给水加热混合电力生成.pdf

本技术在混合过程中将第二燃料供给锅炉与主燃料供给朗肯蒸汽循环燃烧系统相结合。来自第二燃料供给燃烧系统的输出被引导到主燃料供给朗肯系统的给水加热器、脱氧器、给水加热管线、和/或再热管线。集成蒸汽流除去或减少了来自蒸汽涡轮发电机的一个或多个抽提物，由此允许其利用同一朗肯系统输入能量来产生更多的电能、或使用来自多种燃料源的能量输入以产生等效的电力。本技术能够被用于任何类型和/或构造的第二燃料或第二燃料供给燃烧技术和/或能够利用任何类型的主燃料供给蒸汽源。

权利要求书
1.  一种用于产生电力的方法，所述方法包括：
经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流；
处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以产生电力；
从蒸汽涡轮提取一个或多个抽提物以经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流；
经由第二锅炉系统来处理第二能量源以产生第二蒸汽流；
将第二蒸汽流的至少一部分引导到所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个；以及
将所述加热给水流的至少一部分引导到所述第一锅炉系统。

2.  根据权利要求1所述的方法，其中，所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个是换热器。

3.  根据权利要求1所述的方法，进一步包括：将第二蒸汽流中的至少第二部分引导到位于蒸汽涡轮和第一锅炉的再热段之间的冷再热管线。

4.  根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一能量源进一步包括化石燃料、城市固体废弃物、垃圾衍生燃料、特定回收燃料、和生物质中的至少一种。

5.  根据权利要求1所述的方法，其中，所述第二能量源进一步包括化石燃料、城市固体废弃物、垃圾衍生燃料、特定回收燃料、和生物质中的至少一种。

6.  根据权利要求1所述的方法，其中，所述第一锅炉系统包括朗肯蒸汽循环系统。

7.  根据权利要求6所述的方法，其中，所述第一能量源包括化石燃料，且其中，所述第二能量源包括生物质。

8.  根据权利要求1所述的方法，进一步包括：经由至少一种附加锅炉系统来处理至少一种附加燃料源，以产生至少一种附加蒸汽流。

9.  根据权利要求8所述的方法，进一步包括：将至少一种附加蒸汽流的至少一部分引导到所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个。

10.  根据权利要求1所述的方法，进一步包括：将所述第一锅炉系统的排气和所述第二锅炉系统的排气引导到组合排气控制系统。

11.  根据权利要求1所述的方法，进一步包括：将所述第一锅炉系统的排气引导到第一排气控制系统，将所述第二锅炉系统的排气引导到第二排气控制 系统。

12.  一种用于产生电力的系统，包括：
被构造成产生第一蒸汽流的第一锅炉系统；
被构造成处理所述第一蒸汽流以产生电力的涡轮；
来自所述涡轮的一个或多个抽提物，其被构造成经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流；
被构造成产生第二蒸汽流的第二锅炉系统；以及
至少一个蒸汽管线，其被构造成将所述第二蒸汽流的至少第一部分引导到所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个。

13.  根据权利要求12所述的系统，其中，所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个是换热器。

14.  根据权利要求12所述的系统，其中，所述至少一个蒸汽管线被进一步构造成将第二蒸汽流中的至少第二部分引导到位于所述涡轮和所述第一锅炉的再热段之间的冷再热管线。

15.  根据权利要求12所述的系统，其中，所述第一锅炉系统包括朗肯蒸汽循环系统。

16.  根据权利要求12所述的系统，进一步包括被构造成产生至少一个附加蒸汽流的至少一个附加锅炉系统。

17.  根据权利要求16所述的系统，进一步包括至少一个附加蒸汽管线，其被构造成将至少一个附加蒸汽流的至少一部分引导到所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个。

18.  根据权利要求12所述的系统，进一步包括排气系统，其被构造成将所述第一锅炉的排气和所述第二锅炉的排气引导到组合排气控制系统。

19.  根据权利要求12所述的系统，进一步包括被构造成将所述第一锅炉的排气引导到第一排气控制系统的第一排气系统以及被构造成将所述第二锅炉的排气引导到第二排气控制系统的第二排气系统。

20.  一种用于产生电力的方法，包括：
经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流；
处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以产生电力；
从蒸汽涡轮中提取一个或多个抽提物，以经由一个或多个给水加热器/脱氧 器来产生加热给水流；
将加热给水流的至少一部分引导到第二锅炉系统；
经由所述第二锅炉系统来处理第二能量源以产生第二蒸汽流；以及
将第二蒸汽流的至少一部分引导到所述第一锅炉系统。

说明书给水加热混合电力生成
相关申请
本申请要求于2012年4月9日提交的第61/621,772号美国临时申请的权益，其全部内容通过引用并入本文。
技术领域
所描述的技术总体上涉及通过混合的基于燃烧的能量系统来产生电力的方法和系统。更具体而言，该技术涉及将来自第二燃烧系统的蒸汽输出引导到朗肯蒸汽循环燃烧系统中的一个或多个给水加热器内的方法和系统(也被称为“本技术”)。
背景技术
通常，基于燃烧的能量生成系统的市政和其他用户寻找在用于产生电力的燃料的种类和数量上的灵活性。燃料的灵活性允许这种实体减少受燃料供应短缺的影响，减轻和/或利用燃料价格的波动，以及甚至利用政府刺激计划的优点。然而，当多种燃料在一个燃烧系统中共同点火(例如，在同一炉膛内燃烧煤和生物质)时，燃料的灵活性相当受限制，这是由排放合规、运行性和保养检修问题引起的。这些问题典型地包括但不限于，控制变化的排放特性和/或污染和结块的困难。因此，获得额外的灵活性可能会需要用于每种燃料类型的单独的燃烧系统。
然而，运行多个并行的独立的能量生产设施同样存在很多缺陷。运行独立的设备需要并行的装置和劳动力，要求更高的固定运行和维护成本，由于并行寄生负荷而承受更大的效率低下等。此外，对用于某些燃料种类的可支持燃烧系统尺寸的限制(例如，由于较低的温度容量、压力容量、和高湿度内容物等)可能造成甚至更大的效率低下。因此，独立的能量生成设施所提供的能量生成比在单个更大的集成设施所能实现的能量生成要明显低效得多。
发明内容
因此，需要一种能够使用多种燃料类型的混合的基于燃烧的能量系统。
本技术的提高的效率被这样实现：在混合过程中将第二燃料供给锅炉与主燃料供给朗肯蒸汽循环燃烧系统发电站(朗肯系统)相结合。来自第二燃料供 给锅炉燃烧系统的输出被引导到朗肯系统的给水加热器、脱氧器、和/或再热管线中。集成蒸汽流消除或减少来自蒸汽涡轮发电机的一个或多个抽提物，由此使其能够利用同一朗肯系统输入能量来产生更多的电力或利用来自多个燃料源的能量输入来产生等效的电力。本技术可以用于任何种类和/或构造的第二燃料或第二燃料供给燃烧技术和/或能够利用任何种类的主燃料供给蒸汽源。
在一些实施例中，提供用于产生电力的系统，其包括：被构造成产生第一蒸汽流的第一锅炉系统；被构造成处理所述第一蒸汽流以产生电力的涡轮；来自所述涡轮的一个或多个抽提物，其被构造成经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流；被构造成产生第二蒸汽流的第二锅炉系统；以及至少一个蒸汽管线，其被构造成将所述第二蒸汽流的至少第一部分引导到所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个。
在另一些实施例中，提供用于产生电力的方法，其包括以下步骤：经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流；处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以产生电力；从蒸汽涡轮提取一个或多个抽提物以经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流；经由第二锅炉系统来处理第二能量源以产生第二蒸汽流；将第二蒸汽流的至少一部分引导到所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个；以及将加热给水流的至少一部分引导到所述第一锅炉系统。
