CN219159037U - 一种基于机炉解耦的储能系统 - Google Patents

Abstract

一种基于机炉解耦的储能系统，包括，主蒸汽管道、高压旁路管道、汽轮机高压缸、汽轮机中压缸、锅炉再热器、炉外解耦再热器、储能模块；储能模块由高温换热器、低温换热器、高温熔盐罐、低温熔盐罐构成；高温换热器切换连接高压旁路管道或锅炉给水管道；低温换热器切换连接再热蒸汽或锅炉给水管道；熔盐与通入的蒸汽或给水进行热交换，利用蒸汽加热低温熔盐或利用高温熔盐加热给水；具备上下调峰的双向灵活性运行功能，同时兼备机炉解耦特有的大容量供热/供汽功能，使得火电厂在峰谷两端收益；可按公用系统设计成大容量储能系统，从而将火电厂形成低投资、高效率、大容量的调峰中心，更好满足电网面临的新能源发展和电网稳定性之间的协调需求。

Description

一种基于机炉解耦的储能系统

技术领域

本实用新型属于火力发电厂灵活性调峰领域，能满足电网大幅度、长时间的上下调峰需求，且可以实现极高的储能效率，可用于所有再热式机组，不受供热/非供热工况的限制，属于当下新型电力系统，具体涉及一种基于机炉解耦的储能系统。

背景技术

双碳背景下，绿电装机逐步增大，火电必将从原来的发电为主转向为调节电源，不仅根据需求进行供热供汽，同步兼顾不同时段上下双向调峰，这就要求火电的灵活性运行能力要加强，从而满足电网的整体调度。

在火电灵活性改造领域，目前要求深调的幅度越来越大，现有其他技术很难兼顾供热、供汽、深调幅度大等需求，在前申请的基于机炉深度解耦的申请系统可基本满足以上需求，同时做到全域解耦灵活性调峰(CN202210456418.8、CN 202210899872.0、CN202221002037.4、CN202221980318.7)，系统中叠加了熔盐储热系统，主要用于纯凝工况的深度调峰，其工艺是加热中排蒸汽使其温度升高实现二次再热，以此达到系统具备一定上调峰能力。由于放热过程中通过加热中排蒸汽进入低压缸作功，其放热上调峰作功发电能力与下调峰储热能力并不能相匹配，限制了上下双向调峰的应用灵活性。

实用新型内容

本实用新型针对在先系统进行改进，提出了新的系统：可把完成机炉解耦后多余的蒸汽(若有对外供汽或者供热，指的是抛去供汽供热后的蒸汽)进行蓄热，蓄热后的热量通过释放于本机(或临机)给水，替代原有高加抽汽，这样可体现为主蒸汽富裕(或高加蒸汽少抽)，以此增加电网上调峰调度顶峰能力。

一种基于机炉解耦的储能系统，包括，主蒸汽管道、高压旁路管道、汽轮机高压缸、汽轮机中压缸、锅炉再热器、炉外解耦再热器、储能模块；高压旁路管道从主蒸汽管道引出，主蒸汽管道连接汽轮机高压缸；其特征在于，

炉外再热旁路设置于高压缸出口与中压缸进口之间，中间串接炉外解耦再热器，将高压缸排汽加热后进入中压缸。

再热器再循环管路设置于再热器热端出口与再热器冷端入口之间，再热器再循环管路上串接安装炉外解耦再热器；

炉外再热旁路中的蒸汽与再热器再循环管路中的蒸汽在炉外解耦再热器内进行热交换；

再热器再循环管路中安装有蒸汽喷射器系统；高压旁路管道与蒸汽喷射器系统的动力蒸汽入口相连接；再热器再循环管路与蒸汽喷射器系统的吸入蒸汽口相连接；蒸汽喷射器系统的排蒸汽口与再热器冷端入口相连接；

储能模块由高温熔盐罐、高温换热器、低温换热器、低温熔盐罐构成；高温换热器切换连接高压旁路管道或锅炉给水管道，低温换热器切换连接再热器再循环管路或锅炉给水管道；高温换热器、低温换热器中熔盐与通入的蒸汽或给水产生热交换，利用蒸汽加热低温熔盐或利用高温熔盐加热给水。

