CN113202574B - 耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法 - Google Patents

耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法 Download PDF

Info

Publication number
CN113202574B
CN113202574B CN202110566481.2A CN202110566481A CN113202574B CN 113202574 B CN113202574 B CN 113202574B CN 202110566481 A CN202110566481 A CN 202110566481A CN 113202574 B CN113202574 B CN 113202574B
Authority
CN
China
Prior art keywords
coal
power
compressed air
power generation
gas turbine
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
CN202110566481.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113202574A (zh
Inventor
吕洪坤
童家麟
应明良
茅建波
刘文胜
徐小琼
丁历威
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.)
Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Hangzhou E Energy Electric Power Technology Co Ltd
Original Assignee
Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Hangzhou E Energy Electric Power Technology 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 Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd, Hangzhou E Energy Electric Power Technology Co Ltd filed Critical Electric Power Research Institute of State Grid Zhejiang Electric Power Co Ltd
Priority to CN202110566481.2A priority Critical patent/CN113202574B/zh
Publication of CN113202574A publication Critical patent/CN113202574A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113202574B publication Critical patent/CN113202574B/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
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F01D21/003—Arrangements for testing or measuring
    • 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
    • F01K11/00—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers
    • F01K11/02—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers the engines being turbines
    • 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
    • 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
    • F01K13/003—Arrangements for measuring or testing
    • 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
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B37/00—Pumps having pertinent characteristics not provided for in, or of interest apart from, groups F04B25/00 - F04B35/00
    • F04B37/10—Pumps having pertinent characteristics not provided for in, or of interest apart from, groups F04B25/00 - F04B35/00 for special use
    • F04B37/12—Pumps having pertinent characteristics not provided for in, or of interest apart from, groups F04B25/00 - F04B35/00 for special use to obtain high pressure
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

本发明公开了一种耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法。随着大规模可再生能源的开发利用，电网峰谷差日益加剧，承载能力也受到了限制。本发明采用的技术方案为：在电网处于用电低谷期时，使用燃煤机组所发功率将空气压缩后存入储存空间，在保证燃煤机组实际发电功率高于最低保证发电功率的前提下，有效降低其上网功率，在电网处于用电高峰期时，将储存空间中的压缩空气送入燃气透平中发电，以降低主压气机功耗，提高燃机上网功率，进而减少天然气使用量。本发明既可为电网削峰填谷提供支撑，进而提高可再生能源消纳能力，亦可在系统上网功率满足电网调节需求的前提下降低天然气等高品位能源使用量。

Description

耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法
技术领域
本发明属于发电机组领域，具体地说是一种耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法。
背景技术
近年来，能源供需矛盾和环境污染问题已成为全球性难题，大力发展可再生能源已成为缓解这一难题的一个重要方向，其对于我国能源转型亦非常重要。但风电、光伏等间歇性可再生能源发电的大规模并网也加剧了电网调节难度，不仅影响到了电网安全运行，也限制了可再生能源消纳能力。压缩空气储能在国外已有一定规模应用，其技术发展既有助于电网“削峰填谷”，也有助于可再生能源消纳。
以往燃煤机组受超低负荷运行能力的限制，一定程度上影响了燃煤机组的“深度调峰”性能。而燃机所发功率需要扣除压气机功耗后才能对外输出，一定程度上也影响了燃机的“顶峰”性能。此外，燃机排烟温度较高、烟气中含氧量较大，其往往需要同步配套余热锅炉、蒸汽轮机等设备组成联合循环发电方式以提高能源利用率。但增设余热锅炉、蒸汽轮机等设备不仅需要额外增加初投资，并且由于其蒸汽参数受限，致使余热利用效率相对不高。而若将压缩空气储能、燃机等系统建设在燃煤机组附近，并将其排出的高温烟气取代部分二次风送入燃煤锅炉燃烧，不仅可以降低初投资，也可以利用燃煤锅炉通常更高的蒸汽参数以提高余热的利用效率，同时可提升燃煤机组炉膛温度水平以提高燃煤机组低负荷运行性能。
此外，由于燃煤锅炉二次风量减少后，其排烟温度将有一定程度上升，此时可通过燃煤机组超低排放改造后常设的烟气冷却器进行余热回收。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是克服上述现有技术存在的缺陷，提供一种耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法，其将燃机、燃煤机组、压缩空气储能耦合应用，以有效提高燃机、燃煤机组的综合快速调峰能力，并提高燃煤机组低负荷运行性能和余热利用效率。
为此，本发明采用的一种技术方案为：耦合压缩空气储能的调峰发电系统，包括燃气透平、电动压气机、热罐、冷罐、储存空间、燃煤锅炉、储热管道、放热管道和低压加热器；
所述的冷罐、储热管道、热罐和放热管道依次首尾连接构成一闭合回路；所述的储热管道上设有第一换热器和第一储热介质泵，放热管道上设有第二换热器和第二储热介质泵；
所述的电动压气机、第一换热器和储存空间之间通过储气管道连接，储存空间、第二换热器和燃气透平之间通过放气管道连接；
所述的燃煤锅炉上设有混合二次风箱、空气预热器、燃煤锅炉排烟管道和烟水换热器；
所述的燃气透平与混合二次风箱之间通过燃气透平排烟管道连接；
所述的低压加热器与烟水换热器之间通过循环水管道连接，循环水管道上设有循环水泵；
所述空气预热器烟气入口设有多个氧量测点，储存空间设有多个压力测点，储存空间压缩空气入口设有温度测点；
所述燃气透平压缩空气入口设有温度测点、压力测点、压力控制装置、流量测点和流量控制装置；所述的燃煤锅炉排烟管道内设有多个温度测点。
进一步地，所述混合二次风箱的高温烟气入口处设有烟气隔离挡板。
进一步地，所述的电动压气机连接燃煤发电机，燃煤发电机连接燃煤汽轮机。
进一步地，所述的燃气透平连接主压气机，主压气机连接燃机发电机。
