一种基于压力能发电的产储用一体化综合利用系统
技术领域
本发明涉及能源回收转化利用技术领域，尤其是涉及一种基于压力能发电的产储用一体化综合利用系统。
背景技术
为适应城市发展和居民生活品质改善的能源需求，我国已建成8.0～12.0MPa的超高压长输管道和4.0MPa的高压城市燃气输配管网，高压天然气在负荷中心经逐级调压降至0.4MPa后，由中压市政管网配送至终端用户。
当前，我国各类型调压场站调压方式为节流膨胀，高压天然气蕴含的压力能无法得到有效利用，被白白浪费。据统计，2018年全国天然气消费量超过了2800亿立方米，其中管输天然气占比约73％。理论上，长输管道中10MPa的天然气通过调压设备被降至0.4MPa时，每立方米可释放约49W的能量，若将这些天然气调压过程中释放的能量加以利用，约可回收发电130亿kW·h。预计，2030年我国天然气用气规模将达到5000亿立方米，在输送过程中经调压后释放的压力能发电量每年可达到230亿kW·h。
虽然理论上天然气经调压输送释放的压力能可转化大量的电能，但目前利用回收压力能转化成电能的成功案例并太多。由于城镇燃气调压站在规划建设初期并未考虑调压过程中释放的压力能的回收利用问题，且调压站内设备的自动化程度和集约化程度较高，站内设备用电负荷较小；加之调压站周边产业布局、地理条件限制、周边企业少，使得调压释放的富余压力能转化的电能无处消纳，进而使利用压力能转化的电能的项目推广应用的较少。但随着电动车和电动汽车的推广使用，使得充电桩等充电装置成为刚需，外加节约资源和节能减排的需要，因此，将城镇燃气各类型场站内调压过程中被释放的压力能回收利用转化成电能，对其存储和利用十分有必要。
发明内容
为了克服现有技术存在的技术问题，本发明提供一种基于压力能发电的产储用一体化综合利用系统，旨在回收利用天然气调压释放的压力能来发电，并将压力能发的电与调压站自用电、储电蓄电、对外充电、应急耗电电阻柜等有机协调，并借助于市电系统作为补充来构建产储用互为平衡一体化的综合利用系统，以期实现压力能发电与市电联合共同为站内设备、新能源充电桩供电，并通过储能电池、应急耗电电阻柜达实现削峰填谷的一体化利用方法。
为实现上述目的，本发明通过以下技术方案实现：
一种基于压力能发电的产储用一体化综合利用系统，所述系统包括现有的天然气系统、基于双转子膨胀机的发电子系统、储能子系统、用能子系统和用于智能管理所述用能子系统的用电和所述储能子系统的储电顺序的能源管理子系统；所述现有天然气系统包括依次连接的高压输气管道、现有调压系统和中压城市管网；所述发电子系统包括双转子膨胀机和与其连接的发电机；在所述现有调压系统的入口管路上引出支路，所述双转子膨胀机连接在所述支路上，经所述支路引出的引流部分的天然气经所述双转子膨胀机做功降压并被调压器调压后接入到现有调压系统的出口一起汇入所述中压城市管网，同时，所述天然气降压释放的压力能驱动所述双转子膨胀机产生动力，进而带动所述发电机产生电能；所述发电机、所述储能子系统和所述用能子系统共用交流母线；
进一步地，所述现有调压系统的流量为8000～10000Nm3/h，入口压力3.7MPa，入口温度15℃，出口压力为0.35MPa；所述支路的天然气流量为2500Nm3/h；入口压力1.8MPa，入口温度15℃，经所述双转子膨胀机做功降压后，出口压力0.73MPa，出口温度-29℃。
进一步地，所述储能子系统包括依次连接的整流器、储能电池和逆变器；所述整流器将所述发电机组输出的交流电整流为直流电，并存入所述储能电池中；所述逆变器将经所述整流器或所述储能电池输出的直流电转换为稳定电压和频率的交流电，再输出至用能子系统。
进一步地，所述整流器功率为20kW；所述储能电池为一组100kWh的电池堆组成，额定总容量108.8kWh，采用680节50Ah的锂电池组成，680×3.2×50＝108.8kWh；储能系统转换效率为92％左右，系统的实际功率为108.8kWh×0.92＝100kWh；所述的逆变器功率为100kW。
进一步地，所述储能子系统通过交流母线与所述能源管理子系统连接；所述能源管理子系统包括连接的交流接触器、PLC控制器、能源管理系统和电流检测装置；所述能源管理子系统根据负载情况，通过智能控制策略动态控制逆变器的输出功率，智能调度管道天然气压力能发电、配电网络、电池储能系统以及充电桩之间的电力；所述能源管理子系统根据供电峰谷特性，在用电低谷时对电池进行充电，储存多余电能，在用电高峰时将能量回馈到交流母线供直流充电桩或其他负载用电，可以平滑压力能发电机的波动性。
进一步地，所述用能子系统包含调压站场工艺、生活等的用电设备、新能源充电桩、可变功率电阻柜和固定功率电阻柜；所述用电设备、所述新能源充电桩和所述可变功率电阻柜为并联关系；所述固定功率电阻柜通过所述交流接触器直接与所述发电机相联接。
进一步地，所述用电设备、所述新能源充电桩为正常用能设备；所述可变功率电阻柜和所述固定功率电阻柜为应急耗电设备。所述用电设备为常态性负载，功率为5kW，低于发电子系统的发电功率；所述新能源充电桩为间歇性用电设备，功率为60kW，可同时为两台新能源汽车提供充电服务；所述可变功率电阻柜为应急性负载，功率可调范围为0～20kW，其实际负载可根据系统发电端和用电端的负荷变化自动调节，以满足发电端负荷全部消纳；所述固定功率电阻柜为应急性负载，功率为20kW，与所述发电机输出功率相同。
本系统中的用电负载包括调压站内工艺和生活常态负载、充电设备(电动汽车充电桩和电动车充电桩，动态负荷)、储能电池(平衡负载)和负载电阻柜(应急负载)。为了确保发电负荷与“常态负载+动态负载+平衡与应急负载”总负荷实施匹配，各用电设备之间的用电和储能电池的充放电模式需由设置的PLC控制器进行逻辑控制。
本发明的系统运行策略：
1.当用电设备总负荷(常态负荷+动态负荷)低于发电负荷时，站内电力系统与市网断开连接，用电设备全部由压力能发电系统供应，多余电量通过整流器转换为直流电，输入至储能电池中储存，由给储能电池组充电削峰，系统达到平衡。即：
产＝用(常态负荷+动态负荷)+储(平衡负荷) (1)
2.储能电池组储满或发电负荷有富余时，即产储用不平衡时，再通过可变功率电阻柜释放多余电力，由电阻柜应急释放电能削峰，以此达到系统平衡。即
产＝用(常态负荷+动态负荷)+储(平衡负荷)+应急负荷 (2)
3.极端情况下，“常态负荷+动态负荷+储能电池组”均无负载时，为确保系统负荷平衡，压力能发电子系统平稳运行，发电负荷全部由负载电阻柜消耗，即
产＝应急负荷 (3)
4.当用电设备总负荷(常态负荷+动态负荷)高于压力能发电设备所能提供的负荷时，PLC控制器向储能电池发出指令，所储电能经逆变器转化为交流电后输出向用电设备供电；由释放储存电能填谷，系统达到平衡。即：
产+储＝用 (4)
5.储能电池组释放电能后仍然不足部分，则通过接入市网，由市网补电，实现对负荷的填谷，满足动态负荷、常态负荷需求。即：
产+市电＝用 (5)
确保本发明系统负荷的基本原则：
1.尽力确保压力能发电装置平稳运行，减少波动，降低波动范围，力求发电负荷维持在额定功率的70％～95％之间运行；
2.避免压力能发电子系统频繁起停，维持发电系统高效能；
3.及时释放储能电池所储电能，常态下，储能电池组处于较低储能位置；
4.尽力避免可变功率应急电阻柜的运行，或使其低负荷运行，保证电能的有效利用；
5.确保发电负荷小于或等于前述总负荷(并网不上网)；
6.必要时调整压力能发电负荷已达到产储用平衡。
相对现有技术，本发明的有益效果在于：
1.本发明不消耗天然气，而是利用管道天然气调压释放的压力能驱动转子膨胀机产生动力，带动发电机产生电能，充分回收利用了调压释放的压力能，避免其浪费，并且节能减排。
2.本发明利用储能电池、可变功率电阻柜等储放电设备，以及引入市电和对压力能发电负荷进行调整等方式，实现发电负荷与充电桩及调压站等用电负荷实时平衡。即为：在压力能发电满足调压站常规用电的基础上，利用储能电池储存用电低谷时的多余电量，并在充电高峰期通过储能电池和市电一起为新能源充电桩供电，满足高峰用电需求，既实现了削峰填谷，又节省了配电增容问题，是一种可持续发展的能源利用方式，具有非常大的社会效益及经济效益。
3.本发明利用发电机产生的电能为换热器提供能量，与转子膨胀机出口处的天然气进行热交换，使得汇入主路的天然气满足城镇燃气的温度需求。
4.本发明基于城镇燃气调压站内高压天然气降压过程中的压力能回收发电，联合储能电池与新能源充电桩，通过能源管理系统实现轮循充电、智能动态分配充电等多种模式，支持电能的智慧调度，可实时根据用电端负荷波动来调整充电桩和储能电池的充电策略，保障压力能发电的充分利用以及市电补电的可靠性和充电的经济性，降低了运营成本，提高了系统运行效率。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例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，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，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。
图1本发明的整体示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步的分析，显然，所描述的仅仅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作出创造性劳动的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。
实施例
一种基于压力能发电的产储用一体化综合利用系统，所述系统包括现有的天然气系统、基于双转子膨胀机的发电子系统、储能子系统、用能子系统和用于智能管理所述用能子系统的用电和所述储能子系统的储电顺序的能源管理子系统；所述现有天然气系统包括依次连接的高压输气管道、现有调压系统和中压城市管网；所述发电子系统包括双转子膨胀机和与其连接的发电机；在所述现有调压系统的入口管路上引出支路，所述双转子膨胀机连接在所述支路上，经所述支路引出的引流部分的天然气经所述双转子膨胀机做功降压并被调压器调压后接入到现有调压系统的出口一起汇入所述中压城市管网，同时，所述天然气降压释放的压力能驱动所述双转子膨胀机产生动力，进而带动所述发电机产生电能；所述发电机、所述储能子系统和所述用能子系统共用交流母线；
其中，所述现有调压系统的流量为8000～10000Nm3/h，入口压力3.7MPa，入口温度15℃，出口压力为0.35MPa。且由于天然气在调压过程中因下游用气不均匀性导致调压站内流量存在波动，因此将双转子膨胀机所在的支路的天然气进口流量调整为2500Nm3/h，小于调压站最低用气工况流量，以确保膨胀机能够稳定工作，持续稳定输出电能。同时，所述支路的天然气的入口压力1.8MPa，入口温度15℃，经所述双转子膨胀机做功降压后，出口压力0.73MPa，出口温度-29℃。
