MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用精编版

M G G H在燃煤电厂超低排放中的作用This model paper was revised by the Standardization Office on December 10, 2020MGGH在燃煤电厂超低排放中的作用分析尹涛叶明强曾毅夫（凯天环保科技股份有限公司湖南长沙 410100）摘要：MGGH系统具有高效的环保性能，在日本得到了很好的发展。

本文介绍了MGGH的发展情况、工艺原理以及技术优势，并对其在燃煤电厂超低排放中的作用进行了分析。

结果表明MGGH具有较大的经济优势，同时能够提高超低排放系统的稳定性能。

关键词：燃煤电厂、超低排放、MGGHThe effect analysis of MGGH in Ultra-low emission of Coal-fired power plantYin tao Ye mingqiang Zeng yifu（Kaitian Environmental tech，Changsha，410100）Abstract：MGGH is of high-efficient environment protection property and has been used in Japan in recent years. The development and principle of process and technology advantages of MGGH were introduced. The effect of MGGH inUltra-low emission of Coal-fired power plant is analyzed. The results show that the MGGH has a great economic advantages and improve stability of Ultra-low emission system.Key Words：Coal-fired power plant, Ultra-low emission, MGGH1、前言目前，在我国燃煤电厂湿法烟气脱硫工艺中，未经湿法烟气脱硫装置处理前的烟气温度一般为100~130℃，经吸收塔洗涤降温后的烟气温度会降低到47~50℃，烟气温度较低，水分基本处于饱和状态烟囱排烟温度的降低会造成烟气抬升高度下降，不利于烟气扩散[1-3]。

某电厂采用脱硫MGGH技术的主要目的是要解决GGH漏烟气和堵塞问题，并顺带解决烟囱冒“白烟”问题。

但目前该电厂在环保方面受到了更严格的限制要求，然面临着MGGH异常带来的不安全问题。

1　某电厂脱硫GGH与MGGH简单对比某电厂烟气湿法脱硫最初采用GGH技术，但从该电厂GGH投运情况看，难以有效解决原烟气向净烟气泄漏、污染物泄露、积灰结垢堵塞以及脱硫烟道阻力大等问题，严重时甚至影响机组正常运行。

随着该电厂“超低”排放改造推进，原GGH升级改造为MGGH。

首先，换热媒介由GGH的烟气改为MGGH，彻底解决了GGH漏风以及易堵塞等问题，机组运行相对可靠，基本消除了“白烟”现象；其次，通过控制循环热媒水流量来调节热量，从而控制烟温，避免出口烟道温度高于酸露点温度，防止烟道酸腐蚀；最后，通过低温烟气处理，使电除尘效率及脱硫效率大幅提高，烟尘排放达到更高环保要求。

2　某电厂因MGGH引发的异常工况2.1　#1机A引风机失速2018年11月13日17时59分和14日17时57分，某电厂#1机A引风机出现两次失速报警，导致#1机A引风机跳闸，机组RB。

2.1.1　原因分析从风机运行各参数分析，失速直接原因是脱硫A侧MGGH冷却器阻力增大，导致风机出口流道受阻。

2018年C级检修期间，已发现MGGH冷却器换热管鳍片粘结堵塞较严重，鳍片腐蚀脱层，有约100mm的沉积物积在吸收塔入口。

经取样分析，发现粘结物和沉积物主要来源是吸收塔浆液返流物，并含有部分硫酸氢铵结晶和粉尘。

造成吸收塔浆液返流的主要原因是机组停备时，引另外，调峰停机频繁、引风机运行参数监控，如果再次出现引风机失速报警，尽快减负荷，关小动叶开度；第三，修改完善《机组停机备用节能操作表》，风组停运后尽快停运所有吸收塔浆液循环泵；第四，检查校核MGGH差压取样测量装置；第五，低负荷运行时，当冷却器出口烟温＜88℃，及时投运热媒水，辅助蒸汽加热系统；第六。

定期对压缩空气疏水，确保MGGH声波吹灰器用气的干燥。

管式热媒水烟气换热器系统（ MGGH）应用介绍及运行中防腐蚀、防积灰技术研究摘要：文章主要对烟气换热器技术进行了介绍，详细阐述了管式热媒水水烟气换热器（MGGH）技术来源及技术特点，并以东南某发电公司工程为实例，对管式热媒水烟气换热器系统（MGGH）在运行中如何防止设备低温腐蚀、防止积灰进行了分析及探讨。

关键词：烟气换热器；防腐蚀；防积灰1管式热媒水烟气换热器技术1.1技术来源自1997年起，由于日本环保排放控制综合要求不断提高，对应的烟气处理工艺促使低低温高效烟气处理技术在日本火电机组得到全面发展。

低低温烟气处理技术工艺的原理是在锅炉空预器后设置MGGH（热媒水热量回收系统），使进入除尘器入口的烟气温度由原来的130~150℃降低至90℃（日本称为低低温状态）左右，从而提高常规电除尘的收尘性能。

