CN115997067A - 热能储存系统的操作 - Google Patents

Abstract

能量储存系统的操作，包括热动力循环，所述热力循环包括第一和第二储热器(4，5)和作为用于电能和热能之间的双向转换的能量转换器的涡轮机(1，2，3，1'，2'，3')。为了控制系统中的温度，基于压缩下游的温度测量值在充电期间和/或基于在膨胀下游的温度测量值在放电期间测量实时调整涡轮机的压缩比。

Description

热能储存系统的操作

本公开涉及一种操作能量储存系统的方法，该能量储存系统包括热和冷的储热器，用于借助于在热和冷的储热器中循环的气体的压缩和膨胀而在电能和热能之间进行双向转换。具体地，本公开涉及根据独立权利要求的前序部分的方法。本发明还涉及这种方法的用途。

背景技术

在世界的许多地方中，风能和太阳能光伏发电的能量生产成本已经处于电网持平；在世界的许多地区中，当安装新的能源容量时，它甚至是最便宜的解决方案。因此，取决于本地资源，预期在几年内，风能和/或太阳能光伏发电将与所有常规能源竞争，特别是化石燃料源。尽管如此，风能和太阳能光伏发电的波动为这些可再生能源渗透到电力系统中设置了上限。

因此，如果可再生能量源(如风能和太阳能光伏发电)用于将化石燃料源替换为满足气候改变缓解目标所需的程度，则长期电力储存以消除供应波动将是解决方案的不可避免的部分。因此，电力储存将是能量转换的关键方面。

目前，不存在具有足够容量的可行储存解决方案，并且可以在没有严格的地形、地质和/或成本约束的情况下部署，并且其可以在解决该问题所需的容量水平下提供成本有效的储存。因此，化石燃料动力系统通常需要作为可再生能量系统的备用。为了减轻化石燃料依赖性，需要具有在数天、数周或数月内测量的容量的成本高效的储存技术。

对于大约几秒到几分钟的电力释放时间，大量的高功率、低容量储存选项是可用的，包括超级电容器、超导线圈和飞轮。由于它们的短持续时间，这些选项在很大程度上与可再生能源的大规模集成不相关，除了瞬态恢复之外。对于在几分钟到几小时的范围内的释放时间，电化学电池通常提供最佳的经济性。然而，当释放时间超过几个小时并且能量容量要求相应地增加时，容量的具体成本在充电/放电的具体成本上变得显著，并且电化学电池变得不经济。这使得泵送水电、氢、压缩空气储能(CAES)和储热作为唯一的选择。由于泵送的水电、氢和CAES的地形和/或地质约束，储热是用于可再生能源系统的大规模、高渗透集成的唯一现实选项。

集热储存是热电蓄能的变体。在泵热储存系统中，可逆气体压缩和膨胀系统用于将能量储存为两个储热器之间的温度差：热储热器和冷储热器。为了储存电力，即对储存系统进行“充电”，电力被馈送到驱动热泵的电动机，所述热泵将热量从冷储热器泵送到热储热器(类似于冰箱的操作)。为了回收储存的能量，即“放电”储存系统，使用热力发动机将储存的热量转换为机械功，并驱动发电机，将电能反馈回电网。

热泵的益处是用于将电力转换为热量的性能系数(COP)高于100％。同时，作为热泵装置的功能而产生的冷量也被储存，并且用于在放电期间提高热力发动机的效率。因此，泵热储存系统的总往返效率可以高达60％或甚至更高。

为了在电网规模的电力网络中获得泵热热能储存装置的经济部署，当平衡稳健性、批量制造以及特别是能量传输的热力学效率时，有必要仔细优化尺寸、储层温度范围和热泵操作。

有用的系统涉及泵热储存系统，其具有热端和冷端的热储热器，以及具有热端和冷端的冷储热器。为了提高热力学效率，涡轮机在能量转换的气体压缩和气体膨胀阶段中是必要的。因此，提供了涡轮机，其连接到热和冷的储热器的热端和冷端，用于在电能和热能之间进行双向转换，借助于在热和冷的储热器中循环的气体的压缩和膨胀。

在WO2019/013898和CN110206600中公开了能量储存系统的示例。

US2018/0187597公开了一种能量储存系统，该能量储存系统具有作为工作流体的气体，该工作流体循环通过该系统，用于在两组液体热储存系统(特别是熔盐储罐)之间移动热量。为了优化，充电循环中的压缩比不同于放电循环中的压缩比。当从充电改变为放电时压缩比的改变的示例包括压缩机的旋转速度的改变、可变定子压力控制、通过使用阀在充电或放电时绕过压缩或膨胀级的子集，或者分别针对充电和放电模式使用不同的专用压缩机/涡轮组合。

在US2010/301614中公开了使用用于充电和放电模式的不同的压缩机/涡轮组合，其中已经认识到，与放电循环相比，对于充电循环，对于压缩和膨胀的需要是不同的，并且因此，提供分别用于充电循环和放电循环的两个不同的压缩机/膨胀机组。在US2010/301614中用于储存和返回电能的装置包括第一和第二外壳，工作流体分别以压缩和膨胀状态通过该第一和第二外壳循环。在充电期间，气体的压缩增加其温度，然后气体的热能被转移到第一外壳中的耐火多孔材料。当气体在其通向压缩机的途中离开第二外壳的顶端时，其被加热器加热到预定温度T2，其在正常操作之前已经被预调节到400℃-1000℃的范围内的固定值，并且示例为600℃。一旦气体已经达到600℃的该预定温度，其进入压缩机并被压缩。其中温度升高到预定温度T1，其在正常操作之前已经将预调节到在1200℃-1400℃的范围内的固定值，并且例示为1300℃。在正常操作之前，通过调节驱动压缩机用于充电的马达来进行温度T1的预调节。当压缩机的入口温度T2被预调节到预定的固定值时，例如600℃，在正常操作期间，马达和压缩机总是以相同的速度运行。类似于压缩机的入口和出口之间的固定温度，涡轮机上游和下游的温度也是预定的和固定的，例如T0＝20℃和T3＝-50℃，。为了保持T0固定，使用与环境的热交换。一旦被预调节，则压缩机和膨胀器的入口和出口处的温度不仅在充电周期中而且在放电周期中保持固定。在正常操作期间仅实时调整一个部件，即在充电期间压缩机上游的加热器，以在压缩机的入口处保持600℃的温度。US2010/301614中的系统的优点在于它是简单的且在正常操作中是稳定的，因为只有加热器必须被实时调整，这通过测量加热器入口处的气体的温度并在气体进入压缩机之前将其加热至高达600℃来实现。由于压缩机和膨胀器上游和下游的温度在初始预调节之后在回路中保持固定，所以在充电期间预调节的马达速度和在放电期间的发电机速度也在正常操作期间保持固定。然而，尽管加热器解决了具有稳定系统的问题，但是系统不利地包含了这样的附加部件。

期望减少现有技术中的部件的数量，但是保持这些优点并且提供关于操作能量储存系统的灵活性的进一步的优点。

发明的内容和描述

本发明的目的是提供本领域的改进。特别地，目标是最小化必要部件的数量，同时在能量储存系统中保持高效率，其中在交替的充电和放电循环期间，使用气体作为工作流体在第一和第二储热器之间移动热能。

如下面更详细地解释的，通过操作能量储存系统的方法来满足这个和进一步的目标，该方法包括热力循环，热力循环包括第一和第二储热器和作为能量转换器的涡轮机，用于电能和热能之间的双向转换。为了控制系统中的温度，涡轮机的压缩比在充电期间基于压缩下游的温度测量和/或在放电期间基于膨胀下游的温度测量而实时调整。

提出了一种操作能量储存系统的方法，该方法包括热力循环，热力循环包括第一和第二储热器和作为能量转换器的涡轮机，用于电能和热能之间的双向转换。为了控制系统中的温度，涡轮机的压缩比基于在放电期间压缩下游和/或在放电期间膨胀下游的温度测量实时调整。

在下文中，术语热储热器用于第一储热器，且术语冷储热器用于第二储热器，以用于指示第一储热器中的温度高于第二储热器中的温度。这是本领域中常用的术语，特别是在上述参考文献US2018/0187597和US2010/301614中。类似地，术语“热端”和“冷端”将用于第一端具有比第二端更高的温度的端部。

与US2010/301614相比，在压缩机的上游不使用加热器，但是在系统处于正常标准操作时，在充电循环期间和/或在放电循环期间，压缩机的压缩比被实时可变地调整。术语“正常标准操作”必须被理解为在系统的调试之后，一旦系统的初始设置调整已经完成，具有重复的能量储存的连续长期操作。压缩比的可变调整是在充电期间作为对由温度计测量的温度的变化的响应而完成的。

例如，压缩比的调整是为了补偿在充电循环期间来自冷储热器的热端的气体中的温度下降而完成的。因此，压缩比的调整被用作加热器的替代，这减少了电路中的必要部件的数量。

压缩比的这种调整对于改变热储热器中的温度也是有用的，例如以便在电力的价格较低时储存更多能量。

为了优化效率，重要的是控制储热器的温度。通过仔细地控制涡轮机的操作来实现对该温度的控制，从而控制能量储存系统的性能系数COP，特别是压缩机-涡轮机、电动机-发电机和驱动单元组合，其被配置为改变涡轮机的压缩比。

各种机构可用于压力比的这种调节。在充电期间，用于调节通过压缩机的压力比的可能措施是压缩机的旋转速度的实时变化，通常通过改变驱动压缩机的电动机的速度来实现。速度作为对压缩机下游侧上的气体中的温度变化的响应而变化，例如在压缩机的出口处或在热的储热器的热端中。

然而，US2010/301614中的系统测量压缩机上游的温度，并且作为对在充电期间压缩机上游的气体的温度变化的响应来调节加热器，本文所述的系统测量压缩机下游的温度并且调节压缩机的压缩比，以便调节出口温度。

有利地，使用反馈回路，涉及到控制器的实时温度反馈的温度计，例如测量离开压缩机的气体的实际温度或储热器的热端中的温度，并且控制器基于实时温度测量用于实时地控制马达的速度。可选地，控制器被配置为增加速度直到已经达到压缩机出口处的预定温度，然后通常是进入热储热器的热端的气体的温度。

如下所述，压缩比的调整也可以用于根据与操作相关的参数的预期和/或估计的发展来调整气体的温度，诸如对环境温度变化或电力的价格水平变化。例如，如果估计在不久的将来某个时间段内的定价水平较低，则压缩调整是为了完全利用用于能量储存的有益低价时段，提前执行有益的低价时段。

然而，US2010/301614中的系统基于冷的储热器的出口处的气体温度进行温度调节，如本文所述的系统将温度调节基于在进入热的储热器的入口处的期望温度。后者是不同的方法，并且为调节提供更高的自由度以及更高的精度。如已经提到的，可能期望根据可用电能的定价来改变热的储热器的温度，并且系统具有反馈回路。将压缩变到期望的出口温度。在US2010/301614中，这是不可能的，因为压缩机的入口温度是固定的。而且，由于在US2010/301614中没有提供具有压缩机下游的温度计的反馈回路，这就是为什么压缩机出口温度的受控实时变化是不可能的。

如所解释的，通过这样的控制，可以在能量储存系统的充电期间控制热的储热器的热端的温度。然而，附加地或替代地，可以在能量储存系统的放电期间控制冷的储热器的热端的温度。在这种情况下，驱动发电机以恢复储存的能量的膨胀器的压力比潜在地被调节，这归因于气体循环关闭，还确定整个涡轮机的总压缩比，特别是观察到在充电和放电期间在循环中使用膨胀器和压缩机。

本公开还涉及一种用于优化泵热热能储存系统的往返效率的方法。

能量储存系统包括

-具有热端和冷端的热储热器，其中热储热器的热端具有比热储热器的冷端更高的温度T1，例如在450℃至600℃的范围内，例如具有在50℃至150℃范围内的温度T1'；

-具有热端和冷端的冷储热器，其中冷储热器的热端具有比冷储热器的冷端更高的温度T2，例如在200℃到400℃的范围内，冷储热器的冷端通常具有低于零的温度，例如具有在-50℃到-5℃的范围内的温度T2’，但是也可以具有略微高于凝固点的温度，诸如在高达25℃的范围内；

并且涡轮机连接到热和冷的储热器的热端和冷端，用于借助于使热和冷的储热器循环的气体的压缩和膨胀而在电能和热能之间进行双向转换。

下面解释关于该连接的细节。

如所提及的，热储热器的热端具有比在冷储热器的热端处的温度T2更高的温度T1，并且热储热器的冷端具有比在冷储热器的温度T2'的冷端更高的温度T1'。此外，在正常操作条件下，冷储热器的热端具有比冷端更高的温度，产生关系T2'<T1'<T2<T1。

优化方法包括以下步骤：在能量储存系统的充电期间改变压缩比，以控制热储热器的热端的温度，和/或在能量储存系统的放电期间改变压缩比，以控制冷储热器的热端的温度。

在实际实施例中，热储热器包括第一热能储存(TES)介质和冷储热器包括第二热能储存(TES)介质，通常是砾石，例如压碎的玄武岩岩石。通过在系统的充电期间的马达驱动的压缩，气体达到较高的温度并且将热能传递到第一TES介质。通过膨胀通过驱动发电机的膨胀器，在放电期间，热能从第一TES介质传递到循环的气态工作流体，其温度通过涡轮机中的膨胀而减小，并且一些剩余的能量在气体穿过冷储热器时被传递到第二TES介质。

在充电方法期间，作为工作流体(通常为空气)的气体循环

从冷储热器的冷端通过第二TES介质并且到冷储热器的热端，将气体从T2'加热到T2，

然后通过马达驱动的增压压缩机，用于将气体的温度进一步升高到T1，

然后通过热储热器的热端并且通过第一TES介质到达热储热器的冷端，以用于热能传递到第一TES介质，其中气体温度从T1减小到T1'。

然后通过充电-膨胀器，将温度降低到T2'，并返回到冷储热器的冷端。

在放电方法期间，气体是循环的

从热储热器的冷端通过第一TES介质并且到热储热器的热端，将气体从T1'加热到T1，

然后通过驱动发电机的放电膨胀器将温度降低到T2，

然后通过冷储热器的热端并通过第二TES介质到达冷储热器的冷端，将温度从T2降低到T2'，

然后通过放电压缩机，将温度升高到T1'，并返回到热储热器的冷端。

温度水平对于解释原理是理想化的。然而，实际上，存在通过储层的一些压降，必须对这些压降进行补偿。并且如果温跃层变平并且该过程运行，直到热储层末端处的气体偏离设定温度，则必须采取这样的改变，将其考虑在内。然而，由于压缩比在充电和放电期间可实时调整，因此可在压缩比和对应产生的气体温度的调整中实施此类补偿。

可选地，充电压缩机/膨胀机和放电压缩机/膨胀机是相同的，并且当从充电切换到放电时，通过压缩机/膨胀机的气流路径被改变。然而，由于对相对于放电的充电的不同压缩和膨胀要求，在充电期间使用的膨胀器/压缩机组合不一定与在放电循环中使用的膨胀器/压缩机组合是相同的，同样如上文关于现有技术中的对应论述所论述。特别地，当必须通过发电机回收能量时，在充电循环中膨胀器的所需容量小于膨胀器涡轮在放电期间的必要容量。而且，放电循环中的压缩机需要在充电循环中，压缩机的容量小于压缩机的容量。多个压缩机和膨胀机之间的切换是有利的，以便优化系统。在US2010/301614和US2018/0187597中发现了类似的讨论。然而，通常，对于这样的系统。组合中的压缩机和膨胀器通过公共旋转轴连接。

重要的是相对于温度来控制储热器的热端中的一个或两个，因为这些温度是获得和维持能量储存系统中的高效能量转换的关键方面。

为了优化气体的往返效率，针对特定充电循环，针对第一储热器的第一热端预先确定目标温度。在该特定充电循环期间，优化包括例如连续地或以间隔重复地测量气体在压缩之后但在将热能从气体传递到第一TES介质并且改变之前的温度，并基于能量储存系统的充电期间的温度测量实时改变涡轮机的压缩比。这样，可以以受控方式改变热储热器的热端的温度以达到目标温度。

作为选择，类似地，对于特定的放电循环，目标温度对于第二冷储热器的第一热端是预定的。在该特定放电循环期间，优化包括重复地(例如连续地或间隔地)测量膨胀之后但在热能从气体转移到第二TES介质之前的气体的温度，以及基于在能量储存系统的放电期间的温度测量来实时地改变涡轮机的压缩比。这样，可以以受控方式改变冷储热器的热端的温度以达到目标温度。

实际上，在许多充电周期内，预定目标温度从一个充电周期重复地改变到随后的充电周期，以便不同的充电周期具有不同的预定目标温度。然后，压缩比相应地从一个充电周期变化到一个充电周期。随后的充电循环，并且潜在地也在充电循环期间变化。

要强调的是，从充电循环到充电循环的该重复调整与参考US2010/301614形成对比，其中在调试期间进行预调节，在正常操作期间的所有随后的充电循环将其温度调节保持恒定。

在一些实施例中，有利地是，热储热器的热端的目标温度是储热器的最大可达到温度。

控制这些热端温度的方式是借助于由压缩机的实时可变速度压缩和/或由膨胀器涡轮的实时可变速度涡轮膨胀来控制涡轮机中的压缩比。

作为改变马达驱动压缩机的旋转速度的替代方案，它是可以为压缩机提供位置可变或定向可变的入口叶片，然后使用这些入口叶片来调整压缩比，特别是在充电循环内和在充电期间。

在充电内和充电期间调整压缩比的事实是，与上面讨论的参考文献US2018/0187597形成对比。由于充电循环中相对于放电循环的不同要求，仅在充电循环与放电循环之间进行调整。

通过调整压缩比，可以将离开压缩机的气体的温度调整到预定目标温度。通常，系统被设计成最高气体温度，例如用于保护设备免受过热或由于压缩机容量的限制，并且如果目标温度是最高可实现气体温度，则可以决定该特定气体温度用于操作。然而，如果目标温度较低，与最大可实现温度相比，在某些情况下，可以使用比目标温度更高的气体温度一段时间，以便快速地增加热储热器的热端的温度，并且一旦已经达到热储热器的热端中的目标温度，则可以通过调节压缩比来将气体温度调节到目标温度。

作为示例，并且已经在上面指出，在充电循环中，调节气体的压缩以达到在第一储热器上游450℃至600℃范围内的气体温度。该范围对于通常用于管道和容器的材料(例如钢)是有用的，并且该范围可以承受这种情况。温度，但这意味着在较高温度下失效的风险。

通常调节膨胀器以将第一储热器下游的气体膨胀至-50℃至-5℃范围内的温度。

作为示例，对于放电循环，将第二储热器上游的气体的膨胀调节至在200℃至400℃范围内的温度，并且针对第一储热器上游的气体调节的压缩具有在50℃至150℃范围内的温度。

当前公开的能量储存系统可以通过适当设计的涡轮机、具有填充的岩石层的储存箱(例如，压碎的玄武岩岩石作为TES材料)以及在温度和涡轮机之间的足够的反馈控制回路来实现。本发明所公开的解决方案可以在不使用易燃、有毒物质或稀缺资源(例如锂、钒或其他元素)并且具有非常有限的环境影响的情况下低成本高效地实现。如当前所公开的能量储存解决方案可以与风能和太阳能组合，以成为可靠的、按需电能的最便宜的来源，从而促进比当前可能的高得多的可再生能源渗透率，从而导致化石燃料减少和气候改变缓解的大可能性。

气体峰值发电厂是用于补充可变的可再生能源的商业上可获得的解决方案的示例。典型的气体峰值发电厂具有大约30％的净效率和大约$1.000.000/MW的成本。预期当前公开的能量储存系统具有大约的60％净效率和特定成本为约$500.000/MW，即不仅提供无碳电力系统，而且还提供与由气体电力支持的可再生能源相比更便宜的电力系统。

附图说明

下面将参考附图更详细地描述本发明。

图1A-B是当前公开的泵送热热能储存系统的示意性示例，其中，图1A示出了充电操作，

并且图1B示出了放电操作。

图2是示出左侧Y轴上的往返效率(RTE)与右侧Y轴上的功率成本与热储热器的热端的温度之间的关系的图。

图3示出了单个储热器的示例。

图4示出了当前公开的2.5MW，60MWh系统能量储存系统形式的示例。

图5示出了在当前公开的能量储存系统的充电期间的过程控制反馈的一个实施例。

图6示出了在当前公开的能量储存系统的放电期间的过程控制反馈的一个实施例。

具体实施方式

图1A-B示出了当前公开的泵送热热能储存系统的示意性示例，其中，图1A示出了充电操作，并且图1B示出了放电操作。

在图1A中的充电期间，马达1驱动压缩机2。工作流体(例如干燥空气或干燥CO₂)通过压缩机2中的绝热压缩来加热，并且随后流过热储热器5。这里，工作流体在其从热端到冷端的流动期间，转移大部分热量传递到热储热器5的第一TES介质，例如填充的岩石层。例如，热端具有在450℃至600℃范围内的温度T1，并且热储热器的冷端具有在50℃至150℃范围内的温度T1'。

然后，在冷却器6中预冷却作为工作流体的气体，并且通常通过涡轮3中的绝热膨胀将其进一步冷却，通常至亚零温度。任选地，涡轮机3下游的温度在-50℃至25℃范围内的T2范围内，尽管通常在-50℃至-5℃的范围内；

工作流体随后在再次进入压缩机2之前从冷储热器4的第二TES介质(例如填充的岩石层)吸收热量。该过程是热泵循环，例如具有在600℃最高温度下，340％量级的性能系数COP。

在图1B中的放电期间，通过储热器4、5的流动方向被反转，并且所得到的过程与类似于燃气涡轮循环的布雷顿循环相当，但是在储热器4、5中可能存在压力损失以及温跃层平坦化，这影响循环使得其偏离理想循环。

通过压缩机2'和膨胀器3'的组合的气流在放电期间是不同的，因为膨胀器3'现在连接到热储热器5的热端和压缩机2'连接到热储热器5的冷端。尽管原则上可以在充电循环中使用与放电循环相同的压缩机和膨胀器，但是使用不同的压缩机2'和膨胀器3'的组合用于放电比使用压缩机2和膨胀器3的组合用于充电可以是有利的，因为在充电期间的压缩比在放电期间需要更多的容量，并且在放电期间的膨胀必须释放储存的能量，这与在充电期间经受来自气体的较低的力的膨胀形成对比。

在从充电到放电时切换压力比的一般讨论在US2018/0187597中找到，并且在从充电切换到放电时通过改变到不同组的压缩机/膨胀器来实现。

参考图1B，来自热储热器5的热空气在燃气涡轮机3'中膨胀，这驱动发电机1'发电。工作流体(例如空气)的剩余热量的一部分在从冷储热器4的热端到冷端的通道期间被传递到冷储热器4中的第二TES介质。从那里，工作流体在压缩机2'中被压缩加热，并且进一步通过从冷端通过第一TES介质到热储热器5的热端的通道被加热。

通常，当温跃层区域接近或到达对应的储热器的端部时，停止充电循环或放电循环。

在一些情况下，放电效率大约为20％，任选地导致大约67％的总的热力学往返效率。当考虑不可避免的压力损失、热梯度和电动机/发电机和功率变换器损耗时，净往返效率可以是大约60％。

提供冷却器6以消散系统损耗。当前公开的系统可以被设计成使得来自冷却器6的废热在大约75℃的温度下离开，这完全适合于在区域加热系统中或在大型机构的加热系统中预热。因此，除了与电有关主要收入流之外，与加热相关的第二收入流将变得可用。

优化当前公开的能量储存系统的往返效率的关键方面是控制涡轮机的压缩比，因为涡轮机的压缩比影响压缩机和膨胀器涡轮机的效率，并直接联接到热力学过程中的多个参数。将压缩机效率从85％提高到90％对于定制设计的护罩叶轮是可能的，该85％是开放式叶轮的典型最大值，并且这极大地提高了本方法的热力学往返效率。

已经证明在预定温度范围内控制和/或保持一个或两个储热器的热端是特别重要的。因此，在测量表示储热器中的一个或两个的热端的温度和涡轮机夫人压缩比的温度之间有利地存在反馈。因此，当前公开的能量储存系统有利地被配置为响应于表示热储热器的热端的温度和/或冷储热器的热端的温度的测量的温度而改变压缩比。

例如，如果热储热器的热端中的预定温度是期望的常数，但是压缩机上游的温度正在降低，则压缩机的压缩比在充电阶段中增加，例如通过增加驱动马达的速度，以便即使在压缩机的入口处的温度降低也保持压缩机出口处的温度。

在充电期间，可以在沿着过程的一个或多个位置处测量表示热储热器的热端的温度。例如，该温度可以在压缩机级的出口处测量，其优点是对压缩机的反馈调节非常快。但是由于热损失，压缩机出口侧的温度不一定表示热储热器的热端处的真实温度。另一个(或附加的)选项是测量热储热器内的温度，即在热储热器的热端处，或仅在热储热器的热端入口处的温度。替代地或附加地，在充电期间表示热储热器的热端的温度可以是压缩机出口(如图1A中的点画线所示)与热端入口之间的流体连接上的任何位置，但是最可能的位置是压缩机出口或热端入口。

相应地，表示在放电期间的冷储热器的热端的温度可以在沿着用图1B中的点画线指示的过程的一个或多个位置处测量。例如，该温度可在来自涡轮膨胀器平台的出口处测量，其中涡轮膨胀器的快速实时反馈调节作为优点。另一(或附加)选项是测量冷储热器内的温度，即在冷储热器的热端处，或刚好在冷储热器的热端的入口处的温度。

在这方面，在充电期间，给定冷储热器的热端的实际温度，充电期间的压缩比可以实时变化以预定的可选地延迟编程，以便实现热的热储热器的热端的目标温度。相应地和/或替代地，在排放期间给定热储热器的热端实际温度的情况下，可以改变在排放期间的压缩比以实现冷储热器的热端的目标温度。

在另一实施例中，当前公开的能量储存系统被配置为计算和/或预测温度的预测变化

-热储热器的热端，和/或

-冷储热器的热端，

在预定义的时间段内。温度的变化可以由热损失、温跃层变化和/或其它因素引起。在不调节压缩比的情况下，这些因素将影响第一储热器的第一端的温度和/或冷储热器的热端的温度。

然而，通过调节压缩比来实现补偿，以便抵消预测的变化。

在该计算和预测之后，涡轮机的压缩比可响应于温度的所述变化和对应而变化。测量的温度表示热的热容器的热端的温度和/或冷的热容器的热端的温度。在这方面，压缩比可以在充电期间变化以在所述特定时间之后达到特定目标温度。可选地，另外，还考虑了热储热器的冷端的的温度和/或冷储热器的冷端的温度。

应该强调的是，在电网中的过剩能量的情况下，能量储存是最重要的，例如由于在消耗较低的时间，例如在暴风雨的夏天，风能涡轮机产生大量的电力。对于这样的事件，使用低价电力进行快速充电可能是有利的。因此，可以预测或以其他方式记录电力定价的变化，并且当电价低于例如相对于预定定价水平的电价时，压缩比可能增加到更高的水平。最大可允许操作温度是优化当前公开的方法的总体往返效率的另一个关键方面。工业设备的典型最大可允许操作温度大约为500℃。但是利用先进但合理可加工的钢类型，可以将最大可允许操作温度从500℃升高到大约600℃，这有可能将净往返效率为约54％提高至约60％。

原则上，通过达到高于600℃的温度，也可以提高热力学往返效率。图2示出了增加的温度对功率设备(例如，功率设备)的净往返效率和成本的影响。如压缩机-涡轮机单元、功率转换器、变压器等。作为最高操作温度的函数。当不再可能使用普通的钢类型和高温度钢时，在大约550℃处发生朝向较高成本的第一转变。当不再能够使用钢时，朝向更高成本的第二明显发生在600℃以上。这里，将需要超级合金(例如，铬镍铁合金)。铬镍铁合金既昂贵又难以加工、在切割时进行压力硬化，并且这些因素导致成本的阶跃变化。当不再能够使用超级合金时，第三转变发生在750℃以上。这里，将需要陶瓷或单晶材料，同时增加成本。这意味着当前公开的方法的经济部署将是不可能。给定效率曲线的向上凸起形状，由于成本的较大增加而产生有限的效率增益，550℃至600℃的温度范围对于在充电期间热储热器的热端是有用的。例如，在能量储存系统的充电期间，热储热器的热端的550℃，更优选地575℃，并且更优选地600℃。合理地选择作为当前公开的方法的目标温度。

储热器可以填充有诸如岩石、砾石、熔盐或水的材料，这些材料是丰富且廉价的并且对环境没有威胁。在当前公开的能量储存系统的有利实施例中，热和/或冷的储热器包括填充的岩石层。

特别地，当使用砾石作为TES介质时，气体可以与砾石直接接触，而在液体的情况下，气体必须通过管道被引导通过液体，其中通过管道材料进行热交换。

储存系统中的工作流体可以是稀有气体，例如氩。然而，目前公开的方法中的工作流体优选为空气或CO₂，特别是干空气或干CO₂，这是与稀有气体相比更有成本效益的解决方案。

方法

如上所述，本公开还涉及一种用于优化泵送热热能储存系统的往返效率的方法，所述泵送热热能储存系统包括：具有热端和冷端的热储热器；具有热端和冷端的冷储热器；以及连接到热储热器的热端和冷端的涡轮机，用于通过使热和冷的储热器循环的气体的压缩和膨胀而在电能和热能之间进行双向转换的热和冷的储热器，即能量储存系统，诸如当前公开的泵送热热能储存系统。所述方法包括以下步骤

在能量储存系统的充电期间改变压缩比用于控制热储热器的热端的温度，和/或

在能量储存系统的放电期间改变压缩比以控制冷储热器的热端的温度。

如上所述，在优化往返效率方面的关键方面是控制涡轮机的压缩比，其可以借助于一个或多个压缩机和/或膨胀器的旋转速度的变化而变化。

压缩比可以响应于以下组合而变化

测量的温度，其表示热的储热器的热端的温度和/或冷的储热器的热端的温度；以及

由热损失、温跃层变化和/或影响热储热器的热端的温度和/或冷储热器的热端的温度的其他因素导致的热储热器的热端的温度和/或冷储热器的热端的温度在特定时间内预测的变化。

因此，可以改变压缩比以在所述特定时间之后达到特定的目标温度。

本发明所公开的方法可以应用于当前公开的泵送热热能储存系统。

模块化

目前公开的方法的经济部署的方式是工业化和模块化。在风能中发现能量扇区中的模块化的一个示例。现代的100MW陆上风能发电厂不包括一个单个100MW风能涡轮机，而是包括25-50个相同的风能涡轮机，每个风能涡轮机的额定功率为2-4MW，即，风电场是模块化的。模块化的另一个示例是100MW太阳能光伏电站不包括一个单一的100MW太阳能面板，但是400000个相同的太阳能面板，每个太阳能面板具有0.25kW的额定值。基于工业和模块化方法，岸上风能场和太阳能光伏电力场都可以在单季节工程中实施，使用精益技术和很大程度上不熟练的劳动力。

当前公开的能量储存装置可以相应地实施为一组平行的、相同的动力单元，每个动力单元配备有一组平行的、相同的储存箱，其中如本文所使用的储热器是多个互连的储存箱的组件。能量储存系统的期望额定功率确定将需要多少功率单元，并且期望的释放时间确定每个功率单元将需要多少个储罐。

例如，一个标准的圆柱形储罐可以具有大约4m的直径和大约12m的高度。一个这样的单元可以保持大约20MWh的热能。该单元尺寸理想地适合于在风能涡轮机塔架工厂中制造，并且可以容易地由卡车在所有相关市场上运输。尺寸也在美国铁路运输所允许的轮廓内。

因此，在本公开的一个实施例中，冷的储热器和/或热的储热器包括多个互连的储热器单元，优选地相同的储热器单元。所述互连的储热器单元中的每一者可经配置使得其可储存小于100MWh的热能，更优选地小于50MWh的热能，甚至更优选地小于25MWh的热能，最优选地在15和25MWh之间的热能。

为了便于在储层中使用正常的钢类型，或至少先进的但是合理地可加工的钢类型，储热器/储热器单元可在内部绝热，确保储热器的圆周保持在大致环境温度。

涡轮机

涡轮机的利用是当前公开的方法中的关键方面，作为优化往返效率的一部分。用于汽车的低额定涡轮增压器的年生产远远超过1亿台，即对于低成本部署是完美的，但是具有不适用于本方法的评级和效率。在标尺近似的另一端。生产100个高额定大型燃气涡轮机。即，完美地适合于高评级和高效率操作，但是不适合于成本高效地部署当前公开的能量储存系统。

压缩机涡轮机的热力学效率和额定功率之间的关系证明强向上凸起，以及范围内的往返效率。对于目前的用途，在1MW等级达到60％的范围。在该评级下，压缩机和叶轮的年生产量大约是5000台，即在大规模生产/工业化方法中。这样的额定功率也适合当前应用的模块化方法。即，额定功率为1-5MW的功率单元将在鲁棒性、批量制造和热力学效率之间提供期望的最佳权衡。

当前公开的能量储存系统的一个实施例因此包括至少一个集成动力单元，该集成动力单元包括马达或发电机以及至少一个压缩机和/或涡轮，该至少一个压缩机和/或涡轮可以直接连接到该至少一个电动机/发电机轴。能量储存系统因此可以包括多个所述集成动力单元，每个动力单元具有小于10MW，更优选地1-5MW的额定功率。

为了改善对热力学处理的控制，涡轮机可有利地包括多级压缩级和/或多级膨胀级，多级压缩级和/或多级膨胀级优选地构造成使得至少一个压缩级和/或膨胀级的旋转速度可独立于至少一个压缩和/或膨胀阶段而变化。

实施例

图3示出了单个储热器的示例，该单个储热器可用作热或冷的储热器或用作多个储热器单元中的单个储热器单元31，如图4所示。储热器单元31包括外部罐，例如钢罐33，具有作为由绝缘层34包围的热能储存(TES)介质的粉碎的玄武岩岩石形式的填充的岩石层32，其利用可能的标准钢，即使热的储热器的最大目标温度为600℃。用于气体的入口/出口的供给管35、36设置在储热器单元的热端和冷端。供给管35、36也设置有绝缘层34。

图4示出了当前公开的模块化泵送热热能储存系统41的示例，其包括在两排中的十六个储热器单元31、八个热的储热器和八个冷的储热器，即明确限定的适用于工业化制造的储层单元。热供给管42在八个热的储热器和公共涡轮机45之间分配“热”气体，并且冷供给管43在八个冷的储热器和公共涡轮机45之间分配“冷”气体。具有空气过滤器和歧管的过滤器单元44设置在供给管42、43和涡轮机45之间，以确保仅清洁空气进入涡轮机45，涡轮机45包括具有涡轮膨胀器、预压力压缩机、控制器等的多个平行涡轮单元。利用示例性尺寸，图4中的整个能量储存系统41可以容纳在标准40英尺的容器中以便于运输。如从图4看到的，模块化提供了储存持续时间和额定功率的容易缩放：储存利用储热器的数目来调节持续时间，并且利用并联涡轮单元的数目来调节额定功率。图4中的涡轮机具有2.5MW的额定功率，并且储热器具有60MWh的热储存容量，其适用于原型演示，其可递送清洁能量。提供在18-24小时范围内的储存容量的储存系统，例如太阳能光伏功率的日常平滑，到3-7天的储存能力，用于平滑例如由正面通道引起的间隙的风能。

图5示出了当前公开的能量储存系统在充电期间的过程控制反馈的一个实施例。表示热的储热器的热端的实时温度T_充电连续地或以间隔(例如规则的间隔)获得。利用相应的温度计进行该温度的测量，并且如上所述。系统和热的储热器已经被设计用于最大温度和目标。

并且热的储热器T_热储存的热端的温度通常是该最高温度。控制反馈将测量的实时值T_{充 电} 与目标温度T_热储存进行比较，并且如果它们在预定的接受范围之外，则涡轮机的压缩比(在这种情况下是压缩机级)例如通过改变叶轮的旋转速度来调整。补偿测量的T_充电和目标温度T_热储存之间的差。

为了调节压缩比，涡轮机部件中的定子可布置成可移动的并且根据需要移动以通过压缩调节温度。作为另一替代方案，可变入口导叶布置成用于调节压缩比。当入口导叶位于压缩机入口处时，这些导叶改变气体进入叶轮的速度的方向，使得这些导叶引导叶轮处的流的角度的变化，可调节容量，并且因此也可调节压缩比。同样如图5所示，如果考虑到随时间变化的温度变化，例如热损失、温跃层变化、当前和未来的天气参数以及电价，则可以可选地改进基本反馈控制回路。在良好设计的系统中，这些温度变化可以被预测并由此提供更稳定且长期的温度补偿和涡轮机控制。其中在一些情况下，代替立即适应测量温度和目标温度之间的温度差，调整涡轮机的压缩比，使得可以在预定义时间段之后达到T_热储存，例如其中已经预测或预测温度变化的时间段。电力的降价的开始。同样在这种情况下，需要实时地遵循实际温度T_充电，以便提供受控的温度调节。

图6示出了当前公开的能量储存系统在放电期间的过程控制反馈的一个实施例。图6与图5非常相似，但如本文中还解释的，所测量的温度是表示冷的储热器的热端的温度T_冷储存，并且目标温度是冷的热储存装置的热端。并且还如本文所讨论的，如果T_冷储存由T_热储存确定，则当前公开的方法是特别有效的。这意味着设计能量储存系统的最高操作温度确定了热的储热器的最高操作温度，从而确定冷的储热器的热端。这两个目标温度在系统的充电和放电期间提供最大效率设定点，并且这些设定点可以通过在充电和放电期间改变涡轮机的压缩比来控制。

定义为方面的进一步细节

在下文中，将若干相互关联的特征定义为各方面。

方面1.一种泵热热能储存系统，包括

-具有热端和冷端的热储热器、具有热端和冷端的冷储热器；以及

通过在热侧循环的气体的压缩和膨胀，连接到热和冷储热器的热端和冷端的涡轮机用于电能和热能之间的双向转换。

其中能量储存系统包括压缩机-涡轮、马达-发电机和驱动单元组合，该组合被构造成改变所述涡轮机的压缩比，以

-在能量储存系统的充电期间控制热储热器的热端的温度，

和/或

-在能量储存系统的放电期间控制冷的储热器的热端的温度。

方面2.根据方面1所述的能量储存系统，其中能量储存系统构造成借助于涡轮机的旋转速度的变化来改变压缩比，诸如涡轮机的一个或多个压缩机和/或膨胀器的旋转速度的变化。

方面3.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，其特征在于，所述涡轮机包括多级压缩级和/或多级膨胀级，所述多级压缩级和/或多级膨胀级构造成使得至少一个压缩级和/或膨胀级的旋转速度独立于至少一个其他压缩级和/或膨胀级而变化。

方面4.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，其被配置为使得所述涡轮机的所述压缩比响应于测量的温度而变化，所述测量的温度表示所述热的储热器的所述热端的温度和/或所述冷的储热器的热端的温度。

方面5.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，被配置为

-计算预测的温度变化

热储热器的热端，和/或

冷的储热器的热端，

在预定的时间段内，由热损失、温跃层变化和/或其它因素引起的温度变化；以及

响应于所述预测的温度变化和对应的测量温度来改变涡轮机的压缩比，所述对应的测量温度表示热储热器的热端的温度和/或冷储热器的热端的温度。

方面6.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，所述能量储存系统被配置为在所述预定义时间段之后改变所述压缩比以达到特定目标温度，所述目标温度优选地表示热的热容器的热端的温度和/或冷的热容器的热端的温度。

方面7.根据前述任一项所述的能量储存系统

其中，在放电期间所述冷储热器的所述热端的目标温度由在充电期间所述热储热器的所述热端的目标温度来限定。

方面8.根据前述任一项所述的能量储存系统

其中热的和/或冷的储热器包括填充的岩石层。

方面9.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，

其中所述工作流体是空气或CO2，并且其中可选的，冷的储热器和/或热的储热器包括多个互连的储热器单元。

方面10.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，其中所述能量储存系统具有至少一个集成电力单元，其包括电动机或发电机以及直接连接到电动机/发电机轴的至少一个压缩机和/或涡轮。

方面11.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，其中所述能量储存系统包括多个所述集成动力单元，每个动力单元具有小于10MW，更优选地1-5MW的额定功率。

方面12.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，其中所述能量储存系统包括多级压缩和/或膨胀级，并且其中至少一个压缩和/或膨胀级的旋转速度可独立于至少一个其它压缩和/或膨胀级而变化。

方面13.根据前述任一项所述的能量储存系统

其中所述冷的储热器和/或所述热的储热器包括多个互连的储热器单元。

方面14.根据前述任一项所述的能量储存系统，其中每个所述互连的储热器单元被配置为储存少于100MWh的热能。

方面15.根据前述方面中任一方面所述的能量储存系统，其中在所述能量储存系统的充电期间所述热储热器的所述热端的目标温度为至少550℃，优选至少575℃，最优选至少600℃。

方面16.一种用于优化泵热热能储存系统的往返效率的方法，所述泵热热能储存系统包括：具有热端和冷端的热储热器；具有热端和冷端的冷储热器；以及涡轮机，所述涡轮机连接至所述热和冷储热器的热端和冷端，用于借助于使所述热储热器和所述冷储热器循环的气体的压缩和膨胀而在电能和热能之间进行双向转换，所述方法包括以下步骤。

在能量储存系统的充电期间改变压缩比，用于控制热储热器的热端的温度，和/或

在能量储存系统的放电期间改变压缩比以控制冷储热器的热端的温度。

方面17.根据前述方面1所述的方法，其中，所述压缩比通过一个或多个压缩机和/或膨胀器的旋转速度的变化而变化。

方面18.根据前述方面1-0中任一项的方法，其中能量储存系统包括多级压缩和/或膨胀级，并且其中至少一个压缩和/或膨胀级的旋转速度独立于至少一个其他压缩和/或膨胀级而变化。

方面19.根据前述方面1-中的任一项的方法，其中所述压缩比是响应于测量的而变化的。温度表示热的储热器的热端的温度和/或冷的储热器的热端的温度，并且其中可选地，，冷的储热器的热端在放电期间的目标温度由热的储热器的热端在充电期间的目标温度限定。

方面20.根据前述方面1-中的任一项的方法，其中所述压缩比响应于其组合而变化。

-表示热储热器的热端的温度和/或冷储热器的热端的温度的测量温度；以及

-在热的储热器的热端的温度和/或冷的储热器的热端的温度的特定时间内的预测的变化。

由热损失、温跃层改变和/或影响热储热器的热端的温度和/或冷储热器的热端的温度的其它因素导致的储热器。

方面21.根据前述方面1-中的任一项的方法，其中，压缩比被改变以达到特定目标温度，该特定目标温度表示在所述特定时间之后的热储热器的热端和/或冷储热器的热端。

方面22.根据前述方面中任一项所述的方法，其中所述泵热热能储存系统是方面1-中的任一个的能量储存系统。

Claims (11)

1.一种操作热能储存系统的方法，包括

作为工作流体的气体；

第一储热器(5)，其具有第一端和第二端，第一端具有高于第二端的温度；所述第一储热器包含第一热能储存(TES)介质，用于在气体流过所述第一储热器期间与所述气体交换热能；

第二储热器(4)，其具有第一端和第二端，第一端具有高于第二端的温度，并且所述第二储热器的所述第一端具有低于所述第一储热器的所述第一端的温度；所述第二储热器包含第二热能储存(TES)介质，用于在气体流过所述第二储热器期间与所述气体交换热能；

涡轮机(1，2，3，1'，2'，3')，其连接到第一储热器和第二储热器的第一端和第二端，并且被配置用于通过压缩和膨胀的方式将在第一储热器和第二储热器循环的气体在电能和热能之间进行双向转换；

用于在系统的充电期间驱动涡轮机的压缩机(3)的驱动单元和马达(1)，以及用于在系统的放电期间由涡轮机的膨胀器涡轮(3')驱动的发电机(1')；

所述方法包括，

在充电期间，当所述气体从所述第二储热器的所述第一端流动到所述第一储热器的所述第一端时，通过所述马达驱动压缩来升高所述气体的温度；

在放电期间，当气体从第一储热器的第一端流动到第二储热器的第一端时，通过膨胀来降低气体的温度；

其特征在于，所述方法还包括以下中的至少一个：

预先确定用于特定充电循环的第一储热器的第一端的目标温度；在特定充电循环期间，在压缩之后但在热能从气体转移到第一TES介质之前重复地测量气体的温度；并且基于在能量储存系统的充电期间的温度测量值来实时地改变涡轮机的压缩比，以用于控制第一储热器的第一端的温度并达到目标温度，和/或

预先确定用于特定充电循环的第二储热器的第一端的目标温度；在特定充电循环期间，在膨胀之后但在热能从气体转移到第二TES介质之前重复地测量气体的温度，并且基于在能量储存系统的放电期间的温度测量值来实时地改变涡轮机的压缩比，以用于控制第二储热器的第一端的温度并达到目标温度。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法包括重复地将所述预定目标温度从一个充电循环改变到后续充电循环，以便不同的充电循环具有不同的预定目标温度，并且相应地将所述压缩比从一个充电循环调整到所述后续充电循环，以便在不同的充电循环中使用不同的对应压缩比。

3.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，在充电期间所述压缩比的实时变化包括在充电循环内和在充电期间实时地改变所述马达驱动的压缩机(3)的旋转速度和/或调整压缩机入口导向叶片。

4.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括在充电循环内实时地增加所述压缩比，以补偿来自第二储热器的第一端的气体的温度降低。

5.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，所述系统在所述第二储热器的第一端和压缩机之间的气体流动路径中没有电加热器。

6.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括预测由于预测因素导致的在预定义的时间段内所述第一储热器的所述第一端的温度和/或所述第二储热器的所述第一端的温度变化，如果将不调整压缩比，则预测因素将影响第一储热器的第一端的温度和/或第二储热器的第一端的温度，并且将压缩比改变为用于抵消预测的变化的补偿。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述方法包括将预测热损失和预测温跃层变化中的至少一个作为预测因子。

8.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括，对于所述充电循环，调节所述气体的压缩，以在所述第一储热器的上游达到450℃至600℃范围内的气体温度，并且调节所述膨胀器，以将所述第一储热器下游的气体膨胀至在-50℃至-5℃范围内的温度。

9.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括，对于所述放电循环，调节所述气体的膨胀以达到所述第二储热器上游的200℃至400℃范围内的温度，并且调节所述第一储热器上游的气体的压缩至50℃至150℃范围内的温度。

10.根据前述权利要求中任一项所述的方法，其特征在于，所述方法包括确定电价的改变，并且当所述电价低于预定电价时将压缩比调节到较高值，当所述电价高于预定定价水平时将压缩比调节到较低值。

11.根据前述权利要求中任一项所述的方法的用途，用于将来自风能涡轮机或太阳能发电厂的电能转换成热能并储存该热能。

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