一种分布式电‑热耦合蓄能供热系统的制作方法

本发明涉及供电和供热领域，尤其涉及一种能源联网节能的分布式电-热耦合蓄能供热系统。

背景技术：

当前，我国风电、光伏发电的发展面临的主要矛盾仍然是弃风限电、弃光限电问题。“三北地区”(即东北、华北和西北地区)冬季供暖期弃风量巨大的问题尤为突出。主要原因是“三北地区”风能资源充足但电网传输通道受限，风电、光电外送十分困难；另一方面，热电厂“以热定电”的方式进一步压缩了风电、光伏发电的上网空间，也导致了风电、光电的能源浪费。

在热用户方面，城市热网的发展面临的主要问题是大规模集中供热改造耗资巨大，实施困难，大量小型锅炉仍然难以替代，而这些小型锅炉大部分仍燃用化石燃料，存在利用率低与污染环境的问题。

当前我国相当一部分大容量、高参数的火力发电厂上网电量过低，已面临亏损困境，而火力发电厂规模化供热仍存在技术瓶颈，建设或改造大规模集中供热网同样存在耗资巨大，实施困难的问题。

国外电网规模较小，分布式能源多采用就近消纳方式，大量弃风的现象较少，风电机组利用储热装置或电锅炉消纳少量弃风。德国、丹麦等国的热电机组已经或正在配置储热装置来解决“以热定电”的问题。

但目前仍未出现有效的技术手段同时解决风电弃风、光电弃光、火电限出力问题与取缔老旧小区锅炉或工业用户小锅炉的问题。

国外对于风电供热技术的研究较为成熟，但能量转换媒介主要为集中、大容量的储热系统、热泵和电热锅炉等。除此之外，由于能量互联系统对于提高系统调节能力，扩大风电上网空间，解决弃风问题有重要意义，因此国外较早开展了关于能量综合集成系统的研究。

为此，未来的电力系统将与热力系统、蓄能系统紧密结合，形成多层次、全覆盖的能源互联系统，集中供热系统与分布式蓄能供热系统将呈并行发展、互为补充的趋势。

申请号为201320422303.3、公开号为CN203434177U的实用新型专利，名称为“一种利用太阳能和燃料化学能的新型分布式热电联产系统”，其公开了一种太阳能光伏电池和热光伏电池相耦合的热电联产系统，由水泵、冷却水管、热光伏电池、太阳能光伏电池、烟气换热器、热辐射器和热源构成，将低温水依次经过热光伏电池、太阳能光伏电池、烟气换热器，最终加热成高温热水。该实用新型提高了太阳能的利用率，但没有考虑太阳能的间歇性和不稳定性，没有充分利用蓄能与储热技术，系统稳定性仍然有待提高。

申请号为201220700247.0、公开号为CN202991373U的实用新型专利，名称为“太阳能与风能互补型热、电联产系统”，其公开了一种将太阳能和风能、热储能有效结合的热电联产系统，利用太阳能产生高温高压蒸汽驱动汽轮发电机组发电；利用风能通过风电机组、电加热装置产生蒸汽并储存于蒸汽蓄热罐中，使太阳能和风能两个可再生能源得到有效、互补的利用，但该实用新型基于蒸汽蓄热罐实现蓄能，蓄能缓冲的容量有限，系统结构难以实现风电机组向远距离用户的供热。

申请号为201320568468.1、公开号为CN203454466U的实用新型专利，名称为“一种可再生能源互补的冷热电联产系统”，其公开了一种常温发酵沼气和太阳能预热的空气混合燃烧物共同推动微型燃气轮机发电的冷热电联产系统，微型燃气轮机排出的高温烟气经余热利用系统用于供热和制冷。该实用新型对太阳能的利用仅限于加热空气，太阳能的利用率低且间歇性和不稳定性较明显。

