CN107060921B - 液化空气储能系统的发电装置及方法 - Google Patents

液化空气储能系统的发电装置及方法 Download PDF

Info

Publication number
CN107060921B
CN107060921B CN201710458470.6A CN201710458470A CN107060921B CN 107060921 B CN107060921 B CN 107060921B CN 201710458470 A CN201710458470 A CN 201710458470A CN 107060921 B CN107060921 B CN 107060921B
Authority
CN
China
Prior art keywords
air
power
output
liquefied
stage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201710458470.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN107060921A (zh
Inventor
王维萌
黄葆华
宋亚军
徐桂芝
司派友
刘双白
左川
梅隆
张德利
任彦
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
State Grid Corp of China SGCC
North China Electric Power Research Institute Co Ltd
Global Energy Interconnection Research Institute
Electric Power Research Institute of State Grid Jibei Electric Power Co Ltd
Original Assignee
State Grid Corp of China SGCC
North China Electric Power Research Institute Co Ltd
Global Energy Interconnection Research Institute
Electric Power Research Institute of State Grid Jibei Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by State Grid Corp of China SGCC, North China Electric Power Research Institute Co Ltd, Global Energy Interconnection Research Institute, Electric Power Research Institute of State Grid Jibei Electric Power Co Ltd filed Critical State Grid Corp of China SGCC
Priority to CN201710458470.6A priority Critical patent/CN107060921B/zh
Publication of CN107060921A publication Critical patent/CN107060921A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN107060921B publication Critical patent/CN107060921B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/02—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of multiple-expansion type

Abstract

本发明提出了一种液化空气储能系统的发电装置及方法，用于根据电网的需求功率调整输出功率，该装置包括：液化空气存储及气化部分，用于存储液化空气，并将液化空气加热气化，输出气化空气；膨胀机组，包括多个空气膨胀机，多个膨胀机的输出轴连接有SSS离合器，用于将气化空气的能量转化为机械动力；发电机组，用于将所述机械动力转化为电能并输出。本发明的发电方法和装置可以实现在电网负荷变化过程中，各级膨胀机及相应辅机均处于额定工况点附近稳定运行，在提高液化空气释能发电效率的同时也确保了机组和设备的安全稳定运行。

Description

液化空气储能系统的发电装置及方法
技术领域
本发明涉及液化空气储能技术领域，特别涉及一种液化空气储能系统的可变工况运行的发电装置及方法。
背景技术
液化空气储能技术(liquid Air Energy Storage，简称LAES)技术相比于其它同类型压缩空气储能技术有着存储压力低、储能密度高、不受地形限制等显著优点。通过液化空气储能技术在用电低谷期将弃风、光电进行存储，在用电高峰期将满足功频要求的电能输送到电网，即解决了新能源发电的供需不匹配问题又解决了其固有并网特性对电网的冲击。
虽然液化空气储能技术在解决新能源并网方面虽然有着上述一系列优点，但在释能环节仍存在技术上亟待解决的问题。由于在释能环节，多级膨胀机串联同步运行方式，这样机组在电网负荷需求变化时，就导致各级膨胀机均处于变工况运行状态，长时间偏离额定工况，造成各级膨胀机运行效率低下，从而降低了整个释能环节的效率。更为严重的是，在低负荷工况，由于各级膨胀机内部空气流量较低，易产生鼓风摩擦效应，导致末级叶片及缸体急速升温，甚至引发机组设备的损坏，造成极为严重的后果。
发明内容
本发明提出了一种液化空气储能系统的可变工况运行的发电装置及方法，以解决电网负荷变化过程中，各级膨胀机运行效率低的技术问题。
