对通过分级省煤器改造来提高超 临界锅炉低负荷工况下脱硝系统投运率的改造案例进行了研究。通过持续2个月的运行监控表明,运用分级省煤器改造来保证低负荷工况下NOx的持续超低排放、 脱硝系统的安全稳定投运方案切实可行,且锅炉排烟温度进一步降低,为目前国内众多采用SCR工艺进行烟气脱硝的电厂升级改造提供了可靠的参考依据。

氮氧化物作为燃煤电厂的大气污染物之一，是形成光化学烟雾、酸雨污染的主要来源。随着国家《火电厂大气污染物排放标准》 、 《 环境空气质量标准》 等一系列文件的发布与实施，国家及地方环保部门对火电机组的NOx排放指标进行了更加严格的限制。被广泛采用的选择性催化还原 SCR脱硝技术所使用的催化剂对烟气温度有着较为严格的要求，一般为310-400℃ 。

目前国内绝大部分超(超)临界锅炉在低负荷运行时， SCR脱硝烟道处进口烟温均低于烟气脱硝系统运行的下限温度，为保证催化剂的安全，部分电厂选择在低负荷时不投脱硝设备，导致脱硝整体投运率不高。因止，解决火电厂低负荷工况下烟气脱硝装置人口温度偏低、提高脱硝设备投运率的问题成为关注焦点。

日前国内在提高 SCR脱硝设备投运率所采取的措施基本集中于运行方面，如选择硫分较低的煤种，通过降低烟气中SOx浓度来减少硫酸氢按的生成;严格控制喷氨量，对NH3的输入量的控制要求应既能保证 NOx的脱除效率，又能保证较低的氨逃逸录，防止多余的NH3与烟气中的SOx反应形成馁盐，导致催化剂失活和空气预热器(简称空预器)堵塞;在SCR进口烟温较低时，加强催化剂区域及空预器区域的吹扫，尽量减少硫酸盐形成后的大录堆积。很少有电厂通过相应的设备改造来保证机组低负荷时的脱硝设备投运。

广东某600MW超临界锅炉在负荷为360MW时，SCR入口烟温就降低至295℃，无法满足脱硝投运要求，影响机组的整体脱硝效率，通过对省煤器进行分级改造后，在负荷低至220MW 的情况下， SCR入口烟气温度也可达到300 ℃以上，SCR系统完全可以投运，有效解决了低负荷工况卜脱硝无法投运的难题。