CN111396288B - 一种基于压力恒定的发电系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于压力恒定的发电系统，包括高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、通道切换系统、控制系统以及水流补偿压力循环系统，高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、水流补偿压力循环系统通过通道切换系统连接，并由控制系统控制；水泵抽水压缩空气采用变管道特性下变频运行模式，使得水泵一直能运行于高效区附近、维持较高的效率，减小了水泵抽水消耗电能；水轮机发电过程中稳定于额定水头附近，可以使得水轮机运行于最高效率区域附近，发出较多的电能。耗费较少的电能、增加更多的电能使得系统整体电换电效率较高。该系统不仅具有常规压缩空气储能、抽水蓄能电站大规模存储电能的功能，且不依赖于地势落差、效率高、运行时间长等特点。
Description
技术领域
本发明涉及新能源储能与发电技术领域，具体涉及一种基于压力恒定的发电系统。
背景技术
随着大规模风能/光伏资源的开发，我国风电/光伏的开发保持着快速发展的强劲势头，截至2018年底，我国可再生能源电力装机容量达到7.28亿千瓦，约占全部电力装机容量的38.3％，但新能源发电的迅猛发展与电网建设相对滞后的矛盾日益明显。大规模具有随机性、问歇性、反调节性及出力波动大等特点的风电/光伏能源接入电网对系统的电压稳定、暂态稳定和频率稳定都有较大的影响，2018年全国弃水电量达691亿千瓦时，弃风电量达277亿千瓦时，弃光电量达54.9亿千瓦时。因此，弃风、弃光、弃水的现象广泛存在，风电/光伏能源并网难、并网后消纳难等问题严重制约着能源结构的变革，参见文献[1]周孝信1,陈树勇1,鲁宗相，等.能源转型中我国新一代电力系统的技术特征[J].中国电机工程学报，文献[2]谢宇翔,张雪敏,罗金山,等.新能源大规模接入下的未来电力系统演化模型[J].中国电机工程学报,2018,38(2).。
目前储能方式主要有：抽水蓄能、压缩空气储能、氢能、电池储能、飞轮储能、超导储能等形式。然而，较为成熟的储能技术主要有抽水蓄能、蓄电池储能以及压缩空气储能。抽水蓄能受到水资源、地势、地质等多种因素的限制，投资成本大、建设周期长、难以灵活布置、大规模推广应用。蓄电池储能具有响应迅速、转换效率高等优点，但是运行中存在安全问题、生产制造中对环境存在一定影响。与其他两种技术相比，压缩空气储能(compressedair energy storage，CAES)具有储能规模大、存储周期长、对环境污染小、对地势要求低等特点，是目前大规模储能领域极具潜力的发展方向之一。但以德国Huntorf压缩空气储能电站、美国McIntosh压缩空气储能电站为代表的传统压缩空气储能电站存在依赖外部天然气燃料补充、对环境存在影响、高压空气电能转化效率低(小于50％)、依赖于大容积洞穴资源、布置不灵活的问题。目前较为最先进的先进绝热压缩空气储，往往需要至少上万立方米的大容积废弃矿井、洞穴存储高压空气，存在着依赖于洞穴资源严重、布置不灵活、投资成本大(动辄几十亿人民币)的缺点，储能和释能过程中均处于绝热过程，存在着热量容易逃逸、转化效率较低问题。
发明内容
本发明针对上述现有技术中存在的问题，提出了一种基于压力恒定的发电系统，通过利用空气压缩机进行系统初次运行建压和后续运行时的补漏气，通过利用水泵在变管道特性下对转速进行调节完成储能，使得本发明技术方案所述的发电系统，既具有常规水电机组开停机迅速、调节速度快、调节范围宽广、清洁无污染的特点，又具有常规压缩空气储能电站、抽水蓄能电站大规模存储电能的功能，且不依赖于地势落差、效率高、运行时间长等特点。
本发明提供了以下技术方案：
一种基于压力恒定的发电系统，包括高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、通道切换系统、控制系统以及水流补偿压力循环系统，高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、水流补偿压力循环系统通过通道切换系统连接，并由控制系统控制；
所述高压气系统包括N1组并列的高压气子系统，N1≥1；
每组高压气子系统包括依次对应连接的空气压缩装置和高压储气容器，且所述空气压缩装置用于提供高压储气容器的初始运行压力，以及补充高压储气容器运行过程中漏气损失的压力；
所述气液混合系统至少包括1组高压气液混合子系统；所述水流补偿压力循环系统包括与蓄水池相连的水泵、水泵变频电动机、水泵与蓄水池和高压气液混合子系统之间的连接阀；
所述高压储气容器容积与高压气液混合子系统的汽水混合容器容积之比在0.1～20之间；
所述空气压缩装置的进口连通外部的常压空气，出口连通对应高压储气容器进口，高压储气容器出口经过压力调节控制装置连接高压气液混合子系统的进气口，高压气液混合子系统的出液口经液力发电机组与蓄水池进液口相连，蓄水池出液口经过水流补偿压力循环系统与高压气液混合子系统相连，各部件之间通过液阀或气阀控制通断；
蓄水池容积大于等于所有汽水混合容器容积之和；
储能时，所述水泵采用变频电动机驱动将水抽至汽水混合容器，压缩汽水混合容器内的预定压力空气，形成出水口压力实时变化的变管道特性节能运行模式；
发电时，通过实时监测汽水混合容器与设定压力值间的压力差，采用压力闭环控制策略，控制高压储气容器与汽水混合容器之间的压力控制阀门开度，使得汽水混合容器内的压力维持在恒定范围内。
水泵运行过程中，抽水过程中水泵特性曲线连续平滑调节转速，随着抽水过程中管路特性曲线的连续上升，二者的交点形成一连续的轨迹曲线M，按照轨迹曲线M对水泵的转速进行调节；
抽水过程中水泵特性曲线连续平滑调节转速描述如下，给定汽水混合容器的气压，假设管路特性、水泵扬程水头初始值H*，在微小时间dt内汽水混合容器的压力基本维持不变，管路特性基本不变，根据管路特性方程求出对应的流量Q；根据不同转速下水泵效率曲线，可以求出水泵峰顶效率-流量曲线η＝f(Q)和峰顶效率-转速曲线η＝f(n)；根据流量Q和水泵峰顶效率-流量曲线η＝f(Q)求出水泵效率，根据水泵效率和峰顶效率-转速曲线η＝f(n)求出水泵理论运行转速n；将求出的转速n、流量Q和水泵扬程特性曲线H＝f(Q,n)，可以求出水泵的扬程Hp；将Hp、Hc与假设水头初始值H*值进行比较，差值维持在设定的误差范围内；如果超出误差范围，调整水头初始值H*值，直到满足误差要求。
本发明技术方案的重点在于引入了水流补偿压力循环系统，即水泵，利用水泵将蓄水池中的水补偿至气液混合容器中，从而配合空气压缩装置，对汽水混合容器的压力进行稳定调节；按照本方案所述的拓扑结构，水泵能一直运行于高效区附近、维持较高的效率，减小了水泵抽水消耗电能；
进一步地，所述气液混合子系统与液力发电机组之间设置有单独的连通管路，所述气液混合子系统与水流补偿压力循环系统之间设置有单独的连通管路。
气液混合子系统与水轮机之间的管路为单独的，即不与水泵共管路，从而依靠水泵的管路特性，实现调峰；
进一步地，所述气液混合系统包括M组并列的高压气液混合子系统，M≥2，每组高压气液混合子系统的进气口经过压力调节控制装置与高压储气容器出口连接，每组高压气液混合子系统的出液口经液力发电机组与蓄水池进液口相连，蓄水池出液口经过独立的水流补偿压力循环系统连接到各组高压气液混合子系统的进液口；
其中，M组汽水混合容器的容积和与高压储气容器容积之比为0.1～20。
电站中的多组液力发电机组可以共享1台高压储气容器，而1台高压储气容器可以利用废旧矿井、地下含水层洞穴等大型容器建设电站，可以节省电站整体投资成本，提高整个电站建设的经济性。
进一步地，所述气液混合系统包括N组并列的高压气液混合子系统，N≥2，所述N组并列的高压气液混合子系统共用一个高压气液混合子系统，且高压气液混合子系统的出液口经N个并联的液力发电机组与蓄水池进液口相连，蓄水池出液口经过N个并联的水流补偿压力循环系统连接到高压气液混合子系统的进液口；
其中，汽水混合容器容积与高压储气容器容积之比为0.1～20。
多组液力发电机组可以共享1台汽水混合容器，同时使用多个水泵，多个水轮机，一方面增大电站的装机容量，另一方面提高电站功率调节、功率分配的灵活性；
进一步地，所述高压储气容器和高压气液混合子系统中的汽水混合容器采用地下坑井、地下洞穴、废弃矿井、开发的盐井/矿井、含水层洞穴、地面储气装置或水下储气容器中的任意一种。
进一步地，所述液力发电机组的水轮机具有低比转速100m·kW～200m·kW和超低比转速10m·kW～100m·kW，所述水轮机为冲击式水轮机、工业透平或液力透平。
进一步地，所述水轮机进口角度在100°～150°范围，出口角度在10°～40°范围。
水轮机发电过程中稳定于额定水头附近可以使得水轮机运行于最高效率区域附近，发出较多的电能。耗费较少的电能、增加更多的电能使得系统整体电换电效率较高。
进一步地，所述气液混合系统中的汽水混合容器内气体压力不低于2MPa。
进一步地，所述液力发电机组包括水轮机、水轮发电机，所述水轮机发电机为同步发电机、双馈发电机或永磁发电机。
液力发电机组主要实现机械能到电能的转化；
进一步地，所述控制系统包括液力发电机组中水轮机和水轮发电机的调速系统，励磁系统，监控系统，保护系统以及气压控制系统。
控制系统主要用于实现水轮发电机组的转速、功率、电压、气压的调节和控制，保障发电系统发电状态、储能状态的正常运行；
通道切换系统包括连接水轮机、水泵、空气压缩机、汽水混合容器、高压储气容器间的气阀、液阀，实现系统运行状态的切换。
有益效果
本发明提供的技术方案为一种基于压力恒定的发电系统，包括高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、通道切换系统、控制系统以及水流补偿压力循环系统，高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、水流补偿压力循环系统通过通道切换系统连接，并由控制系统控制；该系统通过控制系统、通道切换系统改变系统运行方式将富裕新能源电能转换为空气能存储于高压气系统、将富裕电能转化为液体压能存储于气-液混合容器，通过控制通道切换系统、控制系统、气-液混合系统利用液力发电机组将高压气系统储存的空气能转换为电能；使得该系统既具有常规水电机组开停机迅速、调节速度快、调节范围宽广、清洁无污染的特点，又具有常规压缩空气储能电站大规模存储电能的功能，且不依赖于地势落差、效率高、运行时间长等特点。
该系统相比于现有技术中的发电系统具有如下优点：
(1)本发明技术方案提供的发电系统中，设置的高压汽水混合容器、蓄水池以及水轮机之间的连接关系单一，使得系统结构更为简单、操作更为便捷；
(2)本发明技术方案提供的发电系统中的汽水混合容器在运行过程中气压的补充，主要依靠水泵在变管道特性下进行抽水来实现，且所需电能更少；这不同于现有技术中气压的补充主要依靠于空气压缩机进行压缩来实现，因为水泵抽水压缩空气过程容器内空气与水液、器壁换热，近似为等温压缩过程，而空气压缩机压缩过程热量从空气压缩机器壁逃逸较少，空气压缩机消耗的电能主要被转化为高温高压空气，该过程近似为绝热压缩(等熵压缩)，根据等熵压缩、等温压缩过程压力-比体积图可知，等温过程耗能比等熵过程耗能较小；
水泵抽水压缩空气采用变管道特性下变频运行模式，使得水泵一直能运行于高效区附近、维持较高的效率，减小了水泵抽水消耗电能；水轮机发电过程中稳定于额定水头附近，可以使得水轮机运行于最高效率区域附近，发出较多的电能。耗费较少的电能、增加更多的电能使得系统整体电换电效率较高。
(3)本发明技术方案提供的发电系统，具有两种运行模式，在储能模式下系统从电网吸收多余的电能，将电能转化为压缩空气储存于高压气系统、将电能转化为液体压能；发电模式下，在控制系统作用下能释放高压气体使得气液混合系统处于高压状态，高压液流驱动液力发电机组将空气能转化为电能，高压气体通过调节阀维持发电所需压力恒定。
(4)水泵抽水过程中采用变管路特性变频运行，水泵及变频电机运行稳定性更好，机组振动、摆度更小，使用寿命更长；高压储气容器采用含水层储气容器、废弃矿井，整体电站建设成本更低，电站投资成本回收周期更短，经济性更好。
附图说明
图1为本发明技术方案所述发电系统的原理框图；
图2为本发明实例一所述发电系统的结构示意图；
图3为本发明实例二所述发电系统的结构示意图；
图4为本发明实例三所述发电系统的结构示意图；
图5为本发明实例四所述发电系统的结构示意图；
图6为本发明技术方案中一个工作周期中汽水混合容器、高压储气容器压力变化示意图；
图7为本发明技术方案中水泵控制调节示意图；
图8为本发明技术方案中水泵变管道特性曲线示意图；
标号说明：110-压气电动机，111-空气压缩机，112-高压储气容器，113-压力调节控制装置一，114-压力单向阀，115-压力控制阀，116-第一汽水混合容器，117-水泵，118-水泵变频电动机，119-冲击式水轮机，120-水轮机发电机，121-蓄水池，122-第一气阀，123-第二气阀，124-第三气阀，125第一水阀，126-第二水阀，127-第三水阀；220-第四水阀，221-第五水阀；330-含水层储气容器，331-压力调节控制装置二，332-压力调节控制装置三，333-第二汽水混合容器；430-第六水阀，431-第七水阀，432-第八水阀，433-第九水阀。
具体实施方式
下面将结合附图和实例对本发明做进一步地说明。
如图1所示，本发明提供了一种基于压力恒定的发电系统，包括高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、通道切换系统、控制系统以及水流补偿压力循环系统，高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、水流补偿压力循环系统通过通道切换系统连接，并由控制系统控制；
所述高压气系统包括N1组并列的高压气子系统，N1≥1；
每组高压气子系统包括依次对应连接的空气压缩装置和高压储气容器，且所述空气压缩装置用于提供高压储气容器的初始运行压力，以及补充高压储气容器运行过程中漏气损失的压力；
所述气液混合系统至少包括1组高压气液混合子系统；所述水流补偿压力循环系统包括与蓄水池相连的水泵、水泵变频电动机、水泵与蓄水池和高压气液混合子系统之间的连接阀；
所述高压储气容器容积与高压气液混合子系统的汽水混合容器容积之比在0.1～20之间；
所述空气压缩装置的进口连通外部的常压空气，出口连通对应高压储气容器进口，高压储气容器出口经过压力调节控制装置连接高压气液混合子系统的进气口，高压气液混合子系统的出液口经液力发电机组与蓄水池进液口相连，蓄水池出液口经过水流补偿压力循环系统与高压气液混合子系统相连，各部件之间通过液阀或气阀控制通断；
蓄水池容积大于等于所有汽水混合容器容积之和；
储能时，所述水泵采用变频电动机驱动，将水抽至汽水混合容器，压缩汽水混合容器内的空气，形成出水口压力实时变化的变管道特性节能运行模式；
发电时，通过实时监测汽水混合容器与设定压力值间的压力差，采用压力闭环控制策略，控制高压储气容器与汽水混合容器之间的压力控制阀门状态，使得汽水混合容器内的压力维持在恒定范围内。
所述高压储气容器和高压气液混合子系统中的气液混合系统容器的实现形式并不限于地下坑井、地下洞穴、废弃矿井、开发的盐井/矿井、含水层洞穴、地面储气装置或水下储气容器中的任意一种。
所述液力发电机组中的水轮机为低比转速100m·kW～200m·kW和超低比转速10m·kW～100m·kW水轮机，所述水轮机为冲击式水轮机、工业透平或液力透平。所述水轮机进口角度在110°～150°范围，出口角度在10°～40°范围。
本方案中的水轮机发电过程中稳定于额定水头附近可以使得水轮机运行于最高效率区域附近，发出较多的电能。耗费较少的电能、增加更多的电能使得系统整体电换电效率较高。
所述气液混合系统中的汽水混合容器内气体压力不低于2MPa。
所述液力发电机组包括水轮机、水轮发电机，液力发电机组主要实现机械能到电能的转化；
所述控制系统包括液力发电机组中水轮机和水轮发电机的调速系统，励磁系统，监控系统，保护系统以及气压控制系统。
控制系统主要用于实现水轮发电机组的转速、功率、电压、气压的调节和控制，保障发电系统发电状态、储能状态的正常运行；
通道切换系统包括连接水轮机、水泵、空气压缩机、汽水混合容器、高压储气容器间的气阀、液阀，实现系统运行状态的切换。
在后续的实施例中，汽水混合容器中的液体以水为工作介质，且液力发电机组中的水轮机以冲击式水轮机为例。
在实施例一中，图2给出了该系统的一个实现方式。图2中，空气压缩机111或者压气机、高压储气容器形成了高压气系统的实现方式之一；汽水混合容器、蓄水池形成了气-液系统的实现方式之一；第一气阀122、第二气阀123、第一水阀125、第三水阀127、第二水阀126、压力单向阀114、压力控制阀115以及不同设备间的管路形成了通道切换系统的实现方式之一；冲击式水轮机119及水轮机发电机120形成了液力发电机组的实现方式之一；冲击式水轮机及其发电机的调速系统、励磁系统、监控系统、保护系统、气压控制系统等辅助控制系统系统形成了控制系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质；空气压缩机或者压气机、高压储气容器、水泵及其变频电动机辅助控制系统系统形成了压力稳定系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质。
该系统的一种运行方式描述如下：
系统初始状态是，水流位于蓄水池121内，汽水混合容器仅存在达到最低水位的液体，当首次进入储能阶段时，空气压缩机111在压气电动机110的带动下将常压空气压缩到设定的压力值，建立高压储气容器、汽水混合容器的初始压力；打开第三水阀127、第一水阀125、第二气阀123，关闭第二水阀126、第三气阀124，启动水泵将蓄水池内水流抽到汽水混合容器内，高压储气容器和汽水混合容器内的气压进一步上升，当汽水混合容器内的液位达到设定的最大值时，停止抽水压气。可以随时准备进入发电状态。如图7和图8所示，抽水过程中水泵特性曲线连续平滑调节转速，随着抽水过程中管路特性曲线的连续上升，二者的交点形成一连续的轨迹曲线M，在给定汽水混合容器压力下按照轨迹曲线M对水泵的转速进行调节流量，使得水泵处于高效率区域附近运行。发电前，将第一气阀122、第三水阀127关闭，第二气阀123、第一水阀125、第二水阀126打开。如汽水混合容器内压力过高，大于设定的发电用的压力值，可以通过气压调节阀进行压力调节；高压气体膨胀、排挤水流推动冲击式水轮机转动将高压空气能转化为旋转机械能，旋转机械能在发电机的作用下转化为电能输出到电网。发电过程中如果需要调节负荷，可以通过调节喷嘴、折向器的方式来实现，也可以通过改变冲击式水轮机的转速来实现。
为更清晰的描述水泵、空气压缩机的工作状态和高压储气容器、汽水混合容器内压力变化过程，循环的一个工作模式描述表示为图6，区域A：空气压缩机初始建压阶段，区域B水泵加压储能阶段，管路出口的汽水混合容器内压力线型增加，区域C等待发电阶段，区域D汽水混合容器放气降压阶段，区域E汽水混合容器发电、高压储气容器稳压阶段。待发电结束后，Point7的状态与Point2的状态一致，可以再次启动水泵进入加压储能阶段，进行新一轮的储能-发电循环。
在实施例二中，图3给出了该系统的一个实现方式。图3中，空气压缩机或者压气机、高压储气容器形成了高压气系统的实现方式之一；汽水混合容器、蓄水池形成了气-液系统的实现方式之一；第一气阀122、第二气阀123、第二水阀126、第四水阀220、第五水阀221、第三水阀127、压力单向阀114、压力控制阀115以及不同设备间的管路形成了通道切换系统的实现方式之一；冲击式水轮机及其发电机形成了液力发电机组的实现方式之一；冲击式水轮机及其发电机的调速系统、励磁系统、监控系统、保护系统、气压控制系统等辅助控制系统系统形成了控制系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质；空气压缩机或者压气机、高压储气容器、水泵及其电动机辅助控制系统系统形成了压力稳定系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质。系统的工作方式与实施例一所述系统的工作模式类似。该方式与图2的区别在于冲击式水轮机进水口管路与水泵出水口管路分开，并网运行时当遇到减负荷或者由发电态转为用电负荷的情况下可以同时减小冲击式水轮机的出力、启动水泵增加用电负荷，同时又补偿了汽水混合容器内水位的下降，可以实现由发电状态到用电负荷状态的快速切换。
在实施例三中，图4给出了该系统的一个实现方式。图4中，空气压缩机或者压气机、含水层储气容器形成了高压气系统的实现方式之一；汽水混合容器、蓄水池形成了气-液系统的实现方式之一；第一气阀122、压力调节控制装置二331、压力调节控制装置三332、第二水阀126、第五水阀221、第四水阀220、第三水阀127以及不同设备间的管路形成了通道切换系统的实现方式之一；#1到#N号水轮机及其发电机形成了液力发电机组的实现方式之一；#1到#N号水轮机及其发电机的调速系统、励磁系统、监控系统、保护系统、气压控制系统等辅助控制系统系统形成了控制系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质；空气压缩机、高压储气容器、#1到#M号水泵及其电动机辅助控制系统系统形成了压力稳定系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质。
系统的一种工作方式描述如下。
系统初始状态时，水流位于蓄水池内，汽水混合容器仅存在达到最低水位的液体，当首次进入储能阶段时，压气机在电动机的带动下将常压空气压缩到设定的压力值，建立储气容器、汽水混合容器的初始压力；打开第四水阀220、第三水阀127，关闭第二水阀126、压力调节控制装置二331、压力调节控制装置三332，按照一定策略启动#1到#N号水泵将蓄水池内水流抽到气水混合容器内，储气容器和气水混合容器内的气压进一步上升，当气水混合容器内的液位达到设定的最大值时，停止抽水压气。可以随时准备进入发电状态。
发电前，将第一气阀122关闭，按照一定策略打开相应的压力调节控制装置二331、压力调节控制装置三332、第二水阀126、第五水阀221。如汽水混合容器内压力过高，大于设定的发电用的压力值，可以通过气压调节阀进行压力调节；高压气体膨胀、排挤水流推动#1到#N号水轮机转动将高压空气能转化为旋转机械能，旋转机械能在发电机的作用下转化为电能输出到电网。
发电过程中如果需要调节负荷，可以通过单机的功率来实现，也可以通过改变不同机组的出力组合来实现。
在实施例四中，图5给出了该系统的一个实现方式。图5中，空气压缩机或者压气机、含水层储气容器形成了高压气系统的实现方式之一；汽水混合容器、蓄水池形成了气-液系统的实现方式之一；第一气阀122、压力调节控制装置一113、第八水阀432、第二水阀126、第五水阀221、第九水阀433、第七水阀431、第三水阀127、第四水阀220、第六水阀430以及不同设备间的管路形成了通道切换系统的实现方式之一；#1到#N号水轮机及其发电机形成了液力发电机组的实现方式之一；#1到#N号水轮机及其发电机的调速系统、励磁系统、监控系统、保护系统、气压控制系统等辅助控制系统系统形成了控制系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质；空气压缩机、高压储气容器、#1到#M号水泵及其电动机辅助控制系统系统形成了压力稳定系统的具体实现方式之一；液体使用水作为工作介质。
液体使用水作为工作介质。系统的工作方式与实施例四所述系统的工作模式类似，不再赘述。与图4所不同的是，多台机组的高压汽水混合容器多台机组共用1个。
在上述实例中，抽水过程中水泵特性曲线连续平滑调节转速，随着抽水过程中管路特性曲线的连续上升，二者的交点形成一连续的轨迹曲线M，如图8所示，在给定汽水混合容器压力下按照轨迹曲线M对水泵的转速进行调节流量，使得水泵处于高效率区域附近运行。
抽水过程中水泵特性曲线连续平滑调节转速描述如图7所示，给定汽水混合容器的气压，假设管路特性、水泵扬程水头初始值H*，在微小时间dt内汽水混合容器的压力基本维持不变，管路特性基本不变，根据管路特性方程求出对应的流量Q；根据不同转速下水泵效率曲线，可以求出水泵峰顶效率-流量曲线η＝f(Q)和峰顶效率-转速曲线η＝f(n)；根据流量Q和水泵峰顶效率-流量曲线η＝f(Q)求出水泵效率，根据水泵效率和峰顶效率-转速曲线η＝f(n)求出水泵理论运行转速n；将求出的转速n、流量Q和水泵扬程特性曲线H＝f(Q,n)，可以求出水泵的扬程Hp；将Hp、Hc与假设水头初始值H*值进行比较，差值维持在设定的误差范围内；如果超出误差范围，调整水头初始值H*值，直到满足误差要求。
在上述实例中，汽水混合容器容积与高压储气容器容积之比为0.1～20。
最后应说明的是，以上实施仅用以对本发明的目的、技术方案和优点进行了进一步的详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的实施案例而已，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、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，包括高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、通道切换系统、控制系统以及水流补偿压力循环系统，高压气系统、气液混合系统、液力发电机组、水流补偿压力循环系统通过通道切换系统连接，并由控制系统控制；
所述高压气系统包括N1组并列的高压气子系统，N1≥1；
每组高压气子系统包括依次对应连接的空气压缩装置和高压储气容器，且所述空气压缩装置用于提供高压储气容器的初始运行压力，以及补充高压储气容器运行过程中漏气损失的压力；
所述气液混合系统至少包括1组高压气液混合子系统；所述水流补偿压力循环系统包括与蓄水池相连的水泵、水泵变频电动机、水泵与蓄水池和高压气液混合子系统之间的连接阀；
所述气液混合系统中的汽水混合容器内气体压力不低于2MPa；所述气液混合子系统与液力发电机组之间设置有单独的连通管路；
所述高压储气容器容积与高压气液混合子系统的汽水混合容器容积之比在0.1～20之间；
所述空气压缩装置的进口连通外部的常压空气，出口连通对应高压储气容器进口，高压储气容器出口经过压力调节控制装置连接高压气液混合子系统的进气口，高压气液混合子系统的出液口经液力发电机组与蓄水池进液口相连，蓄水池出液口经过水流补偿压力循环系统与高压气液混合子系统相连，各部件之间通过液阀或气阀控制通断；
蓄水池容积大于等于所有汽水混合容器容积之和；
储能时，所述水泵采用变频电动机驱动将水抽至汽水混合容器，压缩汽水混合容器内的预定压力空气，形成出水口压力实时变化的变管道特性节能运行模式；
发电时，通过实时监测汽水混合容器与设定压力值间的压力差，采用压力闭环控制策略，控制高压储气容器与汽水混合容器之间的压力控制阀门开度，使得汽水混合容器内的压力维持在恒定范围内。
2.根据权利要求1所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述气液混合子系统与水流补偿压力循环系统之间设置有单独的连通管路。
3.根据权利要求2所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述气液混合系统包括M组并列的高压气液混合子系统，M≥2，每组高压气液混合子系统的进气口经过压力调节控制装置与高压储气容器出口连接，每组高压气液混合子系统的出液口经液力发电机组与蓄水池进液口相连，蓄水池出液口经过独立的水流补偿压力循环系统连接到各组高压气液混合子系统的进液口；
其中，M组汽水混合容器的容积和与高压储气容器容积之比为0.1～20。
4.根据权利要求2所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述气液混合系统包括N组并列的高压气液混合子系统，N≥2，所述N组并列的高压气液混合子系统共用一个高压气液混合子系统，且高压气液混合子系统的出液口经N个并联的液力发电机组与蓄水池进液口相连，蓄水池出液口经过N个并联的水流补偿压力循环系统连接到高压气液混合子系统的进液口；
其中，汽水混合容器容积与高压储气容器容积之比为0.1～20。
5.根据权利要求1所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述高压储气容器和高压气液混合子系统中的汽水混合容器采用地下坑井、地下洞穴、废弃矿井、开发的盐井/矿井、含水层洞穴、地面储气装置或水下储气容器中的任意一种。
6.根据权利要求1所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述液力发电机组的水轮机具有低比转速100m·kW～200m·kW和超低比转速10m·kW～100m·kW，所述水轮机为冲击式水轮机、工业透平或液力透平。
7.根据权利要求6所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述水轮机进口角度在100°～150°范围，出口角度在10°～40°范围。
8.根据权利要求1所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述液力发电机组包括水轮机、水轮发电机，所述水轮机发电机为同步发电机、双馈发电机或永磁发电机。
9.根据权利要求1所述的一种基于压力恒定的发电系统，其特征在于，所述控制系统包括液力发电机组中水轮机和水轮发电机的调速系统，励磁系统，监控系统，保护系统以及气压控制系统。
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