为了达到上述目的，本发明提出了一种液化空气储能系统的发电装置，用于根据电网的需求功率调整输出功率，该装置包括：液化空气存储及气化部分，用于存储液化空气，并将所述液化空气加热气化，输出气化空气；膨胀机组，包括多个空气膨胀机，所述多个空气膨胀机的输出轴连接有SSS离合器，用于将所述气化空气的能量转化为机械动力；发电机组，用于将所述机械动力转化为电能并输出。
进一步的，所述多个空气膨胀机之间为同轴串联连接。
进一步的，所述多个空气膨胀机之间为多轴并联连接，所述空气膨胀机的输出轴通过减速器与所述发电机组连接。
进一步的，所述膨胀机组还包括：多个再热器，分别连接于所述多个空气膨胀机的主气路中，用于将所述气化空气再次加热输送至相应的所述多个空气膨胀机。
进一步的，还包括：热量存储及释放部分，连接于所述再热器，用于存储和释放发电过程中气体所产生的热量。
进一步的，所述热量存储及释放部分包括：热介质储罐，用于存储储能阶段吸收压缩热后的高温储热介质；冷介质储罐，用于回收所述多个再热器冷却后的储热介质。
进一步的，还包括旁路控制阀门，连接于所述多个空气膨胀机，用于短接所述多个空气膨胀机的气路。
为了达到上述目的，相应的，提出了一种液化空气储能系统的发电方法，用于根据电网的需求功率调整输出功率，该方法包括：根据电网所需输出功率范围，设置液化空气储能系统的发电装置的多个功率输出层级；根据所述多个功率输出层级，确定每一功率输出层级对应的膨胀机组中投入运行的空气膨胀机数量，其中，所述空气膨胀机的输出轴连接有SSS离合器；根据电网需求的输出功率、所述功率输出层级和投入运行的空气膨胀机数量，实时控制所述膨胀机组进行发电。
进一步的，所述根据电网需求的输出功率、所述功率输出层级和投入运行的空气膨胀机数量，实时控制所述膨胀机组进行发电，包括：当所述电网所需功率的变动跨越所述功率输出层级时，增加或减少所述投入运行的空气膨胀机数量；当所述电网需求的输出功率在所述功率输出层级内小幅变动时，通过调节气化空气的压力或阀门开度，直至所述输出功率等于所述电网需求的输出功率。
进一步的，调节气化空气的压力的方式包括：滑压调节、定压调节。
本发明的有益效果在于，相比于传统的液化空气储能发电技术，本发明的发电方法和装置可以实现在电网负荷变化过程中，各级膨胀机及相应辅机均处于额定工况点附近稳定运行，在提高液化空气释能发电效率的同时也确保了机组和设备的安全稳定运行。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例的液化空气储能系统的发电装置的结构示意图。
图2为本发明另一实施例的液化空气储能系统的发电装置的结构示意图。
图3为本发明又一实施例的液化空气储能系统的发电装置的结构示意图。
图4为本发明实施例的液化空气储能系统的发电方法的流程图。
附图标号：
第一级空气膨胀机 1；
第二级空气膨胀机 2；
第三级空气膨胀机 3；
第四级空气膨胀机 4；
第一级间再热器 5；
第二级间再热器 6；
第三级间再热器 7；
第四级间再热器 8；
蒸发器 9；
液化空气加压泵 10；
液化空气加压泵电机及变频器 11；
液化空气储罐 12；
发电机 13；
热介质储罐 14；
储热介质加压泵 15；
储热介质加压泵电机及变频器 16；
冷介质储罐 17；
循环风机 18；
循环风机电机及变频器 19；
减速器 20；
SSS离合器 21-24；
旁路控制阀门 25、28、31、34；
膨胀机出口单向逆止阀门 26、29、32、35；
膨胀机进口控制阀门 27、30、33、36；
蒸发器冷流体侧出口控制阀门 37；
蒸发器冷流体侧进口控制阀门 38；
液化空气加压泵进口隔离阀门 39；
循环风机出口控制阀门 40；
级间再热器热流体侧进口阀门 41、43、45、47；
级间再热器热流体侧出口阀门 42、44、46、48；
储热介质加压泵进口隔离阀门 49；
储热介质加压泵出口隔离阀门 50；
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然所描述的实施例仅仅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，本领域相关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，都属于本发明的保护的范围。
液化空气储能技术是通过将在用电低谷期将弃风、光电进行存储，在用电高峰期将满足功频要求的电能输送到电网。在储能环节，通过级间冷却器的压缩机组利用弃风、光及低谷电能产生高压空气，然后利用级间冷却器将压缩过程产生的热能通过导热油或水等储热介质进行存储，同时利用空分领域成熟的制冷技术使高压常温空气液化并存储在液化空气储罐中。在释能环节，储罐中的低温液化空气首先经液化空气加压泵升压，然后进入蒸发器冷流体侧与循环风机吹入蒸发器热流体侧的常温空气进行相变换热，升温气化后进入级间再热式膨胀机组带动发电机做功产生电能。级间再热器内热流体侧的放热介质来自于储能环节存储的导热油或水，其储能阶段存储的压缩热用来加热各级膨胀机的进口空气以提高系统效率。
图1为本发明实施例的液化空气储能系统的发电装置的结构示意图，如图1所示，液化空气储能系统的发电装置，用于根据电网的需求功率调整输出功率，该发电装置包括：液化空气存储及气化部分，用于存储液化空气，并将所述液化空气加热气化，输出气化空气；膨胀机组，包括多个空气膨胀机，所述多个膨胀机的输出轴连接有SSS离合器，用于将所述气化空气的能量转化为机械动力；发电机组，用于将所述机械动力转化为电能并输出。
首先将液化空气加热气化，然后使用气化空气推动膨胀机组内的多个空气膨胀机，从而带动发电机组进行发电，通过调整膨胀机组内投入运行的空气膨胀机的数量，控制空气膨胀机的输出功率，从而调整发电机组的发电功率，以适应实际的不同工况。
图2为本发明另一实施例的液化空气储能系统的发电装置的结构示意图，如图2所示，多个空气膨胀机之间为串联连接，相邻空气膨胀机的机械动力输出轴之间连接有SSS离合器。本实施例中膨胀机组采用单轴形式，4级空气膨胀机单轴串联，相邻空气膨胀机的机械动力输出轴之间连接有SSS离合器。需要在此说明的是，本实施例中膨胀机组以4个为例，仅是为了方便说明本发明的精神，在具体实施过程中，本领域技术人员可以依照本实施例的思路拓展到多个膨胀机，并设置更多输出功率输出层级，以实现本发明目的。
