(57)【要約】  統合熱エネルギー貯蔵器を備えた圧縮ガスエネルギー貯蔵システムを提供する。このシステムには、圧縮ステージと、伝熱ユニットと、ガス貯蔵器とが直列に流体連通されて備えられている。このシステムは、１つ、２つ又は３つの圧縮ステージと伝熱ユニットを備える。各伝熱ユニットは、２つ以上の熱エネルギー貯蔵ステージを有していてもよい。各熱エネルギー貯蔵ステージは、１つ又は複数の相変化物質を含んでいてもよい。圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法は、圧縮ステージを介してガスを圧縮して圧縮ガスを生成する工程と、圧縮ガスを伝熱ユニットに通して熱除去ガスを生成する工程と、熱除去ガスをガス貯蔵器に移動する工程とを備える。
2018505377.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、
少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を含む第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）であって、各ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）が前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低い、第１伝熱ユニットと、
ガス貯蔵器と
を直列に流体連通して備える、圧縮ガスエネルギー貯蔵システム。
【請求項２】
前記ＨＴＵ−１と流体連通された第１膨張ステージ（Ｔ−１）を更に備える、請求項１に記載のシステム。
【請求項３】
前記第１膨張ステージは、ガスタービンを備える、請求項２に記載のシステム。
【請求項４】
前記ＴＥＳの少なくとも１つは、前記ＴＥＳを通る流体管と熱的に接触した相変化物質（ＰＣＭ）を含む、前記流体管は、前記ＨＴＵ−１のガス流入口及びガス流出口と流体連通されている、請求項１に記載のシステム。
【請求項５】
前記ＨＴＵ−１と前記ガス貯蔵器との間に直列に流体連通された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）を更に備え、
前記ＨＴＵ−２は、前記第２圧縮ステージと前記ガス貯蔵器との間に位置している、請求項１に記載のシステム。
【請求項６】
前記ＨＴＵ−２及びＨＴＵ−１と流体連通された第２膨張ステージを更に備える、請求項５に記載のシステム。
【請求項７】
前記ＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は、同一の伝熱ユニットである、請求項５に記載のシステム。
【請求項８】
前記ＨＴＵ−１と前記ガス貯蔵器との間に直列に流体連通された、第２圧縮ステージ（Ｃ−２）、第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）、第３圧縮ステージ（Ｃ−３）及び第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）、並びに、前記ＨＴＵ−２及びＨＴＵ−１と流体連通された第２膨張ステージ、並びに、前記ＨＴＵ−３及びＨＴＵ−２と流体連通された第３膨張ステージとを更に備える、請求項１に記載のシステム。
【請求項９】
前記第１圧縮ステージ（Ｃ−１）が、前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）のガス流入口と流体連通され、前記ガス貯蔵器（ＧＳＲ）が、前記ＨＴＵ−１のガス流出口と流体連通され、
前記熱エネルギー貯蔵ステージの各々は、ＰＣＭを含み、前記熱エネルギー貯蔵ステージの各々の前記ＰＣＭは、前記ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳの前記ＰＣＭの融点よりも低い融点を有している、請求項１に記載のシステム。
【請求項１０】
前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と前記ガス貯蔵器（ＧＳＲ）との間に流体連通されて順に配置された
第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、
少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、
第３圧縮ステージ（Ｃ−３）と、
少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）と
を更に備える、請求項１に記載のシステム。
【請求項１１】
前記第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）と前記ガス貯蔵器との間に流体連通されて配置された顕熱伝熱ユニットを更に備える、請求項１０に記載のシステム。
【請求項１２】
前記ＨＴＵ−１、前記ＨＴＵ−２、前記ＨＴＵ−３は、それぞれ少なくとも２つのＰＣＭステージを備え、前記ＰＣＭステージの各々は、隣接する上流ＰＣＭステージのＰＣＭの融点よりも低い融点を有する相変化物質（ＰＣＭ）を含む、請求項１０に記載のシステム。
【請求項１３】
前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通して配置された第１膨張ステージ（Ｔ−１）と、前記第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）との間に流体連通して配置された第２膨張ステージ（Ｔ−２）と、前記第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）と前記第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）との間に流体連通して配置された第３膨張ステージ（Ｔ−３）とを更に備える、請求項１０に記載のシステム。
【請求項１４】
前記少なくとも２つのＴＥＳは、前記ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳと下流ＴＥＳからなり、
前記第１圧縮ステージは、約８〜１５の圧縮比を有し、前記上流ＴＥＳは、約４１０〜４６０Ｋの融点を有するＰＣＭを含み、前記下流ＴＥＳは、約３６０〜３９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含む、請求項８に記載のシステム。
【請求項１５】
前記少なくとも２つのＴＥＳは、前記ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳと下流ＴＥＳからなり、
前記第１圧縮ステージは、約４〜７の圧縮比を有し、前記上流ＴＥＳは、約３６０〜３９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含み、前記下流ＴＥＳは、約３３０〜３５０Ｋの融点を有するＰＣＭを含む、請求項１に記載のシステム。
【請求項１６】
前記少なくとも２つのＴＥＳは、前記ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳ、中間ＴＥＳ、下流ＴＥＳからなり、
前記第１圧縮ステージは、約８〜１５の圧縮比を有し、前記上流ＴＥＳは、約４３０〜４９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含み、前記中間ＴＥＳは、約３９０〜４２０Ｋの融点を有するＰＣＭを含み、前記下流ＴＥＳは、約３４０〜３７０Ｋの融点を有するＰＣＭを含む、請求項１に記載のシステム。
【請求項１７】
前記少なくとも２つのＴＥＳは、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳ、中間ＴＥＳ、下流ＴＥＳからなり、
前記第１圧縮ステージは、約４〜７の圧縮比を有し、前記上流ＴＥＳは、約３７５〜４１０Ｋの融点を有するＰＣＭを含み、前記中間ＴＥＳは、約３４５〜３７０Ｋの融点を有するＰＣＭを含み、前記下流ＴＥＳは、約３１０〜３４０Ｋの融点を有するＰＣＭを含む、請求項１に記載のシステム。
【請求項１８】
前記ガス貯蔵器は、圧縮ガス貯蔵器又は液化ガス貯蔵器である、請求項１に記載のシステム。
【請求項１９】
（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、
（ｂ）前記第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、
（ｃ）前記第１熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵ガスを生成する工程と
を含み、
前記ＨＴＵ−１は、前記ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を備え、
前記ＴＥＳの各々が有する熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）は、前記ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低く、
前記第１圧縮ガスをＨＴＵ−１に通す工程（ｂ）は、前記第１圧縮ガスを前記少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含む、圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法。
【請求項２０】
（ｄ）前記ＧＳＲからの前記貯蔵ガスを前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱付加ガスを生成する工程と、
（ｅ）第１膨張ステージ（Ｔ−１）を介して前記第１熱付加ガスを膨張させて第１膨張ガスを生成する工程と
を更に含み、
前記第１膨張ガスを前記ＨＴＵ−１に通す工程は、工程（ｂ）で前記第１圧縮ガスを通す方向とは逆の方向に前記第１膨張ガスを前記少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含む、請求項１９に記載の方法。
【請求項２１】
第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）の第１ガス流入口と流体連通された流出口を有する第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、
前記ＨＴＵ−１の第１ガス流出口と流体連通された流入口と、前記ＨＴＵ−１の第２ガス流入口と流体連通された流出口とを有する第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、
前記ＨＴＵ−１の第２ガス流出口と流体連通されたガス貯蔵器（ＧＳＲ）と
を備える、圧縮ガスエネルギー貯蔵システム。
【請求項２２】
前記ＨＴＵ−１の前記第１ガス流入口と前記第１ガス流出口は、第１流体管によって接続され、前記ＨＴＵ−１の前記第２ガス流入口と前記第２ガス流出口は、第２流体管によって接続されている、請求項２１に記載のシステム。
【請求項２３】
前記伝熱ユニットは、相変化物質（ＰＣＭ）を含む少なくとも１つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＰＣＭステージ）を有し、前記ＰＣＭは、前記第１流体管及び前記第２流体管と熱的に接触している、請求項２２に記載のシステム。
【請求項２４】
前記伝熱ユニットは、少なくとも２つの前記ＰＣＭステージを有し、前記ＰＣＭステージの各々は、隣接する上流ＰＣＭステージのＰＣＭの融点よりも低い融点を有する相変化物質（ＰＣＭ）を含む、請求項２３に記載のシステム。
【請求項２５】
流体連通されて順に配置された、
第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、
少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、
第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、
少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、
ガス貯蔵器（ＧＳＲ）と
を備える、圧縮ガスエネルギー貯蔵システム。
【請求項２６】
前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通されて配置された第１膨張ステージ（Ｔ−１）と、前記第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）及び前記第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と流体連通されて配置された第２膨張ステージ（Ｔ−２）とを更に備える、請求項２５に記載のシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本願は、２０１５年１月２６日出願の米国特許出願第１４／６０５，４６８号の優先権と利益を主張するものであり、その全体が参照によりここに援用される。
【背景技術】
【０００２】
風力や太陽光からのエネルギー等の再生可能エネルギーの世界的供給は、発電施設の増加に伴って急増している。しかしながら、再生可能エネルギー源に特有な不安定性により、これらのエネルギー源から得られる電力は、最大でも系統電力のたった１５〜２０％と見積もられており、現時点ではその実用が限定的なものとなっている。この限定は、電気エネルギー貯蔵（ＥＥＳ：Ｅｌｅｃｔｒｉｃａｌ  Ｅｎｅｒｇｙ  Ｓｔｏｒａｇｅ）技術を電力系統に統合することによって軽減されたり、解消さえできたりする可能性がある。電気エネルギー貯蔵技術は、エネルギー裁定取引の可能性をもたらすだけでなく、既存の発電所の利用拡大も可能とすると思われるため、環境保全上の利点及び経済的利益の両方の観点からも大変望ましい。
【０００３】
既存のＥＥＳ技術の中でも、ポンプ式水力貯蔵は、推定１３０ギガワットを上回る世界的に最大の設備貯蔵容量を有する。地理学的（限られた数の候補地）及び生態学的（生息地破壊を引き起こすダムに関する懸念）を考えると、ポンプ式水力貯蔵の更なる開発は制限される可能性が高い。ポンプ式水力貯蔵と同様の性能を有する他の唯一の電力系統のエネルギー貯蔵技術としては、圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ：Ｃｏｍｐｒｅｓｓｅｄ  Ａｉｒ  Ｅｎｅｒｇｙ  Ｓｔｏｒａｇｅ）がある。ＣＡＥＳは、もともと１９６０年代初期に開発され、圧縮空気の弾性ポテンシャルエネルギーにエネルギー貯蔵を行うものである。再生可能エネルギー源の配備の急増に伴いエネルギー貯蔵技術が望まれており、ＣＡＥＳに新たな関心が寄せられている。しかしながら、ＣＡＥＳに関する重要な技術的問題は、空気が圧縮されると、生じるエクセルギーのほぼ半分が熱の形態であるということである。
【０００４】
熱損失を軽減するため、文献において様々な提案がなされてきており、様々な熱貯蔵物質による熱エネルギーの貯蔵が提案されている。この熱貯蔵物質に熱エネルギーを貯蔵するという概念は、断熱圧縮空気エネルギー貯蔵として知られている。文献報告では、相変化物質（ＰＣＭ：Ｐｈａｓｅ  Ｃｈａｎｇｅ  Ｍａｔｅｒｉａｌ）は圧縮空気エネルギー貯蔵システムの熱エネルギー貯蔵物質としての利用において有望な候補ではないと結論付けられており、この結論は「そのようなシステムが求める（広範な温度）範囲をカバーできる単一の（ＰＣＭ）システムは存在しない」という評価に基づくものである。例えば、非特許文献１を参照されたい。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００５】
【非特許文献１】Bullough et al., “Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage for the Integration of Wind Energy,” Conference Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage for the Integration of Wind Energy, London, UK (2004).
