CN106500122A - 一种消除燃煤电站烟囱白雾同时回收烟气余热和水的系统和方法 - Google Patents

一种消除燃煤电站烟囱白雾同时回收烟气余热和水的系统和方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供了消除燃煤电站烟囱白雾同时回收烟气余热和水的系统和方法，包括采用盐溶液吸收烟气中水蒸气的吸收器与溶液再生器及相应的热回收系统以及与湿法脱硫前烟气热量回收利用的集成系统。本发明的系统和方法不仅可以实现湿法脱硫燃煤电站烟囱白雾的消除，尤其是冬天白雾消除，而且可以回收利用烟气的余热和水，提高电站的能量利用效率、减少电站耗水。

Description

一种消除燃煤电站烟囱白雾同时回收烟气余热和水的系统和 方法
技术领域
本发明涉及燃煤电站环保技术技术领域，特别是一种消除燃煤电站烟囱白雾同时回收烟气余热和烟气中水的系统和方法。
背景技术
我国燃煤电站的烟气脱硫大多采用湿法脱硫工艺，湿法脱硫出口烟气一般为饱和状态的湿烟气，这种饱和湿烟气从烟囱排放到大气中时，烟气中的水蒸气遇冷凝结，形成大量的水雾，就是我们看到的烟囱白雾。同时，由于烟气中含有一定量的NOx、SO2、SO3等物质，湿烟气还会造成烟囱的腐蚀。随着我国的环保标准越来越严格，火电厂烟囱白雾问题造成的视觉污染也受到越来越多的重视。当前，解决白雾问题的主要方法是对湿法脱硫出口的烟气加热，使饱和烟气变成过热烟气以后排放。典型的烟气过热方法称为GGH或MGGH，GGH是气气换热器的简称，湿法脱硫出口的烟气被脱硫前的烟气加热以后为过热烟气排放，其中通过气气换热器直接换热的方式称为GGH，通过中间换热媒介间接实现气气换热的方式称为MGGH。GGH方式由于泄漏、腐蚀、堵塞等问题现在已经基本上不采用，以前实施GGH的电厂也大多拆除或者准备拆除。MGGH是目前实现烟气过热的主要选择，但是该技术同样面临着诸多问题待解决，包括:1)MGGH投资较大，其只有环保效益，不能实现节能，其利用了湿法脱硫前的烟气实现烟气过热，这部分烟气的热也就不能用于低温省煤器，间接的降低了电站的效率；2)受酸露点温度等限制，MGGH对烟气的过热度有限，一般在30℃左右，在冬天，尤其是北方的冬天，仍然难以消除白雾。
发明内容
本发明的目的是提供一种消除燃煤电站烟囱白雾同时回收利用烟气中的水和余热的系统和方法，通过溶液吸收与气气换热结合实现消除燃煤电站烟囱白雾，尤其是在冬季消除白雾，同时实现烟气余热和烟气中的水回收，提高能量利用效率、减少电站耗水。
本发明为解决其技术问题所采用的技术方案是：
一种消除燃煤电站烟囱白雾同时回收利用烟气中的水和余热的系统，包括湿法脱硫装置和传热传质塔，其特征在于，
所述湿法脱硫装置包括空气预热器、低温省煤器和湿法脱硫塔，
所述传热传质塔包括吸收器、烟气过热器和稀溶液再生器，
燃煤电站锅炉出口的烟气依次经空气预热器、低温省煤器进入湿法脱硫塔，湿法脱硫塔出口的饱和湿烟气进入传热传质塔中的吸收器并与吸收器中的浓盐溶液直接接触，其中，
--饱和湿烟气中的一部分水蒸气被浓盐溶液吸收变为过热烟气后，排出吸收器进入烟气过热器，进入烟气过热器中的烟气通过热媒与低温省煤器中的热烟气进一步换热，提高过热度以后排空；
--吸收器中的浓盐溶液吸收烟气中水蒸气，浓度降低为稀盐溶液后引出吸收器送入稀溶液再生器中，被蒸汽加热，将稀盐溶液中的部分水蒸发出来，再生为浓盐溶液，浓盐溶液再经过冷却后循环回吸收器，盐溶液再生获得的蒸汽冷凝释放的热用于加热锅炉给水或者热网的循环水；
--所述吸收器中内置换热器，将浓盐溶液吸收水蒸气释放的热一部分用于加热锅炉给水或者热网的循环水。
