燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目可行性研究报告.docx
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燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目可行性研究报告
燃煤锅炉烟气脱硫除尘治理项目可行性研究报告
2016年8月
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400mg/Nm3,烟尘最高排放浓度50mg/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,d2.57%)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2100mg/Nm3,最高达6800mg/Nm3(SO2现在的排放标准为2100mg/Nm3,2010年1月1日后为400mg/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SO213851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2×460t/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400mg/Nm3,烟尘最高排放浓度50mg/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2×460t/h锅炉(新区#1、#2炉)排污总量
2008
246
2×460t/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,d2.57%)测算,其中#6~#8炉按备用考虑
3
以后待建的1×460t/h锅炉(新区#3炉)排污总量
1072
123
以后待建的1×460t/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2×460t/h锅炉排污总量
2008
246
2×460t/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1×460t/h锅炉(新区#3炉)排污总量
1072
123
以后待建的1×460t/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
#5和#9锅炉、新区3×460t/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。
1.4.2三电场静电除尘器改造技术路线的确定
通过川维现场状况以及除尘器效率的分析,现有#5和#9炉三电场静电除尘器的改造采用电袋复合型除尘器为首选方案。
电袋复合型除尘器是通过电除尘与布袋除尘有机结合的一种新型的高效除尘器,它充分发挥电除尘器(前级电场除尘效率高)和布袋除尘器(可以收集任意粉尘)各自的除尘优点,以及两者相结合产生新的优点,同时能克服电除尘器和布袋除尘器的缺点。
该复合型除尘器具有除尘效率稳定高效、滤袋阻力低、寿命长,设备投资小、运行成本低、占地面积小等优点。
●电袋复合式除尘器的除尘原理
前级设置电场区,其除尘效率与极板有效面积呈指数曲线变化,能收集烟尘中大部分粉尘,收尘效率达80-90%(见图),并使流经该电场到达后级未被收集下来的微细粉尘电离荷电。
后级设置袋场区,使含尘浓度低并预荷电的烟气通过滤袋而被收集下来,达到排放浓度≤50mg/Nm3,甚至≤10mg/Nm3的环保要求。
烟气中的荷电粉尘有如下作用:
(1)扩散作用。
由于粉尘带有同种电荷,因而相互排斥迅速在后级的空间扩散,形成均匀分布的气溶胶悬浮状态,使得流经后级布袋各室浓度均匀,流速均匀。
(2)吸附和排斥作用。
由于荷电效应使粉尘在滤袋上沉积速度加快,以及带有相同极性的粉尘相互排斥,使得沉积到滤袋表面的粉尘颗粒之间有序排列,形成的粉尘层透气性好,空隙率高,剥落性好。
所以电袋复合型除尘器利用荷电效应减少除尘器的阻力,提高清灰效率,从而设备的整体性能得到提高。
●电袋复合技术的除尘机理科学,技术先进可靠。
由于在电袋复合型除尘器中,烟气先通过前级电除尘后再缓慢进入后级布袋除尘器,前级电除尘捕集80-90%的烟气粉尘,后级滤袋捕集的粉尘量仅有常规布袋除尘的~1/4。
这样后级滤袋的粉尘负荷量大大降低,清灰周期得以大幅度延长;粉尘经过前级电场电离荷电,荷电效应提高了粉尘在滤袋上的过滤特性,使滤袋的透气性能、清灰性能方面得到大大的改善。
达到充分合理利用电除尘器和布袋除尘器各自的优点,以及两者相结合产生新的功能,同时能克服电除尘器和布袋除尘器的缺点。
●电袋除尘器滤袋粉尘负荷量少,可以提高滤袋的过滤风速,节省投资和减少占地面积
电袋复合型除尘器滤袋的粉尘负荷量小,以及荷电效应作用,其过滤风速可以提高到1.2m/min以上,此时滤袋还依然保持较低的阻力。
从而大大减少滤袋过滤面积,节省设备的投资,减少除尘器的占地面积。
●电袋复合除尘器的运行阻力低
由于荷电效应的作用,滤袋形成的粉尘层对气流的阻力小,易于清灰,在运行过程除尘器可以保持较低运行阻力。
●粉尘对滤袋冲刷磨损较低
前级电除尘已将大部分的粉尘收集下来(80-90%,这部分粉尘颗粒粗(直径大),动量大,对滤袋的磨损破坏强度大),剩下的粉尘浓度低、颗粒细,以及荷电效应和后级滤袋各室入口空间大,进入各室的粉尘速度低(﹤1m/s),可以避免粉尘的严重冲刷破坏。
●电袋复合除尘器的滤袋使用寿命长
电袋除尘器与常规布袋除尘器相比,单位时间内相同滤袋面积沉积的粉尘量的少,滤袋的清灰周期可以为常规的2倍以上。
降低滤袋的清灰频率和减少清灰次数,滤袋的使用寿命得以延长。
电袋复合除尘器由于粉尘清灰容易,在实际运行中可采用在线清灰方式,减少滤袋气布比波动量,从而延长滤料
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