CN109154210B - 动力回收的改进 - Google Patents

动力回收的改进 Download PDF

Info

Publication number
CN109154210B
CN109154210B CN201780020912.7A CN201780020912A CN109154210B CN 109154210 B CN109154210 B CN 109154210B CN 201780020912 A CN201780020912 A CN 201780020912A CN 109154210 B CN109154210 B CN 109154210B
Authority
CN
China
Prior art keywords
gas
expansion
power recovery
expansion stage
recovery device
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201780020912.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109154210A (zh
Inventor
斯蒂芬·加雷斯·布雷特
克里斯·贝利
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Gowell Ltd
Original Assignee
Gowell Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Gowell Ltd filed Critical Gowell Ltd
Publication of CN109154210A publication Critical patent/CN109154210A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109154210B publication Critical patent/CN109154210B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K19/00—Regenerating or otherwise treating steam exhausted from steam engine plant
    • F01K19/02—Regenerating by compression
    • F01K19/04—Regenerating by compression in combination with cooling or heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/02—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of multiple-expansion type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/02—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being an unheated pressurised gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F02C1/10—Closed cycles

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

一种系统，包括：低温储罐，其用于储存低温剂；泵，其与低温储罐流体连通，用于将来自低温储罐的低温剂泵送至高压；蒸发器，其与泵流体连通，用于蒸发来自泵的高压低温剂，以形成高压气体；动力回收装置，该动力回收装置包括用于传递机械动力的传动轴；以及电机，该电机被机械地联接到动力回收装置的传动轴，用于将动力回收装置回收的机械动力转换成电能。该系统可在动力回收模式和机动模式下操作，在动力回收模式下，动力回收装置由来自蒸发器供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收所述机械动力，在机动模式下，动力回收装置由除蒸发器供应的高压气体以外的驱动装置驱动。

