随着可持续发展战略和节能减排战略的发展，越来越多的企业开始采用自己的生产方式和开发方法来满足客户的需求。展。
氧化物是燃煤电厂的主要污染物之一，也是酸雨的主要原因，酸雨是对人类健康的严重威胁。前，硝化排放的减少是燃煤电厂关注的焦点。文将分析脱硝技术在燃煤发电冷库中的实际应用，找出问题，并提出相应的调整和优化建议。力工业发展迅速，冷库安装由于中国煤炭资源丰富，火力发电技术相对简单廉价，火电站遍布全国各地，这会产生大量污染物。前，火力发电部门使用两种处理氮氧化物污染物的方法，即不使用的选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）。为存在或不存在催化剂。此，两者之间的反应温度存在一定差异。SCR工艺是目前使用最广泛的技术。是一种后炉脱硝方法，最初在日本二十世纪中叶和二十世纪末使用。
外，催化剂的误用也会引起中毒问题。SNCR技术不使用催化剂并且通常将氮氧化物还原在851至1101℃的范围内。常在反应过程中使用氨和尿素。
用SNCR工艺的燃煤发电冷藏装置的脱硝效率可达到40％，一些冷藏装置的脱硝效率可用于生产煤电可以达到80％。点：成本低，安装简单，体积小，一般用于小规模电力生产，如冷库单元的翻新。点：反应温度控制条件严格，脱硝效率低等。煤热能在中国电能生产中发挥着重要作用：在燃煤和能源生产过程中产生NO，NO2和N2O等氮化合物。技术发展迅速的国家和地区相比，中国在燃煤发电技术的应用和脱硝过程中都存在不可避免的差距。2017年年初，烟气热电厂投产的蓄冷装置脱硝为860万千瓦，占全国冷库机组容量的83％，占92煤电冷藏机组容量的百分比。的来说，中国对燃烧气体脱氮的控制还有很多工作要有必要在丰富的管理和控制的国际经验的基础上联系中国的国情。
足中国发展需求的工业管理控制。然SCR脱硝过程很简单，但其核心技术仍然难以打破。应用方面，SCR脱硝系统的设计和中国设施的采购仍然是在引进或合作的基础上，以及具有产权的SCR脱硝技术综合处理方案自主知识产权尚未生产。时，在技术合作的背景下，我们只涉及表面系统设计等表面技术，但我们无法控制中央技术等技术的引进和运行。理流动模型模拟/ CFD流程。别是在SCR脱硝技术，SCR催化剂的选型，设计和配置，流场设计等方面，中国仍然依赖国外供应商。国燃煤发电的脱硝行业还有很长的路要走，仍处于缓慢增长期。多数燃煤电厂引入的SCR脱硝系统非常相似：官方建立的烟气排放技术指标没有系统，参考文献并不详尽。
硝化行业的发展和反硝化行业的完成值得考虑，这将影响行业的健康发展。烧气体和还原剂NH 3的混合物基本上通过氨喷射装置获得，并且稀释的NH 3在燃烧气体或静态混合器的自然湍流下均匀混合。于诸如充满氮气（AIG）网格和挡板，NOx和NH3在催化剂等的入口中的设施的设计缺陷不能被完全熔化，这构成了催化剂管道中氨氮浓度分布不均匀的问题，氨氮。应性物质的摩尔比低于预期值。这一点上，如果NH 3注入到管线按照预期的值时，位置，冷库安装其中活性氮氨的摩尔比超过预期值必然导致氨的泄漏和位置，其中的摩尔比氨氮试剂弱不足。旦SCR脱硝设备安装在炉子后面，由于氮气和氨气化合物反应不充分，将发生不同程度的氨逃逸：约1％的SO2含有烟气将与氧气反应形成SO3，SO3试剂将与排气中的NH3反应。
然中国的燃煤气体脱硝技术取得了长足进步，但核心技术和催化剂仍需要进口。
此，国家和企业应加大对该领域的投入，加强激励机制。们将努力尽快找到技术和脱硝的中心催化剂的开发。立全面的脱硝技术标准体系，完善必要的法律法规，加强烟气排放监测，积极推动知识产权加快脱硝过程的发展在中国，可以有效地保证工业化的进步。步中最健康，最稳定和最和谐的方面。
脱硝过程中，氨氮的不均匀分布主要是由于氮投射网格;因此必须对其进行优化和调整。化调整主要包括调整进气截面的流场分布，NOx浓度场，氨泄漏等。于来自多个实验的数据收集，调整AIG旁通管的角度并收敛较高催化剂端口的氨与氮的摩尔比。化剂孔的NOx分布均匀分布，相对标准偏差小于15％。置测试时，还可以收集网络并监控数据，以防止相关指标超出预期值。NH4H气化温度（SO 4）2是150℃和230℃之间的热处理后，将空气预热器，NH 4 H（SO 4）从固体2个变为气体，这减少了堵塞问题。
热器空气预热器由普通碳钢制成，其变形温度为420℃。部喷涂的陶瓷冷端蓄热元件的温度为高于300°C，使热处理不会对蓄热板造成太大损害。前，燃煤储存单元的适应和升级仍有很多机会，需要公司，政府和科研机构的共同努力。
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