1、背景 在众多的燃煤电站脱硝技术中，选择性催化还原法(SCR)技术是应用最广，且技术成熟的烟气脱硝方法，己成为目前电站锅炉脱硝的主流技术。在商业上研制出SCR低温催化剂前，SCR比较广泛的是运行温度处于320～450℃的中温催化剂。由于电站锅炉在大气温度较低和低负荷运行时，烟气温度会低于SCR适用温度300℃，发生催化剂堵塞，降低催化剂的活性。此时SCR停运，烟气排放浓度将不能满足国家环保要求。 2、烟气升温系统的技术原理 该烟气升温系统的目的是为了解决汽包锅炉某些工况烟气温度过低，导致SCR脱硝无法正常投运的技术问题。该系统是对现有的锅炉水系统进行改造，而提出的利用水泵将部分高温炉水输送至锅炉省煤器水侧进口与给水混合，以提高给水温度，进而提高锅炉省煤器出口烟气温度，使之温度达到SCR脱硝的适用温度。本烟气升温系统适用于超临界、亚临界、汽包炉、直流炉，强迫循环炉、自然循环炉等各种锅炉。 3、烟气升温系统的有益效果 通过增加省煤器给水升温系统，将汽包中的炉和省煤器的给水的混合从而提高了省煤器入口的温度，从而减少了水和烟气的温差，导致烟气放热量的减少，使得省煤器出口烟气的温度有了一定程度的提高。即保证了汽包锅炉在低负荷和/或大气温度低的条件下SCR反应器正常运行，从而保证了在低气温和低负荷条件下锅炉烟气排放质量也能够达到国家标准。 烟气升温系统是通过水侧改造，有效的解决SCR入口烟温低而脱硝停止运行的问题，较水侧的其它方法有提升烟气温度的幅度大，系统简单，改造投资少，对其它工况影响小的特点。而和烟气侧改造方法相比本系统的最大特点是改造范围小、投资少，施工期短，与目前较常用的省煤器分级提高烟温方法至少可节省一半以上的投资费用。 4、应用实例 4.1 上海外高桥发电有限公司亚临界300MW汽包锅炉 4.1.1 烟气升温系统改造效果 当机组在35%额定负荷（136MW）时，其系统运行参数如图5所示。在锅炉35%额定负荷（136MW），锅炉烟气流量650t/h，省煤器给水流量365.5t/h，省煤器烟气进口温度396℃，省煤器给水进口温度224.7℃，省煤器给水出口温度265℃。此时，省煤器烟气出口温度300℃，低于SCR脱硝系统投运的最低温度314℃。因此，必须提高锅炉省煤器出口烟温，即提高SCR入口温度，才能使SCR脱硝系统投入运行。 经过改造，应用该烟气温升系统，省煤器出口烟温可以达到315℃，符合SCR脱硝系统的进口温度要求。当锅炉负荷升高，在不投运烟气升温系统，省煤器出口烟温也可达到SCR 脱硫系统条件温度时，该系统自动关闭，不影响原来系统的正常运行。 4.1.2 烟气升温系统改造收益 根据改造机组去年预热器温度小于314度，负荷大于120MW时的电量以及脱硝补贴电价（0.8分/kW.h）计算，年脱硝电价收益约380万元。 机组实现低负荷脱硝后，排放浓度将从400mg/Nm3下降到100mg/Nm3，年可减少近70万元排污费，以及近200万元的免除脱硝电价处罚费。 机组在低负荷时投运脱硝装置，增加脱硝运行成本以及烟气升温系统投入增加的成本全年约225万元。 综上所述，烟气升温系统的改造年可实现净收益约为425万，项目总投资约500万元，投资回收期约为1.18年。 5、结束语 该烟气升温系统适用于亚临界和超高压的汽包锅炉，包括自然循环汽包炉和强迫循环汽包炉，具有提升烟气温度幅度大，系统简单，改造范围小，改造投资少，施工工期短，对其它工况影响小等特点，将有广泛的应用前景和巨大的推广市场。