火力发电厂超低排放改造低低温省煤器（MGGH）
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停地改进革新和进步。低低温省煤器(MGGH)系统是在借鉴国外先进的技术的基础上，结合我国燃煤电厂真实的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，在大幅度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，并有实际效果的减少 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，具备比较好的节约能源的效果。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。
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国内多个燃煤电厂低低温省煤器(MGGH)系统的成功投运证明，这一技术能很好地满足最严格的排放规定要求，具有非常明显的经济效益与广阔的未来市场发展的潜力。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合使用的范围，而且为实现节能减排开辟了一条新路径。
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，直至充满总系统，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。
烟气冷却器的除盐水进口水温一般为65-75℃，进入烟气烟气加热器的除盐水温度为100℃左右。一般在设计工况下，烟气冷却器吸收的热量满足将烟气烟气加热器的烟气温度抬升至安全温度。但在低负荷等工况时，烟气冷却器回收的热量不足以满足烟气烟气加热器的使用上的要求时，需将经烟气冷却器加热后的热媒水进入热媒水辅助加热器进一步加热后进入烟气烟气加热器以满足烟气烟气加热器装置的设计要求。
MGGH 系统由布置于除尘器入口的烟气余热回收装置和布置于脱硫塔后的烟气余热再热装置组成。一般冷却器受热面管束安装在除尘器前的烟道内，烟气加热器受热面管束安装在脱硫塔后的烟道内，冷却器及烟气加热器换热管束一般为H型翅片蛇形管组组成，冷却器大多数都用在吸收除尘器入口的高温烟气余热，烟气加热器最大的作用为利用冷却器回收的热量对脱硫出口烟气的进行再加热，提高烟囱入口的烟气温度，降低烟囱入口的SO2浓度及烟气含尘浓度。
由循环水泵、循环水管道、阀门等形成封闭式的循环水路，依靠循环水泵提供动力(控制循环水量)，使循环水在管路内形成闭式循环水路，并达到热量传输的效果。
热媒水膨胀罐是由储水罐、液位计及其配套仪表、管路等组成，用于吸收管路内循环水的体积膨胀量，补充管路内的水量，保持系统管路内压力的稳定。
辅助蒸汽加热器是由蒸汽加热器、液位计及其配套仪表、管路组成。当冷却器回收热量不足时，通过辅助蒸汽加热循环水补足热量。
吹灰器是由声波吹灰器及其配套的压缩空气管路、阀门等组成。定期或定压进行喷吹，用于冷却器换热面积的清灰、除垢，降低系统阻力，保证换热效果。
加药系统是由加药罐及其配套管路阀门等组成，用于调整循环水水质。3、低低温省煤器(MGGH)技术特点
低低温省煤器技术是通过布置在电除尘器入口的低低温省煤器降温段将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，同时满足湿法脱硫系统工艺温度最低的温度要求。
⑴将电除尘器入口烟气温度降低至酸露点温度以下，使烟气中大部分SO3 冷凝形成硫酸雾，粘附在粉尘表面并被碱性物质中和，粉尘特性得到很大改善，比电阻大幅度的降低，从而大幅度提高除尘效率。
⑵可大幅度减少 SO3 和 PM2.5 排放。电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，气态 SO3 将转化为液态的硫酸雾。因电除尘器入口含尘浓度很高，粉尘总表面积很大，为硫酸雾凝结附着提供了良好条件。SO3 去除率通常可达90%以上。
目前，火电厂烟囱出口常常会出现冒“蓝烟”现象，对于燃烧高硫煤和安装选择性催化还原脱硝装置的锅炉，这种现象尤为明显。蓝烟主要是由烟气中 SO3产生的酸性气溶胶造成的。酸性气溶胶的粒径很小，一般 在0.01μm～1μm 之间，属于二次生成的PM2.5，影响大气能见度，是造成雾霾天气的“元凶”之一。
湿法脱硫系统虽然对 SO3 有一定的脱除效果，但由于 SO3 在吸收塔内冷凝成粒径很小的硫酸气溶胶，且脱硫浆液对 SO2 的吸收速率远大于 SO3 的吸收速率，导致吸收塔对硫酸气溶胶的脱除效果不佳。低低温省煤器技术可大幅度提高除尘效率，实现低排放，在大量减少总尘排放的同时也减少了 PM2.5 排放量。
由于湿烟囱没有净烟气的再加热措施，脱硫后的净烟气排放温度较低，烟气自烟囱排出后，不能有效的抬升扩散到大气中。
带有饱和水的净烟气在排放过程中部分被冷凝成液滴，由于烟气不能迅速的消散，烟气中携带的粉尘和液滴聚集在烟囱附件并落到地面，形成“石膏雨”的现象。
低低温省煤器系统利用冷却器回收的烟气余热，输送至脱硫岛后的烟气加热器，将脱硫出口的净烟气温度抬升至75℃以上，有效缓解了“石膏雨”现象。
火电厂通过一系列超低排放的手段，在脱硫后已经将烟气内污染物浓度降至最低，但腐蚀性的元素主要除去的是硫，在脱硫岛出口的净烟气中含有大量的氯化物及氟化物，具备很高的腐蚀性，且经过脱硫岛后，净烟气温度很低，基本处于以上两种物质酸露点温度以下，所以火电厂一般在烟囱防腐上花费很大代价，或应用脱硫前烟气—净烟气(回转式GGH系统)抬升净烟气温度，但回转式GGH系统存在漏风、腐蚀等诸多问题。使用低低温省煤器(MGGH)系统，完全解决了以上问题，一方面大大节约了烟囱防腐成本，另一方面不可能会出现回转式GGH系统存在的诸多问题。
脱硫系统要确保其脱硫效率，需要严控反应烟温在70～90℃。由于锅炉排烟温度正常工况下都高于反应烟温的上限，反应烟温设计上需要由吸收塔内喷水量来控制调节。烟温高，喷水量增大，否则，喷水量减少。
由于在烟道内增设了换热装置，低低温省煤器增加的阻力由引风机克服，对引风机而言，虽然压头增大，但处理烟气流量减少，电耗基本持平，对脱硫增压风机而言，由于处理烟气流量减少，电耗将会下降。因此，从总体上来说，整个电厂的电耗也得到降低。由于处理烟气流量减少，电耗将会下降。因此，从总体上来说，整个电厂的电耗也得到降低。
○ 江苏华电扬州发电有限公司2×330MW机组低低温省煤器(MGGH)改造项目
由于扬州发电有限公司330MW机组的锅炉排烟温度比较高，本次改造，考虑采用低低温省煤器技术，将除尘器入口烟气温度由135℃降至90℃，回收烟气的余热，用来加热凝结水及将脱硫岛出口烟气温度由50℃抬升至75℃以上，来提升除尘器效率，减少脱硫工艺用水及增加机组能效的目的。
每台机组共安装4套低低温省煤器，通过低低温省煤器回收烟气余热，用于抬升脱硫岛出口烟气温度，代替原烟气GGH系统，防止石膏雨的形成及防止烟囱腐蚀，同时加热部分7号低加入口凝结水，提高机组发电能力。
改造前，除尘器入口烟气温度约135℃，经改造，换热器尾部排烟温度可降到90℃，此区间烟气降温幅度为45℃，其中回收的热量部分用于将320t/h的主机凝结水由61℃加热至86℃，热量共计9400KW。
经过低低温省煤器(MGGH)系统改造后，除尘器出口粉尘排放值≤35mg/Nm3。经低低温省煤器、电除尘器和湿法脱硫系统后，PM2.5 在总尘中的比例约为 50%，低低温省煤器技术可大幅度提高除尘效率，实现低排放，在大量减少总尘排放的同时也减少了 PM2.5 排放量。
烟气经过低低温省煤器(MGGH)降温段，由于烟气冷却器将烟气温度降低至酸露点温度附近，气态 SO3 将转化为液态的硫酸雾。因电除尘器入口含尘浓度很高，粉尘总表面积很大，为硫酸雾凝结附着提供了良好条件，SO3 去除率达到90%以上。改造后，大幅度提高除尘效率，减少了PM2.5 排放，并通过脱除大部分 SO3，有实际效果的减少了大气中硫酸盐气溶胶(二次生成的PM2.5)的生成。
锅炉排烟被低温省煤器由135℃冷却至90℃，对于脱硫塔而言，相当于用于这部分烟气温降的喷水被节省下来。90℃的水蒸气焓值基本不变，故单位质量喷水吸收的热量基本不变。假定原有喷水温度为20℃，根据可用烟气余热量计算结果，可计算得到每台机组年节省脱硫塔喷水约10万吨左右，折合人民币12万多元。