本实施例中，液化空气存储及气化部分包括：液化空气储罐12、液化空气加压泵进口控制阀门39、液化空气加压泵10、液化空气加压泵电极及变频器11、蒸发器冷流体侧进口控制阀门38、蒸发器9、循环风机出口控制阀门40、循环风机18、循环风机及变频器19及蒸发器冷流体侧出口控制阀门37。液化空气储罐12、液化空气加压泵10及蒸发器9冷流体侧依次通过管道串联连接；蒸发器9热流体侧与循环风机18出口通过管道串联连接。在具体实施过程中，液化空气储罐12采用高位布置，选用多罐并联恒压存储方式，各罐底部出口管道汇聚后与液化空气加压泵进口主管道相连接，主管道上布置有隔离阀门；液化空气加压泵10选用多泵并联布置方式，可满足设备轮换及备用需求，主、备泵均由电机驱动，且各电机均配有变频器11，各泵出口管道汇聚后与蒸发器9冷流体侧进口主管道相连接，主管道上布置有控制阀门；蒸发器选用相变式换热器，冷、热介质分别通过其内部的冷流体侧和热流体侧，以发生热量交换(液化空气在冷流体侧吸热升温气化，常温空气在热流体侧放热降温)，其冷流体侧出口主管道与最后一级再热器冷流体侧进口主管道相连接，其热流体侧进口主管道则与循环风机18出口主管道相连接，循环风机出口主管道上布置有控制阀门，选用多风机并联布置方式，可满足设备轮换及备用需求，主、备风机均由电机驱动，且各电机均配有变频器。
液化空气储罐12的主要功能是用于存储储能阶段生成的或由外界直接补充的低温液化空气以供释能阶段使用，同时其高位布置方式可满足液化空气加压泵10对进口压力的需求，防止产生气蚀。
液化空气加压泵10的主要功能是为液化空气提供足够的压力使其能够进入蒸发器9冷流体侧，其电机配备的变频器11及出口主管道上的控制阀门38用于调节液化空气进入蒸发器冷流体侧的流量，以维持蒸发器冷流体侧内部液位稳定。
蒸发器9的主要功能是接收上游液化空气加压泵10送入的液化空气，并使其在冷流体侧吸热升温气化，进入下游级间再热式膨胀机组做功。
循环风机18的主要功能是将常温空气源源不断的吹入蒸发器9热流体侧，以满足其吸热量需求，其电机配备的变频器19及出口主管道上的控制阀门用于调节常温空气进入蒸发器热流体侧的流量，从而调节蒸发器9冷流体侧出口空气压力，进一步调节膨胀机组内的空气流量，从而实现输出功率的滑压调节。
膨胀机组包括：第一级空气膨胀机1；第二级空气膨胀机2；第三级空气膨胀机3；第四级空气膨胀机4；第一级间再热器5；第二级间再热器6；第三级间再热器7；第四级间再热器8；旁路控制阀门25、28、31、34；SSS离合器21、22、23、24。每一级膨胀机及其上游的相应级间再热器冷流体侧通过管道串联组成一级独立单元，各级单元按照其所含膨胀机或相应级间再热器冷流体侧额定工况下进口空气压力由低到高的顺序通过管道串联连接，形成流通气路，最后一级单元进口主管道与蒸发器冷流体侧出口主管道相连接，其前每一级单元的进口主管道均与其后一级单元的出口主管道相连接，第一级空气膨胀机1的出口主管道直接与大气相通；各级单元内均设置了旁路管道，其上、下游分别与单元内级间再热器冷流体侧连通膨胀机的主管道以及单元出口主管道相连，可使前后相邻单元内的级间再热器冷流体侧直接形成通路，而不经过膨胀机。蒸发器9冷流体侧出口主管道上设有控制阀门37和38，各级单元内级间再热器冷流体侧连通膨胀机的主管道上均设有膨胀机进口控制阀门27、30、33、36，且所述控制阀门设置于相应的旁路管道与连通主管道的接点下游；各级单元出口主管道上均设有逆止阀门26、29、32、35，且所述逆止阀门设置于相应的旁路管道与各级单元出口主管道的接点上游；旁路管道上也设有控制阀门。额定转速相同的空气膨胀机同轴布置，各轴转速最终均通过同一减速器降为3000rpm，减速器通过联轴器与发电机13连接。各轴空气膨胀机之间、空气膨胀机与减速器之间均设置有SSS离合器。
空气膨胀机及级间再热器的主要功能是利用高温高压空气带动发电机做功，将空气热能转化为输出功率可调的电能。空气膨胀机及级间再热器均有若干级，每级空气膨胀机上游均设置对应的一级间再热器，两者构成一级基本做功单元，各级做功单元按照额定工况下进口空气压力由低到高的顺序依次串联。进一步地，各级单元在额定工况下流量相等，各单元内部包含的膨胀机和级间再热器冷流体侧额定工况下流量一致；第一级膨胀机额定输出功率值对应电网所需输出功率最小层级的上限值，前两级膨胀机额定输出功率值之和对应电网所需输出功率第二层级的上限值……以此类推，全部膨胀机额定输出功率之和对应电网所需输出功率最高层级的上限值；假设各级间再热器冷流体侧气流压损忽略不计，膨胀机组中最后一空气级膨胀机4其设计的进口压力为蒸发器9冷流体侧的出口压力，倒数第二级空气膨胀机3设计的进口压力即为最后一级空气膨胀机4的出口压力，以此类推，其前每一级空气膨胀机设计的进口压力均为后一级空气膨胀机的出口压力，第一级空气膨胀机1的出口压力为大气压力，各级间再热器冷流体侧设计的进口压力与相应各级膨胀机的设计进口压力等同。其中，各级空气膨胀机可通过操作SSS离合器进行未运行空气膨胀机与运行空气膨胀机或减速器的在线或离线同轴投切，通过操作空气膨胀机进口控制阀门的开关进行未运行膨胀机气路在线或离线的投入或隔离，以运行对应不同输出功率输出层级的膨胀机级数，以满足电网所需输出功率的层级跨越式变动。级间再热器选用非相变式换热器，冷、热介质分别通过其内部的冷流体侧和热流体侧以发生热量交换(空气在冷流体侧吸热升温，储热介质在热流体侧放热降温)，级间再热器通过操作其热流体侧进出口阀门的开关来实现某一级间再热器在线或离线的投入或隔离，以运行对应不同输出功率输出层级的级间再热器级数，以满足电网所需输出功率的层级跨越式变动。
