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Die
Erfindung betrifft ein Verfahren zur Leistungsregelung in einem
Speicherkraftwerk, bei dem die Leistungsanforderung eines Stromnetzes überwacht
wird, wobei bei Netz-Leistungsbedarf
mit Hilfe wenigstens einer Turbine und eines damit gekuppelten Motorgenerators
erzeugter Strom unter Leistungsregelung an das Stromnetz geliefert
und bei Leistungsüberschuß im Stromnetz
Strom aus dem Stromnetz zumindest einer Pumpe zum Pumpen von Wasser
aus einem Unterbecken in ein Oberbecken zugeführt wird, wobei bei Leistungsüberschuß auch die
Turbine in einem hydraulischen Kurzschluß mit der Pumpe betrieben und
hinsichtlich ihrer Leistungsabgabe geregelt wird.
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Weiter
bezieht sich die Erfindung auf eine Vorrichtung zur Durchführung eines
solchen Verfahrens, mit wenigstens einer Turbine, einem damit gekuppelten
Motorgenerator und wenigstens einer von der Turbine gesonderten
Pumpe.
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Speicherkraftwerke
werden eingesetzt, um zu Spitzenlast-Zeiten elektrische Leistung
an ein Stromnetz zu liefern. Zu Zeiten eines Leistungsüberschusses
im Stromnetz kann hingegen elektrische Leistung aus dem Netz genutzt
werden, um mit Hilfe von Pumpen Wasser aus einem Unterbecken in
ein oberes Staubecken hoch zu pumpen, um so wieder mehr potentielle
Energie für
die Stromerzeugung bei Spitzenlast im Netz verfügbar zu haben. Derartige Pumpspeicherkraftwerke
sind hinlänglich
bekannt, vgl. beispielsweise
US
4 282 444 A ,
DE
195 34 786 A und JP 2001-271 736 A.
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Da
der Leistungsverlauf im Stromnetz nicht gleichmäßig ist, sondern zum Teil sehr
rasch und stark schwankt, ist in den Kraftwerken eine rasche Leistungsregelung
erforderlich, die letztlich nur mit regelbaren Turbinen erzielt
werden kann. Solange daher elektrische Leistung an das Stromnetz
abgegeben wird, ist eine solche Ausregelung mit Hilfe herkömmlicher
Wasserturbinen, wie z.B. Peltonturbinen oder Francisturbinen, problemlos
möglich.
Schwierig wird jedoch die Situation, wenn im auszuregelnden Regelband
eines Netz-Leistungsverlaufs im negativen Leistungsbereich eine
Regelung erforderlich ist, d.h. in jenem Bereich, in dem das Speicherkraftwerk aus
dem Stromnetz elektrische Leistung entnimmt.
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Für eine solche
Situation wurde in der Praxis bereits ein hydraulischer Kurzschluß von Turbine
und Pumpe vorgeschlagen, wobei mit Hilfe des aus dein Stromnetz
gelieferten Stroms die Pumpe betrieben wird, die jedoch das Wasser
aus dein Unterbecken teilweise der Turbine zuführt, die eine entsprechend regelbare
elektrische Leistung abgibt. Dabei ist jedoch vorgesehen, ein solches
Umschalten vom Turbinenbetrieb, in dein elektrische Leistung an
das Stromnetz geliefert wird, in den Pumpbetrieb, in dein elektrische
Leistung aus dein Stromnetz bezogen wird, nur zu mehr oder weniger
fest vorgegebenen Zeiten vorzunehmen, wobei zwischen diesen unterschiedlichen
Betriebsweisen relativ lange Umschaltzeiten erforderlich sind.
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Aufgrund
dieser Umschaltzeiten zwischen den verschiedenen Betriebsarten ist
bei dieser bekannten Technik mit hydraulischem Kurzschluß tatsächlich keine
echte den Bedürfnissen
der Netzleistungsregelung entsprechende Leistungsregelung möglich, und
insbesondere kann nicht der gesamte Leistungsbereich von einer maximalen
Turbinenleistung ohne Pumpleistung bis zu einer maximalen Pumpleistung
ohne Turbinenleistung geregelt werden.
