精品电厂应用一通PGC节煤减排增效系统项目研究建议书40企业正式版最新.docx

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精品电厂应用一通PGC节煤减排增效系统项目研究建议书40企业正式版最新

XX电厂有限公司600MW煤粉锅炉

应用一通PGC-7B型节煤减排增效系统

项

目

建

议

书

XX省环境保护基金会

2012年7月

前言

当前，加快建设资源节约型、环境友好型社会，以科学发展观为指导推动国民济发展，以政府为主导、企业为主体、全社会共同推进的节能减排工作的格局正在形成。

加大节能减排实施力度，开发和推广经济实用的节能减排技术，推进清洁生产，已成为企业重点工作的一部分。

XXXX电厂有限公司装机总容量2×600MW，2006开始投产运行，机组可在额定负荷下连续运行。

配套2×600MW发电机组的是上锅超临介循环流化床煤粉炉二台，单台锅炉蒸发量设计额定参数为1900T/H，实际运行参数为1800T/H，单炉日耗煤量约4500吨，全年耗煤量约300万吨，煤的平均低位发热值5100大卡左右，是国内外各地混煤，配有发电煤耗即时测量和累加装置。

脱硫方式采用湿法石膏烟气脱硫装置，装有SO2、NOx和烟尘等在线监测装置。

XXXX电厂有限公司高度重视节能减排工作，为了充分挖掘节能潜力、降低企业能耗，提高环保绩效，保持企业可持续发展的需要，XXXX电厂有限公司《600MW煤粉锅炉应用一通PGC-7B型节煤减排增效系统项目建议书》特由广东省环保基金会编制。

一通PGC-7B型节煤减排增效系统（简称PGC-7B型节煤减排增效系统），是一种应用面广、实施不难、效益显著的节能减排优化技术。

第一部分项目提出的背景及建设的必要性

一、节能减排任务艰巨

（一）节能减排是一项硬任务

1、“十二五”节能减排任务艰巨，到期不完成的要问责。

国务院发布“十二五”节能减排主要目标：

2015年比2010年，全国万元国内生产总值能耗下降16%，其中天津、上海、江苏，浙江、广东5省市下降18%；二氧化硫排放总量下降8%；氮氧化物排放总量下降10%。

国家发改委主任张平称：

（2011年）节能减排目标任务没有完成的三个指标，第一是能源消耗的强度；单位GDP二氧化碳排放强度因此也没有能够完成。

第三就是氮氧化物的排放。

年初指标是下降1.5%左右，但实际结果不仅没有下降，还增长了5.73%。

可以用“大相径庭”这样一个词来形容，压力非常大。

广东省的情况是：

经国家环保部核定，与2010年相比，2011年广东省空气中的两项主要污染不降反升------二氧化硫排放量上升1.03%，氮氧化物排放量上升4.90%，导致广东“十二五”期间的减排压力剧增。

在这样的背景下，节能污染减排形势极其严峻，任务极其艰巨，国务院发布“十二五”节能减排主要目标的能耗下降、二氧化硫、氮氧化物都列为强制减排指标，并实行问责制。

各地的上级强调下级一把手、到了基层就是企业一把手是节能减排工作的第一责任人，要确保节能减排责任和措施落实到位，到期不完成节能减排任务的必须问责。

2.要寻找实施较容易、效果显著的节能减排方法。

在“十一五”节能和减排潜力已经较大程度释放的情况下，“十二五”节能和减排的压力和难度都十分大。

节能和减排的指标分解下达后，普遍担心难以完成。

有些企业、有些地方的万元GDP能耗、氮氧化物排放总量不降反升。

如果不采取切实有效措施，必将难以完成“十二五”节能减排目标，也拖累公众十分关注的空气达标率。

在这种情况下，非常需要寻找实施较容易、效果显著的节能减排方法。

（二）新环保标准发布实施，实现低碳发展，都需要采取切实有效的措施认真应对

1、新的环保标准的发布实施，大气污染物排放更加严格。

据环保部门测试，燃烧1吨煤，要向大气排放15千克粉尘、20千克二氧化硫、7千克氮氧化物。

新《环境空气质量标准》发布实施，标志着环境保护工作的重点开始从污染物排放总量控制管理阶段向环境质量管理阶段，从控制局地污染向区域联防联控，从控制一次污染物向控制二次污染物，从单独控制个别污染物向多污染物协同控制转变。