Description

动力回收的改进
技术领域
本发明涉及动力回收系统和方法，尤其涉及低温动力回收系统和方法。
背景技术
电传输和配电网络(或电网)必须平衡发电与消费者需求。目前，这通常是通过以如下方式调制网络的发电侧(供电侧)来实现：开启和关停电站；和/或使一些发电站在接近满负荷的情况下连续运行，使得可以根据需要通过降低负载设定点或将电厂从电网中去除而增加或减少电力输出。总体平衡必须在逐秒的基础上进行维持。
不是被开启和关停而是通常在接近满负荷下连续运行以优化电力生产效率的发电厂(power plant)有时被称为基荷电厂(baseload plant)。这些通常涉及热力学蒸汽循环。典型的示例包括核电厂、燃煤电厂，和联合循环燃气轮机，其中使用燃气轮机的废热来加热蒸汽循环。由于升高温度源(核反应堆、熔炉、燃气轮机)和蒸汽循环的温度需要很长时间，因此这种热力学蒸汽电厂不能快速地开启和关停。联合循环燃气轮机的总启动时间通常为45分钟，而核电厂或燃煤电厂的启动时间通常为几个小时。因此，这些电厂在稍低的负载下运行，并且可以通过升高负载设定点来响应电力需求增加。由于这些电厂是已经在运行，因此通常可以在数秒内实现这种响应。
在短时间上开启以满足峰值需求的发电厂有时被称为调峰电厂。调峰电厂被设计用以提供更快的响应，但是不利于效率。因此，以上述方式平衡供应侧导致效率损失。在大的规模上，这些通常是开式循环燃气轮机，其使气体在类似于喷气发动机的燃气轮机中燃烧。空气通过压缩机被压缩、与可燃气体混合，并且在燃烧室中燃烧。所产生的高压热气体在涡轮机中膨胀以产生功，该产生的功在发电机中转换成电能。来自涡轮机的热废气被排放到大气，这不同于在闭式循环燃气涡轮机中被使用，其中它被用于加热蒸汽循环，如前所述，蒸汽循环需要时间来加热。开式循环燃气轮机电厂通常可在约15分钟内启动。这主要受限于：需要排空任何潜在的可燃气体的排气烟囱，这样的潜在的可燃气体会引起爆炸；以及需要以受控方式将涡轮加热到其工作温度，以避免快速的热冲击。因此，在高电力需求的预期中需要这些电厂，以允许启动系统所花费的时间。
目前，可获得基于各种技术并且因此表现出不同的启动持续时间的大量调峰电厂。这些电厂可分为两大类：
-基于非热力学的系统(例如，电池、水力电厂、飞轮)，以及
-基于热力学的系统(例如，开式循环燃气轮机(OCGT)、压缩空气储能(CAES)、液态空气储能(LAES))。
在水电调峰电厂(非热力学)中，允许水从高处流过涡轮机以驱动发电机。因为能量仅体现为保持在高处的水量的势能，所以仅通过打开阀门并且允许水进入涡轮机而相对快地启动发电厂。在这种情况下，启动时间受限于涡轮机达到额定速度以及在发电机被联接到电网之前将该速度精确控制为与电网同步所花费的时间。为了减少对电力输出信号作出反应所需的时间，水力发电厂可以设计用以在水流断开的情况下运行直至同步，然后保持与电网联接。在这种模式下，涡轮机持续旋转，并且发电机作为电机运行，联接到电网。当需要电力时，仅打开阀门以允许水进入涡轮机并发电。以这种方式，电厂可以在不到一分钟的时间内从空载状态转换到标称电力输出。水电调峰电厂提供了良性排放的另外优点，但需要构建特定的地理特征，这限制了它们的可部署性。
为了应对全球变暖，正在向网络中引入越来越多的间歇性可再生发电容量，包括风力涡轮机和太阳能集热器，这因引起在发电侧的部分的可用性方面的不确定性而进一步使电网平衡复杂；一种可以使用储能来解决的问题。
储能装置和系统通常具有三个操作阶段：充电、存储和放电。储能装置通常在高度间歇的基础上，在传输和分配网络上的发电容量不足时产生电力(放电)。这可以通过地方电力市场中的高电价或通过负责网络运行的组织对额外容量的请求而对存储装置运营商发出信号。在一些国家，例如英国，网络运营商与具有快速启动能力的发电厂运营商签订向网络供应备用储备的合同。此类合同可以涵盖数月甚至数年，但通常电力供应商的运营(发电)时间是非常短的。此外，存储装置可以提供额外的服务，以在间歇性可再生发电机向电网供电过剩时提供额外负载。当整个夜间需求较低时，风速通常较高。网络运营商必须通过低能源价格信号或与消费者签订特定合同以在网络上布置额外需求来利用过剩供应，或必须限制来自其它电站或风电场的电力供应。在一些情况下，特别是在补贴风力发电机的市场中，网络运营商将不得不向风电场运营商支付费用以“关停”风电场。存储装置为网络运营商提供了有用的附加负载，该附加负载可用于在供电过剩时平衡电网。
对于商业上可行的存储系统或装置，以下因素是重要的：每MW(电力容量)的资金成本、每MWh(能量容量)的资金成本、往返行程循环效率、根据初始投资和启动速度可以预期的关于充电和放电循环次数的寿命。对于广泛的公用事业规模应用，同样重要的是，存储装置在地理上不受约束，即它可以在任何地方构建，特别是在高需求点附近或者在间歇性源或传输和分配网络中的瓶颈附近。
因此，需要一种环境友好、地理上不受限、低资金成本、经济上可行且快速响应的储能装置和系统，以及用于从这些储能装置和系统回收电力的系统和方法。
发明内容
液态空气储能(LAES)使得能够使用低温剂(例如，液态空气或液态氮)储存能量，以及通过热力学处理将其转化为高压气体以能够驱动与发电机联接的涡轮膨胀器来发电而进行的后续动力回收。因此，LAES采用无害物质(与电池和OCGT不同)，在地理上不受限(与水力发电厂不同)，并在市场上提供许多优势。一般而言，LAES系统在其充电阶段通常利用在低需求或来自间歇可再生发电机的供应过剩期间的低成本或多余电力，以在第一液化阶段期间液化诸如空气或氮气的工作流体。然后，在储存阶段期间，其被作为低温流体储存在储罐中；并且后续地，在高需求或从间歇性可再生发电机的供应不足期间，其在低温泵中被泵送至高压，被蒸发并且用于驱动涡轮机，从而在放电或动力回收阶段产生电力。
LAES是一个热力学过程。与其他热力学过程类似，启动动力回收阶段所需的时间中的大部分被用于达到工作温度(特别是用以冷却低温泵)，使涡轮膨胀机旋转以跟上速度，以及精细控制其转速以便使发电机与电网同步，发电机经由传动轴机械地联接到涡轮膨胀机。启动时间通常需要几分钟。
发电机必须以其转动以便电磁地联接到电网的转速对于技术人员已知为同步速度。该速度取决于发电机转子上的磁极数量，并且取决于电网的频率，例如欧洲为50Hz，美国为60Hz。此后，同步速度也将在参考涡轮膨胀机和膨胀级中使用。本领域技术人员将理解，这并不一定意味着与发电机相同的转速，因为涡轮膨胀机或构成涡轮膨胀机的各个膨胀级可通过齿轮箱连接到发电机，这意味着与发电机的同步速度相对应的转速可能不同。因此，术语同步速度在本说明书中旨在表示对应于发电机的相关旋转设备的转速与电网同步。
涡轮膨胀机应理解为是包括一个或更多个膨胀级的旋转膨胀机，每个膨胀级包括至少一个位于壳体中的膨胀轮(膨胀级)。这些膨胀级可以连接到以相同速度旋转的公共传动轴(这包括机械地联接在一起的多个轴)，或被连接到以不同速度旋转并且通过齿轮箱连接到至少一个传动轴的多个轴。
膨胀级可以与至少一个另外的膨胀级共用所述多个轴中的至少一个轴。例如，涡轮膨胀机可包括布置在两个轴上的四个膨胀级(每个轴两个膨胀级)，该两个轴以第一和第二速度旋转，并且经由齿轮箱连接到以第三速度旋转的传动轴。膨胀级可包括在多于一个的相应壳体中的多于一个轮，其在气流中并联连接。
通常，传动轴连接到发电机，以将传动轴处的机械动力转换成发电机的电端子处的电力。
本发明人有利地发明了一种系统和方法，该系统和方法减少了启动LAES系统的动力回收阶段和将电力输出到电网所需的时间。这具有巨大益处，因为随着更多间歇性可再生发电容量的引入，电网只会变得更不稳定。
根据本发明的一个方面，提供了一种系统，该系统包括：
低温储罐，该低温储罐用于储存低温剂；
泵，该泵与低温储罐流体连通，用于将来自低温储罐的低温剂泵送至高压；
蒸发器，该蒸发器与泵流体连通，用于使来自泵的高压低温剂蒸发，以形成高压气体；
动力回收装置，该动力回收装置包括：传动轴，该传动轴用于传递机械动力；
电机，该电机被机械地联接到动力回收装置的传动轴，用于将动力回收装置回收的机械动力转换成电能，
其中所述系统能够以下列模式操作：
动力回收模式，其中动力回收装置由蒸发器供应的高压气体驱动，并且回收来自所述高压气体的机械动力；和
机动模式(motored mode)，其中动力回收装置由蒸发器供应的高压气体之外的驱动装置驱动。
提供机动模式意味着系统能够取决于所采用的低温泵而瞬时或几乎瞬时地(例如，小至几秒钟)对例如来自电网运营商或电厂运营商的启动信号做出反应。这表现为优于现有技术的显著改进。
该系统可以是能够在其机动模式和其动力回收模式之间转换。可选地，当系统处于其机动模式时，泵不向蒸发器供应高压低温剂。通过将来自泵的高压低温剂供应引入到蒸发器，可以使系统从其机动模式转换到其动力回收模式。
当系统处于其动力回收模式时，电机可以配置用以作为发电机运行，并将动力回收装置回收的机械动力转换成电能。当动力回收装置处于其机动模式时，电机可以被配置用以驱动动力回收装置。在系统处于其机动模式时，电机可以被配置用以作为马达运行。
该系统还可包括至少一个阀，当系统处于其机动模式时，该至少一个阀被构造用以将动力回收装置与泵和/或蒸发器隔离。
电机可以被配置为联接到外部电网。当系统处于其动力回收模式时，电机可以被配置为向外部电网供应电能。当系统处于其机动模式时，电机可以被配置为从外部电网汲取电力以驱动动力回收装置。该系统还可以包括电断路器，用于将电机联接到电网和/或将电机从电网断开联接。
当系统处于其机动模式时，可以以第一预定速度驱动动力回收装置。当系统处于其动力回收模式时，可以以第二预定速度驱动动力回收装置。第一确定速度可以与第二预定速度相同。第一预定速度和/或第二预定速度可以是电机与电网同步所需的速度。
如本领域中已知的，对于包括足够大的低温储罐的大容量系统，低温泵可以位于低温罐的内部、浸没在低温剂中，使得其由罐中的周围低温剂而被保持在冷态。在包括小低温罐的小容量系统中，低温罐没有用于容纳低温泵的足够空间，因此低温泵位于低温罐的外部。
该系统还可包括用于冷却泵的第一冷却装置。第一冷却装置可包括第一导管，第一导管用于将来自低温储罐的低温剂输送到泵。泵可以位于低温储罐内，以允许低温储罐内的低温剂冷却泵。因此，第一冷却装置可以包括低温储罐内的低温剂。
