CH696980A5

CH696980A5 - Method for starting power station installation in deactivated electricity network, involves forming connection between generator of pressure store-relaxation turbine and start device of gas turbine group

Info

Publication number: CH696980A5
Application number: CH02207/03A
Authority: CH
Inventors: Dr Rolf Althaus
Original assignee: Alstom Technology Ltd
Priority date: 2003-12-22
Filing date: 2003-12-22
Publication date: 2008-02-29

Abstract

A method for starting a power station installation in a deactivated electrical network, in which the power station comprises a pressurized air store (201) and a pressure store-relaxation turbine (203) and a gas turbo group (1). The procedure comprises opening a storage fluid mass flow adjustment element (7) and taking a storage fluid mass flow out of the pressurized air store. The storage fluid mass flow is then relaxed in the pressure store-relaxation turbine by generating a shaft output and then driving the generator (204) with the generated shaft output and generating a first electrical output. A connection is formed between the generator (204) and pressure store-relaxation turbine and a start device (22) of the gas turbine group. The gas turbo group is then started with the electrical power generated by the generator of the pressure store-relaxation turbine. An electrical connection is then made between the power station installation and the electricity network. An independent claim is also included for a power station installation.

Description

Technisches Gebiet Technical area

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren gemäss dem Oberbegriff des Anspruchs 1. Sie betrifft weiterhin eine hierzu besonders geeignete Kraftwerksanlage. The present invention relates to a method according to the preamble of claim 1. It further relates to a particularly suitable power plant for this purpose.

Stand der Technik State of the art

Luftspeicherkraftwerke sind aus dem Stand der Technik wohlbekannt. Beim Betrieb von Luftspeicherkraftwerken wird Luft im Allgemeinen über mehrere Kompressorstufen mit Zwischenkühlung verdichtet und entfeuchtet, und die Druckluft wird in einem geeigneten Speicher, beispielsweise in einer unterirdischen Kaverne, zwischengespeichert. Die gespeicherte Druckluft kann im Bedarfsfalle aus dem Speicher entnommen und unter der Abgabe von Wellenleistung in einer Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine entspannt werden. Zur besseren Ausnutzung des gespeicherten Volumens ist es weiterhin eine übliche Massnahme, die Luft vorgängig der Entspannung und/oder während der Entspannung zu erwärmen, was meist indirekt mittels Wärmeübertragern erfolgt. Damit kann eine Rauchgasbeaufschlagung der Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine vermieden werden, und die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine kann einfacher und billiger gebaut werden; eine interne Feuerung ist aber selbstverständlich durchaus im Bereich des Möglichen. Air storage power plants are well known in the art. In the operation of air storage power plants, air is generally compressed and dehumidified through multiple compressor stages with intercooling, and the compressed air is stored in suitable storage, for example in an underground cavern. The stored compressed air can be removed from the storage in case of need and relaxed under the output of shaft power in a pressure storage fluid expansion turbine. For better utilization of the stored volume, it is still a common measure to heat the air before the relaxation and / or during relaxation, which is usually done indirectly by means of heat exchangers. Thus, a Rauchgasbeaufschlagung the Druckspeicherfluid-expansion turbine can be avoided, and the Druckspeicherfluid-expansion turbine can be built easier and cheaper; Of course, internal combustion is quite possible.

Aufgrund der vergleichsweise niedrigen Ausgangstemperatur der Druckluft eignen sich Luftspeicheranlagen mit Heissluftturbinen und Erwärmung durch externe Quellen über Wärmeübertrager ganz besonders zur Nutzung von bei niedrigen Temperaturen anfallender Wärme. Due to the comparatively low starting temperature of the compressed air, air storage systems with hot air turbines and heating by external sources via heat exchangers are particularly suitable for the use of heat generated at low temperatures.

Aus der US 5 537 822 ist eine derartige Anlage bekanntgeworden, bei der zur Erwärmung des Speicherfluides die Abgaswärme einer Gasturbogruppe herangezogen wird. Such a system has become known from US Pat. No. 5,537,822, in which the exhaust heat of a gas turbine group is used for heating the storage fluid.

Aus betriebtechnischer und auch wirtschaftlicher Sicht ist die Fähigkeit, eine Kraftwerksanlage auch in einem vollkommen stromlosen Elektrizitätsnetz anzufahren, hochinteressant. Häufig werden daher aufwändige Schwarzstartvorrichtungen, wie grosse Batterien und/oder eigene Schwarzstartdieselaggregate, angeordnet, welche aber einen hohen Investitionsaufwand erfordern. From an operational and economic point of view, the ability to run a power plant even in a completely de-energized electricity grid is very interesting. Frequently, therefore, elaborate black start devices, such as large batteries and / or own black start diesel engines, arranged, but which require a high investment cost.

Darstellung der Erfindung Presentation of the invention

Hier will die Erfindung Abhilfe schaffen. Der in den Ansprüchen gekennzeichneten Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren der eingangs genannten Art anzugeben, welches die Nachteile des Standes der Technik zu vermeiden vermag. The invention aims to remedy this situation. The invention characterized in the claims has for its object to provide a method of the type mentioned, which is able to avoid the disadvantages of the prior art.

Erfindungsgemäss wird diese Aufgabe unter Verwendung der Gesamtheit der Merkmale des Anspruchs 1 gelöst. Besonders geeignete Kraftwerksanlagen sind in den Vorrichtungsansprüchen beschrieben. According to the invention, this object is achieved by using the entirety of the features of claim 1. Particularly suitable power plants are described in the device claims.

Kern der Erfindung ist es also, die im Druckfluidspeicher gespeicherte Energie zum Starten der Kraftwerksanlage zu nutzen, ohne externe Hilfsenergie heranziehen zu müssen. Mit Hilfe des gespeicherten Fluides wird zunächst die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine angefahren und damit ein Generator angetrieben. Die so erzeugte elektrische Leistung wird nachfolgend zum Anfahren der Gasturbogruppe verwendet, bevor die gesamte Kraftwerksanlage auf das energielose Elektrizitätsnetz aufgeschaltet wird. The core of the invention is therefore to use the stored energy in the pressure fluid storage to start the power plant without having to use external auxiliary power. With the help of the stored fluid, the pressure storage fluid expansion turbine is first approached and thus a generator is driven. The electric power thus generated is subsequently used to start the gas turbine group before the entire power plant is switched to the energy-free electricity grid.