进一步地，混合二次风箱二次风入口处设有二次风量调节挡板。
进一步地，低压加热器一般为最末级低压加热器。
进一步地，燃气透平至混合二次风箱的管道选型时应尽量选择管径一致的直管道，布置时尽管减少弯头，降低烟气阻力。
进一步地，燃气透平选型时不能过大，其排出的高温烟气量应能被燃煤锅炉完全利用。
本发明采用的另一种技术方案为：耦合压缩空气储能的调峰发电方法，包括以下步骤：
步骤1，判断是否处于用电低谷期，若满足，则执行步骤3，若不满足，则执行步骤2；
步骤2，判断是否处于用电高峰期，若满足，则执行步骤6；
步骤3，此时将燃机处于停运状态，判断此时燃煤机组目标上网功率是否高于最低保证发电功率，若满足，执行步骤4，若不满足，执行步骤5；
步骤4，降低燃煤机组发电功率；
步骤5，使用燃煤机组所发功率驱动电动压气机将空气压缩后存入储存空间，控制电动压气机压缩空气量，保证燃煤机组发电功率高于最低保证发电功率，使得燃煤机组实际上网功率达到目标上网功率；
步骤6，判断此时燃煤机组是否处于满负荷状态，若满足，执行步骤7，若不满足，执行步骤8；
步骤7，启动燃机，将储存空间中的压缩空气送入燃气透平中发电，控制储存空间释放的压缩空气量以降低主压气机功耗，进而减少天然气使用量，使得燃机实际上网功率达到目标上网功率；
步骤8，提高燃煤机组发电功率。
进一步地，电动压气机压缩空气质量流量的计算公式为：
qdm＝(P2-P1)ηd/(h2-h1)，
式中，qdm的单位为kg/s；P1为燃煤机组目标上网功率，kW；P2为燃煤机组当前发电功率，kW；h2为电动压气机压缩空气出口焓，kJ/kg；h1为电动压气机压缩空气入口焓，kJ/kg；ηd为电动压气机效率。
进一步地，储存空间释放的压缩空气质量流量的计算公式为：
qzm＝(P4-P3)ηz/(h4-h3)，
式中，q zm的单位为kg/s；P3为燃机当前发电功率，kW；P4为燃机目标上网功率，kW；h4为主压气机压缩空气出口焓，kJ/kg；h3为主压气机压缩空气入口焓，kJ/kg；ηz为主压气机效率。
进一步地，在电动压气机压缩空气时，使用储热介质吸收空气压缩时产生的热量后，将压缩空气存入储存空间，在储存空间存储的压缩空气送入燃气透平前，使用储热介质加热压缩空气。
进一步地，将燃气透平排出的高温烟气送入燃煤锅炉混合二次风箱，在混合二次风箱中与二次风混合，以取代部分二次风，将混合气流喷入燃煤锅炉作为煤粉燃烧之用；
根据燃煤锅炉空气预热器入口氧量测点测得的氧量，判断测得的氧量能否满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要；若测得的氧量不能满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要，则进一步控制喷入二次风量，以满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要；
高温烟气排挤部分二次风后，燃煤锅炉排烟温度有所提高，通过设置在空气预热器与电除尘之间的换热器对排烟余热进行回收。
与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
1)以往燃煤机组发电时，受超低负荷运行能力的限制，导致在电网用电负荷较低时，燃煤机组“深度调峰”性能受到限制，本发明在电网用电负荷较低时，使用燃煤机组所发功率驱动电动压气机将空气压缩后存入储存空间，在保证燃煤机组实际发电功率高于最低保证功率的前提下有效降低其上网功率。
2)以往燃机发电时，其自身压气机需要消耗燃机大量出力，约占燃机出力的2/3，燃机出力需扣除自身压气机消耗能量后的剩余出力才能驱动发电机发电，导致在电网用电负荷较高时，燃机“顶峰”性能受到限制，本发明在电网用电负荷较高时，将压缩空气送入燃气中发电，节省了主压气机功耗，可有效提高燃机发电机上网功率。
3)燃气透平排烟温度较高，同时排烟中氧含量较大，通常在10％以上，在联合循环发电中，经过余热锅炉后，尽管排烟温度有所降低，但排烟中氧含量并不会降低，这就导致联合循环发电的排烟损失非常大。本发明将燃气透平排出的高温烟气送入燃煤锅炉中进一步燃烧，有效降低了高温烟气含氧量，其排烟损失亦可有效降低。
4)燃煤锅炉原送风温度往往较低，通常约为350℃左右，燃气透平排烟温度可达600℃左右，使用燃气透平排出的高温烟气取代原燃煤锅炉送风后，燃煤锅炉炉内温度水平得到了有效提升，其低负荷运行能力亦可得到改善。
5)现阶段，燃煤锅炉排烟温度约为120℃左右，为了避免尾部烟道低温腐蚀，其排烟温度不能低于90℃，这就使得锅炉排烟可利用余热量较小。本发明将高温烟气取代部分低温二次风后，经过燃煤锅炉空预器的空气量有所减小，进而提高了燃煤锅炉排烟温度，排烟可利用余热量有所增加。
6)采用本系统和方法后，在系统上网功率满足电网调节需求的前提下，也可有效降低天然气等高品位能源使用量。
附图说明
图1为本发明耦合压缩空气储能的调峰发电系统的示意图；
图2为本发明耦合压缩空气储能的调峰发电方法的流程图。