进一步地，高温换热器、低温换热器串联连接于高温熔盐罐、低温熔盐罐之间；高温换热器、低温换热器两者的蒸汽通路或给水通路、熔盐通路分别串联。

进一步地，低温换热器通过管路连接于再热器热端出口或再热器冷端入口。

进一步地，高温换热器、低温换热器通过管路接入锅炉给水管道上的高温加热器的上游侧和下游侧，构成锅炉给水旁路。

进一步地，高温加热器包括锅炉给水系统中的一个或多个高温加热器；低温换热器通过管路连接其中一个或多个高温加热器的上游侧。

进一步地，低温换热器切换接入多个高温加热器的上游侧。

进一步地，高温换热器、低温换热器内分别设有两组管程，蒸汽、给水分别经过两组管程其中之一；或者高温换热器、低温换热器内分别设有一组管程，蒸汽、给水切换经过管程。

进一步地，高温换热器、低温换热器两者加工成一体化储能换热器。

进一步地，再热器热端出口管道还经过低压缸补汽管接入低压缸。

进一步地，高温熔盐罐还设有熔盐电加热器。

本实用新型的有益效果是：

实现了技术突破：本系统将熔盐储能从现有的“蒸汽能-电能-熔盐储能-再发电”三个步骤减少为“蒸汽能-熔盐储热-再发电”两个步骤，避免了将蒸汽能转化为电能时的巨大冷端损失，实现了高效熔盐储能；由于蒸汽压力高，熔盐温差大，用盐量降低，可在合理造价内将锅炉低负荷时段全流量蒸汽储存(机组0冷端损失)；可将熔盐加热至＞310℃的高温区以满足顶峰需求(只有高温熔盐才具有顶峰发电能力)；储能效率高达91％。

使火电机组完全具备了上下调峰的双向灵活性运行功能，更满足电网的调度需求，基于目前电力现货市场，在需要顶峰阶段电价较高，增加了本机(也可是邻机)的顶峰能力，显著提高火电厂收益，同时兼备深调同时仍然有大供热/大供汽能力。

本机解耦系统可根据各工况进行变工况调整。由于本申请的引入，尤其是机炉解耦后可使得锅炉负荷降低，从而实现减碳，全厂总的燃煤量降低。

若外界有低压蒸汽或者供热需求，如0.7--1.5MPa压力等级需求，本系统仍可以叠加低压缸切缸，从而降低冷端损失，进一步节能降耗，也可以用动力蒸汽引射中排蒸汽，同样满足降低冷端损失。

熔盐加热给水系统，可以是各段给水，也可以是厂里的生水等。

对于空冷机组或者间接空冷机组，解耦深调多出来的蒸汽亦可先经过熔盐换热系统储热后，再重新转化为蒸汽，可通过新增的大型蒸汽喷射器引射本机或邻机乏汽，进行余热利用，比如居民供暖。

对于热电联产的电厂，普遍存在将高温高压蒸汽减温减压的方式对外供热(汽)，本系统也可以在合理减温减压点位处新增储热交换器，把高品质的热量吸收到熔盐系统中，用于其他热效率更高的点位(比如代替#1高加)，可以实现火电厂在热电联产时实现更高的

效率。

熔盐储能系统还可以进行广泛的寻优：一是根据电网的“双峰双谷曲线参数”优化熔盐系统的运行曲线，使得电厂获得最大深调和顶峰收益，比如在电网平峰阶段，可以根据下一时段电网的调峰需求预测结果以及当前热/冷熔盐罐的液位来确定是储热还是放热；二是通过给水提温协助锅炉改善参数偏低问题，比如有些锅炉存在主汽温度不足、热再温度不足、低负荷时脱硝盐温偏低等问题，都可以通过给水提温改善，等同于0号高加的功；三是可以协助提升AGC响应速度；

本申请可以将火电厂打造成集电源、热源、汽源、储能于一体的电网调峰核心，使得火电厂具备更加自由的可调度范围，因此电网调度角度可进行更高层面的电网“源网荷储”优化，多快好省地推进双碳进程。

附图说明

图1为系统连接示意图。

图2为储能模块工作示意图。

图中：高压旁路管道1，高温换热器2，下调峰放热串联管路3，低温换热器4，下调峰放热回水管路5，除氧器6，厂外或厂内电网7，上调峰再热串联管路8，锅炉9，再热器10，再热器热端出口管道11，低压缸补汽管12，减温减压器13，阀门21，给水旁路管路22，上调峰再热给水管路24，低温熔盐罐41，熔盐泵42，熔盐泵43，高温熔盐罐44，阀门51，炉外解耦再热器52，蒸汽喷射器系统53，再热器冷段入口管道54，给水旁路接入点A，给水旁路接入点B。

具体实施方式

下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型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实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，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，都属于本实用新型保护的范围。

本实用新型的技术方案，不受电厂机组容量的限制。

本实用新型的技术方案，不受电厂机组为新建或者已运行机组的限制。

本实用新型的技术方案，不受电厂机组参与深度热电解耦和供热台数的限制。

本实用新型的技术方案，不受电厂机组蒸汽参数的限制。

本实用新型的技术方案，不受电厂机组热电联产或纯凝工况限制。

本实用新型的技术方案，不受电厂供热热力系统的限制。

本实用新型的技术方案，不受储能工质(熔盐、导热油、固体蓄热、相变储热等)、储能再热器型式、位置限制。

一种基于机炉解耦的高效储能系统，可以在不改造主机、并不干扰汽轮机的前提下，实现机组完全解耦、大参数供热(汽)、储能。并且电、热(汽)、储之间的能量分配灵活高效，可更好地满足电网、热网、汽网对火电的高灵活性需求，可以大幅度扩大供热/供汽规模，增加新能源消纳，可将电厂打造成综合能源供应核心(供汽、供热、供电、制冷并提供灵活性)，由此释放出来的容量和电量，可以满足更多新能源上网，并减少储能建设规模，为双碳目标作出巨大贡献。

该系统由三个子模块组成：

一、在高压缸排汽管路上设置(或利用原有)旁路管道(Bypass)，并安装汽汽换热器构成炉外再热器模块(External Reheater)；

二、采用蒸汽喷射器组构建热再再循环模块(Reheater Recycle)，实现锅炉再热器流量平衡；

三、实现储热及放热(Low Exergy-lost Heat Storage)，也就是储能模块，用于加热锅炉给水。

炉外再热器模块、热再再循环模块同时配置以实现解耦功能。

三个模块配合，可以同时满足大参数供热、高压供汽、灵活性调峰，并且可实现火电高效上/下调峰，是一种全新的火电灵活性领域的颠覆性技术方案。

如图1，锅炉本体和汽轮机本体不做改造，锅炉所有辅机不需要改造，尾部烟道不需要做低负荷改造。汽机侧所有转动机械都不需要改造，回热系统要作适当改动以适应给水量大回热抽汽量不足的问题，汽轮机负荷率可根据电网调度设定，锅炉负荷可以按照电负荷和热负荷的总和来确定，在此过程中，机组可以从常规的抽凝状态顺滑地转换到机炉完全解耦状态。

系统包括，主蒸汽管道、高压旁路管道、汽轮机高压缸、锅炉再热器；

电厂主蒸汽管道与高压旁路管道相连接，电厂主蒸汽管道与汽轮机高压缸相连接。来自主蒸汽管道的高温高压主蒸汽，一部分进入汽轮机高压缸，另一部分进入高压旁路管道。

系统中还包括，汽轮机中压缸、中压缸进汽管道。

系统中进一步包括，炉外再热旁路和炉外解耦再热器52。

炉外再热旁路设置于高压缸出口与中压缸进口之间。炉外再热旁路的起点在高压缸排汽管路上，终点在中压缸进汽管道上。

由高压缸排汽管路上接出旁路连接至中压缸进汽管道上，炉外再热旁路终点与中压缸进汽管道汇合。

炉外再热旁路上设置有阀门。炉外再热旁路上安装有解耦再热器，炉外再热旁路包括位于解耦再热器上游侧的入口管路和下游侧的出口管路。部分或全部的高压缸排汽经入口管路进行解耦再热器的壳程，升温后经出口管路进入中压缸进汽管道。

炉外再热旁路和解耦再热器构成炉外旁路再热模块。

炉外旁路再热模块把原来进入锅炉再热器的高压缸排汽引入，高压缸排汽经解耦再热器，完成被加热流程后，进入中压缸做功发电。

解耦再热器的通流量具有一个较大的选配范围，可以按高排全流量，也可以按部分流量设计，以降低设备造价。

系统中进一步包括，再热器再循环管路、蒸汽喷射器系统。

高压旁路管道与蒸汽喷射器系统的动力蒸汽入口相连接。高压旁路管道上设置有减温减压器，分流的主蒸汽经减温减压后作为蒸汽喷射器的动力蒸汽；

再热器热端出口接出管路，经再热器再循环管路与蒸汽喷射器的吸入蒸汽口相连接。

来自再热器再循环管路的蒸汽作为蒸汽喷射器吸入蒸汽。

蒸汽喷射器的排蒸汽口通过排汽管道与再热器冷端入口相连接。

再热器再循环管路上串接炉外解耦再热器，再热器再循环管路包括位于解耦再热器上游侧的入口管路和下游侧的出口管路，经入口管路接入解耦再热器的管程，再经出口管路接入吸入蒸汽口，利用再热器再循环管路中的过热蒸汽对流经解耦再热器壳程的高压缸排汽进行再热，再热器再循环管路中的过热蒸汽经过解耦再热器后温度变低，沿出口管路进入喷射器的吸入蒸汽口。

再热器再循环管路和蒸汽喷射器构成热再蒸汽再循环模块。蒸汽喷射器的排出蒸汽保证再热器入口参数满足锅炉要求。尤其当机组处于纯凝解耦工况时，可以人为控制提高喷射器排汽的温度，减少排汽流量，减少锅炉再热器的吸热量，优化尾部烟道工况，改善锅炉低负荷时的脱硫脱硝系统和空预器运行工况。

蒸汽喷射器系统可采用单支或多支蒸汽喷射器，由多支蒸汽喷射器通过串联、并联或串并联等组合方式形成蒸汽喷射器组，实现喷射比等参数的调节优化，完成变工况，蒸汽喷射器的喷嘴采用固定喷嘴或者可调喷嘴。

汽轮机高压缸排汽还可接入再热器冷段入口(图中未示出)，接入管路上有阀门控制，当机炉解耦时逐渐关小或全关。

再热器热端出口还可通过管路与汽轮机中压缸相连接(图中未示出)，用于驱动汽轮机中压缸做功，管路上有阀门控制。

系统中还包括给水系统，中压缸排汽通过除氧器、3号高加、2号高加、1号高加后返回锅炉给水进水管。

系统中进一步包括，储能模块。

储能模块由高温换热器、低温换热器、高温熔盐罐、低温熔盐罐构成。高温换热器、低温换热器采用管壳式换热器，高温换热器、低温换热器的壳程利用管路串接，两端分别连接高温熔盐罐、低温熔盐罐，熔盐在壳程内流动，与高温换热器、低温换热器的管程内通入的热媒产生热交换。换热为表面式加热，熔盐与通入的蒸汽或给水进行热交换，利用蒸汽加热低温熔盐或利用高温熔盐加热给水；

高温换热器、低温换热器的管程利用管路串接。高温换热器的管程(即图1中高温换热器中所示实线和虚线表示同一换热管部件)第一端分两路管道，分别连接高压旁路管道1、上调峰再热给水管路24。两路管道进行切换通流，连接高压旁路管道1时，高温换热器的管程内介质为高温蒸汽，连接上调峰再热给水管路24时，高温换热器的管程内介质为锅炉给水。高温换热器的管程第二端经管道串联于低温换热器的管程第一端，管道内可切换过流蒸汽或给水。

另外，高温换热器内也可分别设置两组管程(即图1中高温换热器中所示实线和虚线表示两个换热管部件)，两组管程分别过流蒸汽或给水，分别连接高压旁路管道1、上调峰再热给水管路24。两组管程另一端分别经下调峰放热串联管路3、上调峰再热串联管路8与低温换热器相连。

低温换热器的管程第一端也分两路管道(即图1中低温换热器中所示实线和虚线表示同一换热管部件)，分别连接锅炉再热器热端出口管道11、高温换热器的管程第二端。连接锅炉再热器热端出口管道11时，低温换热器的管程内介质为高温蒸汽，连接高温换热器的管程第二端时，低温换热器的管程内介质可为高温蒸汽或锅炉给水。

另外，低温换热器内可分别设置两组管程(即图1中低温换热器中所示实线和虚线表示两个换热管部件)，两组管程分别过流蒸汽或给水，一组管程连接再热器热端出口管道11、下调峰放热串联管路3，另一组管程连接上调峰再热串联管路8。

两组管程分别经下调峰放热串联管路3、上调峰再热串联管路8与低温换热器相连。

低温换热器的管程第二端也分别连接两路管道，分别连接下调峰放热回水管路5、给水旁路管路22。下调峰放热回水管路5接入除氧器。给水旁路管路22接入3号高加上游的锅炉给水管上给水旁路接入点A，还可另设一给水旁路管路接入2号高加上游的锅炉给水管上给水旁路接入点B。低温换热器通过管路连接其中一个或多个高温加热器的上游侧，调控切换接入多个高温加热器的上游侧。

两路管道进行切换通流，连接除氧器时，低温换热器的管程内介质为蒸汽冷凝水，连接3号高加上游的锅炉给水管时，低温换热器的管程内介质为锅炉给水。

另外，当低温换热器内也分别设置两组管程时，两组管程分别连接下调峰放热回水管路5、给水旁路管路22。

低温换热器也可合理设计为通过管路连接于再热器冷端入口。

高温换热器、低温换热器通过管路接入锅炉给水管道上的高温加热器的上游侧和下游侧，构成锅炉给水旁路，锅炉给水旁路中调控通流全部或部分锅炉给水。

高温换热器、低温换热器两者可设计加工成一体化储能换热器。

储能模块可完成两个储能过程不同的蒸汽放热的和再热蒸汽的释能过程。

1)储能过程(下调峰)。

如图2所示，锅炉30％THA稳燃工况时，储能过程(下调峰)运行，储能模块可实现机组纯凝工况时下调峰功能：此时锅炉按最低稳燃运行(比如30％THA)，汽轮机按高中压缸(不考虑低压缸)最小进汽量进汽(比如5％THA)，尽量压低机组发电量。储能过程包括高旁蒸汽放热储热流程和热再蒸汽放热储热流程。

高旁蒸汽放热储热流程：高温换热器的管程第一端连接高压旁路管道通流，连接高压旁路管道时，高压旁路管道中的高温蒸汽进入高温换热器的管程进行放热，对壳程中来自低温换热器的加热熔盐进行加热，熔盐加热后进入高温熔盐罐。高温换热器的管程第二端经管道串联于低温换热器的管程第一端，管道内过流放热后蒸汽和蒸汽冷凝水进一步输入到低温换热器。

热再蒸汽放热储热流程：低温换热器的管程第一端连接锅炉再热器热端出口管道。连接锅炉再热器热端出口管道时，热端出口管道中的高温蒸汽进入低温换热器的管程进行放热，对壳程中来自低温熔盐罐的熔盐进行加热，熔盐加热后进一步流向高温换热器。

低温换热器的管程第二端连接除氧器，低温换热器的管程中的蒸汽冷凝水接入除氧器，进入锅炉给水循环。

储能过程中，高压旁路和热再蒸汽分别在高温换热器、低温换热器中进行梯级放热，同时熔盐在高温换热器、低温换热器中进行梯级加热后进入高温熔盐罐实现储能。

2)释能过程(上调峰)。

如图2所示，锅炉70％THA工况时，释能过程运行，此时机组不再解耦，机炉回到正常运行方式。另外当机炉运行在THA工况并需额外顶峰时，释能过程也可提供峰值能量供应；释能过程为机组正常发电阶段，甚至需要更高出力的阶段。

释能过程包括给水低温加热流程和给水高温加热流程。

给水低温加热流程：低温换热器的管程第二端连接3号高加上游的锅炉给水管，部分或全部给水流入低温换热器的管程，低温换热器的壳程中流过高温熔盐，放热对管程中的给水进行加热。放热后的熔盐进入低温熔盐罐。根据工况需求，还可调控低温换热器的管程第二端连接2号高加上游的锅炉给水管。

给水高温加热流程：高温换热器的管程第二端经管道串联于低温换热器的管程第一端，来自低温换热器的给水进一步在高温换热器的管程中加热。高温换热器的壳程中流过高温熔盐，放热对管程中的给水进行加热。

高温换热器的管程第一端流出的加热后给水，接入原锅炉给水管进入锅炉进进行给水循环。

释能时冷源来自锅炉给水母管，引接点可有两个：在给水泵出口下游的A点或者#3高加出口下游的B点，可分别对应不同的工况运行模式；从母管分流的水量可以是100％水量也可以是部分水量。当采用部分水量，一方面使高加小流量保持热态运行，减少高加冷/热态切换；同时通过调整给水在给水母管/给水旁路的比例可实现快速响应AGC。

释能过程中，熔盐分别在高温换热器、低温换热器中进行梯级放热，同时部分或全部给水在给水旁路的高温换热器、低温换热器中进行梯级加热后进入锅炉。

高温熔盐罐还设有熔盐加热器，利用来自厂外或厂内电网7的电能对熔盐进行电加热，消纳电网谷电，从而使得电厂实现零上网，极大地提升火电厂的综合服务效益。

热态熔盐罐内设置中小功率的电加热装置，将极低负荷的电量用于熔盐加热。最终实现机组以0上网的状态维持旋转备用，最大限度地服务于电网安全调峰。

可将熔盐罐设计为公用系统，将罐体增大即可实现为其他机组储能调峰，降低单位造价，换热器宜按单元制配置并布置在锅炉房和汽机房内，实现储能系统在全厂不同机组之间进行寻优运行。

再热器热端出口管道11还可经过低压缸补汽管12接入低压缸，低压缸补汽管12上设置减温减压器13。在再热器热端出口管道11上分流出一路蒸汽，减温减压后补入低压缸：在机炉解耦时若汽轮机高压缸的主进气量过低，导致低压缸长叶片处于风险区时，通过低压缸补汽能够随时跨越，使得机炉解耦时汽机电功率可以平滑下调，并且下限更低，确保机组在极低负荷时仍能安全运行。

实施例：

以某300MW亚临界机组为例，该机型THA主蒸汽量为928t，出力300MW。

系统运行参数及示意图如表1、图2所示：

如表1所示，采用机炉解耦系统后多余出来的蒸汽(高旁蒸汽、热再蒸汽)，高旁蒸汽占有比例不同时系统所对应的需要熔盐量(差距较大)。高旁蒸汽比例足够大时，能够将熔盐从冷态时的180℃加热至＞＞310℃以上，不仅减少熔盐用量，而且储热品质高具备发电顶峰能力。所以当高旁蒸汽比例增加时熔盐量从高到低，热态熔盐温度从低到高，反之亦然。虽然高旁蒸汽比例不影响最大储热量，但当熔盐的热态温度太低时，无法有效完成发电顶峰时工况，据测算发电顶峰1％所对应的给水的温度要提温5.5℃，当温度稍高一点，也只能具有少量的顶峰能力。

表1

熔盐储热还需依托机炉解耦系统，锅炉要进入自解耦区，无法自行跨越，还是需要借助机炉解耦系统进入自解耦区，并且进入后，如果喷射器停止投运，效率会很差，此时高旁蒸汽比例太低，熔盐量要7300多吨，温度也只有260度左右，并且此时放热无法顶峰，熔盐温度并没有高于给水温度(30万机组正常工况给水温度270度左右，并且还要留10℃的换热温差。)。

当机炉解耦系统喷射器参与工作的时候，顶峰能力最强。比如，喷射器引射比为1时，熔盐温度可以到310度，而30万机组给水需求温度270，此时给水很容易被加热到270--300度。

如表1所示，机炉解耦系统高旁比例U＝1.5时，调节输入高温换热器的高压旁路蒸汽和输入低温换热器的热再蒸汽的汽压及汽量，使两者汽压及汽量保持一定的比例关系，进行最优工况控制。若选取高旁比例ROH＝60％，热再压力3.0MPa为典型工况，此时用盐量3362，盐汽比10，盐温358℃。

正常引射比在1.5时，只需3362吨熔盐即可，能加热到358度，高旁占比60％，熔盐量每个小时比不投用机炉解耦喷射器节省一半(7300-3362＝3938吨)，节省投资近两千万，储能按五个小时来算，约节省约一个亿。

熔盐系统进行储热后(所储热量为深调低负荷完成解耦后多余蒸汽的热量)，其热量转移到了高排蒸汽以及本机给水(或邻机给水)，尤其是给水原来是通过机组1、2、3段高压抽汽进行加热后进入锅炉(亦可是其他段的给水)，而本申请是通过新增设的熔盐系统完成了对以上各段给水的加热(或部分加热)，这样在电网需要火电上调峰时，原有的各段抽汽体现为有富裕，可进行多发电，可实现上调峰能力大大增加。给水吸收的是机炉解耦后高品质蒸汽在熔盐蓄的的潜热，这样相比于常规其他熔盐系统(如电加热熔盐储热系统)，本申请熔盐系统使冷端损失降到了最低，大大提高了热效率。

系统的优点：

1)本系统的核心在于机炉解耦与储能的有机融合：机炉解耦可以提供高品质的高旁蒸汽和热再蒸汽，所对应的饱和温度较高，便于熔盐吸收潜热，从而保证锅炉的全部热量都被储存，这是确保高效储能的关键。为后续高效放热提供了条件。

2)梯级储能：机炉解耦后产生高旁和和热再蒸汽，高旁饱和温度高，热再饱和温度低。在储能时热再蒸汽优先放热，低温熔盐先经过低温换热器，吸收热再的全部热量；然后再进入高温换热器，完成高旁蒸汽的冷凝。

3)高品位放热：本系统的储能品位较高，高温熔盐温度超过340℃，可用于代替高加抽汽，使得在放热时的发电效率相对较高，确保储能效率。

4)可显著提升机组顶峰能力：高温熔盐可大幅度提高锅炉给水温度(理论上可将给水加热到320℃以上，远远高于300MW机组的270～280℃给水温度)，这意味着在锅炉功率达峰的情况下可以增加给水量，从而提高机组的顶峰出力。据测算顶峰能力可上调达20％。

5)能同时兼顾机组的灵活性和效率：通常灵活性和效率是矛盾的，本系统的机炉解耦模块可实现最大下调峰：锅炉运行在最低稳燃负荷时，汽轮机完全自由运行，直至停机不停炉，可实现火电厂0上网。本系统的储能模块可实现最大顶峰能力，在锅炉功率不变的前提下，提升额外的20％顶峰出力。机组可运行在0～120％的发电功率。本系统在此过程中可全程寻优，兼顾灵活性和效率两项矛盾的指标。

6)因为叠加了机炉解耦系统，同样可用于供热、供汽工况下。

7)优化了锅炉主蒸汽和再热蒸汽的协同调整，比如主蒸汽温度低时，可以调整释放潜热段热量，使其给水温度相对提高一些，从而主蒸汽温度更易满足要求指标；若热再温度偏低，则可以调整过热段热量释放热量，使分流高排多吸收其热量从而提高温度，因此提高了主蒸汽和再热蒸汽温度协同调整。

8)高中低温熔盐储放热可同步协同运行，也可独自运行，储存与释放通道平衡畅顺自由，方便下次循环。

9)机炉解耦后，若电网要求在低负荷～0之间连续可调，汽轮机高中压缸只需要按其自身的安全量进汽(不需要考虑低压缸鼓风问题)，低压缸可以选择切缸(进汽量<50t)或者通过热再蒸汽补充保证进汽量在安全值(通常>140t)，从而确保机组在极低负荷时仍能安全运行。

10)热态熔盐罐内设置中小功率的电加热装置，将极低负荷的电量用于熔盐加热。最终实现机组以0上网的状态维持旋转备用，最大限度地服务于电网安全调峰。

本申请就上述案例系统中的应用，可以复制到其他火电，而且运行方式特别灵活，比如进行深调解耦后，汽轮机进汽方式可以灵活调整，进汽量也可变工况，满足电网各种调度需求。

最后应说明的是：以上所述仅为本实用新型的解释，并不用于限制本实用新型，尽管对本实用新型进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本实用新型的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本实用新型的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于机炉解耦的储能系统，包括，主蒸汽管道、高压旁路管道、汽轮机高压缸、汽轮机中压缸、锅炉再热器、炉外解耦再热器、储能模块；高压旁路管道从主蒸汽管道引出，主蒸汽管道连接汽轮机高压缸；其特征在于，

炉外再热旁路设置于高压缸出口与中压缸进口之间，中间串接炉外解耦再热器，将高压缸排汽加热后进入中压缸，

再热器再循环管路设置于再热器热端出口与再热器冷端入口之间，再热器再循环管路上串接安装炉外解耦再热器；

炉外再热旁路中的蒸汽与再热器再循环管路中的蒸汽在炉外解耦再热器内进行热交换；

再热器再循环管路中安装有蒸汽喷射器系统；高压旁路管道与蒸汽喷射器系统的动力蒸汽入口相连接；再热器再循环管路与蒸汽喷射器系统的吸入蒸汽口相连接；蒸汽喷射器系统的排蒸汽口与再热器冷端入口相连接；

储能模块由高温熔盐罐、高温换热器、低温换热器、低温熔盐罐构成；高温换热器切换连接高压旁路管道或锅炉给水管道，低温换热器切换连接再热器再循环管路或锅炉给水管道；高温换热器、低温换热器中熔盐与通入的蒸汽或给水产生热交换，利用蒸汽加热低温熔盐或利用高温熔盐加热给水。

2.根据权利要求1所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，高温换热器、低温换热器串联连接于高温熔盐罐、低温熔盐罐之间；高温换热器、低温换热器两者的蒸汽通路或给水通路、熔盐通路分别串联。

3.根据权利要求1所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，低温换热器通过管路连接于再热器热端出口或再热器冷端入口。

4.根据权利要求1所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，高温换热器、低温换热器通过管路接入锅炉给水管道上的高温加热器的上游侧和下游侧，构成锅炉给水旁路。

5.根据权利要求4所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，高温加热器包括锅炉给水系统中的一个或多个高温加热器；低温换热器通过管路连接其中一个或多个高温加热器的上游侧。

6.根据权利要求5所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，低温换热器切换接入多个高温加热器的上游侧。

7.根据权利要求1所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，高温换热器、低温换热器内分别设有两组管程，蒸汽、给水分别经过两组管程其中之一；或者高温换热器、低温换热器内分别设有一组管程，蒸汽、给水切换经过管程。

8.根据权利要求1所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，高温换热器、低温换热器两者加工成一体化储能换热器。

9.根据权利要求1所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，再热器热端出口管道还经过低压缸补汽管接入低压缸。

10.根据权利要求1所述基于机炉解耦的储能系统，其特征在于，高温熔盐罐还设有熔盐电加热器。

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