2015年6月，国家环保部对福建若干长期处于低负荷运行工况而无法投运脱硝系统的发电厂的复函，复函中明确了火电机组要进行低负荷工况下投运脱硝改造，实现低负荷运行排放不超标。对于低负荷脱硝改造，近两年来已有一些电厂进行了相关的改造，甚至个别发电厂可通过技改实现点火初期至并网前的全时段脱硝，众多发电企业、电科院及环保厂商目前均对此项技术仍处在研究和观望阶段。
投运脱硝的最基本条件是烟温要达到催化剂的最低工作温度，即使是使用低温催化剂，也需要一个提高烟气温度的过程，如果单从燃料点火加热角度，无论如何是不可能实现的。目前大多数的改造方案也仅针对并网前后的低负荷段的投运方式，如前不久，国投姚孟电厂宣布，他们通过优化运行调整，完成了并网前投运脱硝的技术改造。
现在对于低负荷投脱硝，也就是烟温低于催化剂工作温度的时候投入，主要从两大方向进行改进，第一是选用低温催化剂，但由于目前低温催化剂(可低至120℃工作温度)尚处于研究阶段，具体投入商用的时间不确定，所以对用户和电科院来说也不作为技术改造的研究重点;第二就是提高脱硝系统入口温度，这是目前研究的主流方向，目前在此领域的专家及机构推荐的主流改造方案由以下几种：
1增加省煤器烟气旁路
方案描述：在省煤器进口位置的烟道上开孔，抽一部分烟气通过旁路至SCR接口处，设置烟气挡板，增加部分钢结构，在低负荷时减少经过省煤器用于给水加热的烟气，提高进入SCR反应区的烟气温度。
优点：
投资成本较低，实施简单，增加设备少。
缺点：
提高了锅炉排烟温度，降低锅炉热效率(0.5%~1.5%);
旁路烟气挡板门处容易发生积灰、卡涩，还可能导致烟气内漏，在关闭状态也会影响锅炉热效率;
在满负荷时内漏烟气可能会使反应器内烟温超过400℃，有可能因催化剂的烧结而导致活性降低。
如果机组长期运行在低负荷区间，该方法有一定优势。
2增加省煤器工质旁路
方案描述：给水旁路在低负荷时通过调节阀调节旁路给水流量，是省煤器进水量减少来降低省煤器的吸热，使省煤器出口烟温提高。
优点：
n改造相对简单，烟温调节区间要求不高(10℃以内)时可适当考虑。
缺点：
n由于省煤器给水的换热系数远小于烟气，所以给水旁路调节烟温的效果不明显;
n由于进入省煤器的给水量减少，会导致省煤器出口超温;
n省煤器给水旁路的存在降低了给水与烟气的换热效果，使得排烟温度升高，降低了锅炉热效率(0.5%~1.5%)。
3省煤器采取分组布置
方案描述：将原有省煤器靠烟气下游部分受热面拆除，在SCR反应器后增设一定的省煤器受热面。给水先通过位于SCR反应器后面的省煤器，再引至位于SCR反应器前面的省煤器。这样通过减少烟气在SCR之前的传热面实现提高烟温的目的。
优点：
n锅炉的总的热量分配和排烟温度与改造前相比基本保持不变，保证了锅炉热效率不受影响;
nSCR入口烟温可提升范围大。
缺点：
n省煤器改造量大，投资成本相对较高;
n改造后脱硝催化剂的运行温度整体提高，可能偏离催化剂的最佳反应温度，有催化剂烧结的风险;
n增设的SCR后省煤器需要一定空间安装，场地要求更高。
为保证高负荷下SCR安全运行，本方案改造的重点是如何最大比例的分割省煤器面积。一般以锅炉夏季BMCR负荷下SCR入口烟温不超过400℃作为分割原则，以此计算省煤器分级改造的效果，以某600MW级机组改造设计方案为例：
为保证SCR入口烟温在夏季BMCR负荷下不超过400℃，可按照此原则进行省煤器分级，分级后，SCR入口烟温在高负荷下提高19℃，在低负荷下提高18℃，在SCR出口新增H型鳍片省煤器保证改造后不升高锅炉排烟温度，不降低锅炉效率。
考虑到SCR之后烟道高度及截面尺寸有限，烟气流场分布不均匀，省煤器局部磨损需要特别关注，需要对SCR出口烟道进行流场模拟计算，以便对烟气流速高的区域重点布置防磨设备。
在SCR尾部布置新增的省煤器受热面需要对尾部烟道做设计改造，该方案工程投资巨大，除原有省煤器拆除和新省煤器安装外，工程需要涉及新增省煤器支吊安装，SCR反应器下方的烟道改造(重新设计烟道)以及与反应器烟道的热补偿连接，给水管的应力校核，给水管道、集箱、连接管道的增加、安装、支吊SCR基础钢架的校核与加固，SCR反应器的仪控和测点的移位，增加吹灰器，平台扶梯等，改动量大，工程比较复杂。该方案改造后对锅炉经济性不管高负荷还是低负荷都不影响，锅炉的运行方式也没有改变，综合考虑更适合于新建机组改造。
4低负荷时提高给水温度
