我国的电能供给主要以燃煤发电为主，燃煤过程中所产生的氮氧化物主要为NO、NO2以及N2O。相较于发达国家而言，我国无论是在燃煤技术应用方面还是在脱硝技术应用方面均存在一定的差距，以至于我国燃煤电厂所排放的NOx已经抵消了近年来针对SO2的控制效果。具体来说：（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要考虑的问题之一。（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过百分之90，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用较为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过百分之90。（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。

　　2 当代烟气脱硝产业建设中存在的主要问题

　　虽然我国燃煤电厂烟气脱硝产业进步明显，但是其发展过程中存在的问题也相对较为突出，主要表现在以下几方面。

　　2.1 脱硝技术掌握度不足

　　虽然SCR脱硝工艺简单，但是其核心技术较难突破，在应用方面，我国的SCR脱硝系统设计与设备获取仍旧以引进或项目合作为主，还没有形成一套完整的、具有自主知识产权的SCR脱硝技术解决方案。并且在技术引进中，所能够引进的大多局限在工艺系统设计方面，而在核心技术与物理流动模型/CFD流场模拟等技术引进与掌握方面还无法完全掌握。特别是在SCR脱硝工艺中的核心SCR催化剂选型、设计与布置、流场设计等方面我国仍需要依赖国外厂商实现。

　　2.2 脱硝催化剂还未实现国产化

　　脱硝催化剂是SCR技术的核心，但是就目前我国的SCR工艺发展状况而言，所需的TiO2基催化剂仍旧需要从日本和欧洲等少数国家引进，即便是已建成的脱硝催化剂生产线也是需要进行技术、原料、设备引进，生产线只负责生产加工。因而我国燃煤电厂脱硫成本相对较高，SCR工艺研究任重而道远。

　　2.3 烟气脱硝技术规范不够系统

　　我国的烟气脱硝产业仍旧处于初级阶段，不同燃煤电厂所引进的SCR脱硝系统不尽相同，政府制定相关技术标准时也没有统一的体系进行参照，无论是从脱硝产业方面看还是从脱硝实现过程方面看均缺乏系统的考虑，这对脱硝产业的健康发展是较为不利的。

　　3 发展烟气脱硝产业的意义及建议

　　为提升燃煤电厂的市场竞争力，降低电能生产过程中产生的环境污染，在增加燃煤发电装机容量的同时须从制度和技术两个方面采取措施进行对排放气体进行脱硝处理。

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