CN207379110U - 一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，包括吸收式热泵和依次连通在锅炉尾部烟气出口和烟囱烟气入口之间的空气预热器、省煤器、电除尘器、引风机、烟气冷却器、脱硫吸收塔、烟气冷凝器和烟气再热器；烟气冷却器的出水口与省煤器的入水口连通；吸收式热泵分别与省煤器、烟气冷却器以及烟气冷凝器、烟气再热器连通。本实用新型利用回收的锅炉烟气余热驱动吸收式热泵，实现了脱硫吸收塔出口饱和湿烟气余热回收，同时对脱硫吸收塔出口饱和湿烟气中的水蒸汽冷凝并回收利用，实现脱硫系统零补水运行，同时可实现多种污染物的脱除、烟囱出口附近“石膏雨”和“烟雨”的治理。

Description

一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统

技术领域

本实用新型涉及工业废气余热综合利用和污染物处理技术领域，具体涉及一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统。

背景技术

根据中国电力企业联合会统计，我国燃煤发电机组约97％采用湿法脱硫工艺(WFGD)，包括石灰石-石膏湿法、海水法、氨法、亚钠循环法、氧化镁法、双碱法等，其中以石灰石-石膏湿法脱硫工艺为主，约占煤电机组的91％。燃煤锅炉受尾部受热面和设备低温腐蚀影响，排烟温度一般控制在110℃～160℃，在湿法脱硫工艺中烟气经过除尘后进入脱硫吸收塔，在与喷淋的液态吸收剂充分接触吸收烟气中SO₂、HF和HCl等酸性气体的同时，与液态吸收剂发生热交换，蒸发吸收剂中的水分并达到对应水蒸气分压下的饱和状态，经过脱硫吸收塔出口除雾器脱除烟气携带的大部分雾滴及颗粒物后排出。超低排放改造以来，传统的回转式烟气换热器(GGH)由于存在漏风影响排放指标被拆除，除部分城市周边电厂采用管式水媒式烟气换热器(MGGH)对脱硫吸收塔出口饱和湿烟气进行再热“消白”排放外，其余基本上是以50℃左右的过饱和湿烟气(含湿量125g/m³左右)直排到大气中，在烟囱出口形成白色“烟羽”，造成白色视觉污染。在气温较低的条件下，饱和湿烟气中水蒸气冷凝并在烟气排放方向形成“烟雨”，严重影响电厂周边居民生产、生活。目前上海、天津、浙江等省市已制定政策、标准等要求消除“石膏雨”、“有色烟羽”现象。

管式水媒式烟气换热器(MGGH)虽然可以实现脱硫吸收塔出口烟气再热，治理烟囱出口“石膏雨”或“烟雨”现象，消除和减轻白色“烟羽” 视觉污染。但是由于MGGH换热器增加了烟气阻力，引起风机耗电增加，加上水媒式循环水系统耗电等造成机组能耗水平升高，不但不具备投资收益，反而进一步增加电厂运行成本。

湿式静电除尘(WESP)利用液体冲洗集尘极表面来进行清灰，可有效收集微细颗粒物(PM2.5粉尘、SO₃酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，进一步提高烟气净化水平。但是该技术无法去除湿烟气的含湿量，甚至会增加湿烟气的含湿量，加剧烟囱白色“烟羽”现象，对重金属、痕量元素等污染物脱除效果有限；同时湿式电除尘占用空间大、投资费用高、运行成本相对较高。

湿式相变冷凝除尘系统对0.1～1μm颗粒物的脱除效率较高，可在湿法脱硫设备后直接添加，但该技术的缺点是需要额外的冷却介质来对烟气进行冷却，一般采用传统湿式闭式循环水冷却水系统，辅助冷却系统工程投资大、布置困难，在冷凝烟气中水蒸气的同时冷却水系统需要蒸发、排污等消耗至少等量的水资源，同时循环水系统需消耗一定的电能，运行成本较高。另外冷却后的烟气仍为对应温度下的饱和温度，无法彻底消除白色“烟羽”现象，不利于烟气的抬升和扩散。

