编者按 循环流化床(CFB)发电技术问世以来，已在世界范围内得到广泛应用，大容量循环流化床发电机组已被我国发电企业所采用。60万千瓦级的循环流化床发电技术运行1年来，优势突显，各项性能指标可与煤粉炉发电技术媲美。该技术在燃料选择、控制污染物排放、灰渣综合利用等方面具有综合竞争优势，在环保压力日益增大的今天，值得进一步推广。
“随着世界首个60万千瓦超临界循环流化床电站在我国运行一年多来的经验积累，和近年来其他等级循环流化床发电技术彰显出的各种优势，可以断言，我国的循环流化床发电技术正在进入一个新的时代。”在8月下旬中国电力科技网举办的“循环流化床发电技术2014年会”上，中国电力科技网CEO魏毓璞表示。
我国已是世界上循环流化床发电机组投运数量最多、装机容量最大的国家。近年来，随着设计经验的积累、制造水平的提高、运行技术的成熟，循环流化床发电技术特别是30万千瓦循环流化床发电技术已经由早期的单纯追求可靠性指标，转向为同时追求经济性指标和环保性指标。
整体性能可与煤粉炉机组竞争
火力发电是我国主要的发电方式，电站锅炉作为火力电站主机设备之一，伴随着我国火电行业的发展而发展。电站锅炉主要有煤粉炉和循环流化床锅炉两类。
《洁净煤技术科技发展“十二五”专项规划》的“关键核心技术研发”部分，对“高效洁净燃煤发电”提到：60万千瓦高参数超超临界循环流化床锅炉工业装备技术研究、制造及工程示范，技术经济指标接近同容量相近燃料煤粉炉机组，达到国际领先水平。
2013年4月14日，我国自主研发、设计、制造的世界首台60万千瓦超临界循环流化床机组在四川白马建成投产。该机组是目前世界上投运的单机容量最大、技术最先进的超临界循环流化床机组，代表了当今循环流化床发电技术的最高水平。
“从已投运的20多台循环流化床发电机组的运行实践来看，循环流化床机组 可以做到和煤粉炉机组一样可靠。”神华国能(神东电力)集团公司副总经理刘志强谈道，“鉴于60万千瓦超临界项目的成功，我们正在申请66万千瓦超超临界循环流化床机组示范项目。”循环流化床发电技术能够燃烧所有煤种，特别是价格低廉的低阶煤和低质煤。美国有项调查，一台容量为60万千瓦的循环流化床机组和煤粉炉机组相比，每年可节省的燃料费为8400万美元。根据德国的调查统计，在欧洲，燃烧低阶煤的循环流化床机组可用率高于燃烧低阶煤的煤粉炉机组。
“循环流化床发电技术已经发展到大容量超临界的水平，并且在一定程度上能够和煤粉炉竞争。”近年来，清华大学热能工程系教授毛健雄一直在进行“燃烧低阶煤的大容量煤粉炉和循环流化床锅炉的比较”这一课题，在上述会议上他提出：“大容量燃烧低阶煤的电站锅炉选型时，在60万千瓦等级及以下的锅炉容量和60万千瓦及以下的蒸汽温度的条件下，无论在技术上和经济上，循环流化床发电技术均不输给煤粉炉发电技术，只是循环流化床发电技术刚刚开始进入大容量和超临界水平，还需要花大力气积累经验，但前途一定是光明的。”
“超低排放”成为研究应用新热点
2013年，由中国华能集团自主研发、适用于循环流化床锅炉的烟气氮氧化物排放综合控制工艺技术，在华能白山煤矸石发电厂33万千瓦循环流化床锅炉和秦皇岛秦热发电公司30万千瓦循环流化床锅炉成功应用，脱硝效率平均达到82.7%。该技术为世界上首次在33万千瓦级循环流化床锅炉上所采用。 在国家节能减排政策执行最新的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)背景下，循环流化床机组选择什么样的改造技术路线实现二氧化硫、氮氧化物达标排放，一度成为了行业亟待破解的课题。
《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。”