优选地，所述盐溶液为Ca(NO3)2溶液、CaCl2溶液、LiBr溶液、LiCl溶液等的一种或者多种的混合物。
优选地，所述低温省煤器的烟气侧通入经空气预热器冷却后的锅炉烟气，所述低温省煤器的热媒侧输出的热媒经分流器后分别通入烟气过热器和第三给水预热器，分别对烟气过热器中的烟气进一步加热和对第三给水预热器中的锅炉给水加热，热媒在烟气过热器和第三给水预热器中释放热量后通过混合器回流至所述低温省煤器的热媒侧。
优选地，所述吸收器的稀盐溶液排出口与储液池连接，所述储液池的稀盐溶液排出口与溶液预热器的冷侧入口连接，溶液预热器的冷侧出口与稀溶液再生器的溶液入口连接，稀溶液再生器的溶液出口与气液分离器的进口连接，气液分离器的溶液出口与溶液预热器的热侧进口连接，溶液预热器的热侧出口与储液池的浓盐溶液进口连接，储液池的浓盐溶液出口与吸收器的浓盐溶液进口连接。
进一步地，储液池的浓盐溶液出口经第一给水预热器的热侧后与吸收器的浓盐溶液进口连接。
进一步地，所述第一给水预热器的给水侧出口与第二给水预热器的给水侧入口连通，第二给水预热器的给水侧出口与第三给水预热器的给水侧入口连通。
进一步地，气液分离器的蒸汽出口与第二给水预热器的热侧连通，蒸汽在第二给水预热器中冷凝后回收利用。
进一步地，所述系统还包括热网回水管路，所述热网回水管路上依次设置热网水分流器、热网水加热器，热网回水经过热网水分流器分为两股，一股与热网水加热器的冷侧入口相连，另一股分为两部分，一部分与第一给水预热器的给水侧进口相连，另一部分与吸收器的内置换热器冷侧进口相连，第一给水预热器的给水侧出口、吸收器的内置换热器的冷侧出口均与第二给水预热器的给水侧入口连通，第三给水预热器的给水侧出口与热网水加热器的冷侧入口相连。
进一步地，所述系统还包括汽轮机抽汽管路，所述汽轮机抽汽管路上依次设置蒸汽分流器、凝结水混合器，汽轮机抽汽经蒸汽分流器分为两股，一股与稀溶液再生器的热侧进口连接，另一股与热网水加热器的热侧进口连接，蒸汽分别在稀溶液再生器、热网水加热器中冷凝以后，在凝结水混合器中混合，混合后的凝结水送回汽轮机给水系统回用。
根据本发明的另一方面，还提供了一种利用上述系统消除燃煤电站烟囱白雾同时回收利用烟气中的水和余热的方法，其特征在于，
湿法脱硫出口的饱和湿烟气进入吸收器并与吸收器中的浓盐溶液直接接触，其中，
饱和湿烟气中的一部分水蒸气被浓盐溶液吸收变为过热烟气后，排出吸收器进入烟气过热器，进入烟气过热器中的烟气通过热媒与低温省煤器中的热烟气进一步换热，提高过热度以后排空；
吸收器中的浓盐溶液吸收烟气中水蒸气，浓度降低为稀盐溶液后引出吸收器送入稀溶液再生器中，被蒸汽加热，将稀盐溶液中的部分水蒸发出来，再生为浓盐溶液，浓盐溶液再经过冷却后循环回吸收器，盐溶液再生获得的蒸汽冷凝释放的热用于加热锅炉给水或者热网的循环水；
所述吸收器中内置换热器，将浓盐溶液吸收水蒸气释放的热一部分用于加热锅炉给水或者热网的循环水。
优选地，所述低温省煤器的烟气侧通入经空气预热器冷却后的锅炉烟气，所述低温省煤器的热媒侧输出的热媒经分流器后分别通入烟气过热器和第三给水预热器，分别对烟气过热器中的烟气进一步加热和对第三给水预热器中的锅炉给水加热，热媒在烟气过热器和第三给水预热器中释放热量后通过混合器回流至所述低温省煤器的热媒侧。
优选地，所述吸收器的稀盐溶液排出口与储液池连接，所述储液池的稀盐溶液排出口与溶液预热器的冷侧入口连接，溶液预热器的冷侧出口与稀溶液再生器的溶液入口连接，稀溶液再生器的溶液出口与气液分离器的进口连接，气液分离器的溶液出口与溶液预热器的热侧进口连接，溶液预热器的热侧出口与储液池的浓盐溶液进口连接，储液池的浓盐溶液出口与吸收器的浓盐溶液进口连接。
进一步地，储液池的浓盐溶液出口经第一给水预热器的热侧后与吸收器的浓盐溶液进口连接。
