储能的改进的制作方法

本发明涉及储能系统和方法，具体是热储能系统和方法，并且更具体是低温储能系统和方法。

背景技术：

电力传输和配电网络(或电网)必须使电力的发电与来自消费者的需求相平衡。目前，这通常通过以下实现：通过打开和关闭电站并且/或者使一些电站在减小的负荷下运行来对网络的发电侧(供电侧)进行调制。因为大多数现有的热电站和核电站当在满负荷下连续地运行时效率最高，所以以这种方式使供电侧平衡导致效率损失。预期有效间歇可再生能源发电容量(诸如风力涡轮机和太阳能集热器)将不久被引入到电网，并且这通过在发电侧的各部分的可用性方面产生不确定性而将进一步使电网的平衡复杂化。

电力储存设备和系统通常具有三个操作阶段：充电、储存和放电。当在传输和配电网络上存在发电容量的短缺时，电力储存设备通常在高度间歇基础上发电(放电)。这可通过本地电力市场上电力的高价格或者通过来自负责电网的运营的组织对额外容量的请求而用信号通知储存设备运营商。在诸如英国的一些国家中，电网运营商为了向电网供应后备储量而与具有快速启动能力的发电厂的运营商签订合同。此类合同可达数月或甚至数年，但是通常电力提供商将工作(发电)的时间是非常短的。此外，在从间歇可再生发电机向电网过度供应电力时，储存设备可在提供额外负荷时提供附加服务。风速常常整夜在电力需求较低时是较高的。电网运营商必须通过较低的能源价格信号或与消费者之间的特定合同来对电网上的额外电力需求进行安排，以利用过度的电量供应，或者限制来自其它电站或风电场的电力的供应。在一些情况下，特别是在风力发电机被补贴的市场中，电网运营商将不得不承担风电场运营商“关闭”风电场的费用。储存设备为电网运营商提供可用于在过度供应时使电网平衡的有用的额外负荷。

为让储存系统或设备在商业上可行，以下因素是重要的：每兆瓦(功率容量)的资本成本、每兆瓦时(能量容量)的资本成本、双向循环(roundtripcycle)效率以及相对于可根据初始投资预计的充电和放电循环次数的使用寿命。对于遍布的公用事业规模应用，同样重要的是，储存设备在地理上不受约束，即它可被建在任何地方，特别是挨着高电力需求点或者挨着传输和配电网络中的间歇或瓶颈源。

一个这样的储存设备技术是使用诸如液态空气或液氮的致冷剂的能量的储存(液态空气储能(laes))，这在市场上提供许多优点。广义地说，laes系统将通常在充电阶段中在低电力需求或来自间歇可再生发电机的过度电量供应时期利用低成本或过剩电力，以在第一液化阶段期间使诸如空气或氮的工作流体液化。这然后在储存阶段期间作为低温流体被储存在储罐中，并且随后释放，以驱动涡轮机，从而在放电或功率回收阶段期间在高电力需求或来自间歇可再生发电机的不足电量供应时期产生电力。

laes系统主要以机械方式为基础，其中主要的系统部件是涡轮膨胀器、压缩机和泵。尽管这些部件可给予几分钟的响应时间，然而响应通常不是即时的。

laes系统常常包括热储存器，以储存在制冷循环中使用的由压缩机产生的热量，以对系统进行充电。此热量然后用于在功率回收阶段期间使工作流体(即，致冷剂)过热，从而增加可以被回收的能量的量。也可以从同位过程储存废热。

在储存阶段期间，尽管热储存器是绝热的，但是发生热量流出，从而使热能的一小部分损失到周围环境。

因此，改进laes系统的即时响应同时也减轻来自热储存器的热量流出的影响并且提供另外的热量以便增加laes系统的输出将是有利的。

技术实现要素：

依照本发明的第一方面，提供了低温储能系统，所述低温储能系统包括：

液化装置，所述液化装置用于使气体液化以形成致冷剂，其中所述液化装置能够控制用以从外部电源汲取功率，以使所述气体液化；

低温储罐，所述低温储罐与所述液化装置流体连通，以用于储存由所述液化装置产生的致冷剂；

功率回收装置，所述功率回收装置与所述低温储罐流体连通，以用于通过加热所述致冷剂以形成气体并且使所述气体膨胀来从来自所述低温储罐的致冷剂回收功率；

热储热器，所述热储热器用于储存热的热能，其中所述热储热器和所述功率回收装置被布置为使得来自所述热储热器的热的热能能够在所述功率回收装置中膨胀之前和/或期间被传递到高压气体；以及

