目前，国内火力发电厂广泛采用SCR(选择性催化还原法)控制NOx 的排放。不同的催化剂适宜的反应温度不同，而且脱硝装置的进口烟气温度随锅炉负荷变化而变化。当锅炉负荷降到机组负荷50%～60%时，反应器放口温度较低，一方面催化剂活性会比较低，另外一方面，还原剂氨与烟气中的SO3反应生成硫酸氢氨会沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆的活性降低。目前，国内外SCR 系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为320℃～420℃，因此有必要对现有的部分SCR入口烟温不满足条件的脱硝装置进行改进，使其能够对进入脱硝反应器的烟气进行温度控制，使烟气进入温度保持在催化剂的反应温度区间内，保证锅炉在全负荷区间内实现氮氧化物的达标排放，同时提高脱硝催化剂的使用寿命。
1火电机组低负荷时SCR入口烟温情况调研
通过现场调研、调查问卷的方式，主要对中电投集团内典型火电厂(机组装机包括300MW级、600MW级、1000MW级;锅炉主要为煤粉炉，煤种包括贫煤、烟煤、无烟煤、褐煤;燃烧方式包括四角切圆、W型火焰、前后期对冲燃烧;位置包括东北、西北、中部、华北、东部、西南。)低负荷时SCR入口烟温情况进行了调研。
2 SCR脱硝装置全负荷运行改造技术
SCR系统设置最低运行温度目的是使进入SCR反应器的烟气温度维持在氨盐沉积温度之上，以防止生成硫酸氢铵堵塞催化剂孔隙，降低催化剂活性。要实现SCR脱硝装置全负荷运行，技术路线有2条：1、使烟温适应脱硝系统，需要改造锅炉热力系统或烟气系统对烟温进行控制;2、使催化剂适应烟温，采用低温催化剂同时脱除烟气三氧化硫。目前低温催化剂及三氧化硫脱除技术尚处于研发阶段，没有相关应用业绩，因此本文主要介绍技术路线1。
提升脱硝装置入口烟温目前主要有以下5种方案，即：省煤器分级、加热省煤器给水、省煤器烟气旁路、省煤器水旁路、省煤器分隔烟道。下面对5种方案及其优缺点、适用范围等进行简单介绍。
(一)省煤器分级
省煤器分级即将原单级布置省煤器分成两级布置，一级布置在SCR反应器的入口，另一级布置在SCR反应器出口，在不升高预热器入口烟气温度的前提下提高SCR反应器的入口烟气温度。
优点：不增加控制系统，不改变整个热力系统的热力分配和运行、调节方式，不提高排烟温度，不降低锅炉热效率。
缺点：投资成本高、施工难度大、改造工期长，不适合老机组改造;催化剂运行温度提高，在满负荷运行时存在催化剂烧结风险。
(二)加热省煤器给水
通过抽取蒸汽加热或者其他方式加热省煤器给水，减少省煤器烟气-水的传热温差来减少烟气-水的换热，提高省煤器出口烟温。需要对锅炉蒸汽和给水管道实施改造，增设临时增压系统。
优点：改造工期短，施工简单。
缺点：增加升温控制系统;烟气温度提升有限;排烟温度提高，锅炉热效率
降低。
外高桥第一电厂机组采用炉水加热省煤器给水，机组40%负荷时SCR烟气温度提升约30℃。
(三)省煤器烟气旁路
省煤器烟气侧设置旁路，在低负荷时部分高温烟气通过旁路，减少省煤器烟气侧放热，以提升SCR入口烟温。
优点：烟温提升效果好，控制简单。
缺点：烟气挡板存在积灰卡塞可能;需要对锅炉钢架改造，施工难度及工程量较大;排烟温度提高，降低锅炉热效率。
(四)省煤器水旁路
省煤器水侧设置旁路，低负荷时减少省煤器给水水量，减少水侧吸热，以提升SCR入口烟温。
优点：投资少，施工简单、工程量小。
缺点：烟温提升能力小;旁路水量过大时，省煤器存在沸腾风险;排烟温度提高，降低锅炉热效率。
安徽平圩电厂#1、#2机组采用省煤器水旁路方案，低负荷时SCR入口烟温提升约10℃。
(五)省煤器分隔烟道
在省煤器烟道内设置分隔板，形成数个烟气通道，在低负荷时利用挡板门关闭相应的烟气通道，减少省煤器吸热，提高烟气温度。
优点：改造工程量相对较少，控制简单。
缺点:挡板门存在积灰卡塞可能;低负荷运行时，流场恶化，烟气流速加快，存在省煤器磨损风险;排烟温度提高，降低锅炉热效率。
上海吴泾电厂#11机组采用省煤器分隔烟道方案，在低负荷时SCR入口烟温提升约30℃。
(6)方案技术经济比较
3 结论
从对中电投集团电厂省煤器出口烟温调研情况来看，国内有相当一部分电厂在低负荷时脱硝系统无法连续运行。目前，国家对污染物排放的要求越来越高，对电厂而言，NOx排放量的控制至关重要，低负荷脱硝系统改造空间和市场巨大。
从低负荷脱硝技术方案选择来看，以上五种方案各有优缺点和适用范围，应根据电厂实际情况选择经济技术最优方案。
从经济性来看，设置低负荷脱硝连续运行装置，一方面能获得脱硝电价的补贴，另一方面能免除NOX排放超标缴纳的巨额罚款。在获得较好的经济效益时，同时满足国家减排的产业要求，在环保方面做出巨大贡献，具有很好的经济和社会效益。
