一种发电系统的制作方法

1.本发明涉及发电领域，特别是涉及一种发电系统。


背景技术：

2.在目前的电力发展过程中，存在着很多问题。第一，因为新能源发电与用电负荷之间的电力不平衡，需要大规模的储能技术。就目前的储能技术，以抽水蓄能是技术最为成熟、装机占比最高的储能系统，但其具有能量密度低、受地理限制等缺点。因此，需要发展能量密度更高、地理适应性更强的储能系统。第二，现有发电技术还存在着对环境不友好、污染严重、转化效率低等问题。第三，还存在着严重的经济发展和资源配置不平衡问题，中国的东北、华北、西北、西南地区资源丰富，但经济相对落后，电力需求量低；中国的东南沿海地区经济发达，但资源匮乏，电力需求量高，用电旺季供不应求。这样就需要进行电力的大规模、长距离输送，与此同时也就产生了投资大、成本高、消耗大、送电受电端利益难以协调等诸多问题。


技术实现要素：

3.本发明的目的是提供一种发电系统，可极大地提高发电效率，同时显著降低电力成本。
4.为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
5.一种发电系统，所述发电系统包括：水下储气装置、加压装置、水轮机发电系统和汽轮发电机；
6.水下储气装置设置在水底；水轮机发电系统的动力端位于水中，水轮机发电系统的发电端、加压装置和汽轮发电机均设置于岸上；
7.水下储气装置的出气口与加压装置的进气口连接；所述水下储气装置用于储存压缩气体，并将储存的压缩气体输送至加压装置；
8.所述加压装置用于对所述压缩气体进行加压，生成加压气体；
9.所述水轮机发电系统中的水在所述加压气体的压迫下推动所述动力端转动，从而转动的动力端带动发电端进行发电；
10.所述汽轮发电机用于从所述水轮机发电系统获取已完成推动水发电的加压气体后，利用所述加压气体进行发电。
11.可选的，所述水下储气装置的下部设置有通水装置；
12.当所述水下储气装置输出压缩气体时，水流入通水装置内；当所述水下储气装置充入压缩气体时，通水装置内的水流出；所述通水装置用于保持所述水下储气装置内压缩气体压力的相对恒定。
13.可选的，所述加压装置包括：燃料室和燃烧室；
14.燃烧室的第一进气口与水下储气装置的出气口连接，燃烧室的第二进气口与燃料室的出气口连接，燃烧室的出气口与所述水轮机发电系统的进气口连接；
15.所述燃烧室用于在电价的峰电时段需要发电时，从水下储气装置中获取压缩气体，同时从燃料室获取燃料，将压缩气体与燃料混合燃烧产生加压气体。
16.可选的，所述水轮机发电系统包括：涡轮机、发电机和多个储水装置组；
17.涡轮机和多个储水装置组均安装在岸上的水池中；每个储水装置组设置有多个进水口，每个储水装置组的出水口与涡轮机连接；每个储水装置组的进气口与燃烧室的出气口连接，每个储水装置组的出气口与汽轮发电机的进气口连接；
18.涡轮机通过同轴传动轴与发电机连接；
19.关闭所述储水装置组的出水口、进气口和出气口，水池中的水通过所述储水装置组的进水口进入储水装置组，当储水装置组内的水达到最高水位后，加压气体通过储水装置组的进气口进入储水装置组，将储水装置组中的水从出水口压迫至涡轮机，使涡轮机转动，并通过同轴传动轴带动发电机发电；
20.当储水装置组内的水达到最低水位后，关闭出水口和进气口，出气口打开，储水装置组中剩余的加压气体从储水装置组的出气口输送至汽轮发电机。
21.可选的，所述储水装置组设置有第一水位感应装置、第二水位感应装置、水自动控制装置和气体自动控制装置；
22.第一水位感应装置设置在储水装置组内的最高水位处，用于检测储水装置组内的水是否达到最高水位；
23.第二水位感应装置设置在储水装置组内的最低水位处，用于检测储水装置组内的水是否达到最低水位；
24.第一水位感应装置与水自动控制装置和气体自动控制装置分别连接；第二水位感应装置与水自动控制装置和气体自动控制装置分别连接；
25.所述水自动控制装置用于向储水装置组内开始注水时，关闭出水口，打开进水口；当第一水位感应装置检测到储水装置组内的水达到最高水位时，关闭进水口，打开出水口；当第二水位感应装置检测到储水装置内的水达到最低水位时，关闭出水口，打开进水口；
26.所述气体自动控制装置用于向储水装置组内开始注水时，关闭进气口和出气口；当第一水位感应装置检测到储水装置组内的水达到最高水位时，打开进气口；当第二水位感应装置检测到储水装置内的水达到最低水位时，打开出气口。
27.可选的，所述储水装置组包括：两个储水装置；
28.两个储水装置相对设置在涡轮机的两侧。
29.可选的，所述水轮机发电系统还包括：多个支撑装置；