也就是说，对大气污染物排放的控制更严，控制的污染物指标更多。

新的火电标准提高了对污染物排放控制的要求，必然需要加大环保投入，由此导致企业生产成本增加、盈利空间缩小，甚至运营亏损。

例如，被列为“十二五”强制减排指标的氮氧化物如何脱硝；如何提高二氧化硫处理能力；如何改造现有的电除尘达到新提出的引起公众关注的PM2.5控制等，火电厂都面临不少急需解决的难题，其中，电改袋的讨论已经沸沸扬扬。

2.我国需要推广容易实施、经济而减碳总量较大的减碳方法。

党中央、国务院对于应对气候变化、实现低碳发展十分重视，把它作为促进经济社会发展与人口资源环境相协调、推动科学发展的重大举措之一，作出了一系列战略部署。

我国在哥本哈根联合国气候变化大会召开前公布了控制温室气体排放的行动目标，到2020年全国单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%至45%。

我国将把这个目标分解纳入“十二五”和更长期的国民经济和社会发展规划。

现在宣传低碳生活，但减碳的重任落在火电企业，已经下达或即将下达的减碳（CO2）任务如何完成呢？

优化能源结构和节约能源是探索低碳发展道路的一个重要方面，对减碳有很大潜力。

依靠技术进步，积极寻找容易实施、经济而减碳总量较大的减碳方法，力求取得明显成效，这是我国应当优先选择的减碳路子。

（三）亟待寻求实施容易、最经济的节能减排方法

我国以防控PM2.5为重点的提升环境空气质量的举措中，有下列一些措施：

加强能源清洁利用，优化能源结构和用能方式，控制区域煤炭消费总量；鼓励清洁生产，加强末端控制，狠抓二氧化硫、氮氧化物、挥发性有机物和颗粒物（PM）减排。

这些都与燃煤企业有直接的关系。

1.抓好重点耗能行业的节能降耗，提高能源利用效率，控制煤炭消费总量。

《国务院关于加强节能工作的决定》明确指出：

解决我国能源问题，根本出路是坚持开发与节约并举、节约优先的方针，大力推进节能降耗，提高能源利用效率。

节能是缓解能源约束，减轻环境压力，保障经济安全，实现全面建设小康社会目标和可持续发展的必然选择，体现了科学发展观的本质要求，是一项长期的战略任务，必须摆在更加突出的战略位置。

为了贯彻落实节能降耗和治污减排任务，各地都提出了降低单位GDP能耗、工业增加能耗和产品能耗的目标，落实节能减排的措施，并对重点耗能企业能源利用情况进行监控，与企业签订节能目标责任书等等。

抓好重点耗能行业的节能降耗特别重要，电力行业是国家实施节能减排的重点领域。

现时全国电厂发电平均煤耗虽然有所降低，但是，与国际先进水平比较仍然高出不少，一年比人家多消耗煤炭以亿吨计。

电力行业实施节能减排，除了现在强调的“上大压小”等措施之外，采用节能环保的新技术，实施节能和燃料的清洁燃烧也是一个重要方面，也是火力发电低碳发展的必由之路，对降低火力发电的标准煤耗和用煤总量有举足轻重的作用。

节能优先、效率为本，大力开展能源节约与资源综合利用，是企业降低成本，提高效益，增强竞争力的必然选择。

提高煤炭利用效率，降低企业的生产成本；进行煤炭的洁净燃烧，减轻燃烧产生大量的污染物导致大气污染和酸雨，同时减轻烟气脱硫、脱硝、除尘投资大、运行费高、企业负担重的难题，都是燃煤迫切需要解决的问题。