Hierzu wird zunächst ein Absperr- und/oder Drosselorgan, über welches der Massenstrom des Speicherfluides einstellbar ist, geöffnet. Damit wird die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine angefahren und deren Drehzahl so erhöht, dass die vom angetriebenen Generator erzeugbare Leistung zum Anfahren der Gasturbogruppe genügt. Sodann kann der Generator der Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine elektrisch auf eine Startvorrichtung der Gasturbogruppe aufgeschaltet werden. Die von der Druckspeicheranlage erzeugte elektrische Energie wird also genutzt, um die Gasturbogruppe anzufahren, indem zum Beispiel deren Generator elektromotorisch betrieben wird, um die Drehzahl der Gasturbogruppe auf ein zum Zünden erforderliches Niveau zu beschleunigen. Danach benötigt die Gasturbogruppe eine tendenziell niedrigere elektrische Beschleunigungsleistung und ist noch unterhalb der Nenndrehzahl in der Lage, ohne elektrische Starthilfe auf Nenndrehzahl zu beschleunigen und in den Generatorbetrieb zu wechseln. Auf diese Weise kann eine Kraftwerksanlage, welche eine Gasturbogruppe und eine Druckspeicheranlage umfasst, in einem stromlosen Elektrizitätsnetz ohne äussere Energiezufuhr und ohne kapitalintensive Nebenaggregate wie Starterbatterien mit hoher Kapazität oder grosse Schwarzstartdiesel angefahren werden. Die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine kann, da sie nur mit moderaten Temperaturen beaufschlagt wird, sehr schnell belastet werden und ist sehr schnell in der Lage, Energie in ein Elektrizitätsnetz abzugeben. Bei dem beschriebenen Startverfahren wird die Druckspeicheranlage daher mit einem höchstmöglichen Leistungsgradienten belastet und kann daher im Extremfall bereits ihre volle Leistung ins Netz abgeben, bevor die Gasturbogruppe überhaupt auf einer geeigneten netzsynchronen Drehzahl ist. Die Drehzahl, bei welcher der erste Generator auf das Netz aufgeschaltet wird, soll dabei in guter Näherung mit der Nennfrequenz des Netzes übereinstimmen. For this purpose, a shut-off and / or throttle member, via which the mass flow of the storage fluid is adjustable, first opens. Thus, the pressure storage fluid expansion turbine is started and their speed is increased so that the power generated by the driven generator is sufficient to start the gas turbine engine. Then, the generator of Druckspeicherfluid-expansion turbine can be electrically switched to a starting device of the gas turbine group. The electrical energy generated by the pressure accumulator system is thus used to start the gas turbine group, for example, by their generator is operated by an electric motor to accelerate the speed of the gas turbine engine to a required level for ignition. Thereafter, the gas turbo group tends to lower electric acceleration performance and is still below the rated speed in a position to accelerate without electric jump start to rated speed and to switch to generator mode. In this way, a power plant, which includes a gas turbine group and a pressure accumulator, are approached in a de-energized electricity grid without external power and without capital-intensive ancillaries such as high-capacity starter batteries or large black start diesel. The Druckspeicherfluid-expansion turbine, since it is acted upon only at moderate temperatures, be charged very quickly and is very quickly able to deliver energy into an electricity grid. In the starting method described, the pressure accumulator system is therefore burdened with a maximum possible power gradient and therefore can in extreme cases already deliver their full power into the network before the gas turbine group is at all on a suitable network synchronous speed. The speed at which the first generator is switched to the network should, to a good approximation, coincide with the nominal frequency of the network.

Zur Bereitstellung einer notfallmässigen Stromversorgung genügt es, Speicherfluid aus dem Speichervolumen ohne weitere Erhitzung, also vollkommen ohne den Betrieb der vorgeschalteten Gasturbogruppe, zur Druckspeicherfluid-Expansionsturbine zu leiten. Bereits die Entspannung eines kalten Speicherfluidmassenstroms kann genutzt werden, um eine begrenzte elektrische Leistung zur Verfügung zu stellen. Dies wird bei dem erfindungsgemässen Verfahren zum Anfahren der Kraftwerksanlage in einem energielosen Elektrizitätsnetz genutzt. To provide an emergency power supply, it is sufficient to direct storage fluid from the storage volume without further heating, so completely without the operation of the upstream gas turbine engine to the pressure accumulator fluid expansion turbine. Already the relaxation of a cold storage fluid mass flow can be used to provide a limited electrical power available. This is used in the inventive method for starting the power plant in an energy-free electricity grid.

Wie einleitend beschrieben, weist eine Kraftwerksanlage eine Gasturbogruppe auf, einen Druckfluidspeicher, eine Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine sowie einen Wärmeübertragungsapparat, über welchen vorgängig der Entspannung des Speicherfluides Abgaswärme der Gasturbogruppe auf das Speicherfluid übertragen wird. Damit wird das über die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine zur Verfügung stehende massenspezifische Enthalpiegefälle erhöht, und mit einer bestimmten Druckspeicherenergie kann mehr elektrische Energie erzeugt werden. Mit anderen Worten reicht das gespeicherte Fluid einfach länger. Dabei wird in vorteilhafter Weise Abwärme der Gasturbogruppe genutzt, derart, dass kein spezifischer zusätzlicher Primärenergiebedarf entsteht. As described in the introduction, has a power plant on a gas turbine group, a pressure fluid reservoir, a pressure storage fluid expansion turbine and a heat transfer apparatus, via which previously the relaxation of the storage fluid exhaust gas heat of the gas turbine group is transferred to the storage fluid. This increases the mass-specific enthalpy gradient available via the pressure storage fluid expansion turbine, and with a certain pressure storage energy, more electrical energy can be generated. In other words, the stored fluid simply lasts longer. In this case, waste heat of the gas turbine group is used in an advantageous manner, such that no specific additional primary energy requirement arises.

Diese im Normalbetrieb vorteilhafte Anordnung kann aber im Notfallbetrieb und beim Schwarzstart Schwierigkeiten bereiten, wenn aufgrund einer Havarie der Wärmeübertragungsapparat beschädigt ist. However, this arrangement, which is advantageous in normal operation, can cause difficulties in emergency operation and in black start if the heat transfer apparatus is damaged due to an accident.

Die notfallmässige Elektrizitätsproduktion und die Schwarzstartfähigkeit kann daher besonders zuverlässig sichergestellt werden, wenn die Kraftwerksanlage im Strömungsweg des Druckspeichermediums eine Nebenschlussleitung aufweist, die es erlaubt, Speicherfluid unter Umgehung des Wärmeübertragungsapparates vom Speichervolumen zur Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine zu leiten. Dies spart gegebenenfalls die Druckverluste des Wärmeübertragungsapparates; andererseits kann die Entspannungsfunktion auch dann genutzt werden, wenn ein Schaden des Wärmeübertragungsapparates vorliegt. The emergency power production and the black start capability can therefore be ensured particularly reliable if the power plant in the flow path of the pressure storage medium has a shunt line, which allows to direct storage fluid, bypassing the heat transfer apparatus from the storage volume to Druckspeicherfluid-expansion turbine. This optionally saves the pressure losses of the heat transfer apparatus; On the other hand, the relaxation function can be used even if there is damage to the heat transfer apparatus.

