3石膏脱水系统 - 79 -
4.1.4吸收剂供应与制备系统 - 80 -
4.1.5工艺水系统 - 81 -
4.1.6 浆液排空系统 - 82 -
4.1.7 压缩空气系统 - 82 -
4.2脱硫装置的运行调节 - 83 -
4.2.1烟气系统的调节 - 83 -
4.2.2吸收塔系统的调节 - 83 -
4.2.3石灰石浆液箱液位和浓度的调节 - 84 -
4.2.4石膏脱水系统的调节 - 84 -
4.2.5运行中异常情况处理 - 85 -
5 主要设备选择 - 86 -
5.1设备选择的原则 - 86 -
5.2吸收系统 - 86 -
5.3烟气系统 - 89 -
5.4 石膏脱水系统 - 94 -
5.5吸收剂供应与制备系统 - 95 -
5.6 工艺水系统 - 97 -
5.7浆液排空系统 - 97 -
5.8主要设计数据表 - 97 -
6.自动化与信息控制系统 - 109 -
6.1 概述 - 109 -
6.2 控制方式和控制室布置 - 109 -
6.3 热工自动化水平 - 109 -
6.4 热工自动化设备选型 - 111 -
6.5 电源和气源 - 112 -
6.6 接地 - 112 -
6.7 热工自动化试验室 - 113 -
6.8 工业电视监控系统 - 113 -
7.供电及电信 - 114 -
7.1 总述 - 114 -
7.2 系统设计要求 - 115 -
8.总图运输及土建 - 122 -
8.1总图运输 - 122 -
8.2土建工程 - 124 -
9.公用工程 - 129 -
9.1 给水、排水 - 129 -
9.2 供气与蒸汽 - 130 -
9.3 采暖通风和空气调节 - 130 -
10.辅助生产设施 - 132 -
10.1 消防设施 - 132 -
10.2 维修储运设施 - 132 -
10.3 分析化验 - 133 -
11.节能 - 134 -
11.1 能耗指标分析 - 134 -
11.2 节能措施综述 - 134 -
12.环境保护 - 136 -
12.1建设项目的环保状况 - 136 -
12.2 环境保护措施 - 138 -
12.3 绿化 - 138 -
12.4 环境管理与监测 - 139 -
12.5 环境保护投资 - 139 -
12.6 设计采用的主要规范及标准 - 139 -
13.劳动安全卫生 - 140 -
13.1装置概况 - 140 -
13.2装置区不利自然条件及防范措施 - 140 -
13.3运行过程中安全危害因素分析 - 140 -
13.4安全及职业卫生防护措施 - 141 -
13.5劳动安全卫生机构及设施 - 145 -
14. 除尘脱硫区外公用工程配套范围及内容 - 146 -
14.1 工艺 - 146 -
14.2 土建 - 146 -
14.3 电气 - 146 -
14.4 给排水及消防 - 147 -
15. 资金筹措与投资估算 - 148 -
15.1 编制说明 - 148 -
15.2工程投资估算表 - 149 -
15.3工程投资估算费用特殊说明 - 169 -
16.可研报告附件 - 171 -
1.总论
1.1编制依据和编制原则
1.1.1编制依据
(1)四川维尼纶厂＃5和＃9燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目可行性研究报告编制委托书；
(2)《中国石油化工公司暨股份公司石油化工项目可行性研究报告编制规定》（2005年版）；
(3)重庆市环境保护局关于核准中国石化集团四川维尼纶厂"十一五"期间主要污染物总量指标的函；
(4)川维厂燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目工程设计有关技术资料。
1.1.2编制原则
(1) 按照安全、可靠、经济、适用的原则，进行多方案的选择、比较，选用技术先进、工艺成熟、运行可靠的烟气脱硫工艺技术；
(2) 烟气脱硫系统布置满足系统整体布置要求；确保脱硫系统工作时不影响锅炉的正常运行；
(3) 脱硫工艺的选择及设备布置充分考虑现场条件，公用工程依托现有设施；
(4) 脱硫工艺应尽可能节约能源和水资源，尽可能降低脱硫系统的投资与运行费用，减少占地，脱硫副产品充分利用，实现循环经济；
(5) 采用成熟、可靠的控制系统，逐步实现科学化、自动化管理，尽量减轻劳动强度。
1.2项目背景和工程意义
1.2.1 ＃5和＃9燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目概况
根据国家大气污染物排放等相关环保政策规定和重庆市节能减排的相关要求，中国石化集团四川维尼纶厂（以下简称川维厂）针对现有的＃5和＃9燃煤锅炉进行脱硫除尘改造。本工程拟定的＃5和＃9锅炉脱硫除尘改造如下：
＃5和＃9炉分别进行除尘改造，同时两炉新建一套脱硫系统(两炉一塔)，2台锅炉烟气混合后进入一套脱硫装置脱硫除尘，净化后的烟气进入脱硫塔顶1座高120米直排烟囱混合排放。装置脱硫效率96.3%，净化后烟气的SO2浓度215mg/Nm3，粉尘浓度30mg/Nm3（干基、6%O2），完全满足2010年Ⅱ时段锅炉二氧化硫最高排放浓度400 mg/Nm3，烟尘最高排放浓度50 mg/Nm3的国家和重庆市环保标准规定。另外，考虑＃7和＃8锅炉作为备用，相应改造＃7和＃8炉引风机和出口烟气系统，满足＃7和＃8备用锅炉的烟气脱硫和正常运行要求。
进行除尘脱硫改造后，锅炉烟尘和二氧化硫达标排放。按脱硫设计煤种(硫含量St,d 2.57%)测算，年削减粉尘排放总量2583吨和二氧化硫排放总量25752吨。
1.2.2川维厂基本情况
川维厂是全国唯一以天然气为主要原料、生产化工化纤产品的资源加工型企业。工厂位于重庆市长寿区境内长江北岸，紧邻渝长高速公路，距重庆主城区约60公里。
川维厂于1973年由国家计委下达项目计划，1974年破土动工，1979年投料试生产，1983年经国家竣工验收投产。全厂主要生产装置分别从英、法、德、日等国引进，基建投资10亿元。
经过30多年的建设发展，川维厂化工部分主要装置已实现产能翻番。全厂主要装置生产能力为年产乙炔6万吨、甲醇35万吨、醋酸乙烯20万吨、聚乙烯醇6万吨、VAE6万吨、甲醛5万吨、维纶2万吨，合资工厂醋酸35万吨、醋酸酯8万吨。主要产品畅销国际国内市场并享有良好信誉。
目前，川维厂在建的《30万吨/年醋酸乙烯项目》(以下简称新区项目)总投资约53亿元，预计于2010年底建成。在建的《20万吨/年合成氨》项目计划于2008年9月建成。
川维厂现有五台热电联产燃煤锅炉，分别为＃5、6#、7#、8#、＃9炉，除＃5为高温高压煤粉炉外，其余四台为中温中压煤粉炉。锅炉均无脱硫设施。近年来燃煤中硫含量和灰份随着煤炭供应日趋紧张而升高，燃煤硫含量为0.7%—4%，其中70%的燃煤硫含量大于2%；燃煤灰份增至25%—35%，年均值26.7%。由于无脱硫设施，川维厂锅炉烟气全年80%时间SO2排放浓度大于2100 mg/Nm3，最高达6800 mg/Nm3（SO2现在的排放标准为2100 mg/Nm3，2010年1月1日后为400 mg/Nm3）。川维厂煤锅炉属国家重点控制的污染源之一，重庆市环保局要求川维厂必须在2008年6月30日完成锅炉烟气在线监测系统与之联网，实现适时监控。因此，若不对现有煤锅炉立即建设脱硫设施、改造除尘系统，川维厂将面临被环保行政主管部门处罚的可能。
