为适应火电机组灵活性改造要求，机组需在超低负荷下安全稳定运行，其中低负荷脱硝改造是重要组成部分。分析了以往燃煤机组 SCR脱硝系统低负荷下退出的原因，介绍了宽负荷脱硝改造方案，其主要包括：提高 SCR入口烟温技术，使用宽温度范围催化剂和采用碱性吸附剂脱除烟气中SO3技术。

从初投资、改造工期、改造效果、其他收益等方面全面比较了各方案优缺点，提出“因厂制宜，因机制宜”的改造思路。同时指出，由于碱性吸附剂脱除 SO3技术具有消除蓝色烟羽、预防空气预热器堵塞、防治设备腐蚀、减少脱硫废水产生量和重金属协同脱除等其他技术不具备的额外收益，未来应加快发展。

2017 年，全国火电装备平均利用小时数为3 836.6 小时， 与 2016 年相比，除山东、北京、河北外，其它省份利用小时数均有不同程度降低，很多煤电企业面临负荷较低的压力。统计资料显示：我国大容量火电机组调峰深度不到 50%，北方地区热电机组调峰深度只有 20% 左右。 2016 年能源局发布《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，标志我国正式启动火电灵活性改造示范试点工作。

火电灵活性改造要求机组实现在超低负荷下（负荷下限从原来的 45% 下调至 30%，甚至更低）安全稳定运行、负荷快速升降、低负荷脱硝投入等,其中低负荷脱硝改造是重要组成部分；即便对于利用小时数高的电厂，为满足风电、光伏等非化石能源充分消纳的要求，同样面临调峰困难的问题。灵活性将是未来考核火电机组的重要指标，探寻提升火电机组灵活性的技术路径，适应新的能源战略要求，实现在役大容量火电机组的技术改造优化具有实际意义。

在相当长一段时间内， SCR脱硝仍然是中国脱硝技术领域和脱硝市场的主流技术。中国煤电机组的SCR脱硝系统 (以下简称SCR) 多采用“高温、高尘” 布置，催化剂以“钒钨钛” 系为主，活性温 度 范 围 通 常 为 320~420℃。 锅炉低负荷运行时， SCR 入口烟气温度低于催化剂活性温度，受此限制脱硝系统需强制退出。但是，环保部要求火电机组在任何电负荷下必须排放达标，因此保证 SCR低负荷下的脱硝效率是火电灵活性改造的重点工作之一，燃煤机组的宽负荷脱硝改造势在必行。

1 SCR脱硝低负荷退出原因

SCR脱硝装置正常投运要求烟气温度保持在最低投运温度 (简称 MOT) 以上，通常约为 300℃。最低投运温度，即一定 NH3和SO3浓度下的烟气在催化剂孔隙中开始凝结硫酸氢铵 (ABS) 的温度。文献指出，烟温低于 ABS 露点温度时，液态 ABS进入催化剂微孔中遮蔽活性表面，限制脱硝反应进行 (见图 1)。

文献认为，烟气中 SO3、 NH3以及水分等浓度，共同决定铵盐露点，进而影响 MOT。文献强调， SCR 应避免在 MOT 以下运行，防止 ABS 导致催化剂孔隙堵塞。文献ABS 形成、分解过程复杂，影响因素较多。文献推导出 NH3、 SO3浓度和脱硝装置最低投运温度之间的关系，其中 NH3与 SO3在烟气中的分压与脱硝装置最低投运温度正相关，且呈一定的指数函数关系。 ABS 冷凝温度与 NH3、 SO3浓度关系的实验结果目前仍存在差异，但均认为 ABS冷凝温度与二者成正比关系（见图 2）。

可见，烟气中 ABS 析出是 SCR 低负荷投运的主要限制因素，该问题的根本解决需降低 NH3 与 SO3的浓度积 (NH3与 SO3在烟气中的量均以体积分数 10– 6表示 )。