CN105392969A - 半集中式电能贮存和分布式发电的系统和方法 - Google Patents

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Abstract

半集中式电能贮存和分布式发电系统和方法包括至少一个处于第一位置的电能贮存设备，在至少一个处于不同于第一位置的第二位置的分布式发电设备，以及至少一个移动贮存电能运输单元。电能贮存设备包括电能贮存介质，该介质包括液态空气、氮气、氧气或其组合。移动贮存电能运输单元被配置成将电能贮存介质的至少部分运送到分布式发电设备。在示例实施例中，电能贮存设备是空气分离装置。电能贮存设备也可以起到能量服务公司的作用。

Description

半集中式电能贮存和分布式发电的系统和方法
相关申请的交叉引用
本申请要求2013年5月9日提交的美国专利申请序列号13/890,917的优先权和利益。
技术领域
本发明涉及半集中式电能贮存和分布式发电系统和方法，以及加强电网和输气管线系统的一体化的方法。
背景技术
电能贮存允许在“高峰”电能需求时段(例如日间)释放“非高峰”(例如夜间)生产的低值电能，在“高峰”电能需求时段，电能价值实质上更高并且电能贮存最可能发生。不管对于哪种被贮存的“初始”能源(例如烧煤电能、核能、风能等)都是一样。很多重要的优点产生于多兆瓦(“大量”)电能贮存方法，包括使用非高峰能量来提供更多高峰电能，扩大能够通过现有运输和分配基础设施传送的较高价值的高峰电能的量，以及将诸如风能和太阳能等的间歇(不可靠)能源转变成“稳固的”、“可调度的”(可靠的)源。
通常，作为电网上供应的总电能的百分比，电网只能容忍+/-10％的间歇式可再生电能，因为允许明显更多间歇电能将导致电网变得不稳定/不可靠，并且将更可靠的(并且因此更有价值的)电能从基荷发电厂“挤出”。在不存在成本效益好的、广泛部署的大量电能贮存方案(例如公开的实施例中)的情况下，这代表了间歇可再生能源的市场渗透的“上限”。此外，较小的多兆瓦的能量贮存系统(例如1兆瓦至50兆瓦)提供了以高的净效率将高峰电能容量增加到约束负荷囊(loadpockets)的手段，同时帮助升级(并且实际上扩展)配电系统，特别在其中存在很少其它选择和/或升级成本昂贵的区域。
到电网的大量电能贮存有很多优点，包括但不限于：购买低(非高峰)电能而销售高(高峰)电能的能力，更大的供电容量，除去了对“峰化器”发电厂的需要，减少运输容量需求和拥堵，更好的电力服务可靠性和电能质量，减少电费，以及可再生能力的稳固。并非所有上面的电能贮存值都要求贮存资产的各自部署，因为能够贮藏的个别值是特定情况。然而，作为通则，电能贮存系统的电能“释放”越靠近负荷，它将带给整个电网的利益越多，包括但不限于，公用事业、ISO和纳税人。因此，其电能释放可靠近电力负荷发生的系统(例如公开的实施例)比那些只能部署在电网的远端“上游”的系统更有价值。
尽管上面确定了大量电能贮存的很多优点，但是在较低的商业规模范围(例如1兆瓦至50兆瓦)中只有非常少的市场化的电能贮存选择。电池技术通常限制于几兆瓦/兆瓦时的容量(每天低于5兆瓦/10兆瓦时)并且有其它缺点，缺点包括电池寿命结束时的处理问题和有限的放电持续时间(通常每天少于2小时)。对于大的、公用事业规模(大于100兆瓦)的电能贮存存在数个可用方法，包括压缩空气能量贮存(CAES)，抽水蓄能以及液态空气能量贮存(LAES)例如Vandor电能贮存(VPS)循环。CAES受到洞穴和/或要求包含压缩空气的其它地下地质构造需求的严格限制。并且，CAES不传送连续量的电能输出；相反地，由于洞穴中的压缩空气的压强在每日循环期间减小，发电量随着每小时的电能释放下降。抽水蓄能也受到地形和地质情况的限制，需要两个大的“湖”被两个贮存器之间的大的高度差分隔，两个贮存器之间有水坝和水轮机。
VPS灵活得多，因为它不受地形/地质情况的约束并且能够靠近电力的终端用户即负荷放置，因此提高了部署价值。然而，为了增加可能的部署站点的总数，之前专利中体现的VPS的基本原理和方法以及系统需要强化以便允许不仅可以采用公用事业规模(也可被描述成近似50兆瓦/400兆瓦时和更大)而且也可采用更小的“商业规模”(通常将小至大约1兆瓦，但是也可更小，即在千瓦规模内)来部署技术。广泛部署的、小于公用事业规模的电能贮存设备的网络将构成“分布式电能贮存”系统。这样的系统提供了很多优点，包括关于如何在电网上发生入流贮存以及关于如何将出流贮存送出到电能用户的灵活性。
现今全球范围内操作的多种抽水蓄能和两种CAES部署是电能贮存的最大规模示例，其中每个部署可发出几百兆瓦的功率。作为另一极端规模，已经提出了使用全电动汽车中的电池的电能贮存容量作为“群众资源”分布式电力网络的建议，其中每辆汽车只提供几千瓦的电力输出(当它插入到电网的双向连接)，但是其中众多这样插入汽车的累积效果可能是重大的。因此，需要填补两种极端之间存在的空白的能量贮存系统，并且现今的商业可行技术并不服务这个空白。
除上面简要概述的电能贮存问题外，配电网面临另一组最好由“分布式发电”系统和方法解决的相关挑战。例如，如果配电网将更可靠，则它需要被重建。特别地，需要不那么依赖于远离它们的客户定位的大规模、集中式发电厂的能量生产和分配系统，其中越来越拥堵和易受(自然和人为事件)损害的电网连接具有客户群的大的发电设施。反而需要这样发电：能够采用较低的资本成本，更局部化更靠近客户，提供冗余，更短的电网上的传送时间/距离(减少线路损失和拥堵)，并且允许在反映局部(分布式)发电的多种选择的市场和价格体系方面更有竞争力。用于分布式电能生产系统的经济和技术“门槛”越小，它们越能广泛部署，这样的电网越能够避免电网拥堵，并且电网变得越不容易受到计划外的自然和人为断供的损害，即依赖于众多广泛分布的发电源而不是仅一个(或多个)大的集中式发电厂。
因此，需要一种能够将低价值的非高峰电能转换成高价值的高峰电能，并且能够使间歇式电源“稳固”的电能贮存系统和方法。还需要一种能够以更小的商业规模被广泛部署的电能贮存和分布式发电系统和方法。最后，还需要一种能够靠近电力客户(即负荷中心)定位的电能贮存和分布式发电系统和方法。
发明内容
本发明的实施例通过使用液态空气(L-空气)、液态氧气和/或液态氮气和/或其特定组合(下面简写O2/N2)作为工作流体在很大程度上减少了已知公用事业规模的电能贮存系统和电能生产系统的缺点，工作流体能够在非高峰时段生产，使用拖车和机动轨道车运输，并且贮存在地面上的低至中压的低温贮存罐中，以便在高峰电力需求时段释放，而本发明的实施例的规模和配置允许商业规模贮存和发电(即释放)部署，并且允许贮存部件的位置独立于发电(释放)部件。公开的实施例可提供从低至千万规模或近似1兆瓦(此处称作“商业规模”或“商业规模”VPS)到公用事业规模(可被定义成高至50兆瓦或更大)的分布式电能贮存。
根本地，本发明的实施例将入流贮存电力转变成液态空气(L-空气)或液态氧气或液态氮气，氧气和氮气都是空气的组分。空气是丰富的、免费的并且无毒的，因此任何“泄露”将不会危害环境。空气的其它组分，例如二氧化碳、氩气、氖气、氦气、氪气和氙气是有价值的并且可在O2/N2生产过程期间重新获得。照此，为了本发明的实施例而加工的空气将产生有价值的副产品。
公开的实施例允许电网和其它燃料源(例如天然气管线网络)的广泛集成，从而使得有权使用两个分布系统的每个站点成为可能的电能贮存设备、可能的分布式发电设备或电能贮存和电能生产设备。到今天，只有在选择的其中部署大规模燃气发电厂或简单循环燃气涡轮机(“高峰调节”或“峰化器”装置)的站点，那两种广泛部署的网络-电网和输气管线系统才可能集成。在没有本发明的实施例的情况下，电力和天然气的绝大部分客户不能最佳地“连接”它们使用的两个“传输系统”，并且不能选择本地电能贮存或有成本效益的分布式电能生产，当然也不能选择实现两者。
除了“独立”商业规模VPS装置，本发明的实施例还允许集成VPS技术和现存的简单循环燃气发电厂(例如“峰化器”)。换句话说，可使用VPS技术改造现存的简单循环发电厂，以将它们转变成“日常职责”基载电力贮存和分配资产-使它们成为比偶尔使用的峰化器(现今)有价值得多的资产。全世界存在几百这类峰化器，这代表了公开的系统的部署的大的市场机会，从而促进分布式电能贮存和分布式发电的目标。公开的实施例可完全消除对简单循环峰化器装置的需要，包括通过改造现存的峰化器。
本发明的实施例通常比之前获得专利权的VPS版本更小、更简单并且成本更低，并且满足更加宽广和更大的市场机会/需要。公开的实施例可被模块化、标准化、规模1兆瓦-20兆瓦(或更多)的工厂制造“器械”，该规模现今几乎没有成本效益好的技术方案，因为通常这样的规模对于CAES和抽水蓄能来说太小，而对于电池蓄能来说又太大。
本发明的实施例代表在如何生产、输送、贮存和使用能量方面的可能的“典范转移”，并且本身是(获利地)“颠覆性”技术。遍及全球的几乎每个使用来自电网的1兆瓦左右或更多电力并且由天然气网连接(或其它天然气源)服务的设备都是公开的实施例的候选站点。每个这样的部署可最终变成成本效益好、低排放、半集中式贮存和分布式发电资产的广泛分布网络的一部分，将公认的电能贮存和分布式发电(现今电力工业中的两个最重要的趋势)的经济和运营利益组合在一起。
公开的实施例提供的可能的典范转移的另外元素是全新的商业模型的机会，包括但不限于“商业”电能-贮存/电能-输送业务，运作类似于能量服务公司(ESCO)。这类商业可以在它们自己的(或其它的)低温装置处生产贮存的电能，并销售/运输贮存的电能至分布式发电机和/或电能消耗设备，如文中其它节中描述的。因此，也许这是第一次，借助于公开的实施例，电力工业中的“商业”可以不像它们现今所做的那样只是供应电能生产(以及偶尔电能贮存)，它们也可以提供电能分配(类似于公用事业的功能)。
另一可能的新系统、方法和商业模型将是电能贮存和输送系统“脱钩”(物理上和经济上)，由此电能被贮存在一个位置(通常在电网上)并且销售/运输到一个或多个其它位置，而不使用/需要电网(或甚至配电线)来使电能到达目标点。照此，公开的实施例将也允许在能量工业中出现全新的可销售/可贸易商品(贮存的电能)。这类贮存的能量将不限于仅仅一个或少数供应商或客户(像现今电力通常受限一样)，因为公开的实施例不依赖于“固定的”电网来到达它的使用点。此外，公开的实施例将生产实质上更敏捷更灵活的电气系统。
电能贮存资产以往依赖到电力源的单一连接来起作用。本发明挑战电能供应的可靠性(依赖于单一源)和价格(由于需要从单一电网连接接收电能而导致供应方面竞争很少或没有竞争)。公开的实施例通过允许从很多供应源(例如液态空气、O2或N2的多个供应商)输送(以移动(例如“可装运的”)低温流体的形式)贮存的电能来“打破上述模式”，从而将电能贮存和电能生产市场实质上更靠近经济学家所称的“理想市场”(即很多供应商和很多客户，每个都有选择)，并使整个电气系统和纳税人受益。这减少了对已经控制电网的电力供应和分配几十年的“自然垄断”(即，管制的公用事业)的需要，从而允许更多解除管制“基于市场”的电力工业。相似地，公开的实施例将减少对大的集中的(通常远距离定位)的电力装置的需求，而这些电力装置的建设非常昂贵，并且通常需要很难得到许可和建设的高容量/高电压州际/州内运输线。因此，通过公开的实施例，电力市场能够可靠地“本地化”，并产生很多显著的优点。
由于如文中描述的公开的实施例的规模的范围广泛并且它们固有的灵活性(例如电能贮存单元的移动性)，公开的实施例适合于多种可能的部署站点/终端用户，包括但不限于以下：
工业设备/工厂/精炼厂
微电网
公用事业-T&D(传输和分配)“紧点”/容量升级
军事基地
医院
商务花园/企业园区
购物中心
机场&船舶港口
