WO2021184773A1 - 一种发电厂空气储能灵活性调峰系统及方法 - Google Patents

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张建元
马汀山
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范庆伟
黄嘉驷
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Abstract

一种发电厂空气储能灵活性调峰系统及方法,该系统包括液态压缩空气储能系统和燃煤机组发电系统,该系统的运行模式包括储能模式和释能模式,电网用电负荷低谷、存在剩余电能时开启储能模式,利用剩余电能驱动多级压缩机(1,21)压缩空气,电网用电高峰、缺少电能供应时开启释能模式,利用燃煤机组抽汽加热低温空气,推动膨胀机(6)发电对外输出电能;该系统可以提高储能系统效率,同时避免了使用高压比压缩机时面临的能耗高、寿命低等问题;该系统取消了传统液态压缩空气储能系统中的储热系统,降低了储能系统投资,同时解决了储能过程与释能过程中热量的不匹配问题。

Description

一种发电厂空气储能灵活性调峰系统及方法 技术领域
本发明属于储能调峰技术领域,具体涉及一种发电厂空气储能灵活性调峰系统及方法,适用于以燃煤机组为典型的各种热发电厂,能够提高燃煤机组的灵活性、调峰能力和经济收益,同时可以提高液态压缩空气储能系统的储能效率。
背景技术
我国风能、太阳能等可再生能源逐年迅猛发展,截止2018年底,我国光伏、风电装机分别达到1.72亿千瓦、1.84亿千瓦,年总发电量达到5435亿千瓦时,风光等可再生清洁能源具有波动大、随机性强的缺点,为充分消纳新能源,电网对燃煤机组调峰次数及深度的要求均大幅提升。此外,全社会用电量逐年攀升,电网用电峰谷差日益增大,这也增大了燃煤机组的调峰压力。
建设大规模储能设施能够有效提高电网的调峰能力以及对可再生能源的消纳水平。现阶段抽水蓄能是一种最成熟的大规模储能技术,它效率较高但选址条件严格且建设周期很长;电化学电池储能技术响应快、体积小,但寿命短、平均成本很高、安全风险大,是否适合建设大规模储能实施仍需工程示范验证;液态压缩空气储能技术寿命长、平均成本低、不依赖地理环境,是一种极具发展潜力的大规模储能技术。
在液态压缩空气储能系统中,压缩空气的过程中会产生大量的压缩热,为提升储能系统的储能效率,会建设储热系统回收压缩热并尽可能提高压缩热的温度品位,目前压缩空气储能技术中末级压缩机出口空气的压力在10MPa左右,温度基本在200℃~400℃,目前还有进一步提高的趋势,但提高压缩机工作温度 会导致压缩机性能恶化、耗电量增加、使用寿命降低,目前市场上也缺乏可以承受该等级温度和压力的压缩机。此外对于常规液态压缩空气储能系统,储能过程中储热系统获得的热量大于释能过程中所需的热量,会造成能量的浪费。
发明内容
为克服现有大规模储能调峰技术的不足,本发明提出一种发电厂空气储能灵活性调峰系统及方法,该系统中空气压缩机可以在中低温、小压比工况下工作,降低了压缩机的能量损失、提高了储能效率,同时显著增强了燃煤机组的灵活性和调峰能力。
为了达到上述目的,本发明采用如下技术方案。
一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,包括:由压缩机1、冷却器2、气液转换装置3、液体空气储罐4、加热器5、膨胀机6、新增压缩机21和新增冷却器22组成的液态压缩空气储能系统;由凝汽器11、凝结水泵12、一级低压加热器13-1、二级低压加热器13-2、除氧器14、给水泵15、高压加热器16、锅炉17、高压缸18、中压缸19和低压缸20组成的燃煤机组发电系统;由第一阀门7、第二阀门8、第三阀门9和第四阀门10组成的控制阀组;
