一种集成压缩空气储能与储热的发电系统

1.本发明涉及发电技术领域，具体涉及一种集成压缩空气储能与储热的发电系统。


背景技术：

2.随着全球对太阳能和风能等可再生能源的利用急剧增加，其波动性、间歇性和不可预测性等特点给电网的稳定安全运行带来巨大挑战。在当前电力系统中，燃煤发电机组是重要的电能供应来源，所以要进行频繁的调峰调频，以保证电网的安全稳定运行。目前燃煤发电机组的调峰调频能力还不能满足电网的需求，其调峰能力的制约因素主要为锅炉系统的最低稳燃负荷，而调频能力的制约因素主要为锅炉内部的大热惯性。


技术实现要素：

3.因此，本发明要解决的技术问题在于克服燃煤发电机组难以满足可再生能源频繁调峰调频的缺陷，基于以上情况，开发一种能够满足可再生能源频繁调峰调频需求的发电系统十分必要。
4.为了实现上述目的，本发明提供一种集成压缩空气储能与储热的发电系统，包括：
5.依次连接的锅炉、汽轮机、凝汽器和给水加热器；所述给水加热器的进汽端与汽轮机的抽汽端连接；所述汽轮机与发电机连接；所述给水加热器的出水端与锅炉连接；
6.依次连接的压缩机组、换热器组和承压结构；所述换热器组的进水口通过第一阀门连接至凝汽器和给水加热器之间的管路上；所述换热器组的出水口连接至给水加热器和锅炉之间的管路上；所述压缩机组与所述发电机电连接；
7.依次连接的储冷罐、电加热器组和储热罐；在所述储冷罐和储热罐中适于存储储热介质；所述电加热器组与所述发电机电连接；
8.第三换热器，进气口通过第三阀门与承压结构连接，第三换热器的储热介质进口与储热罐连接；第三换热器的储热介质出口与所述储冷罐连接；
9.膨胀机组，与第三换热器的出气口连接，所述膨胀机组接入电网。
10.可选地，所述膨胀机组包括：
11.高压膨胀机，与第三换热器的出气口连接；
12.低压膨胀机，进气口与高压膨胀机的出气口连接。
13.可选地，还包括：
14.第四换热器，设置于所述第三换热器的储热介质出口与所述储冷罐之间；所述第四换热器的进气口与高压膨胀机的出气口连接，所述第四换热器的出气口与低压膨胀机的进气口连接。
15.可选地，还包括：
16.磨煤机，与所述膨胀机组连接，磨煤机的煤粉出口与锅炉的煤粉进口连接。
17.可选地，所述储热罐的储热介质出口通过第六阀门与第三换热器的储热介质出口连接。
18.可选地，在所述储热罐与第三换热器之间的管路上设有第五阀门和第二泵；在所述电加热器组和储冷罐之间的管路上设有第四阀门和第一泵。
19.可选地，所述压缩机组包括：一级压缩机和二级压缩机；
20.所述换热器组包括：第一换热器和第二换热器；
21.所述一级压缩机的出气口与第一换热器的进气口连接，所述第一换热器的出气口与二级压缩机的进气口连接；所述二级压缩机的出气口与第二换热器的进气口连接。
22.可选地，所述承压结构为储气罐、盐洞或矿洞。
23.可选地，所述储热介质为导热油或熔融盐。
24.可选地，所述电加热器组为多个并联或串联的电加热器。
25.本发明的上述技术方案相比现有技术具有以下优点：
26.1.本发明提供的集成压缩空气储能与储热的发电系统，包括：依次连接的锅炉、汽轮机、凝汽器和给水加热器；所述给水加热器的进汽端与汽轮机的抽汽端连接；所述汽轮机与发电机连接；所述给水加热器的出水端与锅炉连接；依次连接的压缩机组、换热器组和承压结构；所述换热器组的进水口通过第一阀门连接至凝汽器和给水加热器之间的管路上；所述换热器组的出水口连接至给水加热器和锅炉之间的管路上；所述压缩机组与所述发电机电连接；依次连接的储冷罐、电加热器组和储热罐；在所述储冷罐和储热罐中适于存储储热介质；所述电加热器组与所述发电机电连接；第三换热器，进气口通过第三阀门与承压结构连接，第三换热器的储热介质进口与储热罐连接；第三换热器的储热介质出口与所述储冷罐连接；膨胀机组，与第三换热器的出气口连接，所述膨胀机组接入电网；本技术采用上述技术方案，引入外部储能，克服锅炉内部的大热惯性，打破传统燃煤发电机组的调峰调频制约，进一步提高机组的调峰调频能力，将储热、压缩空气储能与发电机组耦合，在储能过程中实现深度调峰，释能过程中实现快速变负荷。