Die Erfindung bezieht sich auf eine Pumpanfahr-Hilfsanlage zum Anfahren einer grossen Speicherpumpe und ein Verfahren zum Betrieb dieser Hilfsanlage.
Bei der elektrischen Energieversorgung eines Verbrauchernetzes sind Pumpspeicher-Kraftwerke ein Mittel der Netzlastregulierung. Mit dem Einsatz von Speicherpumpen grosser Blockleistungen wirken sich die bekannten steilen Laststösse beim Inbetriebsetzen der Pumpen mit ihren für die Netzfrequenzstabilität unzulässig hohen Belastungsspitzen des Netzlastgradienten unerwünscht aus, weil diese in der Leistungsaufnahmedimension grösser und im Lastgradienten steiler sind als das Leistungsausgleichsvermögen der rotierenden Leistung thermischer Kraftwerke mit deren träge reagierenden Leistungsdeckungsregulierung.
Dieses Lastdeckungs-Missverhältnis bewirkt Netzfrequenz Änderungen, welche die als zulässig angesehenen Abweichungen von plus/minus einer halben Periode von der Sollfrequenz überschreiten. Um solche unerwünschten Störfaktoren, bewirkt durch den Betrieb solcher Speicherpumpen im Versorgungsnetz, auf die Netzfrequenzstabilität fernzuhalten, muss die Last-Charakteristik beim Pumpanfahrvorgang derart ver ändert werden, dass diese innerhalb des Lastdeckungsvermögens des Versorgungsnetzes bzw. unmittelbar deckungsgleich im Lastgradienten bleibt.
Aufgabe der Erfindung ist es, zur Gewährleistung der Qualität der Netzfrequenzstabilität, das bisherige Verfahren des Pumpanfahrens und Pumpbetriebes zur Netzlastregulierung derart zu ändern, dass Speicherpumpen innerhalb der Netzlastdeckung frequenzstabil ausgefahren werden können.
Eine diesem Zweck entsprechende Anlage nach der Erfindung ist in beiliegender Zeichnung beispielsweise schematisch vereinfacht dargestellt und das Verfahren hierzu nachfolgend beschrieben, wie mit der dargestellten Hilfsanlage dieser Betriebszweck erreicht wird.
Fig. 1 zeigt die zu diesem Netzlastregulierverfahren gehörenden Energieumwandler und Arbeitsmittelfluss-Schema des hydraulischen Systemes in der konventionellen Prozessanordnung der Pumpspeicher-Kraftwerkanlage,
Fig. 2 zeigt die Anordnung einer erfindungsgemässen Anlage.
In der Darstellung sind die einzelnen Prozesskomponenten der Energiewandleranlage nur für eine Pumpengruppen Einheit dargestellt. Sinngemäss können in der gleichen Anlage mehrere Speicherpumpengruppen mit zugehörigen Komponenten dieses Prozesses vorhanden sein.
In Fig. 1 und 2 stellt Lu den unteren und Lo den oberen Lageenergiespeicher des hydraulischen Arbeitsmittelumwälzsystemes dar. Mit 1 ist die Zulaufleitung zur Speicherpumpe P mit zulaufseitigem Abschlussorgan 2 bezeichnet. M stellt den Antriebsmotor der Pumpe dar, der die elektrische- oder thermische-Primärenergie in mechanische zum Antrieb der Pumpe P umwandelt. Mit 3 bezeichnet ist die hydraulische Arbeitsmittel-Förderleitung von der Pumpe P zum Druckschacht S, welcher zum Lage-Oberspeicher Lo führt. Zwischen Pumpe P und Druckschacht S ist das förderseitig angeordnete Abschlussorgan 4 dargestellt.
Im konventionell bekannten Betriebsverfahren der Anordnung nach Fig. I zur Netzlastregelung eines elektr. Versorgungsnetzes wird die zum Antrieb der Pumpe P im Motor notwendige Primärenergie aus dem elektr. Versorgungsnetz bezogen und dadurch das Netz belastet. Dabei unbefriedigend gelöst ist die beim Inbetriebsetzen der Pumpe P hohe elektr.