而湿法脱硫装置出口设置MGGH（热媒水烟气再热系统）通过热媒水密封循环流动，将从降温换热器获得的热量去加热脱硫后净烟气，使其温度从50℃左右升高至80℃以上[1]。

1.2技术特点管式热媒水烟气换热器提效的核心措施就是在传统干式电除尘器之前布置了一级MGGH（热媒水热量回收系统），将电除尘器的运行温度降低至低低温状态，同时提高了脱硫系统出口烟气温度，对于发电机组来说，带来了下列优势：（1）有效降低烟气飞灰比电阻，不会发生“反电晕”现象。

一般当烟气温度在130℃~150℃左右时，烟尘比电阻值处于较高点，电除尘器易出现低电压、大电流的“反电晕”现象，造成除尘效率下降。

而烟气温度在90℃~110℃区间时烟尘比电阻值可以下降1~2个数量级，使得烟尘比电阻处于最适宜电除尘器收尘的比电阻范围内，从而确保电除尘器的高效收尘，可以完全杜绝“反电晕”现象的发生。

（2）对于整个系统来讲，由于电除尘器前烟温降低至90℃左右，烟气中的气态SO3会完全冷凝成液态，从而被电除尘器前大量的粉尘颗粒所吸附，再通过电除尘器对粉尘的收集而被除去，相当于SO3的调质作用，可以大大提高电除尘器性能。

燃煤烟气污染物超低排放技术综述及排放效益分析关键词：超低排放超低排放技术超低排放改造针对燃煤电厂烟气中烟尘、SO2和NOx的超低排放要求，对现有常用除尘、脱硫、脱硝技术的原理、改造方法，以及改造后投运实例进行了综合探讨，分析了燃煤电厂烟气污染物超低排放改造后的经济效益及环境效益，以期提供参考。

关键词：燃煤烟气；超低排放；经济效益；环境效益1引言2016年入冬以来，全国各地雾霾天气持续不断，已经严重影响人们的日常生活和身心健康。

我国的能源消费结构以煤炭为主，这是造成我国环境空气污染和各类人群呼吸系统疾病频发的重要根源，无论是能源政策还是经济社会发展要求，其共同目的都是通过控制煤炭消费强度来减少大气污染物排放，改善区域环境质量。

煤电超低排放改造是现阶段发电用煤清洁利用的根本途径，超低排放技术可以进一步减少烟气污染物的排放总量，这是当前复杂形势下解决能源、环境与经济三者需求的最佳手段，也是破解一次能源结构性矛盾的必由之路[1]。

国务院有关部门要求燃煤机组在2020年前完成超低排放改造。

实行对燃煤电厂的超低排放技术改造刻不容缓，由此对超低排放技术改造的技术路线并结合改造案例进行综合介绍。

2超低排放的概念超低排放[2]是指燃煤火力发电机组烟气污染物排放浓度应当达到或者低于规定限值，即在基准氧含量为6%时，烟（粉）尘≤5mg/m3，二氧化硫≤35mg/m3，氮氧化物≤50mg/m3。

3超低排放改造的技术路线我国目前大量工业用电、居民用电，基本都靠燃煤电厂供给，因此选择合理的改造技术显得尤其重要。

对现有净化设备利用率高，改造工程量少的技术成为电厂的首选。

以下针对燃煤电厂常用的几种除尘、脱硝、脱硫设备的改造方式进行综合介绍。

3.1除尘技术目前燃煤电厂采取的除尘超低排放技术有：电除尘、电袋复合除尘、低低温电除尘、湿式电除尘以及最新的团聚除尘技术等。

3.1.1电除尘技术电除尘器[3]的工作原理是通过高压静电场的作用，对进入电除尘器主体结构前的烟道内烟气进行电离，使两极板（阴极和阳极）间产生大量的自由电子和正负离子，致使通过电场的烟（粉）尘颗粒与电离粒子结合形成荷电粒子，随后荷电粒子在电场力的作用下分别向异极电极板移动，荷电粒子沉积于极板表面，从而使得烟气中的尘粒与气体分离，达到净化烟气的目的。

