CN112392599A - 一种基于液态空气的发电系统及方法 - Google Patents
一种基于液态空气的发电系统及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112392599A CN112392599A CN202011329433.3A CN202011329433A CN112392599A CN 112392599 A CN112392599 A CN 112392599A CN 202011329433 A CN202011329433 A CN 202011329433A CN 112392599 A CN112392599 A CN 112392599A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- way valve
- enters
- power generation
- liquid air
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 122
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 92
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims abstract description 53
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 203
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 136
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 50
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 27
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 22
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011232 storage material Substances 0.000 claims description 6
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 3
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 9
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000005034 decoration Methods 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000010485 coping Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
- F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
- F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
- F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
- F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
- F02C7/08—Heating air supply before combustion, e.g. by exhaust gases
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
本发明公开了一种基于液态空气的发电系统及方法，包括液态空气处理单元，燃气轮机发电单元以及蒸汽轮机发电单元。在用电高峰时段，液态空气通过深冷泵加压到所需压力，在冷能存储单元中蒸发并同时将释放的冷能进行存储后，无需经过压缩机，直接进入燃气轮机发电单元发电，同时燃气轮机高温尾气进入蒸汽轮机发电单元再进行发电。在用电低谷时段，常温空气通过冷能存储单元降温后，经过压缩机加压后，进入燃气轮机发电单元发电，同时燃气轮机高温尾气进入蒸汽轮机发电单元再进行发电。本发明利用液态空气能量存储和冷能回收、存储与利用，可以显著地提高燃气轮机发电循环或联合发电循环的发电量和发电效率，提高发电系统的调峰能力。
Description
技术领域
本发明属于电力能源领域，具体涉及一种基于液态空气的发电系统及方法。
背景技术
现有燃气发电循环或燃气、蒸汽联合发电循环，在运行过程中，需要引入空气实现燃料燃烧，产生燃气轮机做功工质。环境空气需要预先经过压缩机加压至高压，被压缩的空气与喷入的燃料相混合并燃烧形成高温高压燃气，具有做功能力的燃气工质进入透平装置膨胀做功。然而，现有的单循环燃气轮机的热效率仅为35-40％左右，这很大程度上受限于压缩机在压缩空气过程中较高的自身耗功量。相比于环境空气的压缩耗功量，液态空气的加压过程耗功低。如果使用液态空气作为燃气发电循环或燃气、蒸汽联合发电循环的空气来源，可以节省巨大的压缩机自身耗功量，提高发电循环的净发电量，进而提高发电循环的热效率。