充能装置，所述充能装置能够控制用以在由所述功率回收装置汲取的所述功率高于阈值时从所述功率回收装置汲取功率，并且给所述低温储能系统供应热能。

所述功率回收装置可以包括泵，用于在所述致冷剂被加热以形成气体之前使所述致冷剂增压。所述功率回收装置可以用于通过用所述泵使所述致冷剂增压、加热所述致冷剂以形成气体并且使所述气体膨胀来从所述低温储罐回收功率。所述功率回收装置通常通过将所述致冷剂泵送到高压、加热所述高压致冷剂以形成高压气体并且使所述高压气体膨胀来从来自所述低温储罐的致冷剂回收功率。

术语“外部电源”中的单词“外部”指的是在所述低温储能系统外部的电源。

所述充能装置可以是可控制的，用以在由所述功率回收装置回收的所述功率大于所述系统的所需的功率输出时从所述功率回收装置汲取功率。由所述充能装置从所述功率回收装置汲取的所述功率可以小于或者等于由所述功率回收装置回收的所述功率。

所述阈值可以是第二阈值，并且所述充能装置可以是可控制的，用以在由所述液化装置汲取的所述功率低于第一阈值时从所述外部电源汲取功率，并且给所述低温储能系统供应热能。

依照本发明的另一方面，提供了低温储能系统，所述低温储能系统包括：

液化装置，所述液化装置用于使气体液化以形成致冷剂，其中所述液化装置能够控制用以从外部电源汲取功率以使所述气体液化；

低温储罐，所述低温储罐与所述液化装置流体连通，以用于储存由所述液化装置产生的致冷剂；

功率回收装置，所述功率回收装置与所述低温储罐流体连通，以用于通过加热所述致冷剂以形成气体并且使所述气体膨胀来从来自所述低温储罐的致冷剂回收功率；

热储热器，所述热储热器用于储存热的热能，其中所述热储热器和所述功率回收装置被布置为使得来自所述热储热器的热的热能能够在所述功率回收装置中膨胀之前和/或期间被传递到高压气体；以及

充能装置，所述充能装置能够控制用以在由所述液化装置汲取的所述功率低于阈值时从所述外部电源汲取功率，并且给所述低温储能系统供应热能。

所述功率回收装置可以包括泵，用于在所述致冷剂被加热以形成气体之前使所述致冷剂增压。所述功率回收装置可以用于通过用所述泵使所述致冷剂增压、加热所述致冷剂以形成气体并且使所述气体膨胀来从所述低温储罐回收功率。所述功率回收装置通常通过将所述致冷剂泵送到高压、加热所述高压致冷剂以形成高压气体并且使所述高压气体膨胀来从来自所述低温储罐的致冷剂回收功率。

所述阈值可以是第一阈值，并且所述充能装置可以是可控制的，用以在由所述功率回收装置回收的所述功率高于第二阈值时从所述功率回收装置汲取功率，并且给所述低温储能系统供应热能。

本领域技术人员将理解，由功率回收装置回收的功率可以经受低温储能系统的操作所必需的正常寄生负荷(例如，给泵、风扇、控制系统等的功率)。本领域技术人员将理解，一旦任何正常损失已被扣除，“由功率回收系统回收的功率”就是可用于输出(例如输出到外部过程或电网)的功率。反复出现的术语“外部过程”指的是低温储能系统外部的系统。

所述充能装置可以是可控制的，用以基本上即时从所述外部电源和/或从所述功率回收装置汲取功率。所述充能装置可以是电子可控制的。

所述致冷剂可以是液态空气或液氮。所述系统可以是液态空气储能(laes)系统。通过对所述功率回收装置中的所述致冷剂施加热量而产生的所述气体可以是高压气体(例如，已被泵送到高压并然后加热而变成气体的致冷剂)。