2.燃煤锅炉治理有无蹊径？

发展洁净煤技术是解决我国能源环境问题的重要途径。

“十二五”期间，我国经济将继续保持平稳较快发展，能源需求会持续增长，资源环境约束十分突出，电力供应保障难度加大。

加强能源保障和节能减排意义重大、压力巨大。

2012年3月5日温家宝总理在十一届全国人大五次会议政府工作报告提到：

要推进节能减排和生态环境保护。

优化能源结构，推动传统能源清洁高效利用……。

锅炉燃煤污染控制是当前发展洁净煤技术的重点，对节约能源和治理大气污染都有非常现实的意义。

我国如果"一刀切"地将燃煤锅炉改为燃气，存在投资过大、燃气供应短缺等问题，短期内不现实。

国家发展和改革委员会能源研究所能源系统分析研究中心副主任冯升波说，煤炭在我国能源结构中占主导地位，我国一次能源消费仍以煤为主，煤炭占消费总量的70%，在当前和今后相当长的时期内，煤炭在一次能源中的主导地位难以改变。

燃煤污染是我国大气污染的主要源头，大气中60%以上的粉尘、70%以上的二氧化硫、50％的氮氧化物都与煤炭燃烧有关。

针对目前我国燃煤锅炉高能耗、高污染等问题，发展洁净煤技术成为专家关注的焦点。

什么是洁净煤技术？

冯升波告诉记者，洁净煤技术是指在煤炭开发、加工、转化、应用过程中，旨在提高效率、减少污染的技术。

我国以煤为主的能源结构是客观存在，在今后几十年时间里，发展洁净煤技术是解决中国能源环境问题的重要选择。

对于目前社会公众比较关注的PM2.5问题，新型洁净煤技术包括燃烧前控制，即在燃烧前降低煤中的外在矿物质含量；燃烧中控制，即采取措施抑制煤中矿物质的气化过程，并促进气化后矿物质的聚结，对防控PM2.5有较好的效果。

为解决燃煤造成的污染问题，我国正在大力发展煤的洁净燃烧技术，从燃烧工艺上提高燃烧效率的同时，采用净化燃烧，减少污染物排放。

这种办法实施比较容易，初始投资极少，既有经济效益又有环境效益，是一种对节能降耗、清洁生产和环境保护都有积极意义的有效措施。

3.燃煤电厂应倡导寻找多种污染物协同治理，经济实用的协同减排新模式。

标准加严必然要求火电企业进一步增加环保投资，这对于本就缺钱的火电企业来说，无疑是雪上加霜。

成本和可实施性是火电机组进行环保设施改造面临的主要困难。

目前电厂的烟气脱硫、脱硝技术存在最大的问题是造价高、运行费用大、企业负担重；而且，操作管理麻烦，设施运行的问题多，不能正常运转的不在少数。

脱硝是否重复脱硫老路？

如果全靠末端处理实现达标排放，成本将是最高的。

采用烟气脱硝技术，脱硝率虽然高，但价格昂贵，如某电厂4×300MW机组烟气脱硝工程，采用选择性催化还原（SCR）工艺，设计脱硝效率80%，工程投资3.39亿元。

NOx、SO2、PM对环境的危害大，是造成光化学污染、PM2.5污染和灰霾的重要原因，是污染减排的难点。

我们需要寻找经济实用的降硫脱硝等方法，用最少的社会成本推动NOx、SO2、PM2.5、CO2减排。

为了鼓励发电企业脱硫，我国特别增加了上网电价补贴。

现在要进行降氮脱硝，电厂自然也会要求实施烟气脱硝电价政策：

对企业运行脱硝装置给予经济补贴。

然而，提升电价又会引起生产成本和物价连锁反应。

好的污染减排技术和路子，除了有明显的污染减排效果，又要显示它的经济性，即投资省、运行费用低，同时，方便管理，运行简单化，这才是中国特色的环保治理手段。

如何用最少的社会成本来推动二氧化硫、氮氧化物、PM的减排，是必须认真权衡的问题，我们需要寻求适合我国国情的、经济的降硫、脱硝、减PM的技术和路子，以最小治理成本达到较优的减排效果。