30.多个支撑装置的一端设置在水池底部，多个支撑装置的另一端分别与多个储水装置组和涡轮机连接。
31.可选的，所述发电系统还包括：压缩气体制备装置；
32.压缩气体制备装置的出气口与水下储气装置的进气口连接；所述压缩气体制备装置用于在电价的谷电时段需要储存电能时，利用电能制备压缩气体；所述气体包括空气、水蒸汽等。
33.可选的，所述压缩气体制备装置包括：气体压缩装置和热回收装置；
34.气体压缩装置通过输电线与电网连接；所述气体压缩装置用于在电价的谷电时段需要储存电能时，从电网获取电能，并利用电能制备压缩气体；
35.气体压缩装置的出气口与热回收装置的进气口连接，热回收装置的出气口与水下储气装置的进气口连接；所述热回收装置用于回收利用压缩气体所携带的热能。
36.根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
37.本发明公开一种发电系统，水下储气装置储存压缩气体，压缩气体为高压气体，包括高压空气、高压水蒸汽等，加压装置对压缩气体进行加压，生成加压气体，加压气体为5mpa及以上压力的高压或超高压力的气体；水轮机发电系统中的水在加压气体的压迫下推动动力端转动，从而带动发电端进行发电；汽轮发电机从水轮机发电系统获取加压气体后，利用加压气体进行发电。在加压气体压迫下的水具有数百米以上高程落差的力量，可以极大提高发电效率。同时本发明在没有地理上的落差亦可以进行发电，地理适应性更强，因此不必再修建拦河大坝，显著降低电力成本。
38.本发明中的水下储气装置下部设置了通水装置，使得水下储气装置内的气体压力与水底的压力基本相同，水下储气装置本身基本不承压，可以降低装置的设计与制造成本。由于将水下储气装置放置于水底，因为水压的作用，储存于其中的高压气体基本上能够彻底释放，可以提高发电效率。
附图说明
39.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性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
40.图1为本发明实施例提供的一种发电系统的结构示意图；
41.图2为本发明实施例提供的储水装置与涡轮机的连接示意图；
42.图3为本发明实施例提供的一种发电系统的发电流程图。
43.符号说明：1-通水装置，2-涡轮机，3-水下储气装置，4-水面，5-输气管，6-热回收装置，7-气体压缩装置，8-输电线，9-电网，10-燃料室，11-燃烧室，12-储水装置，13-进气口，14-出气口，15-发电机，16-同轴传动轴，17-水池，18-汽轮发电机，19-支撑装置，20-进水口。
具体实施方式
44.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。
45.本发明的目的是提供一种发电系统，可极大地提高发电效率，同时显著降低电力成本。
46.为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
47.如图1所示，本发明将压缩空气储能技术、水轮机发电技术、汽轮机发电技术结合起来，并进行相应的改进，提供了一种发电系统。
48.本发明实施例提供的一种发电系统，包括：水下储气装置3、加压装置、水轮机发电系统和汽轮发电机18。水下储气装置3设置在水底；水轮机发电系统的动力端位于水中，水轮机发电系统的发电端、加压装置和汽轮发电机18均设置于岸上。水下储气装置3的出气口与加压装置的进气口连接；水下储气装置3用于储存压缩气体，并将储存的压缩气体输送至加压装置。加压装置用于对压缩气体进行加压，生成加压气体。水轮机发电系统中的水在所述加压气体的压迫下推动所述动力端转动，从而转动的动力端带动发电端进行发电。汽轮发电机18用于从水轮机发电系统获取已完成推动水发电的加压气体后，利用加压气体进行发电。
49.优选地，本发明中的压缩气体为高压气体，加压气体为5mpa及以上压力的高压或超高压力的高压气体。在密闭容器中气体经过压缩，气压都会高于大气压。安全上规定，气体压强高于大气的压强值超过一个大气压的为高压气体，即绝对压强大于两个大气压强的气体为高压气体。把液体或气体加压到100mpa以上的技术称为“超高压技术”，即超高压力的高压气体为压强大于100mpa的气体。
50.本发明的发电系统按功能划分为制气、储气、加压和发电四部分。下面分别介绍每部分的功能。
51.(一)制气
52.压缩气体制备装置(高压气体制备装置)为在电价的谷电时段需要储存电能时，利用廉价电能使用高压气体制备装置制备压缩气体，压缩气体包括压缩空气、压缩水蒸汽等。
53.压缩气体制备装置包括：气体压缩装置7和热回收装置6。气体压缩装置7通过输电线8与电网9连接；气体压缩装置7用于在电价的谷电时段需要储存电能时，从电网9获取电能，并利用电能制备压缩气体。
54.气体压缩装置7的出气口与热回收装置6的进气口连接，热回收装置6的出气口与水下储气装置3的进气口连接；热回收装置6用于回收利用压缩气体所携带的热能。热回收装置6为中间中空的回形金属管道，工作时其进水口进入常温的水，水在管道中回转流动；所制备的高压气体经过回形管时，将气体压缩过程中所产生的热能进行回收利用。
55.(二)储气
56.压缩气体(高压气体)通过输气管5输送至水下储气装置3储存。
57.水下储气装置3可以设置在海底、江底、河底、湖底等。参照图1，水下储气装置3的上部储存高压气体，其下部留有通水装置1，如：通海、江、河、湖底等的装置，在一定条件下，海水、江水、河水或湖水等可以通过通水装置进入水底高压气体储存装置或者从其中排出；当水底高压气体储存装置正在充入高压气体时，其中的高压气体体积不断增加，水底高压气体储存装置内的水通过通水装置流出；当水底高压气体储存装置正在输出高压空气时，其中的高压气体体积不断缩小，水通过通水装置流入；利用通水装置可以保持水底高压气体储存装置内高压气体压力的相对恒定。
58.本发明将储气装置放置于水底(如：海底、江底、河底、湖底等)的方法，并在其底部设置通水装置。通过这样的设计，可以减少在陆地上的土地占用面积，而且由于在水底高压气体储存装置下部设置了通水装置，使得装置内的气体压力与水底的压力基本相同，装置本身基本不要承压，可以降低装置的设计与制造成本。由于将装置放置于水底，因为水压的作用，储存于其中的高压气体基本上能够彻底释放，可以提高发电效率。具有能量密度高、
规模大、适用性强、效率高、成本低、环保等优点。
59.(三)加压
60.加压装置包括：燃料室10和燃烧室11。燃烧室11的第一进气口与水下储气装置3的出气口连接，燃烧室11的第二进气口与燃料室10的出气口连接，燃烧室11的出气口与水轮机发电系统的进气口连接。燃烧室11用于在电价的峰电时段需要发电时，从水下储气装置3中获取压缩气体，同时从燃料室10获取燃料，将压缩气体与燃料混合燃烧产生加压气体。
61.燃料室10通过输气管5与燃烧室11连接，水下储气装置3与燃烧室11通过输气管5连接。
62.燃烧室11将水底储存的高压气体转换为加压气体。
63.(四)发电
64.本发明采用水轮机发电技术和汽轮机发电技术进行发电。
65.水轮机发电系统包括：涡轮机2、发电机15和多个储水装置组。
66.涡轮机2和多个储水装置组均安装在岸上的水池17中；每个储水装置组设置有多个进水口20，每个储水装置组的出水口与涡轮机2连接；每个储水装置组的进气口13与燃烧室11的出气口连接，每个储水装置组的出气口14与汽轮发电机18的进气口连接。涡轮机2通过同轴传动轴16与发电机15连接。其中，涡轮机2作为水轮机发电系统的动力端，发电机15作为水轮机发电系统的发电端。
67.储水装置组设置有第一水位感应装置、第二水位感应装置、水自动控制装置和气体自动控制装置。第一水位感应装置设置在储水装置组内的最高水位处，用于检测储水装置组内的水是否达到最高水位。第二水位感应装置设置在储水装置组内的最低水位处，用于检测储水装置组内的水是否达到最低水位。第一水位感应装置与水自动控制装置和气体自动控制装置分别连接；第二水位感应装置与水自动控制装置和气体自动控制装置分别连接。
68.水自动控制装置用于向储水装置组内开始注水时，关闭出水口，打开进水口；当第一水位感应装置检测到储水装置组内的水达到最高水位时，关闭进水口，打开出水口；当第二水位感应装置检测到储水装置内的水达到最低水位时，关闭出水口，打开进水口。
69.气体自动控制装置用于向储水装置组内开始注水时，关闭进气口和出气口；当第一水位感应装置检测到储水装置组内的水达到最高水位时，打开进气口；当第二水位感应装置检测到储水装置内的水达到最低水位时，关闭进气口，打开出气口。
70.储水装置组包括：两个储水装置12；如图2所示，两个储水装置12相对设置在涡轮机2的两侧。
71.图1示出水轮机发电系统还包括：多个支撑装置19。多个支撑装置19的一端设置在水池17底部，多个支撑装置19的另一端分别与多个储水装置组和涡轮机连接。支撑装置19用于在水池中支撑多个储水装置组和涡轮机。
72.开始工作时，同一组储水装置12依次：水通向涡轮机2的通道关闭，进气口13、出气口14关闭，进水口20打开，水进入储水装置12；当同一组储水装置12内的水达到规定水位时，依次：进水口20关闭，水停止进入，进气口13打开，水通向涡轮机2的出水口打开，加压气体被送进储水装置12内，利用气体的高压将储水装置12中的水压迫向涡轮机2，涡轮机2转动通过同轴传动轴16带动发电机15发电；
73.同一组储水装置12内储存的水排出至最低水位时，依次：水通向涡轮机2的通道关闭，进气口13关闭，出气口14打开，储水装置12中剩余的加压气体通过输气管5输送至汽轮发电机18发电。
74.以上工作过程在各组储水装置12中依次循环往复进行，保持智能发电系统的连续稳定运行。
75.本发明的智能发电部分，将水轮机发电、汽轮机发电技术结合起来，利用加压气体压迫系统中的水进行发电，系统可以安装尽可能大功率的水轮机组，通过智能控制系统，按照需求调控系统中各条储水装置12启动或停止，使其在最大发电功率范围内按照市场需求弹性安排发电量。
76.智能发电部分通过智能控制，利用加压气体压迫系统中的水进行发电，地理适应性更强，没有地理上的落差亦可以进行发电，因此再不必要修建拦河大坝，对环境更友好；在加压气体压迫下的水具有数百米高程落差的力量，可以极大提高发电效率；可以在中国的东南沿海、沿江、沿湖等地区按照需求建立发电站，就近解决经济发达地区巨大的电力需求，可以有效解决电力远距离输送所存在的各类问题；可以应用于工业绿色微电网的建设；用于发电的水周而复始循环利用，可以极大地避免水的浪费；通过智能控制系统，可以通过生产调节满足市场即时的电力需求。
77.结合图3，本发明发电系统的发电流程为：
78.步骤1：高压气体制备装置(压缩气体制备装置)为在电价的谷电时段需要储存电能时，利用廉价电能使用高压气体制备装置制备压缩气体，气体包括空气、水蒸汽等。
79.步骤2：热回收装置6为中间中空的回形金属管道，工作时其进水口进入常温的水，水在管道中回转流动；所制备的高压气体经过回形管时，将气体压缩过程中所产生的热能进行回收利用。
80.步骤3：输气管5用于将压缩气体输送至水底气体储存装置(水下储气装置)储存。
81.步骤4：水底气体储存装置，其上部储存压缩气体，其下部留有通水装置，如：通海、江、河、湖底等的装置，在一定条件下，海水、江水、河水或湖水等可以通过通水装置进入水底气体储存装置或者从其中排出；当水底气体储存装置正在充入高压气体时，其中的高压气体体积不断增加，水底气体储存装置内的水通过通水装置流出；当水底气体储存装置正在输出压缩空气时，其中的压缩气体体积不断缩小，水通过通水装置流入；利用通水装置可以保持水底气体储存装置内压缩气体压力的相对恒定。
82.步骤5：在电价的峰电时段需要发电时，将水底储存的压缩气体，通过输气管5输送入岸上智能发电系统的燃烧室11，同时燃料室10的燃料通过输气管5进入燃烧室11，二者混合燃烧产生加压气体。
83.步骤6：智能发电系统的涡轮机2和储水装置12安装在水池17中水面4以下，在涡轮机2周围配备有若干组储水装置12，每两个相对的储水装置12为一组；每组储水装置12设有若干进水口，另一端设有通道连接涡轮机2；进气口通过输气管5与燃烧室11连接，出气口通过输气管5与汽轮发电机18连接。
84.步骤7：储水装置12设置有水位检测装置、水自动控制装置和加压气体自动控制装置；开始工作时，同一组储水装置12依次：水通向涡轮机2的通道关闭，进气口、出气口关闭，进水口打开，水进入储水装置12；当同一组储水装置12内的水达到规定水位(最高水位)时，
依次：进水口关闭，水停止进入，进气口打开，水通向涡轮机2的通道打开，加压气体被送进储水装置12内，利用气体的高压将储水装置12中的水压迫向涡轮机2，涡轮机2转动通过同轴传动轴16带动发电机15发电；同一组储水装置12内储存的水排出至最低水位后，依次：水通向涡轮机2的通道关闭，进气口关闭，出气口打开，储水装置12中剩余的加压气体通过输气管5输送至汽轮发电机18发电；以上工作过程在各组储水装置12中依次循环往复进行，保持智能发电系统的连续稳定运行。
85.利用本发明技术，可以改造现有的水电、火电、核电等发电系统，极大地提高发电效率；生产设备可以大规模、模块化生产，投资少，建设周期短，能够显著降低电力成本。
86.本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的系统而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
87.本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。