CN114542224A - 一种液态压缩空气与火电机组耦合的系统装置和方法 - Google Patents

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CN114542224A CN202210113642.7A CN202210113642A CN114542224A CN 114542224 A CN114542224 A CN 114542224A CN 202210113642 A CN202210113642 A CN 202210113642A CN 114542224 A CN114542224 A CN 114542224A
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Abstract

本发明涉及一种液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置和方法，包括，转化储冷单元包括依次连接的冷箱、第一低温膨胀设备、气液分离设备、液态空气储罐、低温增压设备和蒸发器；空气压缩单元的出料口和冷箱的进料口相连接；蒸发器和输出单元的进料口相连接；输出单元包括加热器、透平发电系统、第一汽包和第二汽包；蒸发器的出料口与加热器的第一进料口相连接；加热器的第一出料口和透平发电系统；第一汽包和第二汽包和空气压缩单元相连接。对退役火电机组的再利用，通过在原厂址上建立新型储能系统，有效地利用了火电机组的废弃场地与部分组件，如汽包、发电系统等。

Description

一种液态压缩空气与火电机组耦合的系统装置和方法
技术领域
本发明涉及电能资源化利用领域，涉及一种液态压缩空气与火电机组耦合的系统装置和方法，更具体的涉及一种液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置和使用方法。
背景技术
目前，由于用电峰值的不稳定性，通常会将非峰值用电的部分电能进行存储，然后在用电高峰期输入电网中，主要的储能方式有抽水蓄能储能、液态压缩空气储能、电化学储能和飞轮储能等。
液态压缩空气储能以液态空气作为储能介质，相比压缩空气储能摆脱了地理因素的限制，能够实现大容量和长时间的电能储存，具有可靠、经济和环保等优势。液态压缩空气储能在电力系统中主要用于削峰填谷、可再生能源存储、系统备用等，是储能领域具有很大发展潜力的技术。
如CN112780375A公开了一种与火电厂耦合的压缩空气储能系统及其使用方法，包括火电厂热力设备和压缩空气储能系统：火电厂热力设备的蒸汽出口与压缩空气储能系统的压缩机驱动汽轮机连接；压缩空气储能系统包括压缩机、压缩机驱动汽轮机、换热系统、储气室、空气膨胀机和发电机，压缩机进气口与空气连通，压缩机驱动汽轮机与压缩机连接，压缩机驱动汽轮机用于驱动压缩机压缩空气；压缩机的出气口通过换热系统与储气室的进气口连接，储气室用于储存压缩空气；储气室的出气口通过换热系统与空气膨胀机的进气口连接，膨胀器与发电机连接；具有调节范围大、响应速度快的优点。
CN213810561U公开了一种基于液态压缩空气储能的火电机组调峰调频系统，包括燃煤发电机组、液态压缩空气储能系统和液态压缩空气释能系统；本实用新型液态压缩空气储能系统与火电机组汽水热力循环多重耦合，压缩机采用火电机组中压缸进汽和排汽作为热源的纯凝式汽轮机驱动，储能压缩过程的热量用于加热凝结水从而排挤低压缸回热抽汽，释能膨胀过程的吸热由高温给水提供。可实现火电机组汽水热力循环的部分能量实现时空转移，有利于提升火电机组参与电网的调峰和调频能力。
然而目前发电的主要方式仍为火力发电，而火力发电机组在使用一定时间后由于安全性或政策等因素会退役，如何对退役火电机组进行二次利用是亟待解决的问题。
发明内容
鉴于现有技术中存在的问题，本发明的目的在于提供一种液态压缩空气与火电机组耦合的系统装置和方法，解决了当前退役火电机组无法有效利用的问题。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供了一种液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，所述耦合系统装置包括空气压缩单元、转化储冷单元和输出单元；
所述空气压缩单元包括至少2级压缩-换热组合设备；
所述转化储冷单元包括依次连接的冷箱、第一低温膨胀设备、气液分离设备、液态空气储罐、低温增压设备和蒸发器；
所述冷箱和所述蒸发器均与低温储存设备进行并联；
所述气液分离设备的气相出口与所述冷箱连接；
所述空气压缩单元的出料口和所述冷箱的进料口相连接；
所述蒸发器和所述输出单元的进料口相连接；
所述输出单元包括加热器、透平发电系统、第一汽包和第二汽包；
所述蒸发器的出料口与所述加热器的第一进料口相连接；
所述加热器的第一出料口和所述透平发电系统相连接；
所述加热器的第二出料口和所述第一汽包相连接；
所述第二汽包的第一出料口和所述加热器的第二进料口相连接；
所述第一汽包和所述第二汽包和所述空气压缩单元相连接；
所述透平发电系统、第一汽包和第二汽包均来自退役火电机组。
本发明提供的系统装置，通过利用液态压缩空气储能可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平滑负荷，不仅可以更有效地利用电力设备，降低供电成本，还可以促进可再生能源的应用，也可作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段；而由于所述透平发电系统、第一汽包和第二汽包均来自退役火电机组，实现了对退役火电机组的再利用，通过在原厂址上建立新型储能系统，有效地利用了火电机组的废弃场地与部分组件(如汽包、发电系统等)，降低了液态压缩空气储能的成本，同时可以实现冷热电多种能源的综合利用，满足周边地区的多种需求。进一步实现了在发电过剩时吸收多余电力液化空气存储能量并在用电高峰时完成能量释放，实现了电力的移峰填谷并具有较高的储能效率。
作为本发明优选的技术方案，所述空气压缩单元包括2级压缩-换热组合设备。
优选地，所述2级压缩-换热组合设备包括依次设置的第一压缩机和第二压缩机。
优选地，所述第一压缩机配套设置有第一换热器。
优选地，所述第二压缩机配套设置有第二换热器。
作为本发明优选的技术方案，所述第一汽包的物料分别通过所述第一换热器和所述第二换热器换热后汇集通入所述第二汽包。
作为本发明优选的技术方案，所述冷箱还并联有第二低温膨胀设备。
作为本发明优选的技术方案，所述冷箱的出料支口还连接有平衡冷却设备。
优选地，所述平衡冷却设备的出料口和所述第二压缩机的进料口相连接。
作为本发明优选的技术方案，所述第二汽包的第二出料口和所述透平发电系统的排气口和供热端相连接。
第二方面，本发明提供了一种液态压缩空气与退役火电机组耦合系统的使用方法，采用如第一方面所述耦合系统装置进行；
具体包括如下过程：空气依次经第一压缩、第一换热、第二压缩和第二换热后进入冷箱中进行冷却，冷却后经气液分离后进行低温膨胀，得到液态空气，之后所述液态空气经增压处理后，进行气化处理，得到高压气体，所述高压气体经加热后进入透平发电，所述透平发电后的排气与第一级换热和第二级换热所得热介质进入供热端。
作为本发明优选的技术方案，所述第一压缩后所得气体的压力为0.8-0.9MPa，例如可以是0.8MPa、0.805MPa、0.81MPa、0.815MPa、0.82MPa、0.825MPa、0.83MPa、0.835MPa、0.84MPa、0.845MPa、0.85MPa、0.855MPa、0.86MPa、0.865MPa、0.87MPa、0.875MPa、0.88MPa、0.885MPa、0.89MPa、0.895MPa或0.8MPa等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二压缩后所得气体的压力为6-7MPa，例如可以是6MPa、6.05MPa、6.1MPa、6.15MPa、6.2MPa、6.25MPa、6.3MPa、6.35MPa、6.4MPa、6.45MPa、6.5MPa、6.55MPa、6.6MPa、6.65MPa、6.7MPa、6.75MPa、6.8MPa、6.85MPa、6.9MPa、6.95MPa或7MPa等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述气液分离后所得液态空气的温度为-170～-160℃，例如可以是-170℃、-169.5℃、-169℃、-168.5℃、-168℃、-167.5℃、-167℃、-166.5℃、-166℃、-165.5℃、-165℃、-164.5℃、-164℃、-163.5℃、-163℃、-162.5℃、-162℃、-161.5℃、-161℃、-160