专家建议，企业在制定节能减排方案时，应正确处理依法达标与成本控制之间的关系、节能与减排的关系、节能减排与资源节约之间的关系，优化污染治理设施的设计和运行，使污染治理设施建设投资少、易管理，实现节能减排与经济效益双赢。

节能和燃料清洁燃烧是最容易实施、最经济的节能减排有效措施。

在传统污染物控制模式中，主要对各种污染物设计各自的控制设备，各自为战。

专家提醒，从各项污染物的达标可行性来看，最难的是烟尘（PM10、PM2.5），其次是二氧化硫和氮氧化物。

火电厂氮氧化物控制应该以低氮燃烧技术为基础，低氮燃烧改造是最重要的环节之一，脱硝应首先进行低氮燃烧技术改造。

尤其是燃煤电厂应倡导协同处置取代各自为战，多种污染物协同治理，经济实用的协同减排新模式。

第二部分PGC-7B型节煤减排增效系统简介

一、研发背景：

国家能源政策对节能、减排的要求

一直以来，能源短缺的问题在考验着中国经济的发展，能源一旦短缺，将成为我国经济发展的制约瓶颈。

面临当前的严峻形势，我国政府制定了关干能源发展战略的总体方针“坚持开发和节约并重，把节约放在首位”，相继制定和颁发了一系列的政策和法规，来规范企业的能源使用。

二、PGC-7B型节煤减排增效系统为节能减排提供应用面广、实施简便、效益显著的技术支持

PGC-7B型节煤减排增效系统，不只是助燃作用，而是既有助燃作用，又有增燃作用，节能效果和效益特别好；不是烟气治理（脱硫脱硝）技术，而是一种洁净煤技术（燃料清洁燃烧技术），炉内脱硫脱硝；不是单一污染物控制系统，而是多种污染物协同治理、协同减排系统；不是占地大、投资大、操作管理复杂、运行费用高的系统，而是占地小、投资低、创造显著经济效益的系统。

PGC-7B型节煤减排增效系统的应用，可以大大减轻节能减排的压力和难度；是一种以节能带动减排的值得推广的实用方法。

PGC-7B型节煤减排增效系统，是一种我国拥有完全自主知识产权、简便实用的节能降硫脱硝增效技术系统，目前已经完成产品研发、多种用途实际试用和产品生产基地建设，正在全面推广应用。

PGC-7B型节煤减排增效系统在研究和技术开发方面，打破传统的助燃技术理论，是不燃不爆，无腐蚀，安全稳定技朮，适用于各种“化石能源”的全新技术。

三、PGC-7B型节煤减排增效系统的作用机理

1、该系统依据燃烧动力学、量子化学理论，运用电荷云“同极共振”的物理原理技术，同时运用同极“微爆”和碰撞机理，在类似强电场下的极化效应作用，其主要作用是使载体中的电荷云在物理作用下同向极化，使本来对外不呈现物理能的载体能够呈现物理能，并辅以少量的化学药剂作为辅助手段，在燃煤炉设定温层里，当经PGC-7B型节煤减排增效系统处理的辅助专用增效剂接触并充分混合到燃煤中时，具有特别的物理电荷云共振效应的载体，对燃煤中的碳链电键结构实施攻击重整，从而减少煤燃烧裂解所需活化能消耗，并在碳得到更充分燃烧的同时离析出煤碳链中氢原子团（裂解并释放链接氢）等自由基团参与燃烧，增加燃煤热效率；同时，使燃煤中残炭、煤焦油等难以燃烧的物质，发生裂解反应，生成易燃物，使残炭完全燃烧。

2、专用增效剂中的催化剂等能够促使两种強放热反应在炉膛里同时进行：

一是是甲烷化反应（燃烧不同阶段产生的气体CO和CO2在催化剂作用下与裂解释放出来的H2发生反应，生成甲烷参与燃烧并伴隨强放热化学反应），二是由上过甲烷化反应生成的H2O引发焦炉煤气（主要成分H2、CO、CO2）发生的反应（俗称水煤气反应）。

从而形成一种复合多级的链式增燃效应，使放热反应更加完善，充分放热,。

是一种先进高科技创新技术。

3、由于PGC-7B型节煤减排增效系统的作用，使单位燃料在炉内获得更多发热量，并降低燃煤着火点,减少氧消耗，实现延长燃烧时间，炉膛温度和氧分布更加均匀，使燃烧达到最完全状态；增加燃料炉内发热量，达到增燃,节煤、污染物减排目的；同时，达到燃煤炉养护之功效。

4、PGC-7B型节煤减排增效系统的节能原理并不是试图提高炉效来提高热效率，而是改变燃料性质。

已经改变性质的燃料，在炉膛内燃烧时，可以产生四种效果：

（1）燃料可以在炉内释放出更多热量，因此，节煤效果非常显著。

（2）燃烧中的燃料与受热面之间可以产生5um的“互斥壁垒”。

使本来洁净的受热面不结焦，已结焦的受热面焦质酥松脱落，收到脱焦效果。

（3）在燃料燃烧过程中阻止低热反应的发生，并把硫份变成硫酸盐等晶体形式固化在灰渣里，减少二氧化硫等有害物质的生成。

（4）形成低氮燃烧状态，同时利用互斥电荷能量场辅与烧成物的选择性尾端还原特性，使氮氧化物排放降低。

同时具有消除结焦、改善热传导效率和固硫、降氮、消烟作用。

原煤在锅炉中燃烧产生的烟尘和灰尘粘结在炉膛内壁、水管、烟道及除尘设备上，使空气通流面积逐渐减小，气流阻力增大，热传导效率降低，能源消耗增加，同时设备壁厚因腐蚀而减薄。

使用一通全自动节煤减排增效系统后，可产生电荷共振场互斥效应，使炉膛结垢物酥松，继而粉化脱落，对锅炉及其辅机设备除灰、清焦、抑制结焦、防止碳焦再粘附等保护作用和效果，有效地延长锅炉及除尘设备的使用寿命。

由于煤中的可燃性硫，通过PGC-7B型节煤减排增效系统，无论在低温或高温都能使硫以硫酸盐的形式固定在炉渣中，降低烟气中二氧化硫、三氧化硫的排放量。

应用PGC-7B型节煤减排增效系统后，煤更适合于低氧的条件燃烧（在燃烧过程中改变燃煤结构，减少裂解所需的活化能消耗,改变燃烧速率并使需氧量减少，形成低氧燃烧形态，同时，由链接氢的释放引导形成一种复合多级的链式增燃效应是在低氧状态下进行），减少助燃风量，因而减少氮氧化物（NOx）的生成。

PGC-7B型节煤减排增效系统是一种低氮燃烧技术。

电厂最大的热损失是排烟热损失，由于我们是低氧燃烧可以减少送风量和引风量，最大限度减少排烟热损失和污染物排放。

上述四种效果，是供需双方关注的热点所在。

PGC-7B型节煤减排增效系统的效能：

节煤率8%以上，消除锅炉受热面结焦70～95%，降低二氧化硫排放30%以上，降低氮氧化物排放30%以上，降低PM及PM2.5达50%以上。

四、PGC-7B型节煤减排增效系统有三项技术突破

1.在节能机理上有突破，既有助燃作用，又有增燃作用，节能降耗效果特别显著，可以达到8%以上，这是一个了不起的节能降耗指标，用户会取得显著的经济效益。

应用PGC-7B型节煤减排增效系统，以最低节煤率8%计，发电煤耗可降低23g/kwh～28g/kwh。

2.改变燃料形态，降低污染物排放。

PGC-7B型节煤减排增效系统能在燃烧过程中改变燃料结构，减少燃烧裂解所需的活化能消耗，改变燃烧速率和极度雾化及选择性尾端还原，使需氧量减少，形成低氧燃烧状态；链接氢引导形成一种复合多级的链式增燃效应需在低氧状态下进行。

