从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法和发电站

摘要

本发明涉及电力生产领域，具体涉及从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法和发电站。所述发电站包括锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和热能储存系统，其中，该方法包括：所述发电站在低负荷条件下运行时，从所述锅炉给水预热系统抽取部分锅炉给水以储存至TES系统中，并使得所述CO2捕集系统中的吸收剂再生采用的热能部分或全部由来自储存于TES系统中的锅炉给水提供。本发明通过从锅炉给水中来抽取能量以解决热能提取受限的问题，采用TES系统以在低负荷运行阶段储存热能并在高负荷运行阶段释放热能以补偿吸收剂再生的蒸汽抽取，其能够更好地控制蒸汽循环体系并拓宽运行的动态范围。

权利要求

1.一种从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法，其特征在于，所述发电站包括锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和热能储存(TES)系统，其中，该方法包括：所述发电站在低负荷条件下运行时，从所述锅炉给水预热系统抽取部分锅炉给水以储存至TES系统中，并使得所述CO2捕集系统中的吸收剂再生采用的热能部分或全部由来自储存于所述TES系统中的锅炉给水提供。

2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述CO2捕集系统采用溶剂作为吸收剂来吸收CO2。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其中，所述蒸汽涡轮机单元包括高压(HP)蒸汽涡轮机、中压(IP)蒸汽涡轮机和低压(LP)蒸汽涡轮机，其中，在低负荷条件下从IP/LP交界处抽取LP蒸汽以为所述CO2捕集系统中的吸收剂再生提供热能，且在高负荷条件下用于在所述CO2捕集系统中再生吸收剂的热能包括储存于TES系统中的热能。

4.根据权利要求3所述的方法，其中，基于在高负荷条件下用于在所述CO2捕集系统中再生吸收剂的总热能，由所述TES系统提供的用于再生吸收剂的热能比率为至少25％。

5.根据权利要求4所述的方法，其中，基于在高负荷条件下用于在所述CO2捕集系统中再生吸收剂的总热能，由所述TES系统提供的用于再生吸收剂的热能比率为至少50％。

6.根据权利要求1-2和4-5中任意一项所述的方法，其中，所述锅炉给水预热系统包括脱气器，且该方法包括从所述脱气器中抽取部分锅炉给水至所述TES系统中以储存作为热源。

7.根据权利要求6所述的方法，其中，基于所述脱气器中的锅炉给水的总量，从所述脱气器抽取并送至所述TES系统中的锅炉给水的量为1-90重量％。

8.根据权利要求7所述的方法，其中，基于所述脱气器中的锅炉给水的总量，从所述脱气器抽取并送至所述TES系统中的锅炉给水的量为10-85重量％。

9.根据权利要求1-2、4-5和7-8中任意一项所述的方法，其中，所述发电站为燃煤兰金循环或天然气联合循环。

10.一种伴CO2捕集系统的发电站，其特征在于，该发电站包括：锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和热能储存(TES)系统；

其中，TES系统与所述锅炉给水预热系统和CO2捕集系统相连，以使得所述发电站在低负荷条件下运行时，从所述锅炉给水预热系统抽取部分锅炉给水以储存至TES系统中，并使得所述CO2捕集系统中的吸收剂再生采用的热能部分或全部由来自储存于所述TES系统中的锅炉给水提供。

11.根据权利要求10所述的发电站，其中，所述蒸汽涡轮机单元包括高压(HP)蒸汽涡轮机、中压(IP)蒸汽涡轮机和低压(LP)蒸汽涡轮机，并且IP/LP交界处与所述CO2捕集系统相连，以使得在低负荷条件下从该IP/LP交界处抽取LP蒸汽以为所述CO2捕集系统中的吸收剂再生提供热能。

12.根据权利要求10或11所述的发电站，其中，所述锅炉给水预热系统包括脱气器，且所述脱气器与所述TES系统连通，以使得所述TES系统填充有部分抽取自所述脱气器的部分锅炉给水。

13.根据权利要求10或11中任意一项所述的发电站，其中，所述发电站为燃煤兰金循环或天然气联合循环。

说明书

从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法和发

电站

技术领域

[0001] 本发明涉及电力生产领域，具体涉及从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法和发电站。

背景技术

[0002] 燃煤发电站捕集CO2的方法之一是采用吸收剂从烟气中捕集CO2。例如，将含CO2烟气通过CO2洗涤器并与能够吸收CO2的吸收剂接触，从而使得烟气中CO2被吸收而得到CO2含量降低的烟气，而所得的富CO2吸收剂可以经过再生回用。

[0003] 该基于吸收剂的CO2捕集技术需要热能来再生吸收剂。通常对于燃煤发电站来说所需的热能为2-4GJ/吨CO2，这样取决于多种因素例如吸收剂的化学性质。

[0004] 蒸汽循环发电站通常包括至少两串联运行的蒸汽涡轮机。其中，高压蒸汽送至高压(HP)蒸汽涡轮机中产生电力，该HP涡轮机的废蒸汽则送至低压(LP)蒸汽涡轮机中产生电力。在某些情况下，蒸汽循环发电站还装配有中压(IP)蒸汽涡轮机以利用HP涡轮机的废蒸汽并将产生的废蒸汽送至LP蒸汽涡轮机中。对于伴有CO2吸收剂系统的发电站来说，现有的方法则是从一个或多个这样的涡轮机抽取蒸汽来提供所需的热能以满足吸收剂再生。目前在一些燃煤发电站的试点中，还包括从中压蒸汽涡轮机中抽取蒸汽的方式。