由所述液化装置和/或同位过程产生的热能可以可传递到所述储热器。所述同位过程可以是产生可传递到所述储热器(诸如燃烧炉或热电厂(例如气体涡轮机))的热能的任何独立过程。术语“同位过程”因此指的是与所述低温储能系统共处一处并在所述低温储能系统外部的系统，例如电厂、制造厂、数据中心。

所述阈值在给定时间段(例如，几天、几小时、几分钟或几秒或亚秒)期间可以是可变的或恒定的。由所述充能装置汲取的所述功率在给定时间段内可以是可变的或恒定的。附加地或可替选地，由所述液化装置汲取的所述功率在给定时间段期间可以是可变的或恒定的。由所述充能装置从所述功率回收装置汲取的所述功率可以小于或者等于由所述功率回收装置回收的所述功率。

所述液化装置可以包括压缩机，用于在制冷循环中压缩气体，以用于产生所述致冷剂。

所述功率回收装置可以包括用于使所述气体膨胀的膨胀器。

所述充能装置可以包括负荷组。换句话说，所述充能装置可以包括电阻部件，诸如电阻线圈或电阻丝。可替选地，所述充能装置可以包括电池。

所述储热器可以利用传热流体，诸如热水或热油。所述储热器可以包括一个储热容器、至少一个储热容器或多个储热容器。所述储热容器可以包含所述传热流体。

所述充能装置可以被构造用以在所述功率回收装置由于异常事件而与外部功率耗散器(powersink)断开时使由所述功率回收装置产生的功率耗散。

所述系统还可以包括冷储热系统，所述冷储热系统用于储存从致冷剂的蒸发以形成气体回收的冷量并且用于将所述冷量传递到所述液化装置，以便降低在所述液化装置内液化的能量需求。

还提供了一种储存能量的方法，所述方法包括：

提供低温储能系统，所述低温储能系统包括：

液化装置，所述液化装置用于使气体液化以形成致冷剂，其中所述液化装置能够控制用以从外部电源汲取功率，以使所述气体液化；

低温储罐，所述低温储罐与所述液化装置流体连通，以用于储存由所述液化装置产生的致冷剂；

功率回收装置，所述功率回收装置与所述低温储罐流体连通，以用于通过加热所述致冷剂以形成气体并且使所述气体膨胀来从来自所述低温储罐的致冷剂回收功率；

热储热器，所述热储热器用于储存热的热能，其中所述热储热器和所述功率回收装置被布置为使得来自所述热储热器的热的热能能够在所述功率回收装置中膨胀之前和/或期间被传递到所述气体；以及

充能装置，所述充能装置能够控制用以在由所述功率回收装置汲取的所述功率高于阈值时从所述功率回收装置汲取功率，并且给所述低温储能系统供应热能。

还提供了一种储存能量的方法，所述方法包括：

提供低温储能系统，所述低温储能系统包括：

液化装置，所述液化装置用于使气体液化以形成致冷剂，其中所述液化装置能够控制用以从外部电源汲取功率，以使所述气体液化；

低温储罐，所述低温储罐与所述液化装置流体连通，以用于储存由所述液化装置产生的致冷剂；

功率回收装置，所述功率回收装置与所述低温储罐流体连通，以用于通过加热所述致冷剂以形成气体并且使所述气体膨胀来从来自所述低温储罐的致冷剂回收功率；

热储热器，所述热储热器用于储存热的热能，其中所述热储热器和所述功率回收装置被布置为使得来自所述热储热器的热的热能能够在所述功率回收装置中膨胀之前和/或期间被传递到所述气体；以及

充能装置，所述充能装置能够控制用以在由所述液化装置汲取的所述功率低于阈值时从所述外部电源汲取功率，并且给所述低温储能系统供应热能。

所述功率回收装置可以包括泵，并且所述方法还可以包括：在加热所述致冷剂以形成气体之前，使用所述泵来使所述致冷剂增压。

本发明提供系统和方法，用于在低电力需求的周期期间储存能量以供之后在高电力需求的周期期间或者在来自间歇发电机的低输出期间使用。这在使电网平衡并提供电力供应的安全性方面是极其有利的。

已知的储能系统(例如低温储能系统)的问题是：该系统的负荷曲线常常受到系统特别是已知的液化和功率回收装置内的机械设备(例如压缩机和涡轮膨胀器)的设计限制。本发明包括充能装置(例如负荷组或负荷组系统)，诸如位于储热器中的电加热装置，所述充能装置可被即时或基本上即时加载，从而为储热器提供热量，所述热量随后可被用在所述laes系统的功率回收循环中。

可在液化阶段期间对充能装置的加载连同在液化装置的启动期间机械设备的加载速率进行调制，使得总的laes充能负荷保持恒定。以这种方式，所述laes系统可以用于提供与“需求侧响应”有点类似的快速作用的频率响应。

本发明的另一益处是：可对充能装置(例如加热装置)的加载进行调制，以符合诸如风电场或太阳能电场的间歇可再生能源的波动电量供应。加热装置可以响应于来自发电源的供应的上升而被即时加载，并且响应于来自发电源的供应的下降而被即时卸载。

本发明的又一个益处是：由功率回收装置回收的功率的一部分可以在充能装置中耗散，并且所述部分可在功率回收期间响应于电网上的频率波动而被调制，使得输出到电网的功率可以比在功率回收装置的机械设备(例如涡轮膨胀器)的响应速率内将可能的更快得进行调制。以这种方式，所述laes系统可以用于提供快速作用的发电“频率响应”。

可以从充能装置(例如加热装置)得到另外的效用，以用作在系统放电期间使用的laes发电机的制动器。因为充能装置可即时起作用，所以它可以被用作超速保护系统，以代替被通常部署用以在发电机电路断路器意外跳闸时从驱动该发电机的原动机移除轴输出功率的机械系统。

附图说明

现在将参考附图描述本发明，在附图中：

图1示出根据本发明的实施例的低温储能系统的示意图；

图2示出根据本发明的实施例的低温储能系统的负荷曲线；

图3示出根据本发明的实施例的低温储能系统的第一示例性操作；以及

图4示出根据本发明的实施例的低温储能系统的第二示例性操作；

图5示出根据本发明的实施例的低温储能系统的第三示例性操作。

具体实施方式

图1图示根据本发明的实施例的低温储能系统10，更具体是laes系统。系统10采用如本文中详细地描述的致冷剂(例如，液态空气或液氮)的使用。

laes系统的液化(即充能)过程在本领域中是已知的并且共同的是使用产生热量的压缩装置(如由本领域技术人员已知的)。同样地，laes系统的功率回收(即放电)过程在本领域中是已知的并且共同的是使用膨胀装置(例如，涡轮膨胀器或往复膨胀器)，该膨胀装置可以受益于热量的增加，以增加功率输出(如由本领域技术人员已知的)。

图1中示出的系统10包括：液化装置100，所述液化装置100用于使气体液化，以形成致冷剂；低温储罐200，所述低温储罐200与液化装置100流体连通，以用于储存由液化装置100产生的致冷剂；功率回收装置300，所述功率回收装置300与低温储罐200流体连通，以用于通过加热致冷剂以形成高压气体(例如，已被泵送到高压并然后加热以变成气体的致冷剂)并且使该高压气体膨胀来从来自低温储罐200的致冷剂回收功率；以及热储热器400，所述热储热器400用于储存热的热能。储热器400和功率回收装置300被布置为使得来自该储热器的热的热能能够在功率回收装置300中膨胀之前和/或期间被传递到高压气体。

系统10也包括配电面板500并连接到配电网络，诸如电力电网或任何适合的外部电源和功率耗散器。由功率回收装置300回收的功率通常被供应给外部功率耗散器(例如，回到配电网络中)。

液化装置100或液化设备能够控制用以从外部电源(例如配电网络)汲取功率，以使气体液化来产生致冷剂。然而，传统的液化装置的负荷曲线受到液化装置内的机械设备(例如压缩机)限制。因此，有利的是，系统10也包括充能装置600。充能装置600能够控制用以在由液化装置100汲取的功率低于阈值时从外部电源汲取功率，并且给低温储能系统10供应热能。阈值可以是预定值，或者它可以基于实时测量值。阈值也可以随时间而变化。当液化装置100根本不汲取功率时，充能装置600也可以是可控制的，用以从外部电源汲取功率。用于控制由液化装置100和/或充能装置600汲取的功率的适合的控制装置在本领域中是已知的并且将被本领域技术人员所理解。用于控制由液化装置100汲取的功率的适合的控制装置可以包括：变频驱动器，用以控制所述装置的压缩机中的一个或全部压缩机的转速；或进口导向叶片，用以控制流动通过所述压缩机的质量流。可以采用本领域中已知的另外的控制方法来确保辅助设备考虑到所述压缩机的操作点在适当的操作点处操作。