实施烟尘超低排放技术有助于燃煤电厂实现绿色发 展，提升企业形象和社会责任感，同时满足国家及 地方环保政策的要求。
03
燃煤电厂烟尘超低排放技术方案
电除尘技术
原理
利用静电原理，将粉尘颗粒吸附到电除尘器上，达 到除尘目的。
优点
除尘效率高，处理烟气量大，适用于各种类型的粉 尘颗粒。
缺点
需要高压电源和配套的控制系统，设备投资和维护 成本较高。
04
燃煤电厂烟尘超低排放技术应用案例
电厂A的烟尘超低排放技术应用
石灰石-石膏湿法脱硫技术
电厂A采用石灰石-石膏湿法脱硫技术，通过吸收剂吸收烟气中的 二氧化硫，达到烟尘脱除的效果。
高效电除尘器
电厂A采用高效电除尘器，通过高压电场的作用，使烟气中的颗粒 物聚集并沉降，达到除尘的目的。
布袋除尘器
电厂A采用布袋除尘器，通过滤袋过滤烟气中的颗粒物，达到超低 排放的效果。
中国政府还积极参与国际环保协议，如《联合国气候变化框架公 约》和《巴黎协定》等，承诺降低碳排放和温室气体排放，加强 环境保护。这对燃煤电厂烟尘超低排放技术提出了更高的要求。
02
燃煤电厂烟尘超低排放技术概述
烟尘超低排放技术的定义
烟尘超低排放技术是指通过采用一系列高效烟尘治理技术，将燃 煤电厂排放的烟尘浓度降低到国家及地方规定的超低排放标准以 下的一种环保技术。
燃煤电厂排放的烟尘中含有多种有害物质，如硫化物、氮氧化物和碳氧化物等，这些物质 在大气中与水蒸气、氧气等反应，形成酸雨、光化学烟雾等环境问题，对人类健康和生态 环境造成严重影响。
公众健康影响
燃煤电厂烟尘中的微小颗粒物和有害气体，如PM2.5和SO2等，可长时间悬浮在空气中， 被人体吸入后会对呼吸系统和心血管系统产生损害，引发多种疾病，如肺癌、心脏病等。

******发电有限公司#6、#7机组超低排放改造（GGH改造）招标文件招标编号：第二卷技术规范书最终用户：******发电有限公司招标人：***国际经贸有限公司招标代理机构：***诚信招标有限公司2016年03月目录第一章总述 (1)1、总则 (1)2、工程概况 (2)第二章标的范围、设计参数及工期 (5)1、MGGH系统流程图（示意图、仅供参考） (5)2、MGGH改造标的范围 (5)3、MGGH与其它设备接口说明 (6)4、设计参数 (6)5、施工工期 (9)第三章技术规范 (10)1 MGGH设计引用的规范与标准 (10)2 MGGH设计说明及需专题说明的问题 (10)3 MGGH设计要求 (12)3.1 MGGH总体设计要求 (12)3.2 MGGH烟气冷却器设计要求 (15)3.3 MGGH烟气再热器设计要求 (18)3.4 MGGH 性能保证 (23)3.5 管式MGGH辅助设备要求 (24)3.6 电气部分通用要求 (34)3.7 热控部分通用要求 (36)3.8 金属监督部分通用要求 (40)3.9 支吊架安装要求 (42)3.10 保温、油漆、标示 (42)3.11 平台和扶梯 (44)第四章供货范围及交货进度 (45)1、一般要求 (45)2、供货范围 (45)3、设备交付进度 (47)第五章技术资料和交付进度 (50)1、一般要求 (50)2、资料提交的基本要求 (50)第六章技术服务和设计联络 (52)1、投标方现场技术服务 (52)2、培训 (53)3、设计联络 (54)第七章设备监造、检验和性能验收试验 (55)1、概述 (55)2、工厂检查 (55)3、设备监造 (55)4、性能验收试验 (58)第八章分包与外购 (60)第九章大部件情况 (61)第十章发货通知、箱件清单及详细装箱清单（格式） (62)第十一章投标人需要说明的其他问题 (65)第一章总述1、总则1.1******发电有限公司拟在2*640MW机组（#6、#7机组）超低排放改造工程中将原有烟气-烟气换热器（GGH）拆除，改造为管式热媒水气气换热器（以下简称MGGH）。

刘娇，１９９６年毕业于辽宁石油化工大学工业分析专业，现在中国石油抚顺石化公司质量安全环保处从事环保工作。

通信地址：辽宁省抚顺市新抚区凤翔路４５号，１１３００６。

Ｅ ｍａｉｌ：ｌｉｕｊｉａｏ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ。

浅析燃煤电厂超低排放改造策略刘娇（中国石油抚顺石化公司质量安全环保处）摘　要　抚顺石化热电厂为自备燃煤电厂，新厂区３台锅炉均为高温高压煤粉炉。

目前ＳＯ２、ＮＯＸ烟尘的排放都无法满足《煤电节能减排升级与改造行动计划（２０１４—２０２０年）》的要求，通过对热电厂新厂区３台４６０ｔ／ｈ燃煤锅烟气进行超低排放改造，每年ＮＯＸ排放量可削减１３７２ｔ，ＳＯ２的排放量削减５９４．６ｔ，烟尘的排放量削减２２８ｔ。