进一步地，所述第一给水预热器的给水侧出口与第二给水预热器的给水侧入口连通，第二给水预热器的给水侧出口与第三给水预热器的给水侧入口连通。
进一步地，气液分离器的蒸汽出口与第二给水预热器的热侧连通，蒸汽在第二给水预热器中冷凝后回收利用。
进一步地，所述系统还包括热网回水管路，所述热网回水管路上依次设置热网水分流器、热网水加热器，热网回水经过热网水分流器分为两股，一股与热网水加热器的冷侧入口相连，另一股分为两部分，一部分与第一给水预热器的给水侧进口相连，另一部分与吸收器的内置换热器冷侧进口相连，第一给水预热器的给水侧出口、吸收器的内置换热器的冷侧出口均与第二给水预热器的给水侧入口连通，第三给水预热器的给水侧出口与热网水加热器的冷侧入口相连。
进一步地，所述系统还包括汽轮机抽汽管路，所述汽轮机抽汽管路上依次设置蒸汽分流器、凝结水混合器，汽轮机抽汽经蒸汽分流器分为两股，一股与稀溶液再生器的热侧进口连接，另一股与热网水加热器的热侧进口连接，蒸汽分别在稀溶液再生器、热网水加热器中冷凝以后，在凝结水混合器中混合，混合后的凝结水送回汽轮机给水系统回用。
本发明的消除燃煤电站烟囱白雾同时回收利用烟气中的水和余热的系统和方法中，湿法脱硫出口的饱和湿烟气进入传热传质塔与盐溶液(如Ca(NO3)2溶液、CaCl2溶液、LiBr溶液、LiCl溶液等)直接接触，烟气中的水蒸气被盐溶液吸收，由于盐溶液吸收水蒸气的过程为放热过程，溶液和烟气都被加热升温，烟气成为过热烟气。同时在吸收器中内置换热器，将溶液吸收水蒸气释放的热一部分用于加热锅炉给水或者热网的循环水。过热烟气再被脱硫塔前的热烟气进一步加热，提高过热度以后排放。传热传质塔出口的盐溶液为吸收了水分以后的稀溶液，其温度也得以提高。稀溶液被送入一个稀溶液再生器中，被蒸汽加热，将稀溶液中的部分水蒸发出来，再生为浓溶液，浓溶液再经过冷却后循环回吸收器。盐溶液再生获得的蒸汽冷凝释放的热用于加热锅炉给水或者热网的循环水。热盐溶液冷却释放的热用于加热锅炉给水或者热网循环水。烟气在进入脱硫塔前，被热媒冷却，热媒被加热升温以后可分为多股，一股去与吸收塔出口的烟气换热，将烟气进一步过热，热媒降温；一股与锅炉给水换热后降温；一股与热网循环水换热，热媒降温。降温以后的热媒再与脱硫塔前烟气换热升温。
本发明的原理是：
部分盐的水溶液的饱和蒸汽压低于同样温度下的水的饱和蒸汽压，当与饱和湿烟气温度相同或者略高的盐溶液与饱和湿烟气接触时，由于饱和湿烟气的水蒸气分压高于溶液的表面蒸汽压，饱和湿烟气中的水蒸气就会被溶液吸收。盐溶液吸收水蒸气的过程是放热过程，其释放的热可以把溶液和烟气加热。本发明将此原理应用于火电厂湿法脱硫出口烟气的水分吸收和过热，并与烟气的直接加热过热一起实现烟气的高过热度、低水蒸气含量排放，以达到在寒冷的冬季也能消除烟囱白雾的效果。本发明同时通过巧妙的换热流程设计，将溶液吸收、溶液循环过程的低温热释放以及脱硫塔前热烟气的能量释放过程与冬季供暖的热网循环水、锅炉给水的预热有机的结合。以解决传统的消白雾技术只耗能不节能的问题，达到环保和节能的双重效益。
本发明的特点在于：
1)将盐溶液吸收水蒸气的特点与烟气直接加热实现过热结合，达到大幅提高烟气过热度，减少水蒸气含量的效果；
2)将溶液再生的耗能过程与冬季供暖的热网循环水加热、锅炉给水预热结合，并通过创新的换热流程系统设计，实现能量的高效回收利用。
3)溶液吸收器内置换热器，在溶液吸收水蒸气的同时，将部分的热量移除，减小溶液的循环量和再生热量的消耗；
4)脱硫塔前烟气的热量一部分用于低温烟气的过热，另一部分用于热网循环水和/或锅炉给水的预热，并根据烟气过热度的需求灵活调节比例；
5)将溶液吸收、再生、饱和湿烟气潜热回收、脱硫塔前烟气显热回收等多个过程有机集成，同时实现烟囱消白雾与节能的目标。
附图说明
图1为本发明的应用于燃煤电站的消除烟囱白雾同时回收利用烟气中余热和水的系统示意图；
附图中主要组件符号的说明：
1空气预热器、2低温省煤器、3脱硫塔、4吸收器、5烟气过热器、6给水预热器第一、7给水预热器第二、8给水预热器第三、9储液池、10溶液预热器、11稀溶液再生器、12气液分离器、13热网水加热器、14混合器、15分流器、16热网水分流器、17蒸汽分流器、18凝结水混合器。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本发明进一步详细说明。需说明的是，在附图或者说明书描述中，相似和相同的部分都使用相同的图号。附图中未汇示或者描述的实现方式，为所属技术领域中普通技术人员所知的形式。另外，虽然本文可提供包含特定值的参数的示范，但应了解，参数无需确切等于相应的值，二是可在可接受的误差容限或者设计约束内近似于相应的值。用语“第一”、“第二”、“第三”等并不表示任何顺序、数量或重要程度，而是用于将一个元件与另一个元件区分开。实施例中提到的方向，例如“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”等，仅是参考附图的方向，因此，使用的方向用于是用来说明并非用来限制本发明的保护范围。
在本发明的一个示例性实施例中，提供了一种应用于燃煤电站的消除烟囱白雾同时回收利用烟气中的余热和水的系统。请参照图1，本实施例应用于燃煤电站的消除烟囱白雾的系统包括：利用盐溶液吸收烟气中水蒸气同时加热烟气的吸收器；溶液的稀溶液再生器及相关的换热器；利用脱硫塔前烟气热量进一步过热烟气并回收热量的换热系统。
以下分别对本实施例燃煤电站烟囱消白雾同时回收利用烟气中的余热和水系统的各个组成部分进行详细说明。
湿法脱硫装置包括空气预热器1、低温省煤器2和湿法脱硫塔3，湿法脱硫出口的饱和湿烟气进入吸收器4，在吸收器4中与浓溶液直接逆流充分接触，烟气中的一部分水蒸气被溶液吸收以后排出吸收器4，浓溶液吸收烟气中水蒸气以后，浓度降低，温度升高以后引出吸收器4。在吸收器4内部设置换热器，加热给水。
吸收器4出口的烟气与烟气过热器5的烟气进口相连，在烟气过热器5中被热媒加热，进一步提高过热度，然后送往烟囱排放。烟气在烟气过热器5中的过热度通过调整分流器15的分流比实现，烟气的过热度需求取决于当前的环境温度、湿度等因素，一般来讲，吸收器4对烟气的过热度提升在20-30℃范围，烟气过热器5对烟气过热度的提升在0-40℃范围。
空气预热器1出口的烟气为热烟气，其温度与锅炉的运行工况有关，一般在120℃-150℃不等，空气预热器1出口热烟气与低温省煤器2烟气进口相连，热烟气与热媒换热，将热媒加热，烟气降温，低温省煤器2的节点温差一般在5-10℃。热媒的进口温度一般应略高于烟气的酸露点温度，在特殊需求条件下，也可以低于烟气的酸露点温度。热媒的流量与烟气量之比取决于低温省煤器2的节点温差，一般应选择合适的热媒流量，使低温省煤器2的进出口端差均在5-10℃，以降低换热的不可逆损失。
热媒在低温省煤器2中被加热以后，通过分流器15分为多股，一股送至烟气过热器5，作为热源对烟气加热，热媒在烟气加热器5中降温以后送回；另一股送至第三给水预热器8中加热给水，热媒在第三给水预热器8中降温以后送回。降温以后的两股热媒混合后送往低温省煤器2。分流器15的分流比应首先保证烟气过热器5对热媒的需求。
吸收器4的溶液出口与储液池9连接，从储液池9中引出一股溶液，与溶液预热器10的冷侧入口连接，溶液预热器10的冷侧出口与稀溶液再生器11的溶液入口连接，稀溶液再生器11的溶液出口与气液分离器12的进口连接，在气液分离器12中两相分离，稀溶液再生器12的溶液出口与溶液预热器10的热侧进口连接，溶液预热器10的换热温差5-10℃。溶液预热器10的热侧出口与储液池9连接。
储液池9的出口与第一给水预热器6的热侧进口连接，第一给水预热器6的热侧出口与吸收器4的溶液进口连接。在本实施例中，浓溶液的显热用于热网回水的一级预热，但不限于此，溶液的显热也可以用于比如锅炉给水的预热。
在本实施例中，热网的回水经过热网水分流器16分为两股，其中一股又分为两部分，一部分与第一给水预热器6的冷侧进口相连，另一部分与吸收器4的内置换热器冷侧进口相连，从吸收器4的内置换热器冷侧出口与第一给水预热器6冷侧出口引出的经初步预热的给水汇合后送往第二给水预热器7的冷侧进口，在第二给水预热器7中被进一步预热，第二给水预热器7的冷侧出口与第三给水预热器8的冷侧入口相连，第三给水预热器8的冷侧出口与热网水加热器13相连，从热网水加热器13的中部进入被进一步加热或者直接汇入热网水加热器13的冷侧出口。
热网水分流器16出口的另一股给水与热网水加热器13的冷侧入口相连，在热网水加热器13中被蒸汽加热后，作为供暖热水送出。
在本实施例中，热溶液、热媒、溶液再生分离蒸汽降温释放的热用于加热热网供暖用热水，且第一给水预热器6、第二给水预热器7、第三给水预热器8采用串联的方式，但是不排除将上述热量用于其他用途，如锅炉给水的预热，也不排除多个预热器之间通过并联、串联或者串并联的方式连接。
从汽轮机抽取的蒸汽经过蒸汽分流器17分为两股，一股与稀溶液再生器11的热侧进口连接，另一股与热网水加热器13的热侧进口连接。蒸汽分别在稀溶液再生器11、热网水加热器13中冷凝以后，在凝结水混合器18中混合，混合后的凝结水送回汽轮机给水系统回用。
至此，已经结合附图对本实施例进行了详细描述。依据以上描述，本领域技术人员应当对本发明的消除燃煤电站烟囱白雾的系统和方法有了清楚的认识。
此外，上述对个元件和方法的定义并不仅限于实施例中提到的各种具体结构、形状或方式，本领域普通技术人员可以对其进行简单地更换或者替换，例如：
(1)虽然上述给水预热器加热的介质是热网水，但本发明不限于此，换热器也可以用于加热锅炉给水等；
(2)本发明中所说的溶液可以是Ca(NO3)2、CaCl2、LiBr、LiCL等水溶液的一种或者多种混合溶液，并不限于这几种溶液，在相同温度下饱和蒸汽压低于水的饱和蒸汽压的溶液均可以应用于本发明。
(3)上述实施例中，溶液的再生蒸汽来自汽轮机抽汽，也可以来自其他可获得低压蒸汽的途径，或者利用其他热源供热。
综上所述，本发明不仅可以实现湿法脱硫出口烟气的大幅度过热，达到全年消除烟囱白雾尤其是消除冬季烟囱白雾的效果，而且可以灵活的回收烟气中的潜热和水，提高系统的综合能量利用效率。
此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，其零、部件的形状、所取名称等可以不同。凡依本发明专利构思所述构造、特征及原理所做的等效或简单变化，均包括于本发明专利的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，只要不偏离本发明的结构或者超越本权利要求书所定义的范围，均应属于本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种消除燃煤电站烟囱白雾同时回收利用烟气中的水和余热的系统，包括湿法脱硫装置和传热传质塔，其特征在于，
所述湿法脱硫装置包括空气预热器、低温省煤器和湿法脱硫塔，
所述传热传质塔包括吸收器、烟气过热器和稀溶液再生及相应的热回收单元，
燃煤电站锅炉出口的烟气依次经空气预热器、低温省煤器进入湿法脱硫塔，湿法脱硫塔出口的饱和湿烟气进入传热传质塔中的吸收器并与吸收器中的浓盐溶液直接接触，其中，
--饱和湿烟气中的一部分水蒸气被浓盐溶液吸收变为过热烟气后，排出吸收器进入烟气过热器，进入烟气过热器中的烟气通过热媒与低温省煤器中的热烟气进一步换热，提高过热度以后排空；
--吸收器中的浓盐溶液吸收烟气中水蒸气，浓度降低为稀盐溶液后引出吸收器送入稀溶液再生及相应的热回收系统中，被蒸汽加热，将稀盐溶液中的部分水蒸发出来，再生为浓盐溶液，浓盐溶液再经过冷却后循环回吸收器，盐溶液再生获得的蒸汽冷凝释放的热用于加热锅炉给水或者热网的循环水；
--所述吸收器中内置换热器，将浓盐溶液吸收水蒸气释放的热一部分用于加热锅炉给水或者热网的循环水。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述盐溶液为Ca(NO3)2溶液、CaCl2溶液、LiBr溶液、LiCl溶液等的一种或者多种的混合物。
3.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，在所述吸收器中，浓盐溶液与烟气直接逆流接触；所述浓盐溶液的饱和蒸汽压低于相同温度下水的饱和蒸汽压。
4.根据上述权利要求所述的系统，其特征在于，所述低温省煤器的烟气侧通入经空气预热器冷却后的锅炉烟气，所述低温省煤器的热媒侧输出的热媒经分流器后分别通入烟气过热器和第三给水预热器，分别对烟气过热器中的烟气进一步加热和对第三给水预热器中的锅炉给水加热，热媒在烟气过热器和第三给水预热器中释放热量后通过混合器回流至所述低温省煤器的热媒侧。
5.根据上述权利要求所述的系统，其特征在于，所述稀溶液再生及相应的热回收单元包括储液池、溶液预热器、稀溶液再生器和气液分离器，其中，所述吸收器的稀盐溶液排出口与储液池连接，所述储液池的稀盐溶液排出口与溶液预热器的冷侧入口连接，溶液预热器的冷侧出口与稀溶液再生器的溶液入口连接，稀溶液再生器的溶液出口与气液分离器的进口连接，气液分离器的溶液出口与溶液预热器的热侧进口连接，溶液预热器的热侧出口与储液池的浓盐溶液进口连接，储液池的浓盐溶液出口与吸收器的浓盐溶液进口连接。
6.根据上述权利要求所述的系统，其特征在于，储液池的浓盐溶液出口经第一给水预热器的热侧后与吸收器的浓盐溶液进口连接。
7.根据上述权利要求所述的系统，其特征在于，，所述第一给水预热器的给水侧出口与第二给水预热器的给水侧入口连通，第二给水预热器的给水侧出口与第三给水预热器的给水侧入口连通。
8.根据上述权利要求所述的系统，其特征在于，气液分离器的蒸汽出口与第二给水预热器的热侧连通，蒸汽在第二给水预热器中冷凝后回收利用。
9.根据上述权利要求所述的系统，其特征在于，所述系统还包括热网回水管路，所述热网回水管路上依次设置热网水分流器、热网水加热器，热网回水经过热网水分流器分为两股，一股与热网水加热器的冷侧入口相连，另一股分为两部分，一部分与第一给水预热器的给水侧进口相连，另一部分与吸收器的内置换热器冷侧进口相连，第一给水预热器的给水侧出口、吸收器的内置换热器的冷侧出口均与第二给水预热器的给水侧入口连通，第三给水预热器的给水侧出口与热网水加热器的冷侧入口相连。
10.根据上述权利要求所述的系统，其特征在于，所述系统还包括汽轮机抽汽管路，所述汽轮机抽汽管路上依次设置蒸汽分流器、凝结水混合器，汽轮机抽汽经蒸汽分流器分为两股，一股与稀溶液再生器的热侧进口连接，另一股与热网水加热器的热侧进口连接，蒸汽分别在稀溶液再生器、热网水加热器中冷凝以后，在凝结水混合器中混合，混合后的凝结水送回汽轮机给水系统回用。
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