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产业报告2025丨第三篇实践篇:三、典型项目案例:燃煤电厂余热利用与超净排放协同技术应用项目

日期：2026-03-13 21:32:01 来源：网络整理作者：本站编辑评论：0

第三篇实践篇

三、典型项目案例

2.项目2：燃煤电厂余热利用与超净排放协同技术应用项目

（1）示范项目介绍

青岛顺安热电有限公司位于山东省青岛市，地处山东半岛南部，北温带季风区域，属温带季风气候。青岛市由于海洋环境的直接调节，春季气温回升缓慢，冬季风大温低、持续时间较长。十四五以来，青岛市不断拓展能源供给渠道，持续优化能源结构。但从资源禀赋来看，煤炭、石油、天然气等一次能源对外依存度达95%以上，是典型的能源受限城市，容易受政策环境、运力紧张、价格波动和极端天气等因素影响，能源短缺风险依然存在。

青岛顺安热电有限公司于2022-2023年在厂内建成超低温烟气余热回收项目，在前期#6锅炉（168MW）利用吸收式热泵回收烟气余热的基础上，进一步通过电动压缩式热泵深度回收25℃以下的烟气余热，将烟气喷淋换热塔进行“高、低温”两段式改造，利用具有特殊结构设计的雨帽层，有效阻断两段之间的喷淋水交换，烟气温度可由25℃将至15℃，经过两次冷喷淋洗涤后，烟气可达到超低排放标准。

项目分两期建设，一期针对#6炉深化改造，建设一套2MW压缩式烟气余热回收系统，于2023年1月投入使用；二期增设一套1MW压缩式烟气余热回收系统，于2023年11月投入使用。

图3-10 烟气余热回收一期项目工艺流程

以降温至15℃为例，热电厂每回收1GJ烟气热量，可同时回收0.3t的烟气冷凝水，每个采暖季可产生冷凝水近20万吨。烟气冷凝水的大量回收，可有效改善烟囱“冒白烟”、“石膏雨”的现象。回收的烟气冷凝水可作为脱硫塔补水，减少脱硫过程的水量损失。但由于回收的水量太大，打破了脱硫系统乃至整个电厂系统原有的水平衡，导致电厂污水排放量增加。顺安热电进一步改进传统热法污水处理工艺，将吸收式热泵和热法废水处理集成一体，以蒸汽驱动吸收式热泵回收热法废水处理工艺的末级闪蒸余热，用于供热，并将净化水作为热网补水。

废水零排放工艺主要由废水预处理水箱、闪蒸结晶设备、离心分离机以及附属管路设备构成。脱硫废水以及烟气凝水汇合后，先进入废水预处理水箱，在废水预处理水箱中，通过添加碱液、絮凝剂以及分层多重沉淀等措施，将待处理废水中的钙镁离子转变为固态不溶盐类，这部分不溶于水的盐分析出后作为固体废弃物排出系统。经过预处理之后的废水接着就进入闪蒸结晶设备，在该设备中被加热然后闪蒸结晶，废水闪蒸产生水蒸气以及含有固态盐的悬浊液，该悬浊液通过污水泵进入离心分离机，离心分离机旋转分离出悬浊液中的固体，作为固体废弃物排出，而分离后产生的清液则返回闪蒸结晶设备，进一步的闪蒸结晶。

闪蒸产生的水蒸气则在闪蒸结晶设备中与热网水进行换热，在换热的过程中，水蒸气冷凝，产生的冷凝水作为废水处理的产物，可以用于在电厂系统内各个子系统的补水，也可以用于锅炉或热网补水，实现水资源的再次利用。热网回水进入闪蒸结晶设备中，换热升温后流出闪蒸结晶设备，进入热网换热器进一步的加热升温。

图3-11 吸收式热泵、电压缩热泵联合超低温烟气余热回收与净化技术工艺流程

图3-12 废水净化技术工艺流程

顺安热电通过余热利用与废水净化协同技术解决了传统废水处理的技术难题，做到近零能耗条件下的废水零排放，既满足了环保要求，又实现了废水和结晶盐的回收利用。在满足环保要求的同时产生一定的经济收入，提高了电厂水资源利用效率和经济效益，改变了传统环保技术投入大却无经济收益的境况，且比其他处理方式降低能耗90%。