In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung ist im Strömungsweg des Speicherfluides eine Wärmezuführeinrichtung angeordnet. Diese kann stromab des Wärmeübertragungsapparates und stromauf der Entspannungsturbine angeordnet sein, stromauf des Wärmeübertragungsapparates oder in der Nebenschlussleitung. Die erstgenannte Ausführungsform hat den Vorteil, dass die Speicherfluid-Wärmezuführeinrichtung auch im nominellen Betrieb der Kraftwerksanlage nutzbar ist, um die Eintrittstemperatur der Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine über den in dem Wärmeübertragungsapparat erzielbaren Wert anzuheben. Damit kann zum Beispiel die Eintrittstemperatur der Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine optimiert werden. Nachteilig an dieser Anordnung ist der permanente zusätzliche Druckverlust durch die Speicherfluid-Wärmezuführeinrichtung. In dieser Hinsicht hat die Anordnung der Speicherfluid-Wärmezuführeinrichtung in einer Nebenschlussleitung, mit der der Wärmeübertragungsapparat umgehbar ist, Vorteile, weil diese bedarfsweise in den Strömungsweg des Speicherfluides einbringbar ist und im Normalbetrieb nicht von Speicherfluid durchströmt wird. Die Speicherfluid-Wärmezuführeinrichtung kann als unmittelbar in den Strömungsweg integrierte Feuerungseinrichtung ausgeführt sein oder als Wärmetauscher mit einer äusseren Feuerung. Die erste Bauart hat den Vorteil, billiger zu sein und im Allgemeinen mit geringeren Druckverlusten behaftet zu sein als ein im Strömungsweg angeordneter Wärmetauscher einer externen Feuerung. Eine externe Feuerung hat demgegenüber den Vorteil, dass das Speicherfluid nicht mit Rauchgaskomponenten kontaminiert wird. Dies hat dann erhebliche Vorteile, wenn beispielsweise eine handelsübliche Dampfturbine als Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine Anwendung findet, welche nicht für die Beaufschlagung mit aggressiven heissen Rauchgasen vorgesehen ist. In a further embodiment of the invention, a heat supply device is arranged in the flow path of the storage fluid. This may be located downstream of the heat transfer apparatus and upstream of the expansion turbine, upstream of the heat transfer apparatus or in the shunt line. The former embodiment has the advantage that the storage fluid heat supply device can also be used in the nominal operation of the power plant to increase the inlet temperature of the pressure storage fluid expansion turbine over the value achievable in the heat transfer apparatus. Thus, for example, the inlet temperature of the pressure storage fluid expansion turbine can be optimized. A disadvantage of this arrangement is the permanent additional pressure loss through the storage fluid heat supply. In this regard, the arrangement of the storage fluid heat supply in a bypass line, with which the heat transfer apparatus is bypassable, has advantages because it is required in the flow path of the storage fluid can be introduced and is not flowed through in normal operation of storage fluid. The storage fluid heat supply device can be embodied as a firing device integrated directly into the flow path or as a heat exchanger with an external firing. The first type has the advantage of being cheaper and generally associated with lower pressure drops than a heat exchanger of an external furnace arranged in the flow path. An external firing has the advantage that the storage fluid is not contaminated with flue gas components. This has considerable advantages if, for example, a commercial steam turbine is used as Druckspeicherfluid-expansion turbine application, which is not intended for the application of aggressive hot flue gases.

Auf der anderen Seite ist es im Rahmen einer notfallmässigen Elektrizitätsversorgung durchaus auch sinnvoll, die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine mit Rauchgasen zu beaufschlagen und somit eine signifikante Lebensdauerverkürzung oder gar eine irreversible Beschädigung billigend in Kauf zu nehmen, um wenigstens eine temporäre Mindest-Elektrizitätsversorgung sicherzustellen. Im Sinne der reinen Vorhaltung einer Notstromerzeugungskapazität oder Schwarzstartfähigkeit bei geringen Investitionskosten ist es auch eine vorteilhafte Option, eine nicht oder nur begrenzt rauchgasbeständige Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine mit einer Vorrichtung zur direkten Feuerung des Speicherfluids zu kombinieren und dabei eine eventuelle drastische Lebensdauerverkürzung der Entspannungsturbine in Kauf zu nehmen. On the other hand, in the context of an emergency electricity supply, it also makes sense to apply flue gases to the pressure storage fluid expansion turbine and thus accept a significant shortening of the service life or even an irreversible damage in order to ensure at least a temporary minimum electricity supply. In terms of pure provision of an emergency power generation capacity or black start capability with low investment costs, it is also an advantageous option to combine a no or limited smoke gas pressure accumulator fluid expansion turbine with a device for direct firing of the storage fluid and thereby take a possible drastic reduction in service life of the expansion turbine in purchasing ,

Kurze Beschreibung der Zeichnung Short description of the drawing

Die Erfindung wird nachfolgend anhand von in der Zeichnung illustrierten Ausführungsbeispielen näher erläutert. <tb>Die Fig. 1 bis 4<sep>zeigen unterschiedliche Ausgestaltungen von Kraftwerksanlagen, die nach dem Verfahren der vorliegenden Erfindung angefahren werden. The invention will be explained in more detail with reference to embodiments illustrated in the drawings. FIGS. 1 to 4 show different embodiments of power plants that are approached by the method of the present invention.

Für das Verständnis der Erfindung nicht unmittelbar notwendige Elemente sind weggelassen. Die Ausführungsbeispiele sind rein instruktiv zu verstehen und sollen nicht zu einer Einschränkung der in den Ansprüchen gekennzeichneten Erfindung herangezogen werden. For the understanding of the invention not directly necessary elements are omitted. The embodiments are to be understood purely instructive and should not be used to limit the invention characterized in the claims.

Weg zur Ausführung der Erfindung Way to carry out the invention

Das erfindungsgemässe Schwarzstartverfahren wird anhand der in Fig. 1 dargestellten Kraftwerksanlage erläutert. Die Kraftwerksanlage umfasst eine Gasturbogruppe 1, eine Druckspeicheranlage 2 sowie eine Druckspeicher-Ladeeinrichtung 3. Die Gasturbogruppe 1 umfasst einen Verdichter 101 zur Verdichtung eines Luftmassenstroms, eine Brennkammer 102, in welcher dem verdichteten Luftmassenstrom ein Brennstoffmassenstrom zugeführt und in der verdichteten Luft verbrannt wird, wobei ein gespanntes Rauchgas entsteht, eine Turbine 103 sowie ein Generator 104. Der Generator 104 kann häufig auch als Startvorrichtung für die Gasturbogruppe 1 motorisch betrieben werden. Die Gasturbogruppe 1 ist eine beliebige Gasturbogruppe, wie sie am Markt erhältlich ist, was auch die Möglichkeit mehrwelliger Installationen oder von Gasturbogruppen mit sequentieller Verbrennung, also mit zwei strömungsmässig in Serie geschalteten Turbinen und einer dazwischen angeordneten Brennkammer einschliesst. Eine solche Gasturbogruppe 1 ist aus EP 620 362 bekanntgeworden. Ebenso kann auch ein Getriebe zwischen der Abtriebswelle der Gasturbogruppe 1 und dem Generator 104 angeordnet sein; die dargestellte Bauart der Gasturbogruppe 1 ist nicht einschränkend zu verstehen. Das gespannte Rauchgas wird in der Turbine 103 arbeitsleistend entspannt. Die Turbine 103, der Verdichter 101 und der Generator 104 sind auf einem gemeinsamen Wellenstrang angeordnet. Die Turbine 103 treibt den Verdichter 101 sowie den Generator 104 an. Das entspannte Rauchgas verlässt die Turbine 103 mit einer immer noch hohen Temperatur, die bei modernen Gasturbogruppen 1 bei voller Leistung ohne Weiteres im Bereich von rund 500 deg. C bis 650 deg. C liegt. Der der Brennkammer 102 zugeführte Brennstoffmassenstrom wird von dem Stellorgan 6 zugemessen. Dies erfolgt im Rahmen einer Leistungsregelung, entweder der Gasturbogruppe 1 selbst oder der gesamten Kraftwerksanlage. Die Leistungsregelung ist sehr vereinfacht mit der Leistung des Generators 104 der Gasturbogruppe 1 als Regelgrösse dargestellt. Wenn die Leistung als Regelgrösse sinkt, wird das Brennstoffmengen-Stellorgan 6 weiter geschlossen. Wenn die Leistung als Regelgrösse steigt, wird das Brennstoffmengen-Stellorgan 6 ein Stück geöffnet. Eine solche Leistungsregelung umfasst selbstverständlich noch Soll-Istwert-Vergleiche, Begrenzer für Temperaturen und Drücke, und vieles mehr, was aber dem Fachmann geläufig ist und daher im Sinne der Übersichtlichkeit nicht dargestellt wurde. Weiterhin umfasst die dargestellte Kraftwerksanlage eine Speicheranlage 2, deren Kernelemente der Druckfluidspeicher 201 und die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203 darstellen. Als Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203 kann beispielsweise eine marktgängige Serien-Dampfturbine verwendet werden, welche nur geringe Modifikationen erfordert; das durchströmende Druckspeicherfluid ist dann im Sinne einer hohen Lebensdauer bevorzugt Luft oder ein anderes nicht aggressives Gas, bei Eintrittstemperaturen von maximal rund 550 deg. C bis 650 deg. C. Der Druckfluidspeicher 201 kann auf an sich bekannte Weise mit komprimierter Luft aufgeladen werden, was bevorzugt zu Zeiten niedrigen Elektrizitätsbedarfs und niedriger Strommarktpreise geschieht. Im Beispiel ist eine Ladeeinheit 3 dargestellt, welche einen ersten Kompressor 301, einen Zwischenkühler mit Entfeuchter 302, einen zweiten Kompressor 303 sowie einen zweiten Luftkühler/Entfeuchter 304 umfasst. Der Antrieb erfolgt durch den Motor 305. Beim Betrieb der Verdichter wird komprimierte Luft in den Druckfluidspeicher 201 mit einem Speichervolumen gefördert; beim Stillstand der Ladeeinheit 3 verhindert ein Rückschlagorgan 306 ein Rückströmen der Luft. Ein Absperr- und/oder Drosselorgan 7 steuert die Abströmung von Druckluft aus dem Druckfluidspeicher 201 zur Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203. Aus dem Druckfluidspeicher abströmendes Fluid wird in der Turbine 203 unter Abgabe von Leistung entspannt, die zum Antrieb eines Generators 204 dient, der eine weitere elektrische Leistung erzeugt. Im Strömungsweg zwischen dem Druckfluidspeicher 201 und der Turbine 203 ist ein Wärmeübertragungsapparat 202 angeordnet, in dem vorgängig der Entspannung in der Turbine 203 Abgaswärme der Gasturbogruppe 1 auf das Speicherfluid übertragen wird. Eine beste Abwärmenutzung stellt sich ein, wenn die Rauchgase so weit als möglich abgekühlt werden, wobei eine Unterschreitung des Taupunktes der Rauchkomponenten vermieden werden soll; insbesondere bei der Verbrennung schwefelhaltiger Brennstoffe, wie Öl, können sonst schwerwiegende Korrosionsschäden die Folge sein. Stromab des Wärmeübertragungsapparates 202 ist eine Temperaturmessstelle 8 zur Messung der Rauchgastemperatur angeordnet. Eine Regelung ist derart aufgebaut, dass mit der dort gemessenen Temperatur als Regelgrösse das Speicherfluidmassenstrom-Stellorgan 7 angesteuert wird. Bei steigender Rauchgastemperatur stromab des Wärmeübertragungsapparates 202 öffnet das Absperr- und/oder Stellorgan 7, wodurch der sekundärseitige Massenstrom des Wärmeübertragungsapparates 202 steigt und das Rauchgas stärker abgekühlt wird. Diese Regelung kann für den Fachmann selbstverständlich als stetige Regelung, welche die Temperatur auf einem näherungsweise konstanten Sollwert hält, oder als unstetiger Zweipunktregler, welcher die Temperatur zwischen einer Obergrenze und einer Untergrenze regelt, ausgeführt sein. Mit 50 ist das Elektrizitätsnetz bezeichnet, an welchem potenziell eine Vielzahl von Verbrauchern angeschlossen sind. S1 ist der Netzschalter der Kraftwerksanlage, über den das kraftwerksinterne Netz 51 auf das Elektrizitätsnetz 50 aufgeschaltet und auch wieder von diesem getrennt werden kann. S2 bezeichnet den Generatorschalter der Druckspeicheranlage 2, über den der Generator 204 auf das interne Netz 51 aufschaltbar ist. S4 bezeichnet den Generatorschalter der Gasturbogruppe 1, über den der Generator 104 auf das interne Netz 51 aufschaltbar ist. 22 ist eine Startvorrichtung, welche es erlaubt, den Generator 104 der Gasturbogruppe 1 mit begrenzter Leistung elektromotorisch zu betreiben und damit die Gasturbogruppe 1 anzufahren. Ein Beispiel für eine solche Startvorrichtung ist ein an sich aus dem Stand der Technik bekannter statischer Frequenzumrichter. Der Antriebsmotor 305 der Ladeeinheit 3 ist unabhängig vom internen Netz direkt als Verbraucher über den Schalter S5 auf das Elektrizitätsnetz aufschaltbar. Wenn durch unglückliche Umstände das Elektrizitätsnetz 50 energielos ist, werden zunächst alle Schalter S1 bis S5 geöffnet. In einem nächsten Schritt wird, wenn nötig mittels eines Handrades, das Stellorgan 7 geöffnet. Speicherfluid strömt aus dem Druckfluidspeicher 201 zur Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203 und beschleunigt diese mitsamt dem Generator 204. Wohlgemerkt sind keine Hilfsenergie und keine Hilfsaggregate notwendig! Wenn eine bestimmte Drehzahl erreicht ist, kann der Generatorschalter S2 der Druckspeicheranlage 2 geschlossen werden, und das interne Netz der Kraftwerksanlage hat Strom. Die Leistungsabgabe der Druckspeicheranlage 2 kann problemlos mit einem grossen Gradienten erhöht werden. Durch Schliessen des Schalters S3 wird die Starteinrichtung 22 bereitgemacht, und der Generator 104 kann mit Strom vom Generator 204 motorisch betrieben werden, um die Gasturbogruppe 1 anzufahren. Diese wird, wie aus dem Stand der Technik geläufig, auf eine Zünddrehzahl beschleunigt, worauf die Flamme in der Brennkammer 102 gezündet wird. Die Gasturbogruppe 1 beschleunigt weiter bis zur Nenndrehzahl, wobei die Beschleunigung über einen weiten Drehzahlbereich weiter vom motorisch betriebenen Generator 104 unterstützt wird, dessen Leistungsaufnahme tendenziell aber sinkt. Die Leistungsabgabe des Generators 204 der Druckspeicheranlage 2 kann weiter gesteigert werden, um den internen Leistungsbedarf vollumfänglich abzudecken. Bei Erreichen einer Nenndrehzahl der Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine kann der Netzschalter S1 geschlossen werden, und die Kraftwerksanlage speist erste Energie in das Netz 50 ein. Die abgegebene Leistung kann wie beschrieben, noch bevor die Gasturbogruppe 1 synchron läuft, beträchtlich gesteigert werden. Derweil wird die Gasturbogruppe 1 auf Nenndrehzahl gebracht und der Generator 104 der Gasturbogruppe 1 mit dem Generator 204 der Druckspeicheranlage 2 synchronisiert; danach wird der Generatorschalter S4 der Gasturbogruppe 1 geschlossen, und beide Generatoren liefern Leistung ins Netz 50. Mit dieser elektrischen Leistung können andere Kraftwerke, welche keine derart überlegene Schwarzstartfähigkeit aufweisen, angefahren und das Netz 50 kann normalisiert und stabilisiert werden. Wenn wieder genügend viel elektrische Leistung zur Verfügung steht, kann die Druckspeicheranlage 2 abgestellt und der Schalter S5 geschlossen werden, um den Druckfluidspeicher 201 wieder mit Druckluft oder einem anderen geeigneten Druckspeicherfluid aufzuladen. The inventive black start method will be explained with reference to the power plant shown in Fig. 1. The gas turbine group 1 comprises a compressor 101 for compressing an air mass flow, a combustion chamber 102, in which the compressed air mass flow, a fuel mass flow is supplied and burned in the compressed air, wherein a strained flue gas is formed, a turbine 103 and a generator 104. The generator 104 can often be operated by a motor as a starting device for the gas turbine group 1. The gas turbo group 1 is any gas turbo group, as it is available on the market, which also includes the possibility of multi-shaft installations or gas turbine groups with sequential combustion, ie with two turbines connected in series and a combustion chamber arranged therebetween. Such a gas turbine group 1 has become known from EP 620 362. Likewise, a transmission between the output shaft of the gas turbine group 1 and the generator 104 may be arranged; the illustrated type of gas turbine group 1 is not intended to be limiting. The tensioned flue gas is released in the turbine 103 to perform work. The turbine 103, the compressor 101 and the generator 104 are arranged on a common shaft train. The turbine 103 drives the compressor 101 and the generator 104. The expanded flue gas leaves the turbine 103 at a still high temperature, which in modern gas turbine groups 1 at full power easily in the range of about 500 deg. C up to 650 deg. C is. The fuel mass flow supplied to the combustion chamber 102 is metered by the actuator 6. This is done within the scope of a capacity control, either the gas turbine group 1 itself or the entire power plant. The power control is very simplified with the performance of the generator 104 of the gas turbine group 1 shown as a controlled variable. If the power decreases as a controlled variable, the fuel quantity actuator 6 is closed further. If the power increases as a controlled variable, the fuel quantity actuator 6 is opened a piece. Of course, such a power control still includes setpoint-actual value comparisons, limiters for temperatures and pressures, and much more, but which is familiar to the person skilled in the art and has therefore not been shown in the interest of clarity. Furthermore, the illustrated power plant includes a storage facility 2, the core elements of the pressure fluid storage 201 and the pressure storage fluid expansion turbine 203 represent. As a pressure storage fluid expansion turbine 203, for example, a marketable series steam turbine can be used, which requires only minor modifications; the pressure accumulating fluid flowing through is then preferably air or another non-aggressive gas in the sense of a long service life, at inlet temperatures of a maximum of approximately 550 °. C up to 650 deg. C. The pressurized fluid reservoir 201 can be charged with compressed air in a manner known per se, which is preferably done at times of low electricity demand and low electricity market prices. In the example, a charging unit 3 is shown, which comprises a first compressor 301, an intercooler with dehumidifier 302, a second compressor 303 and a second air cooler / dehumidifier 304. The drive is effected by the motor 305. During operation of the compressors, compressed air is conveyed into the pressure fluid reservoir 201 with a storage volume; at standstill of the charging unit 3, a check member 306 prevents backflow of air. A shut-off and / or throttle member 7 controls the outflow of compressed air from the pressure fluid reservoir 201 to Druckspeicherfluid-expansion turbine 203. Fluid flowing out of the pressure fluid accumulator fluid is relaxed in the turbine 203 under delivery of power, which serves to drive a generator 204, which another generates electrical power. In the flow path between the pressure fluid reservoir 201 and the turbine 203, a heat transfer apparatus 202 is arranged, in which prior to the relaxation in the turbine 203 exhaust heat of the gas turbine group 1 is transferred to the storage fluid. Best use of waste heat occurs when the flue gases are cooled as far as possible, avoiding falling below the dew point of the smoke components; In particular, in the combustion of sulfur-containing fuels, such as oil, otherwise serious corrosion damage can be the result. Downstream of the heat transfer apparatus 202, a temperature measuring point 8 for measuring the flue gas temperature is arranged. A control is constructed such that with the temperature measured there as a controlled variable, the storage fluid mass flow actuator 7 is controlled. With increasing flue gas temperature downstream of the heat transfer apparatus 202 opens the shut-off and / or actuator 7, whereby the secondary-side mass flow of the heat transfer apparatus 202 increases and the flue gas is cooled more. Of course, this control can be carried out by a person skilled in the art as a continuous control which keeps the temperature at an approximately constant desired value, or as an unsteady two-step controller which regulates the temperature between an upper limit and a lower limit. 50 denotes the electricity network to which a large number of consumers are potentially connected. S1 is the power switch of the power plant, via which the power plant internal network 51 can be switched to the electricity grid 50 and also separated from it. S2 designates the generator switch of the accumulator 2, via which the generator 204 can be connected to the internal network 51. S4 denotes the generator switch of the gas turbine group 1, via which the generator 104 can be connected to the internal network 51. 22 is a starting device, which allows the generator 104 of the gas turbine group 1 with limited power to operate by electric motor and thus to drive the gas turbine group 1. An example of such a starting device is a static frequency converter known per se from the prior art. The drive motor 305 of the charging unit 3 can be connected directly to the electricity grid independently of the internal network as a consumer via the switch S5. If due to unfortunate circumstances, the electricity network 50 is de-energized, all switches S1 to S5 are initially opened. In a next step, if necessary by means of a handwheel, the actuator 7 is opened. Storage fluid flows from the pressure fluid reservoir 201 to the pressure storage fluid expansion turbine 203 and accelerates it together with the generator 204. It should be noted that no auxiliary energy and no auxiliary power units are necessary! When a certain speed is reached, the generator switch S2 of the pressure accumulator 2 can be closed, and the internal network of the power plant has power. The power output of the accumulator 2 can be easily increased with a large gradient. By closing the switch S3, the starting device 22 is prepared, and the generator 104 can be powered by power from the generator 204 to start the gas turbine group 1. This is, as is known in the art, accelerated to an ignition speed, whereupon the flame is ignited in the combustion chamber 102. The gas turbo group 1 continues to accelerate up to the rated speed, the acceleration over a wide speed range is further supported by the motor-driven generator 104, the power consumption but tends to decrease. The power output of the generator 204 of the pressure accumulator 2 can be further increased to fully cover the internal power requirements. Upon reaching a rated speed of the Druckspeicherfluid-expansion turbine, the power switch S1 can be closed, and the power plant feeds first energy into the network 50 a. The output power can be considerably increased as described, even before the gas turbo group 1 is running synchronously. Meanwhile, the gas turbo group 1 is brought to rated speed and the generator 104 of the gas turbine group 1 synchronized with the generator 204 of the pressure accumulator 2; thereafter, the generator switch S4 of the gas turbine group 1 is closed, and both generators supply power to the network 50. With this electric power, other power plants not having such superior black start capability can be started up and the network 50 can be normalized and stabilized. If enough electric power is available again, the pressure accumulator 2 can be turned off and the switch S5 closed to recharge the pressure fluid reservoir 201 with compressed air or other suitable pressure storage fluid.