[0005] 在发电站中利用蒸汽提供吸收剂再生所需的热能通常具有两个缺点，一个是这样的操作将减少用于产生电力的蒸汽量，从而降低了该发电站的总电力输出，也降低了发电站的净热效率。第二缺点是蒸汽将从一个蒸汽涡轮机的一个或多个提取点处抽取，这样将减少抽取点涡轮机下游的总质量流量，从而换过来降低涡轮机的输出功率，使得涡轮机更难控制。另外，维持蒸汽涡轮机的运作是需要最低量的蒸汽量的，这就意味着采取抽取蒸汽的方式存在一个实际的能量抽取极限。

[0006] 考虑到可再生能源在电网系统高呼吁现状，石化燃料热发电站更需要直面其在变化的负荷下运行的处境，包括在很长一段时间低负荷运行。变化的负荷下使得发电站的运行更难控制，而需要抽取蒸汽给CO2捕集体系的系统在变化的负荷下运行更为困难。在高负荷运行下，较有利的是发电站利用更多的热能来产生更多的电能而不是用于其他地方，然而，对更多依靠燃料燃烧产生的热能的需求，也意味着更多的CO2的产生，便又需要更多的热能来再生用于从烟气捕集CO2的吸收剂。另一方面，在低负荷运行时，发电站仅需较少的热能即可满足电力需求，从而导致发电站通常在这一阶段处于比定额功率更低的电力输出运行。

[0007] 目前有许多研究来评价在变化的负荷条件下运行的CO2捕集系统提取价值的方法可行性。其中一种方法是，在高负荷运行时将富CO2吸收剂储存起来，并在低负荷运行时进行再生，这样可以使得蒸汽提取与电力生产需求曲线相符合。然而，该方法需要额外的空间来装吸收剂，并且需要吸收剂储存的装置以及抽提系统，因此并不优选。并且，富CO2吸收剂通常比贫CO2吸收剂以更高的速率降解，因此储存富吸收剂将导致吸收剂更快损失，从而成本更高。

[0008] 另一种方法包括仅在排放价值(或监管处罚)能够与运行捕集系统持平时才捕集CO2。该方法在很多时候都是不可行的，例如监管组织要求绝对CO2总排放量持续保持低于某个水平或者设置了绝对的CO2排放上限。

[0009] US9,617,915B2公开了采用热能储存(TES)装置在联合循环发电系统中补偿吸收剂再生。其中，标准的联合循环发电系统包括附带有蒸汽涡轮机的燃气轮机。该方法中将燃气轮机废气的热能在余热回收蒸汽发生器中产生蒸汽，并用于发动蒸汽涡轮机。在US9,617,915B2中，当该发电站处于低负荷模式下时将抽取至蒸汽涡轮机释放的蒸汽的热能储存至TES系统中，而当该发电站处于高负荷模式时将所储存的热能便释放。通过该方式，TES系统将使得低负荷阶段的热能转至高负荷阶段，以提供给捕集系统的吸收剂再生用，从而更多的能量可用于产生电力而不是在电力需求高的时候用于CO2捕集系统。

[0010] 在US9,617,915B2中，TES系统是直接通过从蒸汽涡轮机出来的蒸汽而补充热能的，这意味着是HP涡轮机、IP涡轮机和LP涡轮机所排放的蒸汽。本领域的技术人员应当理解的是，该方法仅能够采用HP和IP涡轮机中排放的蒸汽，因为它们具有足够高的温度来再生吸收剂而无需另外加热。从LP蒸汽涡轮机排放的蒸汽温度太低无法在不另外加热下再生吸收剂。即便是在低负荷操作阶段从HP涡轮机和IP涡轮机中提取的热能也受限于蒸汽提取点下游的涡轮机运行的维持。降低质量流量将导致提取的热能必然具有上限值由此使得过程难以控制，且降低效率，甚至在极端情况导致提取点下游的蒸汽涡轮机停运。

[0011] 其他的现有技术包括(1)单独产生热能来用于吸收剂再生(例如采用聚光太阳能发电或者增补的锅炉)；以及(2)采用热能储存的太阳能预热锅炉给水以补偿电力产生。这些方法具有的缺陷是它们需要额外的设备和操作步骤，并且其中的热能储存(TES)系统仅用于聚光太阳能发电(CSP)中转换负荷和生产。这些太阳热能方法受限于太阳能收集器的功效，而太阳能收集器的功效又受限于当地太阳日照(通常在200W/m2左右)。在日照为200W/m2时，且假设光转换为热能的效率为100％下，至少为0.1km2的区域需要产生20MW的热能。

[0012] 因此，本领域的需求是控制发电站的电力产生来满足高峰电力需求，同时能够适应因引进CO2捕集系统控制发电站废气排放而导致的寄生电力负荷。在高峰电力需求时，通常CO2捕集系统的寄生负荷将限制发电站的最大输出。在一些情况下，净电力输出将低于需求电力。为此提高电力输出的能力是此时所需求的。事实上，从蒸汽涡轮机抽取蒸汽对系统的效率和可控性上都具有不良影响。因此，有必要提供一种抽取并储存热能的方法，以降低这些不良影响。还需要通过采用低负荷运行下储存的热能来在高负荷运行下恢复CO2，以改善在变化的负荷下运行的发电站整个CO2捕集系统的经济效益。更具体地，选择在低电力需求的低负荷运行阶段储存热能将遭受热能提取量和质量(温度)的限制，该限制将直接受到从蒸汽循环的蒸汽中提取能量的方式的影响。

