SCR脫硝改造案例：
廣東某600MW超臨界鍋爐在負荷為360MW時，SCR入口煙溫降低至295℃，無法滿足脫硝投運要求，影響機組的整體脫硝效率，通過對省煤器進行分級改造后，在負荷低至220MW 的情況下，SCR入口煙氣溫度也可達到300 ℃以上，SCR系統(tǒng)完全可以投運，有效解決了低負荷工況下脫硝無法投運的難題。
氮氧化物作為燃煤電廠的大氣污染物之一，是形成光化學煙霧、酸雨污染的主要來源。隨著國家《火電廠大氣污染物排放標準》、《環(huán)境空氣質(zhì)量標準》等一系列文件的發(fā)布實施，國家及地方環(huán)保部門對火電機組的NOx排放指標進行了更加嚴格的限制。被火電廠廣泛采用的選擇性催化還原SCR脫硝技術(shù)所使用的催化劑對煙氣溫度有著較為嚴格的要求，一般為310-400℃ 。
目前國內(nèi)絕大部分超(超)臨界鍋爐在低負荷運行時， SCR脫硝煙道處進口煙溫均低于煙氣脫硝系統(tǒng)運行的下限溫度，為保證催化劑的安全，部分電廠選擇在低負荷時不投脫硝設(shè)備，導致脫硝整體投運率不高。因此，解決火電廠低負荷工況下煙氣脫硝裝置人口溫度偏低、提高脫硝設(shè)備投運率的問題成為關(guān)注的焦點。
目前國內(nèi)很少有電廠通過相應的設(shè)備改造來保證機組低負荷時的脫硝設(shè)備投運，提高SCR脫硝設(shè)備投運率所采取的措施基本集中于運行方面，樸華科技整理如下：
① 選擇硫分較低的煤種，通過降低煙氣中SOx濃度來減少硫酸氫銨的生成；
② 嚴格控制噴氨量，對NH3的輸入量的控制要求應既能保證 NOx的脫除效率，又能保證較低的氨逃逸率，防止多余的NH3與煙氣中的SOx反應形成餒鹽，導致催化劑失活和空氣預熱器(簡稱空預器)堵塞；
③ 在SCR進口煙溫較低時，加強催化劑區(qū)域及空預器區(qū)域的吹掃，盡量減少硫酸鹽形成后的大面積堆積。
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