重庆市政府核定川维厂2010年二氧化硫总量控制指标为4960吨/年，其中30万吨/年醋酸乙烯项目的排放总量2576.4吨/年，现有装置排放总量2383.6吨/年。川维厂现有煤锅炉装置烟气实际排放总量为SO2 13851吨/年，因此，若不实施现有煤锅炉脱硫改造，就无法为30万吨/年醋酸乙烯项目腾出二氧化硫总量指标，30万吨/年醋酸乙烯项目建成后也难以通过国家环保竣工验收。
1.2-1锅炉设计参数
燃料种类 烟煤
锅炉编号 ＃5 6＃ 7＃ 8＃ ＃9
额定蒸发量（t/h） 240 75 130 130 240
锅炉型号 DG-240/9.8-4 CG-75/3.82-M CG-130/3.82-M4 CG-130/3.82-M4 CG-240/3.82-M
锅炉炉型 单汽包，自然循环，轻型炉墙，型露天布置，天然气点火，热风送粉，烟气电除尘，中仓式制粉系统，冷灰斗式固态连续排渣炉，微负压四角悬浮燃烧
投运时间 2003.2.26 1993.12.28 1994.10.28 1995.12.28 1997.1.29
年运行小时 8000 8000 8000 8000 8000
标单台烟气量(Nm3/h) 367950 113226 196136 196136 362111
单台燃煤消耗量t/h 35 10.2 17.7 17.7 36
排烟温度(℃)（设计值） 138 153 150 150 155
锅炉设计及运行参数
产汽量(t/h) 240 75 130 130 240
设
计
值 汽包压力(MPa) 11.13 4.25 4.25 4.25 4.4
锅炉蒸汽出口压力(MPa) 9.8 3.82 3.82 3.82 3.82
锅炉出口蒸汽温度(℃) 540 450 450 450 450
实际正常运行 产汽量(t/h) 225 60 105 110 220
汽包压力(MPa) 11.13 4.25 4.25 4.25 4.4
锅炉蒸汽出口压力(MPa) 9.8 3.82 3.82 3.82 3.82
锅炉出口蒸汽温度℃ 540 450 450 450 450
烟囱 数量(个) 1 排烟温度℃ 101～136
烟囱高度(米) 150
烟气采样口设置数量(个/台锅炉) 10 烟囱直径(米) 4
采样口位置 电除尘器进出口烟道
注：锅炉蒸汽一部分用于化工生产，一部分用于发电。
1.2.3川维厂烟气脱硫除尘治理项目建设的必要性
随着我国经济的高速发展，煤炭在我国能源结构中的比例高达76.2%，燃煤排放的二氧化硫（占总排放SO2 的90%）也在不断增加，连续多年超过2000万吨，导致我国酸雨污染面积（占国土面积的30%）迅速扩大，对我国农作物、森林和人体健康等方面造成巨大损害。二氧化硫对我国国民经济造成的直接经济损失已占GDP的2%，严重地阻碍了我国经济的向前发展，成为制约我国经济、社会可持续发展的重要因素，因此，对SO2排放的控制已势在必行。
为控制燃煤电厂大气污染物排放，改善我国空气质量和控制酸雨污染，国家环境保护总局和国家发展和改革委员采取了多项旨在进一步加强燃煤电厂二氧化硫污染防治的新措施。
其一，对二氧化硫排污实施收费政策进行控制。2003年7月1日起施行的《排污费征收使用管理条例》，对二氧化硫排污收费有重要改变：一是由超标收费变为总量收费；二是由"两控区"试点收费变为全国范围收费；三是收费价格由0.633元/kg变为1.2元/kg。
其二，国家对不符合城市规划和环保要求的市区内现有燃煤电厂，将强制性的要求通过建设脱硫设施、机组退役或搬迁等措施，逐步达到环保要求。对2000年以后批准建设的新建、改建和扩建燃煤电厂（西部燃用低硫煤的坑口电站除外），要求限期在2010年之前建设脱硫设施。对2000年前批准建设的燃煤机组，二氧化硫排放超过标准的，必须分批建设脱硫设施，逐步达到国家排放标准要求。