发明内容

[0013] 本发明的目的在于提供一种新型的从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法和发电站，其中，该方法能够改善发电站的总输出量并降低运行CO2捕集系统的成本。

[0014] 为了实现上述目的，本发明一方面提供从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法，所述发电站包括锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和热能储存(TES)系统，

[0015] 其中，该方法包括：所述发电站在低负荷条件下运行时，从所述锅炉给水预热系统抽取部分锅炉给水以储存至TES系统中，并使得所述CO2捕集系统中的吸收剂再生采用的热能部分或全部由来自储存于所述TES系统中的锅炉给水提供。

[0016] 本发明第二方面提供一种伴CO2捕集系统的发电站，该发电站包括：锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和热能储存(TES)系统；

[0017] 其中，TES系统与所述锅炉给水预热系统和CO2捕集系统相连，以使得所述发电站在低负荷条件下运行时，从所述锅炉给水预热系统抽取部分锅炉给水以储存至TES系统中，并使得所述CO2捕集系统中的吸收剂再生采用的热能部分或全部由来自储存于所述TES系统中的锅炉给水提供。

[0018] 本发明通过从锅炉给水中来抽取能量以解决热能提取受限的问题。在低负荷运行阶段储存的热能将在高负荷运行阶段用于恢复CO2。采用热能储存系统以在低负荷运行阶段储存热能并在高负荷运行阶段释放热能以补偿吸收剂再生的蒸汽抽取，所具有的优势在于能够更好地控制蒸汽循环体系并拓宽运行的动态范围。所储热能可以部分地或者完全地代替高负荷阶段用于吸收剂再生而抽取的蒸汽。特别地，本发明包括的方法将更为有效地在低电力需求阶段抽取热能，并用于改善高电力需求阶段的发电站总输出。

附图说明

[0019] 图1示意性地说明了根据本发明的从在变化的负荷条件下运行的发电站产生电力的方法的一种优选的实施方式。

[0020] 图2示意性地说明了根据现有技术的从在变化的负荷条件下运行的发电站产生电力的方法的一种实施方式。

[0021] 附图标记说明

[0022] 1：锅炉；2：HP蒸汽涡轮机；3：IP蒸汽涡轮机；4：LP蒸汽涡轮机；5：凝结器；6：第一预热器；7：脱气器；8：第二预热器；9：CO2吸收器；10：CO2再生器；11：第一储罐；12：热交换器；13：第二储罐；

[0023] 101：原水；102：碳质燃料；103：HP蒸汽；104：IP蒸汽I；105：IP蒸汽II；106：LP蒸汽；107：第二LP蒸汽；108：第一LP蒸汽；109：废蒸汽；113：烟气；114：贫CO2烟气；115：富CO2吸收剂；116：解吸CO2；117：贫CO2吸收剂；119：第一物流；120：第三物流；121：第四物流；122：冷凝物流；123：第二物流；124：第五物流；118：第六物流。

具体实施方式

[0024] 在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。

[0025] 本发明一方面提供从在变化的负荷条件下运行的发电站生产电力的方法，所述发电站包括锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和热能储存(TES)系统，

[0026] 其中，该方法包括：所述发电站在低负荷条件下运行时，从所述锅炉给水预热系统抽取部分锅炉给水以储存至TES系统中，并使得所述CO2捕集系统中的吸收剂再生采用的热能部分或全部由来自储存于所述TES系统中的锅炉给水提供。

[0027] 根据本发明，所述产生电力的方法可以适用于各种包括锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元和CO2捕集系统的任何发电站，从而增配的TES系统将补偿CO2捕集系统所需的大量热能特别是在高负荷运行条件期间。这样的发电站可以是采用碳质燃料例如煤或天然气的发电站，所述发电站的具体实例为燃煤兰金循环或天然气联合循环。

[0028] 根据本发明，本发明的方法可以通过从锅炉水预热体系抽取锅炉给水来提取热能，并采用TES系统存储和释放该热能以补偿用于再生吸收剂抽取至蒸汽循环体系的蒸汽。所述蒸汽涡轮机单元是适于利用锅炉产生的带压和高温蒸汽来发电的装置。为此，所述蒸汽涡轮机单元是发电站的关键装置，其决定了整个发电站的电力输出。通常，所述蒸汽涡轮机可以包括高压(HP)蒸汽涡轮机、中压(IP)蒸汽涡轮机、低压(LP)蒸汽涡轮机、或者它们的任何组合，为了改善发电站的整个电力输出，优选地，所述蒸汽涡轮机单元包括高压(HP)蒸汽涡轮机、中压(IP)蒸汽涡轮机和低压(LP)蒸汽涡轮机。

[0029] 通常，将从IP/LP交界处抽取的蒸汽用来在CO2捕集系统中再生吸收剂。因为本发明的方法将在高负荷条件运行期间采用至少部分由TES系统提供的热能来再生吸收剂，那么在该高负荷运行期间从蒸汽涡轮机单元抽取的用于再生吸收剂的LP蒸汽将得到降低或者免除。而在低负荷条件运行期间，应当将有限量的来自IP/LP交界处的蒸汽从所述蒸汽涡轮机单元抽取出来用于在CO2捕集系统再生吸收剂。在该情况下，优选地，在低负荷条件下从IP/LP交界处抽取LP蒸汽以为所述CO2捕集系统中的吸收剂再生提供热能，且在高负荷条件下用于在所述CO2捕集系统中再生吸收剂的热能包括储存于TES系统中的热能。

[0030] 如图1所示的，所述HP蒸汽涡轮机2、IP蒸汽涡轮机3和LP蒸汽涡轮机4通常为串联连接，如果所有的蒸汽涡轮机都可以在基本满额定容量下运行的话，发电站的总输出电量将非常的高。而从系统中抽取蒸汽将降低整个系统的电力输出，并且还有降低整个系统的热效率。根据电力需求的改变，而改变蒸汽抽取量，将导致系统难以控制。因此，本领域所需的是蒸汽涡轮机单元能够平稳地运行，且在高电力需求阶段能够基本满额定容量工作。为了实现该目的，本发明的方法采用了TES系统在低电力需求阶段储存热能，并在高电力需求阶段释放热能以补偿吸收剂再生从而使得更多的LP蒸汽能够用于LP蒸汽涡轮机中来产生电力，由此蒸汽涡轮机可以控制至在几乎满额定容量下运行以产生更多电力。

[0031] 在本发明的一种实施方式中，在所述蒸汽涡轮机单元包括高压(HP)蒸汽涡轮机、中压(IP)蒸汽涡轮机和低压(LP)蒸汽涡轮机的情况下，如图1所示的，优选地，本发明的方法将包括：

[0032] (1-1)将所述锅炉产生的HP蒸汽103送至HP蒸汽涡轮机2中以产生电力并获得中压(IP)蒸汽；

[0033] (1-2)将所述IP蒸汽送至IP蒸汽涡轮机3中以产生电力并获得低压(LP)蒸汽106；

[0034] (1-3)将部分的LP蒸汽106作为第一LP蒸汽108送至LP蒸汽涡轮机4中以产生电力并获得废蒸汽109；

[0035] (1-4)将剩余部分的LP蒸汽106作为第二LP蒸汽107送至所述CO2捕集系统中进行热能交换以再生吸收剂并获得凝结水D；

[0036] 其中，废蒸汽109和凝结水D将送至所述锅炉水预热系统以加热并循环至所述锅炉中。

[0037] 应当理解的是，在本发明中，在高负荷运行阶段需要更少的或者几乎不需要LP蒸汽用于吸收剂再生，而在低负荷运行阶段，第二LP蒸汽107的量将相对高些或者为常规用量。

[0038] 优选地，所述高负荷条件指的是发电站在需要蒸汽涡轮机单元在高于75％的额定容量下运行的条件，所述低负荷条件指的是发电站在需要蒸汽涡轮机单元在75％以下的额定容量下运行的条件。

[0039] 为了提高IP蒸汽涡轮机3的功效，优选地，所述IP蒸汽定义作IP蒸汽I104将返回至锅炉以再加热，并获得温度相对更高的IP蒸汽定义作IP蒸汽II105，然后该IP蒸汽II105将送至IP蒸汽涡轮机3中进行发电。

[0040] 根据本发明，所述HP蒸汽涡轮机、IP蒸汽涡轮机和LP蒸汽涡轮机可以为本领域常规所知的蒸汽涡轮机，通常，所述HP蒸汽涡轮机指的是能够适用于压力23MPa以上的蒸汽的涡轮机，所述IP蒸汽涡轮机指的是能够适用于压力为5-6MPa的蒸汽的涡轮机，所述LP蒸汽涡轮机指的是能够适用于压力1.2MPa以下的蒸汽的涡轮机。

[0041] 根据本发明，装配于所述蒸汽涡轮机单元的该锅炉给水预热系统是用于预热蒸汽涡轮机产生的凝结水和废蒸汽并将预热的锅炉给水循环至所述锅炉中以再次产生蒸汽的系统，优选地，所述锅炉给水预热系统包括凝结器5、第一预热器6、脱气器7和第二预热器8。在所述蒸汽涡轮机单元包括高压(HP)蒸汽涡轮机、中压(IP)蒸汽涡轮机和低压(LP)蒸汽涡轮机的情况下，如图1所示的，其中，所述凝结水D和废蒸汽109在所述凝结器5中进行混合，以获得锅炉给水I；

[0042] 所述锅炉给水I将在所述第一预热器6(可以是一系列串联的低温锅炉给水预热器)中与来自LP蒸汽涡轮机4的蒸汽进行热交换，以获得锅炉给水II；

[0043] 所述锅炉给水II将在所述脱气器7中与来自IP蒸汽涡轮机3的蒸汽进行热交换，并获得锅炉给水III；

[0044] 所述锅炉给水III将在所述第二预热器8(可以是一系列串联的高温锅炉给水预热器)中与来自IP蒸汽涡轮机3和HP蒸汽涡轮机2的蒸汽进行热交换，并获得充分预热的锅炉给水IV；

[0045] 以及将所述锅炉给水IV送至所述锅炉中以生产蒸汽。

[0046] 本发明对凝结器5、第一预热器6、脱气器7和第二预热器8并没有特别的限定，它们可以是本领域常规采用的构成锅炉给水预热系统的凝结器、预热器和脱气器，其中，所述第一预热器6和第二预热器8将利用自HP、IP和LP蒸汽涡轮机抽取的蒸汽对锅炉给水进行预热。

[0047] 优选地，将抽取自所述第二预热器8的且经与所述锅炉给水III热交换后的蒸汽与抽取自所述IP蒸汽涡轮机3的蒸汽一起送至所述脱气器7中并在所述脱气器7中与锅炉给水II进行热交换，以获得锅炉给水III。

[0048] 优选地，将抽取自所述脱气器7的且经与所述锅炉给水II热交换的蒸汽与抽取自所述LP蒸汽涡轮机4的蒸汽一起送至所述第一预热器6中且在所述第一预热器6中与所述锅炉给水I进行热交换，以获得锅炉给水II。

[0049] 优选地，将抽取自所述第一预热器6的且经与所述锅炉给水I热交换后的蒸汽送至所述凝结器5中与所述凝结水D和废蒸汽109进行混合以获得锅炉给水I，从而使得凝结器5中的水利用来自第一预热器6的蒸汽所预热。

[0050] 根据本发明，所述发电站将在动态的负荷条件下运行，从而TES系统便可在高负荷条件运行下利用在低负荷条件运行期间储存的热能来补偿CO2捕集系统中再生吸收剂的热能，然而当所述发电站在低负荷条件下运行时，该TES系统也可以锅炉给水预热系统抽取锅炉给水并为CO2捕集系统中再生吸收剂提供热能，只是在该期间，抽取自锅炉给水预热系统的且送至TES系统的锅炉给水的量将比从TES系统抽取的来为CO2捕集系统提供热能的水量要高。

[0051] 在不受任何理论限定下，优选地，当所述发电站在高负荷条件下运行时，TES系统中更多的热源将被用于为CO2捕集系统中再生吸收剂提供热能，从而更少部分或不用将LP蒸汽用于再生吸收剂；而当所述发电站在低负荷条件下运行时，更多的锅炉给水将被送至TES系统中以储存热能，且更少部分或不采用TES系统中的热源将用于为CO2捕集系统中再生吸收剂提供热能。这就意味着，所述TES系统将在发电站处于低负荷条件运行期间储存更多的锅炉给水，同时该储存的锅炉给水将在发电站处于高负荷条件运行期间为吸收剂再生提供热能。

[0052] 根据本发明，所述TES可以以合适的方式构造以获得上述功能，优选地，如图1中所示，所述TES系统包括第一储罐11、热交换器12和第二储罐13。在该情况下，在低负荷条件期间，将部分锅炉给水作为热源送至所述第一储罐11中以储存，而在高负荷条件期间，将所述第一储罐11中的部分热源作为第一物流119送至所述热交换器12中以与来自所述第二储罐13的第三物流120进行热交换，其中，所述第一物流119将在所交换释放热能后形成第二物流123，并且所述第三物流120将在热交换吸收热能后产生蒸汽物流(即第四物流121)；

[0053] 所述第四物流121将送至CO2捕集系统中以为吸收剂再生提供热能以形成冷凝物(即冷凝物流122)并返回至所述第二储罐13中；所述第二物流123将返回至所述第一储罐11中。应当注意的是所述第一物流119的温度应当高于所述第三物流120和第二物流123的温度，所述第四物流121的温度应当高于冷凝物流122的温度。所述第三物流120、第四物流121和冷凝物流122可以由热锅炉给水形成。

[0054] 根据本发明，为了节约用水且提高回用的锅炉给水的质量流量，优选地，将所述第一储罐11中的部分水作为第五物流124送至所述凝结器5中与所述凝结水D和所述废蒸汽109混合以获得所述锅炉给水I。也即，本发明的锅炉给水I可以是由抽取自所述第一预热器
6的且经与所述锅炉给水I热交换后的蒸汽与所述凝结水D、废蒸汽109和第五物流124混合而得。

[0055] 根据本发明，当所述第一储罐11返回第五物流124以形成锅炉给水I时，优选地，本发明的方法包括将第五物流124与凝结水D和废蒸汽109在所述凝结器5中进行混合以获得锅炉给水I。其中，所述凝结水D和废蒸汽109可以直接送至凝结器5中进行结合，或者如图1所示的，先将废蒸汽109与所述凝结水D结合后，再将结合的物流送至凝结器5中与第五物流124混合。

[0056] 根据本发明，如上所述的，所述TES系统可以为CO2捕集系统的吸收剂再生提供热能，其中，基于在高负荷条件下用于在所述CO2捕集系统中再生吸收剂的总热能，由所述TES系统提供的用于再生吸收剂的热能比率为至少25％，优选为至少50％，例如为50-100％，60-80％，70-90％，85-100％。其中，所述锅炉给水可以从所述锅炉给水预热系统的任意位点抽取出以送至TES系统中，只要所抽取的锅炉给水足够热至产生60psia的饱和蒸汽，例如可以将脱气器7中的部分锅炉给水、锅炉给水III的管线中的部分锅炉给水、第二预热器8中的部分锅炉给水、锅炉给水IV的管线中的部分锅炉给水，或者它们的任何组合从所述锅炉给水预热系统抽取出来并送至TES系统中作为热源，优选地，基于所述锅炉给水的总量(通常指的是锅炉给水IV)，抽取自所述锅炉给水预热系统的且送至TES系统中的锅炉给水的量为1-50vol％，优选为10-40vol％。

[0057] 优选地，所述锅炉给水预热系统包括脱气器(如上所述的)，且该方法包括从所述脱气器中抽取部分锅炉给水至所述TES系统中以储存作为热源。更优选地，基于所述脱气器中的锅炉给水的总量，从所述脱气器抽取并送至所述TES系统中的锅炉给水的量为1-90重量％，优选为10-85重量％。

[0058] 根据本发明，所述CO2捕集系统通常包括CO2吸收器9和CO2再生器10，如图1所示的，在该情况下，本发明的方法将包括以下步骤：

[0059] 将来自锅炉1的烟气113送至含有吸收剂的CO2吸收器9中以吸收烟气113中的CO2并获得贫CO2烟气114和富CO2吸收剂115；

[0060] 将所述富CO2吸收剂115送至所述CO2再生器10中以再生吸收剂并获得贫CO2吸收剂117循环至所述CO2吸收器9中以及解吸CO2116。

[0061] 在上述情况下，所述烟气113典型地是通过在所述锅炉1中燃烧碳质燃料102来生产HP蒸汽而产生的，且该烟气含有大量的CO2和其他可能的废气。在所述CO2吸收器9中的吸收剂可以为本领域任何适于吸收CO2的任何吸收剂，优选为溶剂，也即所述CO2捕集系统采用溶剂作为吸收剂来吸收CO2。所述溶剂可以选择胺类化合物中的一种或多种，例如为单乙醇胺(MEA)、二乙醇胺(DEA)、三乙醇胺(TEA)、二异丙醇胺(DIPA)、二甘醇胺(DGA)、N-甲基乙醇胺(MDEA)、氨基硅油、哌嗪(PZ)或它们的任意混合。

[0062] 在上述情况下，所述贫CO2烟气114将从所述CO2吸收器9排放，以及所述富CO2吸收剂115将被送至所述CO2再生器10中进行再生。如上所述的，提供给所述CO2捕集系统的热能将基本被提供至所述CO2再生器10中以再生吸收剂，从而TES系统和第二LP蒸汽107的管线将与所述CO2再生器10连接以为其提供热能。其中，在吸收剂再生完成后，解吸CO2116将直接从所述CO2再生器10排放，并且所述富CO2吸收剂115将恢复为贫CO2吸收剂117且循环至所述CO2吸收器9以循环地用于吸收烟气中的CO2。

[0063] 本发明第二方面提供一种伴CO2捕集系统的发电站，该发电站包括：锅炉、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和热能储存(TES)系统；

[0064] 其中，TES系统与所述锅炉给水预热系统和CO2捕集系统相连，以使得所述发电站在低负荷条件下运行时，从所述锅炉给水预热系统抽取部分锅炉给水以储存至TES系统中，并使得所述CO2捕集系统中的吸收剂再生采用的热能部分或全部由来自储存于所述TES系统中的锅炉给水提供。

[0065] 根据本发明，所述发电站将适用于本发明的上述方法，为此有关上文中对于方法的描述将通过引用合并入到该处的发电站描述中。

[0066] 如上所述的，在本发明的一种优选的实施方式中，所述蒸汽涡轮机单元包括高压(HP)蒸汽涡轮机、中压(IP)蒸汽涡轮机和低压(LP)蒸汽涡轮机，并且IP/LP交界处与所述CO2捕集系统相连，以使得在低负荷条件下从该IP/LP交界处抽取LP蒸汽以为所述CO2捕集系统中的吸收剂再生提供热能。

[0067] 其中，所述HP蒸汽涡轮机2是用于膨胀由锅炉产生的HP蒸汽103以产生电力，并获得中压蒸汽IP蒸汽的；

[0068] 所述IP蒸汽涡轮机3是用于膨胀IP蒸汽以产生电力并获得低压的LP蒸汽106的；

[0069] 所述LP蒸汽涡轮机4是用于膨胀部分LP蒸汽106作为第一LP蒸汽108以产生电力并获得废蒸汽109的；

[0070] 所述CO2捕集系统与所述蒸汽涡轮机单元连接以采用通过剩余部分的LP蒸汽106定义作第二LP蒸汽107的热交换提供的热能来再生吸收剂，并将在热交换后形成凝结水D；

[0071] 废蒸汽109的管线和所述凝结水D的管线将于锅炉给水预热系统连通，以将它们在该锅炉给水预热系统中进行加热并循环至所述锅炉1中。

[0072] 为了能够提高所述IP蒸汽涡轮机3的效率，优选地，IP蒸汽定义作为IP蒸汽I104的管线将与锅炉1的蒸汽入口连通以使得该IP蒸汽I104重新回到锅炉1中再次加热，由此将获得具有相关更高的温度和压力的IP蒸汽定义作IP蒸汽II105，所述IP蒸汽II105的管线将与IP蒸汽涡轮机3的蒸汽入口连通以用于产生电力。

[0073] 如上所述的，所述锅炉给水预热系统优选包括凝结器5、第一预热器6、脱气器7和第二预热器8，如图1所示的。其中，所述凝结器5是用于混合凝结水D和废蒸汽109以获得锅炉给水I的；

[0074] 所述第一预热器6是用于通过与来自LP蒸汽涡轮机4的蒸汽进行热交换而加热锅炉给水I以获得锅炉给水II的；

[0075] 所述脱气器7是用于通过与来自IP蒸汽涡轮机3的蒸汽进行热交换而加热锅炉给水II以获得锅炉给水III的；

[0076] 所述第二预热器8是用于通过与来自IP蒸汽涡轮机3和HP蒸汽涡轮机2的蒸汽进行热交换而加热锅炉给水III以获得锅炉给水IV的；

[0077] 所述锅炉给水IV的管线将与锅炉连通以将锅炉给水IV循环至锅炉1中用于产生蒸汽。在该情况下，凝结水D的管线和废蒸汽109的管线将与所述凝结器5的入口连通，所述凝结器5的水出口将与第一预热器6的水入口连通，所述第一预热器6的水出口将与所述脱气器7的水入口连通，所述脱气器7的水出口将与所述第二预热器8的水入口连通，所述第二预热器8的水出口将与所述锅炉1的水入口连通。

[0078] 如上所述的，优选地，所述锅炉给水预热系统还包括连通脱气器7和第二预热器8的管线从而使得抽取自所述第二预热器8的且经与所述锅炉给水III热交换后的蒸汽与抽取自所述IP蒸汽涡轮机3的蒸汽一起送至所述脱气器7中并在所述脱气器7中与锅炉给水II进行热交换，以获得锅炉给水III。

[0079] 如上所述的，优选地，所述锅炉给水预热系统还包括连通第一预热器6和脱气器7的管线从而使得抽取自所述脱气器7的且经与所述锅炉给水II热交换的蒸汽与抽取自所述LP蒸汽涡轮机4的蒸汽一起送至所述第一预热器6中且在所述第一预热器6中与所述锅炉给水I进行热交换，以获得锅炉给水II。

[0080] 如上所述的，优选地，所述锅炉给水预热系统还包括连通所述第一预热器6和凝结器5的管线从而使得抽取自所述第一预热器6的且经与所述锅炉给水I热交换后的蒸汽送至所述凝结器5中与所述凝结水D和废蒸汽109进行混合以获得锅炉给水I。

[0081] 根据本发明，优选地，如图1所示的，所述TES系统包括第一储罐11、热交换器12和第二储罐13。在该情况下，所述第一储罐11与所述锅炉给水预热系统连通，以便在低负荷条件期间，储存从所述锅炉给水预热系统抽取的部分锅炉给水作为热源；

[0082] 所述热交换器12用于在高负荷条件期间使得所述第一储罐11中的部分热源作为第一物流119与来自所述第二储罐13的第三物流120进行热交换其中，所述第一物流119将在所交换释放热能后形成第二物流123，并且所述第三物流120将在热交换吸收热能后产生第四物流121；

[0083] 第四物流121的管线将与所述CO2捕集系统连接以便在高负荷条件期间为吸收剂再生提供热能，并同时形成冷凝物流122返回至所述第二储罐13中；

[0084] 所述第二物流123的管线与所述第一储罐11连通以便使得第二物流123返回至第一储罐11中。

[0085] 根据本发明，为了节约用水且提高回用的锅炉给水的质量流量，优选地，从第一储罐11流出的水定义作第五物流124的管线与所述凝结器5的水入口连通以使得第五物流124与凝结水D和废蒸汽109混合。其中，凝结水D的管线和废蒸汽109的管线可以直接与所述凝结器5连通以在其中结合，或者如图1所示的，废蒸汽109的管线先与凝结水D的管线连通以获得废蒸汽109和凝结水D的结合水，然后该结合水的管线再与凝结器5的水入口连通。

[0086] 根据本发明，根据本发明，为了节约用水且提高回用的锅炉给水的质量流量，优选地，脱气器7、锅炉给水III的管线、第二预热器8、锅炉给水IV的管线，或者它们的任何组合。

[0087] 优选地，所述锅炉给水预热系统包括脱气器，且所述脱气器与所述TES系统连通，以使得所述TES系统填充有部分抽取自所述脱气器的部分锅炉给水。具体地，所述锅炉给水预热系统包括连通TES系统和脱气器7的管线以在低负荷阶段仅将在脱气器7中的部分锅炉给水定义作第六物流118送至TES系统中作为热源来储存热能。

[0088] 根据本发明，所述CO2捕集系统通常包括CO2吸收器9和CO2再生器10，如图1所示的，在该情况下：

[0089] 所述CO2吸收器9：用于吸收来自锅炉1的烟气113中的CO2并获得贫CO2烟气114和富CO2吸收剂115；

[0090] 所述富CO2吸收剂115的管线与所述CO2再生器10的吸收剂入口连通以便富CO2吸收剂115进入到所述CO2再生器10中进行再生且获得贫CO2吸收剂117以及解吸CO2116；

[0091] 所述贫CO2吸收剂117的管线与所述CO2吸收器9的吸收剂入口连通以循环利用贫CO2吸收剂117。

[0092] 其中，所述CO2吸收器9设置有排放贫CO2烟气114的出口，所述CO2再生器10设置有排放解吸CO2116的出口。

[0093] 如上所述的，提供给所述CO2捕集系统的热能将基本被提供至所述CO2再生器10中以再生吸收剂，从而TES系统和第二LP蒸汽107的管线将与所述CO2再生器10连接以为其提供热能。

[0094] 以下将通过实施例对本发明进行详细描述。

[0095] 以下例子中：

[0096] 如图所示的发电站包括：锅炉1、装配有锅炉给水预热系统的蒸汽涡轮机单元、CO2捕集系统和TES系统；其中，所述蒸汽涡轮机单元包括HP蒸汽涡轮机2、IP蒸汽涡轮机3和LP蒸汽涡轮机4；所述锅炉给水预热系统包括凝结器5、第一预热器6、脱气器7和第二预热器8；所述TES系统包括第一储罐11、热交换器12和第二储罐13；所述CO2捕集系统包括含有溶剂MEA作为CO2吸收剂的CO2吸收器9和CO2再生器10；这些装置的连接关系如图1所示的。

[0097] 图2所示的发电站与图1所示的发电站同样装配，只是图2所示的发电站并不包括TES系统。

[0098] 实施例1

[0099] 本实施例用于说明本发明的方法和发电站。

[0100] 采用图1所示的发电站，具体地，将碳质燃料102(粉煤)送至锅炉1中进行燃烧并产生热能和烟气113，同时将原水101(由锅炉给水IV组成)送至锅炉1中利用碳质燃料102燃烧产生的热能以产生HP蒸汽103；

[0101] 将该HP蒸汽103送至HP蒸汽涡轮机2中以产生电力并获得IP蒸汽I104，将该IP蒸汽I104返回至锅炉1中再次加热并获得IP蒸汽II105；

[0102] 将该IP蒸汽II105送至IP蒸汽涡轮机3中以产生电力并获得LP蒸汽106；

[0103] 将部分的LP蒸汽106定义作第一LP蒸汽108送至LP蒸汽涡轮机4中产生电力并获得废蒸汽109；将剩余部分的LP蒸汽106定义作第二LP蒸汽107送至CO2再生器10中与富CO2吸收剂进行热交换并形成凝结水D；

[0104] 将废蒸汽109与凝结水D先结合，将结合的物流送至凝结器5中；将凝结器5中流出的锅炉给水定义作锅炉给水I送至第一预热器6中以与抽取自LP蒸汽涡轮机4的蒸汽进行热交换而被加热；将从第一预热器6流出的锅炉给水定义作锅炉给水II送至脱气器7中以与抽取自IP蒸汽涡轮机3的蒸汽进行热交换而被加热并在其中进行脱气；将从脱气器7中流出的锅炉给水定义作锅炉给水III送至第二预热器8中以与抽取自IP蒸汽涡轮机3和HP蒸汽涡轮机2的蒸汽进行热交换而被加热；将从第二预热器8中流出的锅炉给水定义作锅炉给水IV循环返回至锅炉1中以用作原水101；

[0105] 其中，将抽取自所述第二预热器8的且经与所述锅炉给水III热交换后的蒸汽与抽取自所述IP蒸汽涡轮机3的蒸汽一起送至所述脱气器7中并在所述脱气器7中与锅炉给水II进行热交换，以获得锅炉给水III；将抽取自所述脱气器7的且经与所述锅炉给水II热交换的蒸汽与抽取自所述LP蒸汽涡轮机4的蒸汽一起送至所述第一预热器6中且在所述第一预热器6中与所述锅炉给水I进行热交换，以获得锅炉给水II；将抽取自所述第一预热器6的且经与所述锅炉给水I热交换后的蒸汽送至所述凝结器5中与所述凝结水D和废蒸汽109进行混合以获得锅炉给水I。

[0106] 在低负荷运行期间，将脱气器7中的部分锅炉给水定义作第六物流118送至第一储罐11中进行储存作为热源；

[0107] 在高负荷运行期间，将第一储罐11中的部分水定义作第一物流119送至热交换器12中以与来自第二储罐13的第三物流120进行热交换；并且第一物流119将在所交换释放热能后形成第二物流123返回至第一储罐11中，所述第三物流120将在热交换吸收热能后产生第四物流121；将第四物流121送至CO2再生器10中与富CO2吸收剂进行热交换并形成冷凝物流122返回至第二储罐13中；其中第一储罐11中的部分水定义作第五物流124将送至凝结器
5中以参与形成锅炉给水I；

[0108] 烟气113将送至含有溶剂MEA的CO2吸收器9中以吸收烟气113中的CO2并获得贫CO2烟气114(从CO2吸收器9排放)和富CO2吸收剂115；

[0109] 将富CO2吸收剂115送至CO2再生器10中利用上述提供的热能进行吸收剂再生并获得贫CO2吸收剂117以循环至CO2吸收器9继续利用和解吸CO2(从CO2再生器10排放)。

[0110] 在一天中，该发电站将在白天处于高负荷条件下运行约12h，并在晚上处于低负荷条件下运行约12h；所述高负荷条件指的是需要蒸汽涡轮机单元在高于75％的额定容量下运行的条件，所述低负荷条件指的是需要蒸汽涡轮机单元在75％以下的额定容量下运行的条件。

[0111] 其中，当发电站处于低负荷条件下运行期间，从脱气器7中抽取的第六物流118(多达80wt％在脱气器7中的总锅炉给水量)送至第一储罐11中；在CO2再生器10中再生吸收剂的所有热能都是由第二LP蒸汽107提供的；该第二LP蒸汽107占总的LP蒸汽106的21wt％；当发电站处于高负荷条件下运行期间，不从锅炉给水预热系统抽取锅炉给水给TES系统；但是将低负荷条件运行期间储存于TES系统中的锅炉给水在该高负荷运行期间进行释放以再生吸收剂；其中，用于在CO2再生器10中再生吸收剂的热能由90％的由TES系统提供的热能和10％的由第二LP蒸汽107提供的热能所组成；该第二LP蒸汽107占总LP蒸汽106的3wt％。

[0112] 结果是：当发电站在高负荷条件下运行时，HP蒸汽涡轮机2可以在100％额定容量下运行，IP蒸汽涡轮机3可以在95％的额定容量下运行，LP蒸汽涡轮机可以在90％的额定容量下运行，从而该发电站将应高负荷运行期间所需的产生更多的电力。

[0113] 对比例1

[0114] 该例子采用的是图2所示的未包括TES系统的发电站，该例子的运行如实施例1一样，只是不同的是用于在CO2再生器10中再生吸收剂的热能完全由LP蒸汽提供(当该发电机处于高负荷条件运行期间时，该第二LP蒸汽107占总LP蒸汽106的28wt％)，并且全部的锅炉给水都将循环至锅炉1中并未抽取送至TES系统中。

[0115] 结果是：当发电站在高负荷条件下运行时，HP蒸汽涡轮机2可以在100％额定容量下运行，IP蒸汽涡轮机3可以在80％的额定容量下运行，LP蒸汽涡轮机可以在65％的额定容量下运行，从而该发电站将无法应高负荷运行期间所需的产生更多的电力。

[0116] 以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。