排放烟气中ＮＯＸ＜５０ｍｇ／Ｎｍ３，ＳＯ２＜３５ｍｇ／Ｎｍ３，烟尘＜１０ｍｇ／Ｎｍ３，达到上述国家要求。

关键词　锅炉；超低排放；ＳＯ２；ＮＯＸ；烟尘；电厂ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００５ ３１５８．２０１９．０２．０１１ 文章编号：１００５ ３１５８（２０１９）０２ ００４２ ０４０　引　言２０１４年，我国先后有多家燃煤电厂宣称实现了烟气中ＳＯ２、ＮＯＸ（以ＮＯ２计）、烟尘的“近零排放”“超清洁排放”及比天然气发电排放还要清洁的“超低排放”［１］。

此后，部分省级政府、国家有关部门通过“文件”要求新建燃煤机组和老机组达到“超低排放”要求。

１　实施超低排放的原因１．１国家法律法规的要求２０１４年５月，发改委、环保部和国家能源局联合下发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（２０１４—２０２０年）》提出具体目标；２０１５年１２月２日，国务院总理李克强主持召开的国务院常务会议，提出东部和中部地区燃煤机组超低排放改造时间提前：由原来的２０２０年提前至２０１７年和２０１８年底。

本工程按照上述烟气排放要求，在３台４６０ｔ／ｈ锅炉（１０＃、１１＃、１２＃）已建烟气处理设施基础上进行超低排放改造，要求改造后ＮＯＸ排放浓度＜５０ｍｇ／Ｎｍ３，ＳＯ２排放浓度＜３５ｍｇ／Ｎｍ３，烟尘排放浓度＜１０ｍｇ／Ｎｍ３。

54★石油化工安全环保技术★PETROCHEMICAL SAFETY A ND ENTVIRONMENTAL PROTECTION TECHNOLOGY2021年第37卷第］期牛陆合与失峯爲圮某石化厂自备电厂白色烟羽治理技术应用总结（中国石油化工股份有限公司天津分公司，天津300271）摘要：介绍了某电厂7台锅炉采用烟道冷凝+MGGH（水媒式烟气换热器）技术，进一步减少溶解性盐类和可凝结颗粒物的排放，实现了“烟气温度在非采暖季应低于48在采暖季应低于45七”的地方标准要求。

同时利用余热对烟气再加热，可以实现消除白烟的目的，通过回用冷凝水节约了系统水耗。

关键词：电厂白色烟羽总结火电厂湿法脱硫过程中，脱硫浆液与高温烟气接触，可以使烟温降低到45〜55七，烟气携带水蒸气达到饱和状态后，携带小液滴的饱和湿烟气排入大气，由于环境温度比烟气温度低，饱和湿烟气中的水分凝结小液滴，形成“白色烟羽”。

环境温度越低，环境湿度越大，白色烟羽越长。

2018年7月1日天津市正式实施《火电厂大气污染物排放标准>（DB12/810—2018）,要求“燃煤锅炉应采取相应技术降低烟气排放温度，通过收集烟气中液滴和饱和水蒸气中水分的方式，减少溶解性盐类和可凝结颗粒物的排放。

燃煤锅炉采取相应技术降低烟气排放温度后，可利用余热或其他方式对烟气再加热。

”并给出了具体的烟气降温要求，在非采暖季应低于48弋，在采暖季应低于45壬。

天津地方标准中虽然没有强制要求消白，但上海、浙江等地区地方标准已明确提出要求消白。

某石化自备火电厂已达到超净排放要求（燃气轮机组排放限值，即SO2<35mg/m\ NOx<50mg/m\烟尘<5mg/m3）,但排烟温度平均为53兀，超过标准值，需采取降温措施，对烟气进行冷凝脱水治理。

为防止地方标准进一步严格，可利用余热对烟气再加热，达到消白的目的。

1火电厂锅炉烟气排放基本情况电厂在运的7台锅炉，分别是一期3号、4号2台220t/h煤粉锅炉，二期6号、7号2台410t/h煤粉炉和三期8号、9号、10号3台420 t/h循环硫化床（CFB）锅炉,担负着为现有化工装置提供稳定、可靠的电力和蒸汽供应的任务。

燃煤电厂超低排放CEMS监测系统技术方案燃煤电厂超低排放是指燃煤电厂在进行燃煤发电的过程中，减少二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等污染物的排放，达到环保标准。

CEMS （Continuous Emission Monitoring System）即连续排放监测系统，是对燃烧过程中尾气中污染物排放进行连续监测的技术手段，对于燃煤电厂超低排放非常重要。

下面就燃煤电厂超低排放CEMS监测系统技术方案进行详细阐述。

1.CEMS监测要素选择：根据燃煤电厂超低排放的要求，选择需要监测的主要污染物，包括二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和颗粒物（PM）。

