我國煙氣脫硝技術(shù)的研究開展得相對(duì)較晚，目前已建或擬建的脫硝工程幾乎均以購買歐美和日本技術(shù)使用權(quán)為主，部分環(huán)保企業(yè)通過自主開發(fā)或引進(jìn)消化吸收的方式也掌握了一定的煙氣脫硝技術(shù)，但核心技術(shù)(特別是催化劑)仍未實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化，而引進(jìn)技術(shù)存在技術(shù)使用費(fèi)高、難以掌握核心技術(shù)、可升級(jí)性差等突出難題，不適用于我國國情。  受我國煤炭資源和燃料供應(yīng)政策的制約，燃料供應(yīng)呈現(xiàn)出復(fù)雜性和多樣性的特點(diǎn)，火電廠燃煤的品質(zhì)通常較差，灰含量較高(30%~40%)，砷含量大

　　(9.6~21.0μg/g)，由于我國這一情況所以決定了我國火電廠的煙氣脫硝裝置不能完全照搬國外現(xiàn)有的SCR技術(shù)。根據(jù)我國脫硝政策的要求，SCR的現(xiàn)有市場和潛在市場都十分可觀。但目前我國在SCR研發(fā)方面投入的力量還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠，必須加快SCR技術(shù)的自主開發(fā)，關(guān)鍵是研制符合我國電力燃煤特點(diǎn)的高活性、較好的水熱穩(wěn)定性、高強(qiáng)度、耐磨損、較長使用壽命和較低成本的SCR催化劑。  隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展，人們生活水平的提高，對(duì)環(huán)境的要求也隨著提高。氮氧化物的危害也越來越受到了人們的重視，近幾年來國家實(shí)施了許多政策控制NOx排放。我國燃煤電站鍋爐尾氣的NOx控制起步很晚，首次NOx排放限制是在1997年1月1日實(shí)施GB13223-1996《大氣污染綜合排放標(biāo)準(zhǔn)》開始的，標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定對(duì)環(huán)境評(píng)價(jià)報(bào)告書待審查的批準(zhǔn)新、擴(kuò)、改建燃煤電站300 MW及以上機(jī)組，NOx排放濃度不得超過650mg/Nm3。2003年又提出了新的排放限制標(biāo)GB13223-2003，規(guī)定電站最高NOx排放濃度為450~650mg/Nm3，并在2005年7月起，在《排污費(fèi)征收使用管理?xiàng)l例》中對(duì)NOx執(zhí)行與SO2相同的排污費(fèi)征收標(biāo)準(zhǔn)。

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