【非特許文献２】Sharma, et. al., “Review of thermal energy storage with phase change materials and applications,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, 13:318-345 (2009)
【非特許文献３】Sarier, et. al., “Organic phase change materials and their textile applications: An overview,” Thermochimica Acta, 540:7-60 (2012)
【発明の概要】
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本願は、概して、統合熱エネルギー貯蔵器を備えた圧縮ガスエネルギー貯蔵システムに関する。この圧縮ガスエネルギー貯蔵システムには、圧縮ステージと、伝熱ユニットと、ガス貯蔵器とが直列に流体連通されて備えられていてもよい。この伝熱ユニットは、２つ以上の熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有していてもよく、各ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）が伝熱ユニット内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低い。いくつかの実施例では、各ＴＥＳには相変化物質（ＰＣＭ）が含まれている。このシステムは、伝熱ユニットと流体連通された第１膨張ステージをさらに備えていてもよい。いくつかの実施例では、伝熱ユニットは、（ａ）圧縮ステージからガスを流入させたり、（ｂ）膨張ステージへとガスを流出させたりするための流入口制御弁を備えたガス流入口を有していてもよい。多くの場合、この膨張ステージにはガスタービンが備えられていてもよい。多くの実施例では、熱エネルギー貯蔵ステージの少なくとも１つには、ＴＥＳを通る流体管と熱的に接触した相変化物質（ＰＣＭ）が含まれ、この流体管は、伝熱ユニットのガス流入口及びガス流出口と流体連通されている。本システムでは、ガス貯蔵器は、圧縮ガス貯蔵器、もしくは、場合によっては、液化ガス（例えば、液体空気や液体窒素）貯蔵器であってもよい。いくつかの実施例では、本システムは、圧縮空気を利用する。このようなシステムは、圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）システムと呼ばれる。
【０００７】
本システムの別の実施例では、第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、１つ又は複数の熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を含み、その熱エネルギー貯蔵ステージのうちの少なくとも１つに相変化物質（ＰＣＭ）が含まれる第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、ガス貯蔵器とが直列に流体連通されて備えられている。いくつかの実施例では、ＨＴＵ−２も１つ又は複数の熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有し、その熱エネルギー貯蔵ステージのうちの少なくとも１つに相変化物質（ＰＣＭ）が含まれる。この相変化物質は、必要に応じて、伝熱流体内に浮遊／分散していてもよい。このような実施例では、相変化物質はカプセル化されていてもよい。伝熱ユニットＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は同一の伝熱ユニットであってもよい。他の実施例では、伝熱ユニットＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は異なる伝熱ユニットであってもよい。
【０００８】
本システムの他の実施例では、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通された第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、ＨＴＵ−１と流体連通されたガス貯蔵器とが備えられている。いくつかの実施例では、Ｃ−１が第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）のガス流入口と流体連通されてもよく、ガス貯蔵器がＨＴＵ−１のガス流出口と流体連通されていてもよい。ＨＴＵ−１は、通常、ガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有している。各熱エネルギー貯蔵ステージは相変化物質（ＰＣＭ）を含んでいてもよく、各熱エネルギー貯蔵ステージのＰＣＭは、通常、ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＰＣＭの融点よりも低い融点を有している。また、このシステムは、ＨＴＵ−１のガス流入口と流体連通された膨張ステージをさらに備えていてもよい。特に一般的には、ＨＴＵ−１のガス流入口は、（ａ）Ｃ−１からガスを流入させたり、（ｂ）第１膨張ステージへとガスを流出させたりするための流入口制御弁を備えている。
【０００９】
本システムの他の実施例では、直列に流体連通された第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、ガス貯蔵器とを備えていてもよい。いくつかの実施例では、ガス貯蔵器は、ＨＴＵ−１のガス流出口と流体連通されていてもよい。ＨＴＵ−１は、通常、相変化物質を含む熱エネルギー貯蔵ステージ（「ＰＣＭステージ」）を少なくとも１つ有している。ＨＴＵ−１は、２つ以上のＰＣＭステージを有していてもよい。このようなシステムでは、各ＰＣＭステージには、通常、隣接する上流ＰＣＭステージの相変化物質（ＰＣＭ）の融点よりも低い融点を有するＰＣＭが含まれている。ここで使用する「上流」及び「下流」という用語は、ガスが第１圧縮ステージ（Ｃ−１）から伝熱ユニットを通ってガス貯蔵器へと流れる方向について定義されている。
【００１０】
その他の実施例では、本システムは、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通された第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、ＨＴＵ−１と流体連通された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、Ｃ−２と流体連通された第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、ＨＴＵ−２と流体連通されたガス貯蔵器（ＧＳＲ：Ｇａｓ  Ｓｔｏｒａｇｅ  Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ）とを備えていてもよい。別の実施例では、このシステムは、ＨＴＵ−２とＧＳＲとの間に直列に流体連通された第３圧縮ステージ（Ｃ−３）と第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）とを備えていてもよい。通常、ＨＴＵ−３はＣ−３とＧＳＲとの間に配置されている。
【００１１】
本システムの別の実施例では、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）の第１ガス流入口と流体連通された流出口を有する第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、ＨＴＵ−１の第１ガス流出口と流体連通された流入口と、ＨＴＵ−１の第２ガス流入口と流体連通された流出口とを有する第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、ＨＴＵ−１の第２ガス流出口と流体連通されたガス貯蔵器（ＧＳＲ）とを備えていてもよい。ＨＴＵ−１の第１ガス流入口と第１ガス流出口は第１流体管によって接続されていてもよく、ＨＴＵ−１の第２ガス流入口と第２ガス流出口は第２流体管によって接続されていてもよい。
【００１２】
他の実施例では、本システムは、流体連通されて順に配置された第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、ガス貯蔵器とを備えていてもよい。ガス貯蔵器は、圧縮ガス貯蔵器又は液化ガス貯蔵器であってもよい。いくつかの態様では、伝熱ユニットＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は同一の伝熱ユニットであってもよい。
【００１３】
本システムの別の実施例では、流体連通されて順に配置された、
第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、
少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、
第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、
少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、
第３圧縮ステージ（Ｃ−３）と、
少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）と、
ガス貯蔵器と
を備えている。
【００１４】
このようなシステムは、第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）とガス貯蔵器とに流体連通されて配置された最終伝熱ユニットをさらに備えていてもよい。多くの場合、ＨＴＵ−１、ＨＴＵ−２、ＨＴＵ−３はそれぞれ少なくとも２つのＰＣＭステージを有している。通常、各ＰＣＭステージには、隣接する上流ＰＣＭステージの相変化物質（ＰＣＭ）の融点よりも低い融点を有するＰＣＭが含まれている。このシステムは、第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）との間に流体連通されて配置された第１膨張ステージ（Ｔ−１）と、第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）と第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）との間に流体連通されて配置された第２膨張ステージ（Ｔ−２）と、ガス貯蔵器と第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）との間に流体連通されて配置された第３膨張ステージ（Ｔ−３）とをさらに備えていてもよい。
【００１５】
他の実施例では、（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、（ｂ）第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、（ｃ）第１熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵圧縮ガスを生成する工程とを備える圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法が提供される。この方法は、場合によっては、工程（ｃ）の一部として、第１熱除去ガスを液化し、この液化ガスをガス貯蔵器に移動さする工程を含んでいてもよい。このようなシステムでは、ガス貯蔵器は液化ガス貯蔵器である。いくつかの実施例では、ＨＴＵ−１は、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有している。各ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）は、ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低い。上記第１圧縮ガスをＨＴＵ−１に通す工程（ｂ）は、第１圧縮ガスを少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含む。いくつかの実施例では、上記方法は、（ｄ）ＧＳＲから貯蔵ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱付加ガスを生成する工程と、（ｅ）第１膨張ステージ（Ｔ−１）を介して第１熱付加ガスを膨張させて第１膨張ガスを生成する工程を備えていてもよい。第１膨張ガスをＨＴＵ−１に通す工程は、工程（ｂ）で第１圧縮ガスを通す方向とは逆の方向に第１膨張ガスを少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含んでいてもよい。
【００１６】
また、本システムは、（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、（ｂ）第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、（ｃ）第２圧縮ステージ（Ｃ−２）を介して第１熱除去ガスを圧縮して第２圧縮ガスを生成する工程と、（ｄ）第２圧縮ガスを第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）に通して第２熱除去ガスを生成する工程と、（ｅ）第２熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵圧縮ガスを生成する工程とを備える圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法を含む。いくつかの実施例では、各伝熱ユニットは、相変化物質（ＰＣＭ）を含む少なくとも１つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＰＣＭステージ）を有し、ＰＣＭは、ＰＣＭステージを通る流体管と熱的に接触している。
【００１７】
上述したように、いくつかの実施例では、本システムは、入力ガスを液体空気や液体窒素などの液化ガスに変換してもよい。このようなシステムでは、ガス貯蔵器は、低圧下ではあるが周囲温度をほぼ下回る温度（通常、ガスが液体空気や液体窒素である約−１９６Ｃ）でガスを貯蔵する液化ガス貯蔵器である。また、このようなシステムは、通常、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）とガス貯蔵器との間に流体連通されて配置されたガス液化ユニット（例えば、空気液化ユニット）を備えている。このガス液化ユニットは、リンデサイクルガス液化ユニットであってもよい。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】伝熱ユニットに４つの熱エネルギー貯蔵ステージを含む圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）システムの一実施例を示す概略図である。
【図２】ガス貯蔵器（ＧＳＲ）に接続された２つの圧縮ユニットと１つの伝熱ユニットを含む多段熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）ＣＡＥＳシステムの一実施例を示す概略図である。
【図３】ガス貯蔵器（ＧＳＲ）に接続された２つの圧縮ユニットと２つの個別の伝熱ユニットを含む多段熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）ＣＡＥＳシステムの一実施例を示す概略図である。
【図４】圧縮比に応じたエクセルギーの温度と圧力への依存を示すグラフである。
【図５】単段熱エネルギー貯蔵ステージシステム（図５（ａ））と二段熱エネルギー貯蔵ステージシステム（図５（ｂ））に関して、最大総圧縮比が８０のＣＡＥＳシステムのさまざまな溶融温度について算出した効率を示すグラフである。
【図６】伝熱ユニットのＰＣＭステージ数の変化が最大総圧縮比８０のシステム効率に与える影響を示すグラフである。
【図７】最大総圧縮比が１０（図７（ａ））、１５（図７（ｂ））、８０（図７（ｃ））のＣＡＥＳシステムについて算出した最適ＰＣＭ溶融温度と伝熱ユニットのさまざまなＰＣＭステージ数を示すグラフであり、各列の複数のデータ点がシステムのすべての最適ＰＣＭ溶融温度を示している。
【図８】ＰＣＭステージ数に応じて必要な熱エネルギー貯蔵量の依存度（図８（ａ））と、伝熱ユニットの熱貯蔵効率（図８（ｂ））を示すグラフである。
【図９】最大総圧縮比に応じて二段ＰＣＭステージシステムについて算出した最適ＰＣＭ溶融温度を示すグラフである。
【図１０】伝熱ユニットに１つの圧縮ユニットと１つ、２つ又は３つのＰＣＭステージを含むＣＡＥＳシステムについて最大総圧縮比に応じて算出した最適効率を示すグラフである。
【図１１】最大総圧縮比の変化が、１つのＰＣＭステージ（図１１（ａ））、２つのＰＣＭステージ（図１１（ｂ））、３つのＰＣＭステージ（図１１（ｃ））を有する単段圧縮ステージＣＡＥＳシステムの最適溶融温度に与える影響を示すグラフである。
【図１２】１つ、２つ又は３つの圧縮ステージ及び伝熱ユニットと、各圧縮ステージの後に１つのＰＣＭステージとを備えるＣＡＥＳシステムについて算出した効率（図１２（ａ））と最適溶融温度（図１２（ｂ））を示すグラフである。
【図１３】２つの圧縮ステージ及び伝熱ユニットと、各圧縮ステージの後に２つのＰＣＭステージとを備えるＣＡＥＳシステムについて算出した効率（図１３（ａ））と最適溶融温度（図１３（ｂ））を示すグラフである。
【図１４】２つの圧縮ステージ及び伝熱ユニットと、各圧縮ステージの後に３つのＰＣＭステージとを備えるＣＡＥＳシステムについて算出した効率（図１４（ａ））と最適溶融温度（図１４（ｂ））を示すグラフである。
【図１５】３つの圧縮ステージ及び伝熱ユニットと、各圧縮ステージの後に２つのＰＣＭステージとを備えるＣＡＥＳシステムについて算出した効率（図１５（ａ））と最適溶融温度（図１５（ｂ））を示すグラフである。
【図１６】３つの圧縮ステージ及び伝熱ユニットと、各圧縮ステージの後に３つのＰＣＭステージとを備えるＣＡＥＳシステムについて算出した効率（図１６（ａ））と最適溶融温度（図１６（ｂ））を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
本開示は、統合熱エネルギー貯蔵器を備えた圧縮ガスエネルギー貯蔵システムを提供する。一態様では、この圧縮ガスエネルギー貯蔵システムには、第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を含み、各ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）が第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低い第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、ガス貯蔵器とが直列に流体連通されて備えられている。いくつかの実施例において、このシステムは、ＨＴＵ−１と流体連通された第１膨張ステージ（Ｔ−１）をさらに備えていてもよい。多くの場合、第１膨張ステージ（Ｔ−１）には、圧縮ガスエネルギーを機械エネルギー及び／又は電気エネルギーに変換するガスタービンや他の１つ又は複数の装置が含まれていてもよい。
【００２０】
図２は、本願に係る圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）システムの一実施例を示す概略図である。このシステムは、ガス貯蔵器１１と流体連通された圧縮ステージ１０を備えている。また、このシステムには、ガス貯蔵器１１と流体連通された膨張ステージ１２も備えられ、この膨張ステージ１２にはガスタービンが含まれていてもよい。さらに、このシステムには、圧縮ステージ１０とガス貯蔵器１１との間に直列に流体連通された４つの熱エネルギー貯蔵ステージ１３、１４、１５、１６も備えられている。
【００２１】
ここで使用する「上流」及び「下流」という用語は、ガスが圧縮ステージから伝熱ユニットを通ってガス貯蔵器へと流れる方向について定義されている。伝熱ユニット内の上流ＴＥＳは、隣接する下流ＴＥＳよりも高いＴＥＴＴを有することとなる。
【００２２】
本システムでは、伝熱ユニット（ＨＴＵ）は、１つ又は複数の熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有する。いくつかの実施例では、このＨＴＵは、２つ以上のＴＥＳ（すなわち、カスケード接続されたＴＥＳ）を有する。各ＴＥＳは熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）を有し、上流ＴＥＳのＴＥＴＴは、同じＨＴＵ内の隣接する下流ＴＥＳよりも高い。いくつかの実施例では、ＨＴＵは、１つ、２つ、又は３つのＴＥＳを有していてもよい。カスケード接続された２つのＴＥＳを有するＨＴＵには、最高溶融温度を有する第１のＴＥＳ（すなわち、上流ＴＥＳ）と、最低溶融温度を有する第２のＴＥＳ（すなわち、下流ＴＥＳ）とが含まれていてもよい。カスケード接続された３つのＴＥＳを有するＨＴＵには、最高溶融温度を有する第１のＴＥＳ（すなわち、上流ＴＥＳ）と、第１ＴＥＳと第３ＴＥＳとの間の溶融温度を有する第２のＴＥＳ（すなわち、中間ＴＥＳ）と、最低溶融温度を有する第３のＴＥＳ（すなわち、下流ＴＥＳ）とが含まれていてもよい。いくつかの実施例では、本システムは、それぞれ１つ、２つ、又は３つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有する１つ、２つ、又は３つの伝熱ユニット（ＨＴＵ）を備えていてもよい。本システムは、通常、カスケード接続された少なくとも２つのＴＥＳを有する２つ又は３つのＨＴＵを備えている。一般に、本システムは、２つ又は３つのＨＴＵを備えており、各ＨＴＵは、カスケード接続された２つ又は３つのＴＥＳを有する。いくつかの実施例では、伝熱ユニットは、（ａ）圧縮ステージからガスを流入させたり、（ｂ）膨張ステージへとガスを流出させたりするための流入口制御弁を備えたガス流入口を有していてもよい。
【００２３】
いくつかの実施例では、上記ＴＥＳの少なくとも１つには、１つ又は複数の相変化物質（ＰＣＭ）が含まれている。多くの実施例では、上記熱エネルギー貯蔵ステージの少なくとも１つには、ＴＥＳを通る流体管と熱的に接触したＰＣＭが含まれている。この流体管は、伝熱ユニットのガス流入口及びガス流出口と流体連通されている。ここで使用する「相変化物質」（ＰＣＭ）」という用語は、狭い温度範囲で融解と凝固を行い、大量のエネルギーの貯蔵と放出を行うことが可能な高い融解熱を有する物質のことを指している。ＰＣＭが固体から液体へ、またその逆に変化する際に熱の吸収と放出が行われる。好適なＰＣＭとしては、（参照によりここに援用される）非特許文献２及び非特許文献３に開示のものが挙げられる。好適なＰＣＭとしては、溶融温度が約５００Ｋを下回る有機ＰＣＭ及び無機ＰＣＭが挙げられる。好適な有機ＰＣＭとしては、パラフィンワックス、ポリ（エチレングリコール）、脂肪酸、脂肪酸誘導体などのパラフィン及び非パラフィンＰＣＭや、多価アルコール及び多価アルコール誘導体が挙げられる。好適な無機ＰＣＭとしては、含水塩及び／又は金属が挙げられる。また、好適なＰＣＭとしては、共晶ＰＣＭも挙げられる。
