陶瓷膜组件回收烟气水分及余热性能实验研究

利用陶瓷膜组件回收烟气中水分及余热有望成为火电厂节能节水的一条有效途径。为了探究陶瓷膜组件回收水分及余热的性能,本文采用孔径2μm的陶瓷膜管组成的陶瓷膜组件进行了烟气中水蒸气及余热的回收实验,研究了不同烟气温度(40～100℃)、烟气流量(320～440 m3/h)、冷却水温度(11～15℃)和冷却水流量(0.62～0.72 m3/h)对陶瓷膜组件回收水与余热性能的影响。实验结果表明:回收水速率随烟气温度及烟气流量的升高而增大,随冷却水温度的增大而降低,而冷却水流量对回收水速率影响不大;烟气平均对流凝结努塞尔(Nu)数和Zhukaukas关联式所得Nu数均随烟气温度、烟气流量的升高而增大,且烟气平均对流凝结Nu数始终大于Zhukaukas关联式所得Nu数;热回收效率随烟气温度及冷却水流量的增大而提高,随冷却水温度的增大而降低,而随着烟气流量的增大,热回收效率先提高后降低。该研究结果可为陶瓷膜组件在火电厂实际应用提供了借鉴。     

陶瓷膜烟气余热回收性能实验研究

火电厂排放的烟气中含有大量的水蒸气和余热,采用陶瓷膜回收烟气中的水分及热量是一条有效途径,具有一定的经济性和社会效益.本文采用选择层孔径为30、50hm的陶瓷膜进行烟气余热回收实验,分析了烟气温度、烟气流量、冷却水温度和冷却水流量对不同孔径陶瓷膜热量回收性能的影响.结果 表明:50 nm陶瓷膜管热量回收性能优于30 n...     

陶瓷膜法的烟气水分及余热回收中试研究

为研究陶瓷膜在火电厂烟气水分及余热回收应用中的动态性能,在河北某330 MW燃煤电站采用40根微滤膜制作陶瓷膜组件,搭建中试装置,研究烟气流量和冷却水入口温度对水分和热量回收性能、潜热和显热释放情况的影响规律。研究结果表明,烟气流量为9 715 m³/h、冷却水入口温度为18.7 ℃时,膜组件的回收水量和热量分别可以达到43.65 kg/(m²·h)和106.31 MJ/(m²·h)。膜组件在真实的工业生产环境中展现出了良好的回收性能和极好的工业化应用潜力。     

无机陶瓷膜烟气余热回收特性实验研究

燃煤电站锅炉排放湿饱和烟气导致大量低温余热损失。无机陶瓷膜耐酸碱、具有较强的化学稳定性,是回收烟气低温余热的理想材料。以无机陶瓷膜为核心开展烟气余热回收实验,分析了锅炉尾部低温烟气特征参数;以316 L不锈钢为比较对象,探讨了无机陶瓷膜在提高热回收功率及复合传热系数等方面的强化作用。结果表明:烟气余热回收以水分的汽化潜热回收为主,占比约为90%;循环水作为冷却介质,烟气余热回收能力更强;与循环水相比,以空气作为冷却介质时,无机陶瓷膜烟气余热回收强化效果更加显著,强化系数高达9;增大烟气流量有助于提高热回收功率与复合传热系数;同时无机陶瓷膜还可以回收水质较高的冷凝水。本文研究结果可为无机陶瓷膜应用于烟气余热回收提供参考。     

陶瓷膜法烟气水分回收数值与实验对比研究

采用陶瓷膜进行烟气水分回收，既可以实现资源化循环使用，又能减缓环境污染。以双排陶瓷膜组件为研究对象，首先理论分析了水蒸气跨膜传输传热传质过程，构建了物理模型，并根据实际工况下的边界参数开展了数值计算；然后，在某燃煤机组中试试验平台上，针对湿法脱硫后的净烟气开展了试验研究。结果表明：随冷却水温度由25℃升至36℃，回收水量由29.45 kg/h线性降低到18.13 kg/h；烟气流量增大，回收水量逐渐增加，但增长速率逐渐变小；回收水量的计算结果与实验结果偏差均小于7%。     

褐煤烟气冷凝水水质特点及其回用工艺

依托某电厂褐煤烟气水分冷凝回收中试装置,重点研究了冷凝换热器冷却水温度、冷却水流量和烟气流量对冷凝回收水质的影响规律,总结了冷凝水水质特点,并在此基础上,提出了烟气冷凝水回用脱硫系统及锅炉补给水系统的技术路线,完成了烟气冷凝水超滤-反渗透双膜处理工艺试验。试验结果表明:冷凝换热器冷却水温度越高、流量越小,烟气流量越大,褐煤烟气冷凝水水质越差;冷凝水总体呈较强酸性,pH值为2.63～3.51,电导率为261～1 132μS/cm,钙镁硬度、有机物质量浓度等均较低,但全铁和氨氮质量浓度稍高;采用超滤-反渗透工艺处理烟气冷凝水,产水回收率可达85%以上,电导率低于15μS/cm,且运行稳定。该研究结果可为褐煤烟气冷凝水回用的处理工艺设计提供参考。     

膜法半开式吸收式热泵回收烟气余热及水分系统特性分析

燃煤机组锅炉尾部烟气直接排放会造成大量的余热与水分损失。本文基于陶瓷膜管的选择透过性,利用溴化锂溶液的吸湿性,提出一种膜法半开式吸收式热泵系统,其中多通道陶瓷膜管吸收器吸收烟气中余热与水分,高温发生器、回热发生器及气液分离器实现溴化锂溶液的再生。以某330 MW燃煤机组锅炉为例,分析了不同循环工质参数、不同回热蒸汽流量以及吸收器内热交换量变化对膜法半开式吸收式热泵系统的影响。结果表明:溴化锂溶液的流量与溶液出口温度、脱水量呈正相关变化;吸收器内凝结水吸热量增大会提高脱水量,但会降低溶液出口温度;回热蒸汽流量变化会改变系统内各部分热量分布,增大回热蒸汽流量可以减少驱动热源热量,提高系统热回收性能,但存在限值。     

燃煤电厂水平衡模型与节水分析

随着水资源的日益短缺和火电装机容量的持续增加,应用节水技术是目前火电行业可持续发展的重要途径。基于煤种、气象条件和电厂性能参数,提出了电厂水平衡模型,绘制了电厂水流图,直观体现了进入和离开电厂的水平衡关系,辨析系统节水的关键环节。定量分析了烟气余热及水分回收系统的节能和节水效果。以燃烟煤的超临界机组为例,在离开电厂的水流中,冷却塔蒸发、风吹损失占60%,冷却塔排污占20%,排烟中水分占15%。火电厂节水的重点在于冷却系统、废水排放和排烟水分回收。针对火电厂余热和水分回收的系统,理论计算表明：对于湿冷机组,如果烟气水分回收60%,则超临界机组单位供电量耗水量下降19.2%;对于空冷机组,如果烟气水分回收60%,则电厂的取水量为零;如果同时采用半干法或干法脱硫系统,则电厂可以成为供水方。     

中空纤维膜法回收火电厂烟气中水蒸气

火电厂排烟中水蒸气体积分数巨大,如能部分回收利用,效益可观。本文制备了PESSPEEK56中空纤维膜,并研究了其在不同烟气温度、烟气流速、水蒸气活度下的烟气水分回收性能。结果表明:渗透系数比渗透通量更能确切反映水蒸气的实际渗透性能;烟气温度在54~70℃时,随着烟气温度升高,渗透系数也不断增加,达到70℃以后,渗透系数基本不再变化;烟气流速(0.1~0.6m/s)的增加有利于提高渗透系数,但会降低水蒸气回收率;水蒸气活度(0.33~1.00)的增加会导致水蒸气的渗透系数和回收率均降低。在某600 MW机组上的实际计算表明,采用该方法回收烟气中的水蒸气成本投入低、水分回收量大,同时可有效缓解烟囱腐蚀问题,有较好的应用前景。     

燃煤锅炉烟气余热深度回收及脱水性能分析

电站锅炉烟气余热深度回收及烟气脱水是提高机组热效率、降低水耗率的重要途径之一。本文以某亚临界330 MW机组为对象,提出了烟气余热深度利用与烟气脱水的系统流程,研究了余热利用系统与回热系统的集成方案,基于等效焓降法计算了各方案的热力性能,并对关键参数进行了敏感性分析。结果表明:利用氟塑料烟气余热换热器(FGC1)和烟气脱水换热器(FGC2)可实现烟气余热的深度回收及水分的脱除,降低了机组的发电煤耗率和水耗率;闭式水互联的串并联集成方案d性能最优,设计工况下可节约发电标准煤耗率3.03 g/(k W?h),回收冷凝水5.7 t/h;随着FGC1出口烟气温度的下降,煤耗率增加,但其换热面积也增加,当烟气温度一定时,方案d所需换热面积最小。     

燃气轮机热管型进气冷却系统的设计及性能分析

针对燃气-蒸汽联合循环(联合循环)机组出力随环境温度升高而下降的问题,设计了1种新型燃气轮机(燃机)进气冷却系统,即利用热管型溴化锂吸收式制冷机(溴冷机)回收余热锅炉排烟余热制冷,以降低燃机进气温度。对余热锅炉排烟(简称排烟)流量及温度变化对联合循环机组性能影响的分析表明,加装热管型溴冷机的燃机进气冷却系统可使燃机进气温度下降10～15℃,联合循环机组年净增发电量约20000MW.h。在环境温度一定的条件下,随着排烟温度的增加,燃机进气温降幅度也不断增加。     

蒸汽相变协同湿法烟气脱硫系统中烟气温湿度变化特性

以燃煤锅炉产生的含尘热烟气为对象,针对石灰石-石膏法湿法烟气脱硫(wet flue gas desulfurization,WFGD)工艺,采用Vaisala-HMT337型温湿度变送器等测试仪器,考察了脱硫操作条件对脱硫净烟气温湿度的影响规律;借助MATALBA软件计算分析了脱硫净烟气与蒸汽在脱硫塔顶部的相变室内混合过程中过饱和水气环境的形成规律.研究结果表明:脱硫塔出口净烟气相对湿度随液气比和脱硫浆液温度的增大而提高,净烟气温度随液气比的增大而降低、随浆液温度的升高而升高;添加蒸汽后混合烟气的过饱和度随脱硫净烟气相对湿度和蒸汽添加量的增加而增大,随脱硫净化烟气温度的升高而减小.通过优化脱硫操作条件辅以添加适量蒸汽,可以在脱硫塔顶部的相变室建立细颗粒物凝结长大所需的过饱和水气环境,促进细颗粒物核化凝结长大并脱除.     

一种利用办公建筑余热来改善空调和废水处理系统性能的新型厌氧过滤-冷凝器(ANCO)集成系统

<正>空调冷凝器-厌氧滤池一体化系统(ANCO)是专门为绿色办公建筑的水-能源可持续管理模式而开发的新型处理系统。该系统由绝缘厌氧过滤器(IAF)和冷凝器组成,并与空调的制冷剂相连,通过利用空调的余热来提高废水处理效率。同时也可以通过IAF系统转移空调的余热降低空调冷却水温度,提高废水温度,进而提高空调的性能。另外,空调余热可以提高IAF系统里的微生物活性,使得空调性能得到进一步的提高。据统计数据得知,该办公楼每天的污水量为180L,ANCO系统可以回收大概2.82kW·h的余热,这些余热转移到污水中使得水     

湿烟羽消除中过热度的影响因素分析

消除湿烟羽已成为当前重大环保需求。对消除湿烟羽技术中的关键参数,如烟气加热温度（过热度）与环境温度、环境相对湿度、气压以及烟气温度之间的耦合关系,进行定量、全面分析。研究结果表明：过热度随环境温度升高、气压降低呈指数降低,而随环境相对湿度升高、烟气温度升高呈指数增加;环境温度10 ℃以上时,过热度受环境相对湿度影响的敏感性略强于受环境温度影响的敏感性;气压变化可引起过热度的显著波动,因此对于不同项目,设计时应充分考虑地域性的气压差异;烟气温度变化同样可导致过热度的显著波动,证明消除湿烟羽时应严格控制烟气温度,以便充分利用冷凝再热法的技术优势。     

基于冷却除湿混合技术消除白烟热交换系统的传热性能分析EI北大核心CSCD

燃煤电厂湿法脱硫后排出的白烟会造成视觉污染、水分和余热浪费等问题,因此有效治理白烟、推广烟气消白技术具有十分重要的工程意义。以湿法脱硫后形成的白烟污染问题为研究对象对其消除白烟热交换系统进行分析,探究不同工况下对其热交换系统温度、绝对湿度降低和冷却水热回收的影响。基于冷却除湿混合烟气技术方法,在冬季环境条件下对热交换系统进行实验研究,并使用摄像机拍摄混合区出口是否产生白烟。结果发现:当供气引风机和空气-水热交换器同时运行(工况3)时,废气和供气的温度变化最为显著,而且混合区出口温度和绝对湿度大幅度降低,降低约74.1℃和0.0879kg/kg。通过白烟可视化结果,证实白烟的产生机理因工况不同而不同,而且白烟产生量随不同工况的温度和绝对湿度降低而逐渐减少。     

循环流化床锅炉低温烟气余热回收工艺参数研究

循环流化床(Circulating Fluidized Bed,CFB)锅炉内石灰石脱硫技术的应用为低温烟气余热的深度回收创造了条件。以东方电厂490 t/h CFB锅炉为研究对象,提出了采用两级烟气冷却器深度回收低温烟气余热的工艺,分析了锅炉低温烟气特性,研究了烟气含湿量、酸露点和排烟温度等参数的关联特性。计算表明,低温烟气余热深度回收工艺排烟温度为40℃。研究结果可为CFB锅炉低温烟气余热深度回收工艺优化提供数据支持。     

燃气-蒸汽联合循环进气冷却系统技术经济分析

燃气-蒸汽联合循环机组燃气轮机输出功率受环境气温影响明显,对进口空气(进气)进行冷却,可提高输出功率。介绍了一种两种工况交替运行的燃气轮机进气冷却系统:在进气温度高、投用进气冷却工况时,能有效增加燃气轮机输出功率;在进气温度低、投用低压加热器工况时,通过回收烟气余热,增加余热锅炉蒸汽蒸发量,提高汽轮机功率,实现烟气余热的全年回收利用。技术经济分析和初步运行结果表明,该进气冷却系统具有显著的经济效益。     

一乙醇胺喷雾吸收烟气中CO_2的实验研究

为验证喷雾捕集CO2技术的可行性,应用微细喷雾法将一乙醇胺(monoethanolamine,MEA)溶液雾化,在喷雾塔中与模拟烟气逆向接触,可实现很高的CO2脱除率(95%以上)。研究不同的MEA浓度、MEA流量、烟气流量、烟气温度和CO2浓度对CO2脱除率的影响。实验结果表明,MEA溶液浓度和烟气流量对CO2脱除率影响较大:低浓度时,溶液流量增大CO2脱除率增大;在28~32℃范围内温度升高CO2脱除率上升;随CO2浓度的升高,CO2脱除率呈下降趋势。以上变化规律可归纳为反应物摩尔比、液气比和温度的影响,其中MEA与CO2的摩尔比是影响CO2脱除率的主要因素。     

冷却水流量对凝汽器性能影响的试验研究

通过试验进行了冷却水流量对凝汽器性能的影响研究,得到了凝汽器压力、传热系数和传热端差随冷却水流量的变化规律。试验结果表明,在本试验参数范围内,随着冷却水量增加,凝汽器压力成近似线性减小,传热系数成近似线性增加。冷却水流量对凝汽器端差影响存在临界值。理论分析表明,传热系数采用美国热交换学会(HEI)公式计算时,凝汽器传热单元数(NTU)大于1.59,则端差随冷却水流量增加而增加;NTU小于1.59,则端差随冷却水流量增加而减小,与试验结果完全吻合。     

基于电动热泵的天然气锅炉余热深度回收研究

常规天然气锅炉排放的烟气中含有大量水蒸气,因其未能将烟气降低到露点温度以下而无法有效回收水蒸气冷凝潜热。该研究采用混合工质HD-01的电动热泵与间壁式换热器深度回收天然气锅炉烟气余热。搭建烟气余热深度回收实验平台,并基于实验结果完善烟气余热深度回收理论模型。实验结果表明,该系统平均排烟温度为33.1℃,烟气消白效果明显。该系统可将热网回水温度从42.9℃平均提升至60.0℃,实际余热回收功率占锅炉平均功率的8.7%,平均制热性能系数(coefficient of performance,COP)约5.4。经济分析表明,该系统余热回收成本约为19.5万元,每年可节省87746.44元,投资回收期为2.2年。该系统供热成本相比天然气锅炉节省近49.0%。