现阶段，可再生能源发电产业蓬勃发展，可再生能源发电站的装机容量屡创新高，这就导致传统发电机组需要长期在较低负荷下运行，以保证清洁可再生能源的上网发电。但是由于可再生能源的波动性和间歇性等自身特性，传统发电机组又需要在可再生能源发电不足的情况下，提高自身发电量，以维持整个电网的稳定性。这就导致传统发电系统，在投建时虽然有较高的装机容量，但是长期无法满负荷运行，导致了投资成本大，成本回收期长的问题。此外，大功率船用燃气轮机等也面临同样的困境，装机的燃气轮机长期处于中低负荷运行即可满足船的基本用电需求，仅在必要时刻才满负荷运行。
发明内容
发明目的：本发明所要解决的技术问题是针对现有技术的不足，提供一种基于液态空气的发电系统及方法，利用液态空气低功耗升压、冷能高效回收和利用以降低压缩机功耗的优点，实现液态空气储能、低温热能存储和燃气发电循环，进而实现高效发电。
为了实现上述目的，本发明采取的技术方案如下：
一种基于液态空气的发电系统，包括液态空气处理单元和燃气轮机发电单元；
其中，液态空气处理单元包括：
液态空气存储装置，所述液态空气存储装置从外部接受和存储液态空气，并具有下部输出端；
深冷泵，所述深冷泵的上部输入端与所述液态空气存储装置的下部输出端连接；
冷能存储单元，所述冷能存储单元的左上侧输入端与所述深冷泵的下部输出端连接；冷能存储单元的下部输入端连接经过处理过的环境空气；
燃气轮机发电单元包括：
空气压缩机组，所述空气压缩机组的左侧输入端与所述冷能存储单元上部输出端连接；
第一气体三通阀，所述第一气体三通阀的左侧输入端与所述空气压缩机组的右侧输出端连接；第一气体三通阀的下部输入端与所述冷能存储单元的右上侧输出端连接；
第二气体三通阀，所述第二气体三通阀的左侧输入端与所述第一气体三通阀的右侧输出端连接；
回热器，所述回热器的左侧输入端与所述第二气体三通阀的下部输出端连接；回热器的上部输出端为尾气排放口；
第三气体三通阀，所述第三气体三通阀的下部输入端与所述回热器的右侧输出端连接；第三气体三通阀的左侧输入端与所述第二气体三通阀的右侧输出端连接；
燃烧室，所述燃烧室的左侧输入端与所述第三气体三通阀的右侧输出端连接；燃烧室的下部输入端用于向燃烧室内输送燃料；
燃气透平，所述燃气透平的左侧输入端与所述燃烧室的右侧输出端连接；
第四气体三通阀，所述第四气体三通阀的左侧输入端与所述燃气透平的右侧输出端连接；第四气体三通阀的下部输出端与所述回热器的下部输入端连接。
进一步地，该系统还包括蒸汽轮机发电单元，所述的蒸汽轮机发电单元包括：
余热锅炉，所述余热锅炉的左侧输入端与所述第四气体三通阀的右侧输出端连接；余热锅炉的右侧输出端为尾气排放口；
给水泵，所述给水泵的左侧输出端与所述余热锅炉的上部输入端连接；
凝汽器，所述凝汽器的上部输出端与所述给水泵的右侧输入端连接；
蒸汽透平，所述蒸汽透平的右侧输出端与所述凝汽器的下部输入端连接；蒸汽透平的左侧输入端与所述余热锅炉的下部输出端连接。
燃气发电循环或燃气、蒸汽联合发电循环可以使用环境空气和液态空气两种空气来源进行发电：在用电平段或低谷期，使用环境空气作为空气来源满足基本的用电需求；在用电高峰或尖峰期，使用液态空气作为空气来源，可以在一段时间内有效地提高机组的净发电量，从而避免了为了应对短期用电高峰，加大燃气发电系统或燃气、蒸汽联合发电系统的装机容量，而导致的投资成本过高等问题。因此将液态空气与传统燃气发电循环或燃气、蒸汽联合循环高效的集成与优化，对于降低发电系统的投资成本、提高发电系统的发电量、效率和调峰能力，具有重要的意义。
优选地，所述的冷能存储单元由一级以上的冷能存储子单元串联而成，各级子单元采用潜热、显热或热化学储能材料进行存储，且各级子单元均采用保温材料隔热；储能材料与流体工质采用非接触式或直接接触式换热。
优选地，所述的空气压缩机组由一级以上的多个压缩机组成；所述的燃气透平由一级以上的多个透平组成；所述的蒸汽透平由一级以上的多个透平组成。
具体地，所述燃烧室内输送的燃料为甲烷、氢气、氨气、合成气、煤油或其他低热值燃料中的任意一种或两种以上的混合物。
本发明进一步提供上述基于液态空气的发电系统进行发电的方法，装置运行分两种模式：
第一种模式中，只有燃气轮机发电单元参与发电，而蒸汽轮机发电单元不参与发电，具体步骤包括：
用电高峰时段，液态空气存储装置中存储的液态空气经过深冷泵加压至高压后，进入冷能存储单元中汽化至接近常温，并同时释放冷能并存储在冷能存储单元中；汽化后的空气经过第一气体三通阀和第二气体三通阀进入回热器中被燃气轮机高温尾气预热后，通过第三气体三通阀进入燃烧室，在燃烧室中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀进入回热器中预热空气后降温并排向大气；
在用电低谷时段，环境空气进入冷能存储单元，被存储的冷能降温冷却后，进入空气压缩机组加压至高压；高压空气经过第一气体三通阀和第二气体三通阀进入回热器中被高温尾气预热后，通过第三气体三通阀进入燃烧室，在燃烧室中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀进入回热器中预热空气后降温并排向大气。
第二种模式中，燃气轮机发电单元和蒸汽轮机发电单元同时参与发电，具体步骤包括：
用电高峰时段，液态空气存储装置中存储的液态空气经过深冷泵加压至高压后，进入冷能存储单元中汽化至接近常温，并同时释放冷能并存储在冷能存储单元中；汽化后的空气经过第一气体三通阀、第二气体三通阀和第三气体三通阀直接进入燃烧室，在燃烧室中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀进入余热锅炉中释放热量产生高压高温蒸汽；蒸汽进入蒸汽透平膨胀做功；膨胀后的蒸汽进入凝汽器中冷凝后，通过给水泵加压至高压后，重新进入余热锅炉中被加热至高温蒸汽，完成蒸汽循环；
在用电低谷时段，环境空气进入冷能存储单元，被存储的冷能降温冷却后，进入空气压缩机组加压至高压；高压空气经过第一气体三通阀、第二气体三通阀和第三气体三通阀直接进入燃烧室，在燃烧室中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀进入余热锅炉中释放热量产生高压高温蒸汽；蒸汽进入蒸汽透平膨胀做功；膨胀后的蒸汽进入凝汽器中冷凝后，通过给水泵加压至高压后，重新进入余热锅炉中被加热至高温蒸汽，完成蒸汽循环。
该方法在用电高峰期，使用存储的液态空气作为发电工质，驱动发电循环，避免了发电循环中较高的压缩机自身耗电量，可以显著地提高用电高峰期发电系统的总发电量和发电效率，进而提高发电系统的调峰能力。对用电高峰期中液态空气释放的高品位冷能进行了回收和存储，并在用电低谷期，利用存储的冷能对环境空气冷却降温后，再进入压缩机进行加压，显著地降低了压缩机自身耗电量，提高了发电系统的发电量和发电效率。
具体地，所述液态空气存储装置中液态空气的来源为空分厂中多余的液态空气产品，或者利用可再生能源电站的过剩电力生产的液态空气产品，或者是液态空气储能电站所存储的液态空气。
有益效果：
1、本发明发电系统通过合理利用液态空气和液态空气的高品质冷能，在用电高峰时段无需使用压缩机，在用电低谷时段也可有效地降低压缩机的自身耗功，显著提高了各时段内，发电系统的净发电量和发电效率。
2、本发明发电系统通过使用液态空气作为发电工质以提高发电系统在用电高峰时段的净发电量，无需为应对短期的高峰用电需求而提高发电机组的装机容量，提高了发电系统的调峰能力，并节约了发电系统的投资成本。
3、本发明发电系统中的液态空气来源于空分厂的过剩液态产品，或利用可再生能源过剩电力生产所得，或液态空气储能厂所存储的液态空气；利用液态空气所生产的电能将用于高峰时段供电，电价高，可产生较好的经济效益；为利用液态空气实现燃气发电循环和燃气、蒸汽联合发电循环的能效提升提供了一种可行的方法与方案。
附图说明
下面结合附图和具体实施方式对本发明做更进一步的具体说明，本发明的上述和/或其他方面的优点将会变得更加清楚。
图1为本发明基于液态空气的发电系统的整体结构示意图。
图2为本发明基于液态空气的发电系统采用第一种运行模式进行发电的原理图。
图3为本发明基于液态空气的发电系统采用第二种运行模式进行发电的原理图。
图4为采用第一种运行模式进行发电在不同压缩比下的发电比功。
图5为采用第一种运行模式进行发电在不同压缩比下的热效率。
图6为采用第二种运行模式进行发电在不同压缩比下的发电比功。
图7为采用第二种运行模式进行发电在不同压缩比下的热效率。
其中，各附图标记分别代表：液态空气处理单元100，液态空气存储装置101，深冷泵102，冷能存储单元103，燃气轮机发电单元200，空气压缩机组201，第一气体三通阀202，第二气体三通阀203，回热器204，第三气体三通阀205，燃烧室206，燃气透平207，第四气体三通阀208，蒸汽轮机发电单元300，余热锅炉301，给水泵302，凝汽器303，蒸汽透平304。
具体实施方式
根据下述实施例，可以更好地理解本发明。
说明书附图所绘示的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，故不具技术上的实质意义，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容所能涵盖的范围内。同时，本说明书中所引用的如“上”、“下”、“前”、“后”、“中间”等用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。
如图1所示，本发明基于液态空气的发电系统包括液态空气处理单元100，燃气轮机发电单元200和蒸汽轮机发电单元300。
其中，液态空气处理单元100包括：液态空气存储装置101，深冷泵102，高品位冷能存储单元103；液态空气存储装置101具有下部输出端；深冷泵102的上部输入端与液态空气存储装置101的下部输出端连接；高品位冷能存储单元103的左上侧输入端与深冷泵102的下部输出端连接，高品位冷能存储单元103的下部输入端连接环境空气。
燃气轮机发电单元200包括：空气压缩机组201，第一气体三通阀202，第二气体三通阀203，回热器204，第三气体三通阀205，燃烧室206，燃气透平207，第四气体三通阀208；空气压缩机组201的左侧输入端与高品位冷能存储单元103上部输出端连接；第一气体三通阀202的左侧输入端与空气压缩机组201的右侧输出端连接，第一气体三通阀202的下部输入端与高品位冷能存储单元103的右上侧输出端连接；第二气体三通阀203的左侧输入端与第一气体三通阀202的右侧输出端连接；回热器204的左侧输入端与第二气体三通阀203的下部输出端连接，回热器204的上部输出端为尾气排放口；第三气体三通阀205的下部输入端与回热器204的右侧输出端连接，第三气体三通阀205的左侧输入端与第二气体三通阀203的右侧输出端连接；燃烧室206的左侧输入端与第三气体三通阀205的右侧输出端连接，燃烧室206的下部输入端用于向燃烧室206内输送燃料；燃气透平207的左侧输入端与燃烧室206的右侧输出端连接；第四气体三通阀208的左侧输入端与燃气透平207的右侧输出端连接，第四气体三通阀208的下部输出端与回热器204的下部输入端连接。
蒸汽轮机发电单元300包括：余热锅炉301，给水泵302，凝汽器303，蒸汽透平304；余热锅炉301的左侧输入端与第四气体三通阀208的右侧输出端连接，余热锅炉301的右侧输出端为尾气排放口；给水泵302的左侧输出端与余热锅炉301的上部输入端连接；凝汽器303的上部输出端与给水泵302的右侧输入端连接；蒸汽透平304的右侧输出端与凝汽器303的下部输入端连接，蒸汽透平304的左侧输入端与余热锅炉301的下部输出端连接。
其中，冷能存储单元103由一级以上的冷能存储子单元串联而成，各级子单元采用潜热、显热或热化学储能材料进行存储，且各级子单元均采用保温材料隔热；储能材料与流体工质采用非接触式或直接接触式换热。空气压缩机组201由一级以上的多个压缩机组成；所述的燃气透平207由一级以上的多个透平组成；所述的蒸汽透平304由一级以上的多个透平组成。
采用上述基于液态空气的发电系统进行发电的方法，包括以下两种运行模式：
如图2所示，第一种模式中，只有燃气轮机发电单元200参与发电，而蒸汽轮机发电单元300不参与发电，具体步骤包括：
用电高峰时段，液态空气存储装置101中存储的液态空气经过深冷泵102加压至高压后，进入高品位冷能存储单元103中汽化至接近常温，并同时释放高品位冷能并存储在高品位冷能存储单元103中；汽化后的空气经过第一气体三通阀202和第二气体三通阀203进入回热器204中被高温尾气预热后，通过第三气体三通阀205进入燃烧室206，在燃烧室206中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平207膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀208进入回热器204中预热空气后降温并排向大气；
在用电低谷时段，环境空气进入高品位冷能存储单元103，被存储的高品位冷能降温冷却后，进入空气压缩机组201加压至高压；高压空气经过第一气体三通阀202和第二气体三通阀203进入回热器204中被高温尾气预热后，通过第三气体三通阀205进入燃烧室206，在燃烧室206中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平207膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀208进入回热器204中预热空气后降温并排向大气。
如图3所示，第二种模式中，燃气轮机发电单元200和蒸汽轮机发电单元300同时参与发电，具体步骤包括：
用电高峰时段，液态空气存储装置101中存储的液态空气经过深冷泵102加压至高压后，进入高品位冷能存储单元103中汽化至接近常温，并同时释放高品位冷能并存储在高品位冷能存储单元103中；汽化后的空气经过第一气体三通阀202、第二气体三通阀203和第三气体三通阀205直接进入燃烧室206，在燃烧室206中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平207膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀208进入余热锅炉301中释放热量产生高压高温蒸汽；蒸汽进入蒸汽透平304膨胀做功；膨胀后的蒸汽进入凝汽器303中冷凝后，通过给水泵302加压至高压后，重新进入余热锅炉301中被加热至高温蒸汽，完成蒸汽循环；
在用电低谷时段，环境空气进入高品位冷能存储单元103，被存储的高品位冷能降温冷却后，进入空气压缩机组201加压至高压；高压空气经过第一气体三通阀202、第二气体三通阀203和第三气体三通阀205直接进入燃烧室206，在燃烧室206中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平207膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀208进入余热锅炉301中释放热量产生高压高温蒸汽；蒸汽进入蒸汽透平304膨胀做功；膨胀后的蒸汽进入凝汽器303中冷凝后，通过给水泵302加压至高压后，重新进入余热锅炉301中被加热至高温蒸汽，完成蒸汽循环。
其中，燃烧室206内输送的燃料为甲烷、氢气、氨气、合成气、煤油或其他低热值燃料中的任意一种或两种以上的混合物。液态空气存储装置101中液态空气的来源为空分厂中多余的液态空气产品，或者利用可再生能源电站的过剩电力生产的液态空气产品，或者是液态空气储能电站所存储的液态空气。
图4为采用第一种运行模式进行发电时，在不同压缩比的情况下，用电低谷时段和用电高峰时段的系统发电比功与传统燃气发电循环的发电比功的对比结果。
图5为采用第一种运行模式进行发电时，在不同压缩比的情况下，用电低谷时段和用电高峰时段的系统热效率与传统燃气发电循环的热效率的对比结果。
采用第一种运行模式适用于只投资建设燃气透平的小规模发电站的情况，燃气透平出口的高温尾气将进入回热器用于预热进入燃烧室前的空气。为了进一步说明本发明发电系统的优势，对第一种运行模式进行了模拟计算，系统性能参数如表1所示。在该工况下系统发电比功相比于传统的燃气发电循环可提高78％-115％，系统热效率相比于传统的燃气发电循环可提高78％-115％。
表1
图6为采用第二种运行模式进行发电时，在不同压缩比的情况下，用电低谷时段和用电高峰时段的系统发电比功与传统燃气、蒸汽联合发电循环的发电比功对比结果。
图7为采用第二种运行模式进行发电时，在不同压缩比的情况下，用电低谷时段和用电高峰时段的系统热效率与传统燃气、蒸汽联合发电循环的热效率的对比结果。
采用第二种运行模式适用于投资建设燃气透平和蒸汽透平联合发电的大规模发电站的情况，燃气透平出口的高温尾气将进入余热锅炉用于产生高温蒸汽，供蒸汽透平发电使用。为了进一步说明本发明发电系统的优势，对第二种运行模式进行了模拟计算，系统性能参数如表2所示。在该工况下系统发电比功相比于传统的燃气、蒸汽联合发电循环可提高49％-73％，系统热效率相比于传统的燃气、蒸汽联合发电循可提高7％-29％。
表2
本发明提供了一种基于液态空气的发电系统及方法的思路及方法，具体实现该技术方案的方法和途径很多，以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。本实施例中未明确的各组成部分均可用现有技术加以实现。
Claims (9)
1.一种基于液态空气的发电系统，其特征在于，包括液态空气处理单元(100)和燃气轮机发电单元(200)；
其中，液态空气处理单元(100)包括：
液态空气存储装置(101)，所述液态空气存储装置(101)从外部接受和存储液态空气，并具有下部输出端；
深冷泵(102)，所述深冷泵(102)的上部输入端与所述液态空气存储装置(101)的下部输出端连接；
冷能存储单元(103)，所述冷能存储单元(103)的左上侧输入端与所述深冷泵(102)的下部输出端连接；冷能存储单元(103)的下部输入端连接经过处理过的环境空气；
燃气轮机发电单元(200)包括：
空气压缩机组(201)，所述空气压缩机组(201)的左侧输入端与所述冷能存储单元(103)上部输出端连接；
第一气体三通阀(202)，所述第一气体三通阀(202)的左侧输入端与所述空气压缩机组(201)的右侧输出端连接；第一气体三通阀(202)的下部输入端与所述冷能存储单元(103)的右上侧输出端连接；
第二气体三通阀(203)，所述第二气体三通阀(203)的左侧输入端与所述第一气体三通阀(202)的右侧输出端连接；
回热器(204)，所述回热器(204)的左侧输入端与所述第二气体三通阀(203)的下部输出端连接；回热器(204)的上部输出端为尾气排放口；
第三气体三通阀(205)，所述第三气体三通阀(205)的下部输入端与所述回热器(204)的右侧输出端连接；第三气体三通阀(205)的左侧输入端与所述第二气体三通阀(203)的右侧输出端连接；
燃烧室(206)，所述燃烧室(206)的左侧输入端与所述第三气体三通阀(205)的右侧输出端连接；燃烧室(206)的下部输入端用于向燃烧室(206)内输送燃料；
燃气透平(207)，所述燃气透平(207)的左侧输入端与所述燃烧室(206)的右侧输出端连接；
第四气体三通阀(208)，所述第四气体三通阀(208)的左侧输入端与所述燃气透平(207)的右侧输出端连接；第四气体三通阀(208)的下部输出端与所述回热器(204)的下部输入端连接。
2.根据权利要求1所述的基于液态空气的发电系统，其特征在于，还包括蒸汽轮机发电单元(300)，所述的蒸汽轮机发电单元(300)包括：
余热锅炉(301)，所述余热锅炉(301)的左侧输入端与所述第四气体三通阀(208)的右侧输出端连接；余热锅炉(301)的右侧输出端为尾气排放口；
给水泵(302)，所述给水泵(302)的左侧输出端与所述余热锅炉(301)的上部输入端连接；
凝汽器(303)，所述凝汽器(303)的上部输出端与所述给水泵(302)的右侧输入端连接；
蒸汽透平(304)，所述蒸汽透平(304)的右侧输出端与所述凝汽器(303)的下部输入端连接；蒸汽透平(304)的左侧输入端与所述余热锅炉(301)的下部输出端连接。
3.根据权利要求1或2所述的基于液态空气的发电系统，其特征在于，所述的冷能存储单元(103)由一级以上的冷能存储子单元串联而成，各级子单元采用潜热、显热或热化学储能材料进行存储，且各级子单元均采用保温材料隔热；储能材料与流体工质采用非接触式或直接接触式换热。
4.根据权利要求1或2所述的基于液态空气的发电系统，其特征在于，所述的空气压缩机组(201)由一级以上的多个压缩机组成；所述的燃气透平(207)由一级以上的多个透平组成。
5.根据权利要求2所述的基于液态空气的发电系统，其特征在于，所述的蒸汽透平(304)由一级以上的多个透平组成。
6.根据权利要求1或2所述的基于液态空气的发电系统，其特征在于，所述燃烧室(206)内输送的燃料为甲烷、氢气、氨气、合成气、煤油中的任意一种或两种以上的混合物。
7.权利要求1所述基于液态空气的发电系统进行发电的方法，其特征在于：
用电高峰时段，液态空气存储装置(101)中存储的液态空气经过深冷泵(102)加压至高压后，进入冷能存储单元(103)中汽化至接近常温，并同时释放冷能并存储在冷能存储单元(103)中；汽化后的空气经过第一气体三通阀(202)和第二气体三通阀(203)进入回热器(204)中被燃气轮机高温尾气预热后，通过第三气体三通阀(205)进入燃烧室(206)，在燃烧室(206)中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平(207)膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀(208)进入回热器(204)中预热空气后降温并排向大气；
在用电低谷时段，环境空气进入冷能存储单元(103)，被存储的冷能降温冷却后，进入空气压缩机组(201)加压至高压；高压空气经过第一气体三通阀(202)和第二气体三通阀(203)进入回热器(204)中被高温尾气预热后，通过第三气体三通阀(205)进入燃烧室(206)，在燃烧室(206)中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平(207)膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀(208)进入回热器(204)中预热空气后降温并排向大气。
8.权利要求2所述基于液态空气的发电系统进行发电的方法，其特征在于：
用电高峰时段，液态空气存储装置(101)中存储的液态空气经过深冷泵(102)加压至高压后，进入冷能存储单元(103)中汽化至接近常温，并同时释放冷能并存储在冷能存储单元(103)中；汽化后的空气经过第一气体三通阀(202)、第二气体三通阀(203)和第三气体三通阀(205)直接进入燃烧室(206)，在燃烧室(206)中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平(207)膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀(208)进入余热锅炉(301)中释放热量产生高压高温蒸汽；蒸汽进入蒸汽透平(304)膨胀做功；膨胀后的蒸汽进入凝汽器(303)中冷凝后，通过给水泵(302)加压至高压后，重新进入余热锅炉(301)中被加热至高温蒸汽，完成蒸汽循环；
在用电低谷时段，环境空气进入冷能存储单元(103)，被存储的冷能降温冷却后，进入空气压缩机组(201)加压至高压；高压空气经过第一气体三通阀(202)、第二气体三通阀(203)和第三气体三通阀(205)直接进入燃烧室(206)，在燃烧室(206)中加入燃料燃烧加热；加热后的高温燃气进入燃气透平(207)膨胀做功；膨胀后的高温尾气通过第四气体三通阀(208)进入余热锅炉(301)中释放热量产生高压高温蒸汽；蒸汽进入蒸汽透平(304)膨胀做功；膨胀后的蒸汽进入凝汽器(303)中冷凝后，通过给水泵(302)加压至高压后，重新进入余热锅炉(301)中被加热至高温蒸汽，完成蒸汽循环。
9.根据权利要求7或8所述基于液态空气的发电系统进行发电的方法，其特征在于：所述液态空气存储装置(101)中液态空气的来源为空分厂中多余的液态空气产品，或者利用可再生能源电站的过剩电力生产的液态空气产品，或者是液态空气储能电站所存储的液态空气。
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011329433.3A CN112392599A (zh) | 2020-11-24 | 2020-11-24 | 一种基于液态空气的发电系统及方法 |
| PCT/CN2021/129466 WO2022111273A1 (zh) | 2020-11-24 | 2021-11-09 | 一种基于液态空气的发电系统及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011329433.3A CN112392599A (zh) | 2020-11-24 | 2020-11-24 | 一种基于液态空气的发电系统及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112392599A true CN112392599A (zh) | 2021-02-23 |
Family
ID=74607628
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011329433.3A Pending CN112392599A (zh) | 2020-11-24 | 2020-11-24 | 一种基于液态空气的发电系统及方法 |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112392599A (zh) |
| WO (1) | WO2022111273A1 (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022111273A1 (zh) * | 2020-11-24 | 2022-06-02 | 丁玉龙 | 一种基于液态空气的发电系统及方法 |
| CN115118017A (zh) * | 2022-08-24 | 2022-09-27 | 中国科学院工程热物理研究所 | 一种开放式液态二氧化碳储能系统 |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115163306B (zh) * | 2022-07-21 | 2025-03-14 | 西安交通大学 | 一种可调峰储能的汽轮发电机组与燃氨燃气轮机联合系统 |
| CN115306563B (zh) * | 2022-08-12 | 2025-03-18 | 西安交通大学 | 带纳米气溶胶冷却的燃氢燃气轮机发电系统 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4238925A (en) * | 1978-09-11 | 1980-12-16 | Purification Sciences Inc. | Gas turbine system with oxygen vapor-fuel system |
| JPH10205353A (ja) * | 1997-01-20 | 1998-08-04 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | 石炭ガス化複合サイクルシステムの駆動方法及び装置 |
| US20170058768A1 (en) * | 2014-04-11 | 2017-03-02 | Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Gmbh | Method And Device For Storing And Recovering Energy |
| US20180230904A1 (en) * | 2015-10-21 | 2018-08-16 | William M. Conlon | High pressure liquid air power and storage |
| CN213980963U (zh) * | 2020-11-24 | 2021-08-17 | 丁玉龙 | 一种基于液态空气的发电系统 |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102758748B (zh) * | 2012-07-29 | 2014-03-12 | 中国科学院工程热物理研究所 | 高压液态空气储能/释能系统 |
| CN202811078U (zh) * | 2012-07-29 | 2013-03-20 | 中国科学院工程热物理研究所 | 超超临界空气储能/释能系统 |
| CN105927296B (zh) * | 2016-06-14 | 2018-10-09 | 全球能源互联网研究院有限公司 | 一种补燃型深冷液态空气储能方法、储能系统和发电系统 |
| CN112392599A (zh) * | 2020-11-24 | 2021-02-23 | 丁玉龙 | 一种基于液态空气的发电系统及方法 |
-
2020
- 2020-11-24 CN CN202011329433.3A patent/CN112392599A/zh active Pending
-
2021
- 2021-11-09 WO PCT/CN2021/129466 patent/WO2022111273A1/zh active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4238925A (en) * | 1978-09-11 | 1980-12-16 | Purification Sciences Inc. | Gas turbine system with oxygen vapor-fuel system |
| JPH10205353A (ja) * | 1997-01-20 | 1998-08-04 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | 石炭ガス化複合サイクルシステムの駆動方法及び装置 |
| US20170058768A1 (en) * | 2014-04-11 | 2017-03-02 | Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe Gmbh | Method And Device For Storing And Recovering Energy |
| US20180230904A1 (en) * | 2015-10-21 | 2018-08-16 | William M. Conlon | High pressure liquid air power and storage |
| CN213980963U (zh) * | 2020-11-24 | 2021-08-17 | 丁玉龙 | 一种基于液态空气的发电系统 |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022111273A1 (zh) * | 2020-11-24 | 2022-06-02 | 丁玉龙 | 一种基于液态空气的发电系统及方法 |
| CN115118017A (zh) * | 2022-08-24 | 2022-09-27 | 中国科学院工程热物理研究所 | 一种开放式液态二氧化碳储能系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2022111273A1 (zh) | 2022-06-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112392599A (zh) | 一种基于液态空气的发电系统及方法 | |
| CN109812304B (zh) | 集成二氧化碳循环与液化空气储能的调峰发电系统及方法 | |
| CN103233820B (zh) | 压缩空气蓄能与联合循环集成的发电系统 | |
| CN109681279B (zh) | 一种含液态空气储能的超临界二氧化碳发电系统及方法 | |
| CN203374333U (zh) | 一种能够平抑用电峰谷波动的发电系统 | |
| CN104675680A (zh) | 一种冷热电联供的压缩空气储能系统 | |
| CN113202584B (zh) | 燃气-空气-蒸汽三工质联合循环发电系统及方法 | |
| CN108443018A (zh) | 基于液态空气储能技术的燃气轮机发电调峰系统 | |
| CN112178615A (zh) | 一种基于液态压缩空气储能系统的电汽气冷多联供系统 | |
| CN109373703B (zh) | 一种基于液态空气储能的冷-热-电联供系统及方法 | |
| CN104282924B (zh) | 燃烧焦炉煤气的高效燃料电池联合循环工艺系统 | |
| CN116006292A (zh) | 一种耦合lng冷能、orc技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法 | |
| CN206468386U (zh) | 集成燃料电池与二氧化碳循环的热电联供系统 | |
| CN105275616A (zh) | 热水电联产系统 | |
| CN213980963U (zh) | 一种基于液态空气的发电系统 | |
| CN214944465U (zh) | 燃气-空气-蒸汽三工质联合循环发电系统 | |
| CN118300141A (zh) | 一种用于海水淡化的风光电储能制氢复合能源系统 | |
| CN118088278A (zh) | 集成laes的固体氧化物燃料电池功冷联供系统 | |
| CN216429705U (zh) | 一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统 | |
| CN115614117A (zh) | 一种储能发电机构、火电调峰总成及燃煤-光伏发电系统 | |
| CN116292202A (zh) | 与光热发电耦合的压缩空气储能系统及方法 | |
| CN116518568A (zh) | 一种集成固体氧化物燃料电池和太阳能的冷热电联供系统及其方法 | |
| CN114352366A (zh) | 一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统 | |
| CN112761745A (zh) | 一种火力发电机组热水储能系统及方法 | |
| CN220434982U (zh) | 一种燃煤机组深度调峰系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |