一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统及运行方法

1.本发明涉及燃煤发电技术领域，具体涉及一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统及运行方法。


背景技术：

2.随着全球对太阳能、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了巨大的挑战。
3.在现有技术中，最低稳燃负荷制约着锅炉系统的调峰能力，锅炉内部大热惯性制约的锅炉系统的调频能力，因此导致燃煤机组的调峰、调频能力尚不能满足电网的需求。


技术实现要素：

4.因此，本发明要解决的技术问题在于克服现有技术中的燃煤机组的调峰、调频能力尚不能满足电网的需求的缺陷，从而提供一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统。
5.本发明还提供一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统的运行方法。
6.为解决上述技术问题，本发明提供的一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统，包括：
7.燃煤发电组件，所述燃煤发电组件包括连通设置的：燃煤锅炉、高压汽轮机、中压汽轮机、低压汽轮机、凝汽器和除氧器、高压加热器和低压加热器；
8.高压汽轮机的蒸汽入口与燃煤锅炉的蒸汽出口连通；高压汽轮机的蒸汽出口与中压汽轮机的蒸汽入口通过燃煤锅炉相连通；中压汽轮机的第一级抽汽出口与高压加热器的蒸汽入口相连通；中压汽轮机的第二级蒸汽出口与除氧器的蒸汽入口相连通；
9.中压汽轮机的蒸汽出口与低压汽轮机的蒸汽出口通过管道相连通；低压汽轮机的抽汽出口与低压加热器相连通；低压汽轮机的蒸汽出口与凝汽器的蒸汽入口通过管道相连通；凝气器的凝结水出口与低压加热器的凝结水入口通过管道相连通；低压加热器的凝结水出口与除氧器的凝结水入口通过管道相连接；除氧器的给水出口与高压加热器的给水入口通过管道相连通；高压加热器的给水出口与燃煤锅炉的给水入口进口通过管道相连通；
10.蒸汽储能组件，所述蒸汽储能组件包括：储气罐；
11.储汽罐的蒸汽入口与燃煤锅炉的主蒸汽出口相连通；储汽罐的蒸汽入口与燃煤锅炉的再热蒸汽出口相连通；储汽罐的水工质入口与除氧器的水工质出口相连通；储汽罐的蒸汽出口与高压加热器的蒸汽入口相连通；储汽罐的蒸汽出口与除氧器的蒸汽入口相连通；储汽罐的蒸汽出口与低压汽轮机的蒸汽入口相连通；储汽罐的蒸汽出口与低压加热器的蒸汽入口相连通。
12.作为优选方案，在所述储气罐的蒸汽入口与燃煤锅炉的主蒸汽出口之间设置有主蒸汽分流阀；在所述储气罐的蒸汽入口与燃煤锅炉的再热蒸汽出口之间设置有再热蒸汽分流阀。
13.作为优选方案，在所述储汽罐的水工质入口和所述除氧器的水工质出口之间设置有给水分流阀和给水泵。
14.作为优选方案，所述储汽罐的出口处设置有出口调节阀。
15.作为优选方案，所述储汽罐的蒸汽出口与所述高压加热器的蒸汽入口之间设置有第一分流阀；
16.所述储汽罐的蒸汽出口与所述除氧器的蒸汽入口之间设置有第二分流阀；
17.所述储汽罐的蒸汽出口与所述低压汽轮机的蒸汽入口之间设置有第三分流阀；
18.所述储汽罐的蒸汽出口与所述低压加热器的蒸汽入口之间设置有第四分流阀。
19.作为优选方案，所述储汽罐为承压储汽罐；所述储汽罐内的压缩蒸汽的压力大于等于70帕。
20.作为优选方案于，所述燃煤锅炉的再热蒸汽出口的蒸汽温度大于520℃，压力大于20帕；所述燃煤锅炉的蒸汽出口的蒸汽温度大于520℃，压力大于100帕。
21.本发明还提供一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统的运行方法，包括以下步骤：
22.当燃煤机组降低负荷时，将燃煤锅炉的蒸汽分流部分进入到储气罐中；
23.当燃煤机组提高负荷时，将储汽罐中的高压蒸汽从储汽罐中释放。
24.作为优选方案，当燃煤机组需降低负荷时，先打开再热蒸汽分流阀，分流部分再热蒸汽进入储汽罐；
25.打开给水分流阀，启动给水泵，使部分给水由给水泵升压后进入储汽罐与过热蒸汽混合成为饱和水；
26.根据机组需求，逐渐关小再热蒸汽分流阀，逐渐打开主蒸汽分流阀；调整给水分流阀；
27.当储汽罐内压力接近再热蒸汽压力时，关闭再热蒸汽分流阀，打开主蒸汽分流阀，分流部分主蒸汽进入储汽罐；
28.当储汽罐内压力大于70帕时，关闭主蒸汽分流阀、给水泵和给水分流阀；
29.当机组提高负荷运行时，打开储汽罐出口调节阀，将高压蒸汽从储汽罐中释放，打开第二中压汽轮机抽汽节流阀，第一蒸汽出口分流阀，
30.高压蒸汽加热高压加热器的给水，随着储汽罐内压力的降低，依次逐渐打开第一分流阀、第二分流阀、第三分流阀、第四分流阀和第一中压汽轮机抽汽节流阀。
31.本发明技术方案，具有如下优点：
32.1.本发明提供的一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统，包括燃煤发电组件和蒸汽储能组件；将蒸汽储能组件和燃煤发电组件进行耦合，扩大了燃煤机组的负荷变化区间；其最小负荷可从30％tha最大降低至21％tha，最大负荷从100％tha最大提高到115％tha,燃煤机组的变负荷速率可从传统的1-1.5pe0/min提高到3.5pe0/min,大大提高了燃煤机组的调峰调频能力；
33.进一步的，将燃煤发电组件和蒸汽储能组件耦合，对燃煤锅炉影响小，不需要对锅炉进行改造，可以直接利用蒸汽，无需额外增加换热器。
34.2.本发明提供的一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统，在储汽罐和除氧器之间设置有给水泵；利用给水泵对进入到储汽罐给水升压，使给水和过热蒸汽混合为饱和水，大大增加了储热密度，降低了储汽罐的占地面积。
附图说明
35.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。
36.图1为本发明的一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统的结构示意图。
37.附图标记说明：
38.1、燃煤锅炉；2、高压汽轮机；3、中压汽轮机；4、低压汽轮机；5、凝汽器；6、低压汽轮机抽汽节流阀；7、低压加热器；8、第一中压汽轮机抽汽节流阀；9、除氧器；10、第二中压汽轮机抽汽节流阀；11、高压加热器；12、主蒸汽分流阀；13、再热蒸汽分流阀；14、储汽罐；15、给水分流阀；16、给水泵；17、出口调节阀；18、第一分流阀；19、第二分流阀；20、第三分流阀；21、第四分流阀。
具体实施方式
39.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。
40.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。
41.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。
42.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。
43.本实施例提供一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统，如图1所示，包括：燃煤发电组件和蒸汽储能组件；
44.高压汽轮机2的蒸汽入口与燃煤锅炉1的蒸汽出口连通；高压汽轮机2的蒸汽出口与中压汽轮机3的蒸汽入口通过燃煤锅炉1相连通；中压汽轮机3的第一级抽汽出口与高压加热器11的蒸汽入口相连通；中压汽轮机3的第二级蒸汽出口与除氧器9的蒸汽入口相连通；中压汽轮机3的蒸汽出口与低压汽轮机的蒸汽出口通过管道相连通；低压汽轮机4的抽汽出口与低压加热器7相连通；低压汽轮机的蒸汽出口与凝汽器5的蒸汽入口通过管道相连通；凝气器的凝结水出口与低压加热器7的凝结水入口通过管道相连通；低压加热器7的凝结水出口与除氧器9的凝结水入口通过管道相连接；除氧器9的给水出口与高压加热器11的给水入口通过管道相连通；高压加热器11的给水出口与燃煤锅炉1的给水入口进口通过管道相连通。
45.储汽罐14的蒸汽入口与燃煤锅炉1的主蒸汽出口相连通；储汽罐14的蒸汽入口与燃煤锅炉1的再热蒸汽出口相连通；储汽罐14的水工质入口与除氧器9的水工质出口相连通；储汽罐14的蒸汽出口与高压加热器11的蒸汽入口相连通；储汽罐14的蒸汽出口与除氧器9的蒸汽入口相连通；储汽罐14的蒸汽出口与低压汽轮机的蒸汽入口相连通；储汽罐14的蒸汽出口与低压加热器7的蒸汽入口相连通。
46.其中，汽轮机为超临界纯凝汽轮机；高压汽轮机2的蒸汽入口与燃煤锅炉1的主蒸汽出口通过管路相连通；高压汽轮机2的蒸汽出口与燃煤锅炉1的再热回路的进口连通，燃煤锅炉1的再热回路的出口与中压汽轮机的蒸汽入口相连通；高压汽轮机2的抽汽出口与高压加热器11的蒸汽入口通过管道相连通；中压汽轮机的第一级抽汽出口与高压加热器11的蒸汽入口相连通，且在中压汽轮机和高压加热器11之间连通的管路上设置有第二中压汽轮机抽汽节流阀10；中压汽轮机的第二级抽汽出口与除氧器9的蒸汽入口通过管道相连通，且在中压汽轮机和除氧器9之间连通的管路上设置有第一中压汽轮机抽汽节流阀8；
47.低压汽轮机的抽汽出口与低压加热器7通过管道相连通，且在低压汽轮机4和低压加热器7之间连通的管路上设置有低压汽轮机抽汽节流阀6；低压汽轮机的蒸汽出口与凝气器的蒸汽入口通过管道相连通；凝气器的凝结水出口与低压加热器7的凝结水入口通过管道相连通；低压加热器7的凝结水出口与除氧器9的凝结水入口通过管道相连接；除氧器9的给水出口与高压加热器11的给水入口通过管道相连通；高压加热器11的给水出口与燃煤锅炉1的给水入口进口通过管道相连通。
48.储汽罐14的蒸汽入口与燃煤锅炉1的主蒸汽出口通过管路相连通，且在储气罐和燃煤锅炉1的主蒸汽出口之间设置有主蒸汽分流阀12；
49.储气罐的蒸汽入口与燃煤锅炉1的再热蒸汽出口通过管路相连通，且在储气罐和燃煤锅炉1的再热蒸汽出口之间的管路上设置有再热蒸汽分流阀13；
50.储汽罐14的水工质入口与除氧器9的水工质出口通过管路连通；在储汽罐14和除氧器9之间设置有给水分流阀15和给水泵16；在储汽罐14的蒸汽出口上设置有出口调节阀17；
51.进一步的，在储汽罐14的蒸汽出口与高压加热器11的蒸汽入口之间设置有第一分流阀18；在储汽罐14的蒸汽出口与除氧器9的蒸汽入口之间设置有第二分流阀19；在储汽罐14的蒸汽出口与低压汽轮机的蒸汽入口之间设置有第三分流阀20；储汽罐14的蒸汽出口与低压加热器7的蒸汽入口之间设置有第四分流阀21。
52.储汽罐14为承压储汽罐14，储汽罐14的数量可以为一个也可以为多个，储汽罐14内的压缩蒸汽的压力不低于70帕；
53.进一步的，燃煤锅炉1内的主蒸汽温度大于520℃，压力大于100帕，再热蒸汽温度大于520℃，压力大于20帕。
54.进一步的，通过给水分流阀15和给水泵16进入储汽罐14的给水压力不低于70帕。
55.实施例2
56.本实施例提供一种耦合蒸汽储能的燃煤发电系统的运行方法，包括以下步骤：
57.当燃煤机组降低负荷时，将燃煤锅炉1的蒸汽分流部分进入到储气罐中；
58.当燃煤机组提高负荷时，将储汽罐14中的高压蒸汽从储汽罐14中释放。
59.进一步的，当燃煤机组需降低负荷时，先打开再热蒸汽分流阀13，分流部分再热蒸
汽进入储汽罐14；
60.打开给水分流阀15，启动给水泵16，使部分给水由给水泵16升压后进入储汽罐14与过热蒸汽混合成为饱和水；
61.根据机组需求，逐渐关小再热蒸汽分流阀13，逐渐打开主蒸汽分流阀12；调整给水分流阀15；
62.当储汽罐14内压力接近再热蒸汽压力时，关闭再热蒸汽分流阀13，打开主蒸汽分流阀12，分流部分主蒸汽进入储汽罐14；
63.通过调节主蒸汽分流阀12与再热蒸与再热蒸汽分流阀13的开度可调节蒸汽流入储汽罐14的流速，进而调节控制机组降负荷速率；
64.通过调节给水分流阀15的开度控制进入储汽罐14的给水流量，进而实现使给水流量与蒸汽流量匹配，保证过热蒸汽与给水混合后为饱和水，提高储热密度。
65.当储汽罐14内压力大于70帕时，关闭主蒸汽分流阀12、给水泵16和给水分流阀15。
66.当机组提高负荷运行时，打开储汽罐14出口调节阀17，将高压蒸汽从储汽罐14中释放，打开第二中压汽轮机抽汽节流阀10，第一蒸汽出口分流阀，
67.高压蒸汽代替汽轮机抽汽加热高压加热器11的给水，随着储汽罐14内压力的降低，依次逐渐打开第一分流阀18、第二分流阀19、第三分流阀20、第四分流阀21和第一中压汽轮机抽汽节流阀8，主要是保证储汽罐14出口蒸汽的压力与汽轮机释放点需求蒸汽压力匹配，提高蒸汽利用率。
68.和现有技术相比，本方案具有以下优点：
69.(1)与传统燃煤机组相比，将蒸汽储能与燃煤机组耦合扩大了燃煤机组的负荷变化区间。其最小负荷可从30％tha最大降低至21％tha，最大负荷从100％tha最大提高到115％tha，燃煤机组的变负荷速率可从传统的1-1.5pe0/min提高到3.5pe0/min，大大提高了燃煤机组的调峰调频能力；
70.(2)将蒸汽储能与燃煤机组耦合，对燃煤锅炉影响小，不需对锅炉进行改造，而且直接利用蒸汽，无需额外增设换热器；
71.(3)利用给水泵对进入储汽罐给水升压，使给水与过热蒸汽混合为饱和水，大大增加了储热密度，降低了储汽罐的占地面积；
72.(4)在机组升负荷时，储汽罐的高压蒸汽根据压力梯级释放到汽轮机抽汽与低压缸进口，替代汽轮机抽汽对给水加热，在提高汽轮机输出功率的同时降低了回热系统的换热不可逆性，进一步提高了热能的利用效率。
73.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它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。而由此所引伸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。