燃煤电厂湿烟气的除湿特性

吕扬，董勇，田路泞，韩哲楠，申凯，崔琳，张立强，李玉忠



燃煤电厂湿烟气的除湿特性

吕扬1，董勇1，田路泞2，韩哲楠2，申凯1，崔琳1，张立强1，李玉忠1

（1燃煤污染物减排国家工程实验室（山东大学），山东济南250061；2武汉光谷环保科技股份有限公司，湖北武汉430074）

燃煤电厂湿法脱硫后排放的烟气中含有大量水蒸气，造成大量水资源的浪费，溶液除湿工艺是水分回收技术之一。通过绝热型管式降膜除湿试验台，采用价格低廉的CaCl2溶液为除湿剂，探究了湿烟气状态下溶液浓度、溶液温度、传质面积及进口温度对除湿性能的影响，试验得到了CaCl2溶液除湿过程的传质系数，溶液除湿效率远高于清水冷凝除湿，为烟气除湿工艺的选择和性能预测提供了参考。

烟道气；吸收；除湿；水溶液；管式降膜

引 言

燃煤电厂是我国工业用水大户，水消耗量巨大，随着国家对工业取水定额的进一步收紧[1]及水污染防治的严格要求，加之我国大量新建燃煤机组选址在西部产煤缺水地区，使得电厂的节水降耗工作压力迫切；国家2005～2020年电力发展规划明确提出了发电节水的问题，必须着力发展适用于水资源短缺地区的节水型烟气污染控制技术；经济有效的节水降耗措施将对节水型电厂的建设意义重大，有力推动环境友好型、资源节约型社会的创建。

燃煤电厂多采用湿法脱硫工艺，湿法脱硫过程中烟气放热、循环浆液中水分吸热蒸发，形成含有大量水蒸气的饱和湿烟气，随脱硫后烟气排放的水蒸气是电厂水资源消耗的重要组成部分，以300 MW机组烟气量计算，脱硫后烟气中携带水分约100 t·h-1，造成大量水资源的浪费。同时，湿烟气直排导致出现烟囱腐蚀、“白烟”及烟囱雨等一系列问题。

针对湿烟气排放问题，近年国内主要关注了饱和湿烟气的形成机理[2]，烟囱降雨的成因[3]，湿排对烟气抬升、扩散的影响[4]，湿烟气的腐蚀问题及烟囱的防腐技术[5]，水媒式烟气换热器（MGGH）[6-7]等。

在湿烟气除湿方面的研究相对较少，尚处于起步阶段，可借鉴的方法有冷凝法[8-11]、吸收法或膜法[12-16]。溶液除湿（吸收法）技术基于溶液与空气间的水蒸气分压力差，推动水蒸气在溶液与空气间的迁移，该技术已在温湿度独立控制空调领域得到广泛应用[17]。由于除湿溶液较低的水蒸气分压，应用于烟气除湿时的水回收潜力大，除湿后湿烟气相对湿度低，近年来逐步得到了研究者的关注，并进行了有益探索。

魏璠等[18]利用CaCl2溶液喷淋吸收工艺进行了燃气烟气中水分回收试验研究，与冷却水喷淋冷凝除湿比较表明，达到相同的除湿量，冷却水流量要达到溶液流量的5倍以上。路源[19]研究表明，CaCl2溶液除湿工艺的水回收率远高于冷凝法，回收水可实现燃气轮机HAT循环水平衡，回收热量品位较高（50℃以上）。Lars等[20]利用溶液除湿方法实施了生物质锅炉烟气颗粒物脱除及余热回收，应用表明，燃用高水分燃料时，机组供热能力提高近40%（不计电耗增加）。

上述空调、燃气、生物质烟气等领域的研究为燃煤电厂湿烟气除湿提供了有益参考。对于燃煤电厂湿烟气状态参数下的除湿性能，仅Folkedahl等[21]进行了探索性的研究，初步验证了工艺的可行性。对于该工艺的性能、影响因素等方面的研究仍不足，特别是传质过程的机理参数较为欠缺。

本文采用绝热型管式降膜除湿器，以CaCl2溶液为除湿剂，进行了降膜除湿的试验研究，考察了溶液温度、浓度、传质面积、进口烟气温度等因素对除湿性能的影响，并与相同工况下的清水冷凝除湿进行了对比，分析了基于CaCl2溶液的除湿工艺的除湿潜力，得到了烟气除湿工况下的传质系数，为中试及应用推广奠定了基础。

1 试验系统及测试方法

1.1 试验系统

设计并搭建了绝热型管式内降膜除湿试验台，系统流程见图1，试验系统由模拟烟气系统、降膜管、溶液循环系统、溶液冷却系统组成。采用典型烟气组分加热加湿至与饱和湿烟气相同的热力状态，模拟脱硫后饱和湿烟气。

1—gas flowmeter; 2—water distributer; 3—falling film tube humidifier; 4—water heater; 5—water tank; 6—water pump; 7—falling film tube dehumidifier; 8—solution distributer; 9—induced draft fan; 10—solution heater; 11—agitator; 12—cooling coil; 13—solution tank; 14—solution pump; 15—cooling water tank; 16—cooling water pump; 17—gas temperature and humidity sensor

降膜管采用30 mm有机玻璃管，作为膜式反应器，管中贮液量低，液膜的厚度薄，适用于瞬间、快速和中速的气液热质交换过程[22]。湿烟气由降膜管底部进入，与管内壁面上均布的溶液液膜逆流接触进行热质交换，后经引风机排出。溶液在储液槽中配制、搅拌并调整至设计工况温度，经溶液泵送至降膜管顶部的布液器，在重力的作用下沿管内壁均匀成膜并下降至收集装置，随后返回储液槽。溶液采用不锈钢波纹管内通冷却水冷却，采用温控电加热器加热，协同控制保持溶液温度稳定。4套不同高度的降膜管采用有机玻璃制作，高度分别为0.5、1.0、1.5、2.0 m。系统所有管道及容器均采用橡塑保温棉保温。

1.2 除湿剂

空调领域多采用蒸气压较低的LiBr或LiCl溶液[23]，及其两种或多种混合溶液[24-26]，其价格均较高，难以大规模应用于烟气除湿，相比之下，CaCl2蒸气压稍高，但价格仅为上述两种卤盐的1/20，此外，较高的蒸气压意味着较低的再生温度，为利用余热再生提供了可能。综合性能、成本等因素，本文选择CaCl2溶液作为烟气除湿介质[27]。

1.3 测试方法

除湿器前后设置温湿度测点[28]，溶液进出口设置温度、浓度测点。烟气温湿度采用Rotronic温湿度传感器，温度测量精度±0.2℃，湿度为±1%RH，溶液温度采用K型热电偶，测量精度±0.2℃，温度测点辅以水银温度计校核。溶液浓度采用密度-浓度比对法，采用婆梅密度计测量溶液密度，与同温度下的密度-浓度比对表对比获得对应溶液浓度，测量精度为1 kg·m-3。

试验中，烟气的除湿效率为

式中，ain为进口烟气含湿量g·(kg干烟气)-1；aout为出口烟气含湿量g·(kg干烟气)-1。

2 试验结果与分析

2.1 溶液温度及溶液浓度对除湿性能的影响

图2显示了除湿效率与进口溶液温度(solin)及浓度的关系。试验中，降膜管高度=1.0 m，饱和烟气进口温度(ain)50℃。随溶液温度由35℃升高至55℃，除湿效率由55%降至约30%，且下降速率逐步增大，这主要由于溶液温度上升，溶液的蒸气压随之上升，烟气与溶液的水蒸气分压力差降低，溶液除湿能力下降[29]。尽管溶液蒸气压有所上升，但仍低于烟气中水蒸气分压，因此，当溶液温度高于烟气温度时，除湿溶液仍具有一定的除湿能力，溶液温度为50～55℃时，除湿效率为20%～40%，这与冷凝法具有显著的差异。

除湿效率与溶液浓度(in)关系（solin=45℃，=1.0 m，ain=50℃）的试验结果与溶液物性符合，随溶液浓度由40%升至50%，除湿效率由38%上升至45%，但溶液浓度超过45%后，效率提升幅度较低，这是由于溶液浓度提高的同时，蒸气压及溶液黏性并非呈线性变化，蒸气压的降低幅度逐步减小，溶液黏性迅速提高，致使提升浓度带来的效率提升幅度略有下降。此外，在溶液配制过程中，当溶液浓度超过45%时，溶液的溶解速率明显下降，浓度超过45%时，溶液中易形成块状小颗粒，经长时间搅拌后才逐步溶解。另外，45%～50%的溶液结晶温度为25～30℃，因此，在工程应用中，为保证系统及管道安全运行，CaCl2溶液除湿系统的溶液浓度不宜超过45%。

不同进口溶液温度下烟气出口温度(aout)及相对湿度(RHa)的变化（=1.0 m，ain=50℃）如图3所示。试验表明，溶液温度是影响出口烟气温度的主要参数，这是由于，液侧热容相对于气侧热容大得多，气体进入系统后被溶液迅速冷却，同时水蒸气凝结释放的汽化潜热主要被溶液吸收；溶液浓度对出口烟气温度影响不大，随溶液浓度的降低，出口烟气温度略有降低的原因是试验中计量采用体积流量，而不同浓度下溶液密度有所偏差，造成低浓度溶液质量流量偏大，致使总热容量偏大，系统温度偏低。随着溶液温度升高，除湿效率降低，但烟气相对湿度是温度与水蒸气分压的函数，由于出口烟气温度较高，相对湿度依然降低，因此，较高的溶液温度虽然不利于水分的回收，但烟气过热度较大，有利于有效避免烟囱“白烟”问题并提高烟气的扩散能力。

2.2 传质面积对除湿性能的影响

传质面积是影响水蒸气传质速率的重要参数，溶液除湿过程总传质量是传质系数、气液传质面积及水蒸气密度差的函数。在降膜管中，液膜厚度非常小，一般认为降膜管内壁面积即气液传质总面积，不同高度的降膜管对应的气液传质面积如表1所示。

表1 不同高度降膜管对应的气体传质面积

图4、图5为溶液除湿效率及出口烟气相对湿度与传质面积的关系（solin=40℃，in=40%，ain=50 ℃），由图可知，气体传质面积增大对除湿性能影响明显，由0.0471 m2提高至0.1884 m2时，平均除湿效率由30%提升至约60%，增加幅度为30%，相对湿度由90%降低至60%～70%。而相同工况下的清水冷凝除湿效率由22%升至36%，增加幅度为14%。由此可见，随着传质面积的增加，溶液除湿的效率提升中，冷凝及吸收过程对除湿效率的贡献率分别为14%和16%，基本相当。

2.3 进口烟气温度对除湿性能的影响

不同进口烟气温度下的除湿效率、进出口含湿量及相对湿度的变化如图6～图8所示，随进口烟气温度由40℃升高至约58℃，进口烟气含湿量由47 g·(kg干烟气)-1提高至139 g·(kg干烟气)-1，出口烟气含湿量由30 g·(kg干烟气)-1稳定提高至约50 g·(kg干烟气)-1，除湿效率（solin=40℃，=1.0 m）由30%提高至约60%，除湿效率及总回收水量随进口烟气温度升高而提高，这是由于，随着烟气温度升高湿烟气水蒸气分压力增大，与溶液表面的水蒸气分压力差提高，传质驱动力增强，促进了传质过程。进口溶液温度是影响烟气温度的关键因素，由于进口溶液温度不变，烟气出口温度的升高幅度相对较小，相对湿度是温度与含湿量的函数，综合影响之下，相对湿度有所提高。在试验的温度区间内，出口烟气含湿量保持在相对较低的水平，即该工艺能够适应高湿烟气下的除湿要求，满足不同系统中的烟气温度工况变动。

2.4 与清水冷凝除湿的对比

溶液除湿与冷凝除湿工况下，烟气出口状态点在焓湿图上的分布（ain=50℃，=2.0 m）如图9所示，试验中，清水与溶液温度及体积流量均相同，溶液（清水）进口温度分别为35、40、45℃。清水冷凝工况下，由于冷却使湿烟气中水蒸气凝结析出，出口烟气含湿量为43～65 g·(kg干烟气)-1，除湿效率为21%～48%，而溶液除湿工况下，出口烟气含湿量为26～42 g·(kg干烟气)-1，除湿效率为48%～69%，冷凝除湿效率明显低于溶液除湿。

随进口溶液（水）温度升高，出口烟气温度对应升高，在相同的溶液（水）进口温度下，烟气出口温度差别不大。采用溶液除湿时，出口烟气相对湿度约60%，而采用清水时烟气始终保持饱和状态，出口状态点落在相对湿度100%的饱和线上。这是由于，溶液的蒸气压低于对应温度下烟气的饱和蒸气压，能够确保出口烟气处于不饱和态。因此，溶液除湿应用于燃煤电厂尾部湿烟气的除湿时，能够有效避免处理后的湿烟气在烟囱及烟囱出口凝结，从而避免烟囱内的酸腐蚀及烟囱出口“白烟”、“烟囱雨”现象[30]。

3 溶液除湿机理分析

管内降膜溶液除湿吸收过程基于除湿溶液表面与湿烟气之间的水蒸气分压力差，推动水蒸气实现由烟气向溶液的迁移（图10）。

降膜管内水蒸气平均传质速率[31]为

=mDr(1)

式中，为降膜管内水蒸气平均传质速率，kg·s-1；m为平均对流传质系数，m·s-1；为对流传质面积，m2；Dr为塔内传质平均密度差，kg·m-3。

塔内传质平均密度差Dr可采用对数平均密度差

Dr主要受进出口溶液蒸气压及烟气中水蒸气分压影响。溶液蒸气压(z)是决定溶液除湿能力的关键液侧物性参数，是溶液温度(sol)与溶液浓度(sol)的函数，上述三参数关系如式(3)所示[32]。溶液蒸气压随溶液温度升高、浓度降低而升高，从而使传质过程驱动力降低。

z=ws[1.0-0.828sol-1.4962sol+sol(sol-40)/350] (3)

式中，ws为水的饱和蒸气压。

对于脱硫后饱和湿烟气，其饱和水蒸气分压是温度的函数[33]，即

q,b=(ain) (4)

对于燃煤烟气，由于燃用煤种含氢量及含水量有较大差异，导致脱硫后烟气温度有所不同，从而影响烟气中水蒸气蒸气分压，进而导致除湿过程的传质驱动力的变化。

气液物性、工况参数及装置结构参数的变化均对除湿效率产生影响，包括：进口饱和烟气温度ain，溶液浓度in，溶液温度solin，液气体积比lg，单位体积气体传质面积。对溶液除湿效率试验结果进行回归分析，得到如下试验关联式，其相关系数0.962

根据式(1)、式(2)，降膜管内水蒸气平均传质速率可通过试验监测的进出口湿烟气参数计算，湿烟气进出口水蒸气密度及溶液表面水蒸气密度可通过物性计算得出，降膜管内传质面积近似等于降膜管内壁面面积（忽略液膜厚度）。因此，可计算每个工况下的对流传质系数，结果表明，在本试验研究的工况范围中，传质系数介于0.009～0.040 m·s-1之间。

