一、氮氧化物带来酸雨危害，火电行业是排放大户
中国酸雨污染程度较为严重，酸雨污染地区是世界三大酸雨区之一。酸雨频率较高，2010年环保部监测的494个市（县）中，出现酸雨的市（县）249个，占50.4%；酸雨发生频率在25%以上的160个，占32.4%；酸雨发生频率在75%以上的54个，占11.0%。全国酸雨分布区域主要集中在长江沿线及以南–青藏高原以东地区。主要包括浙江、江西、湖南、福建的大部分地区，长江三角洲、安徽南部、湖北西部、重庆南部、四川东南部、贵州东北部、广西东北部及广东中部地区。中国的酸雨分布地区面积达200多万平方公里，中国酸雨区、以德、法、英等国为中心，波及大半个欧洲的北欧酸雨区和包括美国和加拿大在内的北美酸雨区是世界三大酸雨区。酸雨对土壤、水体、森林、建筑、名胜古迹等人文景观均带来严重危害，不仅造成重大经济损失，更危及人类生存和发展。
电力行业是造成大气污染的主要行业之一。酸雨中的酸绝大部分是硫酸和硝酸，主要来源于工业生产和民用生活中燃烧煤炭排放的硫氧化物、燃烧石油及汽车尾气释放的氮氧化物等酸性物质。2009年全国二氧化硫排放总量为2214.4万吨，电力行业二氧化硫排放量约占全国排放总量的46.4%；全国氮氧化物排放总量为1692.7万吨，电力行业氮氧化物排放量约占全国排放总量的49%。
中国电力行业排放的二氧化硫和氮氧化物分别占到重污染行业排放量的57.8%和64.8%，是造成大气污染的主要行业之一。
二、氮氧化物产生量逐年增长，火电行业脱硝刻不容缓
火电烟气和汽车尾气是最主要的氮氧化物来源，分别占比56%、36%左右。2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万吨，比2003年的597.3万吨增加了近40.6％，如果不进行处理，预计2015、2020年火电厂氮氧化物排放量将达到1391、1750万吨，比2010年分别增长34%和69%；全国氮氧化物排放量在2020年将达到3000万吨，给大气环境带来巨大的威胁。
三、国家出台火电行业脱硝政策，提高氮氧化物排放标准
2008年1月3日发布《国家酸雨和二氧化硫污染防治―十一五规划》（环发„2008‟1号）指出，近年来我国的氮氧化物排放量逐年增加，已达到2,000万吨左右，且排放增幅超过二氧化硫。氮氧化物对酸雨的贡献率呈逐年上升的趋势。
2009年3月23日，环保部印发《2009~2010全国污染防治工作要点》，其中表示要全面开展氮氧化物污染的防治。以火电行业为重点，开展工业氮氧化物的污染防治。在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装臵，到2015年底前，现役机组全部完成脱硝改造。
2009年7月，国家环保部发布了《火电厂大气污染物排放标准》（征求意见稿）。规定自2010年1月1日起，新建、扩建、改建火电厂建设项目氮氧化物排放浓度重点地区不高于200mg/m3，其他地区不高于400mg/m3。至2015年1月1日，所有火电机组氮氧化物排放浓度都要求重点地区不高于200mg/m3，其他地区不高于400mg/m3。
2010年2月，环境保护部同时发布《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》（HJ562-2010）和《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性非催化还原法》（HJ563-2010）两个规范，规定了SCR和SNCR烟气脱硝工程的设计、施工、验收、运行和维护等技术要求。规范的出台指明了烟气脱硝的技术路线和施工工艺，对行业的发展非常有帮助。
2010年6月，国务院办公厅转发了环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见（国办发[2010]33号），要求重点区域内（京津冀、长三角和珠三角地区）的火电厂应在―十二五‖期间全部安装脱硝设施。
2010年6月底，为全面反映企业诉求，推动脱硝成本进入电价，中国电力企业联合会下发了《关于测算火电厂烟气脱硝运营成本的通知》，组织发电企业对火电厂烟气脱硝成本进行测算。
2011年1月14日，环保部发布《火电厂大气污染排放标准（二次征求意见稿）》。除了比2009年初稿要求更高之外，新标准也比欧盟相关规定要求更高。
2011年9月21日，环保部和质检总局联合发布正式的《火电厂大气污染物排放标准（GB13223－2011）》，除了总体上进一步收紧污染物排放限值，提高了新建机组和现有机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放控制要求，还进一步完善了污染物指标体系，增设了汞的排放限值和燃气锅炉排放限值。