Bei der gemäss Fig. 1 dargestellten Ausführungsform muss das Speicherfluid zwangsläufig immer den Wärmeübertragungsapparat 202 durchströmen. Das verursacht Druckverluste des Speicherfluides, deren negative Auswirkungen beim Stillstand der Gasturbogruppe 1 nicht durch die Abwärmenutzung ausgeglichen werden. Weiterhin kann die Speicheranlage 2 an sich nur betrieben werden, wenn der Wärmeübertragungsapparat 202 vollumfänglich funktionsfähig ist. Um diese Einschränkung zu umgehen, weist die in Fig. 2 dargestellte Ausführungsform eine Nebenschlussleitung 18 auf, welche im Strömungsweg des Speicherfluides den Wärmeübertragungsapparat 202 umgeht. Ein Wegeventil 19 dient als Strömungsweg-Stellorgan, welches es ermöglicht, die Speicherfluidströmung wahlweise durch den Wärmeübertragungsapparat 202 oder über die Nebenschlussleitung 18 zur Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203 zu führen. Das Wegeventil 19 ist mit grösstem Vorteil derart ausgeführt, dass es manuell bedienbar ist und zumindest keine elektrische Hilfsenergie zur Betätigung notwendig ist. Allenfalls ist eine pneumatische Betätigung von Vorteil, bei der ein Steuerventil manuell betätigt wird, welches eine pneumatische Ansteuerung des Stellorgans mit Hilfe von im Speichervolumen gespeichertem Fluid auslöst. Das Absperr- und/oder Stellorgan 7 für den Speicherfluid-Massenstrom weist vorteilhaft ebenso Betätigungsmittel auf, die eine manuelle oder allenfalls eine manuell vorgesteuerte pneumatische Bedienung ohne externe Hilfsenergie ermöglichen. Es ist für die Aufrechterhaltung der Schwarzstartfähigkeit und der notfallmässigen Stromerzeugungsfähigkeit essentiell, dass alle Stellorgane im Strömungsweg des Speicherfluides ohne externe Hilfsenergie betätigt werden können. Ein fakultatives Rückschlagorgan 23 verhindert ein Einströmen des über die Nebenschlussleitung 18 geführten Fluides in den Wärmeübertragungsapparat 202. Dies hat den Vorteil, dass bei Leckagen im sekundärseitigen Strömungsweg des Wärmeübertragungsapparates 202 der Strömungsweg über die Nebenschlussleitung 18 nach wie vor nutzbar ist. Die in Fig. 2 dargestellte Kraftwerksanlage weist zudem stromauf der Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203 angeordnete Mittel zur zusätzlichen Wärmezufuhr zum Speicherfluid auf. Vorliegend handelt es sich dabei um einen Wärmetauscher 15 mit einer externen Feuerungseinrichtung 16. Es kann aber auch eine unmittelbare Feuerung im Speicherfluid-Strömungsweg angeordnet werden, woraus sich jedoch, wie oben erwähnt, Folgen für den Betrieb der Kraftwerksanlage und die Auswahl der zu verwendenden Komponenten ergeben. Die Brennstoffzufuhr zu der Feuerungseinrichtung 16 wird durch das Stellorgan 17 gesteuert. Dieses wird im geschlossenen Regelkreis eingestellt, mit der Temperatur des Speicherfluides am Eintritt in die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203 als Regelgrösse, um diese Temperatur auf einen Sollwert einzuregeln. Sinkt die an der Messstelle 9 ermittelte Temperatur, so wird das Stellorgan 17 weiter geöffnet, und dem Speicherfluid wird entsprechend mehr Wärme zugeführt. Steigt die Temperatur, so wird das Stellorgan 17 ein Stück geschlossen. Damit kann der Betrieb der Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203 unabhängig von der Abwärme der Gasturbogruppe und ganz besonders vorteilhaft im Betrieb über die Nebenschlussleitung 18 optimiert werden. Das Rauchgas der Feuerungseinrichtung 16 wird nach erfolgtem Wärmetausch im Wärmeübertrager 15 mit Vorteil ebenfalls in den primärseitigen Strömungsweg des Wärmeübertragungsapparates 202 eingeleitet. Die Nebenschlussleitung 18, welche einen Betrieb der Speicheranlage 2 auch bei einem kompletten Ausfall des Wärmeübertragungsapparates 202, beispielsweise aufgrund einer Grosshavarie, ermöglicht, verleiht der in Fig. 2 dargestellten Kraftwerksanlage ganz hervorragende Eigenschaften zur Notstromerzeugung und zur Durchführung des erfindungsgemässen Schwarzstartverfahrens, weil der Strömungsweg über die Nebenschlussleitung 18 gewählt werden kann. Daneben werden in diesem Betrieb Druckverluste beim Durchströmen des Wärmeübertragungsapparates 202 eingespart, in Betriebszuständen, in denen dieser ohnehin nichts zur Effizienz der Energieumwandlung beizutragen vermag. In the embodiment shown in FIG. 1, the storage fluid must inevitably always flow through the heat transfer apparatus 202. This causes pressure losses of the storage fluid whose negative effects at standstill of the gas turbine group 1 are not compensated by the use of waste heat. Furthermore, the storage system 2 can only be operated per se, if the heat transfer apparatus 202 is fully functional. To avoid this limitation, the embodiment shown in FIG. 2 has a shunt line 18, which bypasses the heat transfer apparatus 202 in the flow path of the storage fluid. A directional control valve 19 serves as a flow path actuator, which makes it possible to lead the storage fluid flow either through the heat transfer apparatus 202 or via the shunt line 18 to the pressure storage fluid expansion turbine 203. The directional control valve 19 is designed with the greatest advantage in such a way that it can be operated manually and at least no auxiliary electrical energy is necessary for actuation. At most, a pneumatic actuator is advantageous in which a control valve is manually operated, which triggers a pneumatic actuation of the actuator by means of stored in the storage volume fluid. The shut-off and / or actuator 7 for the storage fluid mass flow advantageously also has actuating means which allow manual or at most a manually piloted pneumatic operation without external power supply. It is essential for the maintenance of the black start capability and the emergency power generation capability that all the actuators in the flow path of the storage fluid can be operated without external auxiliary power. An optional check member 23 prevents inflow of the guided over the bypass line 18 fluid into the heat transfer apparatus 202. This has the advantage that in leaks in the secondary-side flow path of the heat transfer apparatus 202, the flow path over the bypass line 18 is still available. The power plant shown in Fig. 2 also has upstream of the pressure storage fluid expansion turbine 203 arranged means for additional heat to the storage fluid. In the present case, this is a heat exchanger 15 with an external firing device 16. However, it may also be an immediate firing in the storage fluid flow path are arranged, but from which, as mentioned above, consequences for the operation of the power plant and the selection of the components to be used result. The fuel supply to the firing device 16 is controlled by the actuator 17. This is set in the closed loop, with the temperature of the storage fluid at the inlet to the pressure storage fluid expansion turbine 203 as a controlled variable to regulate this temperature to a desired value. If the temperature determined at the measuring point 9 drops, then the adjusting element 17 is opened further, and correspondingly more heat is supplied to the storage fluid. If the temperature rises, the actuator 17 is a piece closed. Thus, the operation of the pressure storage fluid expansion turbine 203 can be optimized independently of the waste heat of the gas turbine group and very particularly advantageous in operation via the shunt line 18. The flue gas of the firing device 16 is also introduced after successful heat exchange in the heat exchanger 15 in the primary-side flow path of the heat transfer apparatus 202 with advantage. The bypass line 18, which allows operation of the storage system 2, even in a complete failure of the heat transfer apparatus 202, for example, due to a Grosshavarie, gives the power plant shown in Fig. 2 quite excellent properties for emergency power generation and for carrying out the inventive black start method because the flow over the shunt line 18 can be selected. In addition, in this operation, pressure losses are saved when flowing through the heat transfer apparatus 202, in operating states in which this can contribute anything to the efficiency of the energy conversion anyway.

Gemäss Fig. 3 ist eine Ausführungsform der Erfindung dargestellt, bei welcher die Speicherfluid-Zusatzerhitzungsvorrichtung als in der Nebenschlussleitung 18 angeordneter Nebenschlussbrenner 21 ausgeführt ist. Selbstverständlich kann hier auch eine indirekte Feuerung angeordnet sein, mit den beschriebenen Vorteilen. Eine dargestellte direkte Befeuerung mittels eines Nebenschlussbrenners ist jedoch wesentlich weniger kapitalintensiv zu realisieren. Unter der Prämisse, dass die Nebenschlussleitung und der Nebenschlussbrenner in erster Linie der Vorhaltung von Noteigenschaften dienen, ist hier beispielsweise die Verwendung eines sehr einfachen Rohrbrenners eine durchaus vorteilhafte Variante. 3, an embodiment of the invention is shown in which the storage fluid auxiliary heating device is designed as a bypass burner 21 arranged in the bypass line 18. Of course, here also an indirect firing can be arranged, with the advantages described. An illustrated direct firing by means of a shunt burner, however, is much less capital intensive to implement. Under the premise that the shunt line and the shunt burner serve primarily the provision of note characteristics, here, for example, the use of a very simple tube burner is a thoroughly advantageous variant.