4 结 论

（1）对于燃煤电厂脱硫后饱和湿烟气，采用基于CaCl2溶液的除湿工艺可行且具有较大的应用潜力，在本试验系统中，最大除湿效率可达约70%。

（2）在CaCl2溶液除湿系统中，除湿溶液浓度不宜超过45%。溶液温度是影响出口烟气温度的关键因素，在满足工程系统经济性且保证溶液不结晶的条件下，溶液温度越低，除湿效率越高；当溶液温度高于烟气温度时，除湿溶液仍具有除湿能力，当溶液温度为50～55℃时，除湿效率为20%～40%。较高的溶液温度不利于除湿效率的提高，但有益于降低出口烟气相对湿度、提高出口烟气过热度，从而使烟气具有良好的扩散性。

（3）CaCl2溶液除湿工艺对进口40～60℃的饱和湿烟气具有较强的适应性，能够满足不同进口温度下的饱和湿烟气的除湿需求。

（4）相对于清水冷凝除湿21%～48%的除湿效率，相同工况下的溶液除湿效率为48%～69%，且出口烟气相对湿度约60%，能够避免烟气在烟囱内部及其出口结露，为解决烟囱腐蚀、“白烟”及“烟囱雨”现象提供了可能。

（5）对于降膜管内CaCl2溶液-湿烟气逆流除湿过程，水蒸气的对流传质系数介于0.009～0.040 m·s-1之间。

References

[1] 杨宝红. 新形势下火电厂节水减排工作特点及关键[J]. 热力发电, 2016, 45(9): 95-99. YANG B H.Features and key process of water saving and wastewater discharge reduction in thermal power plants at current situation[J].Thermal Power Generation, 2016, 45(9): 95-99.

[2] 陈莲芳, 徐夕仁, 马春元, 等. 湿式烟气脱硫过程中白烟的产生及防治[J]. 发电设备, 2005, 19(5): 326-328.CHEN L F, XU X R, MA C Y,Formation of white smoke in wet flue gas desulfurization processes and ways of prevention[J]. Power Equipment, 2005, 19(5): 326-328.

[3] 欧阳丽华, 庄烨, 刘科伟, 等. 燃煤电厂湿烟囱降雨成因分析[J]. 环境科学, 2015, (6): 1975-1982.OUYANG L H, ZHUANG Y, LIU K W,Analysis on mechanism of rainout carried by wet stack of thermal power plant[J]. Environmental Science, 2015, (6): 1975-1982.

[4] 李文艳, 王冀星, 车建炜. 湿法脱硫烟气湿排问题分析[J]. 中国电机工程学报, 2007, 27(14): 36-40.LI W Y, WANG J X, CHE J W. Analysis on corresponding problems of WFGD flue gas wet emission[J]. Proceedings of the CSEE, 2007, 27(14): 36-40.

[5] 杨杰. 湿法烟气脱硫烟囱防腐技术探讨[J]. 电力科技与环保, 2005, 21(3): 9-10.YANG J. Research on stack anticorrosion technologies for the wet FGD system[J]. Electric Power Environmental Protection, 2005, 21(3): 9-10.

[6] 陈文理. MGGH技术在1000MW机组中应用的技术、经济性分析[J]. 电力建设, 2014, 35(5): 103-107.CHEN W L. Technical and economic analysis of MGGH technology application in 1000 MW unit[J]. Electric Power Construction, 2014, 35(5): 103-107.

[7] 李春萱, 黄淑芳, 杨征, 等. 气-气换热器在湿法烟气脱硫中的新应用[J]. 热力发电, 2006, 35(7): 60-62.LI C X, HUANG S F, YANG Z,The application of MGGH in WFGD[J]. Thermal Power Generation, 2006, 35(7): 60-62.

[8] CHEN Q, FINNEY K, LI H,Condensing boiler applications in the process industry[J]. Applied Energy, 2012, 89(1): 30-36.

[9] LEVY E, BILIRGEN H, DUPOINT J. Recovery of water from boiler flue gas using condensing heat exchangers[R]. Bethlehem: Lehigh University, 2011.

[10] 刘华, 周贤, 付林. 烟气与水冷凝换热影响因素实验研究[J]. 暖通空调, 2015, 45(7): 90-95.LIU H, ZHOU X, FU L. Experimental research on influence factors of direct-contact flue-gas-water condensation heat exchange[J]. Heating Ventilating & Air Conditioning, 2015, 45(7): 90-95.

[11] 熊英莹. 火电厂烟气潜热和凝结水回收的试验研究[J]. 热力发电, 2015, (6): 77-81.XIONG Y Y. Experimental study on latent heat and condensate recovery from flue gas in coal-fired power plants[J]. Thermal Power Generation, 2015, (6): 77-81.

[12] MACEDONIO F, BRUNETTI A, BARBIERI G,Membrane condenser as a new technology for water recovery from humidified “waste” gaseous streams[J]. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2013, 52(3): 1160-1167.

[13] SIJBESMA H, NYMEIJER K, MARWIJK R V,Flue gas dehydration using polymer membranes[J]. Journal of Membrane Science, 2008, 313(1/2): 263-276.

[14] WANG D X. Transport membrane condenser for water and energy recovery from power plant flue gas[R]. Des Plaines: Office of Scientific & Technical Information Technical Reports, 2012.

[15] ZHAO S, YAN S, WANG D K,Simultaneous heat and water recovery from flue gas by membrane condensation: experimental investigation[J]. Applied Thermal Engineering, 2017, 113: 843-850.

[16] 陈海平, 刘彦达, 周亚男. 中空纤维膜法回收火电厂烟气中水蒸气[J]. 热力发电, 2017, 46(1): 100-105.CHEN H P, LIU Y D, ZHOU Y N. Experimental study on recycling water vapor from flue gas of thermal power plants using hollow fiber membrane[J]. Thermal Power Generation, 2017, 46(1): 100-105.

[17] 刘晓华, 李震, 张涛. 溶液除湿[M]. 北京: 中国建筑工业出版社, 2014.LIU X H, LI Z, ZHANG T. Liquid Desiccant Dehumidification[M]. Beijing: China Architecture & Building Press, 2014.

[18] 魏璠, 肖云汉, 张士杰, 等. 喷淋吸收过程模型及实验研究[J].工程热物理学报, 2008, 29(10): 1621-1624.WEI F, XIAO Y H, ZHANG S J,The model and experiment of heat and mass transfer in spraying absorption[J]. Journal of Engineering Thermophysics, 2008, 29(10): 1621-1624.

[19] 路源. 高湿度烟气中水及潜热的开式吸收式热泵回收技术研究[D]. 北京: 中国科学院工程热物理研究所, 2010. LU Y.Study of heat and water recovery in humid flue gas[D]. Beijing: Institute of Engineering Thermophysics, 2010.

[20] LARS W, ROGER H, JONATHAN F. Flue gas purification and heat recovery: a biomass fired boiler supplied with an open absorption system[J]. Applied Energy, 2012, 96(3): 444-450.

[21] FOLKEDAHL B C, WEBER G F, COLLINGS M E. Water extraction from coal-fired power plant flue gas[R]. Grand Forks: University of North Dakota, 2006.

[22] 杜谦. 并流有序降膜组脱除烟气中SO2过程的研究[D]. 哈尔滨: 哈尔滨工业大学, 2004. DU Q. Study on process of SO2removal by orderly falling films with cocurrent gas-liquid contacting[D]. Harbin: Harbin Institute of Technology, 2004.

[23] 易晓勤. 常用溶液除湿剂的性质研究[D]. 北京: 清华大学, 2009. YI X Q. Study on the characteristics of conventional liquid desiccants[D]. Beijing: Tsinghua University, 2009.

[24] ERTAS A, ANDERSON E E, KIRIS I. Properties of a new liquid desiccant solution—lithium chloride and calcium chloride mixture[J]. Solar Energy, 1992, 49(3): 205-212.

[25] LI X W, ZHANG X S, WANG G,Research on ratio selection of a mixed liquid desiccant: mixed LiCl-CaCl2solution[J]. Solar Energy, 2008, 82(12): 1161-1171.

[26] 李秀伟, 张小松, 王庚, 等. 溶液除湿能力强化[J]. 化工学报, 2008, 59(10): 2442-2447. LI X W, ZHANG X S, WANG G,Enhancement of liquid dehumidification ability[J]. Journal of Chemical Industry and Engineering(China), 2008, 59(10): 2442-2447.

[27] STUDAK J W, PETERSON J L. A preliminary evaluation of alternative liquid desiccants for a hybrid desiccant air conditioner[C]//Symposium on Improving Building Systems in Hot and Humid Climates. Austin, 1988: 155-159.

[28] KIEVIET F G, RAAIJ J V, KERKHOF P J A M. A device for measuring temperature and humidity in a spray dryer chamber[J]. Chemical Engineering Research & Design, 1997, 75(3): 329-333.

[29] 田龙舟. 吸收式除湿工艺研究[D]. 北京: 北京化工大学, 2008. TIAN L Z. Research on absorption dehumidification system[D]. Beijing: Beijing University of Chemical Technology, 2008.

[30] 裘立春. 大型燃煤电站锅炉冒白烟的研究[J]. 锅炉技术, 2015, 46(3): 26-29. QIU L C. The research on stack white fume in large utility boiler burning coal[J]. Boiler Technology, 2015, 46(3): 26-29.

[31] 张寅平, 张立志, 刘晓华, 等. 建筑环境传质学[M]. 北京: 中国建筑工业出版社, 2006. ZHANG Y P, ZHANG L Z, LIU X H,Mass Transfer in Built Environment[M]. Beijing: China Architecture & Building Press, 2006.

[32] RAHAMAH A, ELSAYED M M, AL-NAJEM N M. A numerical solution for cooling and dehumidification of air by a falling desiccant film in parallel flow[J]. Renewable Energy, 1998, 13(3): 305-322.

[33] 陆耀庆. 实用供热空调设计手册 [M]. 2版. 北京: 中国建筑工业出版社, 2008. LU Y Q. Practical Handbook for HVAC Design[M]. 2nd ed. Beijing: China Architecture & Building Press, 2008.

Dehumidification performance of wet flue gas in coal-fired power plant

LÜ Yang1, DONG Yong1, TIAN Luning2, HAN Zhenan2, SHEN Kai1, CUI Lin1, ZHANG Liqiang1, LI Yuzhong1

(1National Engineering Laboratory for Coal-fired Pollutants Emission Reduction (Shandong University), Jinan 250061, Shandong, China;2Wuhan Optics Valley Environmental Protection Technology Co., Ltd., Wuhan 430074, Hubei, China)

The flue gas after FGD emitted in coal-fired power plant contains a large amount of water vapor，which means a great waste of water resources. The liquid desiccant-based dehumidification is a feasible technology to recover water from flue gas. To study the dehumidification performance of this technology, a laboratory scale adiabatic tube falling film dehumidifier was built with CaCl2solution as desiccant. The performance of this technology and the effect of solution temperature, concentration, mass transfer area and air inlet temperature was investigated. The mass transfer coefficient was given by 0.009—0.040 m·s-1. Moreover, a comparison between condensation and liquid desiccant-based dehumidification was carried out. The data showed that the water recovery efficiency would be more than 50%, which was much better than condensation method and confirmed the feasibility of this technology applied in power plants.

flue gas; absorption; water recovery; solution; tube falling film

10.11949/j.issn.0438-1157.20170224

X 701

A

0438—1157（2017）09—3558—07

2017-03-08收到初稿，2017-06-05收到修改稿。

董勇。

吕扬（1988—），男，硕士研究生。

国家重点研发计划项目（2017YFF0209800）；山东省重点研发计划项目（2016GGX104009）。

2017-03-08.

Prof. DONG Yong, dongy@sdu.edu.cn