方案描述：低负荷时通过提高省煤器前给水的温度以达到减少给水在省煤器处的吸热量，从而减少烟气在省煤器处的热量损失，最终达到提高SCR反应器中烟气温度的目的。提高给水温度的措施主要有炉水给水混合提温、增加低压省煤器、弹性回热技术(可调式抽汽补充加热锅炉给水)。
(1)炉水给水混合提温系统(GRS)
方案描述：利用炉水泵或是增加循环泵，将省煤器出口或汽包下降管的部分高温热水送入省煤器进口混合，从而提高和控制省煤器入口水温，减小省煤器传热温差，间接提高省煤器出口烟温。但此方案在增加省煤器旁路的方案基础之上，增加了一套省煤器再循环系统，包括：再循环泵，压力容器罐，调节阀，截止阀，止回阀，以及相应的疏水系统。
某600MW机组宽负荷脱硝省煤器再循环方案设计参数如下：
在保证省煤器安全的情况下，可以在35%BMCR负荷以上维持SCR入口烟温在320℃以上。75%负荷不需要开启系统时不降低锅炉效率，低负荷需要提升SCR入口烟温时，提高了排烟温度，降低了锅炉效率。
如在增加省煤器给水旁路方案的基础之上，进一步改善SCR入口烟气温度，需要设置一条再循环泵旁路系统，系统稳定可靠，在高负荷下不调节时不会对锅炉产生影响。工程的复杂在于泵和阀门以及旁路的采购安装，停炉周期短。
改造后，在高负荷下，不需要泵循环热水以及旁路给水，因此不会影响到锅炉正常运行，经济性跟改造前一样。在低负荷下，需要泵循环热水以及旁路部分给水，锅炉排烟温度会升高，效率会有所降低，如35%负荷下，锅炉排烟温度提升9.2℃左右，锅炉效率降低0.49%。采用热水再循环方案后，高负荷下，锅炉效率不变，而低负荷下锅炉效率降低，燃煤量增加。
(2)增加低压省煤器
方案描述：在空预器后电除尘前增加低压省煤器，利用烟气余热加热给水，提高进入省煤器的给水温度，减少烟气换热，提高进入SCR反应器的烟气温度。
优点：
n利用锅炉烟气余热，降低了锅炉整体排烟温度，提升了锅炉热效率。
缺点：
n低压省煤器积灰、含尘烟气冲刷、低温腐蚀的风险比较大;
使用技术先进的低压省煤器可以提高锅炉热利用率，结合其他提升SCR入口烟温的方法同时使用可以弥补其他方法增加排烟温度的缺点。目前部分电厂已进行了增加低温省煤器的改造，如果进一步稍加改进，可实现低压省煤器功能。
(3)弹性回热技术(可调式抽汽补充加热锅炉给水)
方案描述：在高压缸处选择一个合适的抽汽点，并相应增加一个抽汽可调式的给水加热器。在负荷降低时通过调门控制加热器入口压力，从而维持给水温度基本不变。使得低负荷下省煤器入口水温提高，出口烟温相应上升。
优点：
n增加了低负荷下的抽汽量，提高了热力系统的循环效率;
n提高了机组的调频能力和调频经济性，确保了机组调频运行的安全性;
n减少了水冷壁前给水的欠焓，提升了锅炉的水动力安全性。
缺点：
n减少了省煤器的传热温差，提高了排烟温度;
弹性回热技术具有很好的应用案例(上海外高桥三厂)，同时其结合锅炉、汽机各系统的应用难度也比较高。
以上几条方案如果单独使用都会对机组效率造成影响，通过对各种技术方案的分析和比较，再考虑各种方案的结合效果，专家给出了以下推荐方案：
n方案1：弹性回热技术+低压省煤器
n方案2：烟气旁路+给水低温换热器
方案一分析：用弹性回热技术提高烟温，也会提高排烟温度，通过低压省煤器增加了锅炉热效率，将排烟温度又降下去，同时保证改造的性能的经济指标。
目前已实现的脱硝投入最短时间的，就只有上海外高桥三厂1000MW机组使用的弹性会热技术提高锅炉给水温度，以此减小烟气经过省煤器的焓降，同时使用邻机蒸汽加热尾部受热面、一次风及二次风，以提高点火前炉内的空气温度，从多角度快速提高点火后的尾部烟温，这种改造技术设计面广，难度较大，但获得机组效率最高。
方案二改造内容：本方案是在省煤器烟气旁路改造方案的基础上进行了一些改进，在SCR反应器和空预器之间增加了少部分与低压省煤器类似的低温换热器，通过管道和阀门将低温换热器和原有的省煤器进行了连接。
方案二运行方式：
高负荷下烟气旁路关闭，水路通过阀门控制使低温换热器与省煤器串联运行。
低负荷下烟气旁路开启，水路通过阀门控制低温换热器与省煤器并联运行，分流水量可以调节。
5结语：
虽然从专业角度上看，点火即投脱硝在目前是很难实现的，但是既然已经出现了这样一个概念，而且很多研究单位和发电企业在这方面也已经开始研究甚至尝试，相信用不了太久，类似更严厉的减排规定会相继出台，所以，不论从社会效益还是企业自身效益的角度，争取做出一个超前的方案，不管从公司利益还是从社会责任的角度出发，都应该在这方面投入更多精力，深入调研，在环保事业上尽自己的一份力。