【００２４】
１つ又は複数のＴＥＳを有する蓄熱ユニットに加えて、上記システムは、例えば、図１に示すシステムのＴＥＳ−４とガス貯蔵器との間に介在する最終蓄熱／伝熱ユニットとして、１つ又は複数の顕熱蓄熱ユニット（すなわち、貯蔵プロセスの温度範囲では相変化を起こさない蓄熱材を有するユニット）をさらに備えていてもよい。この最終蓄熱／伝熱ユニットは、例えば、顕熱蓄熱液として水を用いて圧縮ガスを周囲温度まで冷却するよう設計されていてもよい。顕熱蓄熱材は、通常、エネルギー貯蔵／伝達媒体として使用される動作温度範囲では相変化を起こさない流体状態にある材料である。すなわち、蓄熱材は、それが使用される動作温度範囲内では潜熱を伝達しない。
【００２５】
本システムでは、ガス貯蔵器（ＧＳＲ）が伝熱ユニットと流体連通されていてもよい。いくつかの実施例では、ガス貯蔵器はガス流入口を有していてもよい。このガス流入口は、（ａ）伝熱ユニットからガスを流入させたり、（ｂ）伝熱ユニットへとガスを流出させたりするための制御弁を備えていてもよい。いくつかの実施例では、ＧＳＲは別々のガス流入口とガス流出口を有していてもよい。
【００２６】
いくつかの実施例では、上記システムは、ＨＴＵ−１とガス貯蔵器との間に直列に流体連通された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）を備えていてもよい。一般に、このＨＴＵ−２は、第２圧縮ステージとガス貯蔵器との間に位置している。また、このシステムには、ＨＴＵ−２及びＨＴＵ−１と流体連通された第２膨張ステージも備えられていてもよい。いくつかの実施例では、ＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は同一の伝熱ユニットである。
【００２７】
図２及び図３は、一連の圧縮ステージとその各ステージに続いて伝熱ユニットを備える本システムのさらなる実施例を示す。いくつかの実施例では、伝熱ユニットは同一の伝熱ユニットであってもよい（例えば、図２参照）。別の実施例では、伝熱ユニットは別々の伝熱ユニットであってもよい（例えば、図３参照）。
【００２８】
上記システムは、図２に概略的に示す実施例では、２つの圧縮ステージ２０、２１、伝熱ユニット２５、２つの膨張ステージ２３、２４、ガス貯蔵器２２を備えている。第１圧縮ステージ２０は、伝熱ユニット２５を通る第１流体管４０と流体連通されている。この第１流体管４０も第２圧縮ステージ２１と流体連通されている。第２圧縮ステージ２１は第２流体管４１と流体連通され、この第２流体管４１も伝熱ユニット２５を通っている。第２流体管４１はガス貯蔵器２２と流体連通されている。伝熱ユニット２５は、直列に流体連通された３つの熱エネルギー貯蔵ステージ２６、２７、２８を備えている。熱エネルギー貯蔵ステージ２６、２７、２８は、第１流体管４０と第２流体管４１と熱的に接触している。この伝熱ユニット２５は、ガス貯蔵器２２と第２膨張ステージ２４とに流体連通された第３流体管４２も備えていてもよい。第２膨張ステージ２４は、伝熱ユニット２５を通る第４流体管４３と第１膨張ステージ２３とに流体連通されている。
【００２９】
図３に概略的に示す本システムの実施例では、システムには、直列に流体連通され、交互に配置された一連の圧縮ステージと伝熱ユニットとが含まれる。第１圧縮ステージ３０は、第１伝熱ユニット３０と流体連通され、この第１伝熱ユニット３０は、２つの直列接続された熱エネルギー貯蔵ステージ３７、３８を有する。第２圧縮ステージ３２は、第１伝熱ユニット３０と流体連通されてその下流に位置する。第２圧縮ステージ３２は第２伝熱ユニット３３とも流体連通され、その第２伝熱ユニット３３はガス貯蔵器３４と流体連通されている。第２伝熱ユニット３２は、２つの直列接続された熱エネルギー貯蔵ステージ３９、４０を有する。また、流体経路は、ガス貯蔵器３４と第２伝熱ユニット３３及び第２膨張ステージ３６とを直列に接続する。第２膨張ステージ３６は、第２伝熱ユニット３３と第１伝熱ユニット３１とに流体連通され、それらの間に位置する。このシステムは、第１伝熱ユニット３１と流体連通された第１膨張ステージ３５も備えている。
【００３０】
本システムは、ＨＴＵ−１とガス貯蔵器との間に直列に流体連通された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）、第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）、第３圧縮ステージ（Ｃ−３）、第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）を備えていてもよい。第２膨張ステージはＨＴＵ−２及びＨＴＵ−１と流体連通されていてもよく、第３膨張ステージはＨＴＵ−３及びＨＴＵ−２と流体連通されていてもよい。
【００３１】
上記システムのいくつかの実施例では、第１圧縮ステージ（Ｃ−１）が第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）のガス流入口と流体連通され、ガス貯蔵器（ＧＳＲ）がＨＴＵ−１のガス流出口と流体連通されている。各熱エネルギー貯蔵ステージはＰＣＭを含んでいてもよく、各熱エネルギー貯蔵ステージのＰＣＭは、ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＰＣＭの融点よりも低い融点を有していてもよい。
【００３２】
別の実施例では、上記システムは、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）とガス貯蔵器（ＧＳＲ）との間に流体連通されて順に配置された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）、第３圧縮ステージ（Ｃ−３）、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）を備えている。
【００３３】
本システムは３つの伝熱ユニットを備えていてもよい。ＨＴＵ−１、ＨＴＵ−２、ＨＴＵ−３は、それぞれ少なくとも２つのＰＣＭステージを有していてもよい。各ＰＣＭステージには、隣接する上流ＰＣＭステージのＰＣＭの融点よりも低い融点を有する相変化物質（ＰＣＭ）が含まれていてもよい。
【００３４】
本システムでは、各圧縮ステージには、約３〜１００の圧縮比でガスを圧縮する圧縮器が備えられている。いくつかの実施例では、圧縮比は、約３〜２０、約７〜１５、約１０〜１４であってもよい。いくつかの実施例では、圧縮比は、約３〜２０、約３〜１０、約４〜７であってもよい。通常、圧縮比は、約５〜５や約１２〜１４であればよい。本システムの最大総圧縮比は、約５０〜３００、より一般的には、約１００〜２５０であればよい。いくつかの実施例では、本システムは、２つ、３つ、又はそれ以上の圧縮ステージを有していてもよい。本システムは、通常、２つ又は３つの圧縮ステージを有している。いくつかの実施例では、２つ以上の圧縮ステージを有するシステムは、各圧縮ステージでそれぞれ圧縮比が異なっていてもよい。その他の実施例では、２つ以上の圧縮ステージを有するシステムは、各圧縮ステージで圧縮比がほぼ同じである。例えば、３つの圧縮ステージを有し、最大総圧縮比が約１００〜２００のシステムでは、各圧縮ステージでの圧縮比が約５〜６であればよい。また、２つの圧縮ステージを有し、最大総圧縮比が約１００〜２００のシステムでは、各圧縮ステージでの圧縮比が約１０〜１５であればよい。
【００３５】
一実施例では、本システムは、２つの圧縮ステージを含む。そのようなシステムでは、最大総圧縮比は約５０〜２５０であればよい。各圧縮ステージは、通常、約３〜２０、約５〜１５、より一般的には、約８〜１５又は１０〜１４の圧縮比を有する。各圧縮ステージがほぼ同じ圧縮比を有するようシステム設計を行うことが有利な場合もある。このような設計によって、一般に、伝熱ユニット（ＨＴＵ）に進入する圧縮ガスの最高温度が最も低いシステムを得ることができるからである。２つの圧縮ステージを有するシステムでは、それぞれ、２つのカスケード接続されたＰＣＭ熱エネルギー貯蔵ステージ（ＰＣＭステージ）を有する２つの伝熱ユニットが設けられてもよい。このようなシステムは、約８〜１５、より一般的には、約１０〜１４の圧縮比を有する少なくとも１つの圧縮ステージを有していてもよい。例えば、上記圧縮ステージの少なくとも１つが約８〜１５の圧縮比を有する場合、隣接する下流の伝熱ユニットには、２つの熱エネルギー貯蔵ステージ、すなわち、ＨＴＵのガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された上流ＴＥＳ及び下流ＴＥＳが含まれていればよい。上流ＴＥＳは、約４１０〜４６０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは、約３６０〜３９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。システムによっては、圧縮ステージと伝熱ユニットの両方がそのような特徴を有していてもよい。
【００３６】
一実施例では、本システムは、３つの圧縮ステージを含む。そのようなシステムでは、最大総圧縮比は約５０〜２５０であればよい。各圧縮ステージは、通常、約３〜２０、約３〜１０、より一般的には、約４〜７又は５〜６の圧縮比を有する。各圧縮ステージがほぼ同じ圧縮比を有するようシステム設計を行うことが有利な場合もある。このような設計によって、一般に、伝熱ユニット（ＨＴＵ）に進入する圧縮ガスの最高温度が最も低いシステムを得ることができるからである。３つの圧縮ステージを有するシステムでは、それぞれ、少なくとも２つのカスケード接続されたＰＣＭ熱エネルギー貯蔵ステージ（ＰＣＭステージ）を有する３つの伝熱ユニットが設けられてもよい。このようなシステムは、約３〜１０、より一般的には、約４〜７の圧縮比を有する少なくとも１つの圧縮ステージを有していてもよい。例えば、上記圧縮ステージの少なくとも１つが約３〜１０の圧縮比を有する場合、隣接する下流の伝熱ユニットには、２つの熱エネルギー貯蔵ステージ、すなわち、ＨＴＵのガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された上流ＴＥＳ及び下流ＴＥＳが含まれていればよい。上流ＴＥＳは、約３６０〜３９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは、約３３０〜３５０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。システムによっては、圧縮ステージと伝熱ユニットの両方がそのような特徴を有していてもよい。
【００３７】
別の実施例では、本システムは、２つの圧縮ステージを含む。そのようなシステムでは、最大総圧縮比は約５０〜２５０であればよい。各圧縮ステージは、通常、約３〜２０、約５〜１５、より一般的には、約８〜１５又は１０〜１４の圧縮比を有する。各圧縮ステージがほぼ同じ圧縮比を有するようシステム設計を行うことが有利な場合もある。このような設計によって、一般に、伝熱ユニット（ＨＴＵ）に進入する圧縮ガスの最高温度が最も低いシステムを得ることができるからである。２つの圧縮ステージを有するシステムでは、それぞれ、少なくとも３つのカスケード接続されたＰＣＭ熱エネルギー貯蔵ステージ（ＰＣＭステージ）を有する２つの伝熱ユニットが設けられてもよい。このようなシステムは、約８〜１５、より一般的には、約１０〜１４の圧縮比を有する少なくとも１つの圧縮ステージを有していてもよい。例えば、上記圧縮ステージの少なくとも１つが約８〜１５の圧縮比を有する場合、隣接する下流の伝熱ユニットには、３つの熱エネルギー貯蔵ステージ、すなわち、ＨＴＵのガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された上流ＴＥＳ、中間ＴＥＳ、下流ＴＥＳが含まれていればよい。上流ＴＥＳは、約４３０〜４９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、中間ＴＥＳは、約３９０〜４２０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは、約３４０〜３７０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。システムによっては、圧縮ステージと伝熱ユニットの両方がそのような特徴を有していてもよい。
【００３８】
一実施例では、本システムは、３つの圧縮ステージを含む。そのようなシステムでは、最大総圧縮比は約５０〜２５０であればよい。各圧縮ステージは、通常、約３〜２０、約３〜１０、より一般的には、約４〜７又は５〜６の圧縮比を有する。各圧縮ステージがほぼ同じ圧縮比を有するようシステム設計を行うことが有利な場合もある。このような設計によって、一般に、伝熱ユニット（ＨＴＵ）に進入する圧縮ガスの最高温度が最も低いシステムを得ることができるからである。３つの圧縮ステージを有するシステムでは、それぞれ、少なくとも３つのカスケード接続されたＰＣＭ熱エネルギー貯蔵ステージ（ＰＣＭステージ）を有する３つの伝熱ユニットが設けられてもよい。このようなシステムは、約３〜１０、より一般的には、約４〜７の圧縮比を有する少なくとも１つの圧縮ステージを有していてもよい。例えば、上記圧縮ステージの少なくとも１つが約３〜１０の圧縮比を有する場合、隣接する下流の伝熱ユニットには、３つの熱エネルギー貯蔵ステージ、すなわち、ＨＴＵのガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された上流ＴＥＳ、中間ＴＥＳ、下流ＴＥＳが含まれていればよい。上流ＴＥＳは、約３７５〜４１０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、中間ＴＥＳは、約３４５〜３７０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは、約３１０〜３４０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。システムによっては、圧縮ステージと伝熱ユニットの両方がそのような特徴を有していてもよい。
【００３９】
また、本システムは、膨張ステージも備えていてもよい。いくつかの実施例では、本システムは、２つ、３つ又はそれ以上の膨張ステージを備えていてもよい。各膨張ステージはガスを膨張させ、それによりピストンや油圧液を駆動して、システムから機械力として得られる動力を供給する。この機械力は、従来のモーター発電機により電力へ又はから変換されてもよい。多くの場合、膨張ステージには、圧縮ガスエネルギーを機械エネルギー及び／又は電気エネルギーに変換するガスタービンや他の１つ又は複数の装置が含まれていてもよい。いくつかの実施例では、第１膨張ステージが伝熱ユニットと流体連通されている。
【００４０】
いくつかの実施例では、本システムは、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通して配置された第１膨張ステージ（Ｔ−１）と、第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）との間に流体連通して配置された第２膨張ステージ（Ｔ−２）と、第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）と第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）との間に流体連通して配置された第３膨張ステージ（Ｔ−３）とを備えていてもよい。
【００４１】
一態様では、本システムには、（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、（ｂ）第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、（ｃ）第１熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵圧縮ガスを生成する工程とを備える圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法が含まれる。いくつかの実施例では、ＨＴＵ−１は、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有している。各ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）は、ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低い。上記第１圧縮ガスをＨＴＵ−１に通す工程（ｂ）は、第１圧縮ガスを少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含む。いくつかの実施例では、上記方法は、（ｄ）ＧＳＲから貯蔵ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱付加ガスを生成する工程と、（ｅ）第１膨張ステージ（Ｔ−１）を介して第１熱付加ガスを膨張させて第１膨張ガスを生成する工程も備えていてもよい。第１膨張ガスをＨＴＵ−１に通す工程は、工程（ｂ）で第１圧縮ガスを通す方向とは逆の方向に第１膨張ガスを少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含んでいてもよい。
【００４２】
また、本システムには、（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、（ｂ）第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、（ｃ）第２圧縮ステージ（Ｃ−２）を介して第１熱除去ガスを圧縮して第２圧縮ガスを生成する工程と、（ｄ）第２圧縮ガスを第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）に通して第２熱除去ガスを生成する工程と、（ｅ）第２熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵圧縮ガスを生成する工程とを備える圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法が含まれてもよい。いくつかの実施例では、各伝熱ユニットは、少なくとも相変化物質を含む少なくとも１つの熱エネルギー貯蔵ステージ（すなわち、ＰＣＭステージ）を有し、ＰＣＭは、ＰＣＭステージを通る流体管と熱的に接触している。
【００４３】
本システムの一態様では、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）の第１ガス流入口と流体連通された流出口を有する第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、ＨＴＵ−１の第１ガス流出口と流体連通された流入口と、ＨＴＵ−１の第２ガス流入口と流体連通された流出口とを有する第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、ＨＴＵ−１の第２ガス流出口と流体連通されたガス貯蔵器（ＧＳＲ）とを備えたシステムが提供される。一実施例では、ＨＴＵ−１の第１ガス流入口と第１ガス流出口は第１流体管によって接続され、ＨＴＵ−１の第２ガス流入口と第２ガス流出口は第２流体管によって接続されている。通常、伝熱ユニットは少なくとも１つのＰＣＭステージを有し、ＰＣＭは第１及び第２流体管と熱的に接触している。いくつかの実施例では、伝熱ユニットは少なくとも２つのＰＣＭステージを有していてもよく、各ＰＣＭステージには、隣接する上流ＰＣＭステージのＰＣＭの融点よりも低い融点を有する相変化物質（ＰＣＭ）が含まれていてもよい。
【００４４】
本システムの別の態様では、流体連通されて順に配置された第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、ガス貯蔵器（ＧＳＲ）とを備えた圧縮ガスエネルギー貯蔵システムが提供される。いくつかの実施例では、このシステムは、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通されて配置された第１膨張ステージ（Ｔ−１）と、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）及び第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と流体連通されて配置された第２膨張ステージ（Ｔ−２）とを備えていてもよい。
【００４５】
いくつかの実施例では、上記システムは、第１圧縮ステージの後に第１熱エネルギーユニットを有していてもよい。例えば、この熱エネルギーユニットは、２つ、３つ、又は４つの熱エネルギー貯蔵ステージ（図１参照）を有していてもよい。各熱エネルギー貯蔵ステージはＰＣＭを含んでいてもよい（すなわち、ＰＣＭステージ）。ＰＣＭステージの１つ又は複数のＰＣＭは等温的に動作するものとし、ステージを介してガスの加熱と冷却が等圧的に行われる。ガスは、圧縮後（例えば、融点が低下するＰＣＭを有する熱エネルギー貯蔵ステージを順次通ることにより）伝熱温度が低下する伝熱ユニットの熱エネルギー貯蔵ステージを通る。ガスが膨張前に逆方向に伝熱ユニットを通された場合、熱エネルギー貯蔵ステージでは伝熱温度が上昇する。圧縮中、ガスの温度が熱エネルギー貯蔵ステージの溶融温度よりも高い場合、ガスは伝熱ユニットしか通らない。そして、ガスは周囲温度でガス貯蔵器を出ていき、膨張前のステージに潜熱が残っている場合、伝熱ユニットしか通らない。
【００４６】
いくつかの実施例では、上記システムによれば、熱交換が徐々に行われることにより利点が得られる場合がある。これは、ガスを段階的に冷却／加熱することにより行われ、これによって、生じるエントロピー量が減少し、往復エクセルギー効率が向上する。また、熱エネルギー貯蔵ステージでＰＣＭを採用する場合、ステージでは他の顕熱蓄熱法よりもエネルギー密度が高くなるので、物質や量に対する貯蔵要件が低くなる。
【００４７】
本発明の範囲を限定することを意図するものではないが、以下の計算と考察は、本明細書に記載の圧縮ガスエネルギー貯蔵システムの設計に対する枠組みと理解を提供するものと考えられる。計算に理想的なガスと考えられる、圧縮膨張器を出ていくガスの温度Ｔ２は、可逆断熱過程に応じて圧縮と膨張を行うものとし、入力温度Ｔ１並びに入力圧力と出力圧力ｐ１、ｐ２の比率それぞれによって決まる。
【数１】
2018505377.tif 000003
【００４８】
ポリトロープ指数γの値は、圧縮では１．４５に、膨張では１．３６に固定する。表記を簡素化するため、圧力と周囲圧力ｐ０との比率をβとする。