风电场&太阳能电场
大学校园
数据中心/服务器群
食品加工/冷藏仓库
矿井&采石场
其它重要建筑/基础设施
由于本发明的实施例允许将分布式电能生产站点产生的剩余电能(高于主站点所需的电量)销售到电网(通过主/资产所有者或通过第三方ESCO或电力经纪人/交易者)，公开的实施例包括能够大大推动多向“智能电网”(其电能事业设备和电力系统制造商近年来得以推进)的发展/使用的技术。最佳智能电网需要源自很多位置的在多个方向流动的电能，根据供求状态能够快速改变。公开的实施例的所有人/用户将不只是电能消耗者而也可以是电能提供者。
这允许更多电力供应商进入电力供应市场，通过减少/消除对单一(或少数)大的发电机/公用事业的历史依赖来“民主化”市场。这尤其正确，因为公开的实施例以相当小的规模(例如，低至千瓦规模和近似1兆瓦)部署，通过使很多方更容易并且更便宜地购买/拥有/出租电能贮存和生产资产来减少“进入壁垒”。因此，通过公开的实施例的分布广泛的部署，电力供应市场中的竞争将增加(最近几十年公用事业管理者和政策制定者的主要目标)，由此使电力客户/纳税人受益，包括通过保持低的电力价格。另外，管理电网的独立系统经营者(ISO)通过依赖额外的、更多分布式电能供应源获益，以便“平衡”市场并确保无论什么时候什么地点需要都可获得电能。应注意到本发明想到的每个分布式电能生产站点也可从多于一个供应商接收“电能”，从而进一步提供“确定性”和竞争力。
半集中式电能贮存和分布式电能生产的示例系统包括在第一位置处的至少一个电能贮存设备，在不同于第一位置的第二位置处的至少一个分布式电能生产设备，以及至少一个移动贮存电能运输单元。电能贮存设备包括电能贮存介质，电能贮存介质包括液态空气、氮气、氧气或其组合。移动贮存电能运输单元被配置成将电能贮存介质的至少一部分运载到分布式电能生产设备。在示例性实施例中，电能贮存设备是空气分离装置。在示例性实施例中，电能贮存设备起能量服务公司(也称作ESCO)的作用。示例性实施例还可包括在第三位置处的至少一个电能贮存设备，其中至少一个移动贮存电能运输单元将电能贮存介质从第三位置运输到分布式电能生产设备。
在示例性实施例中，分布式电能生产设备电连接至电网并且提供电能给电网，到电网的电能可以是盈余电能(超出邻近的(多个)电力客户的需求)。示例性系统还可包括提供电能给电能贮存设备的至少一个电能生产者。电能贮存设备可被配置成在分布式电能生产模式中使用贮存电能的一部分。天然气管线和原动机(例如涡轮机或引擎)可以设有电能贮存设备，以使其能够使用电能。示例性的实施例包括流体连接至分布式电能生产设备的天然气管线。
在示例性实施例中，电能贮存设备包括：多个压缩机、流体连接至至少一个压缩机的至少一个换热器、流体连接至至少一个压缩机的膨胀机、流体连接至膨胀机的机械式冷冻机、以及流体连接至膨胀机的贮存容器。示例性的分布式电能生产设备可包括多个换热器、流体连接至至少一个换热器的至少一个膨胀机，以及包括原动机的原动机组件。原动机组件可流体连接至至少一个换热器。
示例性实施例还包括流体连接至分布式电能生产设备的原动机，其中原动机起备用发电机的作用。在示例性实施例中，半集中式电能贮存和分布式电能生产系统还包括移动车辆，移动车辆包括原动机，原动机流体连接至分布式电能生产设备。原动机可以是提供由分布式电能生产设备供应的电能的一部分的燃料涡轮机。原动机可以是燃料涡轮机，并且电能贮存介质冷却到涡轮机的进入空气流。系统可以是商业规模的部署。在示例性实施例中，系统包括在不同于第一位置的第三位置处的至少一个电能贮存设备，其中，至少一个移动贮存电能运输单元将电能贮存介质从第三位置运输到分布式电能生产设备。至少一个移动贮存电能运输可将离网的电能贮存介质的至少一部分送到分布式电能生产设备。
示例性实施例包括半集中式贮存能量和分配电能的方法，所述方法包括在第一位置处将电能贮存在电能贮存介质中，将电能贮存介质的至少一部分运输到不同于第一位置的第二位置，以及从电能贮存介质释放电能以便在第二位置处发电。电能贮存介质包括液态空气、氮气、氧气或其组合。在示例性实施例中，贮存电能包括将空气分离成氧气、氮气或其组合。贮存电能的步骤也可包括提供侧向负荷制冷剂流以冷却电能贮存介质。示例性方法还包括将电能的至少一部分贮存在电能贮存介质中作为备用电能。
发电步骤可包括提供电能到电网，其中提供的电能可以是盈余电能(超出邻近(多个)电力用户的电力消耗)。在示例性实施例中，在第一位置使用贮存电能的一部分。示例性方法还包括在第二位置提供天然气。在示例性方法中，释放电能包括泵压电能贮存介质，引导工作流体逆流于电能贮存介质，从而使得工作流体加热电能贮存介质，而电能贮存介质冷凝工作流体，引导一种或多种气态燃烧产物逆流于被泵压的电能贮存介质以及被泵压的工作流体，从而使得气态产物加热两种被泵压的流体，并且使那些流体在发电机负载的膨胀机中膨胀。
在示例性的实施例中，提供了集成的电网、燃料源以及地表系统，包括在第一位置处的至少一个电能贮存设备，在不同于第一位置的第二位置处的至少一个分布式电能生产设备，至少一个移动电能贮存单元以及与分布式电能生产设备流体连通的燃料源。在示例性实施例中，燃料源是天然气管线，但是它也可以是任何燃料源。电能贮存设备包括电能贮存介质，电能贮存介质包括液态空气、氮气、氧气或其组合，移动贮存电能运输单元被配置成通过地表运输系统将电能贮存介质的至少一部分运载到分布式电能生产设备。分布式电能生产设备可电连接至电网。在示例性实施例中，电能贮存设备是空气分离装置。电能贮存设备可以被配置成在分布式电能生产模式中使用贮存电能的一部分。
示例性的实施例包括参加电力交换交易，包括在第一位置处将电能贮存在电能贮存介质中，将电能贮存介质的至少一部分运输到不同于第一位置的第二位置，以及交换贮存在电能贮存介质中的电能的至少一部分。示例性实施例包括分配电能的方法，分配电能包括通过独立于电网的运输模式把电能贮存介质中的电能从第一位置运输到第二位置。
有利地，本发明的实施例不需要使用吸收式冷冻机来回收压缩热以生产低等级制冷，在VPS的其它实施例中吸收式冷冻机在每个压缩阶段之前冷却空气流。这个创新减少入流贮存设备的成本、尺寸和重量。代替吸收式冷冻机，示例性实施例使用低等级制冷的“侧向负荷”，“侧向负荷”可由机械式冷冻机在空气在装载在压缩机上的涡轮膨胀机中膨胀之前提供，机械式冷冻机也提供深度制冷给压缩空气。侧向负荷是几乎“免费”的制冷，因为它是机械式冷冻机的正常副产品，是“多余的”(低等级制冷)，其中机械式冷冻机的主要目是提供深度制冷给空气液化循环，并且其中不需要大大增加机械式冷冻机的尺寸和电力需求来适应低等级制冷侧向负荷。在这种情况下，“侧向负荷”也包括可从邻近(或托管)电能贮存设备的空气分离装置(或其它设备)得到的任何可回收的低等级制冷。
示例性的实施例包括贮存机械能的方法，该方法包括压缩电能贮存介质，提供侧向负荷和/或主负荷(深度)制冷以冷却电能贮存介质，以及将电能贮存介质分离成产品流，例如O2或N2和再循环流。电能贮存介质可以是空气或空气的分离的成分，例如氮气、氧气或氮气和氧气的组合。引导再循环流使得它和侧向负荷制冷剂流组合并被侧向负荷制冷剂流冷却，并且形成制冷剂/再循环流。在第一方向上引导制冷剂流/再循环流，并且在逆流于制冷剂/再循环流的第二方向上引导产品流，从而使得产品流被制冷剂/再循环流冷却。接着被冷却的产品流能够以稠密相(例如液体)贮存。另外的步骤可以包括在液化之前从能量贮存介质中移除水分和二氧化碳。
在示例性的实施例中，释放贮存电能的方法包括泵压电能贮存介质，执行特定热交换步骤，以及使电能贮存介质膨胀。电能贮存介质可以是空气或空气的分离的成分，例如氮气、氧气或氮气和氧气的组合。示例性的热交换步骤包括引导工作流体逆流于电能贮存介质，从而使得工作流体加热电能贮存介质并且电能贮存介质冷凝工作流体。工作流体可以被冷凝、泵压、加热和送到发电机负载的热空气膨胀机，全部过程在一个封闭回路中。另一示例性的热交换步骤可以是在第一方向上引导电能贮存介质，在逆流于电能贮存介质的第二方向上引导热空气，从而使得热空气加热电能贮存介质。另一示例性的热交换步骤可以是引导燃烧气体逆流于电能贮存介质，从而使得燃烧气体加热电能贮存介质。
有利地，示例性实施例包括使用一个或多个发电机负载的气体涡轮机(GT)，气体涡轮机(GT)可提供用来释放被泵压的液态空气或空气成分中的机械能的废热。通过用单一GT替代燃烧室，本发明的实施例能够舒适地利用来自GT的(更冷)近似1100°F的出流流。例如，最大输出为2.25兆瓦的单一GT(可利用冷的进入空气实现)允许有成本效益和高效率部署的、输出为大约14.4兆瓦/115兆瓦时的商业规模VPS单元。因此示例性的实施例还包括引导来自原动机(例如气体涡轮机)的气态燃烧产物(例如废气)逆流于电能贮存介质，从而使得废气加热电能贮存介质。
示例性实施例还包括使原动机的进入空气流速率和针对液态空气(或文中描述的其它电能贮存介质)选择的贮存容量相匹配。示例性的实施例还包括使空气的第一水平的制冷含量和冷凝逆流的工作流所需的第二水平的制冷含量相匹配，从而很大程度上回收贮存介质中所包含的冷能。气态燃烧产物(例如废气)可以被重新加热，从而使得产生的热与进入空气的流速以及冷回收工作流体的流速相匹配。更特别地，由GT提供以及可能使用后燃器或补充加热器产生的热补充的热量可以与夜间入流贮存模式期间贮存的液态空气的量相匹配，并且与出流贮存模式的次级热回收回路中的工作流体的流速相匹配。在示例性的实施例中，被泵压的液态空气与工作流体的流速相匹配，从而使得膨胀的工作流体被出站液态空气冷凝，准备好泵压，并被GT废气中的热能的一部分加热。
到原动机的进入空气流速可以与液态氧气、液态氮气或其组合的流速相匹配，从而使得冷的氧气/氮气将进入空气冷却至环境温度以下，进而使得进入空气更稠密并提高GT的效率。示例性的实施例还包括使液态氧气、液态氮气或其组合的第一水平的制冷含量与冷凝工作流体所需的第二水平的制冷含量相匹配。示例性实施例还包括重新加热废气从而使得产生的热与进入空气的流速以及工作流体的流速相匹配。示例性的实施例还包括当进入空气被冷的氧气/氮气和/或冷的工作流体冷却到小于32°F时，将甲醇引进流入原动机的进入空气中。
在示例性实施例中，电能贮存系统包括多个压缩机，流体连接至至少一个压缩机的至少一个换热器，流体连接至至少一个压缩机的至少一个膨胀机，流体连接至膨胀机的机械式冷冻机，至少一个阀，以及流体连接至膨胀机的贮存容器。压缩机为电能贮存介质提供多个压缩级，电能贮存介质可以是空气或空气的成分，例如氮气、氧气或氮气和氧气的组合。机械式冷冻机为电能贮存介质提供了主负荷(深度制冷)和/或低等级制冷的侧向负荷。阀将电能贮存介质分开成产品流和再循环流。换热器有助于制冷剂/再循环流和产品流之间的热交换，从而使得产品流被制冷剂/再循环流冷却。清除组件将会把水分和二氧化碳从进入空气中移除以避免冻结，并且将流体连接至至少一个压缩机。
示例性的实施例包括电能释放和冷能回收系统，该系统包括贮存容器，流体连接至贮存容器的泵，流体连接至泵的多个换热器，流体连接至至少一个换热器的膨胀机，以及包括原动机的原动机组件，原动机组件流体连接至至少一个换热器。换热器有助于电能贮存介质和热的燃烧产物之间的热交换，从而热的废气加热电能贮存介质和工作流体。在示例性的实施例中，原动机是气体涡轮机。
因此，可见提供了一种半集中式电能贮存和分布式发电系统和方法。公开的系统和方法提供了包括液态空气、氧气、氮气或其组合的介质中的能量贮存，这些介质可以被运输到分布式站点，以便在高峰电力需求时段(或当需要电能的其它时段)释放电能。公开的系统和方法还能够集成公共事业电网和其它燃料源(例如气体管线)，从而使得电力和天然气的客户能够最佳地利用这两种能量传送系统。参照下面的详细说明以及附图将更了解这些和其它特征和优点，图中相似的附图标记始终指示相似的部件。