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Wünschenswert
ist es daher, eine Leistungsregelung so vorzusehen, daß eine Regelung
mit einer definierten Geschwindigkeit möglichst gleichmäßig von
der maximalen Turbinenleistung (ohne Pumpleistung) bis zur maximalen
Pumpleistung (ohne Turbinenleistung) erzielt wird. Wenn daher beispielsweise
eine Turbine mit einer Leistung von 130 MW und eine Pumpe mit einer
Leistung von –100 MW
vorliegen, so soll eine Leistungsregelung im Bereich von +130 MW
bis –100
MW möglich
sein; in der Betriebsart "Hydraulischer
Kurzschluß" ist damit die Möglichkeit
einer Regelung von –100
MW bis +30 MW gegeben.
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Aufgabe
der Erfindung ist es daher, ein Verfahren bzw. eine Vorrichtung
wie eingangs angegeben vorzusehen, um die volle Spannweite der Leistung
von maximaler Turbinenleistung bis zur vollen Pumpleistung als Regelleistung
nutzen zu können, d.h.
eine echte Leistungsregelung vom betragsmäßig größten negativen Leistungswert
bis zum höchsten positiven
Leistungswert zu ermöglichen,
ohne daß hierfür aufwendige,
trotzdem nur sehr beschränkt
regelbare Pumpen eingesetzt werden müssen, vielmehr die eigentliche
Leistungsregelung nur mit Hilfe der Turbine erfolgen kann.
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Das
erfindungsgemäße Verfahren
der eingangs angeführten
Art ist dadurch gekennzeichnet, daß bei Erkennen eines Absinkens
der Leistungsanforderung des Stromnetzes auf einen vorgegebenen Wert,
z.B. Null, die Pumpe übergangsfrei
auf volle Leistung eingeschaltet wird und die Turbine auf Voll-Last
gefahren sowie danach entsprechend den Schwankungen der sich bei
der mit voller Leistung laufenden Pumpe aufgrund der Netz-Schwankungen ergebenden
Summen-Leistungsanforderung in der Leistung geregelt wird, und daß die Pumpe
bei einem Wiederanstieg der Netz-Leistungsanforderung auf über den
vorgegebenen Wert wieder übergangsfrei abgeschaltet
wird.
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In
entsprechender Weise ist die erfindungsgemäße Vorrichtung gekennzeichnet
durch eine die Leistungsanforderung des Stromnetzes überwachende
und die Turbinenleistung regelnde Regel- und Steuereinheit, die
eingerichtet ist, die Pumpe bei Absinken der Netz-Leistungsanforderung
auf den vorgegebenen Wert übergangsfrei
einzuschalten, beim Einschalten der Pumpe auch die Turbine auf Voll-Last
zu fahren und danach in ihrer Leistung zu regeln, sowie bei einem
Wiederanstieg der Netz-Leistungsanforderung auf über den vorgegebenen Wert die
Pumpe wieder übergangsfrei
abzuschalten.
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Mit
der vorliegenden Technik ist die Regelung weder auf den positiven
Bereich des "Turbinenbetriebes" noch auf den negativen
Leistungsbereich der Betriebsart "Hydraulischer Kurzschluß" beschränkt, sondern
es ist die volle Regelfähigkeit
eines Leistungsbandes von ± 100
% (voller Turbinenbetrieb bis voller Pumpbetrieb) erzielbar; dies
ist im Hinblick auf die Liberalisierung des Strommarktes und der
in diesem Zusammenhang erforderlichen Netzregelung von wesentlichem
Vorteil. Bei dem auf diese Weise gemäß der Erfindung erzielten sog. "Pumpentakten" würde sich
demgemäß beispielsweise
folgender Regelungsverlauf ergeben.