申请号为201521119122.9、公开号为CN205356219U的实用新型专利，名称为“一种风光气储互补的热电联产系统”，包括风能综合利用子系统、太阳能综合利用子系统、天然气综合利用子系统、有机朗肯循环子系统和综合储能子系统。其综合储能子系统包括蓄电池、蓄热式电锅炉和P2G储能装置，P2G储能装置用于将水蒸汽分解为氢气，并转化为甲烷，向天然气综合利用子系统供给燃料；P2G储能装置所需的水蒸汽由蓄热式电锅炉的蓄热装置提供，所需电能由风力发电机提供。该风光气储互补的热电联产系统提高了能源利用率与系统稳定性，在一定程度上解决了“以热定电”的技术矛盾，但该系统复杂，成本昂贵，规模化推广应用的难度较大。

综上所述，当前国内能源市场急需开发多层次、全覆盖的能源互联系统，将电力系统与热力系统、蓄能系统结合，以分布式蓄能供热的方式消纳风电弃风、光伏弃光和火电机组的冗余电量。

技术实现要素：

为了克服现有技术的缺陷，本发明提供一种能源联网节能的分布式电-热耦合蓄能供热系统，与传统的热电联产供热系统相比利用了大量的风电弃风、光伏弃光、火电低谷冗余电量，通过耐高温油、溶盐等蓄热介质的电热转换器转化为热能，转化效率达98％。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种分布式电-热耦合蓄能供热系统，包括：电网、多个电厂/电站、输电线路以及多个分布式蓄能热站，多个所述电厂/电站皆通过所述输电线路连接至所述电网，多个所述分布式蓄能热站分别与所述电网或多个所述电厂/电站相连接；其中，

每个所述分布式蓄能热站均包含：一级电-热耦合蓄能换热器、一级热循环泵、二级换热器、二级热循环泵、三级换热器、热网循环泵以及用于连接至外部的多个热网用户端散热器的连接管道，所述一级电-热耦合蓄能换热器的出口管道与所述二级换热器的一次侧入口连接，所述二级换热器的一次侧出口与所述一级热循环泵的入口连接，所述一级热循环泵的出口与所述一级电-热耦合蓄能换热器的入口连接；所述一级电-热耦合蓄能换热器的电源端与所述电网、或与所述电厂/电站相连接；所述二级换热器的二次侧出口与所述三级换热器的一次侧入口连接，所述三级换热器的一次侧出口与所述二级热循环泵的入口连接，所述二级热循环泵的出口与所述二级换热器的二次侧入口连接；所述三级换热器的二次侧出口与外接的热网供水管连接，二次侧入口与所述热网循环泵的出口连接，所述热网循环泵的入口与外接的热网回水管连接。

在上述技术方案的基础上，本发明还可以做如下改进。

进一步地，所述一级电-热耦合蓄能换热器包括：电加热元件、高温蓄能热媒、蓄能室与外壳，所述电加热元件、所述高温蓄能热媒和所述蓄能室均设于所述外壳内，所述电加热元件接受所述电厂/电站的并网电量以外的冗余电能，然后加热所述高温蓄能热媒，最后将热能蓄存在所述蓄能室内。

进一步地，所述高温蓄能热媒为耐高温导热油、耐高温熔盐或高压水媒。

进一步地，所述电厂/电站包括：风力发电厂、光伏电站、火力发电厂和/或水电厂。

进一步地，所述一级电-热耦合蓄能换热器的电源端接口可并联蓄电池；由此，提高了蓄能热站的蓄能容量，增强了系统适应性。

本发明的有益效果是：无需消耗电网的高价电能，各电站可以在并网发电的同时，向城市热网或大型工业供热用户大规模输送低价电能，从而实现风电机组的弃风消纳，实现光伏电站与火电机组的冗余电量消纳，并解决了热电厂“以热定电”的技术瓶颈，突破了纯凝汽式火力发电机组不能供热的技术障碍，提高了我国能源互联系统的综合节能水平。

附图说明

图1为分布式电-热耦合蓄能供热系统总图；

图2为分布式电-热耦合蓄能供热系统结构图；

图3为孤岛运行的火力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统；

图4为并网运行的火力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统；

图5为孤岛运行的风力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统；

图6为并网运行的风力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统；

图7为一级电-热耦合蓄能换热器结构图。

在附图中，各标号所表示的部件名称列表如下：

100、电网；E、电厂/电站；T、分布式蓄能热站；

1、一级电-热耦合蓄能换热器；2、一级热循环泵；3、二级换热器；4、二级热循环泵；5、三级换热器；6、热网循环泵；7、热网用户端散热器；

1-1、电加热元件；1-2、高温蓄能热媒；1-3、蓄能室；1-4外壳；E1、风力发电厂；E2、光伏电站；E3、火力发电厂；T1、T2、T3、T4、T5……Tn皆为分布式蓄能热站。

具体实施方式

以下结合附图对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。

首先，需要进行说明的是：由于“电(electricity)”常用符号“E”来表示，“热(Thermo)”常用符号“T”来表示，所以，本发明的分布式电-热耦合蓄能供热系统一般简称为“E&T系统”。

请参照图1、2所示，图1为分布式电-热耦合蓄能供热系统总图，图2为分布式电-热耦合蓄能供热系统结构图；所述供热系统包括：电网100、多个电厂/电站E、输电线路以及多个分布式蓄能热站T，多个所述电厂/电站E皆通过所述输电线路连接至所述电网100，多个所述分布式蓄能热站T分别与所述电网100或多个所述电厂/电站E相连接；其中，

所述电厂/电站E包括：风力发电厂E1、光伏电站E2、火力发电厂E3以及水电厂等，请参照图3～6所示，图3为孤岛运行的火力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统，图4为并网运行的火力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统，图5为孤岛运行的风力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统，图6为并网运行的风力发电厂分布式电热耦合蓄能供热系统；

多个所述分布式蓄能热站T在附图中示为T1、T2、T3、T4、T5……Tn，每个所述分布式蓄能热站T均包含：一级电-热耦合蓄能换热器1、一级热循环泵2、二级换热器3、二级热循环泵4、三级换热器5、热网循环泵6以及用于连接至外部的多个热网用户端散热器7的连接管道，所述一级电-热耦合蓄能换热器1的出口管道与所述二级换热器3的一次侧入口连接，所述二级换热器3的一次侧出口与所述一级热循环泵2的入口连接，所述一级热循环泵2的出口与所述一级电-热耦合蓄能换热器1的入口连接。

下面，请参照图7所示，其为一级电-热耦合蓄能换热器结构图；所述一级电-热耦合蓄能换热器1包括：电加热元件1-1、高温蓄能热媒1-2、蓄能室1-3与外壳1-4，所述电加热元件1-1、所述高温蓄能热媒1-2和所述蓄能室1-3均设于所述外壳1-4内，所述电加热元件1-1接受所述电厂/电站E的并网电量以外的冗余电能，然后加热所述高温蓄能热媒1-2，最后将热能蓄存在所述蓄能室1-3内；当短时断电时能够持续释放热量，维持热网稳定供热；当电网负荷波动导致发电机组的供电量大于热网用户所需热量时，能够接受、缓冲电能，维持电站以经济负荷运行；

其中，所述高温蓄能热媒1-2可为耐高温导热油、耐高温熔盐或高压水媒。

此外，所述一级电-热耦合蓄能换热器1的电源端可以与所述电网100连接，采取并网运行接受低价冗余电量的方式；也可以与所述电厂/电站E连接，采取独岛运行的方式。本系统可根据城市热网或大型工业用户的需求布置多个分布式蓄能热站，对于老城区的小型锅炉供热，可利用原供热管网，取消小型锅炉，使用单个或多个分布式蓄能热站进行分区供热，无需耗资建设大型热网。

所述二级换热器3接受来自所述一级电-热耦合蓄能换热器1的热媒，并加热水媒产生高温蒸汽或高温水；所述二级换热器3的一次侧为高温蓄能热媒，二次侧为高温蒸汽或高温水，二次侧的出口与所述三级换热器5的一次侧入口连接，所述三级换热器5的一次侧出口与所述二级热循环泵4的入口连接，所述二级热循环泵4的出口与所述二级换热器3的二次侧入口连接。

所述三级换热器5接受来自所述二级换热器3的高温蒸汽或高温水并加热热网循环水，实现对城市热网或大型工业用户的循环供热；所述三级换热器5的一次侧为来自所述二级换热器3的高温蒸汽或高温水，二次侧为供向热网各用户的采暖水；所述三级换热器5的二次侧出口与热网供水管连接，二次侧入口与所述热网循环泵6的出口连接，所述热网循环泵6的入口与热网回水管连接。

所述分布式蓄能热站所用电能为各电厂上网交易电量以外的冗余电量；该部分冗余电量可以为风电机组的弃风电量，也可以为光伏电站的冗余电量，也可以为火力发电厂低谷发电时段电网计划电量以外的冗余电量，或为其他电站的冗余电量，该部分电量均为低价电，可显著降低供热成本，同时也提高了各发电厂机组的利用小时数，提高各电站的生存能力。

请再参照图2所示，例如，风力发电厂E1、光伏电站E2、火力发电厂E3与电网连接，蓄能热站T2、T4与电网连接，蓄能热站T1与风力发电厂E1连接，蓄能热站T3与光伏电站E2连接，蓄能热站T5与火力发电厂E3连接；则——

以风力发电厂E1为例，其发出的电量送出至电网，当电网降低风力发电厂E1的负荷△Q时，风力发电厂E1在常规情况下需弃风限电。在本系统中，风力发电厂E1则无需弃风，将多余的电量△Q(也可称为冗余电量△Q)送至各个蓄能热站；这部分电量有两种送出方式，其一是并网送出，这部分冗余电量△Q经由电网以低价送至蓄能热站T2、T4，在那里进行蓄能与供热；其二是专线送出，风力发电厂E1与蓄能热站T1为专线连接，E1的冗余电量△Q直接送至T1。来自风力发电厂E1的冗余电量△Q进入一级电-热耦合蓄能换热器1，使电加热元件1-1温度升至800℃～900℃，高温蓄能热媒1-2的温度升至250℃～300℃，并大部分蓄存在蓄能室1-3内。其供热过程为：约250℃的高温蓄能热媒经连接管道进入二级换热器3一次侧，使二级换热器3二次侧内的水媒加热升温(例如，由70℃升高至120℃)，同时高温蓄能热媒的温度降低至100℃～150℃，进入一级热循环泵并被送回蓄能室1-3；二级换热器3二次侧的水媒(温度120℃)进入三级换热器5的一次侧，使三级换热器5二次侧的水媒温度升高(例如，由50℃升高至90℃)，同时一次侧水媒温度降低至70℃，进入二级热循环泵4并被送回至二级换热器3；三级换热器5的水媒(温度90℃)进行各热网用户，经放热后温度降低至50℃并由热网循环泵6送回至三级换热器5的二次侧进行循环加热，上述过程均是循环进行的传热过程。蓄能室1-3蓄存了大部分高温蓄能热媒，当短时断电时这部分热媒仍能够缓慢持续释放热量，在12h内维持热网稳定供热；当电网负荷波动导致发电机组发电厂E1的供电量大于热网用户所需热量时，蓄能室1-3仍能够持续接受、缓冲电能，维持电站以经济负荷运行。蓄能室1-3的容积与高温蓄能热媒1-2的温度、比热决定了一级电-热耦合蓄能换热器1的蓄能容量。

各电站可以灵活调整运行方式，保证上网发电的同时，无需限出力发电或大幅降出力运行，可将冗余电量以并网外送或专线外送的方式输送到各地区的蓄能热站，实现电能的稳定输出。对于各地区热用户而言，则可以分别由电网或电站得到低价、稳定的电量，并得到稳定的热量供应，从而取消了老旧热网的小锅炉，实现了绿色环保能源的联网与稳定供应。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。