Die in Fig. 4 dargestellte Kraftwerksanlage weist weiterhin zusätzlich zu der in Fig. 3 dargestellten Ausführungsform einen Rauchgasreinigungskatalysator 205 und eine Rauchgas-Nachfeuerungseinrichtung 4 auf. Der Katalysator 205 weist ein materialspezifisches Temperaturfenster von beispielsweise 250 deg. C bis 350 deg. C auf, in dem er eine beste Wirkung entfaltet; zu hohe Temperaturen führen zu irreversiblen Überhitzungsschäden, bei zu niedrigen Temperaturen wird keine katalytische Wirkung mehr realisiert. Der Katalysator 205 ist deshalb an einer geeigneten Stelle innerhalb des Wärmeübertragungsapparates 202 stromab eines ersten Teils des Wärmeübertragungsapparates und stromauf eines zweiten Teils des Wärmeübertragungsapparates 202 angeordnet, an der das Rauchgas auf eine wenigstens näherungsweise geeignete Temperatur abgekühlt ist. Dargestellt ist eine Temperaturmessstelle 10 zur Bestimmung der Rauchgastemperatur unmittelbar stromauf des Katalysators 205. Die dort bestimmte Temperatur wird durch Eingriffe auf das Brennstoffmengen-Stellorgan 5 der Nachfeuerungseinrichtung 4 verwendet. Damit kann die Temperatur des Rauchgases am Katalysatoreintritt auf einen Sollwert oder innerhalb eines Sollwertintervalls eingeregelt werden. Wenn die ermittelte Temperatur nach unten vom Sollwert abweicht oder einen unteren Grenzwert unterschreitet, wird das Stellorgan 5 weiter geöffnet, und dem Zusatzbrenner 4 wird ein grösserer Brennstoffmassenstrom zugemessen. Wenn die ermittelte Temperatur nach oben vom Sollwert abweicht oder einen oberen Grenzwert überschreitet, wird das Stellorgan 5 ein Stück geschlossen, und der dem Zusatzbrenner 4 zugemessene Brennstoffmassenstrom wird vermindert. Auf diese Weise wird die Temperatur des Katalysators 205 in einem günstigen Betriebsfenster eingestellt. Als Regelgrösse kann auch unmittelbar die Materialtemperatur des Katalysators 205 gemessen werden. Weiterhin ermittelt die Temperaturmessstelle 9 die Temperatur des Speicherfluides beim Eintritt in die Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 203. Diese Temperatur wird natürlich durch die Feuerungsleistung in der Nachfeuerungseinrichtung 4 unmittelbar beeinflusst. Daher ist im Sinne einer Sicherheitsschaltung eine Grenzregelung implementiert, bei welcher der der Nachfeuerungseinrichtung 4 zugemessene Brennstoffmassenstrom beim Überschreiten eines zulässigen Maximalwertes durch teilweises Schliessen des Stellorgans 5 vermindert wird. The power plant shown in Fig. 4 further comprises in addition to the embodiment shown in Fig. 3 on a flue gas cleaning catalyst 205 and a flue gas Nachfeuerungseinrichtung 4. The catalyst 205 has a material-specific temperature window of, for example, 250 °. C up to 350 deg. C, in which he unfolds a best effect; too high temperatures lead to irreversible overheating damage, too low temperatures no catalytic effect is realized. The catalyst 205 is therefore located at a suitable location within the heat transfer apparatus 202 downstream of a first portion of the heat transfer apparatus and upstream of a second portion of the heat transfer apparatus 202 at which the flue gas has cooled to an approximately suitable temperature. Shown is a temperature measuring point 10 for determining the flue gas temperature immediately upstream of the catalyst 205. The temperature determined there is used by interfering with the fuel quantity control element 5 of the supplementary combustion device 4. Thus, the temperature of the flue gas at the catalyst inlet can be adjusted to a desired value or within a setpoint interval. If the determined temperature deviates downward from the desired value or falls below a lower limit, the actuator 5 is opened further, and the auxiliary burner 4 is a larger fuel mass flow is metered. If the determined temperature deviates upward from the desired value or exceeds an upper limit, the actuator 5 is a piece closed, and the additional fuel burner 4 metered fuel mass flow is reduced. In this way, the temperature of the catalyst 205 is set in a favorable operating window. As a controlled variable, the material temperature of the catalyst 205 can also be measured directly. Furthermore, the temperature measuring point 9 determines the temperature of the storage fluid when entering the pressure storage fluid expansion turbine 203. This temperature is of course directly influenced by the firing capacity in the supplementary combustion device 4. Therefore, in the sense of a safety circuit, a limit regulation is implemented in which the fuel mass flow metered to the supplementary combustion device 4 is reduced when a permissible maximum value is exceeded by partially closing the actuator 5.

Zu erwähnen sei in diesem Zusammenhang, dass es auch möglich ist, die Nebenschlussleitung 18 ohne weitere Massnahmen zur Wärmezufuhr zum Speicherfluid anzuordnen. Obschon dies in einer wie beschrieben schlechteren Ausnutzung des gespeicherten Fluides resultiert, kann die Druckspeicheranlage 2 dennoch als "stand alone"-Lösung eine notfallmässige Stromversorgung oder ein erfindungsgemässes Anfahren der Kraftwerksanlage in einem stromlosen Elektrizitätsnetz sicherstellen, solange der Druckfluidspeicher 201 unter Druck steht. It should be mentioned in this context that it is also possible to arrange the shunt line 18 without further measures for supplying heat to the storage fluid. Although this results in a utilization of the stored fluid which is inferior as described, the pressure accumulator system 2 can nevertheless ensure a stand-alone solution or an emergency start-up of the power plant in an electroless electricity grid as long as the pressurized fluid reservoir 201 is pressurized.

Bezugszeichenliste LIST OF REFERENCE NUMBERS

1 : Gasturbogruppe 2 : Druckspeicheranlage 3 : Ladeeinrichtung für Druckfluidspeicher 4 : Wärmezuführeinrichtung, Nachfeuerungseinrichtung 5 : Brennstoffmengen-Stellorgan 6 : Brennstoffmengen-Stellorgan 7 : Absperr- und/oder Drosselorgan, Speicherfluidmassenstrom-Stellorgan 8 : Temperaturmessstelle, für Abgastemperatur 9 : Temperaturmessstelle, für Speicherfluidtemperatur stromab des Erhitzers und/oder am Eintritt in die Druckspeicher-Entspannungsturbine 10 : Temperaturmessstelle, für Rauchgastemperatur stromauf eines Katalysators oder Katalysatortemperatur 15 : Speicherfluid-Zusatzerwärmungsvorrichtung, Wärmetauscher 16 : externe Feuerung 17 : Brennstoffmengen-Stellorgan 18 : Nebenschlussleitung 19 : Wegeventil 21 : Speicherfluid-Zusatzerwärmungsvorrichtung, Speicherfluid-Zusatzfeuerungseinrichtung, Nebenschluss-Brenner 22 : Startvorrichtung, statischer Frequenzumrichter (SFC) 23 : Rückschlagorgan 50 : Elektrizitätsnetz 51 : kraftwerksinternes Elektrizitätsnetz, "Inselnetz" 101 : Verdichter 102 : Brennkammer 103 : Turbine 104 : elektrische Maschine, Motor/Generator-Einheit, Generator 201 : Druckfluidspeicher 202 : Wärmeübertragungsapparat 203 : Druckspeicherfluid-Entspannungsturbine 204 : Generator 205 : Katalysator 301 : Verdichter 302 : Kühler und Entfeuchter 303 : Verdichter 304 : Kühler und Entfeuchter 305 : Antriebsmotor 306 : Rückschlagorgan S1 : Schalter, Netzschalter S2 : Schalter, Generatorschalter S3 : Schalter, Anfahrschalter S4 : Schalter, Generatorschalter S5 : Schalter, Verbraucherschalter 1: Gas turbine group 2: pressure accumulator system 3: Loading device for pressure fluid storage 4: heat supply device, supplementary combustion device 5: fuel quantity actuator 6: fuel quantity actuator 7: shut-off and / or throttle body, storage fluid mass flow actuator 8: Temperature measuring point, for exhaust gas temperature 9: Temperature measuring point, for storage fluid temperature downstream of the heater and / or at the inlet to the accumulator expansion turbine 10: Temperature measuring point, for flue gas temperature upstream of a catalyst or catalyst temperature 15: Storage fluid auxiliary heater, heat exchanger 16: external firing 17: Fuel quantity actuator 18: shunt line 19: directional valve 21: storage fluid auxiliary heater, storage fluid supplemental firing device, bypass burner 22: Starting Device, Static Frequency Inverter (SFC) 23: kickback organ 50: electricity grid 51: power plant internal electricity network, "island grid" 101: compressor 102: combustion chamber 103: turbine 104: electric machine, motor / generator unit, generator 201: pressurized fluid reservoir 202: heat transfer apparatus 203: Pressure accumulator fluid expansion turbine 204: generator 205: catalyst 301: Compressor 302: radiator and dehumidifier 303: Compressor 304: radiator and dehumidifier 305: drive motor 306: check valve S1: switch, power switch S2: switch, generator switch S3: switch, start-up switch S4: switch, generator switch S5: Switch, consumer switch

Claims

A method for starting up a power plant in a de-energized electricity grid (50), the power plant comprising: a pressure fluid reservoir (201), a pressure accumulation fluid expansion turbine (203), and a gas turbo group (1); which method comprises: Opening a storage fluid mass flow actuator (7) and / or obturator and thus deriving a storage fluid mass flow from the pressure fluid reservoir (201); Relaxing the storage fluid mass flow in the pressure storage fluid expansion turbine (203) to produce a shaft power; Driving a generator (204) of the pressure storage fluid expansion turbine (203) with the generated shaft power; Generating a first electrical power; Establishing a connection between the generator (204) of the pressure storage fluid expansion turbine (203) and a starting device (22) of the gas turbine group (1); Starting the gas turbine group (1) with the electrical power generated by the generator (204) of the pressure storage fluid expansion turbine (203); Establishing the electrical connection between the power plant and the electricity grid.

2. The method according to claim 1, characterized in that the generator (204) of the pressure storage fluid expansion turbine (203) is electrically connected after exceeding a speed limit value with a power plant internal voltage rail.

3. Power plant for performing the method according to claim 1 or 2, comprising a pressure fluid reservoir (201) for storing storage fluid, a Druckspeicherfluid-expansion turbine (203), a gas turbine group (1) and a heat transfer apparatus (202) for supplying heat to the storage fluid with a primary-side flow path and a secondary-side flow path, wherein the primary-side flow path is arranged in the flue gas path of the gas turbine group (1) and the secondary-side flow path between the pressure fluid accumulator (201) and the pressure accumulation fluid expansion turbine (203) is arranged, characterized in that a shunt line (18 ) is arranged to bypass the heat transfer apparatus (202) between the pressure fluid reservoir (201) and the pressure storage fluid expansion turbine (203).

4. Power plant according to claim 3, characterized in that upstream of the pressure storage fluid expansion turbine (203) further means for heat supply in the flow path of the storage fluid are arranged.

5. Power plant according to claim 4, characterized in that the upstream of the pressure storage fluid expansion turbine (203) arranged means for supplying heat in the bypass line (18) are arranged.

6. Power plant according to one of claims 3 or 4, characterized in that the Wärmezuführmittel comprise means for supplying a fuel and for combustion of the fuel in the storage fluid.

7. Power plant according to one of claims 3 to 6, characterized in that it comprises at least one Fluidströmungsweg actuator (19) through which the storage fluid selectively through the secondary-side flow path of the heat transfer apparatus (202) or through the bypass line (18) is conductive.

8. Power plant according to claim 7, characterized in that the fluid flow path actuator (19) comprises means for manual powerless operation or for the pilot-operated pneumatic powerless operation.

9. power plant according to any one of claims 3 to 8, comprising a storage fluid mass flow actuator and / or obturator (7), characterized in that the storage fluid mass flow actuator and / or obturator (7) means for manual helpless operation or pilot-operated pneumatic helpless operation.