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Es
sei angenommen, daß der
Maschinensatz im Turbinenbetrieb vorliegt, d.h. es wird elektrische
Leistung an das Stromnetz geliefert. Wenn dann der Leistungsbedarf
im Netz abnimmt, wird die Turbine, vorzugsweise eine Peltonturbine,
entsprechend in der Leistung abwärtsgeregelt,
bis zur Leistung Null, d.h. bis zu dein Moment, wo im Netz statt eines
Leistungsbedarfs ein Leistungsüberschuß eintritt;
es wird nun die Pumpe mit ihrer vollen Leistungsfähigkeit
(Leistung –100%)
eingeschaltet, und unmittelbar darauf, so rasch als es die Regelfähigkeit
zuläßt, die
Turbine auf Voll-Last gefahren, so daß die Summe der Leistung aus
dem vollen Pumpbetrieb und dein vollen Turbinenbetrieb gleich Null
ist.
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Bei
weiter zunehmendem Leistungsüberschuß im Netz
wird dann die Turbine zurückgeregelt, wobei
eine Regelung entsprechend den schnellen Schwankungen im Netz erfolgen
kann, so daß beispielsweise
bei Zurückregeln
der Turbinenleistung eine zunehmend höhere Leistungsaufnahme durch den
Maschinensatz insgesamt und bei Aufwärtsregeln der Turbine eine
kleiner werdende Leistungsaufnahme aus dein Netz (entsprechend der
Differenzleistung Pumpleistung minus Turbinenleistung) erfolgt und
bei Leistungsbedarf des Netzes die Pumpe übergangsfrei ausgeschaltet
und die Turbine entsprechend der Netzanforderung geregelt wird.
Dieses "Pumpentakten" sieht somit, anders
als der herkömmliche
hydraulische Kurzschluß,
eine volle Regelfähigkeit
eines Leistungsbandes von ±100%
vor.
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Selbstverständlich sind
dabei, um das übergangsfreie
Einschalten der Pumpe zu ermöglichen sowie
auch die rasche Leistungsregelung der Turbine zu erzielen, entsprechende
Auslegungen dieser Maschinenkomponenten vorzusehen, wobei insbesondere
die Pumpe mit einem entsprechend druckfesten Pumpengehäuse auszustatten
ist. Wie hoch die Druckfestigkeit des Pumpengehäuses im Einzelnen jeweils sein
muß, ergibt
sich aus der Auslegung des Kraftwerkes an sich. Auch der Triebwasserweg und
das Wasserschloß,
das üblicherweise
bei solchen Speicherkraftwerken vorliegt, sind mit einer entsprechenden
Betriebsfestigkeit bzw. Kapazität
vorzusehen, um entstehenden Druckschwingungen oder Druckanstiegen
im Triebwasserweg standzuhalten und einen Überlauf des Wasserschlosses
oder das Einziehen von Luft zu verhindern, d.h. die rasche und in
rascher Folge auftretende Umkehr der Fließrichtung bedingt auch ein
leistungsfähigeres
Wasserschloß.
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Ähnlich sind
auch andere Komponenten des Maschinensatzes des Kraftwerkes ausreichend
leistungsfähig
auszulegen, wie etwa eine Anwurfvorrichtung für die Pumpe, die das Zuschalten
der Pumpe in der gewünschten
kurzen Regelzeit ermöglicht,
d.h. die Pumpe in entsprechend kurzer Zeit auf die Synchrondrehzahl
beschleunigt und dann mit dem übrigen
Maschinensatz (Turbine, Motorgenerator) kuppelt. Auch die im Leistungssystem
vorhandenen Schieber sind so auszulegen, daß sie innerhalb kurzer Zeit
geöffnet
und geschlossen werden, wobei zusätzliche Druckstöße zu vermeiden
sind.
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Im
Prinzip kann die Pumpe eine unterschiedliche, insbesondere kleinere
Leistung im Vergleich zur Turbinenleistung haben, für eine symmetrische Regelung
um einen Nullwert als Mittelwert kann es jedoch von Vorteil sein,
wenn die Pumpe eine maximale Leistungsaufnahme gleich der maximalen
Leistungsabgabe der Turbine hat.
