我国在酸雨控制区对SO2 排放开展了全面控制工作，2003 年国家规定新建火电厂必须配套安装脱 硫设备，我国的产业呈现出爆发式的发展势头， 截止到2007 年底，烟气组占燃煤机组的比例 上升至40%以上，2007 年成为SO2 排放控制史上的 一个标志年，全国SO2 排放量在2006 年达到历史新 高后，开始逐年下降。可是NOx 排放总量的快速增 长及其大气浓度和氧化性的提高有可能抵消对SO2 的控制效果，使酸雨的恶化趋势得不到根本控制。研 究表明，HNO3 对酸雨的影响呈增长之势， 降水中 NO3 -/SO4 2-摩尔比值在全国范围内逐渐增加。我国 NOx 排放量和大气NOx 浓度的快速增加， 使大气污 染的性质发生根本性变化，大气氧化性增加，导致城 市和区域一系列的环境问题， 对人体健康和生态环 境构成巨大威胁，NOx 控制任务非常艰巨。氮氧化物 是酸雨的主要成分，燃煤火电厂是二氧化硫、氮氧化 物的主要排放体。因此，火电厂排放的大气污染物若 得不到有效控制， 将直接影响我国大气环境质量的 改善和电力行业的可持续发。

1 产业在我国电力行业的脱硫   

 1973 年我国环保机构正式成立，火电厂的烟气脱硫工作开始受到重视， 电力行业SO2 的排放控 制试验也正式进入开发研究阶段， 可是局限于小 烟气量的试验或规模较小的工业锅炉上，在125 MW 以上的大型电站锅炉应用很少。重庆华能珞璜 电厂采用石灰石-石膏法进行烟气脱硫，标志着 我国开始引进国外烟气脱硫技术对火电厂SO2 进 行控制。直到目前我国40%以上的燃煤机组投运 了脱硫装置，已超过发达国家（如美国）30%的脱 硫比例。
    纵观脱硫技术及脱硫产业在我国火电厂的发 展，可概括为3 个阶段：（1）1992—2002 年为“冷态” 阶段。国家对火电厂烟气脱硫的政策并不明朗，火电 厂加装烟气脱硫装置多为示范性质， 技术全部国外 引进，设备国产化程度低，国内专门从事脱硫的公司 寥寥无几。（2）2002—2007 年为“热态”阶段。是我国 火电厂烟气脱硫产业发展的“式”阶段，首先国 家对火电厂烟气脱硫的政策十分明朗，新的政策、法 规及标准陆续出台和修订，包括一些强制性政策，如 《排污费征收使用管理条例》， 国内的脱硫公司也发 展到200 多家，基本采用与国外合作的技术模式，国 内脱硫公司总承包，国外提供技术支持，国产化设备 占的比重越来越高；此阶段，适应我国火电机组不同 情况的烟气脱硫技术得到全面发展， 如石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法、氨法脱硫等烟气脱硫工 艺；从投运的情况看，石灰石-石膏湿法烟气脱硫工 艺技术是主流，占90％以上。（3）2007 年后为“温态” 阶段。经过“热态”阶段的“式”发展，脱硫公司经过优胜劣汰，很多脱硫公司离开了脱硫市场，而且国 内许多省份（如广东）已经完成了在役机组加装烟气脱硫装置的任务， 接下来的工作就是新建机组烟气脱硫装置；由于脱硫装置的国产化程度越来越高，部分脱硫公司拥有自主知识产权， 脱硫工程造价大幅度下降。
    2脱硫产业存在的问题
    我国的脱硫产业经过30 多年努力探索，前后经 历了自主创新技术试验阶段、与国外合作技术试验 示范试点阶段以及引进技术吸收创新阶段， 常规发展过程为“冷态”、“温态”到“热态”阶段，因此我国脱硫产业的发展过程与常规发展过程有所不同， 取得 成绩的同时也暴露出了一些问题。
    （1）脱硫技术自主创新能力仍然较低。2002—2007年，我国的脱硫产业呈现出式发展，可由于监管不到位，脱硫行业的准入门槛低，致使我国 专门从事脱硫公司一度发展到200 多家［4］。可是大多数脱硫公司在引进技术的同时忽视消化吸收， 不重视二次开发和创新， 难以对系统进行优化设 计，并存在一种技术被国内多家脱硫公司引进的 情况。
    （2）部分脱硫系统难以高效运行，工程质量及运行效果不甚理想。目前已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率低，脱硫装置减排SO2 的作用未能完全发挥。主要是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，几乎所有的电厂不能保证燃用设计煤种，实际燃用煤中含硫远超过设计值， 造成小马拉大车等先天不足问题； 另外由于设备质量等原因也影响了系统 的正常运行。
    （3）GGH（Gas-Gas Heater，烟气换热器）堵塞问题。我国最早的石灰石-石膏湿法脱硫技术主要从德国和日本引进，在2005 年发布的《火电厂烟气脱 硫工程技术规范（石灰石/石灰-石膏法）》中也规定： “现有机组在安装脱硫装置时应配置烟气换热器”。 因此目前投运的脱硫装置90%以上都设置了GGH。 设置GGH 后，可提高烟气排烟温度和抬升高度，降 低污染物落地浓度，降低系统耗水量，减轻湿法脱硫 后烟囱冒白烟问题， 尤其对多台机组共用1 根烟囱 的在役机组，无需对烟囱进行专门防腐，有利于脱硫 工程的顺利开展。可是从近年湿法脱硫工程实践看， GGH 的设置存在很大问题，不仅增加了系统的投资 和运行电耗，堵塞严重，还大大降低了系统的可靠性 和可用率。
    （4）对脱硫市场的监管急需加强。我国脱硫市场的准入门槛低，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能 力等方面无明确规定， 相关管理规定和技术规范出 自电力、环保、机械等多个行业，没有形式统一的标 准体系， 致使一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质 量不过关［4］。
    （5）脱硫设施运行依法监督不利。《燃煤发电机 组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》已经 出台，对于加装脱硫的火电机组也给予电价补贴，可 是由于各地经济发展不平衡， 脱硫电价受到标杆电价的制约，对经济不发达的地区，现有电厂脱硫成本计入电价非常困难， 部分老电厂的脱硫电价政策没 有及时到位；地方环保部门执法不严，对脱硫设施日 常运行缺乏严格监管， 部分电厂为获得不应该得到 的经济利益，故意停运脱硫设施。
    3 我国NOx 控制策略
    3.1 现状及排放水平
    目前我国没有出台相关强制性政策要求火电厂必须安装脱硝装置，可是国家标准除对NOx 排放浓 度做出明确规定外，还明确火力发电锅炉第3 时段 锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。很多地方政府也都根据当地的实际情况制定了地方标准（如 广东），国家鼓励企业对氮氧化物采取控制措施（如大气法）。目前新上火电机组在环境影响报告书批 复和部分地方政府颁布的排放标准中，要求装设烟气脱氮装置。可以预见，烟气脱硝必将成为我国火电厂烟气净化继烟气脱硫后又一个爆发式的发展 阶段。
    图1 为部分国家单位发电量NOx 排放情况对 比结果，看出世界主要发达国家如美国、日本、英国、 德国等， 其单位发电量NOx 排放水平从1985 年到 1999 年都有大幅降低，我国单位发电量NOx 排放水 平从2000年到2007 年也有降低， 可是与上述国家 相比， 我国2007年单位发电量NOx 排放水平仍然 高于上述国家1999 年的单位发电量NOx 排放水 平，更高于上述国家同时期的单位发电量NOx 排放 水平。

（4）明晟环保氨法脱硫技术国际先进水平，真正实现超低排放，变废为宝的目的。