本发明人已经认识到，与传统的热力发电系统不同，LAES过程可以被配置用以：通过允许低温系统在不向电网输出电力的情况下并且在不消耗大量低温工作流体且在系统中无能量损失的情况下运行延长的时间，而预期动力回收地执行低温系统的启动中的一些步骤。此外，在LAES电厂处于机动模式时，低温储罐中的液态空气的可用性意味着低温泵也可以在预期动力回收的情况下被冷却。一旦低温泵冷却到工作温度，则只要它被很好地隔热，用以维持该温度的液态空气消耗是非常低的；因此，低温泵可以在延长的时间段上被保持在其冷态下。在保持泵处于冷态的情况下采用机动模式使得能够减少响应于发电信号而启动动力回收装置所花费的时间。
可选地或另外地，该系统还可包括用于冷却动力回收装置的第二冷却装置。第二冷却装置可以包括用于将来自低温储罐的低温剂输送到动力回收装置的导管。
因此，第二冷却装置可用于防止动力回收装置的温度升高到阈值温度(例如，其最大操作温度)以上。由于在动力回收装置中(例如，由动力回收装置中的轴承)和空气动力学摩擦中耗散的动力呈现热的形式，因此可以使动力回收装置的温度升高。
动力回收装置可以包括一个或更多个涡轮膨胀机，或包括有多个涡轮膨胀机。每个涡轮膨胀机都可以包括一个膨胀级、一个或更多个膨胀级，或多个膨胀级。每个膨胀级都可以包括一个膨胀轮、一个或更多个膨胀轮，或多个膨胀轮。一个或更多个涡轮膨胀机可以将其所有的膨胀级连接到传动轴。每个膨胀级都可以连接到传动轴。
这些膨胀级可以连接到以相同速度旋转的公共传动轴(这包括机械地连接在一起的多个轴)，或连接到以不同速度旋转并通过齿轮箱连接到至少一个传动轴的多个轴。
如上所述，涡轮膨胀机可以是包括一个或更多个膨胀级的旋转膨胀机，每个膨胀机都包括至少一个位于壳体中的膨胀轮(膨胀级)。这些膨胀级可以连接到以相同速度旋转的公共传动轴(这包括机械联接在一起的多个轴)，或连接到以不同速度旋转的多个轴并且通过齿轮箱连接到至少一个传动轴。
膨胀级可以与至少一个其他膨胀级共享所述多个轴中的至少一个。例如，涡轮膨胀机可以包括布置在两个轴上的四个膨胀级(每个轴两个膨胀级)，所述两个轴以第一和第二速度旋转并且经由齿轮箱连接到以第三速度旋转的传动轴。膨胀级可包括在多于一个的相应的壳体中的多于一个的轮，其在气流中并联连接。上述布置在发电领域中是已知的。
例如，如图1-6所示，动力回收装置可包括具有四个膨胀级的一个涡轮膨胀机，所有的膨胀级布置在与发电机相连的同一传动轴上。
该系统还可包括热交换器，该热交换器被构造用以：在高压气体在动力回收装置中膨胀之前，将热的热能传递给高压气体。出于本发明的目的，热的热能是指在80℃至300℃之间的温度下内含在流体内的能量。该系统可包括一个或更多个热交换器，所述一个或更多个热交换器被构造用以：在高压气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前，将热的热能传递给高压气体。热的热能可以在高压气体在每个涡轮膨胀机中或在每个膨胀级中膨胀之前通过热交换器传递到高压气体。
该系统还可包括在下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间的旁通管道，用以在系统处于机动模式时允许来自下游膨胀级的冷气或热气流到上游热交换器或膨胀级。旁通管道可以包括用于控制通过旁通管道的气体流量的旁通阀。
该系统还可以包括电马达，用于在系统处于机动模式时驱动动力回收装置。
该系统可以是能在空载模式和机动模式之间转换。
可选地，在空载模式中，根本不驱动动力回收装置。换句话说，可选地，在空载模式中，蒸发器不供应高压气体，电机也不联接到电网(电断路器断开)。可选地，当系统处于其空载模式时，蒸发器不供应高压气体，电机不联接到电网，并且与动力回收装置的传动轴连接的任何小电马达都被停机。
低温剂可包括液态空气或液态氮。该系统还可包括与动力回收装置流体连通的排气装置。
另外，提供了一种方法，包括：
提供用于储存低温剂的低温储罐；
提供与低温储罐流体连通的泵，用于将来自低温储罐的低温剂泵送至高压；
提供与泵流体连通的蒸发器，用于蒸发来自泵的高压低温剂以形成高压气体；
提供动力回收装置，该动力回收装置包括用于传递机械动力的传动轴；
提供电机，该电机被机械地联接到动力回收装置的传动轴，用于将动力回收装置回收的机械动力转换成电能，并且用于选择下列模式中的一种：
动力回收模式，其中动力回收装置由蒸发器提供的高压气体驱动，并且回收来自高压气体的机械动力；和
机动模式，其中动力回收装置由除蒸发器供应的高压气体之外的驱动装置驱动。
术语“高压”和“低压”在本领域中是公知的，并且技术人员将理解这些术语在本发明上下文中的含义。例如，高压气体可以是当系统处于其动力回收模式时用于驱动动力回收装置的气体。低压气体(和/或低压低温剂)可以是当系统处于机动模式时，用于除驱动动力回收装置之外的目的的气体(和/或低温剂)，例如用于冷却部件，诸如蒸发器和/或泵和/或动力回收装置。
附图说明
现在将参考附图描述本发明，其中：
图1示出了根据本发明实施例的第一系统；
图2示出了根据本发明实施例的第二系统；
图3示出了根据本发明实施例的第三系统；
图4示出了根据本发明实施例的第四系统；
图5示出了根据本发明实施例的第五系统；
图6示出了根据本发明实施例的第六系统；以及
图7示出了根据本发明实施例的第七系统。
具体实施方式
图1示出了根据本发明的系统10。系统10包括：低温储罐100，其用于存储低温剂；低温泵200，其与低温储罐100流体连通，用于将来自低温储罐100的低温剂泵送到高压；蒸发器300，其与泵200流体连通，用于蒸发来自泵200的高压低温剂以形成高压气体；动力回收装置350，其包括用于传递机械动力的传动轴360；以及电机600，其机械地联接到动力回收装置350的传动轴360，用于将动力回收装置350回收的机械动力转换成电能。电机600被构造用以经由电断路器700联接到外部电网，并且被构造和设置有如本领域中已知的必要的控制系统，以允许其作为马达或作为发电机操作，从而分别从电网输入电力或向电网输出电力。
系统10能够以动力回收模式和机动模式操作，在动力回收模式下，动力回收装置350由来自蒸发器300供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收所述机械动力，而在机动模式下，动力回收装置350由除蒸发器300供应的高压气体之外的驱动装置驱动。当系统处于其机动模式时，泵200不供应高压低温剂，并且系统10可通过引入来自泵200的高压低温剂的供应而从其机动模式转换到其动力回收模式。这将在下面进一步详细说明。
动力回收装置350包括：四个热交换器401、402、403和404；和涡轮膨胀机，其包括四个膨胀级501、502、503和504。系统10还包括与动力回收装置流体连通的排气烟囱800；和阀110、111、112、115和116，其目的将在下面说明。
系统10还包括：在低温罐100的顶部空间和热交换器401的入口之间通过阀115的连接部(例如，导管)；以及在最终的膨胀级504下游通过阀116的通风口。
在系统10的“正常”操作期间(即，在动力回收模式下)，液态低温剂(通常为液态空气或液态氮)被从低温罐100抽出、利用低温泵200被泵送至高压(例如50巴至250巴)，并且在蒸发器300中蒸发，以产生高压且接近环境温度(例如，-20℃至30℃)的气体。在蒸发器300中从低温剂回收的冷量可以储存在冷库(未示出)中，稍后用于辅助空气液化器中的冷却。
然后，使用来自单独热过程的环境热或废热(对应于80℃至300℃的温度)在热交换器401中使高压气体过热，所述单独热过程例如是在与LAES系统共同定位且在所述LAES系统的外部的系统中产生的单独热过程，这样的系统例如是发电厂、制造厂(例如钢厂等)和数据中心。用于使高压气体过热的废热也可以由LAES系统本身产生，或由与LAES系统共同定位且在所述LAES系统的外部的系统产生。
例如，过热的高压气体然后在四个膨胀级501、502、503、504中从140巴膨胀到接近环境压力。在各个膨胀级之间，气体在热交换器402至404中被再加热。四个膨胀级501、502、503、504经由传动轴360被机械地联接到电机600。电机600被构造用以当系统处于动力回收模式时充当发电机，并且将传动轴360的旋转中的机械功转换成电能。
本领域的技术人员将认识到，本发明不限于四个膨胀级，并且膨胀级的数量和它们的压力比的选择是系统的效率与成本之间的折衷。
本说明书的目的不在于详细描述系统的启动(即，从静止模式或空载模式)，这可以由本领域技术人员实现。但是，主要阶段可以描述如下：
1.以可控方式将低温泵200冷却至其操作温度；
2.使动力回收装置350(例如，涡轮膨胀机)旋转加快至接近标称操作速度；
3.通过控制通过动力回收装置350的气体流量，将电机600的转子的转速精细控制到同步速度；
4.闭合断路器700，以将电机600的转子电磁地联接到电网；
5.使动力回收装置350通电，以将输出到电网的电力增大到所需的值。
步骤1通常需要3到4个小时，这取决于采用的泵的尺寸和类型，因为泵从接近环境的温度以受控方式被冷却到其操作温度(通常在接近环境压力的液态空气的饱和温度附近；例如；-170℃)，以避免热冲击。通过允许受控的液态空气流进入泵，而冷却泵。当泵被冷却时，从液态空气产生汽化的气体，该汽化的气体可以被输送回到低温储罐的顶部空间，或者被排放到大气。在这个过程中消耗的液态空气的量很小。
由于动力回收装置和电机轴的惯性以及以所需精度达到同步速度所需的时间，步骤2至4可能需要2分钟到5分钟。这可以通过以下方式实现：
·控制低温泵的速度；或者，
·使低温泵以低速运行，并且使用流量控制装置(诸如，进口导向叶片或控制阀)控制通过至少一个膨胀级的流量；或者，
·利用在低温罐的顶部空间中的压力来输送低温剂，并且使用流量控制装置控制通过至少一个膨胀级的流量。
步骤5通常需要几十秒，这对应于使低温泵旋转加快至其所要求的操作速度所需的时间。
该描述说明了使用电机作为同步发电机的系统的操作，其中发电机以同步速度操作。本发明还适用于异步发电机，其以比与电网的同步速度略高的速度操作。异步发电机也可以以比同步速度略低的速度作为马达操作。技术人员将认识到，本发明在减少达到操作速度所需的时间方面同样提供了优点。
