冻剂)将根据需要周期地补充。
[0127]如上所述，电能释放系统和方法实现电能出流模式期间最佳冷和热回收平衡，以及原动机使用的燃料和系统使用的流体之间的最佳平衡，以将贮存的机械能转变成分布式供电产品。如下是其中原动机是GT并且电能贮存介质是液态02/队的平衡效果的示例性的实施例。第一，贮存的电能贮存介质412、液态02/队的流速与GT阵列403的进入空气的流速相匹配，从而使得出流02/N2412将到GT的全部环境进入空气413冷却至接近-4° F。用来防止冷却的进入空气413冻结的甲醇461的注入速度与进入空气流413的流速和它的水分相匹配。
[0128]贮存的02/N2412的制冷含量也与冷凝/液化工作流体封闭回路416所需的制冷相匹配，工作流体封闭回路416用来重新使用贮存的02/N2412中的可用制冷来冷凝工作流体414，从而允许它被栗压、加热和在发电机负载的膨胀机中膨胀。来自GT的近似1000° F废气的热含量的一部分被分配到被栗压的02/N2，从而能够最有效地释放02/N2中贮存的能量。GT的热废气热含量的剩余部分被分配到被栗压的工作流体，被栗压的工作流体的流速与02/队和GT排放气体的流速相匹配。在从GT获得的热量不够的情况下，燃烧NG的后燃器427 (或直燃型加热器)可被提供给GT热废气416，以便在系统中的最佳点重新加热废气，从而生产匹配液体空气和工作流体流速的足够热量。
[0129]应该注意到，如果电能输出模式以及电能贮存(液态02/N2)生产模式位于空气分离装置处，则可修改这个示例性的平衡过程。在那种情况下，该过程可被简化，除去工作流体回路，并且允许空气分离装置使用出站02/N2流中的任何剩余制冷来产生更多液态空气和被销售到市场的更多较高价值的液态02/N2。那样的简化将减小电能出流模式的资本成本，简化它的运行，并允许可用热和冷能的适当匹配，从而不浪费任何有用能量。也可使用出站贮存介质中的任何剩余冷能来生产LNG/CCNG，从而实现平衡。
[0130]图5示出了其中燃烧NG的引擎500替代GT403的另一变体。在示例性的实施例中，可通过燃烧化石燃料例如天然气来提供用于出流模式的大约1000° F的热。也可以使用其它类似燃料，如厌氧消化气体或垃圾填埋气体或其它生物气体。采用燃烧NG的引擎作为原动机，引擎也将受益于冷冻的进入空气。来自引擎的废热流(包括通过使用后燃器或补充加热器)能够依据贮存的液体空气(或液态02/N2)的出流速度以及通过工作流体回路实现的冷回收进行校准。贮存介质的制冷含量可以与它的回路中的工作流体的适合流速所需要的冷凝相匹配，其中那两种流被加热至大约1000° F(在发电机负载的热气体膨胀机中膨胀这些事先被栗压的流体的最佳温度)。出站低温贮存流体512的冷含量在换热器506b中回收，其中到引擎的进入空气513被预冷却至接近34° F，从而避免空气中的水分冻结。
[0131]示例性的02/队释放系统501将包括上面结合图4所描述的液体空气系统相同或相似的部件和配置。例如，所述系统包括低温贮存容器504，低温贮存容器504带有流体连接至其的栗502，栗502被马达Μ驱动；与栗502和贮存罐504流体连接的多个换热器506a-506f ;以及至少一个膨胀机508，膨胀机508可包括流体连接至至少一个换热器506a-506f的多个膨胀机508a_508d。示例性的实施例也将利用原动机组件503 (例如，在这种情况下包括燃烧NG的引擎505)来生产出流功率529的一部分并且作为热源来加热工作流体回路(例如，空气、C02或上述的其它流体)；主要02/N2回路512;次级(冷回收)工作流体回路520。除了使用燃烧NG的引擎替代GT以及下面提到的区别之外，其它部件、回路和流 512、513、514、516、518、520、522、524、526、528、530 类似于图 4 中的 400 系列所指定的项目。发电机500在三个位置示出负载引擎503、空气膨胀机508a和508b以及负载工作流体膨胀机508c。电能输出529可发生在那全部三个位置处。
[0132]这个实施例可以包括“后燃器”或补充加热器(未示出)，“后燃器”或补充加热器将使引擎废气的温度升至大约1100° F，从而为系统提供最佳等级的热。在这个示例性实施例中，低温贮存介质(液体空气或02或N 2) 512将不会被送到引擎500而将作为无害出流流被排放到大气。
[0133]然而，电能贮存介质512和工作流体流514的冷含量被用来冷却到燃烧NG的引擎505的进入空气513，以向引擎505提供稠密空气(每体积包含更多氧气)，并允许引擎在所有季节以稳定的方式更好地运行。在这个意义上，出站低温功率贮存介质512和工作流体514(在它的封闭回路中移动)的冷含量超过能够被应用到进入空气513的制冷，任何多余的制冷可用在相邻的过程中，例如食品加工或用于建筑物的夏天冷却，或用于LNG/CCNG生产。这样的多余制冷的另外使用可包括冷却负载引擎和膨胀机的发电机，以提高发电机的效率。图5没有示出那些冷回收设置，这对工艺工程师来说是众所周知的。
[0134]在示例性的实施例，接近5兆瓦/40兆瓦时的VPS设计可使用1兆瓦的燃烧天然气的引擎替代GT作为原动机。如同在上面的使用GT并且规模为大约14.4兆瓦/115兆瓦时的示例中，引擎产生的废热的量和等级可以与贮存的液体空气(或空气分离装置可用的02/N2)的量以及与第二回路中的工作流体的流速相匹配。可从1兆瓦的引擎获得的总的热，该热的低等级以及废热在引擎的水套和它的排气管之间分开的事实暗示了后燃器在从引擎获得最佳量和等级的热(1000° F左右)是有用的。
[0135]这样规模的、独立入流贮存和出流贮存设备可包含用于处理进入空气的数个往复压缩机，全部往复压缩机都在单个撬装块上，第二撬装块包含燃烧气体的引擎，第三撬装块包含机械式冷冻机和换热器，第四撬装块包含热气体膨胀机。这种4-撬装块的配置将是本实施例的“器械规模”版本，其中本发明的入流和出流模式在同一位置。那样的规模将允许“工厂制造”配置(而不是现场构造)，从而允许广泛部署单一(或数个)预制设计。此外，对于只需要大约3-4兆瓦(24-31兆瓦时)的电力输出的那些客户，预制的VPS “器械”将仍然是可行的部署选项，因为来自器械的任何多余电力输出(高于并超过主客户的需求)可以被销售到传送非峰值功率到器械的同一电网上的其它客户。
[0136]转到图6，功率释放和冷回收系统601的另一示例性实施例可以是用于车辆驱动的电能出流模式的移动(而不是固定)部署，其中，被栗压的电能贮存介质612，例如液态氮或液态空气，被来自燃烧LNG的、电力生产机车的(或船的或其它车辆的)涡轮机603的废热616加热。(我们想到GT，因为它通常更轻并且需要的维护比引擎少)。燃烧LNG的GT603可提供“联合循环”发电装置的总输出的大约20%，而剩余80%从贮存在液态空气的单独的容器中的机械能得到，其中该能量将被GT603生产的回收的热的燃烧产物616释放，并且其中电能贮存介质612的制冷含量的一部分被用来深度冷冻到GT的前端压缩机624的进入空气流，因此提高它的性能。该配置可被称为“混合电循环”，但是其中GT不驱动车辆，而是贡献电力输出(还有热的、高压空气)，其中所述组合的电力输出驱动马达，所述马达驱动机车的轮子或船的推进器。
[0137]这类实施例将包括上面与结合图5所描述的系统相同或相似的部件和配置。例如，系统包括低温贮存容器604，低温贮存容器604带有流体连接至其的栗602 ;多个与栗602和贮存罐604流体连接的换热器606a-606c ；以及至少一个膨胀机608，膨胀机608包括流体连接至至少一个换热器606a-606c的多个膨胀机608a_608c。除了使用机车或轮船涡轮机，以及文中提到的不同之外，其它部件、回路和流612、614、616、624、628类似于图5中的500系列所指定的相应项目。发电机600在两个位置中示出负载GT603和膨胀机608a和608b。电能输出629在那两个位置处发生。
[0138]机车(或其它车辆)可以由一个或多个LNG “煤水车(tenders) ”660 (罐车)以及一个或多个液态空气煤水车604服务。LNG和液态空气的生产可沿着轨道线(或其它运输路线)进行，使用沿着轨道线的NG管线作为LNG 618的原料气体，环境空气作为集成的液态空气装置的原料。(LNG和液态空气生产的设备和一般原理是相似的并能够共生地整合。)依照本发明的入流贮存模式，这样组合的LNG和液态空气装置可以在其夜间运行期间使用“轮式”可再生电能。每个这样的装置可以是充分工作的分布式电能贮存和分布式发电设备。然而，替代将高峰电能在电网上送出，高峰时段的电能输出将允许装置在白天离网运行。此外，装置的两种产物，LNG 618和液态空气612将构成“可运输的”贮存机械能资产。在LNG的情况下，当NG经历与燃烧相关联的化学变化时，能量含量大部分在NG的BTU含量的潜在释放中。在液态空气的情况下，当被栗压的电能贮存介质612 (例如液态空气)汽化、加热以及在发电机负载的热气体膨胀机608a、608b中膨胀时，贮存的能量以机械方式释放。
[0139]多个这类装置(用作电能贮存和电能产生设备601)能够服务多个机车、每个机车成为分布式电力生产网络的一部分。当然，类似的实施例也适用于轮船，其中LNG和液态空气装置位于港口。除此之外，这些实施例能够用于重型采矿设备，以及用于货车、公交车或其它车辆，特别地如果它们是返回基地仓库每日加燃料的船队的部分，则LNG和液态空气都可用。
[0140]尽管商业规模VPS装置几乎可以部署在任何大型工业设施，其中“最容易得到的”是空气分离装置，空气分离装置24/7运行(全天候运行)，具有现场液态空气生产设备并且可以消耗上面示例实施例(其中生产14.4兆瓦/115兆瓦电力)的一大部分。整个入流模式(生产液态空气)已经存在于每个空气分离装置，基本上消除了 VPS入流贮存设备，因此减少了复杂性、资本成本和每个VPS部署的占用空间。
[0141]此外，很多空气分离装置在它们的液态02和N2的生产速度之间不平衡，因为它们通常位于只需要那些产物中的一种而不是全部的“主”站点。公开的实施例能够利用贮存的液态02或液态N 2 (替代液态空气)，其中贮存的(低价值的)低温液体可以通过上面概述的出流贮存模式输送，而不需要被送到GT。替代地，02或&中的任何剩余制冷在02萬以环境温度和压强被排放(为下个夜间非高峰时段的更多02/N2贮存提供空间)之前，被用来冷却到GT的进入空气。(当然，干净的02/N2排放不是排放问题)。
[0142]能够部署在空气分离装置的又一优化将简化只到GT的出流模式和开放回路热空气(或02/N2)膨胀循环，而没有次级工作液体回路。贮存的液态空气/02/N2的流速可以与可从GT获得的热相匹配，并且邻近VPS部署工作的空气分离过程可以回收可从被栗压的液态空气/02/N2获得的任何过量的制冷。所述优化复杂度最低、成本最低并且占用最小可能空间，并且能够使用单一 GT单元和单一(两级带重新加热)的发电机负载的热气体膨胀机来非常有效地生产高于10兆瓦/80兆瓦时的总电力输出。
[0143]上面概述的配置(其中半集中生产的液态02或1被分散式发电网络接收)能够安装在很多站外客户位置，例如，任何空气分离装置半径100英里内。在这样的实施例中，每个客户的贮存罐和出流设备将每日接收从半集中式空气分离装置传送的02/N2，因此减少了每个客户站点处的完全独立VPS循环装置的资本成本的约35%。半集中式空气分离装置实际上可以是生产大规模02/队的公用事业规模的“电能贮存”设备，而只有低温贮存和VPS出流模式设备的附属站点将构成分布式发电/电能释放站点的商业规模网络。如果每个客户将安装它自己的VPS入流贮存设备并使用该设备和从电网购买的非高峰电力，那么02/N2的传送价格通常需要与每个客户生产的液态空气成本竞争力相当。该有竞争力的价格结构能够实现，因为空气分离装置的规模经济，还因为作为贮存介质的02或1是空气分离装置的最低价值的产品。
[0144]又及空气分离装置的作用，公开的实施例在任何空气分离装置处的部署可以促使该设施用作ESC0，为空气分离工业打开了全新的商业机会。在最简单的水平，每个空气分离装置将利用本实施例的系统和方法来接收和贮存非高峰电能并在白天高峰需求时段释放该电能，允许它在白天完全离网。在那种模式中，空气分离装置将充当它自己的ESC0，并且可能销售多余电能给电网。当空气分离装置位于“主”站点时，例如向其提供例如02的钢厂或玻璃制造设施，现在它可以作为该主实体以及它自己的ESC0。
[0145]在文中概述的半集中模式中，空气分离装置能够充当将被供应02/N2的数个电能出流(分布式电能生产)站点的ESC0，除了在那种情况下ESC0不销售电能，而销售低温流体形式的贮存能量。在由空气分离装置提供产品和服务的情况下，ESC0的作用可以和当前(标准)产品一样重要。照此，ESC0的作用可以刺激新的空气分离装置部署(商业增长)，其中标准产品/服务(02、N2、C02、氩气…)是ESC0功能的获利多的“副产品”。
[0146]在文中讨论的全部实施例中，即使电网“停网”几小时/几天/几周/几个月，并且没有新的液态空气(或02/n2)被生产、贮存或传送，原动机也能够继续在VPS分布式生产设备处产生电能(例如从单一 GT的1兆瓦或从单一引擎的1兆瓦)。只要NG管线系统是完好的，每个VPS装置可以将其额定电能出流可用量的大约10%到20%作为后备发电量。因此，公开的实施例不只是分布式电能贮存和分布式电能产生方法和系统，它们也是用于为主站点提供后备电能的方法，并且允许公开的实施例替代柴油发电机(及其燃料罐)和其它类型的后备电源，并且允许很少使用的备用容量具有全时(每日)用途。
[0147]此外，对断电容忍非常低的一些“任务关键”设施，例如军事基地、医院和数据中心，可以选择“额外的”现场N2 (或液态空气或02)贮存，只要NG管线没被破坏，就允许它们在贮存的队(或液态空气或02)允许的时间内以VPS部署的全容量继续生产电能。很多军事基地依赖于队作为气体填充火车和飞机轮胎，因为和空气不同，N2不包含氧气并且不助燃。公开的实施例允许这种现场N2装置(或在N 2从站外生产者传送时的N 2贮存罐)集成到综合的分布式电能贮存、分布式电能生产和紧急备用电源系统。
[0148]贯穿本发明讨论的分布式电能生产实施例不只是对集中电能生产的补充，也是对它的替代。示例性的实施例为电能的生产和分配提供了全新的模型，实质上消除了对“大”发电厂(电力输出容量为数百兆瓦)的需求，并且允许实质上重新构建电网。
[0149]出于与空气排放和灰尘处理相关的原因以及减轻烧煤的发电厂的那些影响的相关联成本，美国或欧洲不太可能任意建设新的烧煤的发电厂。因此，将显著减少建设使用低成本燃料(煤)的新的“大”发电厂(数百兆瓦容量)的选择。煤的低成本的原因很大程度上由于它排放的外部效应不是由烧煤的发电厂来“承担”的事实以及将其从土地移除的方式。如果这些成本反应在它的价格中，它将不一定是最低成本的化石燃料。
[0150]核电厂替代燃煤电厂的可能性是遥远的，因为公众对核电厂的抵制，它们的费用以及需要的长的交付周期和没有可行的核废料处理系统。小规模的核电厂在发展中，但是它们被公众接受程度是不确定的并且它们的成本效益还没有被证实。建设新的核电厂履行了零空气排放(并且没有灰尘产物)的承诺，但是与核废料处理相关的问题和“察觉到的”(或实际的)与安全紧密相关的问题还没有解决。
[0151]大多数观察者将指向作为满足美国和欧洲的长期电力需求(特别是基荷需求)的唯一可行替代的燃烧NG的联合循环发电厂。这类电厂提供了最干净的化石燃料选项并且依赖相对低成本的燃料。然而，大的联合循环发电厂需要定位在能够传送所需量的燃料的区域NG管线，并且靠近大量便利可用的、低成本的水以供给冷却塔和循环流侧。它们的成本(几亿美元)要求大的客户群(建设之前)，并有权使用大量资本。
[0152]当考虑到站点选择、许可过程、需要获得资本许诺，并且需要“一次性”建设每个联合循环发电厂，以及高度专业化设备的长的交付周期，因此提出部署和电厂启动和投产之间的时间可能需要很多年。不顾及它们的规模，大的联合循环发电厂(包括具有最复杂部件的最大、最新发电厂)不会实现高于近似60%的效率。除了上述之外，大规模、集中式联合循环发电