旁路管道及其控制阀门的主要功能是旁路膨胀机的气路，通过操作旁路控制阀门的关闭和开启，配合未运行膨胀机气路在线或离线的投入或隔离；其次，对再热器起到保护作用，机组在正常启动冲车、停机或甩负荷工况停机下，级间再热器会由于无空气流过或空气流量不足，存在超温烧坏的危险，设置旁路管道可使空气在膨胀机气路全部隔离的情况下仍能流过级间再热器对其冷却；再次可使膨胀机进口空气参数快速达到机组启动条件，提高机组启动速度；同时，在机组发生负荷突降甚至甩负荷时，通过旁路管道快速泄放掉大量空气，可减少蒸发器安全门的动作频率，提高其使用寿命。
蒸发器9冷流体侧出口控制阀门37的主要功能是通过其开度的调节，实现级间再热式空气膨胀机组内空气流量的调节，进而实现输出功率的定压调节。
各级空气膨胀机进口控制阀门的主要功能是通过开关操作进行未运行膨胀机气路在线或离线的投入或隔离；机组发生如甩负荷等危急工况时，当膨胀机保护装置快速动作后，作为保护装置的执行元件，快速遮断各级膨胀机进气以使膨胀机停运。
做功单元出口逆止阀门26、29、32、35的主要功能是当做功单元处于未运行状态，防止出口管内空气倒进入膨胀机。
减速器20的主要功能是将各轴输出转速降为发电机的额定工作转速。
SSS离合器21、22、23、24的主要功能是通过啮合和脱开操作进行未运行膨胀机与运行膨胀机或减速器的在线或离线同轴投切。
热量存储及释放部分包括：冷介质储罐17、热介质储罐14、储热介质加压泵进口隔离阀门49、储热介质加压泵15、储热介质加压泵出口隔离阀门50、储热介质加压泵电机及变频器16。
热介质储罐14采用高位布置，罐底部出口管道与储热介质加压泵15进口主管道相连接，主管道上布置有隔离阀门50；储热介质加压泵15选用多泵并联布置方式，可满足设备轮换及备用需求，主、备泵均由电机驱动，且各电机均配有变频器，各泵出口管道汇聚后又分为若干并联支路，各支路分别与各级间再热器热流体侧进口主管道相连接，主管道上布置有控制阀门；各级间再热器热流体侧出口主管道上同样布置有控制阀门，各主管道汇聚后与冷介质储罐进口主管道相连接。
热介质储罐14的主要功能是用于存储储能阶段吸收压缩热后的高温储热介质，以供释能阶段使用，同时其高位布置方式可满足储热介质加压泵对进口压力的需求，防止产生气蚀。
储热介质加压泵15主要功能是为高温储热介质提供足够的压力使其能够进入级间再热器热流体侧，其电机配备的变频器及级间再热器热流体侧进口阀门用来调节运行的各级间再热器内热流体侧储热介质流量。
冷介质储罐17的主要功能是回收经各级间再热器冷却后的储热介质，以供下一个循环的储能阶段使用。
级间再热器5、6、7、8的热流体侧进出口阀门(进口控制阀门41、43、45、47；出口阀门42、44、46、48)的主要功能是通过开关操作实现某一级间再热器在线或离线的投入或隔离。同时，通过控制级间再热器热流体侧进口阀门的开度还可实现相应级间再热器内热流体侧储热介质流量的调节。
下面对该实施例的液化空气储能系统的发电装置，如何实现可变工况运行作详细说明。
设电网所需输出功率范围为0～W，共分四个输出功率输出层级。其中，第一输出功率输出层级对应功率范围在0～W/4之间变动，第二输出功率输出层级对应功率范围在W/4～W/2之间变动，第三输出功率输出层级对应功率范围在W/2～3W/4之间变动，第四输出功率输出层级对应功率范围在3W/4～W之间变动。
液化空气储罐12、液化空气加压泵10及蒸发器9的冷流体侧依次通过管道串联连接；蒸发器9的热流体侧与循环风机18出口通过管道串联连接。液化空气储罐12出口主管道与液化空气加压泵10进口主管道连接，管道上布置有隔离阀门39；液化空气加压泵10配有电机及变频器11，其出口主管道与蒸发器9的冷流体侧进口主管道连接，管道上布置有控制阀门38；蒸发器9的冷流体侧出口主管道与第四级间再热器8的冷流体侧进口主管道连接，其热流体侧进口主管道则与循环风机18的出口主管道连接；循环风机18配有电机及变频器19，其出口主管道上布置有控制阀门40。
对应四个输出功率输出层级，该发电装置设有四级空气膨胀机，分别是第一级空气膨胀机1、第二级空气膨胀机2、第三级空气膨胀机3、第四级空气膨胀机4，每级膨胀机上游均设置对应的级间再热器，分别是第一级间再热器5、第二级间再热器6、第三级间再热器7、第四级间再热器8，每一级膨胀机及相应级间再热器的冷流体侧串联组成一级独立做功单元，四级单元再依次串联连接。第四级单元的进口主管道与蒸发器9的冷流体侧出口主管道连接且设有控制阀门37，第四级单元前每一级单元的进口主管道均与其后一级单元的出口主管道连接，第一级膨胀机的出口主管道直接与大气相通。假设各级间再热器冷流体侧气流压损忽略不计，则各级间再热器冷流体侧额定进口空气压力与相应各级膨胀机的额定进口空气压力等同。第一级膨胀机其额定输出功率为W/4，额定进口空气压力为P1N，额定出口空气压力为大气压P0；第二级膨胀机其额定输出功率为W/4，额定进口空气压力为P2N，额定出口空气压力为P1N；第三级膨胀机其额定输出功率为W/4，额定进口空气压力为P3N，额定出口空气压力为P2N；第四级膨胀机其额定输出功率为W/4，额定进口空气压力为P4N，额定出口空气压力为P3N。其中，P0<P1N<P2N<P3N<P4N，4台膨胀机，其额定进口空气温度均为TN，额定流量均为FN。各级单元内旁路管道布置在单元内级间再热器冷流体侧连通膨胀机的主管道以及单元出口主管道之间。各级单元内级间再热器冷流体侧连通膨胀机的主管道上均设有膨胀机进口控制阀门27、30、33、36，且设置于相应的旁路管道与连通主管道的接点下游；各级单元出口主管道上均设有逆止阀门26、29、32、35，且设置于相应的旁路管道与各级单元出口主管道的接点上游；旁路管道上也设有控制阀门25、28、31、34。额定转速相同的膨胀机同轴布置，各轴转速最终均通过减速器20降为3000rpm，减速器20与发电机13连接。各轴膨胀机之间、膨胀机与减速器之间均设置有SSS离合器21-24。
热介质储罐14出口主管道与储热介质加压泵15进口主管道连接且设有隔离阀门49；储热介质加压泵15配有电机及变频器16，泵出口主管道分为4个并联支路，各支路分别与各级间再热器热流体侧进口主管道相连接，主管道上布置有控制阀门41、43、45、47；各级间再热器热流体侧出口主管道上同样布置有控制阀门42、44、46、48，各主管道汇聚后与冷介质储罐17的进口主管道相连接。
依据本发明的适用于液化空气储能系统变工况运行的发电方法，该发电装置的具体工作过程如下：
根据电网侧需求的输出功率所在层级，确定释能阶段运行的膨胀机及相应级间再热器的级数。当电网侧需求的输出功率处于或从其他输出功率输出层级变动至第一输出功率输出层级时，应保持第一级空气膨胀机1及第一级间再热器5处于运行状态。对于空气流程，液化空气储罐12内部存储的液化空气通过隔离门39进入液化空气加压泵10升压，然后经过控制阀门38送入蒸发器9的冷流体侧，吸收循环风机18通过控制阀门40吹入蒸发器9热流体侧的常温空气所带来的热量，升温气化，再经控制阀门37进入级间再热式膨胀机组做功；对于储热介质流程，热介质储罐14内部存储的储热介质通过隔离阀门49进入储热介质加压泵15升压，然后经过隔离阀门50及41送入第一级间再热器5的热流体侧，将热量释放给空气后，再经阀门42回至冷介质储罐17。在运行过程中，保持阀门25、30、33、36、43、44、45、46、47、48处于关闭状态，保持阀门27、28、31、34、41、42处于开启状态，保持SSS离合器22、23、24处于脱开状态，21处于啮合状态。空气经第一级间再热器5的冷流体侧被加热至TN后，再进入第一级空气膨胀机1做功，通过减速器20带动发电机13发电，乏气经逆止阀门26排向大气。
当电网侧需求的输出功率处于或从其他输出功率输出层级变动至第二输出功率输出层级时，应保持前两级空气膨胀机1、2及前两级间再热器5、6处于运行状态。对于空气流程，液化空气储罐12内部存储的液化空气通过隔离门39进入液化空气加压泵10升压，然后经过控制阀门38送入蒸发器9的冷流体侧，吸收循环风机18通过控制阀门40吹入蒸发器9热流体侧的常温空气所带来的热量，升温气化，再经控制阀门37进入级间再热式膨胀机组做功；对于储热介质流程，热介质储罐14内部存储的储热介质通过隔离阀门49进入储热介质加压泵15升压，然后经过隔离阀门50后再分别通过阀门41、43送入级间再热器5、6的热流体侧，将热量释放给空气后，最终由阀门42、44回至冷介质储罐17。在运行过程中，保持阀门25、28、33、36、45、46、47、48处于关闭状态，保持阀门27、30、31、34、41、42、43、44处于开启状态，保持SSS离合器23、24处于脱开状态，21、22处于啮合状态。空气经级间再热器5、6的冷流体侧被加热至TN后，再进入空气膨胀机1、2做功，通过减速器20带动发电机13发电，乏气经逆止阀门26排向大气。
当电网侧需求的输出功率处于或从其他输出功率输出层级变动至第三输出功率输出层级时，应保持前三级空气膨胀机1、2、3及前三级间再热器5、6、7处于运行状态。对于空气流程，液化空气储罐12内部存储的液化空气通过隔离门39进入液化空气加压泵10升压，然后经过控制阀门38送入蒸发器9的冷流体侧，吸收循环风机18通过控制阀门40吹入蒸发器9热流体侧的常温空气所带来的热量，升温气化，再经控制阀门37进入级间再热式膨胀机组做功；对于储热介质流程，热介质储罐14内部存储的储热介质通过隔离阀门49进入储热介质加压泵15升压，然后经过隔离阀门50后再分别通过阀门41、43、45送入级间再热器5、6、7的热流体侧，将热量释放给空气后，最终由阀门42、44、46回至冷介质储罐17。在运行过程中，保持阀门25、28、31、36、47、48处于关闭状态，保持阀门27、30、33、34、41、42、43、44、45、46处于开启状态，保持SSS离合器24处于脱开状态，21、22、23处于啮合状态。空气经级间再热器5、6、7的冷流体侧被加热至TN后，再进入空气膨胀机1、2、3做功，通过减速器20带动发电机13发电，乏气经逆止阀门26排向大气。
当电网侧需求的输出功率处于或从其他输出功率输出层级变动至第四输出功率输出层级时，应保持全部空气膨胀机及级间再热器处于运行状态。对于空气流程，液化空气储罐12内部存储的液化空气通过隔离门39进入液化空气加压泵10升压，然后经过控制阀门38送入蒸发器9的冷流体侧，吸收循环风机18通过控制阀门40吹入蒸发器9热流体侧的常温空气所带来的热量，升温气化，再经控制阀门37进入级间再热式膨胀机组做功；对于储热介质流程，热介质储罐14内部存储的储热介质通过隔离阀门49进入储热介质加压泵15升压，然后经过隔离阀门50后再分别通过阀门41、43、45、47送入级间再热器5、6、7、8的热流体侧，将热量释放给空气后，最终由阀门42、44、46、48回至冷介质储罐17。在运行过程中，保持阀门25、28、31、34处于关闭状态，保持阀门27、30、33、36、41、42、43、44、45、46、47、48处于开启状态，保持SSS离合器21、22、23、24处于啮合状态。空气经级间再热器5、6、7、8的冷流体侧被加热至TN后，再进入空气膨胀机1、2、3、4做功，通过减速器20带动发电机13发电，乏气经逆止阀门26排向大气。
当电网所需输出功率在各输出功率输出层级内小幅度变动时，按照技术人员预先定义的设计曲线，通过调节蒸发器冷流体侧出口控制阀门37的开度或蒸发器冷流体侧出口空气压力(由循环风机出口控制阀门40的开度及其电机变频器19的频率共同配合调节)，进而调节级间再热式膨胀机组内空气流量，同时通过调节储热介质加压泵电机变频器16的频率以及运行各级间再热器热流体侧进口阀门41、43、45、47的开度，使运行的相应各级间再热器内热流体侧储热介质流量满足各级运行膨胀机进口空气温度要求，从而最终获得电网所需的某一具体输出功率。
图3为本发明又一实施例的液化空气储能系统的发电装置的结构示意图，如图3所示，多个空气膨胀机之间为并联连接，空气膨胀机的输出轴通过减速器与发电机组连接。空气膨胀机之间为并联连接，相邻空气膨胀机的机械动力输出轴之间连接有SSS离合器，空气膨胀机的输出轴通过减速器与所述发电机组连接。需要在此说明的是，本实施例中膨胀机组以4个为例，仅是为了方便说明本发明的精神，在具体实施过程中，本领域技术人员可以依照本实施例的思路拓展到多个膨胀机，并设置更多输出功率输出层级，以实现本发明目的。本实施例与图2实施例的不同之处在于，本实施例中，多个空气膨胀机之间为并联连接，减速器20同时连接SSS离合器21、23。本实施例的液化空气储能系统的发电装置，实现可变工况运行的详细说明，可参照图2实施例，在此不再赘述。需要说明的是，本发明的液化空气储能系统的发电装置，无论是同轴串联还是多轴并联，两者均为实际工程应用中可以选择的设计方案，设计人员可以根据输出功率的实际需求及投入成本的限制来自由选择这两种布置方式。