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Weiter
ist es vorteilhaft, wenn ergänzend
die Fördermenge
der Pumpe mit Hilfe einer Drosseleinheit geregelt wird. Durch die
Anwendung einer solchen Drosselregelung, beispielsweise mittels
eines Schiebers als Drosseleinheit, kann zusätzlich erreicht werden, daß beispielsweise
in einem Leistungsbereich zwischen –50 % und –100 % (Pumpenbetrieb) die
Zuschaltung der Turbine nicht erforderlich ist und in einem Leistungsbereich
von 0 bis +50 % (Turbinenbetrieb) die Pumpe noch gekuppelt bleiben
kann. Dadurch kann die Anzahl der Zu- und Abschaltvorgänge für die Turbine
und für
die Pumpe reduziert werden. Entsprechend ist erfindungsgemäß daher
mit Vorteil vorgesehen, daß die
Drosselregelung auch bei einem niedrigen Netz-Leistungsbedarf, bei
Weiterlaufen der Pumpe, durchgeführt
wird.
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Für die Regelung
ist es weiter günstig,
wenn die Zeit für
das Erreichen der vollen Leistung der Pumpe nach deren Einschalten
im Wesentlichen dem Kehrwert der Regelgeschwindigkeit der Turbine entspricht.
Wenn daher die Regelgeschwindigkeit für die Turbine mit x% pro Sekunde
angegeben wird, erreicht in diesem Fall die Pumpe ihre volle Leistung (–100% Leistung)
in einer Zeit von 100/x Sekunden (s). Die Größe x kann dabei beispielsweise
5 betragen, d.h. die Regelgeschwindigkeit beträgt z.B. 5%/s, so daß dementsprechend
die Pumpe innerhalb von 20 s auf Voll-Last gebracht wird.
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Für das gewünschte schnelle
Einschalten der Pumpe ist es überdies
vorteilhaft, wenn alle zum Betrieb der Pumpe erforderlichen Hilfsantriebe
bereits vor Erreichen des vorgegebenen Werts aktiviert werden.
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Schließlich ist
es auch von Vorteil, wenn die Pumpe mit einer den Druck auf ihrer
Zulaufseite erhöhenden
Vorpumpe betrieben wird. Dies ist dann zweckmäßig, wenn die Pumpe – die einen
bestimmten Zulaufdruck (z.B. 3 bis 5 bar) benötigt – nicht tief genug, relativ
zum Unterbecken, angeordnet werden kann.
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Die
Erfindung wird nachfolgend anhand von bevorzugten Ausführungsbeispielen,
auf die sie jedoch nicht beschränkt
sein soll, und unter Bezugnahme auf die Zeichnung noch weiter erläutert. In
der Zeichnung zeigen im Einzelnen:
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1 ein Schema eines Speicherkraftwerkes;
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2 in einem Diagramm einen üblichen Leistungsverlauf
im Netz über
einen Zeitraum von 24 Stunden;
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3 in einem gegenüber 2 größeren Maßstab ein Detail des Leistungsverlaufs
innerhalb des zugehörigen
Regelbandes;
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4 in einem Diagramm den
Leistungsverlauf über
einen Teil eines Tages bei einem bekannten Kraftwerk mit hydraulischem
Kurzschluß;
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5 ein Schema eines Speicherkraftwerkes,
bei dein die erfindungsgemäße Technik
Anwendung findet;
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6 eine schematisierte, zur
Vorrichtung gemäß 5 gehörige Regelkurve;
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7 ein Schema ähnlich jenem
gemäß 5, wobei nun jedoch der
Pumpe eine Vorpumpe zur Erhöhung
des zulaufseitigen Drucks zugeordnet ist;
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eine
zur Anordnung gemäß 7 gehörende Regelkurve ähnlich der
Darstellung in 6;
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9 in einem Diagramm einen
Ausschnitt aus dein Leistungsverlauf innerhalb des Regelbandes bei
Anwendung der erfindungsgemäßen Technik;
und
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10 ein ähnliches Diagramm wie in 9, wobei verschiedene Parameter
verdeutlicht sind.
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In 1 ist ganz schematisch eine
im Prinzip herkömmliche
Speicherkraftwerksanlage 1 gezeigt, bei der Wasser aus
einem Oberbecken (Staubecken) 2 über einen Druckstollen 3,
dein ein Wasserschloß 4 zugeordnet
ist, und über
einen Druckschacht 5 einem Kraftwerk G zugeführt wird.
Das eigentliche Kraftwerk G umfaßt dabei als Maschinenkomponenten
an einer gemeinsamen Welle 