“十一五”期间，电力行业加大了SO2治理和节能减排管理力度，提前完成了“十一五”节能减排规划目标，为全国节能减排目标的实现作出了重要贡献。但是，我国以煤炭为主的一次能源结构导致SO2排放量依然很大，仍高于环境的承载能力。随着国家环境保护“十二五”规划出台和《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)正式实施，控制燃煤电厂SO2排放仍然是电力行业环境保护工作的重点之一。

1、“十二五”SO2控制政策和排放标准

     国家环境保护“十二五”规划明确指出，到2015年。SO2排放总量由2010年的2267.8万吨降低至2086.4万吨，2015年比2010年降低8%。规划要求持续推进电力行业污染减排，新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，未来安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施 ，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。

    《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)已经于2012年1月1日起正式实施。新标准规定，自2014年7月1日起现有燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为200mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤火力发电锅炉执行400mg/m3限值。2012年1月1日起，新建燃煤火力发电锅炉SO2排放限值为100mg/m3，位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的燃煤发电锅炉执行200mg/m3限值。

2、控制技术现状及存在问题

     据统计，截止2010年底，全国已投运烟气脱硫机组超过5.6亿kw，约占全国燃煤机组容量的86%，比美国2009年高36个百分点。在全国已投运的烟气脱硫机组中，30万kw及以上烟气脱硫机组约占86%。石灰石-石膏湿法脱硫仍是主要脱硫方法，占92%;其余脱硫方法中，海水法占3%，烟气循环流化床法占2%，氨法占2%，其他占1%。

3、脱硫提效策略

     由于燃煤市场供需关系的影响，电厂实际燃煤硫分、灰分和热值偏离设计值，直接造成脱硫设施入口烟气量、SO2浓度、粉尘浓度、烟气温度等超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定、可靠运行。两者，新《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)对排放标准提出了更严格的要求，应对上述两个方面的压力，实现SO2浓度达到排放，需提出切实可行的脱硫设施提效策略。提升石灰石品质、应用脱硫添加剂以及对脱硫设施增容改造是湿法脱硫系统提效的重要研究方向。