解读二：烟气流化床法的适用范围
《火电厂烟气脱硫工程技术规范 烟气循环流化床法》(征求意见稿)编制说明指出，烟气循环流化床法是可以与湿式石灰石/石灰-石膏法在大型机组上应用上进行比选的一种干法/半干法脱硫工艺。通过总结过去十年中烟气流化床法技术的成功应用案例，可以发现，烟气循环流化床法脱硫技术在以下领域比湿法脱硫技术更具优势：
一、 低硫煤种(原始SO2浓度小于3300mg/Nm3)
20MW-660MW等级燃用低硫煤机组。低硫煤占据我国煤炭总量的60%-70%，大部分分布在华
南、华东、华中、华北、东北和新疆地区，原煤含硫量不超过1%。沿海地区电站燃用进口煤炭也属于低硫煤种。因此可以说，我国当前绝大多数火电厂燃用煤种都属于低硫煤。低硫煤燃烧烟气二氧化硫含硫普遍小于3300mg/Nm3，若采用传统的湿法脱硫工艺，系统复杂，能耗高，相对来说投资与运行不经济;而采用烟气循环流化床干法脱硫工艺则可以大幅度节约投资与运行成本。
一、 CFB锅炉(煤种含硫量没有限制)
近年来，国产CFB技术装备取得突飞猛进的发展，已经走在了世界CFB技术发展的前列。CFB技术广泛应用于低热值煤种综合利用项目，其同步脱硫脱硝的优势受到业界的广泛认可。随着超低排放政策的推行，CFB炉内与炉外两级循环流化床脱硫除尘一体化技术也得到广泛应用，并被业界称为“CFB锅炉烟气治理最佳匹配方案”。相比传统的湿法脱硫工艺来说，烟气循环流化床法脱硫工艺不仅可以适应CFB锅炉特殊的启停炉运行方式，而且可以充分利用炉内脱硫后烟气中含有的CaO作为炉后二级脱硫的吸收剂，实现循环经济，更加节约吸收剂，更加节能，比湿法脱硫综合运行成本更经济。
除了部分热电联产项目外，当前大型CFB锅炉主要分布在山西、陕西、内蒙古、四川、云南和贵州等产煤大省，用于就地消化低热值且含硫量较高的劣质煤，实现低热值燃料的综合利用。同时还有大量的中小规模CFB机组分布在北方城市供热和其他行业自备热电项目中。这些项目都更适合采用烟气循环流化床法技术。
二、 200MW以下中小锅炉(一炉一塔或多炉一塔)
据统计分析，当机组规模小于200MW时，传统湿法脱硫工艺为核心的烟气治理方案将造成单位发电量污染治理成本直线上升。尤其在对于一些中小锅炉机组因旁路取消，造成环保设备可用率要求升高，被迫放弃更加节约的多炉一塔方案，进而只能按照一炉一塔方案建设时，湿法脱硫工艺为核心的污染治理方案将是原本经营艰难的企业(尤其是煤化工和城市供热)不可承受的包袱。
而烟气循环流化床法脱硫技术为核心的烟气污染治理方案在中小机组上投资和运行成本上的优势使其受到能源化工及城市热电行业的欢迎。
三、 球团、烧结、玻璃窑炉及其他工业窑炉
相对于燃煤发电锅炉来说，球团、烧结、玻璃窑炉和其他工业窑炉的主要特点就是烟气量相对较小，含硫量不高，但是烟气量波动大，且污染物组分复杂，脱硫系统入口粉尘含硫较高，烟囱高度较低。这些特点对于传统湿法脱硫工艺来说，会造成系统适应性差、浆液易受到粉尘污染而出现中毒现象、腐蚀严重和排烟温度低造成污染物落地浓度超标等问题。
对于烟气循环流化床法技术来说，可以完全频繁波动的工业窑炉烟气，而且不受入口粉尘含量及组分的影响。
因此，国内主要知名钢铁企业都采用烟气循环流化床法脱硫技术，包括宝钢、包钢、河北钢铁、
马钢、天钢和三明钢铁等等。而该技术在玻璃行业的应用也同样广泛，其中旗滨玻璃就有30多台套应用业绩。
解读三：大型火电机组环保成本有望大幅下降，不再单一依赖湿法脱硫
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。
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。