CN106224042A - 一种利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，包括集热装置、气化装置、涡轮机、冷凝装置和单向液压泵依次通过循环管道实现循环联通，循环管道内含有循环工质，有集热装置和气化装置安装在核电站热排水道内，冷凝装置安装在深水低温区，冷凝装置包括冷凝管、散热扇和增压机构，增压机构安装在冷凝管中端，所述增压机构包括增压涡轮和涡轮调压器，涡轮调压器控制连接增压涡轮；本发明所述利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统具有较快的冷凝速率，可减少冷凝排能，提高热能转化效率，且运行稳定，功率可调。

Description

一种利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统

技术领域

本发明属于能源利用设备领域，尤其是一种利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统。

背景技术

能源是人类社会赖以生存和发展的重要物质基础。纵观人类社会发展的历史，人类文明的每一次重大进步都伴随着能源的改进和更替。能源的开发利用极大地推进了世界经济和人类社会的发展。

但随着能源的不断被开发消耗，石油、煤矿、天然气等不可再生能源逐步缩紧，能源的节约和循环利用逐步被重视。当前我国的能源战略的基本内容是：坚持节约优先、立足国内、多元发展、依靠科技、保护环境、加强国际互利合作，努力构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系，以能源的可持续发展支持经济社会的可持续发展。

我国全面落实能源节约的措施是：推进结构调整，加快产业结构优化升级，大力发展高新技术产业和服务业，严格限制高耗能、高耗材、高耗水产业发展，淘汰落后产能，促进经济发展方式的根本转变，加快构建节能型产业体系。加强工业节能，加快技术改造，提高管理水平，降低能源消耗。实施节能工程，鼓励高效节能产品的推广应用，大力发展节能省地型建筑，提高能源利用效率，加快节能监测和技术服务体系建设，强化节能监测，创新服务平台。加强管理节能，积极推进优先采购节能（包括节水）产品，研究制定鼓励节能的财税政策。倡导社会节能，大力宣传节约能源的重要意义，不断增强全民资源忧患意识和节约意识。

为响应国家节能战略，越来越多的企业开始研发、使用节能设备，并加强对废弃产能物、余热能的利用。其中，在余热的利用方面，主要通过热能发电设备来实现余能利用。现有的热能发电设备包括多种类别，但主要可分为两类，一类是利用涡轮机将热能转化成机械能，再将机械能转化成电能，该种原理类别的发电设备较为成熟，种类多；另一类是利用热电效应原理，通过热电转化元件将热能直接转化成电势能，但由于用于发电技术方面不成熟，电功率小，制造成本高，热电转化效率低，主要应用于微电子领域。

现阶段，大多数企业由于余能排除量大，在余热的利用上，主要还需依靠上述第一类热能发电设备，通过涡轮机将热能转化成机械能，再将机械能转化成电能。现有的该类热能发电设备主要包括循环工质、集热装置、气化装置、涡轮机、发电机和冷凝装置；工作时，循环工质在循环管道中首先通过气化装置，将工质气化并推动涡轮机旋转，涡轮机带动发电机发电，气化后的工质在通过涡轮机时，对外做功，温度及气压会降低，并通过冷凝装置冷却成液态工质。

然而，现有的热能发电设备普遍存在的问题是：a. 对高温热源的温度要求高，一般在200℃以上，且热能转化效率偏低，热能转化效率普遍在15%至35%；b. 冷凝装置的热排量较大，热能浪费大，通过自然冷凝方式的冷凝速度慢，而采用主动冷凝方式（风机风冷或液泵水冷）需额外功耗；c.涡轮机容易出现泄漏工质的问题；d.涡轮转速不稳定，且容易出现卡死问题；e.集热装置的集热效果不佳，外界余热吸收率小，f. 工质气化温度不稳定，工质冷凝效果不佳，工质容易变质或出现杂质；g.现有设备体积较大。

另一方面，随着国际能源供应形势日趋紧张，为了满足电力需求的快速增长和更好地保护环境，核能发电再次引起各国的兴趣。国际权威机构预测，在未来25年中，全球将兴建90座至300座1600兆瓦的反应堆，迎来核电站建设的新高峰期。