新版《火电厂大气污染物排放标准》中关于氮氧化物排放的要求：自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的氮氧化物排放限制；自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的氮氧化物排放限制；重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的氮氧化物排放限制。
四、扩大脱硝试点范围，脱硝市场容量扩大
2013年1月，国家发改委出台政策，进一步扩大脱硝电价试点范围。1、扩大脱硝电价试点范围。自2013年1月1日起，将脱硝电价试点范围由现行14个省（自治区、直辖市）的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组。脱硝电价标准为每千瓦时8厘钱。2、脱硝电价资金暂由电网企业垫付。发电企业执行脱硝电价后，电网企业增加的购电资金暂由其垫付，今后择机在销售电价中予以解决。3、加强对脱硝电价政策执行的监管。
火电厂氮氧化物控制技术主要有两种：一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低氮燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，还有实际应用较少的液体吸收法、微生物法、活性炭吸附法和电子束法等。
五、低氮燃烧技术工艺成熟，投资与运行费用低
低氮燃烧技术是指依据燃料在燃烧过程中NOx的生成机理，通过改进燃烧技术来降低NOx生成和排放的技术。燃煤电厂低氮燃烧技术包括低氮燃烧器、空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术。新建火电机组都配臵低氮燃烧设施，低氮燃烧技术对老火电机组的脱硝改造很适宜，在老火电机组改造中只需对锅炉炉膛进行改造即可应用低氮燃烧技术。低氮燃烧技术特点：可为单项技术也可为技术组合，脱硝效率一般在10%～50%；工艺成熟；投资与运行费用较低。纵观低氮燃烧技术的发展，大致可将其划分为三代：
1、第一代低氮燃烧技术：不要求对燃烧系统做大的改动，只对燃烧装臵的运行方式或部分运行方式做调整或改进，低过量空气系数运行。
2、第二代低氮燃烧技术以空气分级燃烧技术为代表，轴向空气分级燃烧；径向空气分级燃烧；组合型空气分级燃烧，其中组合型空气分级燃烧技术既采用轴向的空气分级技术，也采用径向空气分级技术。如LNCFS燃烧系统、TFS2000燃烧系统等。
3、第三代低NOx燃烧技术以再燃技术为代表，是燃料分级和空气分级燃烧相结合的技术，目前这种方法在发达国家颇受青睐，与其他方法结合可降低NOx60-70%左右。
第三代低氮燃烧技术抑制NOx生成采取的措施有：（1）降低锅炉峰值温度,将燃烧区的煤粉量降低；（2）降低氧浓度（即降低过量空气系数），将部分二次风管堵住（3）由于要保证锅炉的出力，可将部分煤粉和空气从锅炉上部投入，控制燃烧火焰中心区域助燃空气的数量，缩短燃烧产物在高温火焰区的停留时间，避免了高温和高氧浓度的同时存在；（4）在炉膛中设立再燃区，利用在主燃区中燃烧生成的烃根CHi和未完全燃烧产物CO、H2、C和CnHm等，将NO的还原成N2。
六、烟气脱硝技术方案丰富，脱硝效率高
1、SCR技术
SCR是在催化剂作用下利用还原剂有选择性地与烟气中的NOx（主要是NO和NO2）发生化学反应，将NOx转化为N2和H2O，从而减少烟气中NOx排放的脱硝技术。
目前，在SCR中使用的催化剂大多以TiO2为载体，以V2O5或V2O5-WO3或V2O5-MoO3为活性成分，制成蜂窝式、板式或波纹式三种类型。
应用于烟气脱硝中的SCR催化剂可分为高温催化剂（345℃～590℃）、中温催化剂（260℃～380℃）和低温催化剂（80℃～300℃），不同的催化剂适宜的反应温度不同。如果反应温度偏低，催化剂的活性会降低，导致脱硝效率下降，且如果催化剂持续在低温下运行会使催化剂发生永久性损坏；如果反应温度过高，NH3容易被氧化，NOx生成量增加，还会引起催化剂材料的相变，使催化剂的活性退化。目前，国内外SCR系统大多采用高温催化剂，反应温度区间为315℃～400℃。
催化剂的选用还与SCR反应器的布臵方式密切相关。SCR反应器主要有三种布臵方式：（1）位于锅炉后部（高尘布臵）；（2）位于电除尘器后空气预热器之前（低尘布臵）；（3）位于烟气脱硫除尘之后（尾部布臵）。高尘布臵时，SCR反应器处于空气预热器与省煤器之间，此区间温度在300℃～430℃之间，正好是一般催化剂的最佳活性温度窗口，烟气进入SCR反应器前不需要再加热，投资与运行费用较低。低尘布臵减少了烟气中烟尘对催化剂的冲刷腐蚀，避免了催化剂的堵塞，延长了催化剂的使用寿命，但须使用高温电除尘器。尾部布臵时，SCR反应器位于烟气脱硫除尘之后，需要加设再热系统使烟气满足催化剂的温度要求，投资与运行费用较高。一般情况下，燃煤烟气脱硝SCR技术首选高尘布臵工艺。
SCR、SNCR和SNCR-SCR中都要使用还原剂，还原剂的选择、储存及制备系统也是烟气脱硝中的重要环节。目前常用的还原剂有液氨、尿素和氨水。液氨在全世界的烟气脱硝系统中已使用了20多年，但相比之下，它具有最大的安全风险、最高的核准费用及最多的法规限制。使用氨水时，其设备投资以及运行的综合成本在三者中最高，且它与液氨一样存在安全隐患。因此，自20世纪90年代以后，国际上已很少用氨水作为脱硝还原剂。而尿素的储存运输及供氨系统不需要特殊的安全防护，是较安全的脱硝还原剂。近年来，美国新建的SCR装臵优先考虑用尿素作为还原剂，欧洲采用尿素的工艺也逐渐增多。还原剂的选择须综合考虑设备投资、场地占用、运行成本、安全管理及风险费用等。
2、选择性非催化还原法
SNCR指在不用催化剂的条件下，将还原剂喷入800℃～1100℃的烟气高温区发生化学反应，将NOx转化为N2和H2O，从而减少烟气中NOx排放的脱硝技术。
温度对SNCR的效率影响较大，当温度高于1100℃时，NOx的脱除率会因氨气的热分解而降低；温度低于800℃时，NH3的反应速率下降，还原反应进行不充分，NOx脱除率下降，同时氨气的逃逸量可能会增加。一般炉膛上还原剂喷入点的温度选择在800℃～1100℃之间。在不添加催化剂的条件下，较适宜的还原反应温度区间是800℃～900℃，这一温度范围较窄，当温度低于800℃时，反应速度很慢，还原反应难以顺利进行。
SNCR以炉膛为反应器，可通过对锅炉的改造实现。SNCR工艺的关键是必须尽可能地将还原剂喷入到炉内最有效温度窗区域内，尽可能保证还原剂能在合适的温度下与烟气进行良好的混合，这样既可以提高还原剂的利用率，又可以控制获得较小的氨逃逸量。
3、选择性非催化还原与选择性催化还原联合法
SNCR-SCR是将还原剂喷入炉膛脱除部分NOx，逸出的氨再与未脱除的NOx进行催化还原反应的一种脱硝技术。SNCR-SCR联合烟气脱硝技术结合了SCR和SNCR的优势，SNCR将还原剂喷入炉膛脱除部分NOx，逸出的NH3用SCR再与未脱除的NOx进行催化还原反应。此种方法灵活性较强。此外，还有电子束法、微生物法、活性炭吸附法、液体吸收法等多种方式。
七、脱硝技术总结：前后结合是最佳方案
氮氧化物控制问题复杂性和控制技术的多样性决定了方案选择的多样性，方案选择应考虑以下因素：（1）满足环保政策要求；（2）技术成熟、有较多的应用业绩；（3）投资性价比高、运行成本低；（4）能耗低、不产生二次污染；（5）占地面积小、施工改造周期短。对于氮氧化减排方案，只有最适合的，没有最好的。
1、对老机组改造:低氮燃烧技术+SCR或低氮燃烧+SNCR+SCR明显比单独采用SCR具有优势，原因在于低氮燃烧技术可以：（1）降低SCR入口NOx浓度；（2）降低SCR设计脱硝率；（3）减少SCR催化剂体积；（4）减少还原剂消耗量；（5）降低SCR投资和运行成本。对于老机组改造需注意的问题：就NOx排放与锅炉效率的关系而言，在一定程度上两者是相互矛盾的，因此对于低氮燃烧技术改造，坚持适度的原则，避免走入误区，片面追求过低的NOx浓度而忽视锅炉效率及安全性。
2、对于新机组，建议采用低氮燃烧技术并且配合选择适合自己的烟气脱硝技术，推荐采用多种联合技术，如燃烧调整+低氮燃烧改造+SNCR、燃烧调整+低氮燃烧改造+SCR、SNCR/SCR混合技术、燃烧调整+低氮燃烧改造+SNCR+SCR等。
八、脱硫市场启示：规模迅速增长，市场集中度提升
1、脱硫市场规模增长迅速
2004-2010年，火电装机容量由3.29亿千瓦上升至7.07亿千瓦，年均增长13.6%；脱硫装机容量由2006年的1.04亿千瓦上升至2010年5.6亿千瓦，年均增长52%。
2、自主技术研发成为潮流
在国内脱硫市场上应用的已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法等10多种烟气脱硫工艺技术。其中，石灰石-石膏法烟气脱硫技术仍是主流，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫项目中，这一工艺所占比重达90%以上。以往这些技术大多依赖国外进口，相当一部分利润也就转手给了国外生产商。这个现象说明，脱硫行业最重要的是控制核心技术。近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，火电厂烟气脱硫技术国产化能力已经可以基本市场上二氧化硫减排的需要；脱硫所需配套设备和材料已经基本实现国产化，并且已具备一定的可选择性。