另外，还可以选择监测其他重要的污染物或转化产物，如二氧化硼、氯化物、二氧化碳等。

这些要素的监测是燃煤电厂超低排放的关键。

2.CEMS监测系统部署：CEMS监测系统应当在燃煤电厂的关键位置部署，包括燃烧过程、脱硫过程和脱硝过程等，以保证监测的准确性和全面性。

监测系统应当涵盖所有重要的监测点，如烟囱出口、燃烧炉排气口、脱硫塔出口、脱硝塔出口等。

3.CEMS监测系统传感器选择：传感器是CEMS监测系统的核心部分，需要选择高精度、高稳定性的传感器，以获得准确的监测数据。

对于SO2和NOx的监测，可以采用光谱分析法，通过测量吸收光谱的强度来计算浓度。

对于颗粒物的监测，可以采用激光散射法，通过测量散射光的强度来计算颗粒物浓度。

4.CEMS监测系统数据处理：CEMS监测系统采集到的数据需要经过处理和分析，以获取有关排放情况的信息。

数据处理方法可以包括滤波、校准、线性化等，以确保监测结果的准确性和可靠性。

数据分析方法可以包括统计分析、模型计算、实时监测等，以帮助燃煤电厂了解排放情况，并采取相应的控制措施。

5.CEMS监测系统数据报告和传输：CEMS监测系统应当能够生成相关的监测报告，并将监测数据及时传输给相关部门，如环保部门、电力监管部门等。

监测报告可以包括污染物浓度、排放量、排放浓度等信息，以及与超低排放标准的比较。

浅析MGGH烟气处理技术在国内的应用作者：郭家旺来源：《科技创新与应用》2016年第12期摘要：针对我国日趋严格的火电机组环保排放标准，MGGH换热系统通过调节除尘及脱硫系统入口的烟气温度，提高除尘及脱硫系统效率，文章介绍了MGGH技术的工艺原理，通过分析此烟气处理技术的利弊，总结出作为超低排放的高效烟气处理技术将得到广泛应用。

关键词：MGGH；烟气处理技术；低温腐蚀；除尘效率引言2015年12月2日国务院常务会议中要求在2020年前，全国对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停。

就在当月，国家发改委、环保部、能源局三部门又联合下发《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，给予发电200h发电量奖励，提高排污费同时落实减排减半征收排污费，超低排放和节能改造要加大政策激励，改造投入以企业为主，中央和地方予以政策扶持。

这一系列政策、标准的实施显示了政府对燃煤机组的污染排放的治理决心及对超低排放的鼓励与扶持。

在此背景下，MGGH作为超低排放的高效处理技术在国内已开始逐渐应用。

1 MGGH技术工艺原理与结构MGGH系统的余热利用热媒体气气换热装置系统，是由“热回收器+电除尘器+再加热器”部分组成。

MGGH-H/E（热媒水热量回收系统）设置在空预器之后，使电除尘器入口的烟气温度降低，提高烟气处理性能，MGGH-R/H（热媒水热量再热系统）设置在脱硫装置出口。

通过密闭循环流动的热媒水，将从降温换热器中获得的热量去加热经过脱硫后的净烟气，使其温度升高到90℃左右。

通过这种除尘+湿法烟气脱硫工艺从而达到高效除尘、脱硫的作用，使粉尘排放的质量浓度大大降低。

按此流程，烟气经过MGGH后，温度从120～130℃降至90℃左右，烟气中的SO3与水蒸气结合，生成硫酸雾，由于此时未进行除尘，被飞灰颗粒吸附，随后被电除尘器捕捉，并随飞灰排出，从而缓解了下游系统设备的腐蚀问题，并保证了更高的除尘效率。

火电厂烟气再循环MGGH改造项目中的换热器本体吊装方案为了提高火电厂的能源利用效率和减少环境污染，火电厂烟气再循环(MGGH)改造项目已成为火电行业的一项重要工程。