在进一步的实施例中，提供用于产生电力的方法，其包括以下步骤：经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流；处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以产生电力；从蒸汽涡轮中提取一个或多个抽提物，以经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流；将加热给水流的至少一部分引导到第二锅炉系统；经由所述第二锅炉系统来处理第二能量源以产生第二蒸汽流；以及将第二蒸汽流的至少一部分引导到所述第一锅炉系统冷再热。
本技术的系统和方法与在一个或多个并行独立设施中所能实现的相比会实现来自多个燃料源的更有效的能量生成，由此降低从每个特定燃料产生电力的成本。由于本技术使得来自第二燃料供给锅炉的蒸汽能够与来自主燃料供给朗肯系统的蒸汽相结合，本技术使得能够将单个较大型市政级蒸汽涡轮发电机用于从多种燃料和/或多种燃料类型来生成能量。使用单个市政级蒸汽涡轮发电机相比于运行多个分列独立市政级蒸汽涡轮发电机而言具有针对蒸汽循环效率的多个益处，例如减少或消除了并行成本和前文所述的效率低下。
当由温度和压力约束进行限制的某些第二燃料结合本技术被使用时，实现其他益处。这些限制抑制了将低压和低温的补给蒸汽集成到高温高压市政级朗肯系统中的能力。因此，这些第二燃料(例如，各种各样的生物质、高氯MSM、RDF和SRF)通常局限于小型工业级蒸汽涡轮发电机。由于市政级蒸汽涡轮发电机比工业级蒸汽涡轮发电机具有显著更高的效率，将这种受约束的第二燃料结合市政级蒸汽涡轮发电机的能力会使得本系统和方法与使用这种燃料来产生电力的传统系统相比具有甚至更高的效率。
因此，在一些实施例中，通过将低压和低温第二燃料供给锅炉集成到高温高压的主燃料供给朗肯系统中，本技术显著扩展了能从混合市政级电力生成循环的资本和运行效率方面受益的设施数量。
由于第二燃料在独立的第二燃料供给锅炉中独立于朗肯系统的燃烧过程而燃烧，因此实现更多的益处。在独立的锅炉和/或炉膛中燃烧不同的燃料避免了运行复杂化，比如结块。此外，这种独立的燃烧在处理燃烧排气时具有灵活性。在一些实施例中，来自第二燃料供给锅炉的气体可以通过针对第二燃料定制的专用排放控制系统被单独处理。在另一些实施例中，所述气体可与来自主燃料供给锅炉的燃烧气体结合并且经由公共设备系列被处理。这允许第二燃料补给通常用于提供给水加热蒸汽的主燃料，而不存在由多种燃料在同一炉膛内共同点火造成的排放或运行的复杂化。
因此，本技术具有一个或多个如下优势。第一，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽可以在再热类型的朗肯系统中操作，这提高了增量第二燃料能量生成效率。第二，市政级蒸汽涡轮发电机与工业级蒸汽涡轮发电机相比内在地具有更高的效率。第三，相比于在等效的电力生成下用于并行独立负荷中的，来自共用的冷却循环和其他附加设备的寄生负荷更少。第四，在市政级蒸汽循环中可用的低品质热源更有效率地结合第二燃料供给锅炉被使用。第五，通过共同定位第二燃料供给设备和主燃料供给设备，固定的运行检修和维护成本在每单位上会更低，这是因为能够共用公共发电站工作人员和基础设施。第六，本技术能够实现将用于给水加热的第二燃料供给蒸汽生成作为主燃料供给朗肯系统蒸汽生成的补给，这有利地提供燃料的灵活性。第七，利用独立锅炉的灵活性避免了与不同燃料类型的共同点火相关的常见运行和排放问题。
附图说明
上述和其他目的、特征和优势将在如附图所示的实施例的以下更具体描述中显而易见，在附图中的不同图中，相同的元件采用相同附图标记来表示。附图不必按照比例绘制，相反强调的是阐述实施例的原理。
图1示出了具有多级蒸涡轮发电机的传统主燃料供给再热朗肯系统。
图2示出了根据本公开的各种实施例的混合的基于燃烧的能量系统，其具有与具有多级蒸汽涡轮发电机的主燃料供给朗肯系统集成的第二燃料供给锅炉。
图3示出了根据本公开的各种实施例的用于产生电力的方法。
图4示出了根据本公开的各种实施例的用于产生电力的另一方法。
图5示出了本技术的示例性构造的示例性的热平衡，其中第二燃料供给燃烧系统以601MMBtu/hr(HHV)的燃烧率使用生物质，从而提供补给蒸汽到第二和第三给水加热器。
图6表示本技术示例性构造的示例性的热平衡，其中第二燃料供给锅炉以617MMBtu/hr(HHV)的燃烧率使用生物质，从而提供补给蒸汽到第三给水加热器和冷再热管线。
