JP2021099054A - Power generator, charger, power generation method, charging method, power charging/generating system, and heat engine - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、発電装置、充電装置、発電方法、充電方法、充発電システム、熱機関に関する。 The present invention relates to a power generation device, a charging device, a power generation method, a charging method, a charging power generation system, and a heat engine.
従来、電力の平準化や太陽光発電を行う設備の稼働率の向上を図るために、例えば、週末の日中などに太陽光発電において発生する余剰電力を貯蔵し、平日の朝夕時などの電力逼迫時に発電を行う電力貯蔵システムが存在している。そしてこのような電力貯蔵システムとして、熱媒体として空気等の流体を利用し、気体の状態の流体を圧縮かつ冷却することで液体とし、冷熱として電力を貯蔵するものがある。 Conventionally, in order to level the electric power and improve the operating rate of the equipment for photovoltaic power generation, for example, the surplus electric power generated in the photovoltaic power generation is stored during the daytime on weekends, and the electric power in the morning and evening on weekdays. There is a power storage system that generates electricity when it is tight. As such an electric power storage system, there is a system that uses a fluid such as air as a heat medium, compresses and cools a fluid in a gaseous state to make a liquid, and stores electric power as cold heat.
特許文献1には、冷熱発電システムが記載されている。この冷熱発電システムにおいて、「空気液化工程」では、余剰電力がある場合に、この余剰電力を用いて空気液化装置の圧縮機が駆動され、原料空気が圧縮される。この空気は冷却器で冷却され、空気は熱交換器で受槽からの低温空気により冷却された後、膨張弁で断熱膨張により温度降下して液体空気となり、受槽に貯留される。「液体空気貯蔵工程」では、液体空気が貯蔵タンクに貯蔵される。「液体空気気化工程」では、貯蔵タンクの液体空気が、気化器で加熱されて高圧になる。「発電装置駆動工程」では、気化器からの高圧空気が蒸気に注入されて、タービンの出力が増強され、出力増強分、発電機の発電量が増加する。
また、特許文献2には、保冷タンクの液化層に注入した液体空気を、高圧ポンプで電熱ヒータへ高圧噴霧して加熱膨張させて発電用タービンと発電機とを駆動させた後、熱交換器に発電用タービンから排出する気化空気を流入させ、気化空気は、発電用タービンの排気圧力で保冷タンクの気化層に送り込み、その気化空気の大部分は圧力調整弁から大気に放出し、残りの気化空気は、冷凍液化機で液体空気に再生され、また、保冷タンクに注入した液体空気を、高圧ポンプで熱交換チューブに圧送し、発電用タービンから排出した気化空気を膨張弁へと圧送して、膨張弁で液体空気に再生して保冷タンクへと送り込む発電装置が記載されている。
Further, in
しかしながら、このような熱媒体として空気等の流体を利用する電力貯蔵システムでは、発電の際に流体を液体から気体の状態に戻すために多くの熱を与える必要がある。また、発電後の空気には、依然として多くの冷熱が残存するが、現状のシステムでは、これをそのまま外気に放出している。この与える熱や放出する熱を有効に利用できれば、エネルギーの回収効率を上げることが可能となる。
本発明は、例えば、発電装置や充発電システムにおけるエネルギーの回収効率を上げることを目的とする。
However, in an electric power storage system that uses a fluid such as air as such a heat medium, it is necessary to apply a large amount of heat in order to return the fluid from a liquid to a gas state during power generation. In addition, a large amount of cold heat still remains in the air after power generation, but in the current system, this is released to the outside air as it is. If the heat given and the heat released can be effectively used, the energy recovery efficiency can be improved.
An object of the present invention is, for example, to improve the energy recovery efficiency in a power generation device or a charging power generation system.
かくして本発明によれば、流体が液体から気体になるときの膨張エネルギーにより発電を行う発電手段と、発電手段に流入させる前の流体を加熱することで流体を液体から気体に相変化させるとともに、発電手段から排出した後の流体を冷却し、これらの間で熱交換を行う第1の熱交換手段と、第1の熱交換手段から排出した流体に対し熱交換を行うことで流体をさらに冷却し、流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の熱交換手段と、を備える発電装置が提供される。この場合、第1の熱交換手段および第2の熱交換手段により、流体の再液化を行うことができ、エネルギーの回収効率を上げることができる。 Thus, according to the present invention, the power generation means that generates power by the expansion energy when the fluid changes from liquid to gas and the fluid before flowing into the power generation means are heated to change the phase of the fluid from liquid to gas. The fluid is further cooled by cooling the fluid discharged from the power generation means and exchanging heat with the first heat exchange means for exchanging heat between them and the fluid discharged from the first heat exchange means. A power generator is provided that comprises a second heat exchange means that returns at least a portion of the fluid from a gas to a liquid state. In this case, the fluid can be reliquefied by the first heat exchange means and the second heat exchange means, and the energy recovery efficiency can be improved.
ここで、第2の熱交換手段から排出する流体を膨張させることで流体をさらに液体の状態に戻す膨張手段をさらに備え、第2の熱交換手段は、膨張手段により液体にならずに残存した気体の状態の流体との間で熱交換を行うようにすることができる。この場合、流体の液化を促進することができる。
また、発電手段から排出した後の流体は、膨張手段により液体にならず残存した気体の状態の流体との間で熱交換を行うことでさらに冷却されるようにすることができる。この場合、気体の状態の流体の冷熱を回収することができる。
さらに、発電手段に流入させる前の流体は、第1の熱交換手段に加え、自装置で発生する熱以外の外熱により加熱されるようにすることができる。この場合、より多くの膨張エネルギーを流体に与えることができる。
またさらに、熱を蓄積する蓄熱手段をさらに備え、発電手段に流入させる前の流体は、第1の熱交換手段に加え、蓄熱手段に蓄積された熱により加熱されるようにすることができる。この場合、充電時に発生した熱を利用することができる。
また、膨張手段により液体にならず残存した気体は、発電手段から排出した後の流体と熱交換をした後に、流体が有する冷熱を利用する外部装置に送出されるようにすることができる。この場合、外部装置により、冷熱をさらに効率よく利用することができる。
Here, an expansion means for returning the fluid to a liquid state by expanding the fluid discharged from the second heat exchange means is further provided, and the second heat exchange means remains without becoming a liquid by the expansion means. It is possible to exchange heat with a fluid in a gaseous state. In this case, liquefaction of the fluid can be promoted.
Further, the fluid discharged from the power generation means can be further cooled by exchanging heat with the fluid in a gaseous state that does not become a liquid but remains as a liquid by the expansion means. In this case, the cold heat of the fluid in the gaseous state can be recovered.
Further, the fluid before flowing into the power generation means can be heated by external heat other than the heat generated by the own device in addition to the first heat exchange means. In this case, more expansion energy can be given to the fluid.
Further, a heat storage means for storing heat is further provided, and the fluid before flowing into the power generation means can be heated by the heat stored in the heat storage means in addition to the first heat exchange means. In this case, the heat generated during charging can be utilized.
Further, the gas that does not become liquid by the expansion means and remains after exchanging heat with the fluid after being discharged from the power generation means can be sent to an external device that utilizes the cold heat of the fluid. In this case, the cold heat can be used more efficiently by the external device.
また、本発明によれば、電力を利用して気体の状態の流体を圧縮し、流体に圧縮エネルギーを蓄える圧縮手段と、圧縮手段により圧縮された流体を熱交換を行うことで冷却する熱交換手段と、熱交換手段から排出する流体を膨張させることで流体の少なくとも一部を気体から液体の状態にする膨張手段と、膨張手段により液体にならずに残存した気体の状態の流体を、圧縮手段に流入させる前の流体と混合する混合手段と、を備える充電装置が提供される。この場合、残存した気体の状態の流体の冷熱を利用して、圧縮手段に流入させる前の流体の冷却を行うことができ、エネルギーの回収効率を上げることができる。 Further, according to the present invention, a compression means that compresses a fluid in a gaseous state by using electric power and stores compression energy in the fluid and a heat exchange that cools the fluid compressed by the compression means by performing heat exchange. The means, the expansion means that expands the fluid discharged from the heat exchange means to change at least a part of the fluid from the gas to the liquid state, and the expansion means that the expansion means compresses the fluid in the residual gaseous state without becoming liquid. A charging device is provided that comprises a mixing means that mixes with the fluid before it flows into the means. In this case, the cold heat of the fluid in the state of the remaining gas can be used to cool the fluid before it flows into the compression means, and the energy recovery efficiency can be improved.
さらに、本発明によれば、流体が液体から気体になるときの膨張エネルギーにより発電を行う発電工程と、発電工程前の流体を加熱することで流体を液体から気体に相変化させるとともに、発電工程後の流体を冷却し、これらの間で熱交換を行う第1の熱交換工程と、第1の熱交換工程後の流体に対し熱交換を行うことで流体をさらに冷却し、流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の熱交換工程と、を備える発電方法が提供される。この場合、第1の熱交換工程および第2の熱交換工程により、流体の再液化を行うことができ、エネルギーの回収効率を上げることができる。 Further, according to the present invention, there is a power generation process in which power is generated by the expansion energy when the fluid changes from liquid to gas, and a power generation process in which the fluid is phase-changed from liquid to gas by heating the fluid before the power generation process. A first heat exchange step in which the subsequent fluid is cooled and heat exchange is performed between them, and a heat exchange is performed with the fluid after the first heat exchange step to further cool the fluid and at least one of the fluids. A power generation method comprising a second heat exchange step of returning the part from a gas to a liquid state is provided. In this case, the fluid can be reliquefied by the first heat exchange step and the second heat exchange step, and the energy recovery efficiency can be improved.
またさらに、本発明によれば、電力を利用して気体の状態の流体を圧縮し、流体に圧縮エネルギーを蓄える圧縮工程と、圧縮工程により圧縮された流体を熱交換を行うことで冷却する熱交換工程と、熱交換工程後の流体を膨張させることで流体の少なくとも一部を気体から液体の状態にする膨張工程と、膨張工程において液体にならずに残存した気体の状態の流体を、圧縮工程前の流体と混合する混合工程と、を備える充電方法が提供される。この場合、残存した気体の状態の流体の冷熱を利用して、圧縮工程に流入させる前の流体の冷却を行うことができ、エネルギーの回収効率を上げることができる。 Further, according to the present invention, a compression step of compressing a fluid in a gaseous state by using electric power and storing compression energy in the fluid, and a heat of cooling the fluid compressed by the compression step by performing heat exchange. The exchange step, the expansion step of expanding the fluid after the heat exchange step to change at least a part of the fluid from a gas to a liquid state, and the expansion step of compressing the fluid in a gaseous state remaining without becoming a liquid in the expansion step. A charging method comprising a mixing step of mixing with a pre-step fluid is provided. In this case, the cold heat of the fluid in the state of the remaining gas can be used to cool the fluid before it flows into the compression step, and the energy recovery efficiency can be improved.
そして、本発明によれば、流体が液体から気体になるときの膨張エネルギーにより発電を行う発電動作と、電力を利用して気体の状態の流体を圧縮して流体に圧縮エネルギーを蓄える充電動作と、を切り換えて行う動作手段と、発電動作を行うときに、動作手段に流入させる前の流体を加熱することで流体を液体から気体に相変化させるとともに、動作手段から排出した後の流体を冷却し、これらの間で熱交換を行う第1の熱交換手段と、発電動作を行うときに、第1の熱交換手段から排出した流体をさらに冷却し、流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の熱交換手段と、を備える充発電システムが提供される。この場合、充電時および発電時における往復効率を上げることができる。 According to the present invention, there are a power generation operation in which power is generated by the expansion energy when the fluid changes from a liquid to a gas, and a charging operation in which the fluid in a gaseous state is compressed by using the electric power and the compressed energy is stored in the fluid. By heating the fluid before it flows into the operating means when performing the power generation operation and the operating means that switches between, the fluid is phase-changed from liquid to gas, and the fluid after being discharged from the operating means is cooled. Then, the first heat exchange means for exchanging heat between them and the fluid discharged from the first heat exchange means during the power generation operation are further cooled, and at least a part of the fluid is changed from gas to liquid. A rechargeable power generation system comprising a second heat exchange means for returning to the state is provided. In this case, the reciprocating efficiency during charging and power generation can be increased.
ここで、第2の熱交換手段から排出する流体を膨張させることで流体をさらに液体の状態に戻す膨張手段をさらに備え、充電動作を行うときに、第2の熱交換手段は、膨張手段により液体にならずに残存した気体の状態の流体との間で熱交換を行うことで流体を冷却するようにすることができる。この場合、流体の液化を促進することができる。
また、充電動作を行うときに、動作手段から排出した後の流体は、膨張手段により液体にならず残存した気体の状態の流体との間で熱交換を行うことで冷却されるようにすることができる。この場合、気体の状態の流体の冷熱を回収することができる。
さらに、膨張手段により液体にならずに残存した気体の状態の流体を、動作手段に流入させる前の流体と混合する混合手段をさらに備えるようにすることができる。この場合、残存した気体の状態の流体の冷熱を利用して、流体の冷却を行うことができ、エネルギーの回収効率を上げることができる。
またさらに、熱を蓄積する蓄熱手段をさらに備え、蓄熱手段は、充電動作を行うときに、前記動作手段から発生する熱を蓄え、発電動作を行うときに、動作手段に流入させる前の流体を、蓄積された熱により加熱するようにすることができる。この場合、充電時に発生した熱を利用することができ、エネルギーの回収効率をさらに上げることができる。
Here, an expansion means for returning the fluid to a liquid state by expanding the fluid discharged from the second heat exchange means is further provided, and when the charging operation is performed, the second heat exchange means is provided by the expansion means. The fluid can be cooled by exchanging heat with the fluid in a gaseous state that remains without becoming a liquid. In this case, liquefaction of the fluid can be promoted.
Further, when performing the charging operation, the fluid after being discharged from the operating means is cooled by exchanging heat with the fluid in the state of a gas remaining without becoming a liquid by the expanding means. Can be done. In this case, the cold heat of the fluid in the gaseous state can be recovered.
Further, it is possible to further provide a mixing means for mixing the fluid in a gaseous state that remains without becoming a liquid by the expanding means with the fluid before flowing into the operating means. In this case, the cooling of the fluid can be performed by utilizing the cold heat of the fluid in the state of the remaining gas, and the energy recovery efficiency can be improved.
Further further, a heat storage means for accumulating heat is further provided, and the heat storage means stores the heat generated from the operating means when performing the charging operation, and stores the fluid before flowing into the operating means when performing the power generation operation. , Can be heated by the accumulated heat. In this case, the heat generated during charging can be utilized, and the energy recovery efficiency can be further improved.
また、本発明によれば、流体が液体から気体になるときの膨張エネルギーを利用して仕事を行う仕事過程と、仕事過程前における流体と仕事過程後における流体との間で第1の熱交換を行い、仕事過程前における流体を加熱する加熱過程と、第1の熱交換により、仕事過程後における流体を冷却する第1の冷却過程と、第1の冷却過程後の流体に対し第2の熱交換を行うことで流体をさらに冷却し、流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の冷却過程と、を備えた熱サイクルを使用する熱機関が提供される。この場合、第1の冷却過程および第2の冷却過程により、流体の再液化を行うことができ、エネルギーの回収効率を上げることができる。 Further, according to the present invention, there is a first heat exchange between a work process in which work is performed by utilizing the expansion energy when the fluid changes from a liquid to a gas, and a fluid before the work process and a fluid after the work process. A heating process that heats the fluid before the work process, a first cooling process that cools the fluid after the work process by the first heat exchange, and a second cooling process for the fluid after the first cooling process. A heat engine is provided that uses a thermal cycle with a second cooling process that further cools the fluid by performing heat exchange and returns at least a portion of the fluid from a gas to a liquid state. In this case, the fluid can be reliquefied by the first cooling process and the second cooling process, and the energy recovery efficiency can be improved.
ここで、第2の冷却過程から排出する流体を膨張させることで流体をさらに液体の状態に戻す膨張過程をさらに備えるようにすることができる。この場合、流体の液化を促進することができる。
また、仕事過程の前段に液体を加圧する加圧過程をさらに備えるようにすることができる。この場合、流体の膨張エネルギーが増大する。
Here, by expanding the fluid discharged from the second cooling process, it is possible to further provide an expansion process for returning the fluid to a liquid state. In this case, liquefaction of the fluid can be promoted.
In addition, a pressurizing process for pressurizing the liquid can be further provided before the work process. In this case, the expansion energy of the fluid increases.
本発明によれば、発電装置や充発電システムにおけるエネルギーの回収効率を上げることができる。 According to the present invention, it is possible to increase the energy recovery efficiency in a power generation device or a charging power generation system.
以下、添付図面を参照して、本発明の実施の形態について詳細に説明する。
<従来の形態>
従来の電力貯蔵システムとしては、蓄電池や水素を利用する方法が一般的である。前者は、2次電池に充電を行い電力を貯蔵する。また、後者は、水の電気分解を行うことで水素を作り出し、水素として電力を貯蔵する。この場合、電気エネルギーを化学エネルギーに変換して貯蔵し、逆に化学エネルギーを電気エネルギーに変換することで、電力を取り出すことができる。しかしこの場合、何れも特殊な化学材料を使用しており、長期間運用を行うと、化学材料の劣化が生じる。そのため、化学材料の交換の必要があることから、ランニングコストが高額になりやすい。
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.
<Conventional form>
As a conventional power storage system, a method using a storage battery or hydrogen is common. The former charges the secondary battery to store electric power. The latter also produces hydrogen by electrolyzing water and stores electric power as hydrogen. In this case, electric power can be taken out by converting electric energy into chemical energy and storing it, and conversely by converting chemical energy into electric energy. However, in this case, special chemical materials are used in each case, and the chemical materials deteriorate after long-term operation. Therefore, the running cost tends to be high because the chemical material needs to be replaced.
この欠点を解決するために、例えば、圧縮空気貯蔵システムが存在する。これは、電力を利用して、空気を圧縮し、圧縮空気として電力を貯蔵する。しかし、この方法では、圧縮空気を貯蔵するタンクの容積が多大となり、多くの設置面積や設置費用を必要とする。そのため、特に都市部のような用地に対し多くの費用を要する地域での設置は、現実的でない。 To solve this drawback, for example, there is a compressed air storage system. It uses electric power to compress air and store it as compressed air. However, this method requires a large volume of a tank for storing compressed air, and requires a large installation area and installation cost. Therefore, it is not realistic to install it in an area that requires a lot of money, especially for a site such as an urban area.
一方、空気を液体にし、液体空気として、電力を貯蔵する液体空気貯蔵システムが存在する。この液体空気貯蔵システムでは、液体空気を使用するため、圧縮空気貯蔵システムに比較して、貯蔵するタンクの容積が小さくてすみ、設置面積や設置費用をより小さくすることができる。この液体空気貯蔵システムは、例えば、電力を貯蔵する充電時にコンプレッサーで空気を圧縮するとともに熱を取り除くことで、空気を液化する。また、電力を取り出す発電時には、液体空気に対し熱を加えることで空気を気化し、その際に生じた圧力を利用して、タービンを回して発電を行い、電力を発生させる。そして、発電時には、液体空気に熱を加える必要があることから、加える熱として、ボイラー排熱を利用したり、電熱ヒータを利用することがある。また、太陽熱を活用する場合もある。即ち、外部熱源が必要となる。 On the other hand, there is a liquid air storage system that turns air into a liquid and stores electric power as liquid air. Since this liquid air storage system uses liquid air, the volume of the storage tank can be smaller than that of the compressed air storage system, and the installation area and installation cost can be reduced. This liquid air storage system liquefies the air, for example, by compressing the air with a compressor and removing heat during charging to store electricity. Further, at the time of power generation for extracting electric power, air is vaporized by applying heat to liquid air, and the pressure generated at that time is used to rotate a turbine to generate electric power to generate electric power. Since it is necessary to apply heat to the liquid air at the time of power generation, the exhaust heat of the boiler may be used or an electric heater may be used as the heat to be added. In some cases, solar heat is used. That is, an external heat source is required.
また、発電時に得られた高圧空気を、内燃機関やガスタービンにより燃焼させ、高効率に発電を行うシステムも存在するが、燃焼を行うための燃料が必要となる他、CO2フリーではない。また、システムのエネルギーの回収効率も低下しやすくなる。また、多数の熱交換器を使用し、エネルギーの回収効率を向上させるシステムが昨今提案されているが、システム全体として複雑化し、設備に要する費用が多大になること、および使用しきれない冷熱や排熱を外気に放出することで、システムのエネルギーの回収効率が低下しやすい。
そこで本実施の形態では、以下の充発電システム1により上記問題の抑制を図っている。
なお以下の説明では、空気を熱媒体として使用する場合について主に説明を行うが、空気に限られるものでない。即ち、液体の状態と気体の状態とで相変化可能な流体であれば、空気に限らず、熱媒体として適用が可能である。このような流体としては、窒素(N2)、酸素(O2)、二酸化炭素(CO2)、アンモニア(NH3)、フロン、エーテルなどが挙げられる。
There is also a system that burns high-pressure air obtained during power generation by an internal combustion engine or a gas turbine to generate power with high efficiency, but it requires fuel for combustion and is not CO 2-free. In addition, the energy recovery efficiency of the system tends to decrease. In addition, a system that uses a large number of heat exchangers to improve energy recovery efficiency has recently been proposed, but the system as a whole becomes complicated, the cost required for equipment becomes large, and cold heat that cannot be used is used. By releasing the exhaust heat to the outside air, the energy recovery efficiency of the system tends to decrease.
Therefore, in the present embodiment, the above problem is suppressed by the following charging /
In the following description, the case where air is used as a heat medium will be mainly described, but the description is not limited to air. That is, any fluid that can undergo a phase change between a liquid state and a gas state can be applied not only to air but also as a heat medium. Examples of such a fluid include nitrogen (N 2 ), oxygen (O 2 ), carbon dioxide (CO 2 ), ammonia (NH 3 ), chlorofluorocarbons, ether and the like.
<充発電システム1の全体構成の説明>
図1(a)〜(b)は、本実施の形態における充発電システム1の全体構成例を示す図である。このうち図1(a)は、充電時の充発電システム1について示した図である。この場合、充発電システム1は、充電装置として捉えることができる。また、図1(b)は、発電時の充発電システム1について示した図である。この場合、充発電システム1は、発電装置として捉えることができる。
<Explanation of the overall configuration of the charging
1A to 1B are diagrams showing an overall configuration example of the charging
図示するように本実施の形態の充発電システム1は、空気の圧縮および発電を行う充発電機10と、熱の蓄積を行う蓄熱装置20と、熱交換を行う熱交換器30、40と、空気を膨張させる膨張弁50と、液体空気を貯留するタンク60と、温度が異なる空気の混合を行う混合弁70と、充発電システム1全体の制御を行う制御部80を備える。また、充発電システム1は、タンク60から液体空気を送り出すポンプPを備える。このように、本実施の形態の充発電システム1は、図1(a)で示す充電時と、図1(b)で示す発電時とで、同様の装置構成により動作する。
As shown in the figure, the charge
充発電機10は、図1(a)に示す充電時には、電力を使用してモータ10aを回転させ、これによりコンプレッサー10bを動作させることで、外気から吸気して充発電機10に流入する空気K11を圧縮する。即ち、充発電機10に備えられたモータ10aを電力を使用して動作させ、空気K11の圧縮を行う。充発電機10は、充電時において、電力を利用して気体の状態の空気K11を圧縮し、空気K11に圧縮エネルギーを蓄える圧縮手段として機能する。
At the time of charging shown in FIG. 1A, the
一方、充発電機10は、図1(b)に示す発電時には、液体空気K21が気化した空気K23による圧力を使用し、タービン10cを回転させ、これにより発電機10dを動作させることで、発電を行う。充発電機10は、発電時において、空気K11が液体から気体になるときの膨張エネルギーにより発電を行う発電手段として機能する。
On the other hand, at the time of power generation shown in FIG. 1B, the
本実施の形態では、充発電機10は、空気の圧縮および発電の双方を行う装置となっている。よって、充発電機10は、空気が液体から気体になるときの膨張エネルギーにより発電を行う発電動作と、電力を利用して気体の状態の空気を圧縮して空気に圧縮エネルギーを蓄える充電動作と、を切り換えて行う動作手段であると考えることもできる。
なお、便宜上、モータ10aと発電機10dとは区別して説明したが、図1に示した例では、双方とも同一の装置である。また、充発電機10は、コンプレッサー10b、モータ10a(発電機10d)、およびタービン10cが1つの軸上に並ぶ一軸式の装置である。また、図1に示すように、コンプレッサー10bおよびタービン10cを、多段式とすることが好ましい。なお、詳しくは後述するが、モータ10aと発電機10dとを分け、別々の装置としてもよい。
In the present embodiment, the
For convenience, the
蓄熱装置20は、蓄熱手段の一例であり、熱を蓄積する装置である。蓄熱装置20は、熱を蓄積する蓄熱材を備える。
蓄熱装置20は、図1(a)に示す充電時には、蓄熱材に充発電機10から発生する熱を蓄える。即ち、モータ10aにより空気K11を圧縮する際には熱が発生するため、この熱を蓄熱材に備える。
一方、蓄熱装置20は、図1(b)に示す発電時には、蓄熱材から熱を放出し、空気K22を加熱する。これにより、気化した空気K22をさらに膨張させた空気K23にすることができる。
蓄熱材としては、熱を蓄積することができるものであれば、特に限られることはないが、例えば、物質の比熱を利用した顕熱蓄熱材を使用することができる。顕熱蓄熱材の例としては、水、オイル、コンクリート、レンガなどが挙げられる。また、物質の相転移を利用した潜熱蓄熱材や、化学反応時の吸熱・発熱を利用した化学蓄熱材を使用することもできる。潜熱蓄熱材の例としては、固液相転移を利用した、氷−水、酢酸ナトリウム3水和物(CH3COONa・3H2O)等が挙げられる。また、化学蓄熱材の例としては、吸収反応、混合反応、水和反応を利用するものが挙げられる。
The
The
On the other hand, the
The heat storage material is not particularly limited as long as it can store heat, but for example, a sensible heat storage material that utilizes the specific heat of a substance can be used. Examples of sensible heat storage materials include water, oil, concrete, brick and the like. It is also possible to use a latent heat storage material that utilizes the phase transition of a substance or a chemical heat storage material that utilizes heat absorption and heat generation during a chemical reaction. Examples of the latent heat storage material include ice-water, sodium acetate trihydrate (CH 3 COONa, 3H 2 O), etc., which utilize a solid-liquid phase transition. Further, examples of the chemical heat storage material include those utilizing an absorption reaction, a mixing reaction, and a hydration reaction.
熱交換器30、40は、温度が異なる空気の間で熱交換を行う装置である。
このうち熱交換器30は、図1(a)に示す充電時において、充発電機10により圧縮された空気K12を熱交換を行うことで冷却する熱交換手段として機能する。上述したように、モータ10aにより空気K11を圧縮する際には熱が発生し、空気K12は充発電機10に流入する前よりも高温の状態になる。また、液体空気K16を貯留するタンク60からは、詳しくは後述するが、ボイルオフガスと呼ばれる気体状態の空気K15が発生する。このボイルオフガスは、空気の沸点に近い温度を有し、極低温である。熱交換器30では、圧縮後の空気K12からボイルオフガスである空気K15に熱を遷移させ、圧縮後の空気K12の冷却を行う。これにより、圧縮後の空気K12は、液化直前の極低温にまで冷却された空気K13となる。
The
Of these, the
熱交換器30は、図1(b)に示す発電時には、第1の熱交換手段として機能する。熱交換器30は、充発電機10に流入させる前の液体状態の液体空気K21と充発電機10から排出した後の気体状態の空気K24との間で熱交換を行う。充発電機10のタービン10cから排出した気体状態の空気K24は、タンク60から排出した液体空気K21よりも高温である。よって、熱交換器30では、タービン10cから排出した空気K24より、タンク60から排出した液体空気K21に熱を遷移させることで、液体空気K21を加熱する。そして、この熱交換により、充発電機10に流入させる前の液体空気K21を加熱し、空気を液体から気体に相変化させた空気K22にすることができる。またこの熱交換により、熱交換器30は、充発電機10から排出した後の空気K24を冷却する。
The
さらに、発電時において、充発電機10から排出した後の空気K24は、ボイルオフガスである空気K27との間で熱交換を行うことでさらに冷却される。つまり充発電機10から排出した後の空気K24は、タンク60から排出した液体空気K21とボイルオフガスである空気K27の双方で冷却される。これにより、空気K24は、液化直前の極低温にまで冷却された空気K25となる。なお、熱交換器30で熱交換をした後の空気K29は、外気に放出され、排気される。ただし、空気K29は、いまだ十分な冷熱を有しており、空気K29が有する冷熱を利用する外部装置に送出されるようにしてもよい。この外部装置は、例えば、空気調和機、冷凍倉庫用の冷却装置、空気分離ガス製造装置などである。そして、空気K29が有する冷熱を利用してこれらの装置を動作させることで、これらの装置の効率が向上する。
Further, at the time of power generation, the air K24 after being discharged from the
熱交換器40は、タンク60内に配される。
そして、熱交換器40は、図1(a)に示す充電時において、熱交換器30と同様な熱交換手段として機能する。熱交換器30から排出した空気K13は、熱交換器40により、タンク60内のボイルオフガスである空気K15との間で熱交換を行い、さらに冷却された空気K14となる。これにより、空気K14は、液体空気温度にまで冷却を行うことができる。
熱交換器40は、図1(b)に示す発電時には、熱交換器30から排出した空気K25に対し熱交換を行うことで空気K25をさらに冷却し、空気K25の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻した空気K26とする第2の熱交換手段として機能する。このとき熱交換器40は、発電時と同様に、ボイルオフガスである空気K27との間で熱交換を行う。
The
Then, the
At the time of power generation shown in FIG. 1B, the
膨張弁50は、タンク60内に配される。膨張弁50は、図1(a)に示す充電時において、熱交換器40から排出する空気K14を膨張させることで空気の少なくとも一部を気体から液体の状態にする膨張手段として機能する。上述したように、熱交換器40により、空気K14は、液体空気温度にまで冷却されている。そして、膨張弁50により、急激に膨張させると、ジュールトムソン効果により、少なくとも一部が液化し、液体空気K16となる。膨張弁50は、タンク60内に配されるため、液体空気K16は、タンク60の下部に貯留される。また、膨張弁50により液体にならず残存した気体の状態の空気K15は、ボイルオフガスと呼ばれ、タンク60の上部に溜まる。そして、ボイルオフガスである空気K15が、予め定められた圧力を超えると、逆止弁60aが開く。そして、空気K15は、熱交換器30に向け排出される。
膨張弁50は、図1(b)に示す発電時には、熱交換器40から排出する空気K26を膨張させることで空気K26をさらに液体の状態に戻す膨張手段として機能する。この作用は、充電時と同様であり、膨張弁50により、急激に膨張させると、ジュールトムソン効果により、少なくとも一部が液化し、液体空気K28となる。また、膨張弁50により液体にならず残存した気体の状態の空気K27は、ボイルオフガスである。
The
The
タンク60は、液体空気K16、K28、および空気K15、K27を貯留する。これらは、極低温であるため、タンク60は、この温度において耐性を有し、低温脆性などが生じにくい材料で製造されるとともに、断熱性に優れる必要がある。そのため、例えば、タンク60は、外壁をステンレス製の二重壁とし、この二重壁間を高真空にしたデュワー瓶構造とする。さらに、例えば、断熱材により保冷する構造とすることもできる。
The
混合弁70は、図1(a)に示す充電時において使用される。混合弁70は、熱交換器30を通過した後のボイルオフガスである空気K17を、充発電機10に流入させる前の空気K11と混合する混合手段として機能する。つまり、本実施の形態では、ボイルオフガスを外気に放出せず、空気K11を冷却する用途として活用する。これにより、充発電システム1のエネルギーの回収効率を向上させることができる。また、空気K11に含まれる不純物は、冷却されることで凝縮する。これにより、空気K11に含まれる不純物を、除去することができる。この不純物は、例えば、水や二酸化炭素である。
The mixing valve 70 is used during charging as shown in FIG. 1 (a). The mixing valve 70 functions as a mixing means for mixing the air K17, which is the boil-off gas after passing through the
制御部80は、図1(a)に示す充電時には、電力を利用して液体空気K16を製造するための制御を行う。対して、制御部80は、図1(b)に示す発電時には、液体空気K16を気体の状態に戻し、気体になるときの膨張エネルギーを利用して発電機10dにより電力を発生させる制御を行う。制御部80が行う具体的な制御については、後述する。
At the time of charging shown in FIG. 1A, the
<充発電システム1の動作の説明>
次に、図1で示した充発電システム1の動作について説明する。
(充電時の動作)
まず、充発電システム1を使用して、電力を充電する際の動作について説明する。
図2は、充電時の充発電システム1の動作を説明したフローチャートである。また、図3は、充電時の充発電システム1のp−h線図を示した図である。図3において、横軸は比エンタルピー(h)を表し、縦軸は、圧力(p)を表す。
<Explanation of operation of charge
Next, the operation of the charge
(Operation during charging)
First, the operation when charging electric power by using the charging
FIG. 2 is a flowchart illustrating the operation of the charging
充電時には、まず充発電機10のモータ10aを電力により動作させ、外気から空気K11を吸気する(ステップ101)。このときの空気K11の圧力は、大気圧p0である。また、空気K11の温度は常温であり、例えば、25℃である。
At the time of charging, first, the
次に、混合弁70により、空気K11とボイルオフガスである空気K17とを混合する(ステップ102)。これにより、空気K11を冷却するとともに、空気K11中に含まれる不純物の除去を行う。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、大気圧p0であり、変化しないが、比エンタルピー(h)は、空気K17の混合により温度が低下することで低下する。 Next, the air K11 and the air K17, which is a boil-off gas, are mixed by the mixing valve 70 (step 102). As a result, the air K11 is cooled and impurities contained in the air K11 are removed. With reference to the ph diagram at this time, the pressure (p) is the atmospheric pressure p0 and does not change, but the specific enthalpy (h) decreases as the temperature decreases due to the mixing of air K17.
さらに、充発電機10のコンプレッサ−10bにより、空気K11を圧縮する(ステップ103)。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)および比エンタルピー(h)は、圧縮により、ともに増大する。 Further, the air K11 is compressed by the compressor-10b of the recharger 10 (step 103). With reference to the ph diagram at this time, the pressure (p) and the specific enthalpy (h) are both increased by compression.
そして、この際に、蓄熱装置20の蓄熱材に、充発電機10から発生する熱を蓄積する(ステップ104)。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、変化しないが、比エンタルピー(h)は、空気K11から熱が除去され、温度が低下することにより低下する。
Then, at this time, the heat generated from the
なお、ステップ103およびステップ104で示した空気K11の圧縮および熱除去は、予め定められた複数回繰り返してもよい。この場合、ステップ103およびステップ104が、予め定められた回数繰り返された場合(ステップ105でYes)、ステップ106に進む。対して、予め定められた回数繰り返されていない場合(ステップ105でNo)、ステップ103に戻る。
図3のp−h線図では、充発電機10により、ステップ103およびステップ104を、2回繰り返して行った例を示している。そして、その結果、圧力(p)は、最大圧力ph1に達する。
The compression and heat removal of the air K11 shown in steps 103 and 104 may be repeated a predetermined number of times. In this case, if steps 103 and 104 are repeated a predetermined number of times (Yes in step 105), the process proceeds to step 106. On the other hand, if it has not been repeated a predetermined number of times (No in step 105), the process returns to step 103.
The ph diagram of FIG. 3 shows an example in which step 103 and step 104 are repeated twice by the
次に、圧縮した後の空気K11を、中間圧力pm1まで膨張させ、この膨張エネルギーによりタービン10cを回転させる(ステップ106)。上述した通り、充発電機10は、コンプレッサー10b、モータ10a(発電機10d)、およびタービン10cが1つの軸上に並ぶ一軸式の装置であるので、タービン10cにより発生した回転力は、コンプレッサー10bを動作させる動力として活用される。ステップ106は、圧縮した後の空気K11を中間圧力pm1まで断熱膨張させる工程である。この工程により、空気K11を、液化寸前まで冷却することができる。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)および比エンタルピー(h)は、断熱膨張により、ともに低下する。
Next, the compressed air K11 is expanded to an intermediate pressure pm1, and the
そして、充発電機10から排出された空気K12は、熱交換器30に流入し、ボイルオフガスである空気K15との間で、最初の熱交換を行う(ステップ107)。これにより、空気K12は、さらに冷却され、空気K13となる。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、中間圧力pm1のまま変化しないが、比エンタルピー(h)は、空気K12が冷却されることで低下する。
Then, the air K12 discharged from the
さらに、熱交換器30から排出された空気K13は、熱交換器40に流入し、ボイルオフガスである空気K15との間で、2回目の熱交換を行う(ステップ108)。これにより、空気K13は、さらに冷却され、空気K14となる。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、中間圧力pm1のまま変化しないが、比エンタルピー(h)は、空気K13が冷却されることで低下する。また、空気K14は、液体空気温度にまで冷却され、気体および液体の混合(気液混合)状態となっていることがわかる。
Further, the air K13 discharged from the
次に、空気K14は、膨張弁50によりタンク60内部で膨張する(ステップ109)。このときジュールトムソン効果により、空気K14は、温度が低下する。液体になった液体空気K16は、タンク60にて貯留される。なお、このときのタンク60内の圧力は、例えば、大気圧p0である。また、液体空気K16の温度は、例えば、−196℃である。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、低下するが、比エンタルピー(h)は、保存されるジュールトムソン膨張となっている。
上記一連の工程により、吸気した空気K11を液化し、液体空気K16とすることができる。また、上記一連の工程は、電力を液体空気K16の形で充電する工程であると考えることもできる。
また、液体にならず気体の状態の空気K15は、ボイルオフガスとして、上述したステップ107およびステップ108における、熱交換器30、40での熱交換、およびステップ102における、混合弁70における空気K11との混合に活用される。
Next, the air K14 is expanded inside the
By the above series of steps, the intake air K11 can be liquefied into liquid air K16. Further, the series of steps can be considered as a step of charging electric power in the form of liquid air K16.
Further, the air K15 in a gaseous state without becoming a liquid is used as a boil-off gas with the heat exchanges in the
なお、充発電システム1の起動時には、ポンプPを動作させ、タンク60から液体空気K16を、液体空気K18として送出することが好ましい。これにより、熱交換器30を運転温度まで冷却し、充発電機10から排出された空気K12の冷却を行う。また、熱交換器30で、液体空気K18は加熱され、気体状態の空気K19となるが、これをボイルオフガスである空気K17と混合し、さらに吸気した空気K11と混合する。
When the charging
なお、上述したステップ103は、電力を利用して気体の状態の空気を圧縮し、空気に圧縮エネルギーを蓄える圧縮工程として捉えることができる。
また、ステップ107は、圧縮工程により圧縮された空気K12を熱交換を行うことで冷却する熱交換工程として捉えることができる。
さらに、ステップ109は、熱交換工程後の空気K14を膨張させることで空気の少なくとも一部を気体から液体の状態にする膨張工程として捉えることができる。
そして、ステップ102は、ステップ109の膨張工程において液体にならずに残存した気体の状態の空気K17を、ステップ103の圧縮工程前の空気と混合する混合工程として捉えることができる。
また、上述した充発電システム1の充電動作は、上述した圧縮工程、熱交換工程、膨張行程、および混合工程を含む充電方法であると考えることもできる。
The above-mentioned step 103 can be regarded as a compression step of compressing air in a gaseous state by using electric power and storing compression energy in the air.
Further, step 107 can be regarded as a heat exchange step of cooling the air K12 compressed by the compression step by performing heat exchange.
Further, step 109 can be regarded as an expansion step in which at least a part of the air is changed from a gas to a liquid by expanding the air K14 after the heat exchange step.
Then, the step 102 can be regarded as a mixing step of mixing the air K17 in a gaseous state that remains without becoming a liquid in the expansion step of the
Further, the charging operation of the charging
なお、空気K11は、冷却水等により、さらに冷却することが好ましい。これは、図3のp−h線図では、点T11が矢印Y11方向に移動することに対応する。また、最大圧力ph1は、大きい方がより好ましい。これは、図3のp−h線図では、最大圧力ph1が矢印Y12方向に移動することに対応する。さらに、タンク60内の圧力は、上述した例では、大気圧p0であったが、この圧力をより大きくすることで、空気の液化率をより大きくすることができる。これは、図3のp−h線図では、点T13が矢印Y13方向に移動することに対応する。このようにすることで、充発電システム1のエネルギーの回収効率がさらに向上する。
また、図3のp−h線図では、飽和圧力pcに対し、中間圧力pm1や最大圧力ph1を、小さく設定していた。即ち、pc>pm1、pc>ph1としていた。ただし、これに限られるものではなく、飽和圧力pcに対し、中間圧力pm1や最大圧力ph1を、大きく設定してもよい。即ち、pc<pm1、pc<ph1としてもよい。
The air K11 is preferably further cooled with cooling water or the like. This corresponds to the point T11 moving in the direction of the arrow Y11 in the ph diagram of FIG. Further, it is more preferable that the maximum pressure ph1 is large. This corresponds to the movement of the maximum pressure ph1 in the direction of arrow Y12 in the ph diagram of FIG. Further, the pressure in the
Further, in the ph diagram of FIG. 3, the intermediate pressure pm1 and the maximum pressure ph1 are set smaller than the saturation pressure pc. That is, pc> pm1 and pc> ph1. However, the present invention is not limited to this, and the intermediate pressure pm1 and the maximum pressure ph1 may be set larger than the saturation pressure pc. That is, pc <pm1 and pc <ph1 may be set.
(発電時の動作)
次に、充発電システム1を使用して、発電する際の動作について説明する。
図4は、発電時の充発電システム1の動作を説明したフローチャートである。また、図5は、発電時の充発電システム1のp−h線図を示した図である。
(Operation during power generation)
Next, the operation when generating power using the charge
FIG. 4 is a flowchart illustrating the operation of the charge
発電時には、まず、ポンプPを利用し、タンク60から液体空気K28を、液体空気K21として送出する(ステップ201)。この際、ポンプPにより、液体空気K21は、昇圧される。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、ポンプPにより昇圧されることで、最大圧力ph2に達する。
At the time of power generation, first, the pump P is used to send the liquid air K28 from the
次に、液体空気K21は、熱交換器30に流入し、充発電機10から排出された空気K24との間で、熱交換を行う(ステップ202)。これにより、液体空気K21は、加熱され、空気K22となる。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、変化しないが、比エンタルピー(h)は、加熱されることとで増大する。またこのとき、空気K22は、気体および液体の混合状態となることがわかる。ただし、これに限られるものではなく、ステップ202後の空気K22が、気体だけの状態、または液体だけの状態になるようにしてもよい。
Next, the liquid air K21 flows into the
そして、空気K22は、蓄熱装置20に蓄積された熱によりさらに加熱される(ステップ203)。これにより、液体空気K21は、加熱され、気体状態の空気K23となる。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、変化しないが、比エンタルピー(h)は、加熱されることとでさらに増大する。またこのとき、空気K23は、気体の状態になることがわかる。空気K23は、比エンタルピー(h)が最大となり、このときの温度は、例えば、常温の25℃である。 Then, the air K22 is further heated by the heat accumulated in the heat storage device 20 (step 203). As a result, the liquid air K21 is heated to become the gaseous air K23. With reference to the ph diagram at this time, the pressure (p) does not change, but the specific enthalpy (h) is further increased by heating. Further, at this time, it can be seen that the air K23 is in a gaseous state. The air K23 has the maximum specific enthalpy (h), and the temperature at this time is, for example, 25 ° C. at room temperature.
なお、ステップ202およびステップ203において、空気K22や空気K23は、自装置で発生する熱以外の外熱によりさらに加熱されるとよい。外熱は、特に限られるものではないが、具体的には、常温の大気から供給される熱を利用する。また、常温の水を利用してもよい。なお、外熱を供給するための熱交換器をさらに設置してもよい。 In steps 202 and 203, the air K22 and the air K23 may be further heated by external heat other than the heat generated by the own device. The external heat is not particularly limited, but specifically, the heat supplied from the atmosphere at room temperature is used. Moreover, you may use water at room temperature. A heat exchanger for supplying external heat may be further installed.
次に、空気K23は、充発電機10に流入し、その膨張エネルギーにより、タービン10cを回転させ、これにより発電機10dを動作させることで、発電を行う。(ステップ204)。ステップ204は、空気K23を断熱膨張させる工程である。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)および比エンタルピー(h)は、断熱膨張により、ともに低下する。このとき、圧力(p)は、中間圧力pm2まで低下する。
Next, the air K23 flows into the
充発電機10から排出された空気K24は、熱交換器30に流入し、ボイルオフガスである空気K27との間で、最初の熱交換を行う(ステップ205)。さらにこのとき、ステップ202で説明したように、空気K24は、液体空気K21との間で、熱交換を行う(ステップ206)。これらの熱交換により、空気K24は、冷却され、空気K25となる。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、中間圧力pm2のまま変化しないが、比エンタルピー(h)は、空気K24が冷却されることで、低下する。
なお、ステップ205とステップ206とは、これとは逆の順で行ってもよい。つまり、空気K24が液体空気K21との間で熱交換を行う工程(上述のステップ206)の後に、空気K24がボイルオフガスである空気K27との間で熱交換を行う工程(上述のステップ205)を行うようにしてもよい。即ち、ステップ205とステップ206とは、何れを先としてもよい。
The air K24 discharged from the
Note that steps 205 and 206 may be performed in the reverse order. That is, after the step of exchanging heat between the air K24 and the liquid air K21 (step 206 described above), the step of exchanging heat between the air K24 and the air K27 which is the boil-off gas (step 205 described above). May be done. That is, either step 205 or step 206 may come first.
次に、熱交換器30から排出された空気K25は、熱交換器40に流入し、ボイルオフガスである空気K27との間で、2回目の熱交換を行う(ステップ207)。これにより、空気K25は、さらに冷却され、空気K26となる。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、中間圧力pm2のまま変化しないが、比エンタルピー(h)は、空気K25が冷却されることで低下する。また、空気K26は、液体空気温度にまで冷却され、気体および液体の混合状態となっていることがわかる。
Next, the air K25 discharged from the
次に、空気K26は、膨張弁50によりタンク60内部で膨張する(ステップ208)。このときジュールトムソン効果により、空気K26は、温度が低下する。液体になった液体空気K28は、タンク60にて貯留される。なお、このときのタンク60内の圧力は、例えば、大気圧p0である。また、液体空気K28の温度は、例えば、−196℃である。このときのp−h線図を参照すると、圧力(p)は、低下するが、比エンタルピー(h)は、保存されるジュールトムソン膨張となっている。
また、液体にならず気体の状態の空気K27は、ボイルオフガスとして、上述したステップ205およびステップ207における、熱交換器30、40での熱交換に活用される。
Next, the air K26 is expanded inside the
Further, the air K27 in a gaseous state without becoming a liquid is utilized as a boil-off gas for heat exchange in the
なお、ステップ204は、液体空気K21が液体から気体になるときの膨張エネルギーにより発電を行う発電工程であると捉えることができる。
また、ステップ202およびステップ206は、発電工程前の液体空気K21を加熱することで空気を液体から気体に相変化させるとともに、発電工程後の空気を冷却し、これらの間で熱交換を行う第1の熱交換工程として捉えることができる。
さらに、ステップ207は、第1の熱交換工程後の空気に対し熱交換を行うことで空気をさらに冷却し、空気の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の熱交換工程として捉えることができる。
そして、上述した充発電システム1の発電動作は、上述した発電工程、第1の熱交換工程、および第2の熱交換工程を含む発電方法であると考えることもできる。
Note that step 204 can be regarded as a power generation process in which power is generated by the expansion energy when the liquid air K21 changes from a liquid to a gas.
Further, in steps 202 and 206, the liquid air K21 before the power generation process is heated to change the phase of the air from liquid to gas, and the air after the power generation process is cooled to exchange heat between them. It can be regarded as the heat exchange process of 1.
Further, step 207 is regarded as a second heat exchange step of further cooling the air by exchanging heat with the air after the first heat exchange step and returning at least a part of the air from the gas to the liquid state. be able to.
Then, the power generation operation of the charge
なお、ステップ202、203において、空気K22や空気K23は、より温度を高くすることが好ましい。これは、図5のp−h線図では、点T21が矢印Y21方向に移動することに対応する。また、中間圧力pm2は、より小さくすることが好ましい。これは、図5のp−h線図では、点T22が矢印Y22方向に移動することに対応する。このようにすることで、充発電システム1のエネルギーの回収効率がさらに向上する。
In steps 202 and 203, it is preferable that the temperature of the air K22 and the air K23 is higher. This corresponds to the point T21 moving in the direction of the arrow Y21 in the ph diagram of FIG. Further, the intermediate pressure pm2 is preferably made smaller. This corresponds to the point T22 moving in the direction of the arrow Y22 in the ph diagram of FIG. By doing so, the energy recovery efficiency of the rechargeable
本実施の形態の充発電システム1は、充電時では、ボイルオフガスを、外気から吸気した空気K11と混合することに特徴を有する。これにより、上述したように、充発電システム1のエネルギーの回収効率を向上させることができるとともに、空気K11に含まれる不純物を除去することができる。
The charging
また、本実施の形態の充発電システム1は、発電時では、液体状態から気体状態にし、発電を行った後の空気を、その後冷却し、液体空気として再液化することに特徴を有する。つまり、発電を行った後の空気K24は、冷熱を多量に有することから、少なくともその一部を再液化することで、冷熱を回収することができる。これにより、従来のように、発電を行った後の空気を、外気に放出する方法よりも、冷熱を無駄に放出することが抑制でき、充発電システム1のエネルギーの回収効率が向上する。
そして、本実施の形態の充発電システム1は、ボイルオフガスである空気K27を、ステップ205およびステップ207における、熱交換器30、40での熱交換に活用する。即ち、ボイルオフガスの冷熱を無駄に外気に放出することが抑制できる。そのため、充発電システム1のエネルギーの回収効率をさらに向上することができる。
また、図5のp−h線図では、飽和圧力pcに対し、中間圧力pm2や最大圧力ph2を、小さく設定していた。即ち、pc>pm2、pc>ph2としていた。ただし、これに限られるものではなく、飽和圧力pcに対し、中間圧力pm2や最大圧力ph2を、大きく設定してもよい。即ち、pc<pm2、pc<ph2としてもよい。
Further, the charging
Then, the charging
Further, in the ph diagram of FIG. 5, the intermediate pressure pm2 and the maximum pressure ph2 are set smaller than the saturation pressure pc. That is, pc> pm2 and pc> ph2. However, the present invention is not limited to this, and the intermediate pressure pm2 and the maximum pressure ph2 may be set larger than the saturation pressure pc. That is, pc <pm2 and pc <ph2 may be set.
図6は、発電時の従来の充発電システムのp−h線図を示した図である。
図示するように、従来の充発電システムでは、発電時では、発電を行った後の空気は、外気に放出していた。
これに対し、図5に図示する本実施の形態の充発電システム1のp−h線図では、図6で示したp−h線図に対し、ステップ205以降の過程を組み込むことで、発電を行った後の空気K24の少なくともその一部を再液化する。
また、図5に図示する本実施の形態の充発電システム1のp−h線図では、図6で示したp−h線図に対し、ボイルオフガスである空気K27を、ステップ205およびステップ207における、熱交換器30、40での熱交換に活用する過程が組み込まれる。
FIG. 6 is a diagram showing a ph diagram of a conventional charging power generation system during power generation.
As shown in the figure, in the conventional rechargeable power generation system, at the time of power generation, the air after power generation is released to the outside air.
On the other hand, in the pf diagram of the charging
Further, in the ph diagram of the charging
本実施の形態の充発電システム1は、蓄電池や水素を利用する方法に比較して、特殊な化学材料を使用しない。そのため、ランニングコストも低廉になりやすい。また、可燃性の部材を使用しないため、安全性の向上を図ることができる。
さらに、本実施の形態の充発電システム1は、圧縮空気として電力を貯蔵する方法に比較して、容積のより小さい液体空気を利用してエネルギーを貯蔵する。そのため、エネルギー貯蔵密度が高く、充発電システム1を構成する装置の小型化を図ることができる。
また、本実施の形態の充発電システム1は、液体空気を気体の状態にするのに、発電を行った後の空気K24を利用するため、外熱の利用をより少なくすることができる。通常は、外熱は、常温の大気から供給される熱で足りる。よって従来のように、ボイラー排熱、電熱ヒータ、太陽熱等を利用しなくてもよい。
またさらに、本実施の形態の充発電システム1は、燃焼を行うための燃料は必要としない。そのため、CO2の排出を抑制することができる。
そして、本実施の形態の充発電システム1は、基本的に熱交換器は、熱交換器30および熱交換器40の2つで足りる。そのため、充発電システム1の装置構成を簡略化でき、経済性を向上させることができる。
The rechargeable
Further, the rechargeable
Further, since the charging
Furthermore, the charging
In the rechargeable
また、発電時における充発電システム1は、図5のp−h線図に従い、下記の熱サイクル(a)〜(d)を使用する熱機関であると捉えることもできる。
(a)空気等の流体が液体から気体になるときの膨張エネルギーを利用して仕事を行う仕事過程
(b)仕事過程前における流体と仕事過程後における流体との間で第1の熱交換を行い、仕事過程前における流体を加熱する加熱過程
(c)第1の熱交換により、仕事過程後における流体を冷却する第1の冷却過程
(d)第1の冷却過程後の流体に対し第2の熱交換を行うことで流体をさらに冷却し、流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の冷却過程
Further, the rechargeable
(A) Work process that uses the expansion energy when a fluid such as air changes from liquid to gas (b) First heat exchange between the fluid before the work process and the fluid after the work process Heating process to heat the fluid before the work process (c) First cooling process to cool the fluid after the work process by the first heat exchange (d) Second to the fluid after the first cooling process A second cooling process that further cools the fluid by exchanging heat and returns at least part of the fluid from a gas to a liquid state.
なお、次の熱サイクル(e)〜(f)を加えることもできる。
(e)第2の冷却工程から排出する流体を膨張させることで流体をさらに液体の状態に戻す膨張過程
(f)膨張過程の前段に液体を加圧する加圧過程
The following thermal cycles (e) to (f) can also be added.
(E) Expansion process that returns the fluid to a liquid state by expanding the fluid discharged from the second cooling step (f) Pressurization process that pressurizes the liquid before the expansion process.
(a)の仕事過程は、上述した例では、ステップ204に対応する。即ち、液体空気K21が液体から気体になるときの膨張エネルギーにより、タービン10cを回転させ、発電機10dを動作させることで、発電を行う過程に対応する。
(b)の加熱過程は、上述した例では、ステップ202に対応する。即ち、熱交換器30において、液体空気K21が、空気K24との間で、熱交換を行い、液体空気K21を加熱する過程に対応する。
(c)の第1の冷却過程は、上述した例では、ステップ205やステップ206に対応する。即ち、熱交換器30において、液体空気K21が、空気K24との間で、熱交換を行い、空気K24を冷却する過程に対応する。
(d)の第2の冷却過程は、上述した例では、ステップ207に対応する。即ち、熱交換器40において、空気K25が、ボイルオフガスである空気K27との間で、熱交換を行い、空気K26とする過程に対応する。
(e)の膨張過程は、上述した例では、ステップ208に対応する。即ち、空気K26が、膨張弁50によりタンク60内部で膨張し、このときジュールトムソン効果により、空気K26の温度が低下する過程に対応する。
(f)の加圧過程は、上述した例では、ステップ201に対応する。即ち、ポンプPを利用し、昇圧して液体空気K21を送出する過程に対応する。
The work process of (a) corresponds to step 204 in the above example. That is, the expansion energy when the liquid air K21 changes from a liquid to a gas causes the
The heating process of (b) corresponds to step 202 in the above example. That is, in the
The first cooling process of (c) corresponds to step 205 and step 206 in the above-mentioned example. That is, in the
The second cooling process of (d) corresponds to step 207 in the above example. That is, in the
The expansion process of (e) corresponds to step 208 in the above example. That is, the air K26 expands inside the
The pressurizing process of (f) corresponds to step 201 in the above example. That is, it corresponds to the process of boosting the pressure and sending out the liquid air K21 by using the pump P.
上記熱サイクル(a)〜(f)は、実際の工程では、(f)→(b)→(a)→(c)→(d)→(e)の順で進行する。
なお、ここで仕事を行うことは、上述した例では、発電することであるが、他の例としては、動力源であるエンジンやモータを回転させる仕事を行うことなども該当する。
In the actual process, the thermal cycles (a) to (f) proceed in the order of (f) → (b) → (a) → (c) → (d) → (e).
It should be noted that performing work here is to generate electricity in the above-mentioned example, but as another example, it also corresponds to performing work to rotate an engine or a motor as a power source.
<充発電システム1の制御の説明>
次に、制御部80が行う充発電システム1の制御について説明する。ここでは、熱交換器30と熱交換器40の間を流れる空気K13、K25の温度を測定する温度センサ(図示せず)、および圧力を測定する圧力センサ(図示せず)が設置されているものとし、これらから取得した温度および圧力を基に制御部80が制御を行う場合について説明する。ただし、これに限られるものではなく、他の箇所に温度センサや圧力センサを設置し、これらから取得した温度および圧力を基に制御を行ってもよい。また、温度や圧力のみならず、例えば、流量センサから取得した空気の流量や、タンク60内に設置したレベルセンサから取得した液体空気の量等を基にして制御を行ってもよい。
(充電時の動作)
図7(a)は、充電時の充発電システム1の制御について示したフローチャートである。
まず、制御部80が、温度センサから、空気K13の温度を取得する(ステップ301)。次に、制御部80が、圧力センサから空気K13の圧力を取得する(ステップ302)。
そして、制御部80は、取得した温度から目標圧力を設定する(ステップ303)。目標圧力は、温度から目標圧力を求めるための予め定められた算出式を使用して求めてもよく、温度と目標圧力が対になったLUT(Look up Table)を用意しておき、このLUTを参照することで求めてもよい。
<Explanation of control of charge
Next, the control of the charge
(Operation during charging)
FIG. 7A is a flowchart showing the control of the charging
First, the
Then, the
次に、制御部80は、ステップ302で取得した圧力が、目標圧力から予め定められた範囲内であるか否かを判断する(ステップ304)。
その結果、予め定められた範囲内であった場合(ステップ304でYes)、モータ10aに投入される電力を維持する(ステップ305)。
対して、予め定められた範囲内でなかった場合(ステップ304でNo)、モータ10aに投入する電力を調節する(ステップ306)。具体的には、取得した圧力が、目標圧力より大きかったときは、モータ10aに投入する電力を減少させる。これにより、モータ10aの回転数が減少し、圧力は、目標圧力に向かい減少することが期待できる。一方、取得した圧力が、目標圧力より小さかったときは、モータ10aに投入する電力を増加させる。これにより、モータ10aの回転数が増加し、圧力は、目標圧力に向かい増加することが期待できる。また、取得した圧力と目標圧力との差分に応じ、電力の変化量を増減させてもよい。
Next, the
As a result, if it is within the predetermined range (Yes in step 304), the electric power input to the
On the other hand, if it is not within the predetermined range (No in step 304), the electric power applied to the
(発電時の動作)
図7(b)は、発電時の充発電システム1の制御について示したフローチャートである。
まず、制御部80が、温度センサから、空気K25の温度を取得する(ステップ401)。次に、制御部80が、圧力センサから空気K25の圧力を取得する(ステップ402)。
そして、制御部80は、取得した温度から目標圧力を設定する(ステップ403)。目標圧力の設定は、図7(a)のステップ303と同様の方法で行うことができる。
(Operation during power generation)
FIG. 7B is a flowchart showing the control of the charge
First, the
Then, the
次に、制御部80は、ステップ402で取得した圧力が、目標圧力から予め定められた範囲内であるか否かを判断する(ステップ404)。
その結果、予め定められた範囲内であった場合(ステップ404でYes)、ポンプPに投入される電力を維持する(ステップ405)。
対して、予め定められた範囲内でなかった場合(ステップ404でNo)、ポンプPに投入する電力を調節する(ステップ406)。具体的には、取得した圧力が、目標圧力より大きかったときは、ポンプPに投入する電力を減少させる。一方、取得した圧力が、目標圧力より小さかったときは、ポンプPに投入する電力を増加させる。
Next, the
As a result, if it is within the predetermined range (Yes in step 404), the electric power input to the pump P is maintained (step 405).
On the other hand, if it is not within the predetermined range (No in step 404), the electric power applied to the pump P is adjusted (step 406). Specifically, when the acquired pressure is larger than the target pressure, the electric power input to the pump P is reduced. On the other hand, when the acquired pressure is smaller than the target pressure, the electric power input to the pump P is increased.
充電時および発電時において、制御部80が上記制御を行い、これを繰り返すことで、フィードバック制御を行うことができる。
During charging and power generation, the
次に、充発電システム1の変形例について説明する。
<変形例1>
図8(a)〜(b)は、充発電システム1の第1の変形例について示した図である。
図示する充発電システム1は、図1に示した充発電システム1に比較して、充発電機10が、圧縮装置11と発電装置12とに分かれる点で異なり、他は同様である。
つまり、図1に示した充発電システム1は、充電時には、モータ10aを回転させることで、コンプレッサー10bを動作させ、空気K11の圧縮を行う。また、発電時には、空気K23によりタービン10cを回転させ、発電機10dを動作させることで、発電を行う。そして、モータ10aと発電機10dとは、同じ装置であり、共用である。
一方、図8の充発電システム1では、図8(a)で示す充電時には、圧縮装置11が動作し、発電機12は動作しない。この場合、圧縮装置11のモータ10aを回転させることで、コンプレッサー10bを動作させ、空気K11の圧縮を行う。また、図8(b)で示す発電時には、発電機12が動作し、圧縮装置11は動作しない。この場合、空気K23により、発電機12のタービン10cを回転させることで、発電機10dを動作させることで、発電を行う。この場合、モータ10aと発電機10dとは、別々の装置である。そして、圧縮装置11と発電機12との軸は別々であり、充発電機10は、二軸式の装置である。
Next, a modified example of the charging
<Modification example 1>
8 (a) to 8 (b) are views showing a first modification of the charge
The illustrated charging
That is, the charging /
On the other hand, in the charge
<変形例2>
図9(a)〜(b)は、充発電システム1の第2の変形例について示した図である。
図示する充発電システム1は、図1に示した充発電システム1に比較して、熱交換器91が加わる点で異なり、他は同様である。
熱交換器91には、水が流入しており、空気K19、K22が、この水との間で熱交換を行う。これにより、空気K19、K22は、水により加熱される。つまり、図1に示した充発電システム1では、例えば、発電時では、液体空気K21および空気K22は、熱交換器30、蓄熱装置20および外熱により、加熱されていたが、図9の充発電システム1では、さらに、熱交換器91により、加熱を行うことができる。
熱交換器91で使用する水は、特に限られるものではないが、例えば、常温の水であり、水道水、井水、工業用水、冷却水などを使用することができる。冷却水は、通常は、機器等を冷却するために使用されるが、この場合、空気K19、K22に比べれば、十分に高温である。よって、空気K19、K22を加熱することができる。
また、熱交換器91を、蓄熱装置20とタービン10cとの間に設置してもよい。これにより、空気K23に、さらに大きな膨張エネルギーを付与することができる。
<
9 (a) to 9 (b) are views showing a second modification of the charge
The illustrated charging
Water is flowing into the
The water used in the
Further, the
<変形例3>
図10(a)〜(b)は、充発電システム1の第3の変形例について示した図である。
図示する充発電システム1は、図1に示した充発電システム1に比較して、熱交換器92が加わる点で異なり、他は同様である。
熱交換器92には、LN2(液体窒素)やLNG(Liquefied Natural Gas:液化天然ガス)が流入しており、空気K13、K25が、このLN2やLNGとの間で熱交換を行う。これにより、空気K13、K25は、LN2やLNGによりさらに冷却される。つまり、図1に示した充発電システム1では、空気K12、K24は、熱交換器30により冷却されていたが、図9の充発電システム1では、熱交換器30から排出した空気K13、K25を、熱交換器92によりさらに冷却する。つまり、熱交換器92により、冷却のアシストを行う。
<Modification example 3>
10 (a) to 10 (b) are views showing a third modification of the charge
The illustrated charging
LN 2 (liquid nitrogen) and LNG (Liquefied Natural Gas) flow into the
<変形例4>
図11(a)〜(b)は、充発電システム1の第4の変形例について示した図である。
図示する充発電システム1は、図1に示した充発電システム1に比較して、熱交換器30を、熱交換器31と熱交換器32とに分けた点で異なり、他は同様である。
つまり、図1に示した充発電システム1は、例えば、発電時には、熱交換器30において、空気K24は、液体空気K21およびボイルオフガスである空気K27との間で熱交換を行い、冷却される。一方、図11の充発電システム1では、空気K24は、まず、熱交換器31において、ボイルオフガスである空気K27との間で熱交換を行い、冷却される。さらに、空気K24は、熱交換器32において、液体空気K21との間で熱交換を行い、冷却される。つまり、図11の充発電システム1では、熱交換器30が有する機能を、熱交換器31と熱交換器32とで分担している。
<Modification example 4>
11 (a) to 11 (b) are views showing a fourth modification of the charge
The illustrated charging
That is, in the rechargeable
以下、本発明を実施例を用いて、より詳細に説明するが、本発明は、その要旨を越えない限りこれらの実施例により限定されるものではない。
本実施例では、図1に示す充発電システム1を使用し、充電および発電を行った。また、流体として窒素を使用した。
充電時には、図1(a)や図2で説明したような方法で、充発電システム1を動作させ、電力を充電した。このとき、141kJ/kgの電力を投入して窒素を液化し、液体窒素(LN2)とした。このときの窒素の液化率は25%であったため、液体窒素1kgを製造する電力として、564kJ/LN2kg必要であった。
発電時には、図1(b)や図4で説明したような方法で、充発電システム1を動作させ、発電を行った。このとき発電した電力は、111kJ/kgであった。このときの窒素の液化率は50%であったため、液体窒素1kgを消費して発電した電力は、222kJ/LN2kgとなる。
よって、往復効率は、222/564≒39%と高効率である。即ち、充発電システム1は、エネルギーの回収効率に優れることがわかる。
Hereinafter, the present invention will be described in more detail with reference to Examples, but the present invention is not limited to these Examples as long as the gist of the present invention is not exceeded.
In this embodiment, the charging
At the time of charging, the charging
At the time of power generation, the charge
Therefore, the reciprocating efficiency is as high as 222/564≈39%. That is, it can be seen that the charge
以上、本実施の形態について説明したが、本発明の技術的範囲は上記実施の形態に記載の範囲には限定されない。上記実施の形態に、種々の変更または改良を加えたものも、本発明の技術的範囲に含まれることは、特許請求の範囲の記載から明らかである。 Although the present embodiment has been described above, the technical scope of the present invention is not limited to the scope described in the above embodiment. It is clear from the description of the claims that the above-described embodiment with various modifications or improvements is also included in the technical scope of the present invention.
1…充発電システム、10…充発電機、20…蓄熱装置、30、31、32、40、91、92…熱交換器、50…膨張弁、60…タンク、70…混合弁、80…制御部 1 ... rechargeable power generation system, 10 ... rechargeable generator, 20 ... heat storage device, 30, 31, 32, 40, 91, 92 ... heat exchanger, 50 ... expansion valve, 60 ... tank, 70 ... mixing valve, 80 ... control Department
Claims (17)
前記発電手段に流入させる前の前記流体を加熱することで当該流体を液体から気体に相変化させるとともに、当該発電手段から排出した後の当該流体を冷却し、これらの間で熱交換を行う第1の熱交換手段と、
前記第1の熱交換手段から排出した前記流体に対し熱交換を行うことで当該流体をさらに冷却し、当該流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の熱交換手段と、
を備える発電装置。 A power generation means that generates electricity by the expansion energy when a fluid changes from a liquid to a gas,
By heating the fluid before it flows into the power generation means, the fluid is phase-changed from a liquid to a gas, and the fluid after being discharged from the power generation means is cooled and heat exchange is performed between them. 1 heat exchange means and
A second heat exchange means that further cools the fluid by exchanging heat with the fluid discharged from the first heat exchange means and returns at least a part of the fluid from a gas to a liquid state.
Power generation device equipped with.
前記第2の熱交換手段は、前記膨張手段により液体にならずに残存した気体の状態の前記流体との間で熱交換を行うことを特徴とする請求項1に記載の発電装置。 Further provided with an expansion means for returning the fluid to a liquid state by expanding the fluid discharged from the second heat exchange means.
The power generation device according to claim 1, wherein the second heat exchange means exchanges heat with the fluid in a gaseous state that remains without becoming a liquid by the expansion means.
前記発電手段に流入させる前の前記流体は、前記第1の熱交換手段に加え、前記蓄熱手段に蓄積された熱により加熱されることを特徴とする請求項1に記載の発電装置。 Further equipped with heat storage means to store heat,
The power generation device according to claim 1, wherein the fluid before flowing into the power generation means is heated by heat accumulated in the heat storage means in addition to the first heat exchange means.
前記圧縮手段により圧縮された前記流体を熱交換を行うことで冷却する熱交換手段と、
前記熱交換手段から排出する前記流体を膨張させることで当該流体の少なくとも一部を気体から液体の状態にする膨張手段と、
前記膨張手段により液体にならずに残存した気体の状態の前記流体を、前記圧縮手段に流入させる前の当該流体と混合する混合手段と、
を備える充電装置。 A compression means that uses electric power to compress a fluid in a gaseous state and stores compression energy in the fluid.
A heat exchange means for cooling the fluid compressed by the compression means by performing heat exchange, and a heat exchange means.
An expansion means that expands the fluid discharged from the heat exchange means to change at least a part of the fluid from a gas to a liquid state.
A mixing means that mixes the fluid in a gaseous state that remains without becoming a liquid by the expanding means with the fluid before flowing into the compression means.
A charging device equipped with.
前記発電工程前の前記流体を加熱することで当該流体を液体から気体に相変化させるとともに、当該発電工程後の当該流体を冷却し、これらの間で熱交換を行う第1の熱交換工程と、
前記第1の熱交換工程後の前記流体に対し熱交換を行うことで当該流体をさらに冷却し、当該流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の熱交換工程と、
を備える発電方法。 A power generation process that uses the expansion energy when a fluid changes from a liquid to a gas to generate electricity.
In the first heat exchange step, in which the fluid is phase-changed from a liquid to a gas by heating the fluid before the power generation step, the fluid is cooled after the power generation step, and heat is exchanged between them. ,
A second heat exchange step of further cooling the fluid by exchanging heat with the fluid after the first heat exchange step and returning at least a part of the fluid from a gas to a liquid state.
Power generation method equipped with.
前記圧縮工程により圧縮された前記流体を熱交換を行うことで冷却する熱交換工程と、
前記熱交換工程後の前記流体を膨張させることで当該流体の少なくとも一部を気体から液体の状態にする膨張工程と、
前記膨張工程において液体にならずに残存した気体の状態の前記流体を、前記圧縮工程前の当該流体と混合する混合工程と、
を備える充電方法。 A compression process that uses electric power to compress a fluid in a gaseous state and stores compression energy in the fluid.
A heat exchange step of cooling the fluid compressed by the compression step by performing heat exchange, and a heat exchange step.
An expansion step of expanding the fluid after the heat exchange step to change at least a part of the fluid from a gas to a liquid state.
A mixing step of mixing the fluid in a gaseous state that remains without becoming a liquid in the expansion step with the fluid before the compression step.
Charging method with.
前記発電動作を行うときに、前記動作手段に流入させる前の前記流体を加熱することで当該流体を液体から気体に相変化させるとともに、当該動作手段から排出した後の当該流体を冷却し、これらの間で熱交換を行う第1の熱交換手段と、
前記発電動作を行うときに、前記第1の熱交換手段から排出した前記流体をさらに冷却し、当該流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の熱交換手段と、
を備える充発電システム。 An operation that switches between a power generation operation in which power is generated by the expansion energy when a fluid changes from a liquid to a gas and a charging operation in which the fluid in a gaseous state is compressed by using electric power and the compressed energy is stored in the fluid. Means and
When the power generation operation is performed, the fluid is phase-changed from a liquid to a gas by heating the fluid before flowing into the operating means, and the fluid after being discharged from the operating means is cooled. The first heat exchange means for exchanging heat between
A second heat exchange means that further cools the fluid discharged from the first heat exchange means and returns at least a part of the fluid from a gas to a liquid state when the power generation operation is performed.
A rechargeable power generation system equipped with.
充電動作を行うときに、前記第2の熱交換手段は、前記膨張手段により液体にならずに残存した気体の状態の前記流体との間で熱交換を行うことで当該流体を冷却することを特徴とする請求項10に記載の充発電システム。 Further provided with an expansion means for returning the fluid to a liquid state by expanding the fluid discharged from the second heat exchange means.
When performing the charging operation, the second heat exchange means cools the fluid by exchanging heat with the fluid in the state of a gas remaining without becoming a liquid by the expansion means. The rechargeable power generation system according to claim 10.
前記蓄熱手段は、
前記充電動作を行うときに、前記動作手段から発生する熱を蓄え、
前記発電動作を行うときに、前記動作手段に流入させる前の前記流体を、蓄積された熱により加熱することを特徴とする請求項10に記載の充発電システム。 Further equipped with heat storage means to store heat,
The heat storage means
When performing the charging operation, heat generated from the operating means is stored,
The rechargeable power generation system according to claim 10, wherein when the power generation operation is performed, the fluid before flowing into the operating means is heated by the accumulated heat.
前記仕事過程前における前記流体と当該仕事過程後における当該流体との間で第1の熱交換を行い、当該仕事過程前における当該流体を加熱する加熱過程と、
前記第1の熱交換により、当該仕事過程後における前記流体を冷却する第1の冷却過程と、
前記第1の冷却過程後の前記流体に対し第2の熱交換を行うことで当該流体をさらに冷却し、当該流体の少なくとも一部を気体から液体の状態に戻す第2の冷却過程と、
を備えた熱サイクルを使用する熱機関。 The work process of doing work using the expansion energy when a fluid changes from a liquid to a gas,
A heating process in which the first heat exchange is performed between the fluid before the work process and the fluid after the work process to heat the fluid before the work process, and
The first cooling process of cooling the fluid after the work process by the first heat exchange, and
A second cooling process in which the fluid is further cooled by performing a second heat exchange with the fluid after the first cooling process, and at least a part of the fluid is returned from a gas to a liquid state.
A heat engine that uses a heat cycle with.
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