3、行业竞争方式转变
2000年左右，脱硫技术的引进曾使脱硫行业出现爆发式的增长。在短短几年内，专业烟气脱硫公司已由最初的几家激增到100多家，大量企业的进入造成了市场竞争混乱，脱硫工程竞相压价，报价低价现象迭出，脱硫工程单位价格从2001年的800~1200元/千瓦降至2006年底的80~120元/千瓦。
作为典型的买方市场，客户行为直接导致了脱硫市场的失序。在国际上，脱硫工程报价常年稳定在100美元/千瓦；而在国内，前几年电力企业压价，导致工程公司不得不想尽一切办法压缩成本。由于脱硫工程60%以上是设备、材料费，因此脱硫企业降低成本的主要手段就是在设备、材料上做文章。电力企业对工程质量监管松懈，也造成了有些工程从投运的第一天起，改进和维修就没有间断，有的甚至是一年施工、两年维修。
现阶段，火电脱硫行业在经历了混乱发展期、洗牌期后已步入了成熟发展期，行业内具有竞争力的企业，已从低价竞争走向技术、服务等全方位竞争；从拼技术、拼价格，转变为拼服务、拼管理。一些原来靠价格战争地盘、技术不过硬的小型脱硫企业自然萎缩、退出或转行；大型企业在扩大市场、技术创新、管理创新等方面也有了更大的动力，行业集中度进一步提高。
4、火电脱硫设施运营成为利润增长点
2007年7月4日，国家发改委办公厅、国家环保总局办公厅发布《关于开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作的通知》，要求开展火电厂烟气脱硫特许经营试点工作。此前出台的《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》规定，现有燃煤机组完成脱硫改造后，其上网电价在现行上网电价基础上每千瓦时加价1.5分钱。该项规定对脱硫项目的运营奖罚并举，促进了火电企业对脱硫设施运营的重视。
在此之前，由于在行业爆发时期的脱硫企业良莠不齐且发展迅速，造成已建成投产的烟气脱硫设施实际投运率不足60%，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。主要原因：一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，个别设备出现故障后难以及时修复；二是部分老电厂的脱硫电价政策尚未及时到位；三是环保执法不严，对脱硫设施日常运行缺乏严格监管或监管不到位；四是部分电厂为了经济利益，故意停运脱硫设施。而现阶段，由于政策的推动，延伸了脱硫公司的业务范围，同时也有利于设备安装的质量保证和正常运营。
九、脱硝工程造价比较：低氮燃烧结合SCR技术成本较低
对于不同的脱硝技术方案，其初始投资及运行成本有很大的不同，将NOx排放浓度控制在350~450mg/Nm3,空气分级低氮燃烧改造具有明显的优势，其投资和运行成本最低；单独采用SCR将NOx浓度控制在130mg/Nm3，其经济性明显低于空气分级+SCR联合方案。
十、“十二五”脱硝市场容量约为800亿
2011年9月，环保部和国家质检总局联合正式发布新版《火电厂大气污染物排放标准》，提出了新的排放标准：
1、燃煤机组,全部锅炉执行100mg/m3排放浓度限值,部分老机组或循环流化床等特殊锅炉执行200mg/m3排放浓度限值;环境重点地区按照100mg/m3执行。
2、燃油机组,新建和现有锅炉分别执行100和200mg/m3排放浓度限值,燃油燃气轮锅炉执行120mg/m3标准;环境重点地区按照低值执行。
3、燃气机组,根据不同锅炉排放浓度限值在50~200mg/m3,环境重点地区按照50~100mg/m3执行。
从2014年7月1日起,现有机组执行新标准中的排放限值，2012年1月1日起,新建机组执行新标准排放限值。重点地区是指珠三角、长三角、京津冀地区，包括省份主要有广东、浙江、江苏、上海、山东、北京、天津、河北、内蒙、山西、河南等地区。截止2011年8月底，全国火电机组装机容量为7.32亿千瓦，重点地区火电机组为4.4亿千瓦，非重点地区为2.92亿千瓦。
“十二五”期间新增火电机组2.6亿千瓦左右，加上现有火电机组的旧机组改造市场，预计“十二五”期间实际需要进行脱硝的机组容量为7.58亿千瓦。由于改造工程会涉及空气预热器、引风机的改造及脱硝设施支架的加固等，投资更高，保守估计新建机组和旧机组改造进行脱硝所需要的投资额分别为100元/千瓦和130元/千瓦；“十二五”期间脱硝市场实际所需投资额为781亿。
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