图7表示示例性的典型的朗肯系统以及本技术三个示例性构造的热平衡汇总表。图1、2、5和6对应于图7中汇总表中描述的四种构造。
具体实施方式
本技术通过使来自于至少一个第二燃料供给锅炉的蒸汽与来自主燃料供给朗肯系统的蒸汽结合来使多种燃料源合并到单个混合的基于燃烧的能量系统。在一些实施例中，来自第二燃料供给燃烧系统的蒸汽输出可被供给到主燃料供给朗肯系统的给水加热器中。一些这种实施例的给水加热器可通过换热器来集成第二燃料供给蒸汽输出，而其它实施例则将所述蒸汽直接引入给水或再热管线。在许多这种实施例中，集成蒸汽流可消除或减少来自蒸汽涡轮发电机的一个或多个抽提物，从而允许其利用同一朗肯系统主燃料输入能量来产生更多的电力。此外，虽然温度和压力约束将一些第二燃料(当被单独使用时)限制于工业(或更小级别)的锅炉/涡轮能量系统，如在此公开的第二燃料蒸汽的集成允许在任何压力和温度下成功地集成蒸汽。
术语“给水加热器”可指被设计用于将热量从蒸汽源传递到给水的任何直接或间接换热器。给水加热器在此也被理解为包括脱氧器。应当进一步理解的 是，引导到给水加热器的任何蒸汽可选择性地或附加地被引导到任何给水或再热管线。
术语“燃料”在此被理解为包括任何化石燃料，城市固体废弃物(MSW)，垃圾衍生燃料(RDF)，特定回收燃料(SRF)，或生物质。化石燃料可包括例如汽油，石油，天然气，煤炭等。MSW包括但不限于，食品废弃物，庭院废弃物，容器和产品包装物，以及来自住宅、商业、公共机构和工业来源的其他多种废弃物。RDF包括由任何MSW或其他形式的垃圾产生的任何燃料，最典型的是由MSW中的可燃元素经分离、脱水、和/或切碎之后得到的燃料。SRF包括被制造以满足特定规格的任何RDF。生物质可包括这样的燃料，例如任何植物或动物物质，包括但不限于，树、草、谷物、甘蔗、农业废弃物、动物废弃物(例如，粪便、脂肪或肉类副产品)、绿色树木碎片、森林残留物、园艺碎屑、木屑、城市废弃木料、建筑和拆迁废弃木料、甘蔗渣纤维(甘蔗渣)、其他农业废弃物、和/或任何其他植物或动物原料。通过本发明公开内容将进一步显而易见到，两种或更多种燃料的任何组合也可以在本文由术语“燃料”来称代。
术语“第二燃料供给燃烧技术”指的是用于燃烧燃料的任何方法，例如包括，机械加煤燃烧的使用、沸腾流化床技术、循环流化床技术、和/或用于产生蒸汽的燃烧或燃料处理的任何其他方法。由主燃料产生的蒸汽可以类似地通过本领域已知的任何手段来获得，且本技术不限于任何特定的方法。
图1示出了传统的、主燃料供给朗肯系统100，其具有多级蒸汽涡轮发电机。该现有技术例子包括主燃料供给锅炉101，其同时产生主蒸汽103和再热蒸汽105，这些蒸汽之后被引导进入具有多个段或级的蒸汽涡轮发电机107。涡轮107驱动发电机111，其从主蒸汽103和再热蒸汽105中提取功。蒸汽涡轮的输出是冷再热蒸汽112、用于给水加热器的蒸汽抽提物115、和/或冷凝物117。冷再热蒸汽112通过冷再热管线113至少部分地被引导回到主燃料供给锅炉101，而给水加热器的蒸汽抽提物115和/或冷凝物117则通过给水加热管线被引导或泵送(例如，通过冷凝物泵119和/或锅炉给水泵121)进入至少一个脱氧器125和/或给水加热器(例如，诸如第一给水加热器127的相对冷的给水加热器，诸如第三给水加热器129的相对热的给水加热器，和/或诸如第二给水加热器131的任何中间给水加热器)。在给水加热之后，加热给水133被引导回到主燃料供给锅炉101，所述循环重新开始。
特别地，图1描述了这种发电站的一个例子，其仅仅使用一种主化石燃料运行。图1描述的示例型电站采用3422MMBtu/hr(HHV)的化石燃料，以在蒸汽涡轮中产生360MW同时损失29MW的寄生负荷，其结果是产生了331MW的净功率。
图2示出了混合的基于燃烧的能量系统200，其具有与具有多级蒸汽涡轮发电机的主燃料供给朗肯系统集成的第二燃料供给锅炉。图2描述的示例性实施例包括第二燃料供给锅炉201，所述第二燃料供给锅炉接收来自给水加热管线123的转送主给水203并且输出补给蒸汽205，其将补给蒸汽引导到给水加热器(或换热器)和/或脱氧器(例如，所示的第三给水加热器129)。随后，加热给水133被引导到主燃料供给锅炉101中，如结合图1描述的。
通常，尽管不是在所有潜在的实施例中，用于第二燃料供给部分的蒸汽产生过程将以与并行的独立的第二燃料供给电力生成项目相似的方式来运行，不同之处在于，蒸汽不直接被引导到专用的蒸汽涡轮发电机。相反，从第二燃料供给部分产生的蒸汽被引导到一个或多个给水加热器或脱氧器。从本公开内容可以看出，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽量是任意的，其将在很大程度上取决于可用的特定第二燃料的量、所需的性能指标、和主朗肯循环设备的限制。
特别地，图2描述了这种混合电站的一个例子，其中主燃料是化石燃料，使用了第二燃料供给锅炉，第二燃料是生物质。然而，从本公开内容可以看出，任何燃料或如前文定义的燃料的合适组合都可以用作主燃料和/或第二燃料。出于描述的目的，图2继续采用图1中描述的化石燃料供给锅炉电站并添加了330MMBtu/hr(HHV)的生物质锅炉，其用于提供蒸汽到末级给水加热器。该示例性混合电站在蒸汽涡轮中产生386MW同时仅仅损失31MW的寄生负荷，其结果产生了355MW的净功率。
尽管图2示出了来自第二燃料供给锅炉的蒸汽被引导到末级的给水加热器，但是来自第二燃料供给锅炉的蒸汽可以被引导到任何级的给水加热器、任何脱氧器、任何冷或热的给水加热管线、任何冷或热的再热管线，直接进入主燃料供给锅炉101、和/或任何其他所需的地方。本技术可以应用到任何类型和/或构造的第二燃料或第二燃料供给燃烧技术和/或可采用任何类型的主燃料供给蒸汽源。例如，一种构造可以将来自第二燃料供给锅炉的蒸汽引导到一个或多个给水加热器。在其他的实施例中，主给水203的至少一部分被转运到一个或 多个第二燃料供给锅炉201，其输出蒸汽作为加热给水133和/或冷再热蒸汽112流被直接引导到主燃料供给锅炉。
在一些实例中，混合循环包括单级给水加热器，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽被引导进入单级给水加热器中。在其他的实例中，混合循环包括多级给水加热。在这种实例中，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽可以被引导到一级或多级的给水加热器中。在进一步的实例中，给水加热级包括多个级联的给水加热器。级联给水加热器可能是彼此内部互连的，蒸汽涡轮发电机、第二燃料供给锅炉、和/或电力生成部件的任何其他部分。在进一步的实例中，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽可以被直接引导到任何给水加热器、再热管线、和/或主燃料供给锅炉。
在进一步替代性的实施例中，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽采用换热器(例如，所示的125，127，129和131)以在给水加热器中将热量传递至所述水。在其他的实例中，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽的温度和压力可以与馈送特定给水加热器的蒸汽涡轮抽提物的温度和压力相匹配(例如，在±10％内、±1％内)，这样可以直接通入该给水加热器中。在进一步其他的实例中，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽可以与相对冷的给水加热器(例如，第一给水加热器127)或脱氧器125中的水结合。在进一步其他实施例中，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽的一部分可以被转运以用作用于联产应用(例如，热电联产)和/或朗肯系统涡轮抽提物通常可被用于的任何其他应用的主蒸汽。
本技术对于现有电站来说是尤其有用的，其中潜在混合系统的主燃料供给部件在高的蒸汽温度和压力下最有效地运行。在这种设施中，先前可能不能与来自第二燃料供给锅炉的并入蒸汽相匹配或集成。然而，本技术可以使第二燃料供给锅炉被用在混合循环中，而与第二燃料供给锅炉的匹配在蒸汽涡轮的高压进口处所需的高温高压蒸汽状况的能力无关，从而允许任何现有电站采用本技术。换言之，来自第二燃料供给锅炉的蒸汽的压力和温度状况不必匹配或甚至大致匹配来自主燃料供给锅炉的主蒸汽(或甚至抽提物蒸汽)的压力和温度状况。
此外，因为第二燃料在单独的第二燃料供给锅炉中与朗肯系统的燃烧过程独立地燃烧，因此避免了运行复杂化，例如结块。此外，这种分离的燃烧导致燃烧气体的处理的灵活性。在一些实施例中，来自第二燃料供给锅炉的气体可能通过使用专用排放控制系统被分开地处理，所述专用排放控制系统被定制以 控制由该特定第二燃料的燃烧导致的污染物。在其他实施例中，气体可能与来自主燃料供给锅炉的燃烧气体结合并且经由公共设备系列被处理。这允许第二燃料补给用于提供给水加热蒸汽的主燃料，而不存在由多种燃料在同一炉膛内共同点火造成的排放或运行的复杂化。
图3示出了用于产生电力的方法300。根据各种实施例，所述方法可能包括以下步骤：经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流(301)；处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以产生电力(303)；从蒸汽涡轮提取一个或多个抽提物，以通过一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流(305)；经由第二锅炉系统来处理第二燃料源以产生第二蒸汽流(307)；将第二蒸汽流的至少一部分引导到一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个(309)；以及将加热给水流的至少一部分引导到第一锅炉系统(311)。
在各个实施例中，经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流(301)可以包括：利用主燃料供给锅炉来燃烧主燃料并且因此产生合适温度和压力的蒸汽流。通过本公开内容可以看出，在一些这种实施例中，第一锅炉系统将产生多个蒸汽流(例如，主蒸汽103和再热蒸汽105)。
在一些实施例中，处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流(303)可以包括：将蒸汽流引导通过如上述的具有多个段或级109的蒸涡轮发电机107。加热给水流可以借助于将给水引导通过如前文参照图1和图2所述的一个或多个给水加热器/脱氧器而被生成，和/或可以通过任何其他合适的手段被生成。
在一些实施例中，经由第二锅炉系统来处理第二燃料源以产生第二蒸汽流(307)以及将第二蒸汽流的至少一部分引导到所述一个或多个给水加热器/脱氧器中的至少一个(309)可以包括：使用第二燃料供给锅炉来燃烧第二燃料并且由此生成合适温度和压力的蒸汽流。第二燃料可能是如前文定义的任何燃料，给水加热器/脱氧器可能是如前文定义的任何给水加热器/脱氧器。从本公开内容可以看出，在一些这种实施例中，第二锅炉系统将生成多个蒸汽流或具有被引导到多个地点的单个蒸汽流(例如至一个或多个给水加热器的流，至再热管线的流，至脱氧器的流，联产主蒸汽等)。
在很多实施例中，将加热给水流的至少一部分引导到第一锅炉系统(311)可以包括：将被加热给水流133的至少一部分引导到主燃料供给锅炉101以用 于处理。
图4示出了用于产生电力的另一方法400。根据各种实施例，所述方法可包括以下步骤：经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流(401)；处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以产生电力(403)；从蒸汽涡轮提取一个或多个抽提物以经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流(405)；将加热给水流的至少一部分引导到第二锅炉系统(407)；经由所述第二锅炉系统来处理第二燃料源以产生第二蒸汽流(409)；以及将第二蒸汽流的至少一部分引导到第一锅炉系统(411)。
以下步骤包括但不限于在上文参考图3描述的步骤301，303，305和307：经由第一锅炉系统来处理第一能量源以产生第一蒸汽流(401)；处理通过蒸汽涡轮的第一蒸汽流以产生电力(403)；从蒸汽涡轮提取一个或多个抽提物以经由一个或多个给水加热器/脱氧器来产生加热给水流(405)；经由所述第二锅炉系统来处理第二燃料源以产生第二蒸汽流(409)。