其三，2003年12月31日国家环保总局和国家质量监督检验检疫总局联合发布了新修订的国家污染物排放标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）。新标准兼顾电力发展和环境保护目标，分三个时段规定了火电厂大气污染物排放限值，提出了到2005年和2010年火电厂应执行的二氧化硫和烟尘排放限值。
其四，随着政府各级环保监管部门对燃煤电厂二氧化硫排放监管力度的加大，对川维厂燃煤锅炉烟气排放的要求越来越高。对川维厂现有的燃煤锅炉正在安装在线烟气分析仪，使得脱硫除尘任务更加紧迫，国家环保总局关于"30万吨年醋酸乙烯项目环评批复"要求现有＃5、6＃、7＃、8＃、＃9燃煤锅炉相配套的脱硫装置要求在2009年底建成投运，新建的2460t/h燃煤锅炉配套的脱硫装置要求在2010年底建成投运，可见该除尘脱硫改造项目的紧迫性。
川维厂锅炉车间现有5台热电联产煤锅炉，总吨位815t/h，锅炉烟气经5台三电场静电除尘器后，都进入1座150米烟囱混合排放，用煤量为75万吨/年。根据国家大气污染物排放等相关环保政策规定和重庆市节能减排的相关要求，本工程拟对＃5和＃9锅炉进行脱硫除尘改造：
＃5和＃9炉分别进行除尘改造，同时两炉新建一套脱硫系统(两炉一塔)，2台锅炉烟气混合后进入一套脱硫装置脱硫除尘，净化后的烟气进入脱硫塔顶1座高120米直排烟囱混合排放。装置脱硫效率96.3%，净化后烟气的SO2浓度215mg/Nm3，粉尘浓度30mg/Nm3（干基、6%O2），完全满足2010年Ⅱ时段锅炉二氧化硫最高排放浓度400 mg/Nm3，烟尘最高排放浓度50 mg/Nm3的国家和重庆市环保标准规定。另外，考虑＃7和＃8锅炉作为备用，相应改造＃7和＃8炉引风机和出口烟气系统，确保＃7和＃8备用锅炉的烟气脱硫和正常运行要求。
另外，川维厂《30万吨/年醋酸乙烯项目》还将建设2台460t/h的热电联产煤锅炉同时配备脱硫装置，项目建成后二氧化硫排放总量2008t/a，烟尘246t/a。现有及在建（拟建）项目脱硫实施前后的大气污染物排放总量见表1.2-3、1.2-4和1.2-5。
1.2-2火电厂大气污染物排放标准
建设时段 执行时间 污染物最高允许排放浓度（mg/m3）
尘 SO2 NOX
第一时段:
1996年12月31日前 2005.1.1后 300 2100 1100
2010.1.1后 200 1200 1100
第二时段：
1997年1月1日～2003年12月31日 2005.1.1后 200 2100 650
2010.1.1后 50 400 650
第三时段：2004年1月1日以后 2004.1.1后 50 400 450
1.2-3燃煤锅炉实施脱硫改造前的烟气污染物排放总量一览表
序号 装置名称 排放量(t/a) 备注
SO2 烟尘
1 新建2460t/h锅炉（新区＃1、＃2炉）排污总量 2008 246 2460t/h烟气脱硫配套脱硫装置
2 现有＃5和＃9锅炉未实施脱硫改造的排污总量 26896 2720 按脱硫设计煤种(硫含量St,d 2.57%)测算，其中＃6～＃8炉按备用考虑
3 以后待建的1460t/h锅炉（新区＃3炉）排污总量 1072 123 以后待建的1460t/h锅炉（新区＃3炉）烟气脱硫配套脱硫装置
4 30万吨/年醋酸乙烯改扩建工程完成后总量 29976 3089
5 2010年总量控制指标 4960 SO2<400mg/Nm3
Dust<50mg/Nm3
6 总量差距 25016 相比2010年总量控制指标
7 结论 排污总量超标，2010年前必须关停＃5和＃9炉。
注：机组年运行时间按8000h计。
1.2-4燃煤锅炉实施脱硫改造后的烟气污染物排放对比及总量一览表
序号 装置名称 排放量(t/a) 备注
SO2 烟尘