在介绍了本发明实施例的液化空气储能系统的发电装置之后，接下来，对本发明实施例的可变工况运行发电方法进行介绍。该方法可以配合上述装置的实施。
图4为本发明实施例的液化空气储能系统的发电方法的流程图，如图4所示，液化空气储能系统的发电方法包括：
S100，根据电网所需输出功率范围，设置液化空气储能系统的发电装置的多个功率输出层级；
S200，根据所述多个功率输出层级，确定每一功率输出层级对应的膨胀机组中投入运行的空气膨胀机数量，其中，所述空气膨胀机的输出轴连接有SSS离合器；
S300，根据电网需求的输出功率、所述功率输出层级和投入运行的空气膨胀机数量，实时控制所述膨胀机组进行发电。
在具体实施步骤S100过程中，根据电网所需输出功率范围，设置液化空气储能系统的发电装置的多个功率输出层级。具体设置的功率输出层级的个数，技术人员可以结合电网侧功率需求大小以及发电装置的大小把握。
在具体实施步骤S200过程中，根据所述多个功率输出层级，确定每一功率输出层级对应的膨胀机组中投入运行的空气膨胀机数量，其中，所述空气膨胀机的输出轴连接有SSS离合器。每一功率输出层级与空气膨胀机所对应的个数可以根据实际情况调整。
在具体实施步骤S300过程中，根据电网需求的输出功率、所述功率输出层级和投入运行的空气膨胀机数量，实时控制所述膨胀机组进行发电，包括：当所述电网所需功率的变动跨越所述功率输出层级时，增加或减少所述投入运行的空气膨胀机数量；当所述电网需求的输出功率在所述功率输出层级内小幅变动时，通过调节气化空气的压力或阀门开度，直至所述输出功率等于所述电网需求的输出功率。
液化空气储能系统的膨胀机组含有若干级空气膨胀机，然后将发电过程中电网侧需求的变工况输出功率范围划分为若干层级，各输出功率输出层级与膨胀机组运行的空气膨胀机数量相对应，输出功率输出层级越高，则对应运行的空气膨胀机的级数越多。在膨胀机组变工况运行过程中，当电网所需输出功率变动较大，跨越不同的功率输出层级时，通过按序增减空气膨胀机的运行级数来释放存储的电能；当电网所需输出功率变动较小，在同一功率输出层级间变动时，保持空气膨胀机运行级数及次序不变，通过调节膨胀机组内空气流量来释放存储的电能。
结合图2、图4所示，该方法可按如下两种情况详细说明：
针对液化空气储能系统，选取蒸发器及级间再热器为表面式换热器，内部由冷流体侧(内部介质升温)和热流体侧(内部介质降温)构成；设计若干级膨胀机，每级膨胀机上游均设置对应的级间再热器，每一级膨胀机及相应级间再热器的冷流体侧串联组成一级独立做功单元，各级单元再依次串联连接；在同一根轴上，膨胀机之间、膨胀机与减速器之间均设计有SSS离合器；膨胀机进口设计有控制阀门，出口设计有逆止阀门，膨胀机设计有旁路，旁路上设计有控制阀门；液化空气加压泵、循环风机及储热介质加压泵电机均设计有变频器。其中，
(1)当电网所需输出功率变动较大，跨越不同的功率输出层级时，通过按序增减膨胀机及相应级间再热器的运行级数来释放电能，膨胀机及相应级间再热器运行顺序和级数的调节控制通过下述方法实现：
a.第一级膨胀机额定输出功率值对应电网所需输出功率最小层级的上限值，前两级膨胀机额定输出功率值之和对应电网所需输出功率第二层级的上限值……以此类推，全部膨胀机额定输出功率之和对应电网所需输出功率最高层级的上限值；
b.各级单元在额定工况下流量相等，各单元内部包含的膨胀机和级间再热器冷流体侧额定工况下流量相等；
c.假设各级间再热器冷流体侧气流压损忽略不计，膨胀机组中最后一级膨胀机其设计的进口压力为蒸发器冷流体侧的出口压力，倒数第二级膨胀机设计的进口压力即为最后一级膨胀机的出口压力，以此类推，其前每一级膨胀机设计的进口压力均为后一级膨胀机的出口压力，第一级膨胀机的出口压力为大气压力，各级间再热器冷流体侧设计的进口压力与相应各级膨胀机的设计进口压力等同。
依照电网所需输出功率的不同层级，从而运行相应级数的膨胀机及级间再热器，以满足电网所需输出功率的层级跨越式变动。
(2)当电网所需输出功率变动较小，在同一功率输出层级间变动时，保持膨胀机及相应级间再热器运行级数及次序不变，通过调节级间再热式膨胀机组内空气流量来释放存储的电能。空气流量的调节方法可按以下方式实施：当所需输出功率在同一功率输出层级变化时，系统依据一定的设计曲线，通过调节蒸发器冷流体侧出口控制阀门开度或蒸发器冷流体侧出口空气压力，实现级间再热式膨胀机组内空气流量的调节，进而实现输出功率的定压或滑压调节。其中，蒸发器冷流体侧出口空气压力由循环风机吹入蒸发器热流体侧的常温空气流量来调节，而常温空气流量则由循环风机出口控制阀门开度及其电机变频器频率共同调节；同时，为了保证各级运行膨胀机进口空气温度满足同一功率输出层级间变工况运行要求，运行的相应各级间再热器内热流体侧储热介质流量，可通过储热介质加压泵的电机变频器频率以及各级间再热器热流体侧进口阀门开度来进行调节。
本发电装置的旁路系统就不仅可以实现上述运行方式，而且针对电网侧输出功率处于两功率输出层级之间的情况，本发明的液化空气储能系统的发电方法可以采取以下策略：使电网侧需求的输出功率的一部分，由部分空气膨胀机处于额定功率提供，余下部分由其他的空气膨胀机所提供(非额定功率状态)。也就是说，仅使个别膨胀机处于非额定功率状态。结合图2所示，假设当电网侧输出功率处于第三输出功率输出层级的某一中间值时，可以通过第三台膨胀机部分进气，剩余气体走旁路的方式保证后两台膨胀机功率满发。如此一来，不仅有利于保证处于额定功率运转状态的空气膨胀机提高输出功率，而且有利于提高发电装置的整体发电效率，并且可以减少空气膨胀机以及气体管路的磨损。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种液化空气储能系统的发电装置，其特征在于，用于根据电网的需求功率调整输出功率，该装置包括：