本发明人已经认识到，与传统的热力发电系统不同，LAES过程可以被配置用以：通过在不向电网输出电力的情况下并且在不消耗大量的低温工作流体且无其内包含的能量的损失的情况下允许系统在延长的时段上操作，而允许在预期动力回收的状态下执行步骤2至4。此外，在LAES设备处于机动但充电状态(低温储罐充满低温剂)的情况下低温储罐中的液态空气的可用性意味着也可以在预期动力回收的情况下执行步骤1。一旦低温泵被冷却到操作温度，只要它被很好地隔热，则用于保持该温度的液态空气消耗是非常低的；因此，低温泵可以在延长的时间段上被保持在其冷态。这允许将泵保持在冷态，因此使得其在消除步骤2至4在响应于发电的信号所需的时间方面是重要的。
因此，图1的系统10可以以机动模式操作或以动力回收模式操作。
在机动模式中，电机600被同步到电网，并且被电磁地联接到电网，而低温泵200停止但保持在冷态。换句话说，系统10已经经历上述的启动序列中的步骤1至4，但低温泵200已经停机或已经保持停机(取决于上述的实现同步的方法)。由于低温泵200没有在膨胀级501、502、503、504上维持压差，所以动力回收装置(例如，涡轮膨胀机)不产生功。当电机600被同步到电网时，其作为马达操作，并且使动力回收装置350的传动轴360旋转。旋转传动轴360并且驱动动力回收装置350所需的能量仅对应于作为动力回收装置350的轴承和/或齿轮箱中的摩擦和空气动力学摩擦(以下称为摩擦)消散的能量，并且相对于在动力回收模式中动力回收装置的动力输出是较小的。使润滑油在动力回收装置350的轴承中循环需要的负载更小。旋转传动轴的总负载通常表现为小于系统的额定功率的1-3％。
为了从空载模式(动力回收装置350和电机600静止)转移到机动模式，通常进行步骤1到4。使用少量低温剂，以将电机600同步到电网。
当步骤4被实现时，通过动力回收装置350的低温剂的流动然后被关闭，并且动力回收装置350继续由机动电机600驱动而以同步速度操作。
为了从机动模式转移到动力回收模式，低温泵200被启动，从而升高低温剂的压力和流量，使得动力回收装置350变得被加载并且开始产生功。随着动力回收装置350产生的功超过转动输出轴360所需的能量，电机600开始向电网输出电力，从而作为发电机操作。一旦被冷却，则低温泵200就能够取决于其类型而在几秒到一分钟之间的时间范围内旋转加快到标称速度。因此，从机动模式转换到动力回收模式中的功率设定点所需的时间可以短至几秒。
因此，取决于所采用的低温泵，系统10能够在短至几秒内对起动信号(例如，来自电网运营商或电厂运营商)做出反应。这代表了优于现有技术的显著改进。
参考图1，在机动模式下，阀111和112关闭以将膨胀级501、502、503、504和热交换器401、402、403、404与低温泵200和蒸发器300隔离，并且防止任何加湿的大气空气进入而接触到动力回收装置350。阀110打开，使得允许液态空气进入低温泵200，并且泵200中的汽化气体被输送到低温罐100的顶部空间。低温泵200在其操作温度附近保持冷态，并且允许膨胀级501、502、503、504转动、并由同步到并联接到电网的机动电机600驱动。
在动力回收装置350的轴承中及在空气动力学摩擦中消耗的动力呈现热的形式。虽然很小，但这随着时间进行将导致动力回收装置350的温度升高。这对于将动力回收装置350维持在暖态以在从机动模式转移到动力回收模式时降低对部件的热冲击是有用的。然而，它会导致温度上升高于动力回收装置350的最高操作温度。通过经由与低温罐100的顶部空间连通的阀115引入少量的冷气体(例如，汽化气体)，防止该温度上升高于动力回收装置350的最高操作温度。阀116允许释放由通过阀115引入的冷气置换的气体。阀116可以是控制阀，用以保持在包括四个热交换器401、402、403、404的系统部件和动力回收装置350中的期望温度：该温度必须足够高，以避免热冲击(当从动力回收模式转换到机动模式时)，并且必须足够低，以避免设备的物理退化。在包括四个热交换器401、402、403、404的系统部件内的压力必须保持为高于环境压力，以帮助防止水分进入系统部件内。阀115可以是用于保持动力回收装置350内的所需压力的控制阀。阀115和116可以一起操作，以将动力回收装置350保持在期望的温度和/或压力范围内。
当从电厂运营商或从远程接收到动力回收信号时，阀111和112打开，阀115和116关闭，并且低温泵200启动。系统现在处于动力回收模式。控制低温泵200的排出压力，以实现所需的动力输出。当动力回收装置350被加载高压工作气体时，动力上升，电机600从机动转移到发电(即，从输入电力转移到输出电力)。启动泵200并实现功率设定点所花费的时间由泵200的斜率确定。通常，根据低温泵的类型，可以在短至几秒内实现标称泵速。因此，从机动模式转移到动力回收模式所花费的时间可能只需几秒钟，其中在机动模式中，系统10消耗非常少量的来自电网的电力和非常少量的来自储罐100的液态空气，而在动力回收模式中，系统10为电网发电。
通过系统10以机动模式操作可以获得进一步的优点，因为通过调节对励磁绕组的激励可以控制(甚至作为马达工作的)电机吸收或提供无功功率，类似于同步电容器。这可用于帮助对电网上的地方电压的控制。此外，动力回收装置350和电机600的轴的旋转有助于电网的惯性，这帮助抑制电波形中的频率偏差。
有些设备项目对热冲击很敏感。技术人员将理解，这意味着温度的快速变化，其引起快速的膨胀或收缩，而导致部件材料的变形，这会促使部件疲劳以及不同部件的临时不慎相互作用的问题。因此，在一些情况下，需要限制一些设备中的温度变化率以降低热冲击。图2示出了实现此目的的系统20。
除了在蒸发器2300下游的管道系统与罐的顶部空间之间提供另外的连接，系统20与系统10相同，并且如上参考图1所述地进行操作。系统20包括：低温储罐2100，其用于存储低温剂；低温泵2200，其与低温储罐2100流体连通，用于将来自低温储罐2100的低温剂泵送到高压；蒸发器2300，其与泵2200流体连通，用于蒸发来自泵2200的高压低温剂以形成高压气体；动力回收装置2350，其包括用于传递机械动力的传动轴2360；以及电机2600，其机械地联接到动力回收装置2350的传动轴2360，用于将动力回收装置2350回收的机械动力转换成电能。电机2600被配置为经由电断路器2700联接到外部电网，并且被构造且设置有如本领域中已知的必要的控制系统，用以允许其作为马达或作为发电机操作，而分别从电网输入电力或输出电力。
与系统10类似，系统20可以在动力回收模式和机动模式下操作，在动力回收模式中，动力回收装置2350由来自蒸发器2300供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收所述机械动力，而在机动模式中，动力回收装置2350由除蒸发器2300供应的高压气体之外的驱动装置驱动。当系统处于其机动模式时，泵2200不供应高压低温剂，并且系统20可通过引入来自泵2200的高压低温剂的供应而从其机动模式转换到其动力回收模式，如上面参考图1所述的。
动力回收装置2350包括：四个热交换器2401、2402、2403和2404；以及涡轮膨胀机，其包括四个膨胀级2501、2502、2503和2504。系统20还包括与动力回收装置流体连通的排气烟囱2800以及阀2110、2111、2112、2115和2116。
蒸发器2300可以被设计用以耐受当冷的低温剂被输送到蒸发器2300并且被加热到接近环境温度时的热冲击。然而，例如为降低系统20的成本，优选地可以使用不耐受快速热冲击的蒸发器，且将其以与低温泵2200相同的方式保持在冷温下。在转换为机动模式的系统20中，可以允许一些低压的低温剂通过静态低温泵2200到达蒸发器2300，以便将它们两者保持在冷态。汽化在蒸发器2300被冷却时产生，并且通过蒸发器2300处的热进入被输送回到罐2100的顶部空间(替代地，它可以被喷射到大气)。
第三系统30在图3中示出。除了在膨胀级3504的排放和热交换器3401的入口之间经由旁通阀3113提供另外的连接，它与系统10相同，并且如上面参照图1和图2所述地操作。
系统30包括：低温储罐3100，其用于存储低温剂；低温泵3200，其与低温储罐3100流体连通，用于将来自低温储罐3100的低温剂泵送到高压；蒸发器3300，其与泵3200流体连通，用于蒸发来自泵3200的高压低温剂以形成高压气体；动力回收装置3350，其包括用于传递机械动力的传动轴3360；以及电机3600，其机械地联接到动力回收装置3350的传动轴3360，用于将动力回收装置3350回收的机械动力转换成电能。电机3600被配置为经由电断路器3700联接到外部电网，并且被构造且设置有如本领域中已知的必要的控制系统，以允许其作为马达或作为发电机操作，从而相应地从电网输入电力或输出电力。
与系统10和20类似，系统30可在动力回收模式和机动模式下操作，在动力回收模式下，动力回收装置3350由来自蒸发器3300供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收该机械动力，在机动模式下，动力回收装置3350由除蒸发器3300供应的高压气体之外的驱动装置驱动。当系统处于其机动模式时，泵3200不供应高压低温剂，并且系统30可通过引入来自泵3200的高压低温剂的供应而从其机动模式转换到其动力回收模式，如上面参照图1所述的。
动力回收装置3350包括：四个热交换器3401、3402、3403和3404；以及膨胀器(例如，涡轮膨胀机或涡轮机)，其包括四个膨胀级3501、3502、3503和3504。系统30还包括与动力回收装置流体连通的排气烟囱3800，以及阀3110、3111、3112、3113、3115和3116。
在正常操作(动力回收模式)期间，系统30与系统10相同地操作，阀3113关闭。
在机动模式下，系统30与第一系统10相同地操作，旁通阀3113打开，并且热交换器3401至3404中的至少一个被供应例如在80℃至300℃之间的温度下的热。由动力回收装置3350的旋转引起的压差导致通过旁路连接的小的再循环流。由于空气动力学摩擦而在轴承处和在动力回收装置3350中消散的热在旁路回路周围的再循环流中传递。
当从电厂运营商或从远程接收到动力回收信号时，阀3111和3112打开，阀3115和3116以及旁通阀3113关闭，并且低温泵3200启动。系统30现在处于动力回收模式。