1 新建2460t/h锅炉排污总量 2008 246 2460t/h烟气脱硫配套脱硫装置
2 现有＃5和＃9锅炉脱硫除尘方案实施后排污总量 1144 137 其中＃6～＃8炉按备用考虑
3 以后待建的1460t/h锅炉（新区＃3炉）排污总量 1072 123 以后待建的1460t/h锅炉（新区＃3炉）烟气脱硫配套脱硫装置
4 30万吨/年醋酸乙烯改扩建工程完成后总量 4224 506 ＃5和＃9锅炉、新区3460t/h烟气脱硫
5 2010年总量控制指标 4960 SO2<400mg/Nm3
Dust<50mg/Nm3
6 总量差距 -736 相比2010年总量控制指标
7 结论 排污总量距控制指标还有736t/a的差距，可实现达标排放。
注：机组年运行时间按8000h计。
重庆市及周边的四川、贵州、云南是高硫煤产区，也是国家酸雨控制区，根据国务院关于《加强环境保护的若干决定》和《两控区酸雨和二氧化硫污染防治"十一五"计划》提出的排污总量控制目标，重庆市和中国石化集团二氧化硫削减方案，其中最重要的内容就是火电行业必须上脱硫设施，否则机组到2009年底必须关停。
按照现行的排放标准，在2003年以前建成的火电厂绝大多数烟气的SO2和尘含量均不能满足要求，也就意味着绝大多数火电厂将面临两条选择：要么降低燃料的硫含量，要么增设脱硫设施。根据川维厂（以下简称川维厂）地处高硫煤地区的实际状况，无法全部采购到低硫煤，而且如果仅靠降低燃料硫含量，全厂二氧化硫总量也不达标。
目前川维厂烟气中SO2排放浓度为3000－6800mg/Nm3，按照国家有关规定，2010年1月1日后，烟气中SO2排出浓度必须小于400mg/Nm3，新建脱硫装置势在必行。政府环保部门要求企业尽快建设脱硫设施，如不按规定建设脱硫设施，为新项目腾出污染物总量，所有新项目将得不到政府环保批准书，将严重影响到企业的发展。
因此，为了保证川维厂现有煤锅炉的达标排放，又为川维厂《30万吨/年醋酸乙烯项目》腾出污染物总量空间，川维厂煤锅炉烟气脱硫除尘改造势在必行，而且脱硫、除尘一并解决，并考虑今后环保部门对脱硫的要求不断提高，在工艺路线选择及设备布置上均需充分综合考虑。
1.2.4工程意义
中国作为世界上人口最多、经济增长速度最快、能源消耗较高的国家，面临的环境形势越趋严峻。为了迅速扭转环境日益恶化的趋势，国家采取了一系列的强制措施：①制定了更为严格的，且具有时限性的污染物排放标准，并实行污染物排放总量控制政策。2004年1月1日开始执行的《火电厂大气污染物排放标准》把新建电厂锅炉烟气中二氧化硫排放浓度由以前的1200mg/Nm3降到了400mg/Nm3；②加大排污企业监控力度，提高排放污染物的收费标准，燃煤燃油机组必须安装烟气在线监测装置：③制定了污染物全面达标规划。根据国务院批复的我国《两控区酸雨和二氧化硫污染防治"十五"计划》，到2005年电力行业二氧化硫排放量比2000年削减10～20%，燃煤电厂平均供电煤耗比2000年降低15～20克/千瓦时。
中石化集团公司暨股份公司第三次环保工作会议总结了公司各项环保工作的成绩，也指出了行业污染防治存在的问题和差距，特别是在二氧化硫排放及治理方面。根据《中国石油化工集团公司工业污染防治规划（2004年-2010年）》的规划目标：2005年SO2排放总量比2000年减少20%，2010年再减10%；电站部分SO2排放量削减率为到2005年10%，2010年30%。为此，要加大对废气污染物二氧化硫的治理力度。
烟气脱硫是减少工业燃煤锅炉二氧化硫排放的有效方法。当前燃煤电厂所采用的脱硫工艺多种多样，这些应用较为成熟的烟气脱硫工艺都有各自的特点和适用性。随着烟气脱硫设备运行数量的不断增加和规模的不断扩大，脱硫副产品产量日益增加，其处理问题也日益变得突出。理想的烟气脱硫技术是脱硫剂可再生循环利用，无二次污染，能回收高质量、有广阔应用市场的脱硫副产品。因此可回收硫资源的烟气脱硫技术成为当前新一轮技术发展的主流方向。
川维厂多年来为地方经济发展做出了重要贡献，该厂进行烟气除尘脱硫技术改造工程，不仅可消除企业发展的污染物总量指标制约因素，创造巨大的环境效益，而且具有循环经济示范的作用。
1.3项目范围及工程内容
根据国家标准和政府环保部门的要求，结合川维厂燃煤锅炉的实际情况，确定项目范围和工程主要内容。
1）烟气除尘单元：
对＃5锅炉和＃9锅炉四台锅炉原配套的二、三电场分别进行电袋除尘改造（＃6炉～＃8炉备用，暂不考虑除尘改造），更换＃5炉和＃9炉配套的引风机和改造引风机入口烟气系统。
2）烟气脱硫单元：
按＃5和＃9锅炉建设一套脱硫系统（两炉一塔）对烟气进行脱硫治理，净化后的烟气均进入脱硫塔顶1座120米高的钢烟囱排放。
另外，考虑＃7和＃8锅炉作为备用，相应改造＃7和＃8炉引风机和出口烟气系统，满足＃7和＃8备用锅炉的烟气脱硫和正常运行要求。
3）石灰石浆液制备单元：
脱硫采用外购石灰石粉（粒度满足要求250目），通过石灰石粉罐车把石灰石粉运输至石灰石粉仓并进行浆液制备。石灰石浆液制备系统出力按现有＃5和＃9锅炉脱硫所需吸收剂总量的100%设计。
4）石膏脱水单元：
石膏脱水系统共设2套，1用1备，每套脱水系统出力按现有＃5和＃9锅炉脱硫石膏处理总量的100%设计。石膏储存采用石膏库形式，堆放容量按BMCR工况下不小于3天的储存量设计。脱硫石膏按40%综合利用，60%运至川维厂新渣场填埋储存的方式。
5）工艺水供给单元：
脱硫系统工艺水源按用途分别采用电厂提供的工业水、循环冷却水和捞渣回用水，在现有＃5和＃9锅炉脱硫岛分别设置工艺水箱、工艺水泵等设备。
6）脱硫废水排放：
脱硫废水排放至电厂捞渣废水处理系统集中处理。
7）电气仪表控制系统：包含变压器、高低压开关柜、控制仪表，装置内的电缆等电气设备、厂房。电源从老区主6kV配电网改造后搭接。
控制系统采用PLC集中控制，脱硫操作员室、电子设备间及工程师室设在脱硫岛内，脱硫系统重要参数信号与机组DCS之间采用硬接线方式连接，同时FGD_PLC留有与机组DCS之间的通讯接口。本工程不设置常规显示仪表和报警装置。
FGD_PLC系统主要具备的功能：数据采集和处理（DAS），模拟量控制（MCS）及开关量顺序控制（SCS）。
8）本项目工艺水、仪表空气和加热蒸汽从锅炉车间现有管线就近接入。
9）统一规划＃5和＃9锅炉脱硫系统改造。
脱硫系统建设地点：川维厂锅炉车间原有空地。由于川维锅炉为老机组，原系统未考虑脱硫装置用地，因此，本装置选址在现有烟囱主烟道及输煤栈道的外侧。
1.4 研究结果
1.4.1烟气脱硫技术路线的确定
根据石化企业烟气脱硫工艺技术的选择原则，经分析论证，湿式石灰石—石膏烟气脱硫技术是川维厂烟气脱硫的首选方案，其主要特点如下：
技术成熟，运行可靠性好。在世界脱硫市场上占有的份额达85%以上。
适应范围广，不受燃煤含硫量与机组容量的限制，单塔处理烟气量大，可达每小时300万Nm3/h，对高硫煤和烟气量大的燃煤机组烟气脱硫更有特殊的意义。
吸收剂消耗接近化学理论计算值。
紧凑的吸收塔设计（吸收塔集吸收、氧化、结晶于一体），节约投资和空间。
适用燃料范围广，脱硫效率可达96%以上。脱硫后的烟气不但二氧化硫浓度很低，而且烟气含尘量也大大减少。
川维厂区周边石灰石矿储量丰富，吸收剂成本和运输成本较低。
副产物回收利用符合循环经济，无二次污染：脱硫副产物石膏可作为水泥缓凝剂或加工成建材产品。不仅可以增加电厂效益、降低运行费用，而且可以减少脱硫副产物处置费用，延长灰场使用年限。
经过技术经济的比较，结合本工程具体情况，综合考虑各方面的因素，我们推荐：湿式石灰石—石膏烟气脱硫工艺为川维厂＃5和＃9锅炉烟气脱硫的首选方案。