一种利用烟气压缩储能的发电系统

技术领域

本发明涉及发电技术领域，具体涉及一种利用烟气压缩储能的发电系统。

背景技术

随着全球对太阳能和风能等可再生能源的利用急剧增加，其波动性、间歇性和不可预测性等特点给电网的稳定安全运行带来巨大挑战。在当前电力系统中，燃煤发电机组由供电主力转变为参与配合电网进行深度调峰。因此，燃煤发电机组要进行频繁的调峰调频，以保证电网的安全稳定运行。但是，燃煤发电机组的调频能力受限于锅炉内部较大的热惯性，使其变负荷速率难以满足可再生能源加入电网的需求。

发明内容

因此，本发明要解决的技术问题在于克服燃煤发电机组的变负荷速率难以满足可再生能源加入电网的需求的缺陷，基于以上情况，开发一种能够满足可再生能源加入电网的需求的发电系统十分必要。

为了实现上述目的，本发明提供一种利用烟气压缩储能的发电系统，包括：

依次连接的锅炉、汽轮机、凝汽器和给水加热器；所述给水加热器的进汽端与汽轮机的抽汽端连接；所述汽轮机与发电机连接；

烟气压缩机，与锅炉的烟气出口连接，且所述烟气压缩机与发电机电连接；

储热罐，进气口通过第一阀门与烟气压缩机连接，储热罐的进水口通过第五阀门与凝汽器的出水口连接，储热罐的出水口与给水加热器的进水口连接；在所述储热罐内设有换热结构和储热介质；在所述储热罐的出气口处设有第三阀门；

所述储热罐具有利用烟气压缩机压缩输送的烟气加热储热介质的储能状态；以及具有通过换热结构加热凝汽器的出水，并输送至给水加热器的进水口处的释能状态。

可选地，还包括：

承压结构，通过第二阀门与储热罐的出气口连接；

烟气加热器，设置于所述锅炉内，且所述烟气加热器的进气口通过第四阀门与承压结构连接，烟气加热器的出气口与储热罐的进气口连接。

可选地，还包括：

空气压缩机，与所述承压结构连接，所述空气压缩机适于保持承压结构内的压力。

可选地，还包括：

烟气膨胀机，设置于所述烟气加热器的出气口与储热罐的进气口之间。

可选地，进入烟气压缩机的烟气为经过脱硝脱硫后的烟气。

可选地，所述空气压缩机的数量为多个，所述烟气膨胀机的数量为多个。

可选地，所述承压结构为压力罐、盐洞或矿洞。

可选地，所述换热结构为换热管路或内部装设有储热介质的胶囊。

可选地，所述储热介质为导热油、熔融盐、混凝土或砂砾。

可选地，所述烟气加热器设置于所述锅炉的水平烟道内。

本发明的上述技术方案相比现有技术具有以下优点：

1.本发明提供的利用烟气压缩储能的发电系统，包括：依次连接的锅炉、汽轮机、凝汽器和给水加热器；所述给水加热器的进汽端与汽轮机的抽汽端连接；所述汽轮机与发电机连接；烟气压缩机，与锅炉的烟气出口连接，且所述烟气压缩机与发电机电连接；储热罐，进气口通过第一阀门与烟气压缩机连接，储热罐的进水口通过第五阀门与凝汽器的出水口连接，储热罐的出水口与给水加热器的进水口连接；在所述储热罐内设有换热结构和储热介质；在所述储热罐的出气口处设有第三阀门；所述储热罐具有利用烟气压缩机压缩输送的烟气加热储热介质的储能状态；以及具有通过换热结构加热凝汽器的出水，并输送至给水加热器的进水口处的释能状态；本申请采用上述技术方案，引入外部储能，跨时空利用烟气余热，克服锅炉内部的热惯性；通过烟气压缩储热储能，利用烟气压缩机消耗发电机的电能，储热介质吸收烟气压缩过程中产生的多余热量并存储；在实现提高深度调峰中能量利用效率的同时，有效降低50％以上的锅炉排烟损失，提高锅炉的热效率。在烟气压缩释能的过程中，储热罐集成储热介质和换热结构，实现换热与储热的双重作用，系统改造简单；储热与释热同步进行，系统运行灵活。储热罐释能，提高给水加热器的给水温度，使进入给水加热器的抽汽量减少，增加汽轮机的通流量，提高汽轮机的输出功率，扩大负荷变化区间和提高变负荷速率。最小负荷最大可降低至0MW，变负荷速率可从传统的1－1.5％Pe0/min提高到2.65％Pe0/min，大大提高发电系统运行的灵活性，完全满足可再生能源加入电网的需求。

2.本发明提供的利用烟气压缩储能的发电系统，还包括：承压结构，通过第二阀门与储热罐的出气口连接；烟气加热器，设置于所述锅炉内，且所述烟气加热器的进气口通过第四阀门与承压结构连接，烟气加热器的出气口与储热罐的进气口连接；本申请采用上述技术方案，进一步通过承压结构提升储能容量和水平；具体是：当对承压结构充入烟气时，通过烟气压缩机使得承压结构内的烟气压力达到存储条件。并通过烟气加热器对压缩的烟气加热，提高烟气温度；将加热的烟气回流至储热罐，进一步提升储热罐的储能容量和水平。

3.本发明提供的利用烟气压缩储能的发电系统，还包括：空气压缩机，与所述承压结构连接，所述空气压缩机适于保持承压结构内的压力；本申请采用上述技术方案，当承压结构释放烟气时，通过空气压缩机保证承压结构内的压力不变。

4.本发明提供的利用烟气压缩储能的发电系统，还包括：烟气膨胀机，设置于所述烟气加热器的出气口与储热罐的进气口之间；本申请采用上述技术方案，充分利用高温高压的烟气推动烟气膨胀机做功，提高能量利用效率。

5.本发明进入烟气压缩机的烟气为经过脱硝脱硫后的烟气；本申请采用上述技术方案，经过脱硝脱硫的烟气，温度更高；充分利用高温的烟气进行储能和释能，降低锅炉的排烟损失，提高锅炉的热效率；同时防止最终排出的烟气污染环境。

6.本发明所述空气压缩机的数量为多个，所述烟气膨胀机的数量为多个；本申请采用上述技术方案，通过设置多个空气压缩机，快速提高承压结构内的压力水平；通过设置多个烟气膨胀机，提高烟气的做功效率。

7.本发明所述承压结构为压力罐、盐洞或矿洞；本申请采用上述技术方案，限定承压结构的多种形式，降低发电系统的改造成本。

8.本发明所述换热结构为换热管路或内部装设有储热介质的胶囊；本申请采用上述技术方案，具体限定换热结构，通过换热管路提高换热效率或通过内部装设有储热介质的胶囊，进一步提高储热罐的储能容量。

9.本发明所述储热介质为导热油、熔融盐、混凝土或砂砾；本申请采用上述技术方案，具体限定储热介质的多种形式，降低发电系统的改造成本。

10.本发明所述烟气加热器设置于所述锅炉的水平烟道内；本申请采用上述技术方案，充分利用锅炉烟气的余热对烟气进一步加热，提高烟气的温度，提升做功能力或储能水平。

附图说明

为了更清楚地说明本发明具体实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对具体实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施方式，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明实施方式中提供的利用烟气压缩储能的发电系统的连接结构示意图；

图2为本发明实施方式中提供的利用烟气压缩储能的发电系统与传统燃煤发电机组的烟气损失对比示意图；

图3为本发明实施方式中提供的利用烟气压缩储能的发电系统与传统燃煤发电机组的变负荷速率对比示意图。

附图标记说明：

1、锅炉；2、汽轮机；3、凝汽器；4、给水加热器；5、烟气压缩机；6、第一阀门；7、储热罐；8、第二阀门；9、第三阀门；10、承压结构；11、第四阀门；12、烟气加热器；13、烟气膨胀机；14、第五阀门；15、空气压缩机；16、第六阀门。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例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，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。

如图1至图3所示的利用烟气压缩储能的发电系统的一种具体实施方式，尤其适用于升降负荷在20MW以内范围的调节，利用烟气压缩储能的发电系统具体包括：依次连接的锅炉1、汽轮机2、凝汽器3和给水加热器4，依次连接的烟气压缩机5、储热罐7、承压结构10、烟气加热器12和烟气膨胀机13，以及与承压结构10连接的空气压缩机15等。具体的，所述锅炉1为燃煤锅炉。

如图1所示，所述给水加热器4的进汽端与汽轮机2的抽汽端连接；所述给水加热器4的出水口与锅炉1的进水口连接。所述汽轮机2与发电机连接；所述发电机接入电网。所述烟气压缩机5与锅炉1的烟气出口连接，进入烟气压缩机5的烟气为经过脱硝脱硫后的烟气；且所述烟气压缩机5与发电机电连接；所述储热罐7的进气口通过第一阀门6与烟气压缩机5连接，所述第一阀门6为调节阀。储热罐7的进水口通过第五阀门14与凝汽器3的出水口连接，所述第五阀门14为给水旁路调节阀；所述储热罐7的出水口与给水加热器4的进水口连接；在所述储热罐7内设有换热结构和储热介质；具体的，所述换热结构为换热管路或内部装设有储热介质的胶囊。所述储热介质为导热油、熔融盐、混凝土或砂砾等。在所述储热罐7的出气口处设有第三阀门9；所述第三阀门9为调节阀，适于打开时，将低温低压的烟气排出。所述储热罐7具有利用烟气压缩机5压缩输送的烟气加热储热介质的储能状态；以及具有通过换热结构加热凝汽器3的出水，并输送至给水加热器4的进水口处的释能状态。所述承压结构10通过第二阀门8与储热罐7的出气口连接；具体的，所述承压结构10为压力罐、盐洞或矿洞等；所述压力罐内的压力为50bar－80bar；所述盐洞或矿洞可为现有已存在的洞或专门挖掘而成的洞。所述第二阀门8为调节阀。所述烟气加热器12设置于所述锅炉1的水平烟道内，且所述烟气加热器12的进气口通过第四阀门11与承压结构10连接，所述第四阀门11为调节阀。烟气加热器12的出气口与烟气膨胀机13连接，进入烟气膨胀机13的烟气温度不低于450℃；所述烟气膨胀机13的出气口与储热罐7的进气口连接。所述空气压缩机15通过第六阀门16与所述承压结构10连接，所述空气压缩机15适于保持承压结构10内的压力；所述第六阀门16为调节阀。进一步的，所述空气压缩机15的数量为多个，所述烟气膨胀机13的数量为多个。

本申请所述利用烟气压缩储能的发电系统运行的主要工作过程简述如下：

当燃煤发电机组需要深度调峰时，启动烟气压缩机5，将烟气压缩到50bar以上；打开第一阀门6和第二阀门8，关闭第三阀门9；压缩的烟气进入储热罐7，加热储热介质；然后烟气进入承压结构10；通过调整烟气压缩机5的功率，调整承压结构10内压缩烟气的压力，以使承压结构10的出口压力满足存储条件；当承压结构10内的烟气压力达到最大压力时，关闭第一阀门6和第二阀门8。以上操作完成储能过程。

当释能时，打开第四阀门11，启动空气压缩机15，打开第六阀门16，将高压空气充入承压结构10；通过调节空气压缩机15的功率控制进入承压结构10的高压空气流量，以保证高压烟气在释放的过程中，烟气的压力不变，提高后续烟气膨胀机13的做功效率。将高压烟气从承压结构10中释放进入烟气加热器12，在锅炉1内加热后，进入烟气膨胀机13做功，做功后的烟气进入储热罐7，将剩余的烟气热量用于加热储热介质后，打开第三阀门9，使低温低压的烟气进入环境。然后打开第五阀门14，分流凝汽器3中的部分给水进入储热罐7，吸收储热介质的能量，加热后的高温给水回流到给水加热器4的给水进口；进入给水加热器4的给水温度增加，使进入给水加热器4的抽汽量减少，增加汽轮机2的通流量，提高汽轮机2的输出功率。通过第五阀门14的开度，调整进入储热罐7的给水流量，以利用给水带走储热罐7内存储的热量，使储热罐7内的储热介质可以吸收更多的烟气热量。

如图2所示，以660MW超超临界燃煤发电机组为例，采用本申请所述利用烟气压缩储能的发电系统后，当深度调峰至20％THA时，排烟损失从27MW降低到12.7MW。

如图3所示，以660MW超超临界燃煤发电机组为例，采用本申请所述利用烟气压缩储能的发电系统后，燃煤发电机组的变负荷速率从原始的1.5％额定负荷每分钟提高到2.65％额定负荷每分钟。其中，变负荷速率定义为单位时间内机组输出功率的变化量，可以采用额定负荷的百分比表示功率的变化量。假设额定负荷为Pe0，在图3中，纵坐标的单位为％Pe0/min，即％额定负荷每分钟。

所以，采用本申请所述利用烟气压缩储能的发电系统后，燃煤发电机组的排烟损失大幅降低，调峰能力大幅提升。

显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其他不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。