在一些实施例中，将加热给水流的至少一部分引导到第二锅炉系统(407)可以包括：将主给水流203的一部分转运到第二燃料供给锅炉201以用于处理。在一些这种实例中，多达所有的主给水流203可以被转运到第二燃料供给锅炉201。
在一些实施例中，将第二蒸汽流的至少一部分引导到第一锅炉系统411可以包括：将补给蒸汽流中的一些或全部作为冷再热蒸汽112的替代物直接引导到主燃料供给锅炉101。
图5示出了本技术的示例性构造的示例性的热平衡500，其中第二燃料供给锅炉使用燃烧率为601MMBtu/hr(HHV)的生物质，从而提供补给蒸汽到第二和第三给水加热器。
该构造将第二燃料供给锅炉501添加到参照图1描述的构造。第二燃料供给锅炉501接收从给水加热管线123被转运的主给水503和/或冷凝物117，并且将补给蒸汽输出通过补给蒸汽输出管线505。补给蒸汽输出管线505然后将补给蒸汽引导到第二和第三给水加热器131和129，之后加热给水133被引导到主燃料供给锅炉101，如结合图1所描述的。
特别地，图5描述了这种电站的实例，其利用煤作为主燃料以及木质生物质作为第二燃料。图5中描述的示例性电站采用3570MMBtu/hr(HHV)的化石燃 料和601MMBtu/hr(HHV)的生物质燃料，以在蒸汽涡轮中产生419MW同时损失34MW的寄生负荷，结果产生385MW的净功率。
图6示出了本技术的示例性构造的示例性热平衡600，其中第二燃料供给锅炉利用燃烧率为617MMBtu/hr(HHV)的生物质，从而提供补给蒸汽到第三给水加热器和冷再热管。
该构造将第二燃料供给锅炉601添加到参照附图1描述的构造。第二燃料供给锅炉601接收来自给水加热管线123的被转运的主给水603和/或冷凝物117，并且将补给蒸汽输出通过补给蒸汽输出管线605。之后，补给蒸汽被再引入到第三给水加热器129和冷再热管线113。
特别地，图6描述了这种电站的实例，其利用煤作为主燃料以及木质生物质作为第二燃料。图6中描述的电站实例采用3535MMBtu/hr(HHV)的化石燃料和617MMBtu/hr(HHV)的生物质，以在蒸汽涡轮中产生423MW同时损失35MW的寄生负荷，结果产生388MW的净功率。
图7示出了示例性的典型朗肯系统以及本技术的三个示例性实施例构造的热平衡汇总表。图1、2、5和6对应于由图7中的表来描述的四种构造。
图7总结了通过图1、2、5和6示出的每一种构造的改进性能。举例来说，如果在传统并行的独立的产生热耗率为17500Btu/kWh的生物质电站中燃烧，由图2的混合循环实例使用的相同量的生物质燃料会产生大约19MW。对比而言，如图7中总结的那样，图2所示的混合循环可归因于点火生物质燃料而产生了24MW(355MW-331MW)的新电力。因此，本技术的一个特定实施例证明生物质燃料能量生成提高了26％，并且实现了对于混合循环的生物质成分来说的更有效率的13750Btu/kWh的热耗率。
如图1、2、5和6所示以及图7所总结的那样，在现有的主燃料供给发电站中添加第二燃料供给锅炉可以提高或部分地替代发电量的一部分，而不导致主燃料输入的对应增加。这是通过利用本文所述的技术将主燃料和第二燃料相结合来实现的，从而提供在电力生成期间的协同效应。该协同被这样利用：如参考图1-7在上文描述的，将来自第二燃料锅炉(例如，201，501，601)的蒸汽引导到主燃料供给发电循环的给水加热器(例如，125-131)、脱氧器(例如125)、再热管线(例如113)等中，以及利用被排出的蒸汽抽提物以在蒸汽涡轮(例如，107，507)中产生更多的电力。
在前述说明书中，已经参考本发明的特定实施例描述了本发明。然而，本领域技术人员能够认识到，在不脱离本发明的精神或必要特征的情况下，本发明可以其他的具体形式来实施。因此，前述实施例被认为在各方面都是描述性的，而不是限制了本文所述的本发明。例如，一个实施例的每个特征可以与其他实施例中示出的其他特征混合和匹配。根据需要，可以类似地结合对于本领域普通技术人员已知的特征和工艺。此外并且明显地，可以根据需要来添加或删除特征。因此本发明的范围由所附权利要求来指明，而不是由前述说明书来指明，并且因此落入权利要求书的等同物的含义和范围内的所有变型都旨在被包括在其中。