【数２】
2018505377.tif 000004
【００４９】
時間に対する圧縮比の変化率ｔは、理想気体の法則から導くことができ、気体定数Ｒ、比熱容量ｃｖ、ガス貯蔵器の容量Ｖ、圧縮器／膨張器の出力Ｐなどのパラメータによって決まる。
【数３】
2018505377.tif 000005
【００５０】
すべての計算において、圧縮比は１から最大総圧縮比までさまざまである。最小圧縮比は実際のところ１よりもはるかに大きいが、この方法によれば最大総圧縮比を変化させても計算の一貫性を確保することができる。
【００５１】
ガス質量流量
【数４】
2018505377.tif 000006
は、圧縮膨張器から一定の出力を維持するために変化し、ガスの比内部エネルギーによって決まる。
【数５】
2018505377.tif 000007
【００５２】
周囲温度Ｔ０は、これらの計算を通して、２９３．１５Ｋであるものとする。システム効率は、膨張器に進入する全エクセルギーと圧縮器を出ていった全エクセルギーとの比率であると考える。エクセルギーは、システムが実行可能な有効仕事量である。エクセルギーは保存量ではなく、エントロピーが生じると破壊される。理想気体の比エクセルギーεは以下の式により求められる。
【数６】
2018505377.tif 000008
【００５３】
効率の計算では、個々の構成要素による効率損失（すなわち、圧縮器、膨張器、熱交換器などによるエネルギー損失）を想定していない。計算は、実際のシステム性能を予測しようとする際に実際の効率を利用するために調整されてもよい。伝熱ユニットを出ていくガスの温度Ｔｏｕｔは、熱エネルギー貯蔵ステージの溶融温度Ｔｍ、熱交換器効率ｅ、ステージに進入するガスの温度Ｔｉｎによって決まる。
【数７】
2018505377.tif 000009
【００５４】
熱交換プロセスは等圧的であるものとし、熱交換器効率は０．７であるものとする。ガスが失う又は得る熱はすべて熱エネルギー貯蔵ステージへ又はから移動するものとする。そのため、潜熱として熱エネルギー貯蔵ステージに貯蔵されたエンタルピーの変化率Ｈは以下の式により求められる。
【数８】
2018505377.tif 000010
【００５５】
ＰＣＭを含む熱エネルギー貯蔵ステージ（ここでは「ＰＣＭ熱エネルギー貯蔵ステージ」又は「ＰＣＭステージ」と称する）の最適溶融温度は、グリッド検索アルゴリズムにより異なるステージの溶融温度を繰り返しシミュレーションすることによって決まる。溶融温度はすべて固有であり、ＰＣＭ融点温度の低い方から順に並べられるものとした。すなわち、以下の通りである。
【数９】
2018505377.tif 000011
Ｔｍ，Ｎは最も遠い下流ＰＣＭの融点温度であり、Ｔｍ，１は上流ガス圧縮ステージの出力に接続されたガス流入口の最も近くに配置されたＰＣＭの融点温度である。
【００５６】
最高溶融温度Ｔｍ，ｍａｘと最低溶融温度Ｔｍ，ｍｉｎにはそれぞれ所定のものがあり、最適溶融温度の範囲から十分に離れることが見込まれるよう選択される。最適溶融温度が１つの境界の１グリッド間隔内にあることが分かった場合、より大きな境界を用いて計算を繰り返す。個々の溶融温度は、式（８）に示す制限に関連しつつ、グリッド検索においてそれぞれｄＴ１ずつ増加する。これにより以下の溶融温度で最適効率値が求められると、
【数１０】
2018505377.tif 000012
その結果を、以下に示すスペースで検索を行うことにより、さらに絞り込む。
【数１１】
2018505377.tif 000013
【００５７】
このスペースは、間隔ｄＴ２＜ｄＴ１により検索を行う。両方のスペースを検索するのに必要なシミュレーション量ｓは以下の通りである。
【数１２】
2018505377.tif 000014
【００５８】
【数１３】
2018505377.tif 000015
はｘ  ｃｈｏｏｓｅ  ｙ関数を表し、
【数１４】
2018505377.tif 000016
はｚの天井関数である。適切なＴｍａｘ及びＴｍｉｎを与えられ、分解能ｄＴ２によりスペースの検索に必要な最低シミュレーション数は、最適ｄＴ１値を決定する式１１を計算することにより求められる。上記ｃｈｏｏｓｅ関数や天井関数が微分可能ではないため、導関数により最小値を求める計算法は不可能である。後の結果に示す溶融温度における不確定要素は、最小グリッドサイズｄＴ２を表す。熱エネルギー貯蔵ステージ数が増えると、同じ間隔を維持するのに必要なシミュレーション数が指数関数的に増加する。また、Ｔｍａｘ−Ｔｍｉｎは、熱エネルギー貯蔵ステージ数と共に増加する必要がある。そのため、計算要求を軽減するには、ますます増加する熱エネルギー貯蔵ステージ数と共にｄＴ２を増加する。これにより、より多くの熱エネルギー貯蔵ステージにおける最適溶融温度の不確定要素を増やす効果が得られる。
【００５９】
圧縮ステージと膨張ステージの出力を等しくするためには、計算で圧縮比を全てのステージについて等しく設定する。計算において、ガスは周囲温度で全ての圧縮ステージに進入し、全ての膨張ステージを出ていくものとする。これらの条件は、本システムのさまざまな実施例で必ずしも満たされるわけではない。ステージごとの圧縮比の変化率は式（３）に従うものとする。圧縮ステージ数がＮであると仮定すると、各ステージの圧縮比αは以下の通りである。
【数１５】
2018505377.tif 000017
このように、最大総圧縮比は、すべての圧縮ステージによって得られた全体的な総圧縮である。例えば、３つの圧縮ステージα１、α２、α３を有するシステムは、α１×α２×α３の最大総圧縮比を有する。従って、圧縮比が６の３つの膨張ステージを有するシステムは、６×６×６（すなわち、２１６）の最大総膨張比を有することとなる。
【００６０】
複数の圧縮／膨張ステージを用いることで、熱エクセルギーよりも貯蔵が簡単な圧力としてのエクセルギーの割合が増加する。温度εＴ及び圧力εＰ要素（式（５）参照）としてのエクセルギーの相対量は、式１３及び式１４により算出できる。
【数１６】
2018505377.tif 000018
【数１７】
2018505377.tif 000019
【００６１】
式（１）により温度を求める場合、式（１３）及び式（１４）の全エクセルギーへの依存を図４に示す。圧縮比が２００では、エクセルギー要素はほぼ等しい。しかしながら、二段階圧縮を行う場合、各ステージは
【数１８】
2018505377.tif 000020
、すなわち、約１４（式１２参照）の圧縮比を有し、エクセルギーは約７０％が機械的（すなわち、圧力の形状）となり、約３０％のエクセルギーだけが熱エクセルギーの形状となる。
【００６２】
ＰＣＭステージを有する溶融温度が異なる熱エネルギー貯蔵ステージのシステム効率を求める場合、最大総圧縮比が８０のＰＣＭステージが１つの場合（図５（ａ））と２つの場合（図５（ｂ））について図５に示すように、効率の唯一の極大値が全体の最大であることがグリッド検索から一貫して分かる。二段ＰＣＭステージシステム（図５（ｂ））については、ＰＣＭステージ１の溶融温度が意図的にＰＣＭステージ２よりも常に低いため、図５（ｂ）の効率プロットの右下半分が実際には対角線に対して鏡映となる。この挙動は、より多くの熱エネルギー貯蔵ステージを有するシステムにも見られる。従って、このことから、溶融温度値を通知する計算や図面は、最高効率点の値とする。
【００６３】
いくつかの実施例では、熱エネルギー貯蔵ステージ数が増えると、往復エクセルギー効率が向上する。例えば、図６は、最大総圧縮比が８０でＰＣＭステージ数が１〜７の場合を示す。効率向上は顕著であり、１つのＰＣＭステージでは６０．６％の効率で、７つのＰＣＭステージでは８５．６％の効率まで上昇する。このデータは、０．９９９９のｒ２値を有する最大曲線への指数関数的増加に適したものである。この曲線は８９％の効率値で横ばい状態に達することが分かった。
【００６４】
いくつかの実施例では、熱エネルギー貯蔵ステージ数が増えると、効率が向上するだけでなく、熱エネルギー貯蔵ステージの溶融温度がカバーする温度範囲も拡大する。例えば、図７は、図６の効率が得られたＰＣＭステージがカバーする範囲が拡大した最適溶融温度を示す。図７（ａ）、７（ｂ）、７（ｃ）は、最大総圧縮比がそれぞれ１０、１５、８０でのＰＣＭステージの最適溶融温度を示す。エラーバーは、グリッド検索アルゴリズムで使用するｄＴ２ステップサイズを表している。ＰＣＭステージ数が増えると計算の複雑性も増すため、ｄＴ２ステップサイズはＰＣＭステージ数が増えると大きくなる。最大総圧縮比が８０で理想気体のポリトロープ指数が１．４５である可逆断熱圧縮の場合、温度は周囲温度の２９３．１５Ｋから１１４２Ｋへと上昇する。
【００６５】
溶融温度の範囲を拡大することにより、熱エクセルギーがより良く保存される。これは、ガスからの熱が同様の温度の熱エネルギー貯蔵ステージに伝わるので、その過程でエクセルギーがほとんど破壊されることがない。冷却過程に複数の熱エネルギー貯蔵ステージを設けることにより、ガス温度は意図的に等温温度よりほんの少し高い熱エネルギー貯蔵ステージに進入するので、エクセルギー損失を最小限に抑えつつ、エネルギー貯蔵へと熱の伝達を行うことができる。ガスは、最終ステージを出る際、大気温度に近く、その時点では熱エクセルギーはほとんど残っていない。このシステムは、温度範囲を完全にカバーすることができるため、無数の熱エネルギー貯蔵ステージを有する場合に完璧に効率的となる。
【００６６】
最大総圧縮比が８０の多段ＰＣＭステージシステムに必要な総熱エネルギー貯蔵量の依存度を図８に示す。ＰＣＭステージ数（図８（ａ））と効率（図８（ｂ））の両方についての結果を示す。ＰＣＭステージ数が増えると、熱エネルギー貯蔵量も増加し、３６００Ｊ／Ｗｈの値に近付くものと考えられる。従って、圧縮エネルギーの全ジュールには、熱エネルギー貯蔵のジュールが必要となる。前述のように、エネルギーはエクセルギーとは違って、完全に温度に依存する。図８（ｂ）にも示すように、効率は熱エネルギー貯蔵量に線形従属する。傾きが１．５３９Ｅ−４、０．９９６９のｒ２値を有するｙ切片が０．４０２４である図８（ｂ）に示す最良適合線で線形回帰が行われた。
【００６７】
図９に示すように、最大総圧縮比が増加すると、圧縮器を出ていくガスの最高温度が上昇し、一連のＰＣＭステージが全動作温度範囲をカバーするのがより難しくなり、最適な効率が低下してしまう。しかしながら、ＰＣＭステージ数が増えると、ＰＣＭステージによって算出した最適溶融温度の範囲をカバーすることが容易になり、効率が向上する。例えば、図１０は、それぞれ１つ、２つ、３つのＰＣＭステージを有するシステムを示し、ＰＣＭステージ数の増加とともに効率が向上することを示す。
【００６８】
このように、熱エネルギー貯蔵ステージ数が増えると、より広い温度範囲のカバーを可能にするさらなるステージの追加により効率が大幅に向上し、システムが直面する広い温度範囲をステージによってカバーすることができる（図７参照）。しかしながら、最大総圧縮比が増加すると、効率は最高温度の上昇とともに低下する。
【００６９】
いくつかの実施例では、システムは複数の圧縮／膨張ステージを有することが好ましい。これは、圧縮ステージを１つしか有していないシステムの方がむしろ高い熱エネルギー貯蔵ステージ温度が要求されるからである。例えば、図１１は、ＰＣＭステージが１つ（図１１（ａ）、ＰＣＭ熱エネルギー貯蔵ステージが２つ（図１１（ｂ））、ＰＣＭステージが３つ（図１１（ｃ））の単段圧縮ステージシステムの最適溶融温度を示す。隣接する伝熱ユニットの少なくとも１つのＰＣＭ熱エネルギー貯蔵ステージについては、圧縮比が５０の時だけ最適溶融温度が５００Ｋを上回る。従って、これらの要件に満たすのに費用がかかりそうな材料の選択は限られる場合がある。さらに、そのような高い温度条件を満たすことができる圧縮器、膨張器、伝熱ユニットの設計から技術的な問題が生じる場合もある。
【００７０】
単段圧縮ステージシステムに伴う問題のため、いくつかの実施例では、多段圧縮／膨張ステージシステムの利用が有利な場合がある。別の実施例では、さらなる圧縮ステージの導入によって効率が大幅に向上し、かつ、さらなる圧縮ステージの追加によって、熱エネルギー貯蔵ステージを通る温度を単段圧縮ステージによる方法よりもはるかに低くすることができることから、少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージを有する多段圧縮／膨張ステージシステムが最も好ましい場合もある。多段圧縮／膨張システムの熱エネルギー貯蔵ステージの効率向上と最適温度の低下を図１２〜図１６に示す。図１２は、１つ、２つ、３つの圧縮ステージと、各圧縮ステージの後に１つのＰＣＭステージを備える圧縮ステージシステムについて、効率（図１２（ａ））と最適溶融温度（図１２（ｂ））を示す。図１３は、２つの圧縮ステージと、各圧縮ステージの後に２つのＰＣＭステージを備える圧縮ステージシステムについて、効率（図１３（ａ））と最適溶融温度（図１３（ｂ））を示す。図１４は、２つの圧縮ステージと、各圧縮ステージの後に３つのＰＣＭステージを備える圧縮ステージシステムについて、効率（図１４（ａ））と最適溶融温度（図１４（ｂ））を示す。図１５は、３つの圧縮ステージと、各圧縮ステージの後に２つのＰＣＭステージを備える圧縮ステージシステムについて、効率（図１５（ａ））と最適溶融温度（図１５（ｂ））を示す。図１６は、３つの圧縮ステージと、各圧縮ステージの後に３つのＰＣＭステージを備える圧縮ステージシステムについて、効率（図１６（ａ））と最適溶融温度（図１６（ｂ））を示す。図１２〜図１６から分かるように、さらなる圧縮ステージの導入により、大幅な効率向上が見られる。また、さらなる圧縮ステージの追加によって、ＰＣＭステージを通る圧縮ガスの温度を単段圧縮ステージによる方法よりも低くすることができる。
【００７１】
このように最適溶融温度、とりわけ、２つ又は３つの圧縮ステージを有するシステムについて得られた最適溶融温度を低下させることは、使用し得る材料の種類の要件を劇的に変えるため、重要である。具体的には、３つの圧縮ステージと２つ又は３つの熱エネルギー貯蔵ステージを有するシステムについては、熱エネルギー貯蔵ステージの最適温度が≦４００Ｋ（すなわち、〜１２７℃）の範囲であるため、使用可能な材料の種類がはるかに多い。
具体例
【００７２】
本明細書では、直列に流体連通された第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、圧縮貯蔵器とを備えた圧縮ガスエネルギー貯蔵システムが提供される。ＨＴＵ−１は、少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有する。各ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）は、ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低い。このシステムは、ＨＴＵ−１と流体連通された第１膨張ステージ（Ｔ−１）をさらに備えていてもよい。第１膨張ステージにはガスタービンが含まれていてもよい。
【００７３】
上記システムのＴＥＳには、ＴＥＳを通る流体管と熱的に接触した相変化物質（ＰＣＭ）が含まれていてもよく、この流体管は、ＨＴＵ−１のガス流入口及びガス流出口と流体連通されていてもよい。
【００７４】
上記システムは、通常、ＨＴＵ−１とガス貯蔵器との間に直列に流体連通された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）を備えていてもよい。このＨＴＵ−２は、第２圧縮ステージとガス貯蔵器との間に位置していてもよい。また、このシステムには、ＨＴＵ−２及びＨＴＵ−１と流体連通された第２膨張ステージも備えられていてもよい。
【００７５】
いくつかの実施例では、ＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は同一の伝熱ユニットであってもよい。他の実施例では、ＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は異なる伝熱ユニットであってもよい。
【００７６】
上記システムは、ＨＴＵ−１とガス貯蔵器との間に直列に流体連通された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）、第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）、第３圧縮ステージ（Ｃ−３）、第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）を備えていてもよい。第２膨張ステージはＨＴＵ−２及びＨＴＵ−１と流体連通されていてもよく、第３膨張ステージはＨＴＵ−３及びＨＴＵ−２と流体連通されていてもよい。
【００７７】
多くの場合、第１圧縮ステージ（Ｃ−１）が第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）のガス流入口と流体連通され、ガス貯蔵器（ＧＳＲ）がＨＴＵ−１のガス流出口と流体連通されている。各熱エネルギー貯蔵ステージはＰＣＭを含んでいてもよく、熱エネルギー貯蔵ステージの各ＰＣＭは、ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＰＣＭの融点よりも低い融点を有していてもよい。
【００７８】
いくつかの実施例では、上記システムは、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）とガス貯蔵器（ＧＳＲ）との間に流体連通されて順に配置された第２圧縮ステージ（Ｃ−２）、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）、第３圧縮ステージ（Ｃ−３）、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）を備えている。ＨＴＵ−１、ＨＴＵ−２、ＨＴＵ−３は、それぞれ少なくとも２つのＰＣＭステージを有していてもよい。各ＰＣＭステージには、隣接する上流ＰＣＭステージのＰＣＭの融点よりも低い融点を有する相変化物質（ＰＣＭ）が少なくとも１つ含まれていればよい。場合によっては、このシステムは、第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）とガス貯蔵器との間に流体連通されて配置された顕熱伝熱ユニットを備えていてもよい。
【００７９】
また、上記システムは、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通して配置された第１膨張ステージ（Ｔ−１）と、第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）との間に流体連通して配置された第２膨張ステージ（Ｔ−２）と、第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）と第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）との間に流体連通して配置された第３膨張ステージ（Ｔ−３）とを備えていてもよい。
【００８０】
いくつかの実施例では、上記システムは、少なくとも２つの圧縮ステージと、少なくとも２つのＨＴＵを備えていてもよい。各ＨＴＵは、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳと下流ＴＥＳからなる少なくとも２つのＴＥＳを有している。このシステムの最大総圧縮比は約５０〜約２５０であればよい。各圧縮ステージの圧縮比は、約３〜２０、約５〜１５、より一般的には、約８〜１５又は１０〜１４であればよい。いくつかの実施例では、第１圧縮ステージの圧縮比は約８〜１５であればよく、上流ＴＥＳは約４１０〜４６０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは約３６０〜３９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。
【００８１】
いくつかの実施例では、上記システムは、少なくとも３つの圧縮ステージと、少なくとも３つのＨＴＵを備えていてもよい。各ＨＴＵは、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳと下流ＴＥＳからなる少なくとも２つのＴＥＳを有している。このシステムの最大総圧縮比は約５０〜約２５０であればよい。各圧縮ステージの圧縮比は、約３〜２０、約３〜１０、より一般的には、約４〜７又は５〜６であればよい。いくつかの実施例では、第１圧縮ステージの圧縮比は約４〜７であればよく、上流ＴＥＳは約３６０〜３９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは約３３０〜３５０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。
【００８２】
いくつかの実施例では、上記システムは、少なくとも２つの圧縮ステージと、少なくとも２つのＨＴＵを備えていてもよい。各ＨＴＵは、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳと下流ＴＥＳからなる少なくとも２つのＴＥＳを有している。このシステムの最大総圧縮比は約５０〜約２５０であればよい。各圧縮ステージの圧縮比は、約３〜２０、約５〜１５、より一般的には、約８〜１５又は１０〜１４であればよい。いくつかの実施例では、第１圧縮ステージの圧縮比は約８〜１５であればよく、上流ＴＥＳは約４３０〜４９０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、中間ＴＥＳは約３９０〜４２０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは約３４０〜３７０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。
【００８３】
いくつかの実施例では、上記システムは、少なくとも３つの圧縮ステージと、少なくとも３つのＨＴＵを備えていてもよい。各ＨＴＵは、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口の間に直列に流体連通された上流ＴＥＳと下流ＴＥＳからなる少なくとも３つのＴＥＳを有している。このシステムの最大総圧縮比は約５０〜約２５０であればよい。各圧縮ステージの圧縮比は、約３〜２０、約３〜１０、より一般的には、約４〜７又は５〜６であればよい。いくつかの実施例では、第１圧縮ステージの圧縮比は約４〜７であればよく、上流ＴＥＳは約３７５〜４１０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、中間ＴＥＳは約３４５〜３７０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよく、下流ＴＥＳは約３１０〜３４０Ｋの融点を有するＰＣＭを含んでいればよい。
【００８４】
第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）の第１ガス流入口と流体連通された流出口を有する第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、ＨＴＵ−１の第１ガス流出口と流体連通された流入口と、ＨＴＵ−１の第２ガス流入口と流体連通された流出口とを有する第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、ＨＴＵ−１の第２ガス流出口と流体連通されたガス貯蔵器（ＧＳＲ）とを備えたシステムが提供される。ＨＴＵ−１の第１ガス流入口と第１ガス流出口は第１流体管によって接続され、ＨＴＵ−１の第２ガス流入口と第２ガス流出口は第２流体管によって接続されていてもよい。
【００８５】
いくつかの実施例では、上記伝熱ユニットは、相変化物質を含む少なくとも１つの熱エネルギー貯蔵ステージ（すなわち、ＰＣＭステージ）を有している。ＰＣＭは、第１流体管及び第２流体管と熱的に接触していてもよい。この伝熱ユニットは少なくとも２つのＰＣＭステージを有していてもよく、各ＰＣＭステージには、隣接する上流ＰＣＭステージのＰＣＭの融点よりも低い融点を有する相変化物質（ＰＣＭ）が含まれていてもよい。
【００８６】
本明細書では、流体連通されて順に配置された第１圧縮ステージ（Ｃ−１）と、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と、第２圧縮ステージ（Ｃ−２）と、少なくとも１つのＰＣＭステージを有する第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と、ガス貯蔵器（ＧＳＲ）とを備えた圧縮ガスエネルギー貯蔵システムが提供される。いくつかの実施例では、このシステムは、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）と流体連通されて配置された第１膨張ステージ（Ｔ−１）と、第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）及び第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）と流体連通されて配置された第２膨張ステージ（Ｔ−２）とを備えていてもよい。
【００８７】
また、本明細書では、（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、（ｂ）第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、（ｃ）第１熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵ガスを生成する工程とを備える圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法が提供される。ＨＴＵ−１は、ＨＴＵ−１のガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有していてもよい。各ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）は、ＨＴＵ−１内の隣接する上流ＴＥＳのＴＥＴＴよりも低くてもよい。いくつかの実施例では、上記第１圧縮ガスをＨＴＵ−１に通す工程（ｂ）は、第１圧縮ガスを少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含む。上記第１熱除去ガスをＧＳＲに移動する工程（ｃ）は、第２圧縮ステージ（Ｃ−２）を介して第１熱除去ガスを圧縮して第２圧縮ガスを生成する工程と、第２圧縮ガスを第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）に通して、ＧＳＲに移動させる第２熱除去ガスを生成する工程を含んでいてもよい。
【００８８】
また、上記方法は、（ｄ）ＧＳＲから貯蔵ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱付加ガスを生成する工程と、（ｅ）第１膨張ステージ（Ｔ−１）を介して第１熱付加ガスを膨張させて第１膨張ガスを生成する工程も備えていてもよい。いくつかの実施例では、第１膨張ガスをＨＴＵ−１に通す工程は、工程（ｂ）で第１圧縮ガスを通す方向とは逆の方向に第１膨張ガスを少なくとも２つのＴＥＳに順次通す工程を含んでいてもよい。いくつかの実施例では、第１膨張ステージにはガスタービンが含まれていてもよい。
【００８９】
上記方法のいくつかの実施例では、ＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は同一の伝熱ユニットである。他の実施例では、ＨＴＵ−１とＨＴＵ−２は異なる伝熱ユニットである。ＨＴＵ−２は、ＨＴＵ−２のガス流入口とガス流出口との間に直列に流体連通された少なくとも２つの熱エネルギー貯蔵ステージ（ＴＥＳ）を有していてもよい。ＨＴＵ−２の各ＴＥＳは、ＨＴＵ−２内の隣接する上流ＴＥＳの熱エネルギー移動温度（ＴＥＴＴ）より低いＴＥＴＴを有していてもよい。いくつかの実施例では、上記ＴＥＳの少なくとも１つには、ＴＥＳを通る流体管と熱的に接触した相変化物質（ＰＣＭ）が含まれている（ＰＣＭ−ＴＥＳ）。この流体管は、ＰＣＭ−ＴＥＳを含む伝熱ユニットのガス流入口及びガス流出口と流体連通されていてもよい。
【００９０】
また、上記方法は、ＧＳＲに貯蔵されたガスをＨＴＵ−１に通す前に、貯蔵ガスをＨＴＵ−２に通して第２膨張ガスを生成する工程と、第２膨張ステージ（Ｔ−２）を介して第２熱膨張ガスを膨張させて、ＨＴＵ−１に移動させる第２膨張ガスを生成する工程とをさらに備えていてもよい。上記移動する工程（ｃ）は、第３圧縮ステージ（Ｃ−３）を介して第２熱除去ガスを圧縮して第３圧縮ガスを生成する工程と、この第３圧縮ガスを第３伝熱ユニット（ＨＴＵ−３）に通して、ＧＳＲに移動させる第３熱除去ガスを生成する工程とをさらに含んでいてもよい。いくつかの実施例では、この方法は、貯蔵ガスをＨＴＵ−２に通す前に、貯蔵ガスをＨＴＵ−３に通して第３膨張ガスを生成する工程と、第３膨張ステージ（Ｔ−３）を介して第３膨張ガスを膨張させて、ＨＴＵ−２に移動させる第３膨張ガスを生成する工程とをさらに備えていてもよい。ＨＴＵ−３は、１つ又は複数の顕熱蓄熱ユニットを含んでいてもよい１つ又は複数のＴＥＳを有していてもよい。
【００９１】
本明細書で提供される一実施例は、（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、（ｂ）第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、（ｃ）第２圧縮ステージ（Ｃ−２）を介して第１熱除去ガスを圧縮して第２圧縮ガスを生成する工程と、（ｄ）第２圧縮ガスを第２伝熱ユニット（ＨＴＵ−２）に通して第２熱除去ガスを生成する工程と、（ｅ）第２熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵ガスを生成する工程とを備える圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法である。各伝熱ユニットは、少なくとも１つのＰＣＭステージを有していてもよく、ＰＣＭは伝熱ユニットを通る流体管と熱的に接触している。
【００９２】
本システムの他の実施例は、（ａ）第１圧縮ステージ（Ｃ−１）を介してガスを圧縮して第１圧縮ガスを生成する工程と、（ｂ）第１圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第１熱除去ガスを生成する工程と、（ｃ）第２圧縮ステージ（Ｃ−２）を介して第１熱除去ガスを圧縮して第２圧縮ガスを生成する工程と、（ｄ）第２圧縮ガスを第１伝熱ユニット（ＨＴＵ−１）に通して第２熱除去ガスを生成する工程と、（ｅ）第２熱除去ガスをガス貯蔵器（ＧＳＲ）に移動させて貯蔵ガスを生成する工程とを備える圧縮ガスエネルギーの貯蔵方法を含む。
【００９３】
特定の実施例を説明し記述したが、以下の特許請求の範囲に定義されるより広い態様における技術から逸脱することなく、当技術における通常の技能に従い、その中において変更および修正することが可能であることを理解されたい。
【００９４】
本明細書において例示的に記載した実施形態は、本明細書に具体的に開示されていないいかなる要素（単数または複数）、限定（単数または複数）なしに適切に実施することができる。したがって、たとえば用語「含む」（「ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ」、「ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ」、「ｃｏｎｔａｉｎｉｎｇ」等）は、拡張的にかつ限定なく読むべきである。さらに、本明細書において使用した用語および表現は限定の用語ではなく説明の用語として使用しており、そのような用語および表現の使用において、提示し記述した特徴またはその部分のいかなる等価物をも除外する意図はなく、特許を請求する技術の範囲内において種々の改変が可能であることが認識される。さらに、「基本的に〜からなる」という語句は、具体的に列挙した要素ならびに特許を請求する技術の基礎的および新規な特徴に実質的に影響しない追加的な要素を含むものと理解されよう。「〜からなる」という語句は、特定されていないいかなる要素も除外する。
【００９５】
本明細書に使用されるように、「約」は、当業者によって理解され、それが使われる文脈によってある程度変化する。使用される文脈に与えられる用語の使用が、当業者にとって明瞭ではない場合、「約」は、特定の用語の最大プラス／マイナス１０％を意味する。
【００９６】
要素を説明する文脈（特に、次に示す特許請求の範囲の文脈）に使用する、「ａ」、「ａｎ」、「ｔｈｅ」という表現、および同様の指示物は、本明細書に別段の指示がない限り、または文脈で明らかに矛盾しない限り、単数と複数の両方を網羅するように解釈される。本明細書における値の範囲の記述は、単に、範囲に含まれるそれぞれの個別の値について別々に言及する簡便な方法として有用であるように意図されるにすぎない。別段の指示がない限り、本明細書において別々に記述されるかの如く、それぞれの個別の値は、本明細書に組み込まれる。本明細書に別段の指示がない限り、または文脈で明らかに矛盾しない限り、本明細書に記載する方法はすべて、任意の適切な順序で行うことができる。本明細書に提供されるすべての例、または例示的な用語（例えば、「ｓｕｃｈ  ａｓ」）の使用は、単に、本開示をよく説明するように意図されるにすぎず、特に明記しない限り特許請求の範囲を限定するものではない。本明細書中の用語は、特許請求の範囲に記載されていない不可欠な構成要素を示すものと解釈すべきではない。
【００９７】
さらに、本開示の特徴または態様がマーカッシュグループに関して記述される場合には、したがって本開示もマーカッシュグループの任意の個別の構成要素または構成要素のサブグループに関して記載されていることを、当業者は認識するであろう。
【００９８】
当業者には理解されるように、任意のかつ全ての目的のため、特に書面による明細書の提供に関して、本明細書に開示した全ての範囲は、任意のかつ全ての可能な小範囲およびその小範囲の組み合わせをも包含する。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【国際調査報告】
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