燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统的制作方法

本申请涉及火电灵活性改造，特别涉及一种燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统。

背景技术：

1、在当今全球能源结构深度转型的关键时期，火电灵活性改造已成为能源领域破解发展瓶颈的核心课题。随着风电、光伏等可再生能源装机规模以年均20％以上的速度扩张，其固有的间歇性、波动性与反调峰特性与电网安全稳定运行之间的矛盾日益凸显。以我国西北地区为例，部分时段新能源发电出力可占全网瞬时负荷的60％以上，但受限于风光出力预测精度不足，弃风弃光率仍维持在8％-12％区间，造成清洁能源的严重浪费。

2、在此背景下，火电灵活性改造通过技术升级实现机组发电功率的“毫秒级响应”与“宽负荷调节”，成为构建新型电力系统的关键支撑。具体而言，改造后的燃煤电厂可在15％-100％额定负荷区间内稳定运行，较传统机组调节范围扩大3倍以上，既能通过深度调峰为新能源发电腾出空间，又可在极端天气下快速顶峰供电，形成“风光火储”多能互补的协同机制。以山东某600mw机组改造项目为例，其调峰能力提升200mw后，年增新能源消纳量达5.2亿千瓦时，相当于减少燃煤消耗16万吨，减排二氧化碳42万吨。这种“支撑性调节电源”的定位，不仅保障了能源转型期的电力供应安全，更为高比例可再生能源系统的稳定运行提供了可复制的技术范式。

3、在众多火电灵活性改造技术中，双罐熔盐蓄热方案曾一度备受青睐。该方案通过两个熔盐罐分别储存高温熔盐和低温熔盐，利用熔盐的高比热容特性，在电力负荷低谷时储存热量，在高峰时段释放热量发电。然而，双罐熔盐蓄热方案也存在着一些不容忽视的局限性。首先，双罐熔盐蓄热系统结构复杂，需要建设两个大型熔盐罐及相关复杂的管道系统，这使得其投资成本高昂，建设周期长。其次，运行与维护成本高。双罐熔盐蓄热方案在运行过程中为了防止熔盐凝固，还需要设置电伴热等设施，大大提高了运行成本。熔盐的腐蚀性较强，会对储热罐、管道等设备造成损耗，需要定期进行设备维修和更换，增加了维护成本。

4、因此，开发一种结构简化、更具经济性和可行性的火电灵活性改造技术方案至关重要。

技术实现思路

1、本申请的目的在于提供一种燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，采用单罐固体蓄热替代传统的双罐熔盐蓄热，大大简化了系统结构，降低了投资成本。同时，巧妙地利用燃煤电厂排出的具有一定压力和流速的烟气作为系统的传热介质，不仅提高了燃煤电厂的调峰能力，还实现了能源的高效利用，更具经济性和可行性。

2、本申请的实施方式公开了一种燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，包括：通过管道连接且流体连通的固体蓄热器、电加热器、换热器、风机和电源；

3、所述固体蓄热器，内部填充有固体蓄热介质，用于储存热能；

4、所述电加热器，用于在蓄热模式下加热传热介质；

5、所述换热器，用于在释热模式下从传热介质中提取热量，并将热量传递给需要加热的工质；

6、所述风机，用于在蓄热模式为所述系统内的流体循环提供动力；

7、所述电源，用于在蓄热模式下为所述电加热器供电；

8、所述固体蓄热器的底部入口通过第一截止阀连接燃煤电厂的烟气出口，所述固体蓄热器的底部出口通过第二截止阀连接所述风机的入口，所述风机的出口连接所述电加热器的入口，所述电加热器的出口通过第三截止阀连接所述固体蓄热器的顶部端口，所述固体蓄热器的顶部端口通过第四截止阀连接所述换热器的入口。

9、在另一优选例中，在所述燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统中，包括：蓄热回路与释热回路；

10、所述蓄热回路包括：第一截止阀、固体蓄热器、第二截止阀、风机、电加热器、第三截止阀和电源；

11、所述释热回路包括：第一截止阀、固体蓄热器、第四截止阀和换热器。

12、在另一优选例中，在所述蓄热模式下，所述释热回路的第四截止阀关闭；在所述释热模式下，所述蓄热回路的第二截止阀和第三截止阀关闭。

13、在另一优选例中，在所述蓄热模式下，所述传热介质为空气和/或燃煤电厂的烟气出口排出的烟气；在所述释热模式下，所述传热介质为燃煤电厂的烟气出口排出的烟气。

14、在另一优选例中，所述固体蓄热器的顶部和底部设有流量分器，中间是固体蓄热介质。

15、在另一优选例中，所述固体蓄热介质包括：混凝土、岩石和/或金属球。

16、在另一优选例中，还包括：连接在所述换热器的出口与所述烟气出口之间的混合截止阀。

17、在另一优选例中，所述混合截止阀，用于当所述换热器冷侧介质入口温度高于预设阈值时打开，将高温烟气与低温烟气混合后再进入固体蓄热器。

18、在另一优选例中，所述需要加热的工质为水，所述换热器用于将水加热为水蒸汽。

19、在另一优选例中，所述电源为燃煤电厂和新能源发电机组在调峰过程中产生的多余电能。

20、应理解，在本申请范围中，本文的上述各技术特征和在下文(例如实施例)中具体描述的各技术特征之间都可以互相组合，从而构成新的或优选的技术方案。限于篇幅，在此不再一一赘述。

21、本申请实施方式与现有技术相比，主要区别及其效果在于：

22、本申请公开的一种燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，采用单罐固体蓄热替代传统的双罐熔盐蓄热，大大简化了系统结构，降低了投资成本。同时，巧妙地利用燃煤电厂排出的具有一定压力和流速的烟气作为系统的传热介质，不仅提高了燃煤电厂的调峰能力，还实现了能源的高效利用，更具经济性和可行性。

23、进一步地，在该燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统中，采用气体作为传热介质，无需设置电伴热等设施，降低了运行成本。

24、进一步地，在释热模式下，巧妙地利用燃煤电厂排出的烟气自身具有的压力和流速，无需额外配置风机来驱动热量传递，避免了风机耗功，显著降低了固体蓄热过程中的能源消耗，进一步降低了运行成本。

25、进一步地，在蓄热模式下，利用燃煤电厂排出的具有一定温度的烟气，相对于低温空气，可以进一步利用烟气自身的热量，更有利于节省能源。

26、进一步地，在蓄热阶段，关闭释热回路的截止阀；在释热阶段，关闭蓄热回路的截止阀，可以防止热量在蓄热回路与释热回路之间出现倒流现象，避免热量损失以及两个过程相互干扰，保障蓄热过程和释热过程的独立性与有效性。

27、进一步地，本系统利用了电加热进行蓄热，可以消纳新能源弃风、弃光，提高能源循环效率，还可提高储热介质的蓄热温度，丰富储热系统的应用场景。

28、进一步地，在该燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，通过独特的耦合方式，不仅提高了燃煤电厂的调峰能力，还实现了能源的高效利用，为火电灵活性改造提供了一种更具经济性和可行性的解决方案。

1.一种燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，包括：通过管道连接且流体连通的固体蓄热器、电加热器、换热器、风机和电源；

2.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，在所述燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统中，包括：蓄热回路与释热回路；

3.根据权利要求2所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，在所述蓄热模式下，所述释热回路的第四截止阀关闭；在所述释热模式下，所述蓄热回路的第二截止阀和第三截止阀关闭。

4.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，在所述蓄热模式下，所述传热介质为空气和/或燃煤电厂的烟气出口排出的烟气；在所述释热模式下，所述传热介质为燃煤电厂的烟气出口排出的烟气。

5.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，所述固体蓄热器的顶部和底部设有流量分器，中间是固体蓄热介质。

6.根据权利要求5所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，所述固体蓄热介质包括：混凝土、岩石和/或金属球。

7.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，还包括：连接在所述换热器的出口与所述烟气出口之间的混合截止阀。

8.根据权利要求7所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，所述混合截止阀，用于当所述换热器冷侧介质入口温度高于预设阈值时打开，将高温烟气与低温烟气混合后再进入固体蓄热器。

9.根据权利要求1所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，所述需要加热的工质为水，所述换热器用于将水加热为水蒸汽。

10.根据权利要求1-9中任一项所述的燃煤电厂烟气与单罐固体蓄热耦合调峰系统，其特征在于，所述电源为燃煤电厂和新能源发电机组在调峰过程中产生的多余电能。