然而，核电的发展也给人们带来了较大的担忧，因为核电站的建设和使用，除了对环境照成一定的放射性污染外，还会对临近水域照成高温污染。核电站需要用大量的水对反应堆进行冷却，一个核电站每秒用水量达数百吨，冷海水或河水通过厂房热交换后排回海中，水温会升高可达二三十度，核电热排水从排水口排出后，可造成方圆1公里水域内的水温升高达5℃到8℃，夏季冷海水或河水的温度达30℃时，经过吸收核电站排热后，温度可升高的40℃左右，一般的鱼类及海藻生物无法生存，同时也给附近居民带来较大的高温影响。

而对于上述核电站热排水中的热能，由于热排水与常温水的温差仅有20℃左右的温差，该种温差很难被现有的热能发电设备利用。

发明内容

本发明所要实现的目的是：综合利用核电站热排水的废热能，提高热能设备的热能转化效率，减小的热排量和热能浪费，稳定工质气化温度和工质流速，改善工质品质，防止工质变质，改善涡轮结构，避免涡轮泄露以及转速不稳，改进冷凝装置，加快冷凝速率；以解决上述背景技术中现有热能设备所存在的：热能转化效率低，工质气化温度不稳定，工质冷凝效果不佳，工质容易变质或出现杂质，涡轮机容易出现工质泄漏，涡轮转速不稳定、以及容易出现卡死，冷凝装置的热能浪费大、冷凝速率慢或需额外功耗等问题。

为解决其技术问题本发明所采用的技术方案为：一种利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，包括集热装置、气化装置、涡轮机、核电站热排水道、冷凝装置、循环管道、循环工质和单向液压泵，集热装置、气化装置、涡轮机、冷凝装置和单向液压泵依次通过循环管道实现循环联通，循环管道内含有循环工质；

其特征是：所述集热装置和气化装置安装在核电站热排水道内，所述冷凝装置安装在深水低温区，所述集热装置包括集热管和集热片，集热片平行间隔分布，集热管折型分布在集热片中；气化装置包括气化吸热腔和气化控压器，气化控压器安装在气化吸热腔内，气化控压器用于循环工质降压；当高压液态工质在集热管内充分加热后达到热源温度，高压液态工质流入气化吸热腔，气化吸热腔内的气化控压器通过压强控制，使其液态工质吸热气化，气化工质在涡轮机内降压做功；该种结构相比于在集热管直接气化，可有效避免气化工质中参杂有液态工质，能使工质气化更均匀；

所述冷凝装置包括冷凝管和散热扇，冷凝管均匀分多层分布，冷凝管相互联通，散热扇安装在冷凝管上方或下方，散热扇以抽风方式或压风方式驱动；

所述冷凝装置还增设有增压机构，增压机构安装在冷凝管中端，所述增压机构包括增压涡轮和涡轮调压器，涡轮调压器控制连接增压涡轮；采用该结构可降低涡轮机出口处的压强，增大涡轮机进气处与出气处的压差，从而增大膨胀气体在涡轮机中做功量，并降低膨胀气体的温度，因而，该结构可产生较好的冷凝效果，并提高热能动力系统的热能转化率。

作为进一步优化，所述增压机构还包括压差感应器和自动控制器，自动控制器通过分析压差感应器的信号对涡轮调压器进行自动控制。

作为进一步优化，冷凝装置与集热装置之间还设置有杂质过滤泵。

作为上述方案的进一步优化，所述气化吸热腔与集热管之间还设置有雾化嘴。

作为上述方案的进一步优化，所述气化吸热腔的水平截面呈藕孔状。

作为上述方案的进一步优化，所述气化吸热腔的水平截面均呈蜂窝孔状。

作为上述方案的进一步优化，所述气化吸热腔位于核电站热排水道的上游，集热装置位于核电站热排水道的下游。

作为上述方案的进一步具体优化，涡轮机为常规的蒸汽涡轮机。

作为上述方案的进一步具体优化，涡轮机为包含多级叶片的蒸汽涡轮机。

作为上述方案的进一步具体优化，涡轮机为特斯拉涡轮机。

作为上述方案的进一步具体优化，涡轮机为离心式涡轮机。

作为上述方案的进一步具体优化，所述涡轮机的排气口处设置有预冷凝器；采取该结构可增大进气口与排气口的压差，提高涡轮机的转化效率。

作为上述方案的进一步具体优化，所述预冷凝器包括工质导通管和冷凝吸热管，工质导通管用于连通排气口和循环管道，冷凝吸热管用于吸收工质导通管内工质的热量，工质导通管与冷凝吸热管螺旋并列接触，冷凝吸热管内为吸热流体，为增大冷凝效率，吸热流体的流动方向与工质导通管内工质的流动方向相反。