所述压缩机1出口依次连通冷却器2高温侧入口、冷却器2高温侧出口、新增压缩机21、新增冷却器22高温侧入口、新增冷却器22高温侧出口、气液转换装置3降温液化侧入口、气液转换装置3降温液化侧出口和液体空气储罐4入口;液体空气储罐4出口依次连通气液转换装置3冷能回收侧入口、气液转换装置3冷能回收侧出口、加热器5低温侧入口、加热器5低温侧出口和膨胀机6;凝汽器11出口依次连通凝结水泵12、一级低压加热器13-1、二级低压加热器13-2、除氧器14、给水泵15、高压加热器16、锅炉17凝结水入口、锅炉17主蒸汽出口、高压缸18、锅炉17再热蒸汽入口、锅炉17再热蒸汽出口、中 压缸19、低压缸20和凝汽器11入口;第一阀门7一侧与凝结水泵12出口连通,第一阀门7另一侧与冷却器2低温侧入口和新增冷却器22低温侧入口连通,第二阀门8一侧与一级低压加热器13-1出口连通,第二阀门8另一侧与冷却器2低温侧出口和新增冷却器22低温侧出口连通,第三阀门9一侧与低压缸20入口连通,第三阀门9另一侧与加热器5高温侧入口连通,第四阀门10一侧与凝汽器11出口连通,第四阀门10另一侧与加热器5高温侧出口连通;该系统取消了液态压缩空气储能系统中的储热系统,利用燃煤机组发电系统的抽汽加热低温空气,使压缩机1和新增压缩机21能够在中低温、单级小压比工况下工作,并且能够有效利用蒸汽潜热,提高了液态压缩空气储能系统的储能效率。
所述低压缸20能够在最小安全蒸汽流量下工作(低压缸有效输出功约为零),此时整个系统的储能效率最高。
所述压缩机1和冷却器2均为一级或者多级,压缩机1和冷却器2数量一一对应,每级压缩机后串联对应的冷却器。
所述新增压缩机21和新增冷却器22均为一级或者多级,与压缩机1、冷却器2是串联关系,新增压缩机21和新增冷却器22数量一一对应,每级新增压缩机后串联对应的新增冷却器。
所述新增压缩机21表示优化设计后新增的压缩级,作用是降低每级压缩过程中空气的压比,从而压缩机1和新增压缩机21缩机出口空气温度、降低压塑机1和新增压缩机21功耗。
所述加热器5和膨胀机6均为一级或者多级,加热器5和膨胀机6数量一一对应,每级加热器后串联对应的膨胀机。
所述第三阀门9与中压缸19出口、低压缸20入口连通,也可根据发电机组具体情况优化筛选抽汽位置。
该系统适用于热电联产机组和纯凝机组,能够提高机组的灵活性、调峰能力和经济收益,同时提高液态压缩空气储能系统的储能效率。
所述第一阀门7、第二阀门8、第三阀门9和第四阀门10的作用是控制该系统按储能模式还是释能模式工作。
所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统的运行方法,包括储能模式和释能模式,具体如下:
储能模式:电网用电低谷、存在多余电量时开启储能模式,打开第一阀门7和第二阀门8,关闭第三阀门9和第四阀门10;空气侧,常温常压空气进入压缩机1提升压力和温度,进入冷却器2降低温度,再进入新增压缩机21提升压力和温度,再进入新增冷却器22降低温度,常温高压空气经过气液转换装置3进行降温液化,低温液态空气进入液体空气储罐4储存;水侧,凝汽器11出口凝结水经凝结水泵12加压后,部分或全部凝结水经过第一阀门7分别进入冷却器2和新增冷却器22冷却高温空气,再经第二阀门8回到二级低压加热器13-2入口,其余凝结水直接进入一级低压加热器13-1,二级低压加热器13-2出口水依次通过除氧器14、给水泵15、高压加热器16、锅炉17生成主蒸汽,主蒸汽进入高压缸18膨胀作功后生成冷再热蒸汽,再经锅炉17提高温度后生成热再热蒸汽,再依次进入中压缸19、低压缸20和凝汽器11,在凝汽器11中蒸汽冷凝成凝结水;
释能模式:电网用电高峰、缺少电能供应时开启释能模式,关闭第一阀门7和第二阀门8,打开第三阀门9和第四阀门10;空气侧,低温液态空气从液体空气储罐4流出,经气液转换装置3进行冷能回收后生成常温高压空气,再进入加热器5提高温度,再进入膨胀机6膨胀作功输出电能,膨胀机6出口为常压常温空气,排入周围环境;水侧,在中压缸19出口处部分或全部蒸汽经过第 三阀门9进入加热器5加热空气,再通过第四阀门10进入凝结水泵12,其余蒸汽直接进入低压缸20继续作功,在凝结水泵12出口凝结水全部进入一级低压加热器13-1,其它设备中水的循环流程与储能模式相同。
和现有技术相比较,本发明具备如下优点:
本发明发电厂空气储能灵活性调峰系统及方法用于解决电网中日益凸显的大容量调峰问题,可以显著提高燃煤机组的灵活性,从而提高电网对可再生能源发电的消纳能力;该系统的运行模式包括储能模式和释能模式,电网用电负荷低谷、存在剩余电能时开启储能模式,利用剩余电能驱动多级压缩机压缩空气,电网用电高峰、缺少电能供应时开启释能模式,利用燃煤机组抽汽加热低温空气,推动膨胀机发电对外输出电能;本发明可以提高储能系统效率,同时避免了使用高压比压缩机时面临的能耗高、寿命低等问题;本发明取消了传统液态压缩空气储能系统中的储热系统,降低了储能系统投资,同时解决了储能过程与释能过程中热量的不匹配问题。
