附录C（提示的附录）
烟气脱硫技术
C.0.1 烟气脱硫工艺系统的选择应根据机组容量、燃料含硫量、对脱硫效率的要求、吸收剂货源品种和运输条件、灰场容量、脱硫副产品利用条件、以及脱硫工艺成熟程度等综合因素，经技术经济比较确定。对于改、扩建电厂，还应考虑现场场地布置条件等特点。
脱硫工艺选择应因地制宜，当脱硫效率要求较高时，宜采用石灰石—石膏湿法工艺；当燃煤含硫量较低时，若条件适合，技术经济比较合理，也可采用半干法工艺或其他成熟工艺。
C.0.2 吸收剂应有可靠的货源，并应争取由市场直接购买粒度符合要求的粉状成品；当条件许可且方案合理时，可由电厂自建吸收剂制备车间；当必须新建吸收剂加工粉厂时，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、运输条件等进行综合技术经济论证。
厂内吸收剂仓贮容量应根据供货连续性、货源远近及运输条件等因素确定，应不小于3d的需用量。
吸收剂的制备储运系统应有防止二次扬尘等污染的措施。
C.0.3 脱硫工程吸收塔的额定容量宜按锅炉相对应烟气量设计，不增加容量余量。根据吸收塔出口排烟温度及是否掺混热烟气等因素，确定是否设置换热器。
吸收塔入口烟温应按正常运行烟气温度加10℃（短期可达50℃）裕量设计，并应注意在锅炉异常运行条件下采取适当措施不致造成对设备的损害。
吸收塔的数量应根据锅炉容量、吸收塔的容量及可靠性等确定。当采用湿法工艺时，300MW及以上锅炉宜一炉配一塔；200MW及以下锅炉宜二炉配一塔。半干法脱硫工艺可一台炉配多台吸收塔。
吸收塔内部应根据工艺特点考虑可靠的防腐措施。
C.0.4 当脱硫系统设增压风机时，其容量应根据处理烟气量选择，风量裕量不应小于10％，风压裕量不应小于20％。
脱硫装置宜设旁路烟道，脱硫装置进口和出口的挡板门（或插板门）应有良好的操作和密封性能。
吸收塔出口至烟囱的低温烟道，应根据不同的脱硫工艺采取必要的适当的防腐措施。
C.0.5 脱硫工艺设计应尽量为脱硫副产品的综合利用创造条件，经技术经济论证合理时，脱硫副产品可经过适当加工后外运，其加工深度、品种及数量应根据可靠的市场调查结果确定。
若脱硫副产品无综合利用条件时，可考虑将其输送至储存场，但宜与灰渣分别堆放，留有今后综合利用的可能性，并应采取防止副产品造成二次污染的措施。
C.0.6 吸收剂和脱硫副产品浆液输送系统应考虑防堵措施和加装管道清洗装置。
C.0.7 脱硫控制室宜与其他控制室合并设置；当与主体工程不能同步建设或二炉配一塔时，也可设独立控制室。
脱硫系统的控制水平不应低于机组控制水平。
C.0.8 烟气脱硫装置的供电方案采用专用厂用变压器或由机组的厂用变压器引接应结合工程具体情况经技术经济比较确定。
C.0.9 脱硫吸收塔宜布置于锅炉尾部烟道及烟囱附近，吸收剂制备和脱硫副产品加工场地宜在炉后集中布置，也可布置于其他适当地点。
当环境影响评价要求预留脱硫场地时，宜在烟囱外侧预留脱硫吸收塔位置，其场地大小应根据今后可能采用的脱硫工艺方案确定。在预留场地上不允许布置不便拆迁的设施。
脱硫吸收塔宜露天布置，但应有必要的防护措施。
附录D（提示的附录）
洁净煤发电技术
D.0.1 装有循环流化床锅炉（CFB）的电厂，设计应符合以下规定：
1 300MW及以下容量的机组，当燃用高硫煤、难燃煤、劣质煤或环保要求较高以及需对现有锅炉进行改造时可选用循环流化床锅炉。循环流化床锅炉炉型根据燃煤煤质、锅炉容量、环保要求以及炉型成熟程度等因素，经技术经济比较确定。
2 运煤系统中的筛碎设备的设置应满足入炉煤的粒度及粒度级配的要求，并应根据来煤粒度情况确定是否采用二级破碎。运煤系统应设三级除铁。原煤斗应有防堵措施。
3 石灰石粉（脱硫剂）宜争取外购，厂内石灰石粉仓容量不应少于3d需用量；当厂内需要设置磨粉设备时，通常布置在煤仓间内，厂内石灰石堆场的贮存量不应小于7d的需用量；石灰石仓容量不应小于锅炉最大连续蒸发量时8h的需用量；石灰石粉仓容量不应小于锅炉最大连续蒸发量时4h的需用量。石灰石仓和石灰石粉仓均应有防堵措施，并根据当地条件论证是否设置防冻措施。
4 风机台数、容量、压头余量应符合下列要求：
1）一、二次风机，220t/h及以下锅炉每炉一台；410t/h及以上锅炉应每炉两台，均不应设备用。当锅炉采用管式空预器时，其容量余量不应小于20％，当采用回转式空预器时，其容量余量应充分考虑回转式空预器漏风因素。其压头余量，一次风机不应小于20％，二次风机不应小于30％。
2)高压流化风机，220t/h及以下锅炉，每炉宜配两台50％容量；410t/h及以上锅炉每炉宜配三台50％容量。风机的容量余量与压头余量均不应小于20％。
3)锅炉应采用对称给煤，给煤设备不少于两套，其总容量应能满足锅炉最大连续蒸发量时耗煤量200％的需要。
5 除灰系统设计应符合以下规定：
1）底灰输送装置出力应为锅炉最大连续蒸发量时底灰量的250％；
2）冷灰装置排灰温度宜不大于200℃。
6 循环流化床锅炉机组宜采用分散控制系统对主要工艺系统实现集中控制。与常规锅炉相比，应增加以下热工控制设备：
1）炉膛床温、床压检测和烟气分析；
2）一次风机、二次风机、引风机、高压流化风机、给煤设备、石灰石给料设备启停及事故跳闸时的顺序连锁；
3）一次风机、二次风机、引风机、高压流化风机及有关挡板的连锁；
4）石灰石给料量和床压调节。
7 煤仓间给料层的标高应根据锅炉给料口的标高与位置确定，当煤仓间与除氧间近邻布置时，给料层标高宜与除氧层标高一致，以方便运行维护。
D.0.2 整体煤气化联合循环机组（IGCC）的设计应符合以下规定：
1 IGCC发电技术适合于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区以及燃用高硫煤的火电厂；对现有常规电厂增容改造和联合循环电厂燃气或燃油改煤项目，经技术经济比较合理时，也可采用。
2 新扩建IGCC电站单套容量宜采用300MW及以上；增容改造和油改煤项目，经技术经济比较合理时，也可采用容量较小的机组。
3 大容量的气化炉宜采用氧吹喷流床，采用湿法或干法加料方式，以及采用激冷或全热回收方式，应经技术经济比较后确定。
4 400MW级及以下容量的IGCC发电机组，每一个动力岛单元宜配一台气化炉，不设备用；如需配两台半容量气化炉时，应有技术经济论证。
5 每台气化炉配一套净化装置，包括除尘和脱硫，宜采用常温净化。脱硫宜采用湿法，回收元素硫，是否制成硫酸应根据市场需求，经技术经济比较后确定。后续硫回收装置及尾气处理装置宜每炉一套，也可两炉公用一套。
6 空分宜采用全低压分子筛增压膨胀机流程，空分岛生产的氧气量应与气化炉最大用氧气量相匹配，并应有不小于10％的裕量；空分装置与动力装置在空气供应上的整体化率，应经技术经济比较确定。空气压缩机、氧气压缩机均宜只设一台，氮气压缩机应根据功能要求设置，宜不设备用。当市场有需求并经技术经济比较合理时，可增设精馏提氩设施。
7 气化岛的热回收系统与动力岛的汽水系统应统一考虑，统一进行热力平衡。应选用适于燃用低热值合成气和启动/备用燃料，能充分利用空分装置分离的氮气回注，并有降低NOx措施的重型燃气轮机。
8 IGCC电站应根据工艺系统的特点设置机组/系统的控制室，采用分散控制系统实现对主要工艺系统的监控。
D.0.3 增压流化床配联合循环机组（PFBC—CC）的设计应符合以下规定：
1 PFBC—CC发电技术宜用于高硫或难燃煤种的发电厂，对受场地条件限制的新扩建或老厂增容改造项目，经技术经济比较合理时，也可采用。
2 增压流化床锅炉燃料供给方式，即采用干法或湿法加料，应根据煤质情况，厂区及主厂房布置特点并经技术经济比较后确定。
3 进入原煤仓和脱硫剂仓的物料，其粒度级配应能满足鼓泡增压流化床锅炉的运行要求。
4 PFBC—CC电站联合循环部分的汽水系统，其设计应综合考虑增压流化床部分的换热设备及其热量回收对其的影响，并经优化确定。
5 PFBC—CC电站中选用的燃气轮机应能适应入口烟气含尘及碱金属离子含量的要求。
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