具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，不是全部的实施例，而并非要限制本发明公开的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要的混淆本发明公开的概念。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，都应当属于本发明保护的范围。

在附图中示出了根据本发明公开实施例的结构示意图。这些图并非是按比例绘制的，其中为了清楚表达的目的，放大了某些细节，并且可能省略了某些细节。图中所示出的各种区域、层的形状及它们之间的相对大小、位置关系仅是示例性的，实际中可能由于制造公差或技术限制而有所偏差，并且本领域技术人员根据实际所需可以另外设计具有不同形状、大小、相对位置的区域/层。

参考图1a及图1b，本发明所述的发电厂抽汽调节结合小型汽机发电的飞轮储能系统包括高压缸1、主发电机4及第一发电系统，第一发电系统包括第一切换阀门11、第二切换阀门14、第三切换阀门15、小汽机10、整流器8及飞轮系统7；高压缸1的抽汽口经第一切换阀门11与第二切换阀门14的一端及第三切换阀门15的一端相连通，第二切换阀门14的另一端与小汽机10的入口相连通，小汽机10经整流器8与飞轮系统7相连接，小汽机10的排汽口与第三切换阀门15的另一端相连通，高压缸1与主发电机4相连接。

在工作时，小汽机10的排汽压力与进汽压力相比，压降衰减10％-20％，进入抽汽回热器9的蒸汽饱和温度变化有限，如图1a及图1b所示的系统做功过程T-s图中，抽汽点参数若处于b点，此时蒸汽过热，当直接用于回热加热会使得传热温差过大，降低系统热效率。故此时将抽汽通过汽轮机做功，排汽参数降至c点或以下，甚至进入近饱和湿蒸汽区，如d点所示。其主要目的是为了降低抽汽过热度，回热加热过程能够充分利用抽汽潜热，降低传热温差，进而提升系统效率；

所述小汽机发电系统可以属于纯凝发电系统，排汽压力与凝汽器5的压力相同，在需要短时降低输出负荷，提高飞轮储能总量时，可以通过第二切换阀门14及第三切换阀门15切换，将大部分抽汽通入小汽机10中进行发电，并且排汽直接进入凝汽器5中，既满足电网中负荷减小的变工况要求，同时增大了系统储能总量，保证系统在整个运行过程中均处于较高效率；

小汽机10向飞轮系统7提供能量，抽汽量和抽汽参数会受热、电负荷需求发生较大波动，经小汽机10发电后的电功通过整流器8调节稳定后，供给飞轮系统7进行储能；

另外，当主蒸汽发电系统“甩负荷”需要切断大量的热力或电力供给时，多余蒸汽的能量可通过第一切换阀门11、第二切换阀门14及第三切换阀门15进行能量转移，将多余的能量通过抽汽做功暂存于飞轮系统7中，以满足系统调峰要求；

所述小汽机10发电的同时具备向飞轮储存能量及直接并网发电的能力，可根据不同工况和负荷要求进行实时调节。

实施例一

参考图2，本实施例还包括中压缸2、低压缸3、凝汽器5、第二发电系统及第三发电系统，其中，第一发电系统与第二发电系统及第三发电系统的结构相同，且第二发电系统中的第一切换阀门11与中压缸2的排汽口相连通，第三发电系统中的第一切换阀门11与低压缸3的排汽口相连通，高压缸1的排汽口与中压缸2的入口相连通，中压缸2的排汽口与低压缸3的入口相连通，低压缸3的排汽口与凝汽器5的入口相连通，凝汽器5的出口经给水泵6与第一个抽汽回热器9的吸热侧入口相连通，第一个抽汽回热器9的吸热侧出口经第二个抽汽回热器9的吸热侧及第三个抽汽回热器9的吸热侧与外界锅炉的供水管道相连通，第一发电系统中小汽机10的出口与第三个抽汽回热器9的放热侧相连通，第二发电系统中小汽机10的出口与第二个抽汽回热器9的放热侧相连通，第三发电系统中小汽机10的出口与第一个抽汽回热器9的放热侧相连通，第三个抽汽回热器9的放热侧出口与第二个抽汽回热器9的放热侧相连通，第二个抽汽回热器9的放热侧出口与第一个抽汽回热器9的放热侧相连通，第一个抽汽回热器9的放热侧出口与凝汽器5相连通；主发电机4、高压缸1、中压缸2及低压缸3同轴布置。

本实施例中的蒸汽初参数为：压力9.81MPa，温度540℃，过热蒸汽流量225t/h，高压缸1及中压缸2的抽汽参数不低于1MPa，由于原汽轮机发电系统体积庞大，在遇到调峰等变负荷情况时，依靠自身调节方式难以完成诸如蒸汽流量、温度等的快速调节。即使系统可以通过自身调节方式达到调节效果，系统的短时变工况工作仍然会造成运行效率降低及系统热冲击过高等问题，故需要针对该情形设计储能系统，按照单个飞轮最大输出功率100-500kW(2-10min)，根据需要布置30个飞轮储能阵列，以保证电网负荷发生变化时，虽然原系统蒸汽热力参数无法满足短时大范围调节，但飞轮系统7可以获得更为优良的变工况参数。既满足电网的变工况要求，又在保证总体效率基本不变的前提下将多余能量储存或释放，保证一次能源的高效利用，提升系统的灵活性及可靠性。

正常工作时，锅炉输出的高温高压蒸汽依次进入高压缸1、中压缸2及低压缸3中，高压缸1、中压缸2及低压缸3同轴布置，再连接主发电机4，主发电机4发出的电力直接并网传输。蒸汽自低压缸3排出后进入凝汽器5，冷凝为饱和水后进入给水泵6加压并依次通过第一个抽汽回热器9中，自各级抽汽得到的蒸汽逐级加热给水后，给水进入锅炉进一步加热，最终进入下一循环，各级抽汽一般情况下可不进入汽轮机中，而是直接进入抽汽回热器9。

变工况需要降低输出功时，调节第一切换阀门11及第三切换阀门15，以增加抽汽量，进而减少蒸汽做功，减少燃煤消耗，达到变工况目的。但某些机组由于控制系统不稳定，如DEH系统性能下降而导致变工况性能变差，主汽机调频调峰能力下降，会导致输出控制性能变差，系统不稳定性和调节风险增高，且过分偏离额定工况会使系统热效率下降，不利于节能减排。故设置整流器8、飞轮系统7及小汽机10，只需打开第二切换阀门14，并关闭第三切换阀门15，使得流经第一切换阀门11的蒸汽大部分流入小汽机10，通过小型发电机直接发电，并将电能通过整流装置进一步转化为飞轮系统7的动能，将能量储存于飞轮系统7中，以保证系统变工况调节时主汽机的稳定性，优化锅炉加热系统动态特性，保证整个系统的效率维持在额定效率附近，并且超出电网负荷的能量又被存储在飞轮系统7中，以备下一次电网峰谷调节使用。根据上述主汽机和飞轮系统7的基本参数，可使得系统变工况效率提高1％-3％，超调时间减少50％以上。其中，小汽机10与飞轮系统7可以根据系统特点布置在高、中、低压抽汽处，以满足不同变工况特性需求。

实施例二

参考图3，本实施例还包括中压缸2、低压缸3、凝汽器5、第二发电系统及第三发电系统，其中，第一发电系统与第二发电系统及第三发电系统的结构相同，且第二发电系统中的第一切换阀门11与中压缸2的排汽口相连通，第三发电系统中的第一切换阀门11与低压缸3的排汽口相连通，高压缸1的排汽口与中压缸2的入口相连通，中压缸2的排汽口与低压缸3的入口相连通，低压缸3的排汽口与凝汽器5的入口相连通，凝汽器5的出口与外界锅炉的供水管道相连通，第一发电系统中小汽机10的出口、第二发电系统中小汽机10的出口及第三发电系统中小汽机10的出口均与外部的冷凝器相连通；凝汽器5的出口经给水泵6与锅炉的供水管道相连通；高压缸1、中压缸2及低压缸3同轴布置。

当蒸汽动力系统功率较低，故不设置抽汽回热系统，如图3所示，此时小汽机10将由背压状态改为纯凝汽状态，这样不但使飞轮系统7能够与低功率凝汽机组相匹配，同时使得小汽机10在相同的进口蒸汽参数下具有更高的发电效率，以提升飞轮系统7的储能功率，能够适应更大范围内的变工况要求。

实施例三

参考图4，本实施例还包括供热站13及第四切换阀门12，其中，高压缸1的抽汽口经第四切换阀门12与供热站13的入口相连通，高压缸1的排汽口与供热站13的入口相连通，小汽机10的排汽口及供热站13的出口与外界锅炉的供水管道相连通；供热站13的出口经给水泵6与外界锅炉的供水管道相连通。

针对某工业园区，热电厂同时担负着发电和供热双重任务，故需要增加一旁路，由第四切换阀门12对热电蒸汽量进行控制，如图4所示。此时汽轮机的抽汽量主要有如下作用：

1)提供更高参数蒸汽为供热站13供热；

2)系统变工况降负荷时通过第二切换阀门14将蒸汽引入小汽机10，多余蒸汽在汽机内做功发电，该能量通过整流与再做功储存于飞轮系统7中；

3)若电网调峰需要增大输出功，则通过飞轮系统7及整流器8将动能转化为电力向电网输出；

4)当系统供热站13故障，且系统此时快速甩负荷，需紧急关断第四切换阀门12，打开第一切换阀门11及第三切换阀门15，增大抽汽量，以保证系统安全、稳定运行。