Leistungsaufnahme beim Anfahren aus dem Stillstand, beim Fluten der Pumpe P beim Anfahren mit entwässertem Pumpenrad und beim Entlüften auf volle Förderleistung. In allen diesen Prozessphasen entstehen wesentlich erhöhte, sehr steile Belastungsspitzen im Lastgradienten auf das energiespeisende Versorgungsnetz, die als Störfaktoren übertragen wirken. Mit der der bedeutenden Zunahme der Pumpen-Blockleistungsgrösse entsprechend höheren Lastspitzen, die vom träge reagierenden thermischen Energieversorgungs-Kraftwerksystem mit dessen rotierenden Leistung nicht mehr unmittelbar, im Lastgradienten deckungsgleich ausreguliert werden können, wirken sich auf die Qualität der Netzfrequenzstabilität aus.
Um solche vom Pumpbetrieb kommende, unerwünschte, die Netzfrequenzstabilität beeinträchtigenden, unzulässig hohen Störfaktoren vom Versorgungsnetz fernzuhalten, zeigt Fig. 2 eine Pumpanfahr-Hilfsanlage, die ermöglicht, diese vorerwähnten Lastspitzen beim Inbetriebsetzen der Speicherpumpen auf der elektrischen energiespeisenden Netzseite in flach ansteigende Netzbelastungsgradienten umzuwandeln, derart, dass sie entsprechend dem Regulierleistungsdeckungsvermögen des energiespeisenden Netzes und innerhalb der zulässigen Sollfrequenzabweichung ausgefahren werden können.
Verfahrensgemäss wird die Inbetriebsetzung der Pumpe P in der Anlage nach Fig. 2 mit Hilfe der hydraulischen Turbine T als Anwurfturbine bei noch geschlossenem Schieber 2 + 4 und offenem Schieber 6 am Bypass 5 zuerst auf die Nenndrehzahl des Motors M hochgefahren und erst dann der elektr. Motor M an das elektr. energiespeisende Netz geschaltet, bzw. dieses belastet. Durch Fluten der Pumpe P durch Öffnen von Schieber 2 und der Drosselklappen des Leitapparates der Pumpe P fördert diese, anfänglich ohne Gegendruck, jedoch mit Zulaufdruck der Lagerdifferenz zwischen Lagespeicher Lu und Pumpe P über den offenen Bypass 5 in die an diesen angeschlossene Arbeitsmittel-Pufferkammer W, die im Windkessel angeordnet ist. Die im Windkessel W eingeschlossene Luft (Gas) wird nun durch das einströmende hydr.
Arbeitsmittelvolumen aus der Pumpe P verdrängt und dadurch zunehmend verdichtet.
Im Grade der Verdichtung entsteht ein ansteigender Gegendruck auf das Arbeitsmittel und kommunizierend dazu auf den Förderdruck bzw. Arbeitslast der Pumpe P bewirkt.
Bei Erreichen des Gegendruck-Gleichgewichtes vor und hinter dem Schieber 4 wird dieser selbsttätig durch den Steuerdruck in der Steuerleitung 7 des im Dom D gepressten Gases bzw. Luft bzw. bei der Variantenanordnung der Steuerleitung 7a an das hydraulische kommunizierende System zwischen Leitung 5/31W hydraulisch geöffnet, wodurch der Förderweg von Pumpe P über Druckschacht S zum Lageoberspeicher Lo frei wird. Damit ist der, durch das vorhandene Puffervolumen in W zeitlich begrenzte Anlaufvorgang mit dessen Lastanstiegs-Charakteristik beendet.
Durch das Schöpfvolumen der Pumpe P und die Pufferraumkapazität im Windkessel W ist der entsprechende Zeit Gegendruck- und Lastanstiegsablauf vorgegeben festgelegt.
Dieses Programm kann durch Rückbehalt von Speicherwasser V im Pufferraum W mittels Schütze 1 im verfügbaren Puffer raumvolumen in W vorangepasst werden und damit an den gewünschten Zeitablauf des Pumpanfahrvorganges.
Zwecks kurzzeitiger Streckung des Druckstiges während dem Anlaufvorgang besteht auch die Möglichkeit einer Teil Nachregulierung durch Abblasen lassen einer Teilmenge der im Windkessel W eingeschlossenen Luft aus dem Dom D mittels Schieber 13 nach 13a.