低氧燃烧可以减少送风量和引风量，最大限度减少排烟的热损失和减少二氧化硫、氮氧化物、PM等污染物生成。

3.适用性强，占地极小，投资低。

PGC-7B型节煤减排增效系统为独立装置，不需改造锅炉和附属设备，不影响电厂设备的安全运行，不改变电厂设备运行程序；而且，占地极小，不受锅炉原系统各种设备、设施、机械的限制，该装置通过全自动远程控制处理设备将经PGC-7B型系统处理后专用辅助增效剂液、按一定的要求均匀喷在煤中或通过自带输送系统喷入一次风管到锅炉炉膛内即可。

此装置作为降硫、降氮、降PM设施，其建造根据炉型大小仅需数十万元至数百万元，与动辄需要几千万、1亿多元建造的烟气脱硫或脱硝设施相比，极具成本优势。

并且其本身具有节煤赢利效能，可在短期内收回投资。

PGC-7B型节煤减排增效系统除设备造价较低外,其专用增效剂也是一种能够使燃煤在较大程度上清洁燃烧的高科技环保产品，其用量极少，能在较大程度上解决节煤和燃煤污染两大难题。

其专用增效剂投加量只需万分之一（100PPM）,并且是目前国内唯一能用于煤粉锅炉、循环流化床锅炉的专用增效剂，还可以广泛用于链条锅炉以及水泥窑、陶瓷窑……等工业窑炉。

适用于烟煤、褐煤、无烟煤、贫煤和各种混杂煤、动力配煤及工业、家庭用型煤，不同煤种均可使用。

专用增效剂为水溶性液体，不含碱重金属，不是氧化剂,无毒无害，无腐蚀，无污染。

五、应用PGC-7B型节煤减排增效系统的功效

1.企业会取得可观的经济效益。

显著的节能减排效果，用户会取得：

节煤降耗效益，由于清碳除焦给企业带来的设备运行以及人工效益，设备寿命延长的效益，降低与节煤率对应的制粉成本，国家和地方节能奖励，清洁生产和污染物减排、降低脱硫、脱硝成本等效益，非常可观。

燃煤量越大，煤价越高，效益越大。

2.能够作为电厂NOx控制的首选技术。

环保部颁布的《火电厂氮氧化物防治技术政策》明确指出：

低氮燃烧技术应作为燃煤电厂NOx控制的首选技术。

一通全自动节煤减排增效系统是一种低氮燃烧技术。

该系统与低氮燃烧器联合使用，脱硝效率将会更高。

3.降低电厂烟气中二氧化硫、氮氧化物、PM（颗粒物）的浓度和排放总量。

使用PGC-7B型节煤减排增效系统，虽然降硫降氮的比例不是很高，但是，一个电厂全部锅炉、一个地区所形成的减排总量则很可观，而这些污染物减排量是很容易取得的。

虽然在有些重点地区或一些二氧化硫、氮氧化物排放大户可能不能完全取代烟气脱硫、脱硝，但烟气脱硫、脱硝的效率就不需要很高，从而可以大大降低昂贵的烟气脱硫、脱硝设施的建设投资和烟气脱硫剂、脱硝催化剂的使用量、设施运行的人工、电耗等运行成本。

4.实现传统能源的高效清洁利用、低热值燃料得到充分利用。

PGC-7B型节煤减排增效系统不但使煤炭等传统能源高效清洁燃烧，使从工艺上减少污染物物的产生，而且具有突出的“增燃”效能，可以使我国大量的煤矸石、脏杂煤、煤泥,木煤等低热值燃料得到充分利用，提高采用低热值燃料的锅炉的热效率和低热值燃料利用率，节约燃料成本。

5.多种污染物协同减排，顺应加严的环保排放标准。

PGC-7B型节煤减排增效系统能够同时进行减硫（SO2）、减氮（NOx）、减颗粒物（PM）、减碳（CO2），这是一种能够顺应排放标准加严的实施容易的方法。

煤燃烧国家重点实验室的研究结果：

静电除尘器对粒径为10μm左右的颗粒的收集效率为96%左右，而粒径为0.1μm～1μm左右的颗粒的除尘效率只有50%～65%，直径越小的细颗粒物，不能被静电除尘器收集去除而排放到大气中去就越多。

现在，以PM2.5为重点的大气污染治理已经启动，火电和工业锅炉被列为重点治理对象，静电除尘器怎样才能防控PM2.5已经提到议事日程。

火电和工业锅炉也是减碳的重点对象，碳捕获技术的成本很高。

应用PGC-7B型节煤减排增效系统还有一个作用是减碳，以1吨煤燃烧产生2.6吨CO2计，一间电厂、一个地区仅节煤而减少的CO2排放量就非常可观；而且，PGC-7B系统作用机理中的甲烷化反应等，也减少了CO2排放量。

6.有利于排放权交易，碳排放权交易。

很容易得到的SO2、NOx、烟尘与PM、CO2的减排总量对本企业扩大生产将有重要作用，完成“节能减排目标责任”就有余地；所获取的减排量若用于排污权交易、碳排放权交易，会有很好的经济效益。

例如，2009年重庆市1吨SO2排放权成交价为6150元；到了2011年，陕西省排污权平均成交价SO2为16630元，NOx为7900元，山西省排污权交易基准价暂定为二氧化硫1.6万元/吨；广东即将开展排污权和碳排放权交易，……。

六、适用范围

PGC-7B型节煤减排增效系统适用於大、中、小型循环流化床锅炉、煤粉锅炉、链条锅炉、水泥窑、陶瓷窑……工业窑炉等。

适用于烟煤、褐煤、无烟煤、贫煤和各种混杂煤、动力配煤及工业、家庭用型煤。

七、PGC-7B型节煤减排增效系统使用方法

（一）安装方式

对不设煤粉仓、煤磨后煤粉即直接喷入炉内、输煤皮带计量准确的或通过煤磨进行计量煤粉的，可直接在输煤进煤磨前加装PGC-7B型节煤减排增效系统，亦可加装在一次风总风管处。

（二）PGC-7B型节煤减排增效系统运行简介

1、预处理系统：

（1）专用增效剂激活处理：

专用增效剂在核心处理器中激活处理，然后导入二级处理器。

（2）水活化处理：

按核定的稀释比例在活化处理器将所需用水活化，然后加入二级处理器，与已导入的经核心处理器激活的专用增效剂进行均化反应。

（3）放效处理：

将专用增效剂导入三级放效处理器进行放效处理，达到设定的节能减排效能数据后，输入储剂罐中。

（4）预处理系统控制器：

以上运行中的专用增效剂使用量、稀释倍数以及核心处理器、活化处理器的运行控制程序，均根据入炉煤热值以及蒸气流量、压力、涵热等因素的信号传感、设定的节能减排效能数据，通过预处理系统控制器确定和控制。

2、中央控制系统：

（1）中央控制系统控制器与给煤机或蒸气流量计等多级传感器联动，调整和控制输入炉内的剂量。

（2）将经预处理后的剂液，通过泵、管道定量输送，经超声喷雾器雾化后均匀喷在煤中；或者在煤磨前经一次风总风管上经导入器加入，与煤粉一起喷入锅炉炉膛内（煤粉炉）。

（三）PGC-7B型节煤减排增效系统原理图

PGC-7B型节煤减排增效系统的部分设备

第