液化空气存储及气化部分，用于存储液化空气，并将所述液化空气加热气化，输出气化空气；
液化空气存储及气化部分包括：循环风机出口控制阀门和蒸发器冷流体侧出口控制阀门；
循环风机出口控制阀门，用于调节蒸发器冷流体侧出口空气压力，调节膨胀机组内的空气流量，对输出功率进行滑压调节；
蒸发器冷流体侧出口控制阀门，用于调节膨胀机组内的空气流量，对输出功率进行定压调节；
膨胀机组，包括多个空气膨胀机，所述多个空气膨胀机的输出轴连接有SSS离合器，用于将所述气化空气的能量转化为机械动力；
发电机组，用于将所述机械动力转化为电能并输出；
旁路控制阀门，连接于所述多个空气膨胀机，用于短接所述多个空气膨胀机的气路。
2.根据权利要求1所述的液化空气储能系统的发电装置，其特征在于，所述多个空气膨胀机之间为同轴串联连接。
3.根据权利要求1所述的液化空气储能系统的发电装置，其特征在于，所述多个空气膨胀机之间为多轴并联连接，所述空气膨胀机的输出轴通过减速器与所述发电机组连接。
4.根据权利要求1所述的液化空气储能系统的发电装置，其特征在于，所述膨胀机组还包括：
多个再热器，分别连接于所述多个空气膨胀机的主气路中，用于将所述气化空气再次加热输送至相应的所述多个空气膨胀机。
5.根据权利要求4所述的液化空气储能系统的发电装置，其特征在于，还包括：
热量存储及释放部分，连接于所述再热器，用于存储和释放发电过程中气体所产生的热量。
6.根据权利要求5所述的液化空气储能系统的发电装置，其特征在于，所述热量存储及释放部分包括：
热介质储罐，用于存储储能阶段吸收压缩热后的高温储热介质；
冷介质储罐，用于回收所述多个再热器冷却后的储热介质。
7.一种液化空气储能系统的发电方法，其特征在于，用于根据电网的需求功率调整输出功率，该方法包括：
根据电网所需输出功率范围，设置液化空气储能系统的发电装置的多个功率输出层级；
根据所述多个功率输出层级，确定每一功率输出层级对应的膨胀机组中投入运行的空气膨胀机数量，其中，所述空气膨胀机的输出轴连接有SSS离合器；
根据电网需求的输出功率、所述功率输出层级和投入运行的空气膨胀机数量，实时控制所述膨胀机组进行发电；
所述根据电网需求的输出功率、所述功率输出层级和投入运行的空气膨胀机数量，实时控制所述膨胀机组进行发电，包括：
当所述电网需求的输出功率在所述功率输出层级内小幅变动时，调节气化空气的压力或阀门开度，直至所述输出功率等于所述电网需求的输出功率；
所述调节气化空气的压力，包括：
通过控制循环风机出口控制阀门，调节蒸发器冷流体侧出口空气压力，调节膨胀机组内的空气流量，对输出功率进行滑压调节；
通过控制蒸发器冷流体侧出口控制阀门，调节膨胀机组内的空气流量，对输出功率进行定压调节。
8.根据权利要求7所述的液化空气储能系统的发电方法，其特征在于，所述根据电网需求的输出功率、所述功率输出层级和投入运行的空气膨胀机数量，实时控制所述膨胀机组进行发电，还包括：
当所述电网所需功率的变动跨越所述功率输出层级时，增加或减少所述投入运行的空气膨胀机数量。
CN201710458470.6A 2017-06-16 2017-06-16 液化空气储能系统的发电装置及方法 Active CN107060921B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710458470.6A CN107060921B (zh) 2017-06-16 2017-06-16 液化空气储能系统的发电装置及方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710458470.6A CN107060921B (zh) 2017-06-16 2017-06-16 液化空气储能系统的发电装置及方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN107060921A CN107060921A (zh) 2017-08-18
CN107060921B true CN107060921B (zh) 2020-02-04

Family

ID=59594168

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710458470.6A Active CN107060921B (zh) 2017-06-16 2017-06-16 液化空气储能系统的发电装置及方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN107060921B (zh)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB201717040D0 (en) * 2017-10-17 2017-11-29 Innovatium Llp Compressed air storage
CN107780989A (zh) * 2017-11-09 2018-03-09 浙江大学 一种压缩空气电力储能系统
CN108506056B (zh) * 2018-05-14 2023-12-01 贵州电网有限责任公司 一种用于一次调频的压缩空气储能电站系统及其控制方法
CN108738419A (zh) * 2018-06-01 2018-11-06 成都天本地源科技有限公司 利用储能液化空气进行土壤深松深施作业的方法
CN109441571A (zh) * 2018-11-27 2019-03-08 贵州电网有限责任公司 一种膨胀发电机紧急排放系统及其排放方法
CN110630344A (zh) * 2019-09-11 2019-12-31 湖南匡楚科技有限公司 一种发电储能方法及系统
CN110685759A (zh) * 2019-11-07 2020-01-14 湖南匡楚科技有限公司 一种多级发电储能方法及系统