该系统30提供特别的优点，即，将旁路回路中的所有部件保持在暖态。再次，可以通过经由阀3115引入冷气体来控制温度。
因为在机动模式期间在动力回收设备中耗散的电力低，所以达到期望的操作温度会需要一段时间。通过将热引入到至少一个热交换器直到达到所需温度，可以缩短所花费的时间。或者，如果来自动力回收装置的热耗散率不足，则可以在机动模式期间在热交换器处持续地提供热。
所提供的热可以来自与在动力回收模式中用于再加热的相同的废热源。如果该废热源不能持续可用，则可以在其可用时使用热存储器来存储热，而在废热源不可用时将热供应到旁路回路。热存储器可以用于在动力回收期间供热，或者它可以是仅在机动模式期间对系统供热的具有足够容量的小型热存储器。
在完整的LAES系统(包括使用液氮的系统)中，图1至3所示的动力回收系统可以形成也包括空气液化器的大型LAES系统的一部分，所述空气液化器用于将液态空气供应到低温罐。技术人员将认识到，动力回收系统可以独立于空气液化器的操作以机动模式操作，因为它不与罐的低温剂源相互影响。
第四系统40在图4中示出。除了它还设有在低温罐4100和低温泵4200之间经由阀4114的额外连接，它与系统30相同。
系统40包括：低温储罐4100，其用于存储低温剂；低温泵4200，其与低温储罐4100流体连通，用于将来自低温储罐4100的低温剂泵送到高压；蒸发器4300，其与泵4200流体连通，用于蒸发来自泵4200的高压低温剂以形成高压气体；动力回收装置4350，其包括用于传递机械动力的传动轴4360；以及电机4600，其机械地连接到动力回收装置4350的传动轴4360，用于将动力回收装置4350回收的机械动力转换成电能。电机4600被配置用以经由电断路器4700联接到外部电网，并且被构造且设置有如本领域中已知的必要的控制系统，以允许其作为马达或作为发电机操作，从而相应地从电网输入电力或输出电力。
与系统10、20和30类似，系统40可在动力回收模式和机动模式下操作，在动力回收模式下，动力回收装置4350由来自蒸发器4300供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收该机械动力，在机动模式下，动力回收装置4350由除蒸发器4300供应的高压气体之外的驱动装置驱动。当系统处于其机动模式时，泵4200不供应高压低温剂，并且系统40可以通过引入来自泵4200的高压低温剂的供应而从其机动模式转换到其动力回收模式，如上面参照图1所述的。
动力回收装置4350包括：四个热交换器4401、4402、4403和4404；以及涡轮膨胀机，其包括四个膨胀级4501、4502、4503和4504。系统40还包括与动力回收装置流体连通的排气烟囱4800，以及阀4110、4111、4112、4113、4114、4115和4116。
在泵冷却期间以及在机动模式期间，隔离阀4110保持关闭，允许液态空气经由阀4114进入泵4200。这允许使用小孔径管，以能够限制流量。此外，如果需要对流量进行任何的精细控制，则可以使用小的控制阀4114，并且大孔径阀4110可以是不具有精细位置控制的简单隔离阀。这可以降低成本。
第四实施例旨在示出将泵保持在冷态的替代方法。技术人员将理解，使用图4提出的原理的其他合适布置也可以实现这一点。
图5示出了第五系统50，其与系统40相同，但增加了经由轴连接到四个膨胀级的附加的马达5900，诸如小型电马达。
系统50包括：低温储罐5100，其用于存储低温剂；低温泵5200，其与低温储罐5100流体连通，用于将来自低温储罐5100的低温剂泵送到高压；蒸发器5300，其与泵5200流体连通，用于蒸发来自泵5200的高压低温剂，以形成高压气体；动力回收装置5350，其包括用于传递机械动力的传动轴5360；以及电机5600，其机械地联接到动力回收装置5350的传动轴5360，用于将动力回收装置5350回收的机械动力转换成电能。电机5600被配置为经由电断路器5700联接到外部电网，并且被构造且设置有如本领域中已知的必要的控制系统，以允许其作为马达或作为发电机操作，相应地从电网输入或输出电力。
与系统10、20、30和40类似，系统50可在动力回收模式和机动模式下操作，在动力回收模式下，动力回收装置5350由来自蒸发器5300供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收该机械动力，在机动模式下，动力回收装置5350由除蒸发器5300供应的高压气体之外的驱动装置驱动。当系统处于其机动模式时，泵5200不供应高压低温剂，并且系统50可通过引入来自泵5200的高压低温剂的供应而从其机动模式转换到其动力回收模式，如上面参照图1所述的。
动力回收装置5350包括：四个热交换器5401、5402、5403和5404；以及涡轮增压器，其包括四个膨胀级5501、5502、5503和5504。系统50还包括与动力回收装置流体连通的排气烟囱5800，以及阀5110、5111、5112、5113、5114、5115和5116。
在机动模式下，小型电马达5900使动力回收装置5350的四个膨胀级5501、5502、5503、5504和电机5600旋转，直到它们达到其同步速度并且电机5600联接到电网。随后，小型电马达5900将驱动动力回收装置5350的四个膨胀级5501、5502、5503、5504的责任移交给电机5600。
为小型电马达5900供电所需的少量电力可优于在系统10、20、30、40中使动力回收装置5350和电机5600达到其同步速度所需的少量低温剂。
图6示出了第六系统60，其与系统50相同，除了没有经由阀5115在低温罐6100的顶部空间和热交换器6401之间提供连接部。相反，允许来自泵的少量冷气体流过阀6111流向四个膨胀级。
系统60包括：低温储罐6100，其用于存储低温剂；低温泵6200，其与低温储罐6100流体连通，用于将来自低温储罐6100的低温剂泵送到高压；蒸发器6300，其与泵6200流体连通，用于蒸发来自泵6200的高压低温剂，以形成高压气体；动力回收装置6350，其包括用于传递机械动力的传动轴6360；以及电机6600，其机械地联接到动力回收装置6350的传动轴6360，用于将动力回收装置6350回收的机械动力转换成电能。电机6600被配置为经由电断路器6700联接到外部电网，并且被构造并且设置有如本领域中已知的必要的控制系统，以允许其作为马达或作为发电机操作，相应地从电网输入或输出电力。
与系统10、20、30、40和50类似，系统60可在动力回收模式和机动模式下操作，在动力回收模式下，动力回收装置6350由来自蒸发器6300供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收该机械动力，而在机动模式下，动力回收装置6350由除蒸发器6300供应的高压气体之外的驱动装置驱动。当系统处于其机动模式时，泵6200不供应高压低温剂，并且系统60可通过引入来自泵6200的高压低温剂的供应而从其机动模式转换到其动力回收模式，如上面参照图1所述。
动力回收装置6350包括：四个热交换器6401、6402、6403和6404；以及涡轮膨胀机，其包括四个膨胀级6501、6502、6503和6504。系统60还包括与动力回收装置流体连通的排气烟囱6800，以及阀6110、6111、6112、6113、6114和6116。
图6中所示的布置取消了阀5115(当与图5相比时)，阀5115在动力回收模式期间可能失效，而使低温罐6100暴露于低温泵6200产生的高压。
术语“高压”和“低压”在本领域中是公知的，并且技术人员将理解在本发明的上下文中这些术语的含义。例如，高压气体可以是当系统处于其动力回收模式时用于驱动动力回收装置的气体。低压气体(和/或低压低温剂)可以是当系统处于机动模式时用于除驱动动力回收装置之外的目的的气体(和/或低温剂)，诸如用于冷却部件，例如蒸发器和/或泵和/或动力回收装置。
如前所述，步骤5(对动力回收装置350上电以将输出到电网的电力增加到所需值)通常需要几十秒，对应于将低温泵旋转加快到其所需的操作速度而使动力回收装置将电网运营商所需的电力水平提供给外部电网所需的时间。
本发明人进一步发现了一种从响应时间中移除步骤5的巧妙方式，以便能够响应于电网运营商的订单而瞬时地输出电力。为此，蓄电池子系统80可以集成在系统10、20、30、40、50或60中的任何系统中。
图7描绘了蓄电池子系统80在系统10内的集成。以相同的方式，蓄电池子系统80可以集成在系统20、30、40、50或60中。为清楚起见，图7中描述了系统10的一部分。图1至图6中所示的并且用于将发电机电联接到外部电网的电断路器被称为第一电断路器。蓄电池子系统80包括电池8920，电池8920经由逆变器8910(即，整流器)和断路器8900电联接到电网。
必须提到的是，发电机600的端子经由断路器700连接到电网。
在空载或机动模式期间，电池8920可以在逆变器8910的控制下充电。在空载模式中，断路器700断开，发电机600不联接到电网。在机动模式下，发电机600经由接通的断路器700被同步地连接到电网。
一旦电池8920充分充电，则断路器8900可以保持接通(因为逆变器控制充电)或者断开。如本领域中已知的，断路器8900通常将保持接通以允许逆变器快速地控制电池的充电和放电，并且通常将断开用于维护。
当处于机动模式并接收到信号以输出电力时，系统10移动到动力回收模式。低温泵200斜升(ramp up)至全功率，发电机将电力输出到电网(步骤5)。同时，逆变器8910控制电池8920以瞬间放电。逆变器8910控制由电池8920输出的电力，使得由电网输出的总电力达到所需的设定点。当低温泵200斜升至所需的设定点时，电池输出的电力斜降，使得保持设定点。
本领域技术人员将认识到，为了瞬间地实现如发电机的最大输出那样高的设定点，电池必须确定为具有与发电机相同的额定功率。
蓄电池子系统80的优点在于，系统可以以电池的近乎瞬间的速率对电力输出信号做出响应；然而，又保持了低温系统的优点。电池只需要相对较小，因为它只需要在低温泵升温所需的短时间内操作。
以上参照附图以示例性形式描述了本发明，每个附图代表本发明的单个实施例。应当理解，存在本发明的许多不同实施例，并且这些实施例都落入由所附权利要求限定的本发明的范围内。

Claims (180)

1.一种系统，包括：
低温储罐，所述低温储罐用于储存低温剂；
泵，所述泵与所述低温储罐流体连通，用于将来自所述低温储罐的低温剂泵送至高压；
蒸发器，所述蒸发器与所述泵流体连通，用于蒸发来自所述泵的高压低温剂以形成高压气体；
动力回收装置，所述动力回收装置包括用于传递机械动力的传动轴；和
电机，所述电机被机械地联接到所述动力回收装置的传动轴，用于将所述动力回收装置回收的机械动力转换成电能，
其中所述系统能够在以下模式下运行：
动力回收模式，其中所述动力回收装置由来自所述蒸发器所供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收所述机械动力；和
机动模式，其中所述动力回收装置由除了由所述蒸发器供应的高压气体之外的驱动装置驱动。
2.根据权利要求1所述的系统，其中，所述系统能够在其机动模式和其动力回收模式之间转换。
3.根据权利要求1或2所述的系统，其中，当所述系统处于其机动模式时，所述泵不向所述蒸发器供应高压低温剂。
4.根据权利要求1或2所述的系统，其中，通过将来自所述泵的高压低温剂的供应引入到所述蒸发器，所述系统能够从其机动模式转换到其动力回收模式。
5.根据权利要求3所述的系统，其中，通过将来自所述泵的高压低温剂的供应引入到所述蒸发器，所述系统能够从其机动模式转换到其动力回收模式。
6.根据权利要求1或2所述的系统，其中，当所述系统处于其动力回收模式时，所述电机被配置用以作为发电机运行，并且将所述动力回收装置回收的机械动力转换成电能。
7.根据权利要求3所述的系统，其中，当所述系统处于其动力回收模式时，所述电机被配置用以作为发电机运行，并且将所述动力回收装置回收的机械动力转换成电能。
8.根据权利要求4所述的系统，其中，当所述系统处于其动力回收模式时，所述电机被配置用以作为发电机运行，并且将所述动力回收装置回收的机械动力转换成电能。
9.根据权利要求5所述的系统，其中，当所述系统处于其动力回收模式时，所述电机被配置用以作为发电机运行，并且将所述动力回收装置回收的机械动力转换成电能。
10.根据权利要求1或2所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
11.根据权利要求3所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
12.根据权利要求4所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
13.根据权利要求5所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
14.根据权利要求6所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
15.根据权利要求7所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
16.根据权利要求8所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
17.根据权利要求9所述的系统，其中，在所述动力回收装置处于其机动模式时，所述电机被配置用以驱动所述动力回收装置。
18.根据权利要求1或2所述的系统，其中，当所述系统处于其机动模式时，所述电机被配置用以作为马达操作。
19.根据权利要求1或2所述的系统，还包括至少一个阀，在所述系统处于其机动模式时，所述阀被配置用以将所述动力回收装置与所述泵和/或所述蒸发器隔离。
20.根据权利要求1或2所述的系统，其中，所述电机被配置用以联接到外部电网。
21.根据权利要求20所述的系统，其中，在所述系统处于其动力回收模式时，所述电机被配置用以向外部电网供应电能。
22.根据权利要求20所述的系统，其中，当所述系统处于其机动模式时，所述电机被配置用以从外部电网汲取电力以驱动所述动力回收装置。
23.根据权利要求21所述的系统，其中，当所述系统处于其机动模式时，所述电机被配置用以从外部电网汲取电力以驱动所述动力回收装置。
24.根据权利要求20所述的系统，还包括电断路器，所述电断路器用于将所述电机联接到所述电网和/或从所述电网解除联接。
25.根据权利要求21所述的系统，还包括电断路器，所述电断路器用于将所述电机联接到所述电网和/或从所述电网解除联接。
26.根据权利要求22所述的系统，还包括电断路器，所述电断路器用于将所述电机联接到所述电网和/或从所述电网解除联接。
27.根据权利要求23所述的系统，还包括电断路器，所述电断路器用于将所述电机联接到所述电网和/或从所述电网解除联接。
28.根据权利要求1或2所述的系统，其中，当所述系统处于其机动模式时，所述动力回收装置被以第一预定速度驱动。
29.根据权利要求28所述的系统，其中，当所述系统处于其动力回收模式时，所述动力回收装置被以第二预定速度驱动。
30.根据权利要求29所述的系统，其中，所述第一预定速度与所述第二预定速度相同。
31.根据权利要求28所述的系统，其中，所述第一预定速度是所述电机同步到所述电网所需的速度。
32.根据权利要求29所述的系统，其中，所述第一预定速度和/或所述第二预定速度是所述电机同步到所述电网所需的速度。
33.根据权利要求30所述的系统，其中，所述第一预定速度和/或所述第二预定速度是所述电机同步到所述电网所需的速度。
34.根据权利要求1或2所述的系统，还包括用于冷却所述泵的第一冷却装置。
35.根据权利要求1或2所述的系统，其中，所述泵位于所述低温储罐内，以允许用所述低温储罐内的低温剂冷却所述泵。
36.根据权利要求34所述的系统，其中，所述第一冷却装置包括所述低温储罐内的低温剂。
37.根据权利要求34所述的系统，其中，所述第一冷却装置包括第一导管，所述第一导管用于将来自所述低温储罐的低温剂输送到所述泵。
38.根据权利要求36所述的系统，其中，所述第一冷却装置包括第一导管，所述第一导管用于将来自所述低温储罐的低温剂输送到所述泵。
39.根据权利要求34所述的系统，还包括用于冷却所述动力回收装置的第二冷却装置。
40.根据权利要求35所述的系统，还包括用于冷却所述动力回收装置的第二冷却装置。
41.根据权利要求36所述的系统，还包括用于冷却所述动力回收装置的第二冷却装置。
42.根据权利要求37所述的系统，还包括用于冷却所述动力回收装置的第二冷却装置。
43.根据权利要求38所述的系统，还包括用于冷却所述动力回收装置的第二冷却装置。
44.根据权利要求39所述的系统，其中，所述第二冷却装置包括第二导管，所述第二导管用于将来自所述低温储罐的低温剂输送到所述动力回收装置。
45.根据权利要求40所述的系统，其中，所述第二冷却装置包括第二导管，所述第二导管用于将来自所述低温储罐的低温剂输送到所述动力回收装置。
46.根据权利要求41所述的系统，其中，所述第二冷却装置包括第二导管，所述第二导管用于将来自所述低温储罐的低温剂输送到所述动力回收装置。
47.根据权利要求42所述的系统，其中，所述第二冷却装置包括第二导管，所述第二导管用于将来自所述低温储罐的低温剂输送到所述动力回收装置。
48.根据权利要求43所述的系统，其中，所述第二冷却装置包括第二导管，所述第二导管用于将来自所述低温储罐的低温剂输送到所述动力回收装置。
49.根据权利要求1或2所述的系统，其中，所述动力回收装置包括至少一个涡轮膨胀机。
50.根据权利要求49所述的系统，其中，所述动力回收装置包括多个涡轮膨胀机。
51.根据权利要求49所述的系统，其中，每个涡轮膨胀机包括一个膨胀级、一个或更多个膨胀级、或多个膨胀级。
52.根据权利要求50所述的系统，其中，每个涡轮膨胀机包括一个膨胀级、一个或更多个膨胀级、或多个膨胀级。
53.根据权利要求49所述的系统，其中，所述动力回收装置包括一个膨胀轮，一个或更多个膨胀轮、或多个膨胀轮。
54.根据权利要求50所述的系统，其中，所述动力回收装置包括一个膨胀轮，一个或更多个膨胀轮、或多个膨胀轮。
55.根据权利要求51所述的系统，其中，所述动力回收装置包括一个膨胀轮，一个或更多个膨胀轮、或多个膨胀轮。
56.根据权利要求52所述的系统，其中，所述动力回收装置包括一个膨胀轮，一个或更多个膨胀轮、或多个膨胀轮。
57.根据权利要求49所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
58.根据权利要求50所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
59.根据权利要求51所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
60.根据权利要求52所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
61.根据权利要求53所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
62.根据权利要求54所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
63.根据权利要求55所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
64.根据权利要求56所述的系统，其中，一个或更多个涡轮膨胀机使所述涡轮膨胀机的所有膨胀级都连接到所述传动轴。
65.根据权利要求49所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
66.根据权利要求50所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
67.根据权利要求51所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
68.根据权利要求52所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
69.根据权利要求53所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
70.根据权利要求54所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
71.根据权利要求55所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
72.根据权利要求56所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
73.根据权利要求57所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
74.根据权利要求58所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
75.根据权利要求59所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
76.根据权利要求60所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
77.根据权利要求61所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
78.根据权利要求62所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
79.根据权利要求63所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
80.根据权利要求64所述的系统，其中，每个膨胀级都连接到所述传动轴。
81.根据权利要求1或2所述的系统，还包括热交换器，所述热交换器被配置用以在所述动力回收装置中的气体膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
82.根据权利要求49所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
83.根据权利要求50所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
84.根据权利要求51所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
85.根据权利要求52所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
86.根据权利要求53所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
87.根据权利要求54所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
88.根据权利要求55所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
89.根据权利要求56所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
90.根据权利要求57所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
91.根据权利要求58所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
92.根据权利要求59所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
93.根据权利要求60所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
94.根据权利要求61所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
95.根据权利要求62所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
96.根据权利要求63所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
97.根据权利要求64所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
98.根据权利要求81所述的系统，包括一个或更多个热交换器，所述热交换器被配置用以在气体在一个或更多个涡轮膨胀机中或在一个或更多个膨胀级中膨胀之前将热的热能传递给所述气体。
99.根据权利要求82所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
100.根据权利要求83所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
101.根据权利要求84所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
102.根据权利要求85所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
103.根据权利要求86所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
104.根据权利要求87所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
105.根据权利要求88所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
106.根据权利要求89所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
107.根据权利要求90所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
108.根据权利要求91所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
109.根据权利要求92所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
110.根据权利要求93所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
111.根据权利要求94所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
112.根据权利要求95所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
113.根据权利要求96所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
114.根据权利要求97所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
115.根据权利要求98所述的系统，其中，在气体在各膨胀级中膨胀之前，热交换器将热的热能传递到所述气体。
116.根据权利要求49所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
117.根据权利要求50所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
118.根据权利要求51所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
119.根据权利要求52所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
120.根据权利要求53所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
121.根据权利要求54所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
122.根据权利要求55所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
123.根据权利要求56所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
124.根据权利要求57所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
125.根据权利要求58所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
126.根据权利要求59所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
127.根据权利要求60所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
128.根据权利要求61所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
129.根据权利要求62所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
130.根据权利要求63所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
131.根据权利要求64所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
132.根据权利要求81所述的系统，还包括旁通管道，所述旁通管道位于下游膨胀级的出口和上游热交换器或膨胀级之间，用以允许来自所述下游膨胀级的冷气体或热气体流到所述上游热交换器或膨胀级。
133.根据权利要求116所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
134.根据权利要求117所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
135.根据权利要求118所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
136.根据权利要求119所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
137.根据权利要求120所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
138.根据权利要求121所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
139.根据权利要求122所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
140.根据权利要求123所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
141.根据权利要求124所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
142.根据权利要求125所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
143.根据权利要求126所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
144.根据权利要求127所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
145.根据权利要求128所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
146.根据权利要求129所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
147.根据权利要求130所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
148.根据权利要求131所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
149.根据权利要求132所述的系统，其中，所述旁通管道被构造用以仅在所述系统处于其机动模式时操作。
150.根据权利要求133所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
151.根据权利要求134所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
152.根据权利要求135所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
153.根据权利要求136所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
154.根据权利要求137所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
155.根据权利要求138所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
156.根据权利要求139所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
157.根据权利要求140所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
158.根据权利要求141所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
159.根据权利要求142所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
160.根据权利要求143所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
161.根据权利要求144所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
162.根据权利要求145所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
163.根据权利要求146所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
164.根据权利要求147所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
165.根据权利要求148所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
166.根据权利要求149所述的系统，其中，所述旁通管道包括旁通阀，所述旁通阀用于控制通过所述旁通管道的气体的流量。
167.根据权利要求1或2所述的系统，还包括电马达，在所述系统处于所述机动模式时，所述电马达用于驱动所述动力回收装置。
168.根据权利要求1或2所述的系统，其中，所述系统能够在空载模式和所述机动模式之间转换。
169.根据权利要求168所述的系统，其中，当所述系统处于其空载模式时，所述动力回收装置不被驱动。
170.根据权利要求168所述的系统，其中，当所述系统处于其空载模式时，所述电机不联接到电网。
171.根据权利要求169所述的系统，其中，当所述系统处于其空载模式时，所述电机不联接到电网。
172.根据权利要求168所述的系统，其中，当所述系统处于所述空载模式时，所述蒸发器不对所述动力回收装置供应高压气体。
173.根据权利要求169所述的系统，其中，当所述系统处于所述空载模式时，所述蒸发器不对所述动力回收装置供应高压气体。
174.根据权利要求170所述的系统，其中，当所述系统处于所述空载模式时，所述蒸发器不对所述动力回收装置供应高压气体。
175.根据权利要求171所述的系统，其中，当所述系统处于所述空载模式时，所述蒸发器不对所述动力回收装置供应高压气体。
176.根据权利要求167所述的系统，其中，当所述系统处于其空载模式时，所述电马达被关停。
177.根据权利要求1或2所述的系统，其中，所述低温剂包括液态空气或液态氮。
178.根据权利要求1或2所述的系统，还包括与所述动力回收装置流体连通的排气装置。
179.根据权利要求1或2所述的系统，包括用于在所述系统处于其机动模式时将来自所述低温储罐的低压低温剂通过所述泵输送到所述蒸发器的装置，以将所述泵和所述蒸发器保持在冷态。
180.一种方法，包括：
提供用于储存低温剂的低温储罐；
提供与所述低温储罐流体连通的泵，用于将来自所述低温储罐的低温剂泵送至高压；
提供与所述泵流体连通的蒸发器，用于蒸发来自所述泵的高压低温剂以形成高压气体；
提供动力回收装置，所述动力回收装置包括用于传递机械动力的传动轴；
提供电机，所述电机被机械地连接到所述动力回收装置的所述传动轴，用于将所述动力回收装置回收的机械动力转换成电能，并且选择以下模式中的一种：
动力回收模式，其中所述动力回收装置由来自所述蒸发器供应的高压气体的机械动力驱动，并且回收所述机械动力；和
机动模式，其中所述动力回收装置由除了由所述蒸发器供应的高压气体之外的驱动装置驱动。
CN201780020912.7A 2016-02-02 2017-02-02 动力回收的改进 Active CN109154210B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1601878.0 2016-02-02
GBGB1601878.0A GB201601878D0 (en) 2016-02-02 2016-02-02 Improvements in power recovery
PCT/GB2017/050262 WO2017134444A1 (en) 2016-02-02 2017-02-02 Improvements in power recovery

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109154210A CN109154210A (zh) 2019-01-04
CN109154210B true CN109154210B (zh) 2021-05-25

Family

ID=55590563

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201780020912.7A Active CN109154210B (zh) 2016-02-02 2017-02-02 动力回收的改进

Country Status (10)

Country Link
US (1) US10876433B2 (zh)
EP (1) EP3411566B1 (zh)
JP (1) JP6993350B2 (zh)
CN (1) CN109154210B (zh)
AU (1) AU2017214522B2 (zh)
DK (1) DK3411566T3 (zh)
ES (1) ES2772813T3 (zh)
GB (1) GB201601878D0 (zh)
PL (1) PL3411566T3 (zh)
WO (1) WO2017134444A1 (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11035260B1 (en) 2020-03-31 2021-06-15 Veritask Energy Systems, Inc. System, apparatus, and method for energy conversion
CN112963207B (zh) * 2021-02-02 2023-07-04 上海电力大学 一种液化空气混合储能与发电一体化系统及方法
US11744047B2 (en) * 2021-02-23 2023-08-29 Caeli, LLC Air energy storage powered uninterruptible power supply

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104093942A (zh) * 2012-02-10 2014-10-08 阿尔斯通技术有限公司 水/蒸汽循环和用于操作其的方法
CN104806312A (zh) * 2015-03-12 2015-07-29 上海领势新能源科技有限公司 温差-涡轮联合循环液氮发电系统
CN104879178A (zh) * 2015-05-26 2015-09-02 阮炯明 利用高压低温流体发电及回收低品位废热和冷却压缩机进口气体的方法和系统
CN105587353A (zh) * 2014-11-10 2016-05-18 艾利森变速器有限公司 用于动力传动系废热回收的系统和方法

Family Cites Families (81)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2960834A (en) 1954-11-22 1960-11-22 Garrett Corp Production of liquid oxygen from atmospheric air
DE1036282B (de) 1956-08-17 1958-08-14 Sulzer Ag Kuehlanlage
CH344435A (de) 1956-11-10 1960-02-15 Sulzer Ag Verfahren zum Tiefkühlen eines schwer verflüssigbaren Gases und Anlage zur Durchführung des Verfahrens
US3358460A (en) 1965-10-08 1967-12-19 Air Reduction Nitrogen liquefaction with plural work expansion of feed as refrigerant
US3451342A (en) 1965-10-24 1969-06-24 Everett H Schwartzman Cryogenic engine system and method
US3360944A (en) 1966-04-05 1968-01-02 American Messer Corp Gas liquefaction with work expansion of major feed portion
CA928208A (en) 1970-02-09 1973-06-12 Bodnick Sheldon Mixed refrigerant cycle
US3830326A (en) 1972-12-13 1974-08-20 R Hartung Gas turbine automotive machine
GB1471404A (en) 1973-04-17 1977-04-27 Petrocarbon Dev Ltd Reliquefaction of boil-off gas
GB1481682A (en) 1973-07-12 1977-08-03 Nat Res Dev Power systems
DE2434238A1 (de) 1974-07-16 1976-01-29 Linde Ag Verfahren zur speicherung und rueckgewinnung von energie
US4329842A (en) 1980-07-02 1982-05-18 Hans D. Linhardt Power conversion system utilizing reversible energy of liquefied natural gas
FR2489411A1 (fr) 1980-08-29 1982-03-05 Technigaz Procede de recuperation d'accumulation et de restitution d'energie et dispositif pour la mise en oeuvre dudit procede
NO820105L (no) * 1981-08-20 1983-02-21 Asea Ltd Tilveiebringelse av energi fra kryogene fluider
US4455834A (en) 1981-09-25 1984-06-26 Earle John L Windmill power apparatus and method
US4545795A (en) 1983-10-25 1985-10-08 Air Products And Chemicals, Inc. Dual mixed refrigerant natural gas liquefaction
GB8418840D0 (en) 1984-07-24 1984-08-30 Boc Group Plc Gas refrigeration
JPS62108764A (ja) 1985-11-07 1987-05-20 黒崎窯業株式会社 溶融金属容器用耐火物
US4695302A (en) 1986-10-28 1987-09-22 Liquid Carbonic Corporation Production of large quantities of CO2 snow
US4765143A (en) 1987-02-04 1988-08-23 Cbi Research Corporation Power plant using CO2 as a working fluid
JPH079346B2 (ja) 1988-12-28 1995-02-01 石川島播磨重工業株式会社 ヘリウムの液化装置
GB8900675D0 (en) 1989-01-12 1989-03-08 Smith Eric M Method and apparatus for the production of liquid oxygen and liquid hydrogen
SU1710824A1 (ru) 1989-09-15 1992-02-07 Днепропетровский государственный университет им.300-летия воссоединения Украины с Россией Ветроэнергетическа установка
US4995234A (en) 1989-10-02 1991-02-26 Chicago Bridge & Iron Technical Services Company Power generation from LNG
JP3040442B2 (ja) 1990-09-20 2000-05-15 三菱重工業株式会社 ガスタービン発電設備
US5139547A (en) 1991-04-26 1992-08-18 Air Products And Chemicals, Inc. Production of liquid nitrogen using liquefied natural gas as sole refrigerant
JP3208547B2 (ja) 1991-08-09 2001-09-17 日本酸素株式会社 液化天然ガスの寒冷を利用した永久ガスの液化方法
US5272879A (en) 1992-02-27 1993-12-28 Wiggs B Ryland Multi-system power generator
JPH08246899A (ja) * 1995-03-03 1996-09-24 Ebara Corp ガスタービン入口空気冷却装置
JPH09191586A (ja) 1996-01-08 1997-07-22 Tomijiro Ikeda 電力変換貯蔵方法
JP3460433B2 (ja) 1996-03-14 2003-10-27 株式会社日立製作所 エネルギー貯蔵型ガスタービン発電システム
JP3416406B2 (ja) 1996-07-11 2003-06-16 三菱重工業株式会社 空気液化装置及び空気液化方法
US6920759B2 (en) 1996-12-24 2005-07-26 Hitachi, Ltd. Cold heat reused air liquefaction/vaporization and storage gas turbine electric power system
DE19757588A1 (de) 1996-12-24 1998-07-02 Hitachi Ltd Stromerzeugungssystem mit Gasturbine und Energiespeicher
JPH10238367A (ja) 1997-02-24 1998-09-08 Hitachi Ltd エネルギ貯蔵型ガスタービン発電システム
DE19811315C2 (de) 1998-03-16 2000-08-03 Steyr Daimler Puch Ag Verfahren und Vorrichtung zur Herstellung von Matsch aus verflüssigtem Gas
JPH11303646A (ja) 1998-04-20 1999-11-02 Hitachi Ltd ガスタービン発電プラント
JP2000130185A (ja) 1998-10-21 2000-05-09 Hitachi Ltd エネルギー貯蔵型ガスタービン発電システム
GB9925097D0 (en) 1999-10-22 1999-12-22 Boc Group Plc Air separation
MY122625A (en) 1999-12-17 2006-04-29 Exxonmobil Upstream Res Co Process for making pressurized liquefied natural gas from pressured natural gas using expansion cooling
JP2001193483A (ja) 2000-01-12 2001-07-17 Hitachi Ltd ガスタービンシステム
US6349787B1 (en) 2000-05-08 2002-02-26 Farouk Dakhil Vehicle having a turbine engine and a flywheel powered by liquid nitrogen
US6282901B1 (en) 2000-07-19 2001-09-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated air separation process
US7097925B2 (en) * 2000-10-30 2006-08-29 Questair Technologies Inc. High temperature fuel cell power plant
US6484533B1 (en) 2000-11-02 2002-11-26 Air Products And Chemicals, Inc. Method and apparatus for the production of a liquid cryogen
DE10147047A1 (de) 2000-11-20 2002-07-04 Linde Ag Zwei-oder Drei-Turbinen-Kreislauf zur Erzeugung eines Flüssigkeitsprodukts
WO2002057693A1 (en) 2001-01-17 2002-07-25 Sierra Lobo, Inc. Densifier for simultaneous conditioning of two cryogenic liquids
JP2002242694A (ja) 2001-02-20 2002-08-28 Hitachi Ltd エネルギー貯蔵型ガスタービン発電装置
US6745573B2 (en) 2001-03-23 2004-06-08 American Air Liquide, Inc. Integrated air separation and power generation process
US6581409B2 (en) 2001-05-04 2003-06-24 Bechtel Bwxt Idaho, Llc Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods related to same
JP2002339760A (ja) 2001-05-16 2002-11-27 Hitachi Ltd ガスタービン発電方法および装置
US6827104B2 (en) * 2001-10-24 2004-12-07 Mcfarland Rory S. Seal and valve systems and methods for use in expanders and compressors of energy conversion systems
US6871502B2 (en) 2002-02-15 2005-03-29 America Air Liquide, Inc. Optimized power generation system comprising an oxygen-fired combustor integrated with an air separation unit
JP3762312B2 (ja) 2002-02-26 2006-04-05 株式会社日立製作所 液体空気エネルギー貯蔵システム及びその制御方法
JP2004150685A (ja) 2002-10-30 2004-05-27 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 窒素製造設備及びタービン発電設備
RU2337057C2 (ru) 2003-03-11 2008-10-27 Майекава Мфг. Ко., Лтд. Способ производства азотной шуги и устройство для его осуществления
GB2409022B (en) 2003-12-13 2006-01-25 Rolls Royce Plc Work extraction arrangement
US20050135934A1 (en) 2003-12-22 2005-06-23 Mechanology, Llc Use of intersecting vane machines in combination with wind turbines
US7228715B2 (en) 2003-12-23 2007-06-12 L'air Liquide, Societe Anonyme A Directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Cryogenic air separation process and apparatus
US7406829B2 (en) 2004-06-18 2008-08-05 General Electric Company Cryogenic liquid oxidizer cooled high energy system
US7210312B2 (en) 2004-08-03 2007-05-01 Sunpower, Inc. Energy efficient, inexpensive extraction of oxygen from ambient air for portable and home use
US7047744B1 (en) 2004-09-16 2006-05-23 Robertson Stuart J Dynamic heat sink engine
CA2618576C (en) 2005-08-09 2014-05-27 Exxonmobil Upstream Research Company Natural gas liquefaction process for lng
US20070163261A1 (en) 2005-11-08 2007-07-19 Mev Technology, Inc. Dual thermodynamic cycle cryogenically fueled systems
GB0600384D0 (en) 2006-01-10 2006-02-15 Highview Entpr Ltd Cryogenic engines
TW200813320A (en) 2006-02-27 2008-03-16 Highview Entpr Ltd Electrical energy storage and generation
US20080216510A1 (en) 2006-08-22 2008-09-11 David Vandor Combined Cycle System For Gas Turbines and Reciprocating Engines and a Method for the Use of Air as Working Fluid in Combined Cycle Power Plants
BRPI0815707A2 (pt) 2007-08-24 2015-02-10 Exxonmobil Upstream Res Co Processo para a liquefação de uma corrente gasosa, e, sistema para o tratamento de uma corrente de alimentação gasosa.
NO328493B1 (no) 2007-12-06 2010-03-01 Kanfa Aragon As System og fremgangsmåte for regulering av kjøleprosess
US7821158B2 (en) 2008-05-27 2010-10-26 Expansion Energy, Llc System and method for liquid air production, power storage and power release
US20110132032A1 (en) 2009-12-03 2011-06-09 Marco Francesco Gatti Liquid air method and apparatus
US8618680B2 (en) * 2010-03-31 2013-12-31 University Of Southern California Spaced-apart cable modules in wellbore energy storage and retrieval
CN102102586B (zh) 2010-06-08 2013-04-10 丁玉龙 一种高峰负荷发电装置
US20110308275A1 (en) 2010-06-17 2011-12-22 Air Products And Chemicals, Inc. Method and system for periodic cooling, storing, and heating of atmospheric gas
US10100979B2 (en) 2010-12-17 2018-10-16 L'air Liquide Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Liquid air as energy storage
GB201100569D0 (en) * 2011-01-13 2011-03-02 Highview Entpr Ltd Electricity generation device and method
GB2494400B (en) 2011-09-06 2017-11-22 Highview Entpr Ltd Method and apparatus for power storage
GB2498382A (en) 2012-01-13 2013-07-17 Highview Entpr Ltd Electricity generation using a cryogenic fluid
GB2503731A (en) 2012-07-06 2014-01-08 Highview Entpr Ltd Cryogenic energy storage and liquefaction process
GB2508017A (en) 2012-11-19 2014-05-21 Dearman Engine Company Ltd A cryogenic engine driven refrigeration system
US20150381025A1 (en) 2014-06-25 2015-12-31 Mada Energie Llc Laes operating phase change materials

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104093942A (zh) * 2012-02-10 2014-10-08 阿尔斯通技术有限公司 水/蒸汽循环和用于操作其的方法
CN105587353A (zh) * 2014-11-10 2016-05-18 艾利森变速器有限公司 用于动力传动系废热回收的系统和方法
CN104806312A (zh) * 2015-03-12 2015-07-29 上海领势新能源科技有限公司 温差-涡轮联合循环液氮发电系统
CN104879178A (zh) * 2015-05-26 2015-09-02 阮炯明 利用高压低温流体发电及回收低品位废热和冷却压缩机进口气体的方法和系统

Also Published As

Publication number Publication date
AU2017214522B2 (en) 2021-09-23
EP3411566A1 (en) 2018-12-12
JP2019507289A (ja) 2019-03-14
PL3411566T3 (pl) 2020-05-18
ES2772813T3 (es) 2020-07-08
WO2017134444A1 (en) 2017-08-10
US10876433B2 (en) 2020-12-29
DK3411566T3 (da) 2020-02-17
US20190353056A1 (en) 2019-11-21
EP3411566B1 (en) 2019-12-04
JP6993350B2 (ja) 2022-01-13
CN109154210A (zh) 2019-01-04
GB201601878D0 (en) 2016-03-16
AU2017214522A1 (en) 2018-09-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11674439B2 (en) High pressure liquid air power and storage
AU2016269270B2 (en) Improvements in energy storage
US5845479A (en) Method for providing emergency reserve power using storage techniques for electrical systems applications
US20180094550A1 (en) Part load operation of liquid air power and storage system
US20180080379A1 (en) Liquid air power and storage with carbon capture
US10473029B2 (en) Liquid air power and storage
US7464551B2 (en) Method for operation of a power generation plant
WO2013025582A1 (en) High output modular caes (homc)
CN115485459A (zh) 泵送热电储存系统
CN109154210B (zh) 动力回收的改进
US20240113594A1 (en) Hydrogen applications for turboexpander machines
US9127574B2 (en) Method for operating a power plant
Nguyen Integration of compressed air energy storage with wind turbine to provide energy source for combustion turbine generator
US7110865B2 (en) Method for power adaptation in an electricity network
EP4150196B1 (en) Re-condensing power cycle for fluid regasification
D’Ercole et al. Turbomachinery Solutions for Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant