燃煤锅炉在低负荷时，若脱硝入口烟温低于脱硝催化剂正常工作温度窗口，会导致脱硝系统退出运行，为解决这一问题，各发电厂纷纷开展脱硝烟温提升改造。改造后，基本实现机组正常调峰负荷内脱硝不退出，但是机组启动和停机过程仍然无法实现全负荷段脱硝投入。针对以上问题，研究了机组启、停机操作过程的烟温提升技术，并应用于某发电厂启、停机过程中，实现了脱硝全负荷投入运行，为燃煤锅炉实现全负荷脱硝投入提供参考。

近年来随着环境的恶化，国家越来越重视对于环境的保护。随着国家颁布GB13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》并实施后，大量的燃煤锅炉都配有SCR（选择性氧化还原技术）脱硝装置，而SCR催化剂的正常运行对进口烟气温度有一定要求（300~420℃），对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，通常按照锅炉正常负荷的省煤器出口烟温设计，当锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟气温度会低于下限值，无法满足脱硝装置的温度要求。目前，火电机组基本参与调峰，这就造成锅炉经常会在低负荷段运行，而此时省煤器出口烟气温度偏低，过低的烟气温度不能满足脱硝系统连续、稳定的投运要求，导致NOX排放值超过国家排放标准。

为了解决火电机组低负荷脱硝系统被迫退出运行的问题，国内开展了大量的理论研究，并对相关设备进行改造，提高锅炉烟温适应催化剂，但是仍然不能实现全负荷段脱硝投入运行。针对完成脱硝烟温提升改造后的锅炉，提出机组启停机烟温提升技术，并在某发电厂成功实现全负荷脱硝运行，为国内燃煤电厂提供参考。

1国内全负荷脱硝技术改造现状

全负荷脱硝投入是指发电机组在网运行时，脱硝系统保持在任何负荷段全程投入，即发电机并网的同时，脱硝系统已投入，并实现NOX达标排放。实现全负荷脱硝技术有以下2条路线：

（1）开展锅炉脱硝烟温提升改造，通过提高锅炉烟温适应催化剂。改造方案主要包括省煤器烟道分隔挡板改造、省煤器分级改造、省煤器水侧旁路改造、省煤器烟气旁路改造以及回热抽汽补充给水加热改造。

完成改造后，大幅降低了脱硝低温退出的负荷点，基本实现40%额定负荷脱硝入口烟温不低于300℃（详细数据见表1），保证机组正常调峰负荷内（40%~100%额定负荷）脱硝全程投入，但是仍然不能实现全负荷段脱硝投入运行。

表1脱硝烟温提升改造后效果对比

（2）让催化剂适应锅炉烟温，采用低温催化剂替代现有催化剂。常规催化剂的连续运行温度为300~420℃。低温催化剂连续运行温度为275~420℃，脱硝效率不小于85%。但是，低温催化剂价格要高于常规催化剂，使用低温催化剂会增加投资，低温催化剂价格较常规催化剂高出50%左右。且因宽温SCR催化技术尚不成熟，只有极少低温脱硝催化剂应用于工程实践，未得到实践认可，不具备广泛推广的条件。

2全负荷脱硝技术的研究

脱硝烟温提升改造后，40%额定负荷以上均能实现脱硝全程投入，但是在机组启、停过程，负荷低于40%额定负荷，脱硝入口烟温低于300℃，脱硝系统被迫退出运行。机组启、停过程中，由于炉内热负荷低，锅炉给水温度也相应降低，必然导致各级受热面烟温下降，脱硝退出。在脱硝系统改造的基础上，必须优化启、停机操作，提升脱硝入口烟温，实现全负荷脱硝投入。

2.1机组停机过程烟温提升技术

2.1.1提高锅炉烟气流量或烟气温度

（1）降低入炉煤平均热值，提高入炉煤平均水分。在相同负荷下掺烧低热值、高水分煤种，将使总煤量增加，不仅降低炉膛火焰平均温度，而且增大了总烟气流量，减少各级受热面吸热量占烟气总热容量的比例，从而提高SCR入口烟温。

（2）提高锅炉烟气氧量。增加锅炉一、二次风量，提高烟气氧量，增加烟气流量，减少各级受热面吸热量占烟气总热容量的比例，提高了烟气温度。通常氧量提高1%，脱硝入口烟气温度可提高3~5℃。