.5℃或-160℃等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述气液分离后所得液态空气的压力为0.8-2MPa，例如可以是0.8MPa、0.85MPa、0.9MPa、0.95MPa、1MPa、1.05MPa、1.1MPa、1.15MPa、1.2MPa、1.25MPa、1.3MPa、1.35MPa、1.4MPa、1.45MPa、1.5MPa、1.55MPa、1.6MPa、1.65MPa、1.7MPa、1.75MPa、1.8MPa、1.85MPa、1.9MPa、1.95MPa或2MPa等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述增压处理后所得液体的压力为12-15MPa，例如可以是12MPa、12.2MPa、12.4MPa、12.6MPa、12.8MPa、13MPa、13.2MPa、13.4MPa、13.6MPa、13.8MPa、14MPa、14.2MPa、14.4MPa、14.6MPa、14.8MPa或15MPa等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的组合同样适用。
优选地，所述加热后的高压气体的温度为260-270℃，例如可以是260℃、260.5℃、261℃、261.5℃、262℃、262.5℃、263℃、263.5℃、264℃、264.5℃、265℃、265.5℃、266℃、266.5℃、267℃、267.5℃、268℃、268.5℃、269℃、269.5℃或270℃等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述第二压缩所得气体的温度为所述加热高压气体温度的1.2-1.4倍，例如可以是1.2倍、1.21倍、1.22倍、1.23倍、1.24倍、1.25倍、1.26倍、1.27倍、1.28倍、1.29倍、1.3倍、1.31倍、1.32倍、1.33倍、1.34倍、1.35倍、1.36倍、1.37倍、1.38倍、1.39倍或1.4倍等，但不限于所列举的数值，该范围内其他未列举的数值同样适用。
本发明中，通过严苛控制所述第二压缩所得气体的温度为所述加热高压气体温度实现了高效率的储能及提升了储能效率。若所述第二压缩所得气体的温度＞所述加热高压气体温度的2倍，该储能装置释能以供热供冷为主。若所述第二压缩所得气体的温度＜所述加热高压气体温度的1倍，该储能装置释能以供电为主。
作为本发明优选的技术方案，具体包括如下过程：空气依次经第一压缩、第一换热、第二压缩和第二换热后进入冷箱中进行冷却，冷却后经气液分离后进行低温膨胀，得到液态空气，之后所述液态空气经增压处理后，进行气化处理，得到高压气体，所述高压气体经加热后进入透平发电，所述透平发电后的排气与第一级换热和第二级换热所得热介质进入供热端；
所述第一压缩后所得气体的压力为0.8-0.9MPa；所述第二压缩后所得气体的压力为6-7MPa；所述气液分离后所得液态空气的温度为-170～-160℃；所述气液分离后所得液态空气的压力为0.8-2MPa；所述增压处理后所得液体的压力为12-15MPa；所述增压处理后所得液体的压力为12-15MPa；所述加热后的高压气体的温度为260-270℃；所述第二压缩所得气体的温度为所述加热高压气体温度的1.2-1.4倍。
与现有技术方案相比，本发明至少具有以下有益效果：
通过将退役火电机组和液态压缩空气储能系统耦合，可以在降低液态压缩空气储能成本的基础上，开展退役火电机组综合能源利用，实现对用户的冷、热、电联供。所得耦合系统的储能效率为＞50％。
附图说明
图1是本发明实施例1中系统装置的示意图。
图中：1-第一压缩机，2-第一换热器，3-第二压缩机，4-第二换热器，5-平衡冷却设备，6-低温储存设备，7-冷箱，8-第二低温膨胀设备，9-第一低温膨胀设备，10-气液分离设备，11-液态空气储罐，12-低温增压设备，13-蒸发器，14-加热器，15-透平发电系统，16-第一汽包，17-第二汽包，A-供热端。
下面对本发明进一步详细说明。但下述的实例仅仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明的保护范围以权利要求书为准。
具体实施方式
