为满足超低排放的环保要求,燃煤电厂普遍采用湿法脱硫工艺来控制烟气中的SO2浓度。一般情况下,脱硫后的烟气会成为50℃左右的饱和湿烟气。据统计,仅300MW机组排放的烟气中就携带超过100t/h的水蒸气。湿烟气的直接排放不仅会造成大量水资源及余热的浪费,还会引起烟囱腐蚀、“白烟”、“烟囱雨”等诸多问题。因此,回收湿烟气中的水分及热量,既可以节约电厂用水、降低机组煤耗,还能削弱湿烟气排放对环境产生的影响,具有重要的实际意义和工程应用价值。本文以燃煤电厂湿法脱硫后的低温饱和湿烟气作为研究对象,采用溶液吸收工艺对其进行水热回收,开展了烟气与吸收溶液热质传递过程理论分析、传热传质性能变化规律、烟气水热回收中试试验及溶液吸收系统降耗优化等一系列研究内容,为相关工艺的工程应用奠定了理论基础。首先对低温饱和湿烟气及常用除湿剂的物性参数进行分析,并以相平衡理论为基础,提出溶液等效含湿量的概念来表征溶液侧蒸汽压的大小。建立了烟气与溶液反应过程中的能质守恒方程,获得了传热传质过程的解析解,分析了传质单元数NTU以及液气质量比R对烟气出口状态的影响。对烟气与溶液的热质耦合反应进行了解耦分析,提出以独立变量焓差△h及相对湿度差△φ来表征溶液与烟气热质交换过程的驱动力,并对烟气出口状态进行了传热驱动及传质驱动区域划分。在烟气温湿图上分析了烟气与溶液的进口状态参数对于二者热质传递性能的影响,并基于此对烟气出口状态进行了区域特性分析,为后续试验提供相关理论指导。为了进一步探究吸收溶液与低温湿烟气热质传递过程中的反应规律,搭建了逆流绝热降膜低温湿烟气水热回收机理试验台,以CaCl2溶液作为吸收剂,分析了烟气及溶液参数对二者热质传递过程的影响规律。试验结果显示,烟气的水热回收效率随溶液温度的升高而减小;随溶液浓度的增加而增加。当溶液温度为35℃,浓度为45%时,50℃湿烟气的最高水、热回收效率分别达到了 67.5%以及58.1%。烟气进口温度的提高对水热回收效率具有积极影响,其对于烟气出口温湿度的提高效果在烟气高温阶段更为明显。烟气水热回收效率随着烟气Re的增加而下降;随着溶液Re的增加而上升。试验结果还显示,烟气与溶液反应所释放的热量几乎全部转移到溶液侧,该过程的气侧传质系数远大于液侧,说明传质阻力主要集中在溶液侧。随着烟气Re由3700增长到6350,气侧传质系数提高了 50.7%;而当溶液Re由120增加到380时,液侧传质系数提高了 250.4%。试验过程中的传热系数处于0.51～2.09kW/（m2·K）之间,与溶液温度、烟气温度及溶液Re呈正相关,与溶液浓度负相关。由于低温燃煤湿烟气中仍存在少量SO2,本文同样对CaCl2溶液与SO2的协同脱除反应进行了试验,并对沉淀产物的溶解度进行了分析。结果显示,反应沉淀产物的成分大多为CaSO4·2H2O,少量为CaSO4。CaSO4·2H2O在CaCl2溶液中的溶解度及溶度积随溶液温度的增加先上升后下降,并在65℃时达到各浓度条件下的最大值。CaCl2溶液温度及浓度越低,其pH值越高,对SO2的脱除率越高。O2是CaCl2溶液吸收SO2的必要条件,当O2含量处于5%～1 5%时,对SO2脱除的促进效果最为明显;当O2含量高于10%时,反应沉淀产物几乎全部由CaSO3转变为CaSO4。Ca（OH）2的添加一方面可以提高CaCl2溶液的pH值,增强SO2的脱除效率,另一方面可以降低CaSO4·2H2O在CaCl2溶液中的溶解度,促进沉淀的生成。随着Ca（OH）2浓度由0增加到0.05mol/L,SO2脱除效率提高了 25%以上;CaSO4·2H2O在温度40℃、浓度40%的CaCl2溶液中的溶解度由0.133g/L降低到0.077g/L。对反应后的CaCl2溶液展开再生性能研究,搭建了低压闪蒸再生试验系统,探究了CaCl2溶液温度、浓度以及再生压力对溶液蒸发性能的影响。结果显示,CaCl2溶液温度越高、浓度越低,其蒸发速率越快。随着再生压力由8kPa上升到18kPa,CaCl2溶液的蒸发速率由3.27g/L下降到0.83g/L,蒸发率由8.93%下降到2.27%,并在10kPa时出现明显拐点。为了进一步降低CaCl2溶液的再生能耗,提出基于萃取剂在不同温度下水溶量差异的新型无蒸发溶液萃取再生技术,采用DIPA、EBA以及DMCHA三种胺类溶液作为萃取剂,测试了萃取剂在不同温度下的水溶量差异,探究了 CaCl2溶液浓度对萃取效率以及回收水中Cl-脱除性能的影响。结果显示,萃取效率随CaCl2溶液浓度的增加而降低,DIPA萃取效果最好,对20%浓度下的CaCl2溶液的萃取效率最高可达4.1%。Cl-脱除效率随CaCl2溶液浓度的增加而增加,DMCHA的Cl-脱除效率最高,达到了 99%以上。增强搅拌强度、增加萃取剂量分别对高、低浓度CaCl2溶液萃取性能的促进作用较大。对两种不同的再生工艺进行了比较,从而为后续烟气水热回收中试试验系统的参数设计提供参考。基于理论分析及机理试验结果,设计并搭建了 1 000Nm3/h烟气量的中试试验系统,采用溶液吸收工艺对低温饱和湿烟气进行水热回收。中试试验中的CaCl2溶液温度为50℃,浓度40%,液气比为2L/m3。系统稳定运行工况下,50℃低温饱和湿烟气的水、热回收效率分别达到了 44.0%以及35.5%;冷却水的平均温差达到了19.3℃,最大温差为20.5℃,系统的性能系数（COP）值为1.21。试验中的SO2脱除效率在40%～55%之间,NOx的平均脱除效率为9.6%,出口烟气消白效果明显。试验系统回收的凝结水水质良好,pH值在4.3左右。基于中试试验结果,采用净现值法对溶液吸收工艺系统应用于300MW发电机组时的经济性进行了评估。结果显示,当凝结水作为工业用水以及生活用水时,回收周期分别为4.95以及4.70年。为了提高溶液吸收系统性能,针对溶液再生环节的能耗问题进行了系统优化。基于低压闪蒸再生工艺,提出了适用于低温湿烟气水热回收过程的开式热泵系统OAHP以及优化后的两级再生热泵系统TROAHP和分流再生热泵系统PROAHP。建立了上述系统的热动力学模型,计算结果显示,CaCl2溶液温度及浓度的提高不利于热泵系统COP值的增加,而烟气温度的提高对COP值具有积极影响。随着溶液再生压力增加,OAHP系统的COP值先增加后降低。当再生压力为70～90kPa时,OAHP系统的COP值比加热再生系统提高了 0.5%～2.2%。TROAHP系统在70kPa的再生压力下获得最大COP值1.51,比加热再生系统提高了 4.2%。PROAHP系统的COP值在分流比RR为0.4～0.9时比加热再生系统提高了 2.1%～17.3%,并在RR为0.6时,获得最大值1.7。不同系统的（火用）分析结果表明,当再生压力超过80kPa时,TROAHP系统（火用）效率高于OAHP系统;而当分流比RR超过0.6时,PROAHP系统的（火用）效率高于OAHP系统。热泵系统（火用）损主要集中在再生器,占比54.9%以上。为了进一步进行系统降耗优化,提出基于无蒸发溶液萃取再生的新型热泵系统。热动力学计算结果表明,在同工况下,与传统的加热再生系统以及80kPa和60kPa压力下的低压闪蒸再生系统相比,新型热泵系统的能耗分别有着51.6%、42.8%以及22.7%的降低幅度。在本文给定工况下,萃取再生热泵系统可以获得1.71的COP值以及8.53%的（火用）效率,均高于原热泵系统。溶液吸收工艺应用于低温湿烟气水热回收具有回收效率高、污染物协同脱除效果明显等诸多优势。通过对低温湿烟气与CaCl2溶液间的热质传递规律分析、中试试验性能研究以及溶液吸收系统再生降耗优化,可以为溶液吸收技术在低温湿烟气水热回收工艺中的应用提供一定的理论支撑及实践指导。