附图说明
图1是本发明的系统示意图。
图2是常规液态压缩空气储能系统的示意图。
图中:
1-压缩机 2-冷却器 3-气液转换装置 4-液体空气储罐 5-加热器 6-膨胀机 7-第一阀门 8-第二阀门 9-第三阀门 10-第四阀门 11-凝汽器 12-凝结水泵 13-1-一级低压加热器 13-2-二级低压加热器 14-除氧器 15-给水泵 16-高压加热器 17-锅炉 18-高压缸 19-中压缸 20-低压缸 21-新增压缩机 22-新增冷却器
具体实施方式
下面结合附图和具体实施方式对本发明专利作进一步详细说明,此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明,并不用于限定本发明。
如图1所示,本发明一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,包括:由压缩机1、冷却器2、气液转换装置3、液体空气储罐4、加热器5、膨胀机6、新增压缩机21和新增冷却器22组成的液态压缩空气储能系统;由凝汽器11、凝结水泵12、一级低压加热器13-1、二级低压加热器13-2、除氧器14、给水泵15、高压加热器16、锅炉17、高压缸18、中压缸19和低压缸20组成的燃煤机组发电系统;由第一阀门7、第二阀门8、第三阀门9和第四阀门10组成的控制阀组;
所述压缩机1出口依次连通冷却器2高温侧入口、冷却器2高温侧出口、新增压缩机21、新增冷却器22高温侧入口、新增冷却器22高温侧出口、气液转换装置3降温液化侧入口、气液转换装置3降温液化侧出口和液体空气储罐4入口;同时,液体空气储罐4出口依次连通气液转换装置3冷能回收侧入口、气液转换装置3冷能回收侧出口、加热器5低温侧入口、加热器5低温侧出口和膨胀机6;凝汽器11出口依次连通凝结水泵12、一级低压加热器13-1、二级低压加热器13-2、除氧器14、给水泵15、高压加热器16、锅炉17凝结水入口、锅炉17主蒸汽出口、高压缸18、锅炉17再热蒸汽入口、锅炉17再热蒸汽出口、中压缸19、低压缸20和凝汽器11入口;第一阀门7一侧与凝结水泵12出口连通,第一阀门7另一侧与冷却器2低温侧入口和新增冷却器22低温侧入口连通,第二阀门8一侧与一级低压加热器13-1出口连通,第二阀门8另一侧与冷却器2低温侧出口和新增冷却器22低温侧出口连通,第三阀门9一侧与低压缸20入口连通,第三阀门9另一侧与加热器5高温侧入口连通,第四阀门10一侧与凝汽器11出口连通,第四阀门10另一侧与加热器5高温侧出口连通。本发明系 统适用于热电联产机组和纯凝机组,能够提高机组的灵活性、调峰能力和经济收益,同时提高液态压缩空气储能系统的储能效率。
本发明一种发电厂空气储能灵活性调峰系统可以按照以下储能模式和释能模式运行。
储能模式:电网用电低谷、存在多余电量时开启储能模式,打开第一阀门7和第二阀门8,关闭第三阀门9和第四阀门10;空气侧,常温常压空气进入压缩机1提升压力和温度,进入冷却器2降低温度,再进入新增压缩机21提升压力和温度,再进入新增冷却器22降低温度,常温高压空气经过气液转换装置3进行降温液化,低温液态空气进入液体空气储罐4储存;水侧,凝汽器11出口凝结水经凝结水泵12加压后,部分或全部凝结水经过第一阀门7分别进入冷却器2和新增冷却器22冷却高温空气,再经第二阀门8回到二级低压加热器13-2入口,其余凝结水直接进入一级低压加热器13-1,二级低压加热器13-2出口水依次通过除氧器14、给水泵15、高压加热器16、锅炉17生成主蒸汽,主蒸汽进入高压缸18膨胀作功后生成冷再热蒸汽,再经锅炉17提高温度后生成热再热蒸汽,再依次进入中压缸19、低压缸20和凝汽器11,在凝汽器11中蒸汽冷凝成凝结水。
释能模式:电网用电高峰、缺少电能供应时开启释能模式,关闭第一阀门7和第二阀门8,打开第三阀门9和第四阀门10;空气侧,低温液态空气从液体空气储罐4流出,经气液转换装置3进行冷能回收后生成常温高压空气,再进入加热器5提高温度,再进入膨胀机6膨胀作功输出电能,膨胀机6出口为常压常温空气,排入周围环境;水侧,在中压缸19出口处部分或全部蒸汽经过第三阀门9进入加热器5加热空气,再通过第四阀门10进入凝结水泵12,其余蒸汽直接进入低压缸20继续作功,在凝结水泵12出口凝结水全部进入一级低压 加热器13-1,其它设备中水的循环流程与储能模式相同。
本实施例压缩机1和冷却器2代表三级“压缩—冷却”过程,加热器5和膨胀机6代表三级“加热-膨胀”过程;储能过程中压缩机入口空气温度30℃、压比5.2时,出口空气温度约240℃,增大压比可以继续提高压缩机出口空气温度,低温导热油从储热系统冷罐进入冷却器2将空气重新冷却至30℃,升温后的导热油储存在储热系统热罐中;释能过程中,高温导热油由储热系统热罐进入加热器5将空气重新加热至206℃,膨胀机出口空气温度约60℃,完成一个完整的储能过程与释能过程,系统储能效率约为57%;利用本发明提出的系统和方法,新增压缩级21和新增冷却器22表示四级“压缩—冷却”过程,每级压缩机压比降低为1.9,压缩机出口空气温度约100℃,在释能过程中工况参数不变的情况下储能效率提升至约72%,并且减少了液态压缩空气储能系统中导热油储热系统的建设。
图2为常规液态压缩空气储能系统的示意图。储能过程中,利用压缩机1压缩常温常压空气,空气经过冷却器2冷却后进入气液转换装置3降温液化,随后储存在液体空气储罐4中,空气在冷却器2中释放的热量储存在储热系统中;释能过程中,低温液态空气从液体空气储罐4中流出进入气液转换装置3进行冷能回收,随后进入加热器5中提高温度,再进入膨胀机6膨胀作功,空气在加热器5中吸收的热量来自储热系统。为提高常规液态压缩空气储能系统的储能效率,需要尽量提高压缩机出口温度,这造成压缩机工况恶劣、制造难度大,另外还必须建设大容量储热系统,增加了投资成本。
尽管上面结合附图对本发明进行了描述,但本发明并不局限于上述的具体实施方式,上述的具体实施方式仅仅是示意性的,而不是限制性的,本领域的普通技术人员在本发明的启示下,在不脱离本发明宗旨的情况下,还可以作出 很多变形,这些均属于本发明的保护之内。凡利用此构思对本发明进行非实质性的改动,均应属于侵犯本发明保护范围的行为。

Claims (10)

  1. 一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:包括:由压缩机(1)、冷却器(2)、气液转换装置(3)、液体空气储罐(4)、加热器(5)、膨胀机(6)、新增压缩机(21)和新增冷却器(22)组成的液态压缩空气储能系统;由凝汽器(11)、凝结水泵(12)、一级低压加热器(13-1)、二级低压加热器(13-2)、除氧器(14)、给水泵(15)、高压加热器(16)、锅炉(17)、高压缸(18)、中压缸(19)和低压缸(20)组成的燃煤机组发电系统;由第一阀门(7)、第二阀门(8)、第三阀门(9)和第四阀门(10)组成的控制阀组;
    所述压缩机(1)出口依次连通冷却器(2)高温侧入口、冷却器(2)高温侧出口、新增压缩机(21)、新增冷却器(22)高温侧入口、新增冷却器(22)高温侧出口、气液转换装置(3)降温液化侧入口、气液转换装置(3)降温液化侧出口和液体空气储罐(4)入口;液体空气储罐(4)出口依次连通气液转换装置(3)冷能回收侧入口、气液转换装置(3)冷能回收侧出口、加热器(5)低温侧入口、加热器(5)低温侧出口和膨胀机(6);凝汽器(11)出口依次连通凝结水泵(12)、一级低压加热器(13-1)、二级低压加热器(13-2)、除氧器(14)、给水泵(15)、高压加热器(16)、锅炉(17)凝结水入口、锅炉(17)主蒸汽出口、高压缸(18)、锅炉(17)再热蒸汽入口、锅炉(17)再热蒸汽出口、中压缸(19)、低压缸(20)和凝汽器(11)入口;第一阀门(7)一侧与凝结水泵(12)出口连通,第一阀门(7)另一侧与冷却器(2)低温侧入口和新增冷却器(22)低温侧入口连通;第二阀门(8)一侧与一级低压加热器(13-1)出口连通,第二阀门(8)另一侧与冷却器(2)低温侧出口和新增冷却器(22)低温侧出口连通;第三阀门(9)一侧与低压缸(20)入口连通,第三阀门(9)另一侧与加热器(5)高温侧入口连通;第四阀门(10)一侧与凝汽器(11)出 口连通,第四阀门(10)另一侧与加热器(5)高温侧出口连通;该系统取消了液态压缩空气储能系统中的储热系统,利用燃煤机组发电系统的抽汽加热低温空气,使压缩机(1)和新增压缩机(21)能够在中低温、单级小压比工况下工作,并且能够有效利用蒸汽潜热,提高了液态压缩空气储能系统的储能效率。
  2. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:所述低压缸(20)能够在最小安全蒸汽流量下工作,此时整个系统的储能效率最高。
  3. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:所述压缩机(1)和冷却器(2)均为一级或者多级,压缩机(1)和冷却器(2)数量一一对应,每级压缩机后串联对应的冷却器。
  4. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:所述新增压缩机(21)和新增冷却器(22)均为一级或者多级,与压缩机(1)、冷却器(2)是串联关系,新增压缩机(21)和新增冷却器(22)数量一一对应,每级新增压缩机后串联对应的新增冷却器。
  5. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:所述新增压缩机(21)能够降低每级压缩过程中空气的压比,从而降低压缩机(1)和新增压缩机(21)出口空气温度、降低压塑机(1)和新增压缩机(21)功耗。
  6. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:所述加热器(5)和膨胀机(6)均为一级或者多级,加热器(5)和膨胀机(6)数量一一对应,每级加热器后串联对应的膨胀机。
  7. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:所述第三阀门(9)与中压缸(19)出口、低压缸(20)入口连通,或根据 发电机组具体情况优化筛选抽汽位置。
  8. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:该系统适用于热电联产机组和纯凝机组,能够提高机组的灵活性、调峰能力和经济收益,同时提高液态压缩空气储能系统的储能效率。
  9. 根据权利要求1所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统,其特征在于:所述第一阀门(7)、第二阀门(8)、第三阀门(9)和第四阀门(10)的作用是控制该系统按储能模式还是释能模式工作。
  10. 权利要求1至9任一项所述的一种发电厂空气储能灵活性调峰系统的运行方法,其特征在于:包括储能模式和释能模式,具体如下:
    储能模式:电网用电低谷、存在多余电量时开启储能模式,打开第一阀门(7)和第二阀门(8),关闭第三阀门(9)和第四阀门(10);空气侧,常温常压空气进入压缩机(1)提升压力和温度,进入冷却器(2)降低温度,再进入新增压缩机(21)提升压力和温度,再进入新增冷却器(22)降低温度,常温高压空气经过气液转换装置(3)进行降温液化,低温液态空气进入液体空气储罐(4)储存;水侧,凝汽器(11)出口凝结水经凝结水泵(12)加压后,部分或全部凝结水经过第一阀门(7)分别进入冷却器(2)和新增冷却器(22)冷却高温空气,再经第二阀门(8)回到二级低压加热器(13-2)入口,其余凝结水直接进入一级低压加热器(13-1),二级低压加热器(13-2)出口水依次通过除氧器(14)、给水泵(15)、高压加热器(16)、锅炉(17)生成主蒸汽,主蒸汽进入高压缸(18)膨胀作功后生成冷再热蒸汽,再经锅炉(17)提高温度后生成热再热蒸汽,再依次进入中压缸(19)、低压缸(20)和凝汽器(11),在凝汽器(11)中蒸汽冷凝成凝结水;
    释能模式:电网用电高峰、缺少电能供应时开启释能模式,关闭第一阀门 (7)和第二阀门(8),打开第三阀门(9)和第四阀门(10);空气侧,低温液态空气从液体空气储罐(4)流出,经气液转换装置(3)进行冷能回收后生成常温高压空气,再进入加热器(5)提高温度,再进入膨胀机(6)膨胀作功输出电能,膨胀机(6)出口为常压常温空气,排入周围环境;水侧,在中压缸(19)出口处部分或全部蒸汽经过第三阀门(9)进入加热器(5)加热空气,再通过第四阀门(10)进入凝结水泵(12),其余蒸汽直接进入低压缸(20)继续作功,在凝结水泵(12)出口凝结水全部进入一级低压加热器(13-1),其它设备中水的循环流程与储能模式相同。
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