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，本发明的典型但非限制性的实施例如下：
实施例1
本实施例提供一种液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，如图1所示，所述耦合系统装置包括空气压缩单元、转化储冷单元和输出单元；
所述空气压缩单元为2级压缩-换热组合设备；所述2级压缩-换热组合设备包括依次设置的第一压缩机1和第二压缩机3；所述第一压缩机1配套设置有第一换热器2；所述第二压缩机3配套设置有第二换热器4；
所述转化储冷单元包括依次连接的冷箱7、第一低温膨胀设备9、气液分离设备10、液态空气储罐-11、低温增压设备12和蒸发器13；
所述冷箱7和所述蒸发器13均与低温储存设备6进行并联；
所述气液分离设备10的气相出口与所述冷箱7连接；
所述空气压缩单元的出料口和所述冷箱7的进料口相连接；
所述蒸发器13和所述输出单元的进料口相连接；
所述输出单元包括加热器14、透平发电系统15、第一汽包16和第二汽包17；
所述蒸发器13的出料口与所述加热器14的第一进料口相连接；
所述加热器14的第一出料口和所述透平发电系统15相连接；
所述加热器14的第二出料口和所述第一汽包16相连接；
所述第二汽包17的第一出料口和所述加热器14的第二进料口相连接；
所述第一汽包16和所述第二汽包17和所述空气压缩单元相连接；所述第一汽包16的物料分别通过所述第一换热器2和所述第二换热器4换热后汇集通入所述第二汽包17；
所述冷箱7还并联有第二低温膨胀设备8；所述冷箱7的出料支口还连接有平衡冷却设备5；所述平衡冷却设备5的出料口和所述第二压缩机3的进料口相连接；
所述第二汽包17的第二出料口和所述透平发电系统15的排气口和供热端A相连接；
所述透平发电系统15、第一汽包16和第二汽包17均来自退役火电机组。
应用例
采用实施例中的系统装置来实现退役机组的利用，具体包括如下过程：空气依次经第一压缩、第一换热、第二压缩和第二换热后进入冷箱中进行冷却，冷却后经气液分离后进行低温膨胀，得到液态空气，之后所述液态空气经增压处理后，进行气化处理，得到高压气体，所述高压气体经加热后进入透平发电，所述透平发电后的排气与第一级换热和第二级换热所得热介质进入供热端；
所述第一压缩后所得气体的压力为0.8MPa；所述第二压缩后所得气体的压力为6MPa；所述气液分离后所得液态空气的温度为-165℃；所述气液分离后所得液态空气的压力为1.5MPa；所述增压处理后所得液体的压力为13MPa；所述增压处理后所得液体的压力为14MPa；所述加热后的高压气体的温度为265℃；所述第二压缩所得气体的温度为所述加热高压气体温度的1.3倍。
操作过程中控制，储/释能时间为8/8小时，释能子循环以30MW为例。
液态压缩空气储能子循环的基本假设及约束条件为：空气在换热器及蓄热器的压损均为1％；各段管道内的压损忽略不计；不考虑空气在不同装置及各段管道中的换热损失和泄露损失；换热器各段管道端差不得低于5℃以保持正常换热。最终经过测定系统的储能效率为＞50％。
本发明中，储能效率的计算方式为输出功率与输入功率的商。
通过上述实施例和应用例的结果可知，本发明提供的系统装置，通过利用液态压缩空气储能可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平滑负荷，不仅可以更有效地利用电力设备，降低供电成本，还可以促进可再生能源的应用，也可作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段；而对退役火电机组的再利用，通过在原厂址上建立新型储能系统，有效地利用了火电机组的废弃场地与部分组件(如汽包、发电系统等)，采用了退役火电机组部件，再利用废弃部件及厂址，降低成本同时可以实现冷热电多种能源的综合利用，满足周边地区的多种需求。
声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，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，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (10)

1.一种液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，其特征在于，所述耦合系统装置包括空气压缩单元、转化储冷单元和输出单元；