其中，1-燃气透平、2-主压气机、3-燃机发电机、4-电动压气机、5-热罐、6-冷罐、7-储存空间、8-燃煤锅炉、9-燃煤汽轮机、10-燃煤发电机、11-第一换热器、12-第二换热器、13-第一储热介质泵、14-第二储热介质泵、15-混合二次风箱、16-烟气隔离挡板、17-二次风量调节挡板、18-空气预热器、19-燃气透平排烟管道、20-燃煤锅炉排烟管道、21-储热管道、22-放热管道、23-储气管道、24-放气管道、25-低压加热器、26-烟水换热器、27-循环水管道、28-循环水泵、29-氧量测点、30-温度测点、31-压力测点、32-压力控制装置、33-流量测点、34-流量控制装置。
具体实施方式
以下便结合本发明实施例附图，对本发明的具体实施方式作进一步的详述，以使本发明的技术方案更易于理解、掌握。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释发明的一部分实施例，而不是全部的实施例，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其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
请参阅附图1为本发明耦合压缩空气储能的调峰发电系统的示意图。该系统包括燃气透平1、主压气机2、燃机发电机3、电动压气机4、热罐5、冷罐6、储存空间7、燃煤锅炉8、燃煤汽轮机9和燃煤发电机10。
电动压气机4连接燃煤发电机10，燃煤发电机10连接燃煤汽轮机9。
电动压气机4、第一换热器11、储存空间7之间通过储气管道23连接，储存空间7、第二换热器12、燃气透平1之间通过放气管道24连接。燃气透平1连接主压气机2，主压气机2连接燃机发电机3。
储热管道21、放热管道22、热罐5和冷罐6构成一闭合回路。
储热管道21上设有第一换热器11、第一储热介质泵13，放热管道22上设有第二换热器12、第二储热介质泵14。
燃煤锅炉8上设有混合二次风箱15、空气预热器18、燃煤锅炉排烟管道20和烟水换热器26。
燃气透平1与混合二次风箱15之间通过燃气透平排烟管道19连接。
混合二次风箱15高温烟气入口处设有烟气隔离挡板16。
混合二次风箱15二次风入口处设有二次风量调节挡板17。
低压加热器25与烟水换热器26之间通过循环水管道27连接，循环水管道27上设有循环水泵28。
空气预热器18烟气入口设有多个氧量测点29。
储存空间7设有多个压力测点31。
储存空间7压缩空气入口设有温度测点30。
燃气透平1压缩空气入口设有温度测点30、压力测点31、压力控制装置32、流量测点33、流量控制装置34。
烟水换热器26后的燃煤锅炉排烟管道20内设有多个温度测点30。
本发明的运行方法如下：
在处于用电低谷期时，电动压气机4使用燃煤机组所发功率将空气压缩后通过储气管道23后存入储存空间7，保证燃煤机组发电功率高于最低保证发电功率的前提下，可有效降低燃煤发电机10上网功率，提高燃煤机组“深度调峰”性能。对于大功率电动压气机4，其压缩后的空气温度也非常高，若压缩空气压力达到10MPa，其温度可达650℃，直接存入储存空间7，无疑有一定的危险程度，也不经济。将高温压缩空气在第一换热器11放热，其热量由储热介质吸收，储热介质流量由第一储热介质泵13控制。放热后的压缩空气温度应达到环境温度，其温度由储存空间7入口温度测点30测得。
在处于用电高峰期时，将储存空间7的压缩空气通过放气管道24后送入燃气透平1中发电，以降低主压气机2功耗，可有效提高燃机发电机3上网功率，达到“顶峰”效果。储存空间7的压缩空气应在第二换热器12中吸热，其热量由储热介质放热，储热介质流量由第二储热介质泵14控制，控制温度达到燃气透平1入口所需压缩空气温度，其温度由燃气透平1压缩空气入口温度测点30测得。储存空间7的压缩空气压力应经压力控制装置32后进入燃气透平1，控制压力达到燃气透平1入口所需压缩空气压力，其压力由压缩空气入口压力测点31测得。储存空间7的压缩空气流量应经流量控制装置34后进入燃气透平1，控制流量达到燃气透平1入口所需压缩空气流量，其流量由压缩空气入口流量测点33测得。对于某型重型燃气透平，其入口所需压缩空气压力为1.7MPa，温度为406℃，若储存空间7中压缩空气压力达到10MPa，而温度为环境温度，需要对储存空间7中的压缩空气降压、升温后方可使用。
冷罐5中的储热介质在第一换热器11中吸热后通过储热管道21进入热罐5，热罐5中的储热介质通过放热管道22在第二换热器12中放热进入冷罐6。
将来自燃气透平1的高温烟气通过燃气透平排烟管道19送入燃煤锅炉8的混合二次风箱15，在混合二次风箱15中与二次风混合，以取代部分低温二次风，将混合气流喷入燃煤锅炉8作为煤粉燃烧之用。
根据空气预热器18烟气入口氧量测点29测得的氧量，判断空气预热器18入口氧量是否达到燃煤锅炉8负荷所需氧量，若不满足，则进一步控制二次风流量调节挡板17开度，进而进一步控制二次风量，使得燃煤锅炉8氧量达到其负荷所需氧量，以满足燃煤锅炉8煤粉燃烧需要。
高温烟气取代部分低温二次风后，燃煤锅炉8空气预热器18后的排烟温度较取代前有所上升，对于超超临界锅炉，排烟温度一般为120℃左右，二次风量减少后，排烟温度可达150℃以上。锅炉排烟通过烟水换热器26对循环水放热，吸热后的循环水通过循环水管道27在低压加热器25中加热凝结水，其流量由循环水泵28控制，保持烟水换热器22后的烟气温度在120℃以上，其温度由温度测点30测得。
当燃气透平1停运时，关闭烟气隔离挡板16，防止混合二次风箱15中的二次风流入燃气透平1。
当燃煤锅炉8停运时，关闭烟气隔离挡板16，防止燃气透平1排出的高温烟气流入混合二次风箱15。此时燃气透平1排出的高温烟气应流入余热锅炉等其他高温烟气利用装置，以维持燃气透平1的高温烟气可正常排出。
实施例2
请参阅附图2为本发明一种耦合压缩空气储能的调峰发电方法示意图，其采用实施例1所述的耦合压缩空气储能的调峰发电系统，所述的调峰发电方法包括以下步骤：
步骤1，判断是否处于用电低谷期，若满足，则执行步骤3，若不满足，则执行步骤2；
步骤2，判断是否处于用电高峰期，若满足，则执行步骤6；
步骤3，此时将燃机处于停运状态，判断此时燃煤机组目标上网功率是否高于最低保证发电功率，若满足，执行步骤4，若不满足，执行步骤5；
步骤4，降低燃煤机组发电功率；
步骤5，使用燃煤机组所发功率驱动电动压气机将空气压缩后存入储存空间，控制电动压气机压缩空气量，保证燃煤机组发电功率高于最低保证发电功率，使得燃煤机组实际上网功率达到目标上网功率；
步骤6，判断此时燃煤机组是否处于满负荷状态，若满足，执行步骤7，若不满足，执行步骤8；
步骤7，启动燃机，将储存空间中的压缩空气送入燃气透平中发电，控制储存空间释放的压缩空气量以降低主压气机功耗，进而减少天然气使用量，使得燃机实际上网功率达到目标上网功率；
步骤8，提高燃煤机组发电功率。
电动压气机压缩空气质量流量的计算公式为：
qdm＝(P2-P1)ηd/(h2-h1)，
式中，qdm单位为kg/s；P1为燃煤机组目标上网功率，kW；P2为燃煤机组当前发电功率，kW；h2为电动压气机压缩空气出口焓，kJ/kg；h1为电动压气机压缩空气入口焓，kJ/kg；ηd为电动压气机效率，％。
储存空间释放的压缩空气质量流量的计算公式为：
qzm＝(P4-P3)ηz/(h4-h3)，
式中，qzm的单位为kg/s；P3为燃机当前发电功率，kW；P4为燃机目标上网功率，kW；h4为主压气机压缩空气出口焓，kJ/kg；h3为主压气机压缩空气入口焓，kJ/kg；ηz为主压气机效率，％。
在电动压气机压缩空气时，使用储热介质吸收空气压缩时产生的热量后，将压缩空气存入储存空间，在储存空间存储的压缩空气送入燃气透平前，使用储热介质加热压缩空气。
将燃气透平排出的高温烟气送入燃煤锅炉混合二次风箱，在混合二次风箱中与二次风混合，以取代部分二次风，将混合气流喷入燃煤锅炉作为煤粉燃烧之用。
根据燃煤锅炉空气预热器入口氧量测点测得的氧量，判断测得的氧量能否满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要。
若测得的氧量不能满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要，则进一步控制喷入二次风量，以满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要。
高温烟气排挤部分二次风后，燃煤锅炉排烟温度有所提高，通过设置在空气预热器与电除尘之间的换热器对排烟余热进行回收。

Claims (10)

1.耦合压缩空气储能的调峰发电系统，包括燃气透平(1)、电动压气机(4)、热罐(5)、冷罐(6)、储存空间(7)、燃煤锅炉(8)、储热管道(21)、放热管道(22)和低压加热器(25)，其特征在于，
所述的冷罐(6)、储热管道(21)、热罐(5)和放热管道(22)依次首尾连接构成一闭合回路；所述的储热管道(21)上设有第一换热器(11)和第一储热介质泵(13)，放热管道(22)上设有第二换热器(12)和第二储热介质泵(14)；
所述的电动压气机(4)、第一换热器(11)和储存空间(7)之间通过储气管道(23)连接，储存空间(7)、第二换热器(12)和燃气透平(1)之间通过放气管道(24)连接；
所述的燃煤锅炉(8)上设有混合二次风箱(15)、空气预热器(18)、燃煤锅炉排烟管道(20)和烟水换热器(26)；
所述的燃气透平(1)与混合二次风箱(15)之间通过燃气透平排烟管道(19)连接；
所述的低压加热器(25)与烟水换热器(26)之间通过循环水管道(27)连接，循环水管道(27)上设有循环水泵(28)；
所述空气预热器(18)烟气入口设有多个氧量测点(29)，储存空间(7)设有多个压力测点(31)，储存空间(7)压缩空气入口设有温度测点(30)；
所述燃气透平(1)压缩空气入口设有温度测点(30)、压力测点(31)、压力控制装置(32)、流量测点(33)和流量控制装置(34)；所述的燃煤锅炉排烟管道(20)内设有多个温度测点(30)。
2.根据权利要求1所述的耦合压缩空气储能的调峰发电系统，其特征在于，所述混合二次风箱(15)的高温烟气入口处设有烟气隔离挡板(16)。
3.根据权利要求1所述的耦合压缩空气储能的调峰发电系统，其特征在于，所述的电动压气机(4)连接燃煤发电机(10)，燃煤发电机(10)连接燃煤汽轮机(9)。
4.根据权利要求1所述的耦合压缩空气储能的调峰发电系统，其特征在于，所述的燃气透平(1)连接主压气机(2)，主压气机(2)连接燃机发电机(3)。
5.根据权利要求1所述的耦合压缩空气储能的调峰发电系统，其特征在于，混合二次风箱(15)二次风入口处设有二次风量调节挡板(17)。
6.耦合压缩空气储能的调峰发电方法，其采用权利要求1-5任一项所述耦合压缩空气储能的调峰发电系统，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，判断是否处于用电低谷期，若满足，则执行步骤3，若不满足，则执行步骤2；
步骤2，判断是否处于用电高峰期，若满足，则执行步骤6；
步骤3，此时将燃机处于停运状态，判断此时燃煤机组目标上网功率是否高于最低保证发电功率，若满足，执行步骤4，若不满足，执行步骤5；
步骤4，降低燃煤机组发电功率；
步骤5，使用燃煤机组所发功率驱动电动压气机将空气压缩后存入储存空间，控制电动压气机压缩空气量，保证燃煤机组发电功率高于最低保证发电功率，使得燃煤机组实际上网功率达到目标上网功率；
步骤6，判断此时燃煤机组是否处于满负荷状态，若满足，执行步骤7，若不满足，执行步骤8；
步骤7，启动燃机，将储存空间中的压缩空气送入燃气透平中发电，控制储存空间释放的压缩空气量以降低主压气机功耗，进而减少天然气使用量，使得燃机实际上网功率达到目标上网功率；
步骤8，提高燃煤机组发电功率。
7.根据权利要求6所述的耦合压缩空气储能的调峰发电方法，其特征在于，电动压气机压缩空气质量流量的计算公式为：
qdm＝(P2-P1)ηd/(h2-h1)，
式中，qdm的单位为kg/s；P1为燃煤机组目标上网功率，单位为kW；P2为燃煤机组当前发电功率，单位为kW；h2为电动压气机压缩空气出口焓，单位为kJ/kg；h1为电动压气机压缩空气入口焓，kJ/kg；ηd为电动压气机效率。
8.根据权利要求6所述的耦合压缩空气储能的调峰发电方法，其特征在于，储存空间释放的压缩空气质量流量的计算公式为：
qzm＝(P4-P3)ηz/(h4-h3)，
式中，qzm的单位为kg/s；P3为燃机当前发电功率，单位为kW；P4为燃机目标上网功率，单位为kW；h4为主压气机压缩空气出口焓，单位为kJ/kg；h3为主压气机压缩空气入口焓，单位为kJ/kg；ηz为主压气机效率。
9.根据权利要求6所述的耦合压缩空气储能的调峰发电方法，其特征在于，在电动压气机压缩空气时，使用储热介质吸收空气压缩时产生的热量后，将压缩空气存入储存空间，在储存空间存储的压缩空气送入燃气透平前，使用储热介质加热压缩空气。
10.根据权利要求6所述的耦合压缩空气储能的调峰发电方法，其特征在于，将燃气透平排出的高温烟气送入燃煤锅炉混合二次风箱，在混合二次风箱中与二次风混合，以取代部分二次风，将混合气流喷入燃煤锅炉作为煤粉燃烧之用；
根据燃煤锅炉空气预热器入口氧量测点测得的氧量，判断测得的氧量能否满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要；若测得的氧量不能满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要，则进一步控制喷入二次风量，以满足燃煤锅炉煤粉燃烧需要；
高温烟气排挤部分二次风后，燃煤锅炉排烟温度有所提高，通过设置在空气预热器与电除尘之间的换热器对排烟余热进行回收。
CN202110566481.2A 2021-05-24 2021-05-24 耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法 Active CN113202574B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110566481.2A CN113202574B (zh) 2021-05-24 2021-05-24 耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110566481.2A CN113202574B (zh) 2021-05-24 2021-05-24 耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113202574A CN113202574A (zh) 2021-08-03
CN113202574B true CN113202574B (zh) 2023-01-17

Family

ID=77022960

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110566481.2A Active CN113202574B (zh) 2021-05-24 2021-05-24 耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113202574B (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114810351A (zh) * 2022-04-12 2022-07-29 西安热工研究院有限公司 一种耦合储能系统且压缩流量可调的燃机系统及控制方法
CN114810243B (zh) * 2022-05-27 2023-05-26 华能国际电力股份有限公司 一种锅炉烟气耦合压缩空气储能的燃煤发电系统及运行方法
CN114899884B (zh) * 2022-05-31 2023-09-08 国网浙江省电力有限公司电力科学研究院 一种耦合二氧化碳捕集与利用的调峰发电系统与方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103089441B (zh) * 2013-01-27 2015-09-09 南京瑞柯徕姆环保科技有限公司 一种分布式气动-朗肯联合循环冷热电三联供装置
CN103233820B (zh) * 2013-05-10 2016-06-08 华北电力大学（保定） 压缩空气蓄能与联合循环集成的发电系统
CN104088703B (zh) * 2014-06-24 2017-02-08 华北电力大学 间冷热预热汽轮机的压缩空气蓄能‑联合循环集成系统
CN204691905U (zh) * 2015-03-30 2015-10-07 华北电力大学 一种外燃式燃煤压缩空气蓄能系统
CN106437885B (zh) * 2016-11-29 2018-04-17 中国科学院理化技术研究所 一种压缩空气储能系统
CN107327322B (zh) * 2017-05-19 2023-09-08 国网浙江省电力公司电力科学研究院 一种燃机-煤机耦合发电系统及其运行方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN113202574A (zh) 2021-08-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Liu et al. Heat–power decoupling technologies for coal-fired CHP plants: Operation flexibility and thermodynamic performance
CN113202574B (zh) 耦合压缩空气储能的调峰发电系统及方法
Wang et al. Peak shaving operational optimization of supercritical coal-fired power plants by revising control strategy for water-fuel ratio
CN112855293B (zh) 集成储热的工业供汽热电联产调峰调频系统及运行方法
CN111140296B (zh) 一种火电机组熔盐梯级储放能调峰系统及方法
CN103644081A (zh) 风力发电、火力发电和压缩空气储能一体化发电系统
CN106089338A (zh) 一种调节供热与发电的背压机联合系统及方法
CN112611010B (zh) 一种多热源热电联产机组发电负荷灵活调节系统的调节方法
CN215170241U (zh) 一种火电厂储能调峰耦合系统
CN103775211A (zh) 一种主动调控型燃气轮机分布式冷热电联供系统
CN108798898B (zh) 质子交换膜燃料电池与燃气轮机联合供应蒸汽和热水的系统及方法
CN113390074A (zh) 一种火电厂蓄热发电调峰调频系统及工作方法
CN215676608U (zh) 一种熔盐储能电力调峰系统
CN112234650A (zh) 一种太阳能燃气联合循环机组热电调峰能力的计算方法
CN201723313U (zh) 可用于分布式的空气及燃料湿化燃气轮机联合循环装置
CN102278205A (zh) 可用于分布式的空气及燃料湿化燃气轮机联合循环方法
Zhang et al. Performance analysis of a compressed liquid carbon dioxide energy storage system
CN205977287U (zh) 复合式沼气发电系统
CN212054837U (zh) 一种提高电力灵活性的系统
CN216198464U (zh) 一种内燃机熔盐蒸汽联合循环发电系统
Ye et al. Research on optimal operation strategy with ancillary services of flexible thermal power units
CN205977286U (zh) 一种天然气分布式能源的调压系统
CN219571892U (zh) 一种基于化学链储能的燃煤机组启动、热电解耦系统
CN213817251U (zh) 新能源耦合火电机组发电储能调峰联合系统
CN215633190U (zh) 结合液态空气储能的深度调峰电站

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