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《洁净煤技术科技发展“十二五”专项规划》中明确提出：“开展5～30万千瓦节能、超低排放型循环流化床锅炉关键技术及装备研究，应用于工业示范。”面对日益严格的环保排放指标要求，循环流化床发电技术面临挑战的同时，也带来新的发展机遇。“目前国内燃煤电厂兴起‘超低排放’、‘近零排放’等热潮，其科学性和合理性暂且不论，从循环流化床发电机组角度实现‘超低排放’来看，较之煤粉炉发电机组有独特的优势。”中国华能集团清洁能源技术研究院副院长肖平告诉《中国电力报》记者，“循环流化床发电机组可采用炉内脱硫+炉外脱硫两级脱硫，实现高硫煤的超低排放;可以炉内低氮燃烧+SNCR，控制氮氧化物排放至50毫克/立方米以下;由于采用炉内脱硫，尾部受热面低温腐蚀风险大幅降低，排烟温度可设计更低，在提高锅炉效率的同时，更利于实现低低温除尘。”据肖平介绍，循环流化床发电技术由于采用了分级燃烧和低温燃烧技术，其氮氧化物排放浓度较低。根据《火电厂大气污染物排放标准》，部分CFB机组无需改造或通过简单炉内改造和燃烧优化调整即可满足要求，对部分超标机组及新建机组，采用SNCR脱硝技术，脱硝效率可达60%~85%，实现达标排放，同时施工周期短，投资费用低，运行效果好。

循环流化床机组仅依靠炉内脱硫和低温燃烧，已经很难满足严格的排放要求。

在新的《火电厂大气污染物排放标准》下，循环流化床机组需要对烟气污染物进行协同控制，才能实现达标排放。烟气循环流化床脱硫+SNCR脱硝+布袋除尘的技术路线是目前较为可行的一种控制方案。”中国电力顾问集团公司研发中心副主任龙辉在上述会议上表示。

排放达标就该享受脱硝电价

“我们也咨询了国家相关部委，循环流化床机组氮氧化物排放达标是享受脱硝电价的。但是具体执行起来，有些省份对循环流化床炉内脱硝达标电厂不给脱硝电价认可。”近年来，刘志强一直对循环流化床机组氮氧化物排放达标却执行不了脱硝电价高度关注。

他所在神华国能(神东电力)集团公司是全国循环流化床发电机组最多的发电集团。

记者从相关渠道了解到，各地在执行脱硝电价时针对循环流化床机组的确政策不一。比如，《湖南省物价局关于省内统调燃煤机组试行脱硝电价的通知》指出“统调燃煤发电机组中，已安装脱硝设施、具备在线监测功能且运行正常、循环流化床机组氮氧化物排放已达到国家环保要求，经国家或省级环保部门验收合格的发电机组执行脱硝加价。”而安徽省物价局出台的相关规定只提到“燃煤发电机组安装脱硝设施、具备在线监测功能且运行正常的”机组,没有提及“循环流化床机组”。

“脱硫脱硝电价应以排放是否达标而定，而不是以采取何种技术而定。”刘志强建议，环保部门要以循环流化床电厂的实际排放值来确认其烟气排放是否达标。

国电豫源发电有限责任公司张继武建议，各省电网公司给予循环流化床机组尽量不调峰或小幅度调峰，保护锅炉设备。“我们还有诸多方面需要提高，如单台引风机不能运行、机组供电煤耗偏高、环保指标近零排放难度大等课题需要深度研究。”四川白马循环流化床示范电站有限责任公司总工程师雷秀坚表示。

随着高阶煤的储量日益减少，低阶煤特别是褐煤是将来电煤的一个重要来源，加上其价格的优势，在大容量高参数超临界的电站锅炉市场上，循环流化床机组现在虽然还未真正进入，但对于燃用低阶煤和低质煤的煤电市场，循环流化床机组的优势是会逐渐显现的。

“循环流化床发电技术是一项发展中的技术，一项与时俱进的技术。”中国华能集团清洁能源技术研究院黄中认为，“循环流化床机组的问题成因非常复杂，要避免走入‘头痛医头脚痛医脚’或是‘顾此失彼’的误区，要充分利用已有经验，深入分析现象和问题背后的深层次技术原因，综合考虑设计制造、主机辅机配套、安装检修、运行维护等各种因素。”

原标题：循环流化床发电技术迈进新时代可与煤粉炉竞争

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