所述空气压缩单元包括至少2级压缩-换热组合设备；
所述转化储冷单元包括依次连接的冷箱、第一低温膨胀设备、气液分离设备、液态空气储罐、低温增压设备和蒸发器；
所述冷箱和所述蒸发器均与低温储存设备进行并联；
所述气液分离设备的气相出口与所述冷箱连接；
所述空气压缩单元的出料口和所述冷箱的进料口相连接；
所述蒸发器和所述输出单元的进料口相连接；
所述输出单元包括加热器、透平发电系统、第一汽包和第二汽包；
所述蒸发器的出料口与所述加热器的第一进料口相连接；
所述加热器的第一出料口和所述透平发电系统相连接；
所述加热器的第二出料口和所述第一汽包相连接；
所述第二汽包的第一出料口和所述加热器的第二进料口相连接；
所述第一汽包和所述第二汽包和所述空气压缩单元相连接；
所述透平发电系统、第一汽包和第二汽包均来自退役火电机组。
2.如权利要求1所述的液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，其特征在于，所述空气压缩单元包括2级压缩-换热组合设备；
优选地，所述2级压缩-换热组合设备包括依次设置的第一压缩机和第二压缩机；
优选地，所述第一压缩机配套设置有第一换热器；
优选地，所述第二压缩机配套设置有第二换热器。
3.如权利要求2所述的液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，其特征在于，所述第一汽包的物料分别通过所述第一换热器和所述第二换热器换热后汇集通入所述第二汽包。
4.如权利要求1-3任一项所述的液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，其特征在于，所述冷箱还并联有第二低温膨胀设备。
5.如权利要求1-4任一项所述的液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，其特征在于，所述冷箱的出料支口还连接有平衡冷却设备；
优选地，所述平衡冷却设备的出料口和所述第二压缩机的进料口相连接。
6.如权利要求1-5任一项所述的液态压缩空气与退役火电机组耦合的系统装置，其特征在于，所述第二汽包的第二出料口和所述透平发电系统的排气口和供热端相连接。
7.一种液态压缩空气与退役火电机组耦合系统的使用方法，其特征在于，采用如权利要求1-6任一项所述耦合系统装置进行；
具体包括如下过程：空气依次经第一压缩、第一换热、第二压缩和第二换热后进入冷箱中进行冷却，冷却后经气液分离后进行低温膨胀，得到液态空气，之后所述液态空气经增压处理后，进行气化处理，得到高压气体，所述高压气体经加热后进入透平发电，所述透平发电后的排气与第一级换热和第二级换热所得热介质进入供热端。
8.如权利要求7所述使用方法，其特征在于，所述第一压缩后所得气体的压力为0.8-0.9MPa；
优选地，所述第二压缩后所得气体的压力为6-7MPa。
9.如权利要求7或8所述使用方法，其特征在于，所述气液分离后所得液态空气的温度为-170～-160℃；
优选地，所述气液分离后所得液态空气的压力为0.8-2MPa；
优选地，所述增压处理后所得液体的压力为12-15MPa；
优选地，所述加热后的高压气体的温度为260-270℃；
优选地，所述第二压缩所得气体的温度为所述加热高压气体温度的1.2-1.4倍。
10.如权利要求7-9任一项所述使用方法，其特征在于，具体包括如下过程：空气依次经第一压缩、第一换热、第二压缩和第二换热后进入冷箱中进行冷却，冷却后经气液分离后进行低温膨胀，得到液态空气，之后所述液态空气经增压处理后，进行气化处理，得到高压气体，所述高压气体经加热后进入透平发电，所述透平发电后的排气与第一级换热和第二级换热所得热介质进入供热端；
所述第一压缩后所得气体的压力为0.8-0.9MPa；所述第二压缩后所得气体的压力为6-7MPa；所述气液分离后所得液态空气的温度为-170～-160℃；所述气液分离后所得液态空气的压力为0.8-2MPa；所述增压处理后所得液体的压力为12-15MPa；所述增压处理后所得液体的压力为12-15MPa；所述加热后的高压气体的温度为260-270℃；所述第二压缩所得气体的温度为所述加热高压气体温度的1.2-1.4倍。
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