作为上述方案的进一步具体优化，所述冷凝吸热管采用联通单向液压泵与集热装置之间的循环管道；由于单向液压泵与集热装置之间的循环管道需要吸热，而工质导通管内工质需要排热，该结构较大程度的循环利用循环管道内工质热量，增大热转化效率。

作为上述方案的进一步具体优化，所述冷凝管成斜型分布。

作为上述方案的进一步具体优化，所述冷凝管成垂直或水平分布。

作为上述方案的进一步具体优化，所述冷凝管成水平分布时，上、下层冷凝管相互错开。

作为上述方案的进一步具体优化，所述冷凝管为铜质金属管或稳定性合金金属管。

作为上述方案的进一步具体优化，所述冷凝管通过温差发电片制成，温差发电片包括金属片、p型半导体、n型半导体、绝缘基质层和输出电极，绝缘基质层均匀穿插有p型半导体和n型半导体， 均匀分布的p型半导体和n型半导体通过金属片串联，p型半导体与n型半导体的串联始末端分别连接输出电极。

作为进一步优化，所述温差发电片的输出电极端依次连接有稳压器、升压变压器、蓄电池，蓄电池用于散热扇、单向液压泵的供电。

作为上述方案的进一步具体优化，为了避免冷凝管中未冷凝液化的工质进入单向液压泵，冷凝管尾端设置有集液箱。

作为上述方案的进一步具体优化，为了加速散热，冷凝装置还设置有散热片。

作为上述方案的进一步具体优化，所述循环工质采用丙醇。

作为上述方案的进一步具体优化，所述循环工质采用甲醇。

作为上述方案的进一步具体优化，所述循环工质采用乙醇。

作为上述方案的进一步具体优化，所述循环工质采用异丙醇。

作为上述方案的进一步具体优化，所述循环工质采用液氨。

作为上述方案的进一步具体优化，所述循环工质采用常规的氟利昂。

作为上述方案的进一步具体优化，涡轮机与冷凝装置之间还设置有工质调节器，所述工质调节器包括涡轮限流器和压强稳压控压器，涡轮限流器包括涡轮结构和涡轮转速控制器，压强稳压控压器包括缓压储流缸和缓压活塞和气压调节器，缓压储流缸的顶端联通循环管道，缓压储流缸的底端联通气压调节器，缓压活塞安装在缓压储流缸内；当循环管道内工质的压强或流速发生变化时，涡轮限流器可通过限制涡轮结构的转动而实现流速的限制，同时部分工质可从缓压储流缸流出或流入实现体积的扩充或压缩，从而实现稳定压强的作用。

工作原理：该发明所述利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，工作时，循环工质在集热装置中吸热达到高温热源温度，再流入气化装置中，通过小量的降压使其气化吸热，工质气化后流到涡轮机，带动涡轮机转动；气化工质流过涡轮机后，由于对外做功，其工质温度和气压均会降低，并导致部分工质液化；气化工质流过涡轮机后，工质依次流到工质调节器和冷凝装置；工质调节器用于控制循环管道内工质的压强、流速，工质调节器能根据外界吸热区及放热区的温度情况，调节工质液化温度或气化温度，从而能有效地提高热能转化效率；冷凝装置可将工质完全液化；液化后工质依次经过杂质过滤泵和单向液压泵，杂质过滤泵可将工质内杂质过滤出来，单向液压泵对工质进行单向抽送增压；液化后工质依次经过杂质过滤泵和单向液压泵后，并再次进入气化装置，完成一个循环。

本发明所述利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统通过在冷凝装置中设置增压机构，可降低涡轮机出口处的压强，增大涡轮机进气处与出气处的压差，从而增大膨胀气体在涡轮机中做功量，并较大程度地降低膨胀气体的温度；因而，该结构可产生较好的冷凝效果，并提高热能动力系统的热能转化率。

有益效果：本发明所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，相对现有技术中的热能机，具有如下几方面的优点和进步：1.通过在冷凝装置中增设增压机构，增大气体涡轮机的做功量，能较大程度地提高冷凝速率，降低冷凝耗能，并提高系统热能转化率；2.通过增设预冷凝器，可增大涡轮机中进气口与排气口的压差，并能循环利用工质的热能，实现对循环工质不同区段的吸热和排热过程进行综合利用，减小热能浪费和冷却耗能；3.通过增设杂质过滤泵和单向液压泵，能有效防止工质变质以及出现较多杂质，并防止工质回流；4.通过增设工质调节器，对工质的压强和流量进行控制，能有效提高气化效能和冷凝效率，并稳定工质气化温度和工质流速，防止密封件形变较大，避免涡轮转速不稳和工质泄露问题；5.将冷凝管使用温差发电片制成，能分利用冷凝过程的温差热势，提高热能转化效率，并利用温差发电片内产生的电流加速热能传导速率；6.综合利用了核电站热废水，对热废水有一定降温，保护了环境。

附图说明

图1为本发明方案一的整体连接结构示意图；

图2为本发明方案一的核电站热排水道结构示意图；

图3为本发明方案一的冷凝装置连接结构示意图；

图4为本发明方案一的增压机构结构示意图；

图5为本发明方案一的气化吸热腔结构示意图；

图6为本发明方案二的集热装置结构示意图；

图7为本发明方案三的集热装置结构示意图；

图8为本发明方案四的气化控压器结构示意图；

图9为本发明方案五的雾化嘴安装连接结构示意图；

图10为本发明方案六的气化吸热腔截面结构示意图；

图11为本发明方案七的气化吸热腔截面结构示意图；

图12为本发明方案十一的整体连接结构示意图；

图13为本发明方案十一的工质调节器结构示意图；

图14为本发明方案十二的预冷凝器结构示意图；

图15为本发明方案十三的预冷凝器连接结构示意图；

图16为本发明方案十四的冷凝装置垂直剖视结构示意图；

图17为本发明方案十五的冷凝装置垂直剖视结构示意图；

图18为本发明方案十六的冷凝装置垂直剖视结构示意图；

图19为本发明方案十七的温差发电片结构示意图；

图中：

1为集热装置、11为集热管、12为集热片；

2为气化装置、21为气化吸热腔、22为气化控压器、221为压差控制阀、222为气化压强感应器、23为雾化嘴；

3为涡轮机、36为预冷凝器、361为工质导通管、362为冷凝吸热管；

4为核电站热排水道；

5为冷凝装置、51为冷凝管、511为温差发电片、512为金属片、513为p型半导体、514为n型半导体、515为绝缘基质层、516为输出电极、517为稳压器、518为升压变压器、519为蓄电池、52为散热扇、53为增压机构、531为增压涡轮、532为涡轮调压器、533为压差感应器、534为自动控制器、54为集液箱、55为散热片；

6为循环管道；

7为循环工质；

8为杂质过滤泵；

9为单向液压泵；

10为工质调节器、101为涡轮限流器、102为压强稳压控压器、103为涡轮结构、104为涡轮转速控制器、105为缓压储流缸、106为缓压活塞、107为气压调节器。

具体实施方式

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。

实施例一（如图1所示）：一种利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，包括集热装置1、气化装置2、涡轮机3、核电站热排水道4、冷凝装置5、循环管道6、循环工质7和单向液压泵9，集热装置1、气化装置2、涡轮机3、冷凝装置5和单向液压泵9依次通过循环管道6实现循环联通，循环管道6内含有循环工质7；

（如图2所示）所述集热装置1和气化装置2安装在核电站热排水道4内，所述冷凝装置5安装在深水低温区，所述集热装置1包括集热管11和集热片12，集热片12平行间隔分布，集热管11折型分布在集热片12中；气化装置2包括气化吸热腔21和气化控压器22，气化控压器22安装在气化吸热腔21内，气化控压器22用于液态工质降压；当高压液态工质在集热管11内充分加热后达到热源温度，高压液态工质流入气化吸热腔21，气化吸热腔21内的气化控压器22通过压强控制，使其液态工质吸热气化，气化工质在涡轮机3内降压做功；该种结构相比于在集热管11直接气化，可有效避免气化工质中参杂有液态工质，能使工质气化更均匀。

作为上述实施方式的进一步具有说明，所述冷凝装置5安装在低温环境（常温空气中或液体中）。

作为上述实施方式的进一步具有说明，集热片12呈平面片状。

（如图3所示）所述冷凝装置5包括冷凝管51、散热扇52和增压机构53，冷凝管51均匀分多层分布，冷凝管51相互联通，散热扇52安装在冷凝管51上方或下方，散热扇52以抽风方式或压风方式驱动；

（如图4所示）所述增压机构53安装在冷凝管51中端，所述增压机构53包括增压涡轮531和涡轮调压器532，涡轮调压器532控制连接增压涡轮531，所述增压机构53还包括压差感应器533和自动控制器534，自动控制器534通过分析压差感应器533的信号对涡轮调压器532进行自动控制；采用该结构可降低涡轮机3出口处的压强，增大涡轮机3进气处与出气处的压差，从而增大膨胀气体在涡轮机3中做功量，并降低膨胀气体的温度，因而，该结构可产生较好的冷凝效果，并提高热能动力系统的热能转化率。

作为上述实施方式的进一步说明，所述冷凝装置5与集热装置1之间还设置有杂质过滤泵8。

作为上述实施方式的进一步说明，（如图5所示）所述气化吸热腔21由多个管体并列形成。

作为上述实施方式的进一步说明，所述气化控压器22通过与大气压强保持额度压差来实现控压。

作为上述实施方式的进一步说明，所述涡轮机3为常规的叶片式蒸汽涡轮机。

作为上述实施方式的进一步说明，所述冷凝管51尾端设置有集液箱54。

作为上述实施方式的进一步说明，所述冷凝装置5还设置有散热片55。

作为上述实施方式的进一步说明，所述循环工质7采用液氨。

通过对上述实施例一中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为17%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为7%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为10%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为12%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为14.4%，本实施例一中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高7%左右；同时，本实施例利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统冷却速率快，热排放小，运行噪音小，运行稳定性好，同时可实现功率输出调节。

实施例二（如图6 所示）：与实施例一不同之处在于：集热装置1的集热片12呈曲面片状。

通过对上述实施例二中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为17.5%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为8%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为10.4%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为12.4%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为14.8%，本实施例二中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高7.8%左右。

实施例三（如图7 所示）：与实施例一不同之处在于：所述集热装置1的集热片12呈错开分布。

通过对上述实施例三中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为17.5%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为8.4%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为10.6%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为12.6%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为15%；本实施例三中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高6.2%左右。

实施例四（如图8所示）：与实施例一不同之处在于：所述气化控压器22包括压差控制阀221和气化压强感应器222，压差控制阀221位于气化吸热腔21的前端，气化压强感应器222位于气化吸热腔21后端；压差控制阀221用于调节压差，气化压强感应器222用于感应气化吸热腔21内工质的压强，当压强较大时，增大压差控制阀221的压差，当压强较小时，减小压差控制阀221的压差，从而实现对气化吸热腔21的压强控制。

通过对上述实施例四中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为5%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为8.7%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为10.8%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为13.2%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为16.2%，本实施例四中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高7.5%左右。

实施例五（如图9所示）：与实施例四不同之处在于：所述气化吸热腔21与集热管11之间还设置有雾化嘴23。

通过上述实施例五的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为6%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为9.2%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为11.2%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为14%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为17%，本实施例五中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高8%左右。

实施例六（如图10所示）：与实施例五不同之处在于：所述气化吸热腔21的水平截面呈藕孔状。

通过对上述实施例六中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为7%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为9.6%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为12%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为14.8%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为17.4%，本实施例六中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高9.3%左右。

实施例七（如图11所示）：与实施例五不同之处在于：所述气化吸热腔21的水平截面均呈蜂窝孔状。

通过对上述实施例七中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为7.5%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为9.8%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为12.2%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为15.5%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为17.8%，本实施例七中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高9%左右。

实施例八：与实施例七不同之处在于：所述涡轮机3为包含多级叶片的蒸汽涡轮机。

通过对上述实施例八中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为8.7%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为10.4%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为12.8%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为16.6%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为18%，本实施例八中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高10.8%左右。

实施例九：与实施例七不同之处在于：所述涡轮机3为特斯拉涡轮机。

通过对上述实施例九中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为10.6%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为13%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为16.8%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为18.4%，本实施例九中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.4%左右。

实施例十：与实施例一不同之处在于：所述涡轮机3为离心式涡轮机。

通过对上述实施例十中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为8.7%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为10.4%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为12.8%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为16.8%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为18.1%，本实施例十中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11%左右。

实施例十一（如图12 和13所示）：与实施例十不同之处在于：所述涡轮机3为离心式涡轮机所述涡轮机3与冷凝装置5之间还设置有工质调节器10；工质调节器10包括涡轮限流器101和压强稳压控压器102，涡轮限流器101包括涡轮结构103和涡轮转速控制器104，压强稳压控压器102包括缓压储流缸105和缓压活塞106和气压调节器107，缓压储流缸105的顶端联通循环管道6，缓压储流缸105的底端联通气压调节器107，缓压活塞106安装在缓压储流缸105内；当循环管道6内工质的压强或流速发生变化时，涡轮限流器101可通过限制涡轮结构103的转动而实现流速的限制，同时部分工质可从缓压储流缸105流出或流入实现体积的扩充或压缩，从而实现稳定压强的作用。

通过对上述实施例十一中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为10.6%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为13.2%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为17.4%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为47%，本实施例十中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.6%左右。

实施例十二（如图14所示）：与实施例十一不同之处在于：为了增大涡轮机进气口与排气口的压差，所述涡轮机3的排气口处还设置有预冷凝器36。

作为上述实施例的进一步具体说明，所述预冷凝器36包括工质导通管361和冷凝吸热管362，工质导通管361用于连通排气口和循环管道6，冷凝吸热管362用于吸收工质导通管361内工质的热量，工质导通管361与冷凝吸热管362螺旋并列接触，冷凝吸热管362内为吸热流体，为增大冷凝效率，吸热流体的流动方向与工质导通管361内工质的流动方向相反。

通过对上述实施例十二中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.2%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为10.8%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为13.6%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为17.8%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为19%，本实施例十中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.4%左右。

实施例十三（如图15所示）：与实施例十二不同之处在于：所述冷凝吸热管362采用联通单向液压泵9与集热装置1之间的循环管道6；由于单向液压泵9与集热装置之间的循环管道6需要吸热，而工质导通管361内工质需要排热，该结构较大程度的循环利用循环管道6内工质热量，增大热转化效率。

通过对上述实施例十三中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.4%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为13.8%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为17.8%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为19.1%；本实施例十中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.9%左右。

实施例十四（如图16所示）：与实施例十三不同之处在于：所述冷凝管51成斜型分布。

通过对上述实施例十四中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.4%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11.2%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为14%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为18%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为19.3%，本实施例十四中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.3%左右。

实施例十五（如图17所示）：与实施例一不同之处在于：所述冷凝管51成垂直分布。

通过对上述实施例十五中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.4%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11.2%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为14.2%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为18.1%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为49.5%；本实施例十五中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.7%。

实施例十六（如图18所示）：与实施例一不同之处在于：所述冷凝管51成水平分布时，上、下层冷凝管相互错开。

通过对上述实施例十六中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.4%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11.2%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为14%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为18%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为19.3%，本实施例十六中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.3%左右。

实施例十七（如图19所示）：与实施例十六不同之处在于：所述冷凝管51通过温差发电片511制成，所述温差发电片511包括金属片512、p型半导体513、n型半导体514、绝缘基质层515和输出电极516，绝缘基质层515均匀穿插有p型半导体513和n型半导体514，均匀分布的p型半导体513和n型半导体514通过金属片512串联，p型半导体513与n型半导体514的串联始末端分别连接输出电极516；温差发电片511的输出电极516电压达3V以上。

作为上述实施方式的进一步具有说明，所述温差发电片511的输出电极516端依次连接有稳压器517、升压变压器518、蓄电池519，蓄电池519用于散热扇52、单向液压泵9的供电。

通过对上述实施例十七中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.8%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11.8%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为14.6%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为18.1%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为19.4%，；本实施例十七中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.8%。

实施例十八：与实施例十七不同之处在于：所述循环工质7采用常规的氟利昂；采用氟利昂作为工质，可用于较低温度热源的利用，但由于其需要循环管道6内的压强较高，实施过程对循环管道6、以及密封部件的制作工艺要求较高。

通过对上述实施例十八中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,调高冷凝装置5内工质的压强，同时调高气化装置2内工质压强，循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.2%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11.2%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为14%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为18%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为19.3%，本实施例十八中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.2%左右。

实施例十九：与实施例十七不同之处在于：所述循环工质7采用甲醇；该种工质的在常温下的沸点为64.7℃，易气化，对高温热源的温度要求较低，可用于小于100℃的低温热源发电，但属于有毒有害易燃气体，对循环管道的密封性要求高。

通过对上述实施例十九中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.4%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11.4%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为14.2%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为18.1%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为49.5%；本实施例十九中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.7%左右。

实施例二十：与实施例十七不同之处在于：所述循环工质7采用乙醇；该种工质的在常温下的沸点为78.15℃，易气化可燃烧，对高温热源的温度要求相对较低，可用于小于100℃的低温热源发电，但对循环管道的密封性要求高。

通过对上述实施例二十中的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统进行实验，向集热装置1和气化装置2排入不同温度的热水，冷源温度为10℃，排水速率为3000L/s,循环管内工质流速根据利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的运行稳定性进行调整；实验效果为：热水温度为40℃左右时，热能转化效率约为9.6%，热水温度为45℃左右时，热能转化效率约为11.6%，热水温度为50℃左右时，热能转化效率约为14.4%，热水温度为55℃左右时，热能转化效率约为18%，热水温度为60℃左右时，热能转化效率约为19.5%，本实施例二十中利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的热能转化效率比常规的热能动力机（常规热能机，在40-60℃的低温热源下，热能效率非常低，效率低于3%，热能较难被利用）相比，本实施例的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统的能转化效率比常规热能机的热能转化效率高11.2%左右。

最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换,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。

Claims (10)

1.一种利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，包括集热装置（1）、气化装置（2）、涡轮机（3）、核电站热排水道（4）、冷凝装置（5）、循环管道（6）、循环工质（7）和单向液压泵（9），集热装置（1）、气化装置（2）、涡轮机（3）、冷凝装置（5）和单向液压泵（9）依次通过循环管（6）道实现循环联通，循环管道（6）内含有循环工质（7），冷凝装置（5）包含冷凝管（51），其特征是：所述集热装置（1）和气化装置（2）安装在核电站热排水道（4）内，所述冷凝装置（5）安装在深水低温区，所述集热装置（1）包括集热管（11）和集热片（12），集热片（12）平行间隔分布，集热管（11）折型分布在集热片（12）中，气化装置（2）包括气化吸热腔（21）和气化控压器（22），气化控压器（22）安装在气化吸热腔（21）内，气化控压器（22）用于循环工质控压，所述冷凝装置（5）包括冷凝管（51）、散热扇（52）和增压机构(53），增压机构(53）安装在冷凝管（51）中端，所述增压机构(53）包括增压涡轮(531）和涡轮调压器(532），涡轮调压器(532）控制连接增压涡轮(531），冷凝装置（5）与气化装置（2）之间还设置有杂质过滤泵（8）。

2.根据权利要求1所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述增压机构(53）还包括压差感应器(533）和自动控制器(534），自动控制器(534）通过分析压差感应器(533）的信号对涡轮调压器(532）进行自动控制。

3.根据权利要求1或2所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述气化吸热腔（21）与集热管（11）之间还设置有雾化嘴（23）。

4.根据权利要求3所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述气化吸热腔（21）的水平截面呈藕孔状。

5.根据权利要求3所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述气化吸热腔（21）的水平截面均呈蜂窝孔状。

6.根据权利要求3所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述集热片（12）呈平面片状。

7.根据权利要求3所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述集热片（12）呈曲面片状。

8.根据权利要求3所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述集热片（12）呈错开分布。

9.根据权利要求3所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述气化吸热腔（21）位于核电站热排水道（4）的上游，集热装置（1）位于核电站热排水道（4）的下游。

10.根据权利要求1所述的利用核电站热排水的增压冷凝热能动力系统，其特征是：所述涡轮机（3）为常规蒸汽涡轮机、多级蒸汽涡轮机、特斯拉涡轮机或离心式涡轮机中的任意一种。