对传统燃煤发电机组本身的改造较小，便于配置，利用给水作为压缩空气储能的吸热工质，避免热能损失，优化工质之间的换热过程，增加机组内部的能量转换效率，实现热能的优化利用。而且压缩空气储能(caes，compressed－air energy storage)的储能成本低，储能介质容易获得，储能过程中对环境基本无影响。具体通过压缩机组和电加热器组消耗发电机的电能，降低负荷，并将能量存储于承压结构和储热罐中。在释能时，提高负荷，具体通过加热凝汽器中的凝结水，再回流至锅炉内，汽轮机的抽汽量减少，汽轮机的功率增大；另外通过膨胀机组发电，进入电网，提高负荷；扩大负荷变化区间与变负荷速率；其最小负荷可从30％tha最大降低至0tha，变负荷速率可从传统的1－1.5％pe0/min提高到3.0％pe0/min，大大提高燃煤发电机组运行的灵活性；满足可再生能源频繁调峰调频的需求；增强电网的安全性与稳定性。在对压缩空气加热时，利用储热介质对高压空气进行加热，保证空气进入膨胀机组时处于较高温度，增加做功量，避免传统设置天然气燃烧室的做法，降低改造成本。
27.2.本发明所述膨胀机组包括：高压膨胀机，与第三换热器的出气口连接；低压膨胀机，进气口与高压膨胀机的出气口连接；本技术采用上述技术方案，通过两级膨胀机实现能量的梯级利用，提高能量利用效率。
28.3.本发明提供的集成压缩空气储能与储热的发电系统，还包括：第四换热器，设置于所述第三换热器的储热介质出口与所述储冷罐之间；所述第四换热器的进气口与高压膨胀机的出气口连接，所述第四换热器的出气口与低压膨胀机的进气口连接；本技术采用上
述技术方案，通过第四换热器将储热介质中剩余的热量继续加热高压膨胀机利用后的空气，提高对后续低压膨胀机的做功效率，提高能量利用效率。
29.4.本发明提供的集成压缩空气储能与储热的发电系统，还包括：磨煤机，与所述膨胀机组连接，磨煤机的煤粉出口与锅炉的煤粉进口连接；本技术采用上述技术方案，将膨胀机组的排气送入磨煤机，用于煤粉干燥与输送煤粉进入锅炉内，提高能量利用效率。
30.5.本发明所述储热罐的储热介质出口通过第六阀门与第三换热器的储热介质出口连接；本技术采用上述技术方案，当磨煤机中煤粉的湿度较大时，打开第六阀门，使部分高温的储热介质进入第三换热器，将空气加热到更高温度，以提高排气温度，利于后续烘干煤粉，降低煤粉湿度。
31.6.本发明在所述储热罐与第三换热器之间的管路上设有第五阀门和第二泵；在所述电加热器组和储冷罐之间的管路上设有第四阀门和第一泵；本技术采用上述技术方案，通过第五阀门方便控制储热罐中储热介质释放的启闭；通过第四阀门方便储冷罐输送储热介质的启闭；通过第一泵和第二泵加快储热介质的传递循环。
32.7.本发明所述压缩机组包括：一级压缩机和二级压缩机；所述换热器组包括：第一换热器和第二换热器；所述一级压缩机的出气口与第一换热器的进气口连接，所述第一换热器的出气口与二级压缩机的进气口连接；所述二级压缩机的出气口与第二换热器的进气口连接；本技术采用上述技术方案，通过两级压缩机，提高能量的利用率，提升压缩空气储能的水平。
33.8.本发明所述承压结构为储气罐、盐洞或矿洞；本技术采用上述技术方案，限定承压结构的多种形式，降低发电系统的改造成本。
34.9.本发明所述储热介质为导热油或熔融盐；本技术采用上述技术方案，具体限定储热介质的形式，降低发电系统的改造成本。
35.10.本发明所述电加热器组为多个并联或串联的电加热器；本技术采用上述技术方案，通过多个电加热器，提高能量转换效率。
附图说明
36.为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
37.图1为本发明实施方式中提供的集成压缩空气储能与储热的发电系统的连接结构示意图；
38.图2为本发明实施方式中提供的集成压缩空气储能与储热的发电系统与传统燃煤发电机组的负荷变化区间对比示意图；
39.图3为本发明实施方式中提供的集成压缩空气储能与储热的发电系统与传统燃煤发电机组的变负荷速率对比示意图。
40.附图标记说明：
41.1、锅炉；2、汽轮机；3、凝汽器；4、给水加热器；5、第一阀门；6、第一换热器；7、第二换热器；8、压缩机组；9、一级压缩机；10、二级压缩机；11、第二阀门；12、承压结构；13、第三
阀门；14、储冷罐；15、第四阀门；16、第一泵；17、电加热器组；18、储热罐；19、第五阀门；20、第二泵；21、第六阀门；22、第三换热器；23、第四换热器；24、高压膨胀机；25、低压膨胀机；26、膨胀机组；27、磨煤机。
具体实施方式
42.下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
43.在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
44.在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
45.此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。
46.如图1至图3所示的集成压缩空气储能与储热的发电系统的一种具体实施方式，尤其适用于升降负荷在50mw以内范围的调节，集成压缩空气储能与储热的发电系统具体包括：依次连接的锅炉1、汽轮机2、凝汽器3和给水加热器4，依次连接的压缩机组8、换热器组、第二阀门11、承压结构12、第三换热器22、膨胀机组26和磨煤机27，依次连接的第四换热器23、储冷罐14、电加热器组17和储热罐18等。具体的，所述锅炉1为燃煤锅炉；所述承压结构12为储气罐、盐洞或矿洞等，所述盐洞或矿洞可为现有已存在的洞或专门挖掘而成的洞；所述承压结构12内压缩空气的压力为40bar－90bar；所述第二阀门11为控制阀。
47.如图1所示，所述给水加热器4的进汽端与汽轮机2的抽汽端连接；所述汽轮机2与发电机连接；所述给水加热器4的出水端与锅炉1连接。所述换热器组的进水口通过第一阀门5连接至凝汽器3和给水加热器4之间的管路上；具体的，所述第一阀门5为给水旁路调节阀。所述换热器组的出水口连接至给水加热器4和锅炉1之间的管路上；所述压缩机组8与所述发电机电连接。具体的，所述压缩机组8包括：一级压缩机9和二级压缩机10；所述换热器组包括：第一换热器6和第二换热器7。所述一级压缩机9的出气口与第一换热器6的进气口连接，所述第一换热器6的出气口与二级压缩机10的进气口连接；所述二级压缩机10的出气口与第二换热器7的进气口连接。进一步的，所述压缩机组8为多级压缩机。
48.在所述储冷罐14和储热罐18中存储储热介质；具体的，所述储热介质为导热油或熔融盐等；储热介质进入储热罐18时温度不低于500℃。所述电加热器组17与所述发电机电连接；具体的，所述电加热器组17为多个并联或串联的电加热器。所述第三换热器22的进气口通过第三阀门13与承压结构12连接，所述第三阀门13为调节阀。所述第三换热器22的储
热介质进口与储热罐18连接；第三换热器22的储热介质出口与第四换热器23连接。在所述储热罐18与第三换热器22之间的管路上设有第五阀门19和第二泵20；在所述电加热器组17和储冷罐14之间的管路上设有第四阀门15和第一泵16；具体的，所述第四阀门15和第五阀门19均为调节阀。
49.所述膨胀机组26与第三换热器22的出气口连接，所述膨胀机组26接入电网。具体的，所述膨胀机组26包括：高压膨胀机24和低压膨胀机25；所述高压膨胀机24与第三换热器22的出气口连接。所述第四换热器23的进气口与高压膨胀机24的出气口连接，所述第四换热器23的出气口与低压膨胀机25的进气口连接。进入高压膨胀机24的空气温度为400℃－600℃，进入低压膨胀机25的空气温度为300℃－500℃；离开低压膨胀机25的空气压力小于10bar，温度低于300℃。所述磨煤机27的煤粉出口与锅炉1的煤粉进口连接。进一步的，所述储热罐18的储热介质出口通过第六阀门21与第三换热器22的储热介质出口连接；当磨煤机27内煤粉的水分较低时，进入磨煤机27的空气温度不高于220℃，当磨煤机27内煤粉的水分较高时，进入磨煤机27的空气温度为230℃－250℃。具体的，所述第六阀门21为储热介质分流阀。所述膨胀机组26为多级膨胀机。
50.本技术所述集成压缩空气储能与储热的发电系统的主要的运行工作过程简述如下：
51.当燃煤发电机组需要降低负荷时，将电力供给压缩机组8和电加热器组17；驱动压缩机组8将常压空气压缩到40bar以上，压缩后的高压空气存储在承压结构12中；打开第四阀门15，启动第一泵16；流出储冷罐14的储热介质通过电加热器组17加热后，达到更高温度，进入储热罐18内存储，通过调整压缩机组8的功率调整燃煤发电机组降负荷值，通过调整电加热器组17的功率调整进入储热罐18中储热介质的温度。
52.在释能时，打开第三阀门13，将高压空气从承压结构12中释放进入第三换热器22；打开第五阀门19，启动第二泵20，使得储热罐18内的储热介质流入第三换热器22中，加热空气；加热的空气进入高压膨胀机24中做功，高压膨胀机24的排气进入第四换热器23被加热后，进入低压膨胀机25做功；低压膨胀机25的排气进入磨煤机27，用于煤粉干燥与输送煤粉进入锅炉1。当磨煤机27的煤粉湿度较大时，打开第六阀门21，使得部分高温储热介质进入第四换热器23，将空气加热到更高温度，以提高排气温度，烘干煤粉。另外，打开给第一阀门5，使部分给水(即凝汽器3的凝结水)流入换热器组中吸收空气的热量，加热后的给水流入锅炉1中；汽轮机2的抽汽量减少，汽轮机2的功率增大。
53.如图2所示，以660mw超超临界燃煤发电机组为例，采用本技术所述集成压缩空气储能与储热的发电系统后，燃煤发电机组的负荷变化区间的最低负荷从30％tha降低到0tha；最高负荷从100％tha增加到115％tha。
54.如图3所示，以660mw超超临界燃煤发电机组为例，采用本技术所述集成压缩空气储能与储热的发电系统后，燃煤发电机组的变负荷速率从原始的1.5％额定负荷每分钟提高到3.15％额定负荷每分钟。其中，变负荷速率定义为单位时间内机组输出功率的变化量，可以采用额定负荷的百分比表示功率的变化量。假设额定负荷为pe0，在图3中，纵坐标的单位为％pe0/min，即％额定负荷每分钟。
55.所以，采用本技术所述集成压缩空气储能与储热的发电系统后，燃煤发电机组的调峰能力和调频能力均有大幅度提升。
56.显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其他不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。

技术特征：
1.一种集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，包括：依次连接的锅炉(1)、汽轮机(2)、凝汽器(3)和给水加热器(4)；所述给水加热器(4)的进汽端与汽轮机(2)的抽汽端连接；所述汽轮机(2)与发电机连接；所述给水加热器(4)的出水端与锅炉(1)连接；依次连接的压缩机组(8)、换热器组和承压结构(12)；所述换热器组的进水口通过第一阀门(5)连接至凝汽器(3)和给水加热器(4)之间的管路上；所述换热器组的出水口连接至给水加热器(4)和锅炉(1)之间的管路上；所述压缩机组(8)与所述发电机电连接；依次连接的储冷罐(14)、电加热器组(17)和储热罐(18)；在所述储冷罐(14)和储热罐(18)中适于存储储热介质；所述电加热器组(17)与所述发电机电连接；第三换热器(22)，进气口通过第三阀门(13)与承压结构(12)连接，第三换热器(22)的储热介质进口与储热罐(18)连接；第三换热器(22)的储热介质出口与所述储冷罐(14)连接；膨胀机组(26)，与第三换热器(22)的出气口连接，所述膨胀机组(26)接入电网。2.根据权利要求1所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，所述膨胀机组(26)包括：高压膨胀机(24)，与第三换热器(22)的出气口连接；低压膨胀机(25)，进气口与高压膨胀机(24)的出气口连接。3.根据权利要求2所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，还包括：第四换热器(23)，设置于所述第三换热器(22)的储热介质出口与所述储冷罐(14)之间；所述第四换热器(23)的进气口与高压膨胀机(24)的出气口连接，所述第四换热器(23)的出气口与低压膨胀机(25)的进气口连接。4.根据权利要求1－3任一项所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，还包括：磨煤机(27)，与所述膨胀机组(26)连接，磨煤机(27)的煤粉出口与锅炉(1)的煤粉进口连接。5.根据权利要求4所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，所述储热罐(18)的储热介质出口通过第六阀门(21)与第三换热器(22)的储热介质出口连接。6.根据权利要求1－3任一项所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，在所述储热罐(18)与第三换热器(22)之间的管路上设有第五阀门(19)和第二泵(20)；在所述电加热器组(17)和储冷罐(14)之间的管路上设有第四阀门(15)和第一泵(16)。7.根据权利要求1－3任一项所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，所述压缩机组(8)包括：一级压缩机(9)和二级压缩机(10)；所述换热器组包括：第一换热器(6)和第二换热器(7)；所述一级压缩机(9)的出气口与第一换热器(6)的进气口连接，所述第一换热器(6)的出气口与二级压缩机(10)的进气口连接；所述二级压缩机(10)的出气口与第二换热器(7)的进气口连接。8.根据权利要求1－3任一项所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，所述承压结构(12)为储气罐、盐洞或矿洞。
9.根据权利要求1－3任一项所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，所述储热介质为导热油或熔融盐。10.根据权利要求1－3任一项所述的集成压缩空气储能与储热的发电系统，其特征在于，所述电加热器组(17)为多个并联或串联的电加热器。

技术总结
本发明涉及发电技术领域，具体涉及一种集成压缩空气储能与储热的发电系统，包括：依次连接的压缩机组、换热器组和承压结构；换热器组进水口连接至凝汽器和给水加热器之间；换热器组出水口连接至给水加热器和锅炉之间；依次连接的储冷罐、电加热器组和储热罐；压缩机组、电加热器组均与发电机电连接；第三换热器进气口与承压结构连接，第三换热器储热介质进口与储热罐连接；第三换热器储热介质出口与储冷罐连接；膨胀机组与第三换热器出气口连接，膨胀机组接入电网；本申请将储热、压缩空气储能与发电机组耦合，在储能过程中实现深度调峰，释能过程中实现快速变负荷；满足可再生能源频繁调峰调频的需求；增强电网的安全性与稳定性。增强电网的安全性与稳定性。增强电网的安全性与稳定性。


技术研发人员：石慧 许朋江 江浩 马汀山 王朝阳 刘明 严俊杰 李辉 白发琪 刘伟 刘思宇
受保护的技术使用者：西安热工研究院有限公司 西安交通大学
技术研发日：2023.02.17
技术公布日：2023/6/28