CN112302743B (zh) * 2020-10-30 2023-02-03 华北电力科学研究院有限责任公司 用于压缩空气储能电站的膨胀发电系统及其运行控制方法
CN113006875B (zh) * 2021-03-24 2022-01-04 佛山玄同科技有限公司 一种压力能回收系统及并网方法
CN114483225B (zh) * 2022-02-24 2024-03-15 上海领晟制冷科技有限公司 一种膨胀机多并联组合orc发电系统及其控制方法
CN115199347A (zh) * 2022-07-26 2022-10-18 北京全四维动力科技有限公司 空气透平系统及其运行方法
CN116430924B (zh) * 2023-06-13 2023-09-08 百穰新能源科技(深圳)有限公司 温度控制方法、装置、计算机设备及计算机可读存储介质

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103925216A (zh) * 2014-04-15 2014-07-16 曲阜师范大学 柔性变结构涡旋机压缩空气储能系统
CN105927297A (zh) * 2016-06-16 2016-09-07 全球能源互联网研究院 一种循环用热的深冷液态空气储能系统
CN106246249A (zh) * 2015-06-09 2016-12-21 通用电器技术有限公司 涡轮转动装置系统
US9638068B2 (en) * 2013-12-09 2017-05-02 Mada Energie Llc Energy storage and recovery methods, systems, and devices
CN106677988A (zh) * 2017-02-16 2017-05-17 中国科学院理化技术研究所 一种风光储能系统

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9638068B2 (en) * 2013-12-09 2017-05-02 Mada Energie Llc Energy storage and recovery methods, systems, and devices
CN103925216A (zh) * 2014-04-15 2014-07-16 曲阜师范大学 柔性变结构涡旋机压缩空气储能系统
CN106246249A (zh) * 2015-06-09 2016-12-21 通用电器技术有限公司 涡轮转动装置系统
CN105927297A (zh) * 2016-06-16 2016-09-07 全球能源互联网研究院 一种循环用热的深冷液态空气储能系统
CN106677988A (zh) * 2017-02-16 2017-05-17 中国科学院理化技术研究所 一种风光储能系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN107060921A (zh) 2017-08-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107060921B (zh) 液化空气储能系统的发电装置及方法
CN111365748B (zh) 热电联产机组供热方法及供热系统
CN111306842A (zh) 适应不同季节的变工况多能联供系统及方法
CN107237657B (zh) 一种可调峰储能的燃气-蒸汽联合动力装置及其控制方法
US7950214B2 (en) Method of and apparatus for pressurizing gas flowing in a pipeline
CN114001398A (zh) 超临界二氧化碳发电背景下的冬季供热与发电切换系统及方法
CN112627912A (zh) 一种火电厂汽驱供应压缩空气的节能系统
KR20160125764A (ko) 초임계 이산화탄소 발전 시스템
US6052996A (en) Heat-work cycle for steam cycle electric power generation plants
CN106194299A (zh) 一种碳捕集与超临界co2布雷顿循环耦合的发电系统
AU2021324829A1 (en) Pumped heat energy storage system with steam cycle
JPH08177409A (ja) 蒸気タービンプラント
CN116816499A (zh) 一种分布式能源发电系统及其控制方法
CN114991895B (zh) 一种耦合压缩空气储能的燃煤发电机组及其运行方法
CN106460664B (zh) 使用补充空气系统的燃气涡轮机效率和调节速度改进
CN112344311A (zh) 一种工业供汽深度热电解耦系统及使用方法
CN114635797A (zh) 一种燃机进气温度的控制系统
CN214887267U (zh) 一种可冷却电动执行器的燃气–蒸汽联合循环机组
EP3306044A1 (en) Fast frequency response systems with thermal storage for combined cycle power plants
CN220791326U (zh) 一种应用于ccpp发电的储热调峰系统
CN220815770U (zh) 一种用于燃煤汽轮发电机组深度调峰的工业供汽热力系统
CN220791325U (zh) 一种压缩空气储能与火电供热耦合系统
CN113982893B (zh) 可调峰储能的闭式微型燃气轮机循环系统及其操作方法
CN114483214B (zh) 一种凝汽式与高背压相互切换的供热系统
CN218480596U (zh) 一种热电厂给水泵双轴驱动系统

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant