目前，我国发电装机容量已突破4亿kW，绝大多数为燃煤机组。以火电厂为主排放的SO2和NOx不断增加。尽管NOx所带来的危害有目共睹，但目前我国火电厂环保措施主要集中于脱硫处理，而在控制NOx排放方面则刚刚起步，与世界先进国家相比尚有很大差距，主要原因是这项技术发展较晚，需要的投资较大;另一方面，我国目前对NOx排放的要求较低，新建火电厂锅炉燃烧器只需采用低NOx燃烧技术就可以达到国家排放标准，故脱硝技术在整个火电厂环保措施中所占的比重较小。针对这些问题，我国已着手进行烟气脱硝示范工程，要求已建和新建火电机组要逐渐把脱硝系统列入建设规划，到2010年，从目前的新建火电厂规模考虑，排除采用其他方式脱硝的机组。专家估测认为，至少有2亿kW的机组容量需要建设脱硝系统，在脱硝项目上会形成可观的市场规模。脱硝领域正在迅速形成一个总量达到1 100亿元的大市场。它将是继火电厂脱硫技术后，又一个广阔的极具爆发性增长的市场。从2004年底的“环保风暴”到2005年初的《京都协议书》正式生效、从国家不断发布扶持政策鼓励电力环保到大手笔的拨款资助，表明国家对电力环保产业化发展的支持力度越来越大，而烟气脱硝产业正是在此背景下进入快速发展时期。
烟气脱硝是继烟气脱硫之后国家控制火电厂污染物排放的又一个重点领域。2004年7月，我国公布并实施《火电厂大气污染物排放标准》，对火电厂NOx排放要求有了大幅度的提高，并将成为控制火力发电厂大气污染物排放、改善我国空气质量和控制酸雨污染的推动力。今后，国家将对重点火电企业以发电污染物排放绩效为基础，制定全国统一的火电行业SO2和NOx排放总量控制指标分配方法，并由国家统一分配30万kW以上火电企业的排放总量控制指标。从“十一五”开始，国家与省级环保部门将对30万kW以上的火电企业的SO2、NOx排放总量控制指标实施共同监控。
目前应用的火电厂锅炉脱硝技术中，选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction简称SCR)法脱硝工艺被证明是应用最多且脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术，是目前世界上先进的火电厂烟气脱硝主流技术之一。1975年在日本Shimoneski电厂建立了第一个SCR系统示范工程，其后SCR技术在日本得到了广泛应用，大约有170套装置，接近100 GW容量的电厂安装了这种设备。在欧洲已有120多台大型装置的成功应用经验，其NOx的脱除率可达到80%～90%。美国政府也将SCR技术作为主要的电厂控制NOx技术。
SCR法是一种燃烧后NOx控制工艺，关键技术包括将氨气喷入火电厂锅炉燃煤产生的烟气中;把含有NH3(气)的烟气通过一个含有专用催化剂的反应器;在催化剂的作用下，NH3(气)同NOx发生反应，将烟气中的NOx转化成H2O和N2等过程，脱硝效率≥90%。目前，利用该项技术的产品在全球占有率高达98%，居世界发达国家烟气脱硝技术首位。
在我国，1995年第一次修订《大气污染防治法》时，就在增加的有关条款中要求“企业应当逐步对燃煤产生的NOx采取控制的措施”;1996年修订火电厂排放标准时，对新建30万kW以上火电机组提出了NOx排放控制标准，《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-2003对新老机组提出更严格的NOx排放浓度限值;在2003年7月1日开始实施的《排污费征收使用管理条例》中，也规定对NOx征收排污费，征收标准与SO2相同;电力工业环境保护“十五”规划中，提出“大力推广低氮燃烧器及采用分级燃烧技术;现有20万kW火电机组开始启动低氮燃烧技术改造，“十五”期末，力争在运行锅炉上完成排烟脱硝工业示范试验”。20世纪90年代建成的福建后石电厂60万kW火电机组已建成排烟脱硝装置，NOx排放浓度85 mg/m3，远低于650 mg/m3。由此可见，对火电厂排放NOx实行总量控制已具备法律、排放标准、排污收费、治理技术等方面的条件。“十一五”对火电厂排放NOx实施总量控制将是最佳的时机。
相对于火力发电脱硫，烟气脱硝是控制火力发电污染排放的更高要求。由于技术的特殊性，烟气脱硝装置必须与电厂建设同步进行。2005年4月，电力规划设计总院主持召开火电厂烟气脱硝技术及SCR脱硝装置预留方案专题研讨会，对在大容量常规燃煤火电机组的建设中预留烟气脱硝装置的设计方案进行了分析研究。根据GB13223-2003中“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除NOx装置空间”的要求，结合我国火电厂脱硝技术现阶段的实际情况，2004年1月1日起新建的300 MW及以上容量燃煤锅炉，须暂按SCR预留脱硝装置空间。重点对SCR反应器布置场地预留、催化剂层数及荷载预留、炉膛瞬态防爆压力的选取、空预器改造条件预留、引风机改造条件预留、电除尘器设计选型要求、还原剂储存、制备场地的预留等技术方案进行了充分的论证并形成了初步意见。