该项目的关键部分之一是对换热器本体的吊装安装工作，因此需要制定合理的吊装方案来保障工程的顺利进行。

一、工程背景及设备介绍1.工程背景火电厂烟气再循环(MGGH)改造项目旨在通过将烟道气中的余热进行回收利用，提高锅炉效率，降低排放浓度，从而达到节能减排的目的。

项目的主要设备包括换热器、管道、热风炉等。

2.设备介绍在MGGH改造项目中，换热器是其核心设备之一。

其工作原理是通过换热器将供给燃烧的空气和烟气进行热量交换，将烟气中的高温余热传给供给燃烧所需的空气，从而提高锅炉的热效率。

二、换热器本体吊装方案制定原则1.安全原则：吊装作业必须符合相关安全标准和规范，确保吊装过程中没有人员伤亡和设备损坏的发生。

2.合理性原则：吊装方案必须考虑到设备本身的结构特点和重量，选择合适的吊装工艺和设备。

3.效率原则：吊装方案应该能够保证吊装作业的顺利进行，节约时间和人力成本。

4.保障质量原则：吊装方案必须保证设备在吊装过程中不会发生变形或损坏，保障装置的牢固和安全。

1.确定吊装工艺根据换热器本体的结构特点和重量情况，采用屋面吊车进行吊装作业。

屋面吊车的臂长和吊重可以根据具体情况进行调整，以保证吊装工艺的合理性。

根据设备的重心位置和吊装点的设置，确定吊装方案和顺序。

首先进行吊装点的测量和标定，然后确定吊装索具、吊钩和其他辅助设备的使用方案。

3.组织施工人员对吊装作业需要的施工人员进行培训和组织，明确各自的责任和任务，保证吊装作业的顺利进行。

4.安全措施5.实施吊装作业根据吊装方案和顺序，实施换热器本体的吊装作业。

在吊装过程中，根据设备的实际情况进行调整和应对突发情况。

1.吊装前检查在进行吊装作业之前，对吊装设备和索具进行检查，确保其正常运转和完好无损。

检查吊装点的设置和标定情况，确认吊装方案的准确性。

2019.1 EPEM 67发电运维Power Operation0 引言近年来燃煤电厂超低排放改造后，锅炉尾部烟道上增加了一系列烟气环保处理设备及节能设备，如新增脱硝催化剂层、MGGH、脱硫吸收塔串联布置、湿式电除尘器等，诸多电厂出现了引风机出力不足导致机组无法带满负荷，运行氧量难以提升、高负荷工况长期低氧运行导致水冷壁高温腐蚀、CO 不完全燃烧、锅炉效率大幅下降等问题。

尤其是大部分电厂在新增设备时为节约成本，很大程度上进行了烟道利旧，设备和烟道布置不合理，使得烟道阻力大幅增加，引风机电耗大幅增加，甚至有电厂1个月内引风机发生3次失速，严重威胁了锅炉的安全经济运行。

由于设备本体阻力难以降低，近年来较多的电厂在技术选择上，或者进行引风机扩容改造，或者进行烟道优化降阻，或者两者结合。

引风机扩容改造仅是单纯增加引风机出力，日常运行引风机电耗并没有降低，故电厂实际上更倾向于烟道优化降阻，一方面整体工程投资相对较小，另一方面日常运行中能够降低引风机厂用电率，节能降耗。

目前，对于尾部烟道优化降阻的技术主要包括原矩形烟道改为圆烟道和针对弯头、分岔、汇流、异形的导流板局部降阻。

本文是对两种烟道优化降阻技术进行对比分析，并以某630MW 机组尾部烟道系统为研究对象，进行导流板局部降阻改造技术研究。

燃煤电厂超低排放改造后尾部烟道降阻技术对比及应用江苏国信扬州发电有限责任公司 吕景霖 谢灵鸥 西安热工研究院有限公司 梅振锋摘要：对圆烟道降阻技术和导流板局部降阻技术进行了对比，并对某电厂630MW机组整个尾部烟道系统进行了导流板局部降阻改造，针对弯头、分岔、汇流、异形等局部阻力集中位置优化设计，改造后烟道实际总阻力减小了650Pa，引风机电流减小了50A，解决了该机组引风机失速问题，每年节约电费90.5万元。

关键词：烟道降阻; 矩形烟道; 圆烟道; 局部降阻1 烟道降阻技术原理概述烟道阻力P w 主要包括沿程阻力和局部阻力：P w = (λL/d + Σζ) ρv 2/2其中，λ为沿程阻力系数，L 为烟道长度，d 为烟道内径，ζ为弯头、分岔、变径、异形等的局部阻力系数，ρ为烟道内流体密度，v 为烟道内流体速度。

燃煤电厂超低排放改造对颗粒物排放浓度的浅析梁硕（新疆维吾尔自治区环境监测总站，新疆乌鲁木齐市830011）【摘要】为使大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即颗粒物排放浓度不超过10mg/m 3。

本文对新疆某三家燃煤电厂A #、B #、C #三台机组超低排放改造前后颗粒物的排放浓度进行比较分析。

结果表明，改造后三台燃煤机组颗粒物排放浓度同比改造前降低了69.5%、72.5%、69.2%，超低排放改造明显降低了颗粒物的排放浓度，对颗粒物减排起到较大影响。

【关键词】超低排放；颗粒物；燃煤火电厂【中图分类号】X773【文献标识码】A【文章编号】2095-2066（2017）35-0067-02颗粒物是大气中一种重要的污染物,随着经济的发展,能源消耗量不断增加,大气颗粒物污染呈加重趋势。

我国的主要能源消耗为煤炭,大气污染总体上呈煤烟型污染[1]。

燃煤电厂是消耗煤炭大户又以颗粒物等为主要污染物,排放量巨大。

燃煤电厂经除尘后烟气中PM 2.5和PM 10所占比例迅速增加,最终排放的烟气中颗粒物以PM 2.5为主[2]。

与可吸入颗粒物(PM 10)相比,细颗粒物(PM 2.5)粒径更小,更易吸附有害物质,经呼吸进入人体后可沉积于肺间质或穿过肺泡进入血液循环系统[3]直接对人体健康造成危害。

为了更有效的降低燃煤电厂各类污染物排放,国家多部门推行燃煤电厂超低排放改造工程,即颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不超过10mg/m 3、35mg/m 3、50mg/m 3,是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。

本文选取新疆某三家燃煤火电厂的A #、B #、C #三台燃煤机组,分别在超低排放改造前后,进行手工监测分析,并保证在工艺稳定、催化剂的品质和用量一定、负荷正常的条件下进行颗粒物对比测试,监测断面设置在脱硫后管段,使监测数据更具有代表性。

为后期污染物普查提供参考数据。

1颗粒物采样方法(1)超低排放改造前颗粒物的采样依据《固定污染源排气中颗粒物和气态污染物采样方法》(GB/T 16157-1996)进行。

开展汞的环境行为研究
研究汞在环境中的迁移、转化和归趋，以及与其他污染物的相互作用，为制定 有效的控制措施提供科学依据。
创新技术研发
研发高效低成本的脱汞技术
针对燃煤电厂的实际情况，研发高效、低成本、易操作的脱汞技术，降低汞的排 放浓度和总量。
探索多污染物协同控制技术
研究燃煤过程中其他污染物的控制技术与汞排放控制的协同作用，实现多污染物 的综合控制。
放降低到较低水平。
案例二
欧洲某中小型燃煤电厂采用选择性 非催化还原技术（SNCR）和氧化 剂联合脱除汞的方法，取得了良好 的效果。
案例三
日本某燃煤电厂通过优化燃烧工况 和采用高效除汞剂等措施，成功降 低了汞的排放浓度。
案例比较与启示
国内外的典型案例在燃煤电厂汞污染控制方面均取得了显著成效，但技术路线和实 施方案存在一定差异。
垃圾焚烧
垃圾焚烧过程中也会产生 一定量的汞排放。
工业生产
某些工业生产过程中，如 氯碱厂、农药厂等，也可 能产生汞排放。
汞污染的危害
神经毒性
汞对神经系统有毒性作用，长期接触低浓度汞可引起头痛、失眠、记 忆力减退等神经衰弱症状。
免疫毒性
汞能够影响免疫系统的功能，降低机体抵抗力，增加感染和过敏的风 险。
鼓励公众参与
建立健全公众参与机制，鼓励公众对燃煤电厂汞污染问题提出意见和建议，促进环保意识的提高和环保行动的落 实。
THANKS
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通过调整燃烧室内的温度、氧气浓度 和停留时间等参数，促进汞的氧化和 凝结。
添加剂
向炉膛中添加具有脱汞作用的添加剂 ，如钙基吸收剂、活性炭等，吸附和 转化汞。
燃烧后脱汞技术
烟气洗涤
通过洗涤塔、布袋除尘器等设备洗涤烟气，使烟气中的汞被 去除。

某1000MW机组MGGH技术应用分析针对传统湿法脱硫系统中烟气-烟气再热器（RGGH）阻力大、腐蚀严重、二次污染等问题，本文介绍了MGGH技术的工艺原理，并以某1000MW机组为例，将其与传统RGGH进行了技术、经济比较，比较结果表明采用MGGH技术进行改造，能够有效提高SO3脱除率，电除尘效率，实现烟气余热利用、烟气零泄漏，满足环保要求。

标签：MGGH；余热利用；1000MW；脱硫；除尘引言随着“史上最严”的中国火电大气污染物排放新标准的执行，煤电企业面临空前的环保压力。

目前国内火电机组脱硫后净烟气加热多采用RGGH（烟气-烟气换热器），RGGH的腐蚀、堵塞、泄漏等问题突出，严重影响燃煤火电机组环保达标，因此不少火电企业探寻适合新形势的烟气超低排放技术。

低低温烟气处理系统（Mitsubishi recirculated nonleak type gas-gas heater，MGGH）是源自日本三菱公司。

该工艺中，原烟气加热热媒水，加热后的热媒水通过循环泵加压，加热净烟气。

该工艺系统具有无泄漏、不易堵塞、无二次污染、系统稳定性高等特点。

1、MGGH工艺原理MGGH工艺流程及系统如图1、2所示，在锅炉空预器后（或电除尘后）设置烟气冷却器，回收烟气余热，通过热媒水闭式循环，在烟气加热器中释放热量，加热脱硫后的净烟气。

对于布置在空预器后的烟气冷却器，原烟气烟温由120～130℃降到90～100℃，烟气实际流量降低，可以除去绝大部分SO3，并提高除尘效率。

净烟气烟温由40～50℃，加热至75～80℃，解决了烟囱出口石膏雨现象。

2、MGGH技术在1000MW机组中应用设计2.1 MGGH换热器布置方案某1000MW机组MGGH烟气冷却器采用顺排H型翅片管，两级布置。

第一级布置在空预器与电除尘之间的水平烟道，第二级布置在脱硫吸收塔入口水平烟道。

MGGH烟气加热器采用顺排螺旋型翅片管，布置在湿式电除尘出口垂直烟道。

火力发电厂超低排放改造低低温省煤器（MGGH）1、概述：我国火电厂大气污染物排放要求的提高，必将促进环保治理技术不断创新和进步。

低低温省煤器(MGGH)系统是在借鉴国外先进技术的基础上，结合我国燃煤电厂实际情况进行创新开发的一种适合我国国情的环保治理新技术和新工艺。

应用低低温省煤器(MGGH)系统与电除尘技术结合形成的低低温电除尘技术，将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，在大幅提高除尘效率的同时可以高效捕集SO3 ，保证燃煤电厂满足低排放要求，并有效减少PM2.5 排放。

而且低低温省煤系统还可以将回收的热量加以利用，具有较好的节能效果。

且通过将低低温省煤器(MGGH)系统降温段回收烟气余热，将热量利用于脱硫岛出口的烟气加热器，将脱硫出口净烟气温度抬升至安全温度以上，以减轻“石膏雨”现场，并降低烟囱防腐维护费用。

山西中源科扬节能服务有限公司是国家备案的节能服务公司，长期致力于烟气余热回收利用领域的技术研发及推广，拥有最先进的烟气余热回收利用技术，可以为客户提供最佳的余热回收利用方案，是集软件、硬件与服务为一体的综合服务商。

国内多个燃煤电厂低低温省煤器(MGGH)系统的成功投运证明，这一技术可以很好地满足最严格的排放标准要求，具有显著的经济效益和广阔的市场前景。

低低温省煤器系统与电除尘器系统的结合，不但扩大了省煤器及电除尘器的适用范围，而且为实现节能减排开辟了一条新路径。

2、低低温省煤器(MGGH)系统介绍低低温省煤器(MGGH)系统是一个闭式循环系统,主要由布置于电除尘器前的冷却器和布置于脱硫塔后的烟气加热器，配套热媒水辅助加热器、循环水泵、补水系统、热媒体膨胀罐、清灰装置、加药装置以及其它辅助系统组成。

冷却器和烟气加热器间的中间传热媒介为除盐水，该系统设置一个补水箱和补水泵，除盐水水源自带压力进入补水箱，通过补水泵进入MGGH闭式循环管路系统，直至充满整个系统，待热媒水膨胀罐达到一定液位时，启动热媒水循环泵，热媒水经循环泵升压后进入烟气冷却器回收烟气余热，加热后的除盐水进入烟气烟气加热器加热脱硫后的低温烟气，经烟气烟气加热器冷却后的除盐水回水到介质热媒水循环泵入口。

国家技术发明一等奖燃煤机组超低排放关键技术路线与应用1月8日，国家科学技术奖对外发布，浙江大学能源工程学院高翔教授领衔，与浙江省能源集团有限公司合作的“燃煤机组超低排放关键技术研发及应用”项目获得国家技术发明奖一等奖。

目前，通过与企业的产学研用合作，这一成果在全国十多个省市的1000MW、600MW、300MW等级燃煤机组和中小型热电机组上实现了规模化应用，累计装机容量超过1亿千瓦，近三年应用上述发明成果新增销售109.6亿元。

何为超低排放？超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术使其大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组标准的排放限值，即烟尘不超过5mg/m³、二氧化硫不超过35mg/m³、氮氧化物不超过50mg/m³，比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降75%、30%和50%，由浙能集团在2011年首次提出，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。

相关大气污染物排放浓度限值如下表：在国家和省部级科研项目的持续支持下，高翔研发团队和浙能集团等单位经过长期的产学研用合作，对NO x、PM、SO2、Hg、SO3等多污染物高效协同脱除技术进行了深入研究，研发了高效率、高可靠、高适应、低成本的燃煤机组超低排放关键技术——多污染物高效协同脱除超低排放系统，实现了复杂煤质和复杂工况下燃煤烟气多种污染物的超低排放，让燃煤变得更加清洁，其技术路线为：1）针对烟尘，采用低低温电除尘、湿式电除尘、高频电源等技术，实现除尘提效，排放浓度不超过5mg/m³；2）针对二氧化硫，采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环、分区控制等技术，对湿法脱硫装置进行改进，实现脱硫提效，排放浓度不超过35mg/m³；3）针对氮氧化物，采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术，实现脱硝提效，排放浓度不超过50mg/m³；4）针对汞及其化合物，采用SCR改性催化剂技术，可使汞氧化率达到50%以上，经过吸收塔脱除后，排放浓度不超过3μg/m³；5）针对三氧化硫，采用低低温电除尘、湿式电除尘等，排放浓度不超过5mg/m³。