未来中国火力发电新建机组将以更加高效的600MW以上等级超临界或超超临界机组为主体，而且主要分布在环境容量更大的西北富煤缺水地区。以往大型煤电基地建设烟气治理主要依赖于石灰石-石膏湿法脱硫工艺，而今后随着烟气循环流化床法脱硫技术的发展，该技术将在600MW及以上等级技术上广泛应用，打破大型燃煤机组烟气治理对湿法脱硫工艺单一依赖的不利局面，进而推动烟气治理工程建设和运营成本的大幅下降。
延伸阅读：
【重磅】《火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法》公开征求意见
一、烟气治理能耗下降近50%，折合单位发电煤耗下降2-4g/kw.h；
相比以湿法脱硫工艺为核心的超低排放技术来说，烟气循环流化床工艺在一个工艺系统中集成了脱硫、除尘、脱汞、SO3和PM2.5治理，系统能耗只有发电量的1%，相当于以湿法脱硫工艺为核心的超低排放技术的50%。若按照当前《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014年-2020年）》的要求，在300MW以上同等规模机组上，采用烟气循环流化床法技术比湿法超低排放可节约发电煤耗2-4g/kw.h，这对于优化机组能效和改善环境质量来说有着重要的意义。
二、脱硫水耗下降40-50%，有效支撑富煤缺水地区大型煤电群集中建设；
由于脱硫排烟温度、饱和度以及副产物湿度的差别，烟气循环流化床法综合水耗只有湿法脱硫技术的50-60%，综合节约水耗40-50%，这对于富煤缺水地区大型电站群的建设有着至关重要的意义。另外，烟气循环流化床法治理后烟气环境没有强酸物质，且粉尘只有5mg/Nm3以下，对于含湿度较高的褐煤锅炉烟气来说，非常有利于实现烟气水回收。通过对褐煤锅炉烟气循环流化床法脱硫除尘一体化尾部烟气的水回收实验，回收水PH值约为7，水质纯净，可以直接用于电厂补给水。而同样的实验在湿法脱硫尾部回收的水质浑浊，PH值约为2-4之间，需经处理之后才能够使用。目前，烟气循环流化床法+烟气水回收技术已经实现工业化应用，从当前技术水平看，不仅可以实现大型煤电机组超低排放，而且可以同步实现环保系统零补水。
三、烟气治理综合成本下降约30%；
相对于治理工艺冗长的湿法脱硫工艺来说，烟气循环流化床工艺不仅仅系统更加集成，而且无需烟气再热、烟囱防腐和废水治理。以2台660MW机组烟气治理来说，无需烟气再热（2000万元）、烟囱防腐（4000万元）和废水零排放治理（10000万元），至少节约16000万元投资，相当于烟气综合治理成本下降至少30%。而对于300MW以下机组来说，烟气循环流化床法相对湿法脱硫技术综合成本节约至少在40%以上。
四、系统可用率提高，维护成本下降幅度超过60%；
烟气循环流化床法不仅仅工艺流程短，机械转动设备相对大幅度减少，而且绝大多数设备运行工况没有腐蚀、磨损和热应力问题，主体设备吸收塔为空塔，不存在检修问题，因此系统检修维护成本只有投资额的1%。而湿法工艺检修费用约为投资的2%。因此，考虑到湿法工艺整体投资远高于烟气流化床法，烟气流化床法系统检修费用只有湿法的30%-40%。因此，此次烟气循环流化床脱硫新版技术规范征求意见稿的发布，意味着我国在大机组烟气治理上，单一依靠湿法脱硫工艺的不利局面将被打破。
2015年7月，由龙净干法团队研发完成的“燃煤烟气干式超低排放技术及装置”通过中国环保产业协会鉴定，鉴定结果为“技术整体达到国际领先水平”。这不仅使我国的烟气循环流化床脱硫除尘一体化技术站在了世界的制高点上，也为用户在进行工业烟气治理时带来更多选择，对于低硫煤、CFB机组和小规模烟气量的中小机组及工业窑炉等采用湿法工艺相对经济性较差的项目来说，完全可以进行充分的工艺比选，进而更加科学和合理地选择烟气治理工艺。因此，烟气循环流化床法技术应用范围及规模的扩大将极大促进“超低排放”的工艺进步，也将使我国的火力发电更加高效、更加清洁。