用于控制由充能装置600汲取的功率的适合的控制装置可以包括诸如逆变器的功率电子装置，以控制供应给加热元件601的功率或多个分立的加热元件的换向。

附加地或可替选地，充能装置600能够控制用以在由功率回收装置回收的功率高于阈值时(例如，在由功率回收装置回收的功率大于系统的所需的功率输出(诸如外部过程或电网所需要的功率)时)从功率回收装置300汲取功率，并且给低温储能系统10供应热能。用于控制由功率回收装置300供应的功率和/或由充能装置600汲取的功率的适合的控制装置在本领域中是已知的并且将被本领域技术人员所理解。用于控制由功率回收装置300供应的功率的适合的控制装置可以包括变频驱动器，用以控制所述装置的致冷剂泵的转速。

可以采用本领域中已知的另外的控制方法来确保辅助设备考虑到所述低温泵的操作点在适当的操作点处操作。

用于控制由充能装置600汲取的功率的适合的控制装置可以包括诸如逆变器的功率电子装置，以控制供应给加热元件601的功率或多个分立的加热元件的换向。

如先前所描述的，本领域技术人员将理解，由功率回收装置回收的功率可以经受低温储能系统的操作所必需的正常寄生负荷(例如，给泵、风扇、控制系统等的功率)。本领域技术人员将理解，一旦任何正常损失已被扣除，“由功率回收系统回收的功率”就是可用于输出(例如输出到外部过程或电网)的功率。术语“电网”包含laes系统所连接到的任何电网，包括配电和传输网络。

在图1中示出的实施例中，充能装置600包括含有加热元件601的负荷组系统。加热元件601通常包括位于储热器400内并连接到变频驱动器的电阻部件，诸如电阻线圈或电阻丝。可替选地，加热元件可以包括多个线圈或电阻丝。可替选地，加热元件可以位于储热器400外并通过管线和至少一个泵而连接到储热器400，以将传热流体中的热量从加热元件传输到储热器。负荷组系统也包括功率和控制单元602。可以使用包括电池系统的充能系统来实现即时加载上的类似优点，区别在于：由电池系统汲取的能量将作为化学能而不是热能被储存起来，并且将直接作为电能而不是通过增大功率回收系统的功率输出来回收。设想了这可以形成发明构思。

在液化或充能阶段期间，来自环境的空气在液化装置100中被液化并且得到的液态空气被输送到低温储罐200。由液化装置100中的压缩机所产生的热量被回收并储存在热的储热器400中。用于回收并储存热的热能的装置在本领域中是已知的并且将被本领域技术人员所理解。用于回收热的热能的装置可以包括传热流体、热交换器以及用于在热回收回路内使传热流体再循环的泵。用于储存热的热能的装置可以包括绝热压力容器和储热介质。热回收回路可以包括传热流体、热交换器、用于使传热流体再循环的泵、绝热压力容器和储热介质。传热流体可以被用作储热介质。传热流体可以优选地显示特定高的热容量，其可以被包括在2kj.kg^-1.k^-1与5kj.kg^-1.k^-1之间。传热流体可以始终(即，不论来自外部电源或来自功率回收装置300的功率何时被充能装置600汲取或者未被充能装置600汲取)在热回收回路中施加的温度和压力条件下优选地保持处于液态。通常，热水被用作储热介质和/或传热流体并且被泵送到热回收回路周围并储存在绝热罐中。热油也可被用作储热器400中的储热介质和/或传热流体。含有水和乙二醇的混合物也能被用作储热介质和/或传热流体。从液化装置100回收的热量或热的热能的温度取决于系统的设计，但是通常范围可以在60℃与200℃之间。

在功率回收或放电阶段期间，液态空气从低温储罐200流向功率回收装置300，其中它被泵送到高压并使用膨胀装置(例如，一个或多个涡轮机、一个或多个多级膨胀涡轮机)来膨胀，以回收能量。适合的膨胀装置在本领域中是已知的并且将被本领域技术人员所理解。储存在热储热器400中的热量被供应给功率回收装置300，以增加膨胀前的空气的温度并且增加功率回收装置300的功率输出。由功率回收装置300中的涡轮机所产生的机械功率通过交流发电机301被转换成电力并且递送到对于功率有需求的外部功率耗散器(例如电力网络)。

在液化装置100的启动序列期间，主要包括压缩机和泵的液化装置100中的机械设备在有限的时间段期间被加电至工作点。液化装置100在启动序列期间的负荷曲线的示例被示出在图2中，其中液化装置100的总负荷通过标记为p1的阴影区域来描绘。由液化装置100汲取的功率在数分钟(通常为2至10分钟)内从零急速上升到液化装置100的最大负荷。在图2中示出的示例中，液化装置100的最大负荷是100mw。然而，本领域技术人员将理解，可使用任何适合的最大负荷。

液化装置100的负荷通过配电面板500来测量，并且负荷组系统600的功率和控制单元602被控制，以汲取与由液化装置100汲取的实际负荷与液化装置100的最大负荷之间的差异(由于液化装置100中的机械设备的充能的延迟响应而出现的差异)相同的功率量。例如，对于100mw的最大的液化装置100额定功率，如果液化装置100大致通过其启动序列的一半并且正在汲取约40mw的功率(如图2中所示)，则负荷组系统600被控制，以汲取60mw的功率并且由系统10从电力网络汲取的总功率是100mw。

由负荷组系统600汲取的功率用于供应加热元件601，并且作为热量耗散到热的热能储存器400中。负荷组系统600的示例性额外负荷通过图2中标记为p2和p2’的区域来描绘。将认识到的是，将需要非常大的100mw负荷组系统来在启动操作初始时在满负荷下提供即时响应；这在图2中被作为p2示出。作为替代方案，能使用较小的负荷组系统600。虽然这种较小的负荷组系统600不能在液化装置100的最大满负荷下提供即时响应，但是它仍然能在部分负荷下提供快速初始启动，如通过图2中标记为p2’的区域所描绘的那样。这种妥协可提供对在可接受的负荷下提供即时响应的问题的有利的解决方案，同时避免对提供可能是昂贵的且费空间的非常大的负荷组系统600的需要。

如图2中所示，在负荷组系统600足够得大以在启动操作初始时在满负荷下提供即时响应的实施例中，由液化装置100汲取的负荷和由负荷组系统600汲取的负荷的净效应是恒定的、基本上恒定的或近恒定的负荷曲线。在这些情况下，因为负荷组系统600可以即时、基本上即时或接近即时急速上升到满负荷，所以laes系统的总加载也是即时的、基本上即时的或接近即时的。然而，即使使用了较小的负荷组系统600(如上所述并通过图2中标记为p2’的区域所示)，系统10的总即时响应相比没有负荷组系统600的系统也得到显著地改进。

100mw的液化装置被作为示例用于图示的目的。然而，液化装置的大小设定是由设计者针对特定应用来决定的，因为负荷组系统的大小与液化装置有关。本领域技术人员将理解如何选取适合大小的系统部件。

由负荷组系统600汲取的功率通过由本领域技术人员已知的装置(例如，变频驱动器)或多个分立的加热元件的换向来控制。

通过负荷组系统耗散到储热器400中的热量补充由液化装置100供应的热量。

图3图示本发明的实施例在液化阶段中符合来自间歇风力发电的波动电量供应的第一示例性操作。在此操作模式下，液化装置100在强风期间在恒定的100mw(满负荷)下操作。充能装置600被控制用以消耗风力发电与液化装置100的负荷之间的差异，使得系统的总负荷与从风力发电可得到的电量供应匹配或者保持在从风力发电可得到的电量供应内。

图4图示本发明的实施例在液化阶段中符合来自间歇风力发电的波动电量供应的第二示例性操作。在此操作中，液化装置100的负荷类似于充能装置600的负荷进行调制。

液化装置100被操作用以提供对由laes系统汲取的负荷的缓慢控制，并且负荷组系统600被操作用以提供快速控制。在此操作模式下，在低于设定点(例如，从负荷组系统600的最大负荷的50％直到液化装置100的最大负荷)的设定余量上对液化装置100进行调制。液化装置100的机械(例如旋转)设备与负荷组系统600相比对变化的设定点反应慢，并且因此仅液化装置100的相对较慢的控制是可能的。相比之下，负荷组系统600被电力地控制和供电并且因此可以被精细地且近乎即时调制，以实现所期望的设定点(快速控制)。

虽然已经与来自风电场的电力供应相结合地描述了上述原理，但是本发明同样地可以被应用于诸如波浪、潮汐或太阳能电场的其它波动(例如可再生)能源。

可以在功率回收阶段期间得到类似的优点，但是响应于来自电力网络的波动电力需求而不是波动发电。laes厂的功率回收装置由机械设备组成—主要部件通常是涡轮膨胀器式发电机。当响应来自电网的波动功率信号(或外部提供的功率设定点或者响应于电网频率的变化)而操作时，功率回收装置被控制用以提供更多或更少的功率。在常规系统中，这通常仅可在几秒钟内完成。随着可再生能源不断进入到电力网络中以及电网惯性的预测的降低，已经对于频率偏差的亚秒响应提出新的要求。

图5图示本发明的实施例在功率回收阶段中符合电力网络上的波动负荷的示例性操作。在此操作模式下，功率回收装置300在净功率输出pt(这里被示出为常数(例如，50mw))下回收功率。充能装置600能够控制用以消耗由功率回收装置300回收的功率的一部分pd并且剩余功率pg被输出到电网。部分pt被基本上转换为热储热器400中的热量，其中该热量被用在功率回收循环中。当电网上的负荷增加时，可以完全地或部分地卸载充能装置400，使得由功率回收装置300回收的功率的更大的一部分或实际上全部被输出到电网。这提供在亚秒时间尺度上向电网提供额外功率的手段。例如，如果针对由功率回收装置回收的50mw的功率，充能装置600正在汲取25mw的功率，则当充能装置被卸载时，可接近即时地向电网输出多达25mw的额外功率。相反，当电网上的负荷增加时，可以进一步加载充能装置400，使得由功率回收装置300回收的功率的更大的一部分被充能装置600消耗并且被输出到电网的功率减少。实际上，如果充能装置600是针对功率回收装置300的总功率输出而设定大小的话，则输出到电网的功率可以低至零。随后，可以部分地或完全地卸载充能装置600，使得更多的功率被输出到电网；例如，高达50mw以上。

本领域技术人员将认识到，从电力网络的角度看，上述的操作构成快速频率响应，其中可在亚秒时间帧上对由电网接收的负荷进行调制。图5示出在功率回收装置300的净功率输出的很大一部分情况下的充能装置600的即时阶梯式加载和卸载。本领域技术人员将认识到，对由充能装置600汲取的部分的连续调制也是可能的。本领域技术人员也将认识到，按照类似于图4中示出的辅助操作的方式，可以缓慢地(在秒尺度上)对功率回收装置进行调制并且可以快速地(在亚秒尺度上)对充能装置进行调制。

通过使用所描述的充能装置600来从功率回收装置300汲取未输出的功率，来自系统的总损失被最小化。

作为提供如上所述的充能装置600(例如，负荷组)的额外益处，在低温储能系统10与更宽的电力网络之间的电连接丢失的情况下，例如在诸如主断路器跳闸的异常事件的情况下，由交流发电机301产生的功率可以直接在负荷组系统600中耗散，从而防止超速发生。本领域技术人员将认识到，在这种情况下，必须适当地设定负荷组系统600的大小，以使包含在功率回收系统300的旋转轴中的能量耗散。

加热元件601通常被设置在储热器400中的储能罐(例如，热水罐)内。然而，在替代实施例中，加热元件601可以被设置在储热器400内的单独的单元中，使得传热流体随着它流动通过该单独的单元而被加热。

已经在上面参考表示本发明的单个实施例的附图以示例性形式描述了本发明。应当理解的是，存在本发明的许多不同的实施例，并且这些实施例全部落入如由所附权利要求书所限定的本发明的范围内。