实用新型内容

针对现有技术中存在的问题，本实用新型的目的在于提供一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，利用脱硫吸收塔前烟气余热驱动第一类溴化锂吸收式热泵制备得冷媒水，通过表面式换热器回收脱硫吸收塔出口饱和湿烟气的显热和水蒸气汽化潜热，冷凝烟气中的水蒸气并回收至脱硫系统中重复利用，实现脱硫系统零补水运行，节约水资源消耗，节水量约为MGGH的1.5倍，并有效减少脱硫废水的生成量；同时可实现多种污染物的 脱除、烟囱出口附近“石膏雨”和“烟雨”的治理。

为了达到上述目的，本实用新型采用以下技术方案予以实现。

(一)一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，包括吸收式热泵和依次连通在锅炉尾部烟气出口和烟囱烟气入口之间的空气预热器、省煤器、电除尘器、引风机、烟气冷却器、脱硫吸收塔、烟气冷凝器和烟气再热器；所述吸收式热泵的驱动热源入口与所述省煤器的出水口连通，所述吸收式热泵的驱动热源出口与所述烟气冷却器的入水口连通，所述烟气冷却器的出水口与所述省煤器的入水口连通；所述吸收式热泵的冷源出口与所述烟气冷凝器的入水口连通，所述吸收式热泵的冷源入口与所述烟气冷凝器的出水口连通；所述吸收式热泵的余热热源入口与所述烟气再热器的出水口连通，所述吸收式热泵的余热热源出口与所述烟气再热器的入水口连通；所述烟气冷凝器还设置有冷凝水排放口。

优选地，所述吸收式热泵为第一类溴化锂吸收式热泵。

优选地，所述节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统还包括锅炉暖风器，所述锅炉暖风器的出风口与所述空气预热器的进风口连通，所述锅炉暖风器的入风口与锅炉的一次风机或二次风机的出口连接；所述锅炉暖风器的入水口与所述吸收式热泵的热源出口连通，所述锅炉暖风器的出水口与所述吸收式热泵的热源入口连通。

进一步优选地，所述锅炉暖风器为水媒式锅炉暖风器。

优选地，所述节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统还包括汽轮机的凝结水加热器，所述凝结水加热器设置有热水入口和热水出口，所述凝结水加热器的热水入口与所述吸收式热泵的余热热源出口连通，所述凝结水加热器的热水出口与所述吸收式热泵的余热热源入口连通。

优选地，所述节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统还包括热水采暖装置，热水采暖装置的供水出口与所述吸收式热泵的余热热源出口连通，热水采暖装置的回水入口与所述吸收式热泵的余热热源入口连通。

(二)一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理方法，基于节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1，吸收式热泵的热媒水通过管道依次经过烟气冷却器和省煤器，最后通过吸收式热泵的驱动热源入口进入吸收式热泵；所述烟气冷却器和省煤器所产生的余热对所述热媒水加热，使所述热媒水的温度达到驱动吸收式热泵运行的温度，驱动吸收式热泵运行；

步骤2，吸收式热泵运行后，制备得到温度低于脱硫吸收塔出口的饱和湿烟气温度的冷媒水，将所述冷媒水经过吸收式热泵的冷源出口通入烟气冷凝器中，采用所述冷媒水冷却由脱硫吸收塔排出的饱和湿烟气，所述冷媒水吸收所述饱和湿烟气的显热和水蒸气的汽化潜热后温度升高，并经过吸收式热泵的冷源入口通入吸收式热泵中；

步骤3，吸收式热泵提取所述冷媒水吸收的烟气余热并与驱动热源的余热混合后，制备得到余热水；

步骤4，将所述余热水经过吸收式热泵的余热热源出口通入烟气再热器中，利用所述余热水对烟气冷凝器中排出的烟气进行再加热，再加热后的烟气通过烟囱排放。

优选地，所述节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理方法还包括步骤5，将所述余热水经过吸收式热泵的余热热源出口通入锅炉暖风器中，利用所述余热水加热通入所述锅炉暖风器的锅炉一次风或二次风。

优选地，所述节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理方法还包括步骤 601，将所述余热水经过吸收式热泵的余热热源出口通入凝结水加热器中，利用所述余热水的余热加热汽轮机凝结水。

优选地，所述节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理方法还包括步骤602，将所述余热水经过吸收式热泵的余热热源出口通入热水采暖装置中，利用所述余热水供暖。

与现有技术相比，本实用新型的有益效果为：

(1)本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统及其方法通过烟气冷凝器凝结的水可作为脱硫工艺水配置浆液或除雾器冲洗水，可完全替代湿法脱硫工艺水的补给，实现了石灰石-石膏湿法脱硫系统零水耗运行，节约水资源消耗，节水量约为MGGH的1.5倍；同时有效解决了大部分脱硫系统由于采用含盐量较高的水源作为补充水源，Cl^-1富集而造成的脱硫废水排放量大、处理难度大等问题。

(2)本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统及其方法利用烟气中水蒸气的相变凝聚作用，实现部分微细颗粒物(PM2.5粉尘、SO₃酸雾、气溶胶)、重金属(Hg、As、Se、Pb、Cr)、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等多种污染物的脱除。

(3)本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统及其方法利用驱动吸收式热泵的热源以及回收的锅炉烟气余热对低温湿饱和烟气再热，实现了烟气以干烟气的方式排放，彻底治理烟囱出口附近“石膏雨”、“烟雨”问题，有效消除或减轻烟囱出口白色“烟羽”现象，同时也能够有效延长湿烟囱的防腐检修维护周期，降低检修维护成本。

(4)本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统还利用驱动吸收式热泵的热源以及回收的锅炉烟气余热替代传统的锅炉锅炉暖风器 的加热汽源，大大降低了高品位辅助蒸汽的消耗，较大程度地节约了燃煤机组的煤耗，同时提高了进入炉膛的冷风温度，可以相应提高锅炉排烟温度，保证吸收式热泵的驱动热源。

(5)此外，本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统还可将驱动吸收式热泵的热源以及回收的锅炉烟气余热的剩余热量用于加热机组凝结水或补给水，减少汽轮机回热抽汽量，增加机组发电量，降低机组的能耗水平；对于采暖供热机组可直接用于基本供热，也可以将这部分余热用于脱硫废水处理工艺等。

附图说明

下面结合附图和具体实施例对本实用新型做进一步详细说明。

图1为本实用新型的一种烟气湿式相变冷凝多污染物协同脱除系统的结构示意图；

图2为具体实施例中进行烟气湿式相变冷凝多污染物协同脱除的工艺流程及参数；

图3为具体实施例中脱硫吸收塔排出的饱和湿烟气在不同温度下1Nm³烟气中绝对含湿量的曲线图。

图中：1、锅炉；2、空气预热器；3、省煤器；4、电除尘器；5、引风机；6、烟气冷却器；7、脱硫吸收塔；8、烟气冷凝器；9、烟气再热器；10、烟囱；11、吸收式热泵；12、锅炉暖风器；13、凝结水加热器。

具体实施方式

下面将结合实施例对本实用新型的实施方案进行详细描述，但是本领域的技术人员将会理解，下列实施例仅用于说明本实用新型，而不应视为限制本实用新型的范围。

在本实施例中，以某热电厂1065t/h亚临界自然循环锅炉为例。该锅炉超低排放改造脱硝采用SCR脱硝技术，双反应器布置；除尘器采用双室四电场高压静电除尘设备，除尘效率99.65％；烟气脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，“一炉一塔”设置，未设计MGGH，脱硫吸收塔出口的饱和湿烟气通过湿烟囱直接排向大气。

本实施例在锅炉设计煤种、BMCR工况下，结合现有成熟技术和工程实践，经过热力平衡、物料平衡、汽水平衡等理论计算，对未加装MGGH的燃煤机组进行改进，具体改进如下：

(1)增加一台热水型溴化锂吸收热泵。

(2)在空气预热器的烟气出口和电除尘器的烟气出口处分别加装省煤器和烟气冷却器。

(3)在脱硫吸收塔的出口烟道串级分别加装烟气冷凝器和烟气再热器。

(4)将锅炉原采用低压蒸汽加热的一、二次风暖气改造为水媒式锅炉暖风器。

(5)在凝结水系统末级加入口增加一台余热凝结水加热器。

对燃煤机组改进后，即得本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统。参考图1，该系统包括吸收式热泵11和依次连通在锅炉1尾部烟气出口和烟囱10烟气入口之间的空气预热器2、省煤器3、电除尘器4、引风机5、烟气冷却器6、脱硫吸收塔7、烟气冷凝器8和烟气再热器9；所述吸收式热泵11的驱动热源入口与所述省煤器3的出水口连通，所述吸收式热泵11的驱动热源出口与所述烟气冷却器6的入水口连通，所述烟气冷却器6的出水口与所述省煤器3的入水口连通；所述吸收式热泵11的冷源出口与所述烟气冷凝器8的入水口连通，所述吸收式热泵11的冷源入口与所述烟气冷凝器8的出水口 连通；所述吸收式热泵11的余热热源入口与所述烟气再热器9的出水口连通，所述吸收式热泵11的余热热源出口与所述烟气再热器9的入水口连通；所述烟气冷凝器8还设置有冷凝水排放口。

该系统还包括锅炉暖风器12，所述锅炉暖风器12的出风口与所述空气预热器2的进风口连通，所述锅炉暖风器12的入风口与锅炉1的一次风机或二次风机连接；所述锅炉暖风器12的入水口与所述吸收式热泵11的余热热源出口连通，所述锅炉暖风器12的出水口与所述吸收式热泵11的余热热源入口连通。其中，锅炉暖风器12为水煤式锅炉暖风器。

该系统还包括汽轮机的凝结水加热器13，所述凝结水加热器13设置有热水入口和热水出口，所述凝结水加热器13的热水入口与所述吸收式热泵11的余热热源出口连通，所述凝结水加热器13的热水出口与所述吸收式热泵11的余热热源入口连通。

该系统还包括热水采暖装置，热水采暖装置的供水出口与所述吸收式热泵的余热热源出口连通，热水采暖装置的回水入口与所述吸收式热泵的余热热源入口连通。

参考图2，利用上述节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统进行处理的方法为：

步骤1，吸收式热泵的热媒水依次通过管道依次经过烟气冷却器6和省煤器3，最后通过吸收式热泵11的驱动热源入口进入吸收式热泵11；所述烟气冷却器6和省煤器3所产生的余热对所述热媒水加热，使所述热媒水的温度达到可以驱动吸收式热泵11运行的温度，驱动吸收式热泵11运行。

步骤2，吸收式热泵11运行后，制备32℃的冷媒水，采用32℃的冷媒水将进入烟气冷凝器8的由脱硫吸收塔7排出的47.3℃的饱和湿烟气冷却至41.3℃， 可冷凝烟气中30.04t/h的水蒸气，此时，冷媒水主要吸收饱和湿烟气的显热和水蒸气的汽化潜热后温度升高至39℃。

步骤3，吸收式热泵11提取冷媒水吸收的烟气显热和水蒸气的汽化潜热，并与驱动热源的余热混合后，制备得80℃的余热水。

步骤4，将80℃余热水通入烟气再热器9中，利用80℃余热水的一部分余热将烟气冷凝器8出口的低温饱和湿烟气再加热至70℃以后，使烟气以干烟气的状态排放。由此消除了烟囱出口“烟羽”现象。

步骤5，将80℃余热水余热通入锅炉暖风器12中，替代常规锅炉暖风器的加热汽源，利用80℃余热水的另一部分余热将锅炉一次风或二次风加热至70℃。由此通过提高一次风或二次风温，在空气预热器2换热条件不变的情况下，空气预热器2出口的烟气温度升高到166.61℃，一方面保证了吸收式热泵11的驱动热源，另一方面还可以有效提高空气预热器2冷端综合温度，防止或减缓脱硝氨逃逸、烟气酸露点造成的空气预热器2堵塞、腐蚀，其次在冬季还可以节约大量锅炉暖风器12的加热蒸汽，降低燃煤机组辅汽抽汽量，降低燃煤机组的供电煤耗。

步骤6，将80℃余热水通入凝结水加热器中，利用其剩余的热量加热汽轮机凝结水，也可以将这部分余热用于供暖，还可以将这部分余热用于脱硫废水处理工艺等，实现一定的节能效果。

本实用新型的省煤器3可选择抗腐蚀性较好带鳍片的ND钢作为换热器管材；烟气冷却器6由于运行可能粘附细颗粒灰尘降低换热效果，同时该处烟气温度可能低至酸露点，具有较强的腐蚀性，可选择316L或2205双相不锈钢为换热器换热管材，并可加装在线冲洗系统。

烟气冷凝器8和烟气再热器9由于工作在高湿、强腐蚀性湿烟气环境下， 换热面接触强酸性(pH值2左右)液膜或液滴，对换热器材质要求较高，同时由于换热温差较小，在考虑换热器抗腐蚀性能的同时还要考虑其具有较高的导热系数。2205双相不锈钢在模拟烟气冷凝液的电化学实验研究中表明，其腐蚀速率能够满足燃煤机组设计使用寿命周期，2205双相不锈钢在不同温度下极化的电化学参数见表1。为保证换热效率、控制换热器面积(换热器体积)，本实施例的烟气冷凝器和烟气再热器全部使用2205双相不锈钢材质。

表1 2205双相不锈钢不同温度下极化的电化学参数

热媒水、冷媒水、余热水等为防止腐蚀、结垢，均采用高品质除盐水补充，并通过加药保持pH在9～10循环使用，所以锅炉一次锅炉暖风器、二次锅炉暖风器和凝结水加热器等均可采用常规换热器设计。

烟气冷凝器8收集的凝结水通过设置在烟气冷凝器上的冷凝水出口排出，经过简单pH值调节后可直接用于脱硫工艺水补充和除雾器冲洗水重复利用；可完全替代湿法脱硫工艺水的补给，实现了石灰石-石膏湿法脱硫系统零水耗运行，节约水资源消耗，节水量约为MGGH的1.5倍。

第一类溴化锂吸收式热泵根据锅炉最大连续工作量(BMCR)进入脱硫吸收塔前烟气余热量和余热水出口温度进行选型，以最大限度制备冷媒水，实现脱硫吸收塔出口烟气的冷凝。

本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统以及处理方法具有节水、节能、多污染物协同脱除的优点，具体表现如下：

(1)节水效果

较高温度的烟气经过湿法脱硫吸收塔，与石灰石浆液换热，蒸发并携带浆液中的水分，除大部分液滴被除雾器拦截外，其余均在脱硫吸收塔出口形成过饱和湿烟气，通过对标准大气压下不同温度饱和湿烟气的理论计算，不同温度下1Nm³烟气中绝对含湿量见图3。

以11065t/h亚临界自然循环锅炉为例计算，锅炉BMCR工况下吸收塔蒸发水量为26.5t/h，通过烟气冷凝器可凝结水量30t/h，凝结水pH值为2左右，经过CaO进行简单中和处理后可作为脱硫工艺水配置浆液或除雾器冲洗水，实现石灰石-石膏湿法脱硫系统零水耗运行。相比无MGGH系统可节水52t/h，相比有MGGH的系统可节水30t/h。按机组年利用小时4000h计算，无MGGH系统的机组年节水量208000t，有MGGH系统的机组年节水量120000t。同时可有效解决大部分脱硫系统采用含盐量较高的水源，如循环水排污水、水处理产生的浓盐水作为补充水源，Cl^-1富集造成脱硫废水排放量大、处理难度大问题。

(2)节能效果

本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统充分利用锅炉高温烟气余热进行驱动，除增加风烟系统一定阻力，热媒水、余热水、冷媒水耗电外，同时具有较强的节能效果。

本实用新型利用烟气余热替代锅炉锅炉暖风器加热汽源后，可降低高品位辅助蒸汽消耗，以1065t/h亚临界自然循环锅炉为例，该地区10月份至翌年3月份平均气温约6℃左右，期间基本要保持锅炉暖风器投入运行，按半年利用小时2000h计算，每年消耗高品位辅助蒸汽约18555t。采用烟气余热替代锅 炉暖风器蒸汽后，期间机组供电煤耗可降低约2.24g/kWh，年节约标准煤1407t。

通过热平衡计算，在满足烟气再加热和锅炉暖风器加热外，剩余的烟气余热仍可用于加热凝结水或用于采暖供热，产生的节能收益可弥补风烟系统阻力、水媒系统循环泵耗电。

(3)环保效果

与现有的湿式相变冷凝技术相比，本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理方法在脱硫吸收塔出口烟气冷凝的工艺方法上所采用的原理是相同的，所以在PM₁₀、PM_2.5等颗粒物脱除、SO₃、SO₄ ^2-离子以及Hg、As、Mn等重金属元素脱除效果方面一致。

但是，与现有的湿式相变冷凝技术相比，区别在于：本实用新型的烟气湿式相变冷凝技术不需要消耗额外的水资源或其它冷源，同时利用回收的烟气余热实现了对低温湿饱和烟气的再热，能够使烟气以干烟气的方式实现排放，不但能够有效消除或减轻烟囱出口“烟羽”现象，同时也能够有效延长湿烟囱的防腐检修维护周期，降低检修维护成本。

综上所述，本实用新型的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统及其处理方法充分利用烟气余热实现了节水节能和烟气多污染物协同脱除，不但有效解决了现有MGGH、湿式电除尘、湿式相变冷凝技术效果单一、投资运行成本高等不足，在治理燃煤发电机组烟囱白色“烟羽”视觉污染的同时实现显著的节能、节水及烟气深度净化效果，并且针对各类型燃煤发电机组具有普遍适应性。对进一步提高燃煤发电机组节能减排工作水平，降低投资、运行成本，提高经济效益具有重要意义。

虽然，本说明书中已经用一般性说明及具体实施方案对本实用新型作了详尽的描述，但在本实用新型基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本 领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本实用新型精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本实用新型要求保护的范围。

Claims (6)

1.一种节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，包括吸收式热泵和依次连通在锅炉尾部烟气出口和烟囱烟气入口之间的空气预热器、省煤器、电除尘器、引风机、烟气冷却器、脱硫吸收塔、烟气冷凝器和烟气再热器；所述吸收式热泵的驱动热源入口与所述省煤器的出水口连通，所述吸收式热泵的驱动热源出口与所述烟气冷却器的入水口连通，所述烟气冷却器的出水口与所述省煤器的入水口连通；所述吸收式热泵的冷源出口与所述烟气冷凝器的入水口连通，所述吸收式热泵的冷源入口与所述烟气冷凝器的出水口连通；所述吸收式热泵的余热热源入口与所述烟气再热器的出水口连通，所述吸收式热泵的余热热源出口与所述烟气再热器的入水口连通；所述烟气冷凝器还设置有冷凝水排放口。

2.根据权利要求1所述的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，所述吸收式热泵为第一类溴化锂吸收式热泵。

3.根据权利要求1所述的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，还包括锅炉暖风器，所述锅炉暖风器的出风口与所述空气预热器的进风口连通，所述锅炉暖风器的入风口与锅炉的一次风机或二次风机的出口连接；所述锅炉暖风器的入水口与所述吸收式热泵的热源出口连通，所述锅炉暖风器的出水口与所述吸收式热泵的热源入口连通。

4.根据权利要求3所述的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，所述锅炉暖风器为水媒式锅炉暖风器。

5.根据权利要求1所述的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，还包括汽轮机的凝结水加热器，所述凝结水加热器设置有热水入口和热水出口，所述凝结水加热器的热水入口与所述吸收式热泵的余热热源出口连通，所述凝结水加热器的热水出口与所述吸收式热泵的余热热源入口连通。

6.根据权利要求1所述的节能节水型燃煤锅炉湿烟气深度综合处理系统，其特征在于，还包括热水采暖装置，热水采暖装置的供水出口与所述吸收式热泵的余热热源出口连通，热水采暖装置的回水入口与所述吸收式热泵的余热热源入口连通。