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　　以往火電脫硫只關(guān)注二氧化硫脫除率，未考慮到三氧化硫排放后會直接生成氣溶膠。
　　我國燃煤電廠大規(guī)模脫硫改造始于“十一五”期間，大量工程迅速上馬為削減二氧化硫排放、改善環(huán)境質(zhì)量做出了重要貢獻(xiàn)，但“蘿卜快了不洗泥”，加之惡性競爭、工程質(zhì)量參差不齊，留下了很多隱患。
　　2012年8月，國務(wù)院印發(fā)的《減排“十二五”規(guī)劃》中提出，“十一五”時期，全國燃煤電廠投產(chǎn)運(yùn)行脫硫機(jī)組容量達(dá)5.78億千瓦，占全部火電機(jī)組容量的82.6%。同樣是這份文件中，所羅列的減排重點工程之一，就是對已安裝脫硫設(shè)施但不能穩(wěn)定達(dá)標(biāo)的4267萬千瓦燃煤機(jī)組實施脫硫改造，這一數(shù)字占已投產(chǎn)運(yùn)行脫硫機(jī)組容量的比例超過7%。我國絕大部分電廠脫硫的設(shè)計指標(biāo)為小于200mg/m3，若要滿足50 mg/m3的排放要求，幾乎所有濕法脫硫塔都要推倒重來，或者采用雙塔結(jié)構(gòu)，不僅工程量大，而且技術(shù)難度高。一直以來，我國的火電脫硫都是關(guān)注二氧化硫脫除率。我國早期的濕法脫硫裝置嚴(yán)格按照國外技術(shù)的規(guī)范，均安裝了脫硫煙氣再熱裝置——GGH，其作用是將脫硫后50攝氏度的脫硫煙氣，與經(jīng)電除塵器凈化后未脫硫的高溫?zé)煔膺M(jìn)行熱交換，將脫硫后煙氣加熱到80攝氏度左右排放，以提升煙氣排放的抬升高度，降低煙氣中未凈化污染物的落地濃度。
　　但由于電力企業(yè)對脫硫前電除塵器的維護(hù)不夠重視，加之電除塵器選型偏緊，甚至偏小，遇到煤種變化或建設(shè)、運(yùn)行維護(hù)不當(dāng)，電除塵器效率大幅下降，造成GGH裝置堵塞、結(jié)垢嚴(yán)重，導(dǎo)致脫硫裝置運(yùn)轉(zhuǎn)率大幅度下降。當(dāng)時考慮到GGH的作用僅是抬升煙氣高度，對脫硫效率沒有影響，取消GGH的建議被采納。
　　只要循環(huán)流化床半干法脫硫系統(tǒng)能夠穩(wěn)定、連續(xù)、可靠運(yùn)行，其脫硫效率能夠得到專家組的認(rèn)可。循環(huán)流化床半干法技術(shù)除塵沒問題，但脫硫效果有待驗證;濕法技術(shù)脫硫效果好，但煙塵控制難度較大，而且會帶來設(shè)備腐蝕和廢水處理等方面的難題。根據(jù)環(huán)境保護(hù)部2011年12月發(fā)布的《“十二五”主要污染物總量減排核算細(xì)則》，煙氣循環(huán)流化床、爐內(nèi)噴鈣爐外活化增濕、噴霧干燥等(半)干法煙氣脫硫工藝，在安裝脫硫劑自動投加和計量系統(tǒng)、DCS能反映出脫硫系統(tǒng)運(yùn)行實際情況時，根據(jù)在線監(jiān)測煙氣出口與入口二氧化硫平均濃度確定綜合脫硫效率，綜合脫硫效率原則上不超過80%。這樣的脫硫效率認(rèn)定，讓背負(fù)減排壓力的電力企業(yè)增加了對循環(huán)流化床技術(shù)的顧慮。
　　爐內(nèi)脫硫使用石灰石煅燒生產(chǎn)生石灰進(jìn)行脫硫，大量未反應(yīng)的生石灰隨飛灰進(jìn)入布袋除塵器，通過布袋進(jìn)行除塵收集。而濕法脫硫采用先除塵再脫硫的技術(shù)路線，因此無法對其進(jìn)行再利用，只能隨灰排至灰?guī)鞂?dǎo)致浪費。而半干法脫硫采取先脫硫后除塵的技術(shù)路線，可以對爐內(nèi)脫硫過剩的氧化鈣進(jìn)行再循環(huán)利用，降低生石灰消耗量。
　　與濕法脫硫主要依靠噴淋層的數(shù)量來調(diào)節(jié)脫硫效率不同，新型流化床反應(yīng)器主要通過顆粒密度來調(diào)節(jié)脫硫效率，也就是通過加入吸收劑，就能調(diào)節(jié)脫硫效率，適應(yīng)煤種變化。同時，這一工藝能夠協(xié)同脫除三氧化硫，避免了硫酸霧排放直接形成二次pm2.5，進(jìn)而抵消二氧化硫減排的成效。
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