附图说明
当结合所附附图，考虑下面的详细说明时，将更明白本发明的前述及其它目的，其中：
图1A是根据本发明的半集中式电能贮存和电能生产系统和方法的示例性实施例的框图；
图1B是根据本发明的半集中式电能贮存和分布式发电系统和方法的示例性实施例的框图；
图2是根据本发明的电能贮存系统的示例性实施例的框图；
图3是根据本发明的电能释放和冷能回收系统的示例性实施例的框图；
图4是根据本发明的电能释放和冷能回收系统的示例性实施例的框图；
图5是根据本发明的电能释放和冷能回收系统的示例性实施例的框图；以及
图6是根据本发明的移动电能释放和冷能回收系统的示例性实施例的框图。
具体实施方式
在以下段落中，将参考所附附图，通过示例的方式详细地描述实施例，其中附图没有按比例绘制，并且示出的部件不必彼此成比例地绘制。贯穿本说明书，示出的实施例和示例应被考虑成范例而不是对本发明的限制。文中使用的“本发明”指的是文中描述的任一实施例，以及任何等效物。此外，对贯穿本文的本发明的多个方面的参考并不意味着所有要求保护的实施例或方法必需包括参考的方面。
总的来说，出于以下数个原因，本发明的实施例是重要的。首先，它们提供了压缩空气和液态空气贮存媒介的替代物。公开的实施例可凭借液态空气甚至以较小的商业规模运作，但是也可以使用液态O2或液态N2作为能量贮存流体。这提供了集成本发明的实施例和空气分离装置的现存的以及未来的设备的机会，并且允许这些装置更充分地利用O2/N2，O2/N2是生产的具有现存的客户群的其它气体/液体的副产品，但是其中那种副产品的价值低。
如同文中更详细描述的，在示例性的实施例中，O2/N2将被低温液泵泵压，通过与工作流体回路(其中O2/N2的制冷含量将冷凝/液化工作流体)进行热交换来回收它的冷含量，并且其中来自燃气涡轮机(GT)或来自燃气引擎的热废气将加热被泵压的O2/N2和工作流体流，被加热的被泵压的O2/N2和工作流体流将在发电机负载的热气体膨胀机中膨胀。O2/N2将被排放到大气(没有有害排放物)，并且在下个晚上更换，并且工作流体将包含在它自己的封闭回路中，该封闭回路将在非高峰(夜间)时段休眠。
示例性的实施例将允许入流贮存模式发生，从而使得现存的或新建的空气分离装置接收该非高峰电能，其中该电能被转变成O2/N2，并且其中较高价值的产品被销售给现存的或新建的市场/客户，而其中较低价值的产品被用作能量贮存和释放介质。在这类实施例中，空气分离装置或其它电能贮存设备在商业规模内使用公开的实施例，可能充分地使用每日高峰时段的全部可用电能输出，但是实现了显著的资本成本节约(与“从零开始”建设全商业规模VPS循环装置相比)，因为入流贮存模式大部分准备就绪。
如果O2/N2是贮存介质，那么任何剩余低等级制冷都能够被传递(通过换热器)到进入空气，进入空气通常被GT吸入，其中，例如-4°F的空气被送到GT的进入空气吸嘴。如果是贮存介质，则近似-4°F的进入空气可以是贮存的液态空气在出流模式期间的最后一站。变冷的进入空气也可以接收甲醇(或其它这类“防冻”流体)的“注入”，从而冷空气的水分将不会冻结并且防冻流体将和空气和燃料一起在GT中燃烧。在不存在本发明的实施例的情况下，改进GT性能的这类制冷的专门产品还不是成本有效的。
因此，公开的系统和方法提供数个主要优点。第一，有利地消除了对液态空气作为优选的贮存介质或液态O2/N2贮存的依赖，特别是如果那种液态O2/N2生产单元是空气分离装置的一部分，其中现存的设备将允许VPS部署以避免构成VPS循环的整个“入流贮存”部分。只有出流贮存模式将需要被增加到空气分离装置。换句话说，示例性的实施例允许每个现存的空气分离装置变成有成本效益的商业规模的电能贮存和电能生产设备。
第二，它们提供了分布式电能贮存和生产。公开的实施例填补了分布式电能生产领域中高于电池规模和低于抽水蓄能和其它公用事业规模选项之间的空白。这是一个重要的属性，因为它允许每个设备更好地与本地电能生产和需求模式相匹配并且允许相对适中的投资来实现计划的电能贮存目标。例如，公用事业规模电能贮存系统可能需要至少100,000,000美元的资本来部署，而商业规模单元，例如根据本发明，可能花费少至20,000,000美元。明显地，商业规模部署的更低的“门槛成本”将更容易推动电能贮存作为“智能电网”的重要元素。
示例性的实施例使得电网的每个大小合适的电能使用客户(其中该客户也在天然气管线网络上)可能变成许多分布式电能贮存和分布式电能生产站点中的一个(“大小合适的”的意思是指电力需求为近似1兆瓦或更多，覆盖4-8小时的每日高峰时段，总共4-8兆瓦时)。因此，有史以来第一次电网和天然气(NG)管线网络重叠，那两种(通常独立地)系统的几千客户能够“连接”两种能量传送模式以在低电力需求时段贮存电能，在高电力需求时段释放贮存的能量，从而提高NG网络和电网的服务值和资产值，并且大大减少对新建、大规模、远距离定位的发电厂的需要。
第三个主要优点是示例性的实施例提供了半集中式电能贮存和分布式发电。文中使用的术语“半集中”指的是能够服务多个场外位置并且以小于公用事业规模的方式部署的系统。实施例确定了能够由现存和未来的空气分离装置提供的全新的一套“服务”和“产品”。例如，半集中式电能贮存站点能够将电能转变成机械能，半集中式电能贮存站点生产能够被运输到另一站点的低温贮存介质(O2/N2)，在另一站点贮存介质中的机械能被回收以生产电力。每个这样的装置能够变成半集中式O2/N2源，O2/N2能够被传送至分散的分布式电能生产站点，因此扩展了O2/N2产品的市场并且提供对分布式电能生产站点的终端用户的电能贮存服务和“电能运输”服务。
实际上，这也提供了可代替的电气传输系统，由此能量(初始以电能的形式)被运输(以低温贮存介质的形式)到电网上的更“下游”的点，或到超过电网或移动(而不是固定)电能释放设备的位置。照此，本发明的实施例提供了用于避免需要许可/提供站点/建设新的电能传输系统(而现今这些难以得到许可，有政治争议，并且完成非常慢(如果有的话))的手段。
示例性实施例允许O2/N2贮存介质被运输到场外分布式电能(出流模式)位置，因此地理上分为入流贮存模式和出流贮存模式。这样将O2/N2从它的生产源运输到分布式电能生产站点构成了两个机械能的源的运输：一个源在初始电力装置(包括风力涡轮机)，初始电力装置将它的电能从电网送到空气分离装置，第二个源是在空气分离装置的机械能输入，空气分离装置将接收到的电能(千瓦)转变回生产O2/N2的机械能。
在这个实施例中，空气分离装置作为区域(和公用事业规模差不多)电能接收、转换和贮存系统，但是将贮存的电能(以液态O2/N2的形式)送到构成分布式发电站点的数个场外VPS出流模式位置。这个实施例允许入流电能模式不但实现规模经济，而且还实现更广的电能出流模式“分布”，通过高速公路、轨道、水路或其它运输低温储能介质的其它工具连接这两部分。因此，本实施例确定数量巨大的“能量节点”，其中遍及(1)电网，(2)燃料源，例如天然气管线网络，以及(3)现存的道路、轨道或可航行的水路、空路，系统允许部署商业规模的、分布式电能贮存和分布式电能生产设备。在本发明之前，那三种网络，每个都是巨大在前投资的产物，在没有由本实施例提供的优点的情况下基本上相互独立工作。
任何大的空气分离装置的O2/N2生产单元可以服务在离空气分离装置例如100英里内的多个位置中部署的场外VPS出流模式设备，这多个位置中将不部署液态空气或O2/N2生产设备。因此，这种新颖的VPS模式的“出流贮存”部分将采用大的单个空气分离装置，但是低于公用事业规模贮存部署的规模稍微“集中”，即“半集中”。将被连接至那些半集中式贮存设备的每个的“出流贮存”可以处于距离O2/N2(或液态空气)装置在货车车程(或轨道或水路传送)内的很多站点。
有时运送O2/N2(代替液态空气)的原因是每个空气分离装置处的O2或N2的本地市场需求的不平衡，其中这些产品中的一个被大量销售到现存的(多个)客户，但是其它是空气分离过程的低价值的“副产品”。空气由大约23％的O2和75％的N2(按重量计)组成，剩余部分由CO2、氩气、氖气、氢气、氦气、氪气和氙气以及一些水分构成。因此，生产用于销售到例如钢厂、玻璃制造设备或医疗保健工业的O2的任何空气分离装置也生产三倍的N2。本发明的实施例通过允许空气分离装置成为半集中式储能设备(用于生产低温贮存介质)来基本解决这个不平衡，空气分离装置为很多分散的电能生产设备供应N2。在N2是有价值商品而O2是盈余的区域，O2可作为被传送到场外的分布式电能生产设备的低温贮存介质。
示例性的贮存方法和系统有利地分隔(可能几百英里)大的半集中空气分离装置处的入流贮存设备，半集中空气分离装置具有规模经济并且能够从电网(在很多情况下已经存在)，从很多较小的分布式设备接收大量的非高峰电能，较小的分布式设备将使用每个这类设备在高峰时段生产的大部分电能，并且在每日高峰时段将“剩下”的适中量的电能销售到本地电网。因此，电能出流模式将广泛分布，并且分布式电力可以容易被现存电网“吸收”。每个枢纽和多个VPS出流模式站点之间的“连接”可以是多个容器，该容器通过在现存的高速公路上的货车，机动轨道车，船舶，或其它地表运输系统或方法，或现今已知或未来开发的包括空路、太空和地下的其它运输方法来输送液态O2/N2。
NG管线网络可在出流模式中输送原动机使用的NG，并且同一管线网络将输送NG到空气分离装置，空气分离装置将生产LNG，以给输送O2/N2到服务的场外的分散的分布式电能生产站点的货车提供燃料。空气分离装置处的LNG的生产是特别合理的，因为生产LNG所需的低温过程和生产液态空气、液态氧和液态氮的低温过程相似，全部都需要相似的前端的水和CO2移除、多级压缩和深度制冷，以及相似的隔热低温罐中的贮存/运输。
第四个主要优点是示例性的系统和方法有助于在电网外部或独立于电网运输机械能。当前，“能量运输”常规地通过从一个位置到另一位置运送燃料来完成。示例包括管线中的NG的运输和由船、轨道和货车运输的LNG、煤、油或其它燃料，其中燃料有助于作为全部化石燃料发电系统中的规范的化学过程(燃烧、氧化和能量释放)。在另一方面，冰形式的“制冷”的运输具有可延伸到20世纪早期的漫长历史。现今，人造冰(机械能输入的产品)的运输不再是必需的或经济可行的，因为制冷可在任何需要的位置生产。本发明的实施例寻求在任何需要的地方生产电能，但是也允许一些“机械”方面的电能产品从一个站点运输到另一站点。
由机械装置生产电能或改善电能生产是很好理解的，但是直到今天都不是“运输”工作的主题。例如，众所周知，燃气涡轮机(GT)的进入空气的冷却增加了由GT“吸入”的空气的密度，因此减小了涡轮机的(前端)压缩机的机械负荷。然而，在公开的实施例之前，电能生产工业中没有意识到在将这类对电能生产机械改善从一个站点“运输”到另一个站点的有成本效益的可能性。直到现在，都没有将重要的机械能从一个位置运输到另一个位置(例如相隔100英里)的实用方法。
示例性的实施例使用O2/N2(在任何半集中空气分离装置处O2和N2都具有较低的价值)作为机械能运输介质，从而允许低温流体的“机械能含量”从生产站点(例如集中式空气分离装置)移动到多个场外的分布式电能生产设备。因此，驱动那些分布式电能生产站点的热燃料可以通过标准运输模式(通过NG管线，通过LNG挂车/机动轨道车/船等)送达，并且将增强该站点的电能输出的机械能含量也将随着O2/N2通过挂车、机动轨道车或船舶送达。
这个模型中的O2/N2“运输”它在空气分离装置处的压缩、液化和蒸馏过程中接收到的机械能。此外，驱动那个机械过程的非高峰电能也包含机械输入，特别是如果用来制造O2/N2的电能来自风力涡轮机，风力涡轮机将它们的机械能从电网送到空气分离装置。因此，本发明有助于并且(第一次)允许有成本效益的电网外部的机械能的运输。
参照图1A和1B，现将描述半集中式电能贮存和分布式发电系统的示例性实施例。示例性的电能贮存和分布式发电系统101a包括至少一个半集中式电能贮存设备100，半集中式电能贮存设备100包括电能贮存介质104，电能贮存介质104包括液态空气。电能贮存设备100可以是空气分离装置，在这种情况下电能贮存介质104可以是液态空气或来自分离成其成分的空气的O2/N2。电能贮存设备也可以定位在军事/海军基地、铁路车场或港口，或在任何“公用事业规模”的电能贮存和电能出流设备。在图1A示出的示例性实施例中，部署半集中式电能贮存设备100，其中在同一设备实现两种功能，即入流贮存和出流贮存。
电网110从至少一个电能生产站点102(包括风力发电厂、太阳能发电厂、核能发电厂等)接收非高峰电能，并且在此电能通过电网110输送到电能贮存设备100。应注意的是，例如在站点有它自己的风力涡轮机、厌氧消化池或LFG源的情况下，在电能贮存设备100处可以生产非高峰电能，从而避免需要从电网接收(一些或全部)入流贮存电能。
来自电网110的电能连接可以操作以使电能在非高峰时段被传送到电能贮存设备100，并且作为液态空气或本发明中提到的其它低温贮存流体中的一个贮存在电能贮存设备100，其中电能贮存设备100在电能需求高峰时段使用所述电能，而没有电能离开站点，和/或其中在高峰时段，主站点100不需要的任何多余电能被发送到电网。因此电能112被显示成两端具有间隙地“漂浮”的双箭头，指示电网110和主站点100之间的连接有时“开启”有时“断开”。另一燃料源120(可以是天然气网)为原动机提供燃料，原动机在电能输出模式期间操作，并且原动机提供使贮存在低温贮存流体中的机械能恢复的废热。因此，如上面概述的，电网110和天然气网120被集成到单个电能贮存和电能生产站点，其不仅仅是“峰化器”并且必定不是大规模发电厂。然而，图1A中示出的示例性的实施例能够位于与大规模发电厂相同的位置，从而允许来自这样的电厂的低值、非高峰电能生产被贮存以便在高峰时段释放。
参照图1B，示例性的电能贮存和分布式发电系统101b包括至少一个电能贮存设备100，电能贮存设备100可以是空气分离装置，并且包括电能贮存介质104，电能贮存介质104可以是空气或O2/N2。电能贮存设备100沿着运输路线108向数个、场外的分布式发电设备106提供O2/N2，分布式发电设备106在不同于电能贮存设备100的位置。在示例性的实施例中，电能贮存设备100起能源储存公司(类似于现今的能源服务公司(“ESCO”))的作用。电能贮存设备100贮存的电能的来源可以是多重电能生产站点102，其通过到电网110的本地连接111将它们的(非高峰)电能发送到电能贮存设备。贮存的电能的释放可在多个，远隔的电能释放设备106处发生，电能释放设备106可将它们产生的全部或部分电能用于现场发电需要，和/或将它们的多余电能送到电网110。
那些电能生产设备102可以是“可再生”发电设备，例如风力发电厂、太阳能发电厂或垃圾填埋气发电站点，或可以是烧煤炭或天然气的基荷发电厂，或核能发电厂，以上装置全部都不能在晚上完全关闭它们的非高峰电能生产，并且通过将它们的电能输出(以降低的价格)送到远处的电能贮存设备100来最好地服务。如同文中更详细讨论的，示例性的实施例利用低成本、非高峰电能产品的源(例如但不限于，风力涡轮机)，以及能够将所述非高峰电能输送到本实施例的部署站点的电网连接。同一电网连接能够在电能需求高峰时段带走部署站点生产的任何多余电能，主站点不使用所述多余电能。
在示例性的实施例中，如同贯穿全文概括的，通过在白天高峰时段释放电能，电能贮存设备100将是它自己的贮存电能的“客户”。然而，作为ESCO，电能贮存介质的一部分将被移动电能贮存/运输单元130(例如卡车、机动轨道车或水运船舶或其它水陆运输系统)运输到分布式发电设备106，其中只部署低温贮存介质(液态空气/O2/N2)贮存罐和出流贮存设备，而没有现场低温贮存介质生产能力。和空气分离装置100一样，那些分布式发电站点106中的每一个也可以由包括但不限于NG管线120的任何外部燃料源服务。如果除了其正常空气产品之外空气分离装置100还生产LNG，那么液化天然气(LNG)可以给移动电能贮存/运输单元130提供燃料。
从电网110到分布式发电站点106的连结被显示成“漂浮”箭头112，因为每个站点可以从电网接收夜间电能(至其对这种非高峰电能的需求程度)并且将在每日高峰电能需求时段不(或减少)从电网110接收电能。而且，由于在分布式发电站点106处的每个商业规模部署将是特别定制规模的、采用预制件的、模块化的“装置”，因此电能释放设备的输出通常将大于由ESCO服务的数个站点106中的每个处的多种(并且波动的)电能需求要求。
在一些测量中，这样的ESCO网络的经济可行性依赖于所述采用预制件的出流贮存装置的“可购性”。每个部署的出流设备中的模块化越高，这类部署的本地、区域和国际市场越大，则每个部署的成本将可能越低。本发明的实施例通过允许每个分布式发电(即输出)设备106的“产量过剩”变成图1B示出的网络的关键元素诱发那些情况。例如，如果每个分布式发电设备106需要从1兆瓦到4兆瓦的电能，而不都是相同的5兆瓦，则采用预制件的、模块化的输出装置将在每个站点部署，以允许ESCO将来自每个分布式发电站点106的多余的产出销售到电网110。换句话说，多个分布式发电站点106处的每个部署可以相对于客户需求是过大的，这样ESCO可以将多余的电能销售给电网110。
因此，示例性的实施例包括在电能需求高峰时段(或在需要的其它时段)多余电能112从每个分布式发电设备106流回到电网110。这样，本地电网可以从多个分布式发电站点106接收电能并将该电能本地地分配给不属于ESCO网络的一部分的设备。这样的本地化电能生产减轻了电网拥堵，减少了线路损失，允许公用事业设备推迟/避免升级它们的配电线，并且允许到ESCO的另外的收入流。反过来多个、单一规模的部署允许ESCO为每个分布式发电站点106提供有竞争力的价格的服务，并且允许ESCO变成每个102电能生产者的更大客户和110电网经营者的优选客户。ESCO将是优选的，因为它是稳定的客户并且提供电网经营者不提供的重要服务。
NG网络120的经营者可以或可以不是经营电网110的同一实体。在任何情况下，NG系统120通过拥有更多的分布式客户群(包括100处的ESCO和分布式发电设备106处的多个电能出流点)从集中式电能贮存和分布式发电系统受益。显著地，在多季节地区，例如美国和欧洲，本发明覆盖的很多电能贮存和产生(输出)问题将在电能需求最高的夏季最严重。因此由于本实施例，NG网络120将在夏季被更充分地利用，然后它将为资产所有者和纳税人另外生产更大的“资本效率”。
此外，图1B示出了在遍及北美和欧洲的数百万点处彼此交错的天然气网络120、电网112以及道路/轨道/水路运输路线网络108的示意的汇流。通常，天然气网络是地下的，电网主要是地上的，而道路/轨道/水路网络在这两者之间。三个系统有时占据同一“道路权”，但是常常延伸到独立(不重叠)的网络。本实施例允许这三种网络在全部交错(汇流)点综合集成。在数千个这样的汇流点，或“节点”，存在电力的商业的、工业的或社区设备的“客户”。在本发明的实施例出现之前，对于在哪里和如何生产电能以及如何传输电能，客户只有非常少(如果有的话)的选择。的确，客户受到标准电网(不是“智能电网”而是低能电网)的禁锢，其中例如客户为了在高峰需求时段使用电能要承担“需量电费”，并且其中电网“抵抗”从客户接收电能的可能性。
与之相比，本发明的实施例为将数千这样的商业的、工业的或社区设备的电力客户(例如，需要1兆瓦或更多的高峰电能)包括到图1B所示的网络提供了机会。那三种传输系统-由电网传送的千瓦，由NG网络传送的BTU，以及由卡车或机动轨道车或驳船传送的贮存的机械能-的汇流允许本发明的实施例颠覆现有的电能生产、(贮存)和传送系统。(因为现有的功率系统几乎没有贮存能力，因此贮存在括号中)。
本发明的实施例通过“要求”电网在(它能够的)每个可能方向上工作而不是一个方向(从发电厂到客户)来适应智能电网，超越了软件以及测量方面的改进。因此图1A和1B示出的双头的、“漂浮的”箭头的象征意义是电网的多向方面，其中电网上几乎每个点可以和任何其它点一样重要。真正的智能电网将适于本发明的分布式电能贮存和分布式电能生产实施例。本实施例也将增加更小的ESCOs的可行性，为电力工业中的不那么敏捷的、更大参与者创建竞争。增加的竞争将导致更低的价格；增加可再生源生产的电能的供应能力；以及通常更少的排放物，而不管每个部署站点将有它自己的化石燃烧(NG)原动机的事实。
图1B适于至少再多一个实施例。每个分布式电能生产站点106也可包括非高峰生产能力，例如单个(器械规模)风力涡轮机。这样的设备能够采用和空气分离装置从多个(远离的)电能生产站点102接收电能的相同的方式将能够送回电能贮存设备100。图1B的这个实施例允许小规模的、本地部署的可再生发电系统。其它实施例可以包括从污水处理厂或乳牛场的厌氧消化池气体的燃烧产生的电能。在所有这种情况下，非高峰电源可以相当小(几千瓦)但是将相对靠近空气分离装置100，以利用本地电网。在极端情况下，这样的模型将允许每个建筑物(不管多小)占用例如单个(器械规模)风力涡轮机，该风力涡轮机将它的非高峰输出发送到半集中式电能贮存设备100。该模型将真正构成智能电网，因为电能(类似于信息)将在全部方向上流向和出流连接至电网的所有位置。本发明有助于那样的实施例。
图2示出了使用液态空气作为低温贮存介质来贮存机械能的入流模式的示例性的实施例。为了便于说明，图2示出了沿着示例的过程中的步骤顺序标号的点，图上的不同位置处的相同数字表示过程中的相同点。公开的入流贮存模式消除了使用吸收式冷冻机来在它们流过数个压缩级之间和之后冷却气流。反而，提供涡轮膨胀机进入处所需的相对深度制冷的机械式冷冻机也将提供低等级制冷的“边负荷”以便在空气流过主压缩机的之间和之后冷却所述空气。标记“P”和“R”分别对应于将被贮存的产品空气和作为液化压缩产品空气的制冷剂空气流的制冷剂/再循环空气。
示例性的电能存储系统201包括压缩机阵列200，压缩机阵列200包括多个压缩机200a-200g或压缩机级。至少一个换热器202流体连接至阵列200中的至少一个压缩机。示例性的实施例采用多个换热器202a-202g，使得换热器202b流体连接至压缩机200b，换热器202c流体连接至压缩机200c，换热器202d流体连接至压缩机200d，换热器202f流体连接至压缩机200f，并且换热器202g流体连接至压缩机200g。示出的实施例中的至少一个换热器202a流体连接至低温贮存容器204。示例性的系统还包括与压缩机阵列200特别是与压缩机200g流体连接的至少一个膨胀机206。机械式冷冻机220流体连接至膨胀机206并且向多个换热器提供边负荷制冷剂225，换热器用来之间和之后冷却存在于数个压缩级的空气。在整个系统的多个位置处使用阀，包括阀230，阀用来将空气分离成产品流(产品流变成电能贮存介质)和再循环流，如文中所描述的。
运行中，电能贮存介质212以近似14.7psia，平均夜间温度大约53°F的环境空气形式进入点1，并且在压缩机200a中被压缩，即多级压缩机200的第一级，这里示出了六级整体式齿轮压缩机。也可选择其它压缩机配置，包括两个这样的整体式齿轮压缩机，一个有两级，一个有四级；以及六级往复式压缩机(最适合于本发明的较小的部署)；和多级压缩机的其它变体。应注意到图2所示的压缩机阵列200只是一个可能配置。
在第一级压缩之后，电能贮存介质(现在为近似40psia的空气，由于压缩热它的温度升到大约242°F)进入清除组件210，清除组件210包括分子筛214(或膜或其它相似设备)，在清除组件210中空气的水分和CO2含量被移除，从而在之后的过程中不会结冰。气体加工工业中的技术人员很好理解分子筛设计，分子筛可包括容纳吸附剂(例如沸石)的数个容器，并且容器按编好的顺序操作。当沸石变得饱和，那个容器被来自其它容器的清扫空气215“打扫”，并且含有水分和CO2的那种无毒的打扫空气被排放到大气。打扫(或重建)过程可需要热输入，热输入可来自电加热器或来自燃烧天然气加热器。关于用于将水分和CO2从空气中移除的最有效方法，本发明是不可知的。空气清扫组件210示出了多级孔分子筛214、电加热器216、打扫空气排气孔218和将打扫空气流215从产品空气流分离的阀221的示例性安排。
在分子筛214中清扫之后，并且在超过二级的每级压缩之后，压缩热由作为机械式冷冻机220的边负荷提供的低等级制冷的第一流225移除，将在下面描述。(其它边负荷源将包括在部署站点处，例如从空气分离装置可得到的低等级的盈余制冷)。返回到多级压缩，入流产品流213(将作为电能贮存介质212被贮存)在阀228中组合再循环流232，此后组合流进入第三压缩机级。因此，单个压缩机阵列既压缩产品流又压缩制冷剂流，因为这两种流都是除去CO2或水分的空气。和阀228相似地(阀228中两个流结合)，阀230在点13处将电能贮存介质212分离成产品流213和再循环流232，出于说明目的，即使点和阀只是单数的，但是却在图2中示出了两次。压缩过程中，在多级压缩之后，在那个点处的组合的产品和制冷剂空气流为近似500psia。
来自阀230的出流的部分被送到压缩机200g，压缩机200g是低温涡轮膨胀机206上的压缩机负荷。如同在所有其它压缩步骤中，通过机械式冷冻机220或其它源生产的低等级热，压缩热在换热器中消散。来自该换热器的近似497-psia的输出流接着被送到机械式冷冻机220，在机械式冷冻机220中，它被冷却至接近-40°F并且被接着送到膨胀机206，在膨胀机206中制冷剂/再循环空气流232的压强被减少到大约75psia，因此它被冷却至大约-256°F。深度冷冻空气是冷却离开阀230的空气(产品空气流213)的其它部分的制冷源。
制冷剂/再循环流232和产品流213以逆流(相反)方式流过换热器202a，在换热器202a中产品空气流213被“液化”，从大约50°F、大约497.5psia的入口状态到大约-230°F、大约496.5psia的出口状态。换热器202a和低温贮存罐204之间的阀234是流量控制阀。贮存罐204和图3-5(示出了示例性的出流贮存模式)中示出的贮存罐相同或相似。贮存罐也可以是将贮存的电能传输到场外的分布式电力生产设备的移动版本。
应注意到，在以上段落中，液化前后使用引号是因为出流产品并非必需是真的液体。本发明允许送到贮存罐204并作为电能贮存介质212贮存的产品空气流213处于“后设临界(metacritical)”相，这样它的温度低于空气的临界温度并且它的压强高于空气的临界压强。这样的后设临界空气可以和真正的液体一样稠密(可被定义成温度低于它的临界温度并且压强高于它的临界压强)，但是将需要更少的能量输入来获得。这样的后设临界空气足够稠密以至于能够贮存在中压低温贮存罐中，并且足够稠密以至于能够被标准低温液泵泵压至更高压强(在电能出流模式期间)。换句话说，后设临界空气的行为很像液态空气，但是需要更少的制冷能量输入来生产。
再来看图3，现将描述释放贮存的电能的系统和方法的示例性实施例。示例性的电能释放和冷回收系统301采用液态空气(或后设临界空气)作为电能贮存介质312，并且包括低温贮存容器304，低温贮存容器304带有由马达M驱动的泵302，泵302流体连接至贮存容器304。系统301还包括多个换热器306a-306f，换热器306a-306f与马达驱动的泵302以及贮存罐304流体连接。至少一个膨胀机308可包括流体连接至至少一个换热器306a-306f的多个膨胀机308a-308d。示例性的实施例利用原动机组件303(例如，标准燃气涡轮机(GT)阵列)来生产出流电能329的一部分，并且利用热源来加热工作流体回路，所述工作流体回路包括初级空气回路310；以及次级(冷回收)工作流体回路320，其中工作流体可以是任何适合的制冷剂，包括但不限于空气、氨气、适合的碳氢化合物、CO2或其组合。如图3所示，电能输出329发生在三个位置，即在GT原动机处、在空气膨胀机处以及在工作流体膨胀机处。
通常，电能释放和冷回收的示例性实施例寻求更简单地恢复低温贮存介质的制冷含量。本发明力图将从贮存介质传递的冷能限制到仅另外一种(次级)工作流体，并且通过冷却空气并将近-4°F的冷却空气送到GT(图3中的热源)的进气口来使用贮存介质中的任何剩余低等级制冷。
冷空气将被完全干燥并且不含CO2，因为在其作为贮存介质生产之前它通过分子筛(或其它此类设备)。如果O2/N2是在VPS出流模式中被加热并且膨胀的被制冷的流体，那么任何剩余的低等级制冷可被用来冷却(到近-4°F)到GT的进入空气。如下所述，在这类实施例中，甲醇(或任何其它类似的醇)可被“喷洒”进GT的进入空气中，以阻止空气中的水分冻结。应注意到，另一冷回收实施例将低温贮存介质的冷含量传递到LNG或冷压缩天然气(CCNG)产品，因此用LNG/CCNG产品加工替代次级工作流体冷回收循环。
运行中，贮存的接近-230°F且496.5psia的液态空气312(或后设临界空气)离开贮存罐304，并且首先在由马达驱动的低温液泵302中被泵压，从而使得空气进入换热器306a时大约-222°F且大约1715psia。冷出站空气冷凝逆流的工作流体314流，工作流体314处于它自己的闭合回路320中，如下所述。
空气离开换热器306a时近似-200°F，并进入换热器306b，其中它和工作流体314的冷流一起冷却电能贮存介质313，即，从大约420°F到大约-4°F的逆流的低压空气流。该低压空气流312和流向另外的加热和膨胀步骤的空气相同，但是它已经膨胀并仍然含有剩余热。因此换热器306b是热能和冷能回收设备，其中膨胀的空气的剩余热含量被用来预热出站空气并且预膨胀工作流体314，并且其中那两种流的制冷含量被用来冷冻低压空气，以使其变成到GT的前端压缩机324的冷的干燥的进入空气。
转到电能贮存介质312，高压出流空气离开换热器306b时大约90°F，并且移到换热器306c(另一热能回收设备)，其中大约595°F的返回的工作流体314继续预热空气流312。电能贮存介质312接着移动到换热器306d，在换热器306d中来自GT303的温度大约为1100°F的热的气态产物316加热高压空气312至差不多1100°F左右的GT废气316以下10度内。电能贮存介质312(热的仍然高压的空气)在第一膨胀阶段的膨胀机308a从大约1710psia膨胀到大约171psia，接近10:1的膨胀比。膨胀的空气离开膨胀机308a时大约420°F，并在换热器306e中被逆流的GT废气316流重新加热，然后在膨胀机308b中膨胀至大约17psia的出口压强，膨胀比也为大约10:1。膨胀的最后一阶段将生产大约420°F的空气流，如上文所述，该空气流是热膨胀机306b中的热源。其它膨胀状态(例如入口和出口温度、压降比)是可能的。
转到GT阵列303，NG燃料流318移动到燃烧室322，并且冷的、干燥并且稠密的进入空气流穿过GT阵列303的前端压缩机324，到GT的燃烧室322并且然后到膨胀机308d，膨胀机308d由发电机300负载。如上面概括的，GT的主要目的是提供加热空气和工作流体流的高等级废热。它的第二目的是生产补充从空气的两个阶段膨胀和工作流体的单个阶段膨胀回收的电力输出的电力输出。如果来自电网的入站电力不可用(由于停电、自然灾害、恐怖破坏等)，那么GT也可产生后备电力。
来自GT的热的废气316(即气态燃烧产物)的温度将根据GT的效率(效率越高出流越冷)，以及根据空气313的进入温度(其中更冷的进入空气趋向于生产更冷的出流)改变。例如100千瓦-5000千瓦之间的范围(但是其它范围也是可能的)内可得的大多数GT将生产温度为大约900°F-1000°F的废气流，该温度这足够高等级，从而能够为本发明的实施例生产多于90％的“能量转换效率”(RTE)。然而，数个所谓“后燃器”或“补燃燃烧器”装置可以用来允许温热的GT废气被送到空气和工作流体回路。熟悉热力学、以及换热器和热气体膨胀机的最佳性能的技术人员将能够选择适合的GT废气的后燃补充加热以得到最佳温度。
转到工作流体回路320，在工作流体314在换热器306a中冷凝，并以大约-30°F和大约139psia(依赖于选择的工作流体)收集在缓冲罐326中之后，它能够被与马达驱动的低温液泵302(如上所述的用于泵送液态空气电能贮存介质312)相同类型的泵泵压。液态工作流体314被泵送至大约1710psia并被运送通过换热器306b，其中它帮助冷却逆流的空气流313至大约-4°F。(更冷的进入温度也是可能的)。现在大约90°F的工作流体312在换热器306f中被进一步加热至大约1000°F，并且在被发电机负载的膨胀机308c中以近似10:1的膨胀比膨胀，离开时大约171psia，大约595°F。
仍然温热的工作流体314接着穿过换热器306c以帮助预热逆流的空气，因此在它进入换热器306a被冷凝/液化之前冷却工作流体314至大约100°F，完成封闭的工作流体回路320。应该注意到图3中示出的示例性的实施例构成了用于空气和NG流的开放回路，以及用于工作流体流的封闭回路。贮存的电能贮存介质312、液态空气通过废气道328作为GT废气316离开系统。GT发电机300，载有工作流体膨胀机的(多个)发电机300，以及载有空气膨胀机的(多个)发电机300生产电力。
通过用单个GT替代独立燃烧室(将生产更热的废气)，本发明的实施例能够充裕地利用来自GT的(更冷)近似1100°F的出流流。例如，额定为1兆瓦，但是最大输出2.25兆瓦(可通过冷的进入空气实现)的单个GT允许总输出为大约14.4兆瓦/115兆瓦时的商业规模VPS单元的有成本效益和高效率的部署。这有利地提供了规模小至千瓦规模和大约1兆瓦的VPS部署的经济可行性，但是其中原动机可以是天然气引擎而不是GT。
每年可在US和全球部署14.4兆瓦/115兆瓦时规模的，数百或数千的预制的、工厂制造的、撬装式商业规模VPS单元，每个单元提供它的全部或部分电力输出到主站点，剩余部分(如果有的话)则销售给电网。除了使用GT生产一部分“分布式供电”产品并因此提供方便使用的足够高等级的热源(但是不太热的热源)，本发明还提供以下：代替由废热驱动的两种工作流体回路(例如CO2和NH3)，如同在其它VPS实施例中的，本实施例消除了第三(NH3)回路并且仔细考虑能够替代CO2的多种工作流体。
除了冷凝闭合回路的工作流体之外，出站的液态空气和冷的泵压工作流体流还冷却膨胀的空气，从而允许在任何气候中的夏天和冬天将接近大气压空气作为-4°F的进入空气被送到GT。“冷回收”过程中的最后一步允许GT生产上述2.24兆瓦，而不是它通常生产的只有1.5兆瓦(夏天)到2.0兆瓦(冬天)。通过上述方法，使得GT的电力输出增长了12％-49％，同时很好地使用出站液态空气中的剩余低等级制冷。
在示例性的实施例中，电能释放系统和方法实现电能出流模式期间最佳冷和热回收平衡，以及原动机使用的燃料和系统使用的流体之间的最佳平衡，以便将贮存的机械能转换成分布式供电产品。更具体地，低温贮存罐304的尺寸和从罐到GT303的电能贮存介质312的流速可以与特定GT的冷空气吸入率“匹配”。相应地，工作流体314的流速可以与来自出站空气的可用制冷(以冷凝工作流体)，以及可从GT303获得的热量和等级“匹配”，以优化在热空气和热工作流体膨胀机(发电机负载)处回收的能量。
为了促进那种平衡，示例性系统中的一个“灵活”点是GT303生产的热能的量和等级，热能的量和等级可以和电能贮存介质312和工作流体314的流速相联系。如上所述，可通过在GT阵列303中包括后燃器或补燃燃烧器，或提供补充加热器来加热空气和/或工作流体流来控制热能的量和等级。后燃器327或补充加热器可从额外注入的O2获益，这将导致更热的燃烧过程。在燃烧室、换热器和热气体膨胀机的限制内，这样的比标准更热的燃烧产物能够加强出流模式的性能。因此，对流速的一个最后调节可以采用到GT和/或到后燃器327和/或到补充加热器的NG流速的方式。
以下是可和图3的系统和方法一起使用的这样的平衡的示例性实施例，图3的系统和方法中，原动机是GT，电能贮存介质是液态空气。首先，近似-4°F的GT300的进气流速与选择的液态空气贮存容量相匹配。同样，贮存的液态空气电能贮存介质312的制冷含量与冷凝/液化封闭回路320中的工作流体所需要的制冷相匹配，封闭回路320用来重新使用贮存液态空气中的可用制冷来冷凝工作流体314，以便允许它被泵压、加热和在发电机负载的膨胀机中膨胀。保留足够的低等级制冷以允许将-4°F的空气313传送到GT303的进气口，其中在冷空气312和工作流体314流被GT废气316加热之前从它们回收低等级制冷。
来自GT的近似1000°F废气的热含量的一部分被分配到被泵压的空气，从而可以最有效地释放液态空气中贮存的能量。GT的热排气的热含量的剩余部分被分配到被泵压的工作流体，工作流体的流速(依照上面)与液态空气312和GT排放气体316的流速相匹配。在从GT废气获得的热不够的情况下，燃烧NG的后燃器327(或直燃型加热器)被提供给GT热废气316，以便在系统中的最佳点重新加热废气，从而生产足够多的热量来与液态空气以及工作流体流速相匹配。
因此，本发明的示例性的实施例能够平衡原动机的燃料的流速和被制冷的贮存媒介的流速以及工作流体的流动，其中，被制冷的贮存媒介的流速决定其相对于工作流体回路所需的冷凝的制冷含量，并且其中冷流体中剩余的任何低等级制冷在循环中被充分利用。为了实现这些平衡的流速和热与冷能分配，后燃器或补充加热器(有或没有使用额外的O2)可被集成到循环中。
然而，对于一些部署，工作流体流速、热和冷传递的接近理想的平衡可能不是成本有效的。在那些实例中，本发明能够被“减化”至其最简单实施例。例如，示例实施例在空气分离装置处的部署将允许(如果为了简单起见需要)单一低温流体(例如空气)被泵压、加热和膨胀，而不需要工作流体回路，从而液态空气中的任何未使用的制冷可以被用来预冷却到GT的进入空气和/或被用来产生更多的液态空气。
相似地，如果N2是低温流体，例如在实验室或食品包装厂或军事基地，那么主站点为了其它目而使用N2可以是在该站点存在液态N2的主要动机。在这种情况下，本发明的分布式供电产品属性将是受欢迎的“奖金”，即使N2的制冷含量没有被次级工作流体回路完全回收。
参照图4，现将描述使用O2/N2作为电能贮存介质412的电能释放和冷能回收的示例系统和方法。示例性的O2/N2释放系统401将包括与以上结合图3所描述的液态空气系统相同或相似的部件和配置。例如，系统包括低温贮存容器404，低温贮存容器404带有流体连接至其的泵402，泵402由马达M驱动；多个流体连接至泵402和贮存罐404的换热器406a-406f；以及至少一个膨胀机408，膨胀机408可包括多个膨胀机408a-408d，多个膨胀机408a-408d流体连接至换热器406a-406f中至少一个。示例性的实施例也能利用原动机组件403(例如，包括GT的GT阵列和发电机400)，用以生产出流电力429的一部分并作为热源来加热工作流体回路(例如空气和CO2)；主要O2/N2回路410；次级(冷回收)工作流体回路420。除了使用作为电能贮存介质的O2/N2和下述区别之外，其它部件、回路和流412、413、414、416、418、420、422、424、426、428、430类似于图3中的300系列所指定的相应项目。示出发电机400在三个位置负载GT403、空气膨胀机408b和408c，并且负载工作流体膨胀机408c。电能输出429在全部这三个位置处发生。
当使用O2/N2作为电能贮存介质412时的一个变化是到GT阵列403的进入空气413是在换热器406b中被O2/N2中的剩余低等级制冷冷却的环境空气，并且示例系统和方法还包括甲醇注入系统460。甲醇注入系统460提供来自罐464的甲醇461(或其它适合的可燃的防冻剂)，甲醇461被泵466泵压至适合的压强并且通过喷射阀462被灌输到进入空气，以防止进入空气中的水分冻结。甲醇注入步骤将在空气进入换热器406b之前，在/靠近点A实施。甲醇(或其它可燃防冻剂)将根据需要周期地补充。
如上所述，电能释放系统和方法实现电能出流模式期间最佳冷和热回收平衡，以及原动机使用的燃料和系统使用的流体之间的最佳平衡，以将贮存的机械能转变成分布式供电产品。如下是其中原动机是GT并且电能贮存介质是液态O2/N2的平衡效果的示例性的实施例。第一，贮存的电能贮存介质412、液态O2/N2的流速与GT阵列403的进入空气的流速相匹配，从而使得出流O2/N2412将到GT的全部环境进入空气413冷却至接近-4°F。用来防止冷却的进入空气413冻结的甲醇461的注入速度与进入空气流413的流速和它的水分相匹配。
贮存的O2/N2412的制冷含量也与冷凝/液化工作流体封闭回路416所需的制冷相匹配，工作流体封闭回路416用来重新使用贮存的O2/N2412中的可用制冷来冷凝工作流体414，从而允许它被泵压、加热和在发电机负载的膨胀机中膨胀。来自GT的近似1000°F废气的热含量的一部分被分配到被泵压的O2/N2，从而能够最有效地释放O2/N2中贮存的能量。GT的热废气热含量的剩余部分被分配到被泵压的工作流体，被泵压的工作流体的流速与O2/N2和GT排放气体的流速相匹配。在从GT获得的热量不够的情况下，燃烧NG的后燃器427(或直燃型加热器)可被提供给GT热废气416，以便在系统中的最佳点重新加热废气，从而生产匹配液体空气和工作流体流速的足够热量。
应该注意到，如果电能输出模式以及电能贮存(液态O2/N2)生产模式位于空气分离装置处，则可修改这个示例性的平衡过程。在那种情况下，该过程可被简化，除去工作流体回路，并且允许空气分离装置使用出站O2/N2流中的任何剩余制冷来产生更多液态空气和被销售到市场的更多较高价值的液态O2/N2。那样的简化将减小电能出流模式的资本成本，简化它的运行，并允许可用热和冷能的适当匹配，从而不浪费任何有用能量。也可使用出站贮存介质中的任何剩余冷能来生产LNG/CCNG，从而实现平衡。
图5示出了其中燃烧NG的引擎500替代GT403的另一变体。在示例性的实施例中，可通过燃烧化石燃料例如天然气来提供用于出流模式的大约1000°F的热。也可以使用其它类似燃料，如厌氧消化气体或垃圾填埋气体或其它生物气体。采用燃烧NG的引擎作为原动机，引擎也将受益于冷冻的进入空气。来自引擎的废热流(包括通过使用后燃器或补充加热器)能够依据贮存的液体空气(或液态O2/N2)的出流速度以及通过工作流体回路实现的冷回收进行校准。贮存介质的制冷含量可以与它的回路中的工作流体的适合流速所需要的冷凝相匹配，其中那两种流被加热至大约1000°F(在发电机负载的热气体膨胀机中膨胀这些事先被泵压的流体的最佳温度)。出站低温贮存流体512的冷含量在换热器506b中回收，其中到引擎的进入空气513被预冷却至接近34°F，从而避免空气中的水分冻结。
示例性的O2/N2释放系统501将包括上面结合图4所描述的液体空气系统相同或相似的部件和配置。例如，所述系统包括低温贮存容器504，低温贮存容器504带有流体连接至其的泵502，泵502被马达M驱动；与泵502和贮存罐504流体连接的多个换热器506a-506f；以及至少一个膨胀机508，膨胀机508可包括流体连接至至少一个换热器506a-506f的多个膨胀机508a-508d。示例性的实施例也将利用原动机组件503(例如，在这种情况下包括燃烧NG的引擎505)来生产出流功率529的一部分并且作为热源来加热工作流体回路(例如，空气、CO2或上述的其它流体)；主要O2/N2回路512；次级(冷回收)工作流体回路520。除了使用燃烧NG的引擎替代GT以及下面提到的区别之外，其它部件、回路和流512、513、514、516、518、520、522、524、526、528、530类似于图4中的400系列所指定的项目。发电机500在三个位置示出负载引擎503、空气膨胀机508a和508b以及负载工作流体膨胀机508c。电能输出529可发生在那全部三个位置处。
这个实施例可以包括“后燃器”或补充加热器(未示出)，“后燃器”或补充加热器将使引擎废气的温度升至大约1100°F，从而为系统提供最佳等级的热。在这个示例性实施例中，低温贮存介质(液体空气或O2或N2)512将不会被送到引擎500而将作为无害出流流被排放到大气。
然而，电能贮存介质512和工作流体流514的冷含量被用来冷却到燃烧NG的引擎505的进入空气513，以向引擎505提供稠密空气(每体积包含更多氧气)，并允许引擎在所有季节以稳定的方式更好地运行。在这个意义上，出站低温功率贮存介质512和工作流体514(在它的封闭回路中移动)的冷含量超过能够被应用到进入空气513的制冷，任何多余的制冷可用在相邻的过程中，例如食品加工或用于建筑物的夏天冷却，或用于LNG/CCNG生产。这样的多余制冷的另外使用可包括冷却负载引擎和膨胀机的发电机，以提高发电机的效率。图5没有示出那些冷回收设置，这对工艺工程师来说是众所周知的。
在示例性的实施例，接近5兆瓦/40兆瓦时的VPS设计可使用1兆瓦的燃烧天然气的引擎替代GT作为原动机。如同在上面的使用GT并且规模为大约14.4兆瓦/115兆瓦时的示例中，引擎产生的废热的量和等级可以与贮存的液体空气(或空气分离装置可用的O2/N2)的量以及与第二回路中的工作流体的流速相匹配。可从1兆瓦的引擎获得的总的热，该热的低等级以及废热在引擎的水套和它的排气管之间分开的事实暗示了后燃器在从引擎获得最佳量和等级的热(1000°F左右)是有用的。
这样规模的、独立入流贮存和出流贮存设备可包含用于处理进入空气的数个往复压缩机，全部往复压缩机都在单个撬装块上，第二撬装块包含燃烧气体的引擎，第三撬装块包含机械式冷冻机和换热器，第四撬装块包含热气体膨胀机。这种4-撬装块的配置将是本实施例的“器械规模”版本，其中本发明的入流和出流模式在同一位置。那样的规模将允许“工厂制造”配置(而不是现场构造)，从而允许广泛部署单一(或数个)预制设计。此外，对于只需要大约3-4兆瓦(24-31兆瓦时)的电力输出的那些客户，预制的VPS“器械”将仍然是可行的部署选项，因为来自器械的任何多余电力输出(高于并超过主客户的需求)可以被销售到传送非峰值功率到器械的同一电网上的其它客户。
转到图6，功率释放和冷回收系统601的另一示例性实施例可以是用于车辆驱动的电能出流模式的移动(而不是固定)部署，其中，被泵压的电能贮存介质612，例如液态氮或液态空气，被来自燃烧LNG的、电力生产机车的(或船的或其它车辆的)涡轮机603的废热616加热。(我们想到GT，因为它通常更轻并且需要的维护比引擎少)。燃烧LNG的GT603可提供“联合循环”发电装置的总输出的大约20％，而剩余80％从贮存在液态空气的单独的容器中的机械能得到，其中该能量将被GT603生产的回收的热的燃烧产物616释放，并且其中电能贮存介质612的制冷含量的一部分被用来深度冷冻到GT的前端压缩机624的进入空气流，因此提高它的性能。该配置可被称为“混合电循环”，但是其中GT不驱动车辆，而是贡献电力输出(还有热的、高压空气)，其中所述组合的电力输出驱动马达，所述马达驱动机车的轮子或船的推进器。
这类实施例将包括上面与结合图5所描述的系统相同或相似的部件和配置。例如，系统包括低温贮存容器604，低温贮存容器604带有流体连接至其的泵602；多个与泵602和贮存罐604流体连接的换热器606a-606c；以及至少一个膨胀机608，膨胀机608包括流体连接至至少一个换热器606a-606c的多个膨胀机608a-608c。除了使用机车或轮船涡轮机，以及文中提到的不同之外，其它部件、回路和流612、614、616、624、628类似于图5中的500系列所指定的相应项目。发电机600在两个位置中示出负载GT603和膨胀机608a和608b。电能输出629在那两个位置处发生。
机车(或其它车辆)可以由一个或多个LNG“煤水车(tenders)”660(罐车)以及一个或多个液态空气煤水车604服务。LNG和液态空气的生产可沿着轨道线(或其它运输路线)进行，使用沿着轨道线的NG管线作为LNG618的原料气体，环境空气作为集成的液态空气装置的原料。(LNG和液态空气生产的设备和一般原理是相似的并能够共生地整合。)依照本发明的入流贮存模式，这样组合的LNG和液态空气装置可以在其夜间运行期间使用“轮式”可再生电能。每个这样的装置可以是充分工作的分布式电能贮存和分布式发电设备。然而，替代将高峰电能在电网上送出，高峰时段的电能输出将允许装置在白天离网运行。此外，装置的两种产物，LNG618和液态空气612将构成“可运输的”贮存机械能资产。在LNG的情况下，当NG经历与燃烧相关联的化学变化时，能量含量大部分在NG的BTU含量的潜在释放中。在液态空气的情况下，当被泵压的电能贮存介质612(例如液态空气)汽化、加热以及在发电机负载的热气体膨胀机608a、608b中膨胀时，贮存的能量以机械方式释放。
多个这类装置(用作电能贮存和电能产生设备601)能够服务多个机车、每个机车成为分布式电力生产网络的一部分。当然，类似的实施例也适用于轮船，其中LNG和液态空气装置位于港口。除此之外，这些实施例能够用于重型采矿设备，以及用于货车、公交车或其它车辆，特别地如果它们是返回基地仓库每日加燃料的船队的部分，则LNG和液态空气都可用。
尽管商业规模VPS装置几乎可以部署在任何大型工业设施，其中“最容易得到的”是空气分离装置，空气分离装置24/7运行(全天候运行)，具有现场液态空气生产设备并且可以消耗上面示例实施例(其中生产14.4兆瓦/115兆瓦电力)的一大部分。整个入流模式(生产液态空气)已经存在于每个空气分离装置，基本上消除了VPS入流贮存设备，因此减少了复杂性、资本成本和每个VPS部署的占用空间。
此外，很多空气分离装置在它们的液态O2和N2的生产速度之间不平衡，因为它们通常位于只需要那些产物中的一种而不是全部的“主”站点。公开的实施例能够利用贮存的液态O2或液态N2(替代液态空气)，其中贮存的(低价值的)低温液体可以通过上面概述的出流贮存模式输送，而不需要被送到GT。替代地，O2或N2中的任何剩余制冷在O2/N2以环境温度和压强被排放(为下个夜间非高峰时段的更多O2/N2贮存提供空间)之前，被用来冷却到GT的进入空气。(当然，干净的O2/N2排放不是排放问题)。
能够部署在空气分离装置的又一优化将简化只到GT的出流模式和开放回路热空气(或O2/N2)膨胀循环，而没有次级工作液体回路。贮存的液态空气/O2/N2的流速可以与可从GT获得的热相匹配，并且邻近VPS部署工作的空气分离过程可以回收可从被泵压的液态空气/O2/N2获得的任何过量的制冷。所述优化复杂度最低、成本最低并且占用最小可能空间，并且能够使用单一GT单元和单一(两级带重新加热)的发电机负载的热气体膨胀机来非常有效地生产高于10兆瓦/80兆瓦时的总电力输出。
上面概述的配置(其中半集中生产的液态O2或N2被分散式发电网络接收)能够安装在很多站外客户位置，例如，任何空气分离装置半径100英里内。在这样的实施例中，每个客户的贮存罐和出流设备将每日接收从半集中式空气分离装置传送的O2/N2，因此减少了每个客户站点处的完全独立VPS循环装置的资本成本的约35％。半集中式空气分离装置实际上可以是生产大规模O2/N2的公用事业规模的“电能贮存”设备，而只有低温贮存和VPS出流模式设备的附属站点将构成分布式发电/电能释放站点的商业规模网络。如果每个客户将安装它自己的VPS入流贮存设备并使用该设备和从电网购买的非高峰电力，那么O2/N2的传送价格通常需要与每个客户生产的液态空气成本竞争力相当。该有竞争力的价格结构能够实现，因为空气分离装置的规模经济，还因为作为贮存介质的O2或N2是空气分离装置的最低价值的产品。
又及空气分离装置的作用，公开的实施例在任何空气分离装置处的部署可以促使该设施用作ESCO，为空气分离工业打开了全新的商业机会。在最简单的水平，每个空气分离装置将利用本实施例的系统和方法来接收和贮存非高峰电能并在白天高峰需求时段释放该电能，允许它在白天完全离网。在那种模式中，空气分离装置将充当它自己的ESCO，并且可能销售多余电能给电网。当空气分离装置位于“主”站点时，例如向其提供例如O2的钢厂或玻璃制造设施，现在它可以作为该主实体以及它自己的ESCO。
在文中概述的半集中模式中，空气分离装置能够充当将被供应O2/N2的数个电能出流(分布式电能生产)站点的ESCO，除了在那种情况下ESCO不销售电能，而销售低温流体形式的贮存能量。在由空气分离装置提供产品和服务的情况下，ESCO的作用可以和当前(标准)产品一样重要。照此，ESCO的作用可以刺激新的空气分离装置部署(商业增长)，其中标准产品/服务(O2、N2、CO2、氩气…)是ESCO功能的获利多的“副产品”。
在文中讨论的全部实施例中，即使电网“停网”几小时/几天/几周/几个月，并且没有新的液态空气(或O2/N2)被生产、贮存或传送，原动机也能够继续在VPS分布式生产设备处产生电能(例如从单一GT的1兆瓦或从单一引擎的1兆瓦)。只要NG管线系统是完好的，每个VPS装置可以将其额定电能出流可用量的大约10％到20％作为后备发电量。因此，公开的实施例不只是分布式电能贮存和分布式电能产生方法和系统，它们也是用于为主站点提供后备电能的方法，并且允许公开的实施例替代柴油发电机(及其燃料罐)和其它类型的后备电源，并且允许很少使用的备用容量具有全时(每日)用途。
此外，对断电容忍非常低的一些“任务关键”设施，例如军事基地、医院和数据中心，可以选择“额外的”现场N2(或液态空气或O2)贮存，只要NG管线没被破坏，就允许它们在贮存的N2(或液态空气或O2)允许的时间内以VPS部署的全容量继续生产电能。很多军事基地依赖于N2作为气体填充火车和飞机轮胎，因为和空气不同，N2不包含氧气并且不助燃。公开的实施例允许这种现场N2装置(或在N2从站外生产者传送时的N2贮存罐)集成到综合的分布式电能贮存、分布式电能生产和紧急备用电源系统。
贯穿本发明讨论的分布式电能生产实施例不只是对集中电能生产的补充，也是对它的替代。示例性的实施例为电能的生产和分配提供了全新的模型，实质上消除了对“大”发电厂(电力输出容量为数百兆瓦)的需求，并且允许实质上重新构建电网。
出于与空气排放和灰尘处理相关的原因以及减轻烧煤的发电厂的那些影响的相关联成本，美国或欧洲不太可能任意建设新的烧煤的发电厂。因此，将显著减少建设使用低成本燃料(煤)的新的“大”发电厂(数百兆瓦容量)的选择。煤的低成本的原因很大程度上由于它排放的外部效应不是由烧煤的发电厂来“承担”的事实以及将其从土地移除的方式。如果这些成本反应在它的价格中，它将不一定是最低成本的化石燃料。
核电厂替代燃煤电厂的可能性是遥远的，因为公众对核电厂的抵制，它们的费用以及需要的长的交付周期和没有可行的核废料处理系统。小规模的核电厂在发展中，但是它们被公众接受程度是不确定的并且它们的成本效益还没有被证实。建设新的核电厂履行了零空气排放(并且没有灰尘产物)的承诺，但是与核废料处理相关的问题和“察觉到的”(或实际的)与安全紧密相关的问题还没有解决。
大多数观察者将指向作为满足美国和欧洲的长期电力需求(特别是基荷需求)的唯一可行替代的燃烧NG的联合循环发电厂。这类电厂提供了最干净的化石燃料选项并且依赖相对低成本的燃料。然而，大的联合循环发电厂需要定位在能够传送所需量的燃料的区域NG管线，并且靠近大量便利可用的、低成本的水以供给冷却塔和循环流侧。它们的成本(几亿美元)要求大的客户群(建设之前)，并有权使用大量资本。
当考虑到站点选择、许可过程、需要获得资本许诺，并且需要“一次性”建设每个联合循环发电厂，以及高度专业化设备的长的交付周期，因此提出部署和电厂启动和投产之间的时间可能需要很多年。不顾及它们的规模，大的联合循环发电厂(包括具有最复杂部件的最大、最新发电厂)不会实现高于近似60％的效率。除了上述之外，大规模、集中式联合循环发电厂还需要大规模、复杂的、长距离的电力传输系统，这也需要数年来许可和建设(如果它们得到许可)。集中式发电厂和长距离传输系统都容易受到自然和人为事件的损害。
总的来说，这样大的联合循环发电厂几乎总是远离它们的客户，使用大量的珍贵的水，要求非常大的资本和时间投资，通常必须“预售”它们的电力给大客户群，提供尤其不高的效率(考虑它们的规模)，并且(同将它们连接至它们的大客户群的复杂电网一起)容易受到计划外事件和灾害的损害。
出于多种原因，可再生发电(例如风力涡轮机)的增长是重要的并且是值得推荐的趋势，原因包括：避免排放物、避免放射性废物以及避免和发现燃料源、回收燃料、加工、运输和贮存相关联的整个过程的能力。然而，可再生电力部门的增长不够快以跟上全球电力需求，并且大部分可再生电力的间歇现象是显著的限制。简而言之，如果可再生电力部门全速增长，电能贮存必定一起增长。发明人的在这个领域的在前专利是有用的，本发明也是。
大多数垃圾填埋场生产填埋气体(LFG)，填埋气体(LFG)在初步清洁后可以在引擎(或涡轮机)中燃烧以生产电力。这个方法替代了燃烧LFG，因此将“可再生资源”(垃圾)转变成能量。然而，来自这类LFG-到-千瓦部署的夜间电能的价值低于日间价值。本发明的实施例允许夜间电能转变成贮存的液态空气(或其它低温流体)，贮存的液态空气(或其它低温流体)将在白天作为额外的电能被释放，其中来自现存的引擎(或涡轮机)的废热将驱动电能出流模式。相似的装置可以与厌氧消化器设施集成。替代燃烧消化池气体，本发明将允许气体作为用于生产液态空气的夜间燃料，并且作为用于释放贮存的液态空气的日间热源。
本发明的实施例允许很多小的分布式电能生产设施部署在几乎任何NG管线上；靠近它们的顾客；要求非常少的(如果有的话)水；要求更少的资本和时间投资来部署；而不要求需要在部署之前定契约的大的客户群；基本实现与大的联合循环发电厂相同的效率；以及减少整个电能生产和分布系统的“易损性”。
而且，本发明的每个部署的实施例，无论是作为独立电能贮存和电能生产设备或作为上面概述的半集中式贮存模式的一部分，将允许从源头处例如风力农场“接收”非高峰可再生能量。该特征将有助于可再生电力生产源的分布更广的部署，允许它们通过传送基荷、可调度的电力到电力客户来更好地和电网集成。同时，可再生电力部门的增长将增加对本实施例的需要。
当通过城市的地理大小来测量时，纽约市的(NYC)每日电力需求在美国是最大的。同时，出于很多原因，提供市内发电装置的能力被严格限制，原因包括需要避免新的“点源”排放物。从城市外建设新的高容量电缆同样有挑战性并且非常昂贵。在没有新的市内发电和/或向城市输送电力的电网的建设或升级的情况下，城市将经历超出电网容量的电力需求，特别是在夏天。
本发明的示例性的实施例提供数个合理的响应(针对NYC以及其它，全球地)。峰化器装置：NYC和附近的长岛群集许多简单循环40兆瓦的峰化器GT，峰化器GT被安装以减轻峰值需求时段的可用电力的短缺。那些站点中的每一个都适于强化，其中将一起部署低温N2(或O2或液态空气)罐和VPS出流模式设备的其余部分，但是没有入流贮存设备。在这样的升级中使用的N2将每日或半周到达，优选地在夜里到达以避免交通问题。NYC(或长岛)中或附近的单一空气分离装置将服务数个这样的分布式VPS部署。在这种情况下，采用没有很多空间给新设备并且其中新生产的电力的经济价值非常高的站点，实施例可以不需要包括工作流体回路。反而将只使用N2的冷含量来预冷却到GT的进入空气。这样的简化的设计可能没有包括工作流体冷回收回路的设计有效，但是它可能是优选的选择(考虑到部署的空间限制或其中减少的资本成本比运行效率更重要)。
ConEdison蒸汽系统：示例性的实施例允许使用补充的热调节可用热的等级。在NYC的情况下，其中，新的“点源”排放许可难以获得，这样的补充加热器将结合ConEdison现存城域“区域加热”系统中的蒸汽产生的一定(正在进行的)降低来安装。换句话说，ConEdison下降的蒸汽客户群将允许它每年的燃料使用的一部分从蒸汽生产切换到本实施例中使用的工作流体的补充加热，而没有新的排放物。通过依赖场外(半集中)空气分离装置来每日输送N2，每个部署将避免建设前端、入流贮存设备的需要，减少部署的占用空间并且减少它在“客户”站点的复杂性。总的来说，当被部署在两个不同部分(集中式电能贮存和分散式电能释放)，本实施例将允许ConEdison的蒸汽产生设施具有新的生产任务，并且允许(很多年中第一次)NYC在城市限制(没有新的排放)内部署新的电能生产设备。
市内空气分离装置：由上文所述，NYC和附近LongIsland(长岛)和Westchester(韦斯切斯特)现将准备好新建空气分离装置。那些装置将不仅服务多个分散(分布式生产)电能生产站点，也将向NYC区域的大的医疗保健市场(和其它O2市场)提供液态氧气。那些新的空气分离装置离多个VPS发电站点越近，从半集中式装置运输低温流体的成本越低。如上文所述，LNG生产和液态N2生产的集成是相对简单的问题。在NewYork(NYC的外部)，生产液态N2用于附近VPS出流贮存部署的空气分离装置也将生产LNG。那种LNG可以被用来给运输液态N2的货车提供燃料。当然，空气分离装置本身也可以是VPS出流部署站点，在装置可能离网(全部或部分)的高峰日间时段，使用贮存的、前一晚生产的N2/O2来作为它的工作流体。
有机郎肯循环(ORC)系统在类似于联合循环发电厂的蒸汽部分，并且类似于本实施例的出流模式的循环中将废热转变成能量。然而，最商业可用的ORC系统需要相对高等级的热(高于300°F)来操作。此外，甚至当热的等级高于600°F时(如同一些ORC系统优选的)，ORC系统的效率倾向于相对低，范围从大约12％到20％，取决于可用热的等级。
示例性的实施例提供了回收废热并用其生产电能的可替代方法。替代ORC设备，示例性实施例可部署VPS循环的出流模式，其中将从半集中式空气分离装置传送O2/N2，并且其中，在从VPS单元的GT或燃烧NG的引擎接收高等级的热之前，现场的、低等级的热将被用来预热O2/N2流。该集成将允许更小的GT(或引擎)来提供更大的O2/N2流，从而减小系统中燃烧的NG相对量。在主站点可用的低等级的废热将是应用到出站O2/N2的第一热源，将工作流体(WF)加热到废热源的温度的10度内，并且接着将WF加热到1000°F(1000°F对于O2/N2来说是最佳的预膨胀温度)。
因此，上面概述的部署将允许以能够供应足够电力以在每日高峰电力需求时段从电网移除(全部或很大部分)那种设备的方式使用在工业站点的可用废热。替代采用昂贵的设备来将站点的废热无效率地转变成站点的每日高峰电力需求的一小部分的ORC方案，示例性的实施例允许该站点在高峰时段完全独立于电力电网，其中该独立性由可用废热部分地“促使”。
可以通过使用以下方法学(凭借示例性的数值)计算示例性的实施例的能量转换效率(用于产生低温流体(入流贮存模式)的电量与释放(出流贮存模式)的电量的比率)。全部公开的实施例得到高能量转换效率(RTE)比率。以下是示例性的RTE运算。
VPS能量转换效率(RTE)方法学
基本案例假设
贮存：225,000加仑的液态空气＝1,368,800磅的液态空气＝3罐，每个75,000加仑
假设
贮存：225,000加仑的液态空气＝1,368,800磅的液态空气＝3罐，每个75,000加仑
入流贮存：每天10小时乘以每周5天乘以每年52.14周
出流贮存：每天8小时乘以每周5天乘以每年52.14周
能量流
入流贮存：16.21兆瓦×10小时＝162.1兆瓦时/天；42,288兆瓦时/年
净出流贮存：48.05兆瓦×8小时＝384.4兆瓦时/天；100,211兆瓦时/年
出流期间使用的天然气(NG)：177,055标准立方英尺/小时；161,959,575英热/小时
VPS循环的热率：3,371英热/千瓦时
NG的更低的热值(LHV)能量含量：915英热/标准立方英尺(近似)
使用的NG的电能输出含量
电能兆瓦时(如果高效率(60％)使用NG)，联合循环发电厂(即高效发电系统使用相同量的NG可实现的电能输出的量)：59,804兆瓦时/年
可归因于贮存能量的能量输出部分
总电能输出-可归因于NG的电能输出＝从贮存回收的能量：
100,211兆瓦时-59,804兆瓦时＝40,408兆瓦时
RTE＝回收的输出÷入流贮存
40,408÷42,288＝95.55％
换句话说，使用42,288兆瓦时的入流贮存，回收了40,408兆瓦时，生产了95.55％的回收率或能量转换效率(RTE)。那个相对高的RTE可使用GT和一些引擎配置可获得的相对高等级的热来实现。较低等级的热(例如大约800°F)将生产接近大约82％的RTE率。然而，在一些情况下，考虑到本实施例产生的电能贮存和电能生产值，RTE是优选的结果。在其它情况下，如果高RTE(例如90％或更高)对经济可行性来说是必要的，或如果只能获得较低等级的可回收废热，则可引入多个补充的加热步骤，如同贯穿本文所述的。应该注意到，上面的RTE运算只是示例性的并且不以任何方式限制文中公开和要求保护的实施例。
因此，可见提供了半集中式电能贮存和分布式电能生产和电能释放和冷回收的系统和方法。应理解的是，任何前述配置和专用部件可以和在前实施例的任何装置或系统相互交换。虽然上文中描述了阐述性的实施例，显而易见地，在不背离本发明的范围的情况下，本领域技术人员可做出多种改变和修改。所附权利要求旨在覆盖落入本发明的真正精神和范围内的全部这类改变和修改。

Claims (29)

1.一种半集中式电能贮存和分布式电能生产系统，包括：
在第一位置处的至少一个电能贮存设备，所述电能贮存设备包括电能贮存介质，所述电能贮存介质包括：液态空气、氧气、氮气或其组合；
在不同于所述第一位置的第二位置处的至少一个分布式电能生产设备；以及
至少一个移动贮存电能运输单元，所述移动贮存电能运输单元被配置成运载所述电能贮存介质的至少一部分到所述分布式电能生产设备。
2.根据权利要求1所述的系统，其中，所述电能贮存设备是空气分离装置。
3.根据权利要求1所述的系统，其中，所述电能贮存设备起到能量服务公司的作用。
4.根据权利要求1所述的系统，其中，所述分布式电能生产设备电连接至电网并且提供电能到所述电网。
5.根据权利要求1所述的系统，还包括至少一个电能生产者，所述电能生产者向所述电能贮存设备提供电能。
6.根据权利要求1所述的系统，其中，所述电能贮存设备被配置成在分布式电能生产模式中使用被贮存的电能的一部分。
7.根据权利要求1所述的系统，还包括流体连接至所述分布式电能生产设备的天然气管线。
8.根据权利要求1所述的系统，其中，所述电能贮存设备包括：
多个压缩机；
至少一个换热器，其流体连接至至少一个所述压缩机；
至少一个膨胀机，其流体连接至至少一个所述压缩机；
机械式冷冻机，其流体连接至所述膨胀机；以及
贮存容器，其流体连接至所述膨胀机。
9.根据权利要求1所述的系统，其中，所述分布式电能生产设备包括：
多个换热器；
至少一个膨胀机，其流体连接至至少一个所述换热器；以及
原动机组件，其包括原动机，所述原动机组件流体连接至至少一个所述换热器。
10.一种半集中式贮存能量和分配电能的方法，包括：
在第一位置将电能贮存在电能贮存介质中，所述电能贮存介质包括：液态空气、氧气、氮气或其组合；
将所述电能贮存介质的至少一部分运输至不同于所述第一位置的第二位置；以及
在所述第二位置处从所述电能贮存介质释放电能以发电。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，贮存电能包括将空气分离成氧气、氮气或其组合。
12.根据权利要求10所述的方法，其中，发电包括向电网提供电能。
13.根据权利要求10所述的方法，其中，在所述第一位置处使用被贮存的电能的一部分。
14.根据权利要求10所述的方法，还包括在所述第二位置处提供天然气。
15.根据权利要求10所述的方法，其中，贮存电能包括提供侧向负荷制冷剂流以冷却所述电能贮存介质。
16.根据权利要求10所述的方法，其中，释放电能包括：
泵压所述电能贮存介质；
引导工作流体逆流于所述电能贮存介质，从而所述工作流体加热所述电能贮存介质，并且所述电能贮存介质冷凝所述工作流体；
引导一个或多个气态燃烧产物逆流于所述电能贮存介质，从而气态产物加热所述电能贮存介质和所述工作流体；以及
在发电机负载的膨胀机中使所述电能贮存介质和所述工作流体膨胀。
17.一种集成式电网、燃料源和地表运输系统，包括：
在第一位置处的至少一个电能贮存设备，所述电能贮存设备包括电能贮存介质，所述电能贮存介质包括：液态空气、氮气、氧气或其组合；
在不同于所述第一位置的第二位置处的至少一个分布式电能生产设备，所述分布式电能生产设备电连接至电网；
至少一个移动贮存电能运输单元，所述移动贮存电能运输单元被配置成通过地表运输系统将所述电能贮存介质的至少一部分运载到所述分布式电能生产设备；以及
燃料源，所述燃料源流体连接至所述分布式电能生产设备。
18.根据权利要求17所述的系统，其中，所述电能贮存设备是空气分离装置。
19.根据权利要求17所述的系统，其中，所述电能贮存设备被配置成在分布式电能生产模式中使用被贮存的电能的一部分。
20.根据权利要求1所述的系统，还包括移动车辆，所述移动车辆包括原动机，所述原动机流体连接至移动分布式电能生产设备。
21.根据权利要求20所述的系统，其中，所述原动机是燃料涡轮机，并且其中所述涡轮机提供由所述分布式电能生产设备供应的一部分电能。
22.根据权利要求20所述的系统，其中，所述原动机是燃料涡轮机，并且其中所述电能贮存介质冷却到所述涡轮机的进入空气。
23.根据权利要求1所述的系统，其中，所述系统是商业规模部署。
24.根据权利要求1所述的系统，还包括在不同于所述第一位置的第三位置处的至少一个电能贮存设备，其中至少一个移动贮存电能运输单元将电能贮存介质从所述第三位置运输到所述分布式电能生产设备。
25.根据权利要求1所述的系统，其中，所述至少一个移动贮存电能运输单元将至少一部分离网的电能贮存介质运送到所述分布式电能生产设备。
26.根据权利要求1所述的系统，还包括流体连接至所述分布式电能生产设备的原动机，所述原动机起到备用发电机的作用。
27.根据权利要求1所述的系统，其中，至少一个分布式生产设备将电能送回到所述电能贮存设备。
28.根据权利要求11所述的方法，还包括在所述电能贮存介质中贮存至少一部分电能作为备用电能。
29.一种分配电能的方法，包括：
通过独立于电网的运输模式，将电能贮存介质中的电能从第一位置运输到第二位置。
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