活性焦烟气净化技术是一种多污染物一体化脱除技术，在燃煤电站拥有广阔的应用前景，活性焦再生是其中的关键步骤之一，采用热力再生能量消耗较大，而在燃煤电站采用较低品位的热源——烟气及中低压蒸汽是一种值得探讨的方法。本文以660MW超超临界机组为例，提出分别从二级省煤器前、低温过热器前以及低温再热器前抽烟气，分别返回空预器以及炉膛冷灰斗共6种方案，其中从二级省煤器前抽烟气在低负荷下辅以4号抽汽并返回除氧器。依据烟气抽取点设计了3种再生塔加热段，校核高中低负荷下再生塔出口烟温汽温，并在各负荷下对各方案进行锅炉整体热力计算，方案1、4并进行回热系统计算，以获得各方案在各负荷下对机组主要参数的影响，并对各方案进行经济性及适用性分析。
　　计算结果表明：对于方案1、4，烟气加热段分为三段换热器串联，烟气段换热面积26633.22m2，烟气段高度13.91m；低负荷时辅以蒸汽加热，蒸汽段换热面积5600.64m2，蒸汽段高度2.93m。对于方案2、5，烟气加热段分为两段换热器串联，烟气段换热面积14607.03m2，烟气段高度7.55m。对于方案3、6，烟气加热段分为两段换热器串联，烟气段换热面积13566.25m2，烟气段高度7.21m。
　　各方案各负荷下，抽烟气、蒸汽对机组参数有一定的影响，但主、再热蒸汽参数均能通过调节保持稳定，其他各参数均在正常值范围内，对机组安全运行无影响，能够稳定为活性焦提供热量。在锅炉最大连续蒸发量(BMCR)负荷下，供电标准煤耗分别增加3.34g·(kW·h)-1、3.64g·(kW·h)-1、3.69g·(kW·h)-1、4.16g·(kW·h)-1、4.21g·(kW·h)-1、4.21g·(kW·h)-1。75%THA负荷下，供电标准煤耗分别增加4.89g·(kW·h)-1、5.16g·(kW·h)-1、5.35g·(kW·h)-1、5.83g·(kW·h)-1、5.78g·(kW·h)-1、5.67g·(kW·h)-1。50%THA负荷下，供电标准煤耗分别增加10.34g·(kW·h)-1、8.11g·(kW·h)-1、8.19g·(kW·h)-1、10.21g·(kW·h)-1、8.27g·(kW·h)-1、8.33g·(kW·h)-1。
　　可根据机组实际运行情况来决定热源方案：机组长期处于高负荷运行状态，可选择方案1作为再生热源；若机组还出现主蒸汽易超温、再热汽温偏低或烟气NOx含量高，或燃用煤种为水分很高的褐煤，则可采用方案4。若机组长期处于中等负荷状态，可选择方案1作为再生热源；同时机组若还有前述的特点，可采用方案6，但需考虑对后烟道省煤器磨损的影响。若机组长期处于低负荷运行状态，可选择方案2作为再生热源；若还有前述的特点，可采用方案5，但需考虑炉膛燃烧稳定性且保证分离器出口蒸汽处于过热状态。