所述储能子系统包括依次连接的整流器、储能电池和逆变器；所述整流器将所述发电机组输出的交流电整流为直流电，并存入所述储能电池中；所述逆变器将经所述整流器或所述储能电池输出的直流电转换为稳定电压和频率的交流电，再输出至用能子系统。其中，所述整流器功率为20kW；所述储能电池为一组100kWh的电池堆组成，额定总容量108.8kWh，采用680节50Ah的锂电池组成，680×3.2×50＝108.8kWh；储能系统转换效率为92％左右，系统的实际功率为108.8kWh×0.92＝100kWh；所述的逆变器功率为100kW。
所述储能子系统通过交流母线与所述能源管理子系统连接；所述能源管理子系统包括连接的交流接触器、PLC控制器、能源管理系统和电流检测装置；所述能源管理子系统根据负载情况，通过智能控制策略动态控制逆变器的输出功率，智能调度管道天然气压力能发电、配电网络、电池储能系统以及充电桩之间的电力；所述能源管理子系统根据供电峰谷特性，在用电低谷时对电池进行充电，储存多余电能，在用电高峰时将能量回馈到交流母线供直流充电桩或其他负载用电，可以平滑压力能发电机的波动性。其中，所述用能子系统包含调压站场工艺、生活等的用电设备、新能源充电桩、可变功率电阻柜和固定功率电阻柜；所述用电设备、所述新能源充电桩和所述可变功率电阻柜为并联关系；所述固定功率电阻柜通过所述交流接触器直接与所述发电机相联接。进一步地，所述用电设备、所述新能源充电桩为正常用能设备；所述可变功率电阻柜和所述固定功率电阻柜为应急耗电设备。所述用电设备为常态性负载，功率为5kW，低于发电子系统的发电功率；所述新能源充电桩为间歇性用电设备，功率为60kW，可同时为两台新能源汽车提供充电服务；所述可变功率电阻柜为应急性负载，功率可调范围为0～20kW，其实际负载可根据系统发电端和用电端的负荷变化自动调节，以满足发电端负荷全部消纳；所述固定功率电阻柜为应急性负载，功率为20kW，与所述发电机输出功率相同。
本系统中的用电负载包括调压站内工艺和生活常态负载、充电设备(电动汽车充电桩和电动车充电桩，动态负荷)、储能电池(平衡负载)和负载电阻柜(应急负载)。为了确保发电负荷与“常态负载+动态负载+平衡与应急负载”总负荷实施匹配，各用电设备之间的用电和储能电池的充放电模式需由设置的PLC控制器进行逻辑控制。
本发明的系统运行策略：
1.当用电设备总负荷(常态负荷+动态负荷)低于发电负荷时，站内电力系统与市网断开连接，用电设备全部由压力能发电系统供应，多余电量通过整流器转换为直流电，输入至储能电池中储存，由给储能电池组充电削峰，系统达到平衡。即：
产＝用(常态负荷+动态负荷)+储(平衡负荷) (1)
2.储能电池组储满或发电负荷有富余时，即产储用不平衡时，再通过可变功率电阻柜释放多余电力，由电阻柜应急释放电能削峰，以此达到系统平衡。即
产＝用(常态负荷+动态负荷)+储(平衡负荷)+应急负荷 (2)
3.极端情况下，“常态负荷+动态负荷+储能电池组”均无负载时，为确保系统负荷平衡，压力能发电子系统平稳运行，发电负荷全部由负载电阻柜消耗，即
产＝应急负荷 (3)
4.当用电设备总负荷(常态负荷+动态负荷)高于压力能发电设备所能提供的负荷时，PLC控制器向储能电池发出指令，所储电能经逆变器转化为交流电后输出向用电设备供电；由释放储存电能填谷，系统达到平衡。即：
产+储＝用 (4)
5.储能电池组释放电能后仍然不足部分，则通过接入市网，由市网补电，实现对负荷的填谷，满足动态负荷、常态负荷需求。即：
产+市电＝用 (5)
确保本发明系统负荷的基本原则：
1.尽力确保压力能发电装置平稳运行，减少波动，降低波动范围，力求发电负荷维持在额定功率的70％～95％之间运行；
2.避免压力能发电子系统频繁起停，维持发电系统高效能；
3.及时释放储能电池所储电能，常态下，储能电池组处于较低储能位置；
4.尽力避免可变功率应急电阻柜的运行，或使其低负荷运行，保证电能的有效利用；
5.确保发电负荷小于或等于前述总负荷(并网不上网)；
6.必要时调整压力能发电负荷已达到产储用平衡。
本发明的工作原理或流程：
上游输气管道的3.7MPa天然气(流量为8000～10000Nm3/h)经管道引入调压站，经主路高-中压调压器降压至0.35MPa后进入城市中压输配管网，在主管路上开口设置旁通管(即为引出支路)，将高压天然气引入双转子膨胀机，随着天然气膨胀降压，体积增大对外做功，驱动发电机将机械能转化为电能。
系统运行后，压力能发电子系统的功率为20kW、输出电压380V、频率50Hz，交流接触器合至K2，能源管理系统通过信号检测与逻辑判断进行系统电能的智能调度，并控制储能电池的充放电和电流逆变，实现压力能发电如下用能/储能顺序：1.调压站内工艺、生活常规用电设备；2.新能源充电桩；3.储能电池；4.可变功率电阻柜；5.固定功率电阻柜。同时，能源管理系统监测发电机端及负载端电流，当发电机端功率高于负载端功率，并且储能电池充电状态为100时，能源管理系统向储能系统发出指令使充电电路停止工作，并由PLC控制器控制负载电阻柜分组投入运行(功率可调范围为0～20kW)，消耗转子膨胀机利用压力能所产生的富余电力；当发电机端输出功率低于负载端功率需求时，PLC控制器断开负载电阻柜，并合上并网开关，市电网络接入系统进行补电，负载端(站用设备、新能源充电桩)所需功率由发电机和市网共同提供。
压力能发电机输出电能为交流电，经20kW整流器转换为直流电后分为两路，一路连接至容量为100kWh的储能电池，能源管理系统将电池信息传给储能变流器，储能变流器根据指令对电池进行放电，并接受能量管理系统下发的指令实现充放电控制；另一路经100kW逆变器转换为220V、50Hz交流电，并向用能设备供电。
压力能发电机组正常运行，检测装置检测到本系统电流流向市电网络，能源管理系统通过PLC控制器断开本系统与市电网络的连接，本系统为孤网运行。发电机发电负荷供应站用设备、新能源充电桩、储能电池堆使用。
发力能发电机组运行工况平稳，发电负荷为20kW，在满足常态性站用设备电力负荷4kW的基础上，还有16kW的富余电力，检测装置检测到有多余电量上传到市电电网时，跳开并网开关，此时系统为离网运行。当系统电力负载仅有站用电设备时，能源管理系统通过控制储能电池充电，保证用电低谷时的发电机组输出电能的储存；当间歇性用电荷载——新能源充电桩投入运行时，发电机向充电桩供应电能，同时能源管理系统控制储能电池放电，共同向充电桩供电，在提高充电桩充电效率的同时，保证储能电池蓄电容量维持在较低水平，以便于在充电桩空闲时能储存发电机组更多富余电力负荷。
当新能源充电桩高负荷运行时，由于储能电池放电较慢或其储能电池充电状态为0时，能源管理系统控制市电网络与本系统连接，由市电和压力能发电机组共同向用电负载供电，保证用电高峰期新能源充电桩充电效率不受影响。
当新能源充电桩无负载且储能电池满载、储能系统或配电系统故障时，能源管理系统检测到有多余电量，PLC控制器控制交流接触器合至K1，发电机电量全部由固定功率电阻箱消纳(功率为20kW)，确保发电机组持续运行，流经该支路的天然气压力降、流量稳定，不影响天然气调压站稳定工作。
以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域普通技术人员应当理解：其依然可对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明实施例技术方案的范围。