Das Lenzen des Wassers (hydr. Arbeitsmittel) aus der Pufferkammer W nach erfolgtem Anlaufvorgang zum Wiederherstellen der Bereitschaft für einen neuen Pumpen-Inbetriebsetzvorgang, z. B. einer weiteren Pumpe P am Bypass 5, erfolgt mittels Räumleitung- und Rohrschieber 8a in die Zulaufleitung 1 mittels Gravitations-Abfluss und/oder ergänzt durch den Räum-Expansionsdruck der noch im Windkessel W befindlichen Druckluft bzw. Gas.
Um einen Teil der darin vorhandenen Energie nutzbar zurückzugewinnen, kann dieses Presswasser als Zulaufdruck über Schieber 8 in den Ansaugstutzen der Pumpe P vor dem Pumpenrad mittels Düsenkranz eingespritzt und wieder verwertet werden.
Der Voreinstau-Rückhaltespeicher V hinter der Schütze 10 ist zweckmässig so anzuordnen, dass auch der Bypass 5 bis zum Schieber 6 gelenzt werden kann. Damit kann bewirkt werden, dass für den folgenden Pumpenanlaufvorgang nur eine minimale Gegendruck-Wassersäule auf der Pumpenförderseite beim Pumpen-Start lastet.
Als Windkessel-Pufferspeicherkammer W ist ein gewöhnlicher Felsstollen nutzbar geeignet. An dessen Gas- und Wasserdichtigkeit, Raumform oder Wandauskleidung werden keine hohe, künstlich zu verwirklichende Anforderungen gestellt. Kleine Leckwasser- oder Luft-Verluste während dem kurzen Anlaufvorgang beeinträchtigen den Zweck des Verfahrens praktisch nicht.
Die Raumdimensionierung der Pufferkammer ist dank der einfachen Pufferraum-Volumennachregulierung mit Hilfe des Speichervolumens V durch Schütze 10 einfach projektierbar und an verschiedene Pumpen-Grössen anpassbar gemacht.
Dadurch die Verwendung der gleichen Pufferraum-Anlage W für den Inbetriebsetzungsvorgang verschieden grosser Pumpen P am Bypass 5 angeschlossen durchführbar gemacht.
Für das Verfahren zweckmässig ist die Anordnung der Pufferkammer W nächst oberhalb der Pumpe P in der Lageebene des unteren Lagespeichers Lu. Dadurch wird auch die Lenzräumung mittels Gravitation sichergestellt. Bei der zumeist Kavernenanordnung der Pumpspeicherwerk-Zentralen ist auch diese räumliche Anlageanordnung leicht zu verwirklichen.
Weil Speicherpumpen praktisch und energiewirtschaftlich bei gebundener Drehzahl nicht mit Teillast gefahren werden können, ist der Einsatz der Pumpspeicherung nur in den verfügbaren Blockleistungen der Pumpen P einsetzbar, d. h. wenn hierfür eine genügend hohe Leistungsreserve des diese Pumpe speisenden Netzes verfügbar ist.
Dadurch geht der Pumpzeit die verfügbare Blocksprung Teilleistung verloren, welche genutzt werden könnte, wenn dieses technische Hindernis nicht wäre. Mit der Anordnung nach Fig. 2 kann auch eine verfügbare Teilleistung aus dem Netz, die kleiner als die Pumpen-Blockleistung ist, noch in den Lastreguliernutzen genommen werden, sofern die noch fehlende Netzleistungs-Differenz nicht grösser ist als die Leistungspotenz der hydraulischen Anwurfturbine T. Dann ist der Pumpenspeicherbetrieb schon aufnehmbar, indem während dieser Übergangszeit die noch fehlende Lastdeckung der Pumpe P durch die hydr. Turbine T direkt mechanisch ergänzt wird, solange sie nicht aus dem elektr. Versorgungsnetz entnommen werden kann.
Dasselbe ist auch über die hydroelektrisch erzeugte Eigenproduktion mittels der Maschinengruppen TG auszufahren möglich, die sonst nur für den Engpassleistungs-Regulierbetrieb für das Versorgungsnetz arbeiten. Diese zwar energiewirtschaftlich unökonomische Betriebsmöglichkeit wird jedoch aufgewogen durch das dadurch angebotene elastische Anpassungsvermögen und die Sicherheit des Pumpbetriebes auch in Grenzfällen des Pumpbetriebseinsatzes ohne Betriebsrisiko.
Wird diese Methode der anlage-eigenen Teillastdeckung der benötigten Pumpenergie zugleich mit der Pumpanfahr Methode und Anlage der Pufferkammer W gekoppelt, kann auch die damit verbundene zeitliche Begrenzung des Verfahrens sowie Charakteristik des Anfahrvorganges beliebig verzögert ausgefahren werden, z. B. indem während dem Pumpanlaufvorgang eine Teilmenge des Pumpfördervolumens als hydraulischer Energiefluss über den Bypass 5, 11, 12, TG, 15 wieder in den Pumpenzulauf 1 oder auch nur über die Anwurfturbine T im Kreislauf zirkuliert. Die fehlende Differenzlast deckung der Pumpe P aus M wird sowohl hydr. und mecha nisch aus dem hydr. Energiefluss der Pumpe P über die Tur bine T oder elektrisch über Generator G und Motor M im
Energiefluss-Kreislauf ergänzt, solange bis der volle Lastüber gang auf das elektr. Versorgungsnetz durchführbar ist. Event.
notwendige zusätzliche Primärenergie wird aus der stets potent vorhandenen hydr-Lageenergie Lo zugeschossen. Die Lastdif ferenzdeckungsregulierung wird in dieser Verfahrensphase durch den hydr. Pumpen- und Turbinen-Leitapparat ausge steuert. War der Pumpenanfahr-Vorgang noch nicht vollendet bis zum Teil- oder Voll-Förderbetrieb, und wird dieser Kreis laufbetrieb über T oder TG geschlossen, dann steigt im Bypass
5 und Pufferkammer W der Pumpengegendruck auf Förder druck-Gleichgewicht in S an. Dadurch wird wie im normalen
Anfahrvorgang beschrieben, der volle Förderbetrieb eingelei tet.
Im umgekehrten Vorgang des Abfahrens des Pumpbetrie bes ist damit analog des beschriebenen Verfahrens umgekehrt ein ebenso flaches Ausfahren dieses Lastwechsels gegenüber dem elektr. Versorgungsnetz durchführbar gemacht. Anstelle des bisherigen steilen Lastabwurfs beim Abschalten des Pump betriebes, wäre auch das eine wesentliche Betriebsverbesse rung durch dieses Netzlastreguliermittel.
Bei Anordnung des Generators G auf der gleichen
Antriebswelle der Anwurfturbine T der Pumpe P nach Fig. 2 werden weitere Verfahrensmöglichkeiten durchführbar und dabei der Anlagenutzen der hydr. Anwurfturbine T erhöht, indem diese im hydro-elektrischen Engpassleistungsbetrieb als
Antriebsmaschine des Generators G dient. In dieser Betriebs phase wird die Maschinengruppe GT mittels der Antriebswel lenkupplung K von der Pumpenantriebswelle P und Motor M getrennt. Wenn Antriebsmotor M anstelle, anstelle eines elektr. Motors eine thermische, z. B. eine Dampfturbine ist, somit die Pumpenenergie aus thermischer Primärenergie über diese bezieht, wird im Engpassleistungsbetrieb nur die Pumpe
P abgekoppelt. In diese, verbleibenden Dreimaschinensatz
MTG wird der thermische Motor mit Blockleistung gefahren und der hydr.
Turbine T das Ausfahren des variablen Regu lierleistungsbedarfes im zu speisenden elektr.-Versorgungsnetz zugewiesen. Der Generator G ist zur Energieumwandlung der
Leistungspotenz von M plus T ausgelegt.
Soll wieder auf Pumpspeicherbetrieb gewechselt werden, wird die hydr. Turbine T von der Maschinengruppe MG abge koppelt und T wieder an die noch im Stillstand stehende
Pumpe P als Anwurfturbine gekoppelt, von dieser auf die
Nenndrehzahl des therm.-Motors M hochgefahren um wieder auf die gemeinsame Antriebswelle MGTP gekoppelt werden zu können. Nach dem Inbetriebsetzungsvorgang der Pumpe P auf Pumpförderung kann die Turbine T wieder abgekoppelt werden. Ebenfalls auch Generator G, sofern nicht Leistungs überschuss aus therm. Motor M, der in der Pumpe P nicht verarbeitet wird in G mitverarbeitet in elektr. Energie umge wandelt in das Versorgungsnetz eingespiesen wird. Solche produktiv verfügbareLeistungsdifferenzenentstehen durch die unterschiedlichen Förderhöhen aus der Lagedifferenz der
Speicherbeckenfüllung in Lo und Lu.
Wird der Generator G vom Maschinensatz abgekoppelt und daher MP Drehzahl unabhängig, kann diese Leistungsdifferenz auch durch entspr.
Drehzahländerung und Förderleistung ausgeglichen werden.
Mit der Anlageanordnung des Drei- bzw. Viermaschinensat zes PMTG mit entspr. Kuppelmöglichkeit, dem Bypass 5 und der Windkessel-Pufferkammer W mit den zugehörigen Verfah rensvarianten des An- und Abfahrens der Pumpe P, des Teil last- und Pumpbetriebes, wird durch relativ geringen Anlage aufwand dieses Mittel der Netzlastregulierung verbessert und die bisher von diesem kommenden Störfaktoren unerwünsch ter Grösse auf die Netzfrequenzstabilität fernzuhalten ermög licht. Damit können Blockleistungsgrössen von Speicherpum pen im elektrischen Versorgungsnetz betrieben werden, die bisher wegen ihrer Rückwirkungen auf die Qualität der Netzfrequenzstabilität beim An- und Abfahren der Speicherpumpen nicht anwendbar waren.
Im Pumpbetrieb ist die elastische Pufferwirkung des Windkessels W gegenüber hydraulischen Schlägen auf das hydraulische Leitungssystem, diehesonders in den An- und Abfahrphasen auftreten, ebenfalls ein Mittel um deren nachteilige Wirkung zu dämpfen.
The invention relates to an auxiliary pump start-up system for starting up a large storage pump and a method for operating this auxiliary system.
When supplying electrical energy to a consumer network, pumped storage power plants are a means of regulating network loads. With the use of storage pumps with large block capacities, the known steep load surges when the pumps are started up with their inadmissibly high load peaks of the network load gradient for the network frequency stability have an undesirable effect, because they are greater in the power consumption dimension and steeper in the load gradient than the power compensation capacity of the rotating power of thermal power plants their sluggishly reacting benefit coverage regulation.
This disproportionate load coverage causes changes in the network frequency which exceed the permissible deviations of plus / minus half a period from the target frequency. In order to keep such undesired disruptive factors, caused by the operation of such storage pumps in the supply network, away from the network frequency stability, the load characteristic must be changed during the pump start-up process in such a way that it remains within the load coverage capacity of the supply network or directly congruent in the load gradient.
The object of the invention is to ensure the quality of the network frequency stability, to change the previous method of pumping start-up and pumping operation for network load regulation in such a way that storage pumps can be deployed in a frequency-stable manner within the network load coverage.
A system according to the invention corresponding to this purpose is shown, for example, in a schematically simplified manner in the accompanying drawing, and the method for this purpose is described below as to how this operational purpose is achieved with the auxiliary system shown.
1 shows the energy converter and working medium flow diagram of the hydraulic system belonging to this network load regulation method in the conventional process arrangement of the pumped storage power plant,
Fig. 2 shows the arrangement of a system according to the invention.
In the illustration, the individual process components of the energy converter system are only shown for one pump group unit. Correspondingly, several storage pump groups with associated components of this process can be present in the same system.
In FIGS. 1 and 2, Lu represents the lower and Lo the upper layer of energy storage of the hydraulic working medium circulation system. The inlet line to the storage pump P with the inlet-side closing element 2 is denoted by 1. M represents the drive motor of the pump, which converts the electrical or thermal primary energy into mechanical energy to drive the pump P. Designated with 3 is the hydraulic working medium delivery line from the pump P to the pressure shaft S, which leads to the upper storage tank Lo. The closing element 4 arranged on the delivery side is shown between the pump P and the pressure shaft S.
In the conventionally known operating method of the arrangement according to FIG. Supply network, the primary energy required to drive the pump P in the motor is obtained from the electr. Supply network related and thereby burdened the network. This unsatisfactory solution is the high electrical when starting the pump P.
Power consumption when starting from standstill, when flooding pump P when starting up with a drained pump wheel and when venting to full delivery rate. In all of these process phases, significantly increased, very steep load peaks occur in the load gradient on the energy-feeding supply network, which act as disruptive factors. With the significant increase in the pump block output size correspondingly higher load peaks, which can no longer be directly and congruently regulated in the load gradient by the sluggishly reacting thermal energy supply power plant system with its rotating output, affect the quality of the grid frequency stability.
In order to keep such undesired, inadmissibly high disturbance factors, which come from the pumping operation and impair the network frequency stability, away from the supply network, Fig. 2 shows an auxiliary pump start-up system which enables these aforementioned load peaks to be converted into gently increasing network load gradients when the storage pumps are started up on the electrical energy-feeding network side that they can be deployed in accordance with the regulating capacity coverage of the energy-feeding network and within the permissible target frequency deviation.
According to the procedure, the start-up of the pump P in the system according to FIG. 2 with the aid of the hydraulic turbine T as a throwing turbine with the slide 2 + 4 and the slide 6 still open on the bypass 5 is first ramped up to the nominal speed of the motor M and only then the electric. Motor M to the electr. energy supply network switched or loaded. By flooding the pump P by opening slide 2 and the throttle valve of the diffuser of the pump P, it delivers, initially without counter pressure, but with the inlet pressure of the bearing difference between the storage tank Lu and pump P via the open bypass 5 into the working medium buffer chamber W connected to it which is arranged in the air chamber. The air (gas) trapped in the air vessel W is now released by the incoming hydr.
Displaced working fluid volume from the pump P and thereby increasingly compressed.
In the degree of compression, an increasing counterpressure is created on the working medium and, communicating with this, it causes the delivery pressure or workload of the pump P.
When the counterpressure equilibrium in front of and behind the slide 4 is reached, it is automatically hydraulic through the control pressure in the control line 7 of the gas or air pressed in the dome D or, in the variant arrangement, the control line 7a to the hydraulic communicating system between line 5 / 31W opened, which frees the delivery path from pump P via pressure shaft S to upper storage tank Lo. This ends the start-up process with its load increase characteristic, which is limited in time by the existing buffer volume in W.
The corresponding time for the counterpressure and load increase sequence is predetermined by the suction volume of the pump P and the buffer space capacity in the air vessel W.
This program can be adjusted in advance by retaining storage water V in the buffer space W by means of contactors 1 in the available buffer space volume in W and thus to the desired timing of the pump start-up process.
For the purpose of brief stretching of the pressure pipe during the start-up process, there is also the possibility of a partial readjustment by letting some of the air enclosed in the air chamber W be blown out of the dome D by means of slide 13 according to 13a.
The draining of the water (hydr. Working fluid) from the buffer chamber W after the start-up process has been completed to restore readiness for a new pump start-up process, e.g. B. a further pump P at the bypass 5, takes place by means of clearing line and pipe slide 8a in the inlet line 1 by means of gravitational drainage and / or supplemented by the clearing expansion pressure of the compressed air or gas still in the air chamber W.
In order to recover some of the energy present in it, this press water can be injected as inlet pressure via slide 8 into the suction port of the pump P in front of the pump wheel by means of a nozzle ring and recycled.
The pre-flood retention reservoir V behind the gate 10 should be arranged in such a way that the bypass 5 can also be drained to the slide 6. This means that for the following pump start-up process, only a minimal counterpressure column of water is applied to the pump delivery side when the pump is started.
An ordinary rock tunnel is suitable for use as the air tank buffer storage chamber W. No high, artificially realizable requirements are placed on its gas and water tightness, room shape or wall lining. Small leakage water or air losses during the brief start-up process practically do not affect the purpose of the method.
The room dimensioning of the buffer chamber is easy to configure thanks to the simple buffer room volume readjustment with the aid of the storage volume V by contactors 10 and can be adapted to different pump sizes.
This makes it possible to use the same buffer space system W for the start-up process of pumps P of different sizes connected to the bypass 5.
The arrangement of the buffer chamber W next above the pump P in the plane of the lower storage tank Lu is expedient for the method. This also ensures drainage by means of gravity. With the mostly cavern arrangement of the pumped storage plant centers, this spatial arrangement is also easy to implement.
Because storage pumps can practically and economically not be run at a bound speed with partial load, the use of pump storage can only be used in the available block capacities of pumps P, i.e. H. if a sufficiently high power reserve is available from the network feeding this pump.
As a result, the pumping time loses the available block jump partial power, which could be used if this technical obstacle were not there. With the arrangement according to FIG. 2, an available partial power from the network that is smaller than the pump block power can still be taken into the load regulation benefit, provided that the still missing network power difference is not greater than the power potential of the hydraulic start-up turbine T. Then the pump storage operation can already be taken up by the fact that the still missing load coverage of the pump P by the hydr. Turbine T is mechanically supplemented directly as long as it does not come from the electr. Supply network can be taken.
The same is also possible via the hydroelectrically generated in-house production by means of the TG machine groups, which otherwise only work for the bottleneck capacity regulating operation for the supply network. This possibility of operation, which is uneconomical from an energy point of view, is offset by the elastic adaptability it offers and the safety of the pumping operation, even in borderline cases of pumping operations without operating risk.
If this method of the system's own partial load coverage of the required pump energy is coupled with the pump start-up method and the system of the buffer chamber W, the associated time limit of the process and the characteristics of the start-up process can be extended with any delay, e.g. B. by circulating a subset of the pump delivery volume as hydraulic energy flow via the bypass 5, 11, 12, TG, 15 back into the pump inlet 1 or only via the launch turbine T in the circuit during the pump start-up process. The missing differential load coverage of the pump P from M is both hydr. and mechanically from the hydr. Energy flow of the pump P via the turbine T or electrically via the generator G and motor M im
Energy flow cycle supplemented until the full load transfer to the electr. Supply network is feasible. Event.
necessary additional primary energy is added from the always potent hydr-positional energy Lo. The Lastdif ferenzdeckungsregulierung is in this process phase by the hydr. Pump and turbine diffuser controls. If the pump start-up process was not yet completed up to partial or full delivery operation, and if this circuit operation is closed via T or TG, then the bypass increases
5 and buffer chamber W the pump back pressure to the delivery pressure equilibrium in S. This will be like normal
Start-up process described, full conveyor operation initiated.
In the reverse process of shutting down the Pumpbetrie bes, analogous to the method described, an equally flat extension of this load change compared to the electr. Supply network made feasible. Instead of the previous steep load shedding when switching off the pumping operation, this would also be a significant operational improvement through this network load regulator.
When arranging the generator G on the same
Drive shaft of the launch turbine T of the pump P according to FIG. 2, further process options can be carried out and the system benefits of the hydr. Starting turbine T increased by this in the hydro-electric bottleneck power operation as
Drive machine of the generator G is used. In this operating phase the machine group GT is separated from the pump drive shaft P and motor M by means of the drive shaft coupling K. If drive motor M instead, instead of an electr. Motor a thermal, z. B. is a steam turbine, thus drawing the pump energy from thermal primary energy via this, only the pump is used in bottleneck power operation
P disconnected. In this, remaining three-machine set
MTG, the thermal motor is driven with block power and the hydr.
Turbine T is assigned to extend the variable regulating power requirement in the electrical supply network to be fed. The generator G is used to convert energy
Performance potential designed by M plus T.
If you want to switch back to pump storage operation, the hydr. Turbine T decoupled from the machine group MG and T again to the one that is still at a standstill
Pump P coupled as a launch turbine, from this to the
The nominal speed of the thermal motor M is increased in order to be able to be coupled again to the common drive shaft MGTP. After the start-up process of the pump P to pump delivery, the turbine T can be decoupled again. Also generator G, provided there is no power surplus from thermal motor M, which is not processed in pump P, processed in G in electr. Energy is converted and fed into the supply network. Such productively available differences in performance arise from the difference in the location of the
Storage basin filling in Lo and Lu.
If the generator G is decoupled from the machine set and is therefore independent of MP speed, this power difference can also be caused by
Speed change and delivery rate are balanced.
With the system arrangement of the three- or four-machine set PMTG with corresponding coupling option, the bypass 5 and the air tank buffer chamber W with the associated procedural variants of starting and stopping the pump P, the partial load and pumping operation, is due to relatively low Plant expenditure on this means of network load regulation improved and the previously undesirable size disturbance factors coming from this on the network frequency stability could be kept away. This allows block power sizes of Speicherpum pen to be operated in the electrical supply network, which were previously not applicable because of their repercussions on the quality of the network frequency stability when starting and stopping the storage pumps.
In the pumping mode, the elastic buffer effect of the air vessel W against hydraulic shocks on the hydraulic line system, which particularly occur in the start-up and shutdown phases, is also a means of dampening their adverse effect.