水电之家讯：导读：我国环保企业借鉴日本MGGH工艺，并结合国内燃煤电厂实际情况，将余热利用和电除尘性能结合在一起，开发了适合我国的低低温烟气处理系统。目前，国内在300MW、600MW、1000MW机组均已有低低温烟气处理系统的应用。
作为火电厂烟尘治理最主要设备的传统电除尘器，面对燃煤电厂锅炉排烟温度高导致的烟气体积流量增大、烟尘比电阻升高等突出问题，只能通过被动增加电除尘器比集尘面积、电场数目等方式提高电除尘效率。不但增加了成本，扩大了设备占地，且并未解决高比电阻粉尘的问题。
同时，湿法脱硫工艺在高效脱除硫氧化物污染物的同时，也造成脱硫后饱和烟气在烟囱出口遇冷凝结形成“石膏雨”或“烟羽”，形成二次污染。为适应日益严格的火电厂烟尘治理要求，需要有效地解决此类问题。
低低温烟气处理系统（MGGH）作为一种新型高效的环保工艺系统，具有提高除尘效率，克服传统GGH易堵塞和SO₂泄露等问题，消除烟囱“烟羽”等环保节能的综合优点，符合我国发展绿色循环经济的要求，已获得国内包括环保企业、设计院、火力发电厂等单位的关注。
本文基于华能榆社电厂MGGH系统改造情况，在简单介绍MGGH系统的同时，对于MGGH系统作为一种新工艺在运行过程中的几个控制关键点进行探讨，并提出参考意见。
1、MGGH技术应用背景及工艺原理
1.1应用背景
MGGH工艺路线源于日本为提高环保排放控制综合要求，在原有电除尘+湿法烟气脱硫工艺（单一除尘、脱硫工艺）的基础上开发的，采用无泄漏管式水媒体加热器的湿式石灰石-石膏法烟气脱硫工艺。我国环保企业借鉴日本MGGH工艺，并结合国内燃煤电厂实际情况，将余热利用和电除尘性能结合在一起，开发了适合我国的低低温烟气处理系统。目前，国内在300MW、600MW、1000MW机组均已有低低温烟气处理系统的应用。
1.2工艺原理
低低温高效烟气处理系统综合应用烟气余热利用技术，通过热回收器回收空预器出口烟气余热，使除尘器入口温度由120～150℃降低至90～100℃。烟温的降低促使粉尘比电阻相应降低，进而大幅提高除尘效率，并有效脱除烟气中绝大部分的SO3，满足低排放要求，节省湿法脱硫工艺耗水量，减少烟囱水汽的排放。热回收器回收的热量由热媒体运输至烟气再加热器，将脱硫出口烟气温度由约50℃升高到80℃左右，从而避免烟囱降落液滴，减轻烟囱腐蚀，提高烟气排放抬升高度，消除“烟羽”视觉污染。
2、工程及改造方案
华能榆社电厂2×300MW机组原有炉后烟气治理路线为脱硝+预除尘器+循环流化床干法烟气脱硫+脱硫电除尘器，因现有2台300MW发电机组燃用煤质为含硫量较高的中高硫煤（含硫量约在2%左右），经过现有的脱硫装置后的2台机组SO₂出口排放浓度400mg/Nm3。同时脱硫电除尘器受电除尘器本身效率所限（原除尘系统按粉尘排放标准100mg/Nm3进行设计），粉尘排放浓度约100mg/Nm3，不能满足最新环保要求。而且由于机组运行多年老化等原因，空预器出口的排烟温度可达到150℃，较高的排烟温度更进一步造成除尘器、脱硫系统实际运行工况偏离设计工况，造成烟囱出口排放超标。为了满足排放标准，厂方需对烟气治理设备进行升级改造。
厂方首先考虑对于原脱硫系统进行改造，按“一炉一塔”的方案新建两套石灰石-石膏湿法脱硫系统，但湿法脱硫系统必须配套GGH或湿烟囱，而考虑到传统GGH固有的缺点及湿烟囱改造成本高的问题，厂方最终决定采用低低温高效燃煤烟气处理系统+石灰石-石膏湿法脱硫系统，同步对原有预除尘器+脱硫电除尘器进行提效改造，对原有设备进行技术升级。
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