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　　以往火電脫硫只關注二氧化硫脫除率，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、改善環境質量做出了重要貢獻，但“蘿卜快了不洗泥”，加之惡性競爭、工程質量參差不齊，留下了很多隱患。
　　2012年8月，國務院印發的《減排“十二五”規劃》中提出，“十一五”時期，全國燃煤電廠投產運行脫硫機組容量達5.78億千瓦，占全部火電機組容量的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施但不能穩定達標的4267萬千瓦燃煤機組實施脫硫改造，這一數字占已投產運行脫硫機組容量的比例超過7%。我國絕大部分電廠脫硫的設計指標為小于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，或者采用雙塔結構，不僅工程量大，而且技術難度高。一直以來，我國的火電脫硫都是關注二氧化硫脫除率。我國早期的濕法脫硫裝置嚴格按照國外技術的規范，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，與經電除塵器凈化后未脫硫的高溫煙氣進行熱交換，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。
　　但由于電力企業對脫硫前電除塵器的維護不夠重視，加之電除塵器選型偏緊，甚至偏小，遇到煤種變化或建設、運行維護不當，電除塵器效率大幅下降，造成GGH裝置堵塞、結垢嚴重，導致脫硫裝置運轉率大幅度下降。當時考慮到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。
　　只要循環流化床半干法脫硫系統能夠穩定、連續、可靠運行，其脫硫效率能夠得到專家組的認可。循環流化床半干法技術除塵沒問題，但脫硫效果有待驗證;濕法技術脫硫效果好，但煙塵控制難度較大，而且會帶來設備腐蝕和廢水處理等方面的難題。根據環境保護部2011年12月發布的《“十二五”主要污染物總量減排核算細則》，煙氣循環流化床、爐內噴鈣爐外活化增濕、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、DCS能反映出脫硫系統運行實際情況時，根據在線監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%。這樣的脫硫效率認定，讓背負減排壓力的電力企業增加了對循環流化床技術的顧慮。
　　爐內脫硫使用石灰石煅燒生產生石灰進行脫硫，大量未反應的生石灰隨飛灰進入布袋除塵器，通過布袋進行除塵收集。而濕法脫硫采用先除塵再脫硫的技術路線，因此無法對其進行再利用，只能隨灰排至灰庫導致浪費。而半干法脫硫采取先脫硫后除塵的技術路線，可以對爐內脫硫過剩的氧化鈣進行再循環利用，降低生石灰消耗量。
　　與濕法脫硫主要依靠噴淋層的數量來調節脫硫效率不同，新型流化床反應器主要通過顆粒密度來調節脫硫效率，也就是通過加入吸收劑，就能調節脫硫效率，適應煤種變化。同時，這一工藝能夠協同脫除三氧化硫，避免了硫酸霧排放直接形成二次pm2.5，進而抵消二氧化硫減排的成效。
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