（2）项目的示范效果、意义、可推广性分析

①电动压缩式热泵与吸收式热泵联合深度回收烟气余热

吸收式热泵采用汽轮机抽汽驱动，回收高温喷淋段余热；压缩式热泵采用电能驱动，回收低温喷淋段余热，可深度回收烟气中的水分和冷凝潜热，两者输出的热能均用于热网水加热，可降低居民采暖能耗和成本。

②采用烟气相变低温凝并技术实现多污染物联合脱除

在热泳、扩散泳等作用下，实现了细颗粒物、可凝结颗粒物、SO3（硫酸雾）、逃逸浆液滴的协同脱除，低温喷淋提高了SO2的溶解度；提高调整两段喷淋水的PH值、喷淋密度、喷孔直径等参数，达到最佳的联合降污减排效果。实测排烟中的各项污染物浓度均达到超低排放标准，可完全代替湿式静电除尘器，污染物超低排放治理成本得到了有效控制。

③吸收式热泵和热法废水处理工艺相结合

利用热电厂原有换热过程（汽轮机抽汽直接加热热网水）中的温差作为吸收式热泵的驱动力，实现了低能耗、低成本废水净化，具有废水浓缩、固化结晶、水质适应性强、预处理费用低等优点。

④根据不同燃煤热电用户的具体情况，可在烟气余热利用与烟气超净排放协同技术应用上进一步进行系统拓展

通过将烟气余热回收技术与跨季节储热系统相结合，能够解决在非采暖季节烟气余热的回收问题和超低排放问题，这种创新的结合方式可以提高能源利用效率、降低环境污染程度。将低能耗废水净化技术与跨季节储热系统相结合，可以实现非采暖季节的废水零排放，进一步保护生态环境。将烟气余热回收技术与日内蓄热体相结合，可以在电力过剩时段利用多余的电能来驱动烟气余热回收和烟气净化，从而参与电力调峰，平衡电网负荷。这些技术的拓展不仅可以提高技术应用的适应性和灵活性，也增加了经济性，为可持续发展提供了有力的技术支持。

（3）综合效益

①节能效益

燃煤电厂余热利用与超净排放协同技术应用项目总投资7000万元，余热回收负荷约38MW，每供热季回收热量为40.17万GJ、锅炉热效率提高近十个百分点、回收凝水量为11.88万吨、折合节省标煤量约1.32万吨，产生经济效益约为3368.36万元，2.1年可收回投资。

在废水零排放方面，本项目与目前国内外常用技术相比，无论是初投资还是运行成本均大幅度降低，项目对10t/h的废水进行处理，产生并利用8t/h的水，吨水的处理电耗为5.9kwh，且所消耗的蒸汽热量全部传递给热网水，运行能耗低。如果考虑净水收益，本项目每净化1吨废水可增加收入7.2元，如表3-3所示：

表3-3 每处理1吨废水的成本比较

	蒸发结晶	烟道蒸发	膜法+MVR	本项目
投资（万元/t）	168	146	180	78
运行成本（元/t）	60	17	51	4.6，-7.2*

注：除本项目外，其它方式的成本来源于文献。

*不计净水收益

**计净水收益

②减排效益

该项目核对烟气显热和潜热进行深度回收，同时进行烟气二次洗白和降温，进一步降低了污染物的排放，烟气经过降温后，其内部的污染物浓度显著降低。

项目投运后，分别对两种工况（只开下段喷淋和两段喷淋都开），详细测量了烟气中CPM、FPM和硫酸雾三种主要污染物浓度。如表3-4所示，对比喷淋塔进出口烟气污染物浓度可以看出，除了氮氧化物变化不大以外，其它污染物浓度都有大幅度降低，颗粒物（FPM）浓度低于检出限（1mg/m3）。

图3-13 各工况污染物排放情况

表3-4 污染物排放对比

检测点位	低温喷淋塔前	低温喷淋塔后
二氧化硫	实测浓度	mg/m3	177	9
折算浓度	mg/m3	263	13
氮氧化物	实测浓度	mg/m3	39	41
折算浓度	mg/m3	58	60
一氧化碳	实测浓度	mg/m3	36	ND
颗粒物	实测浓度	mg/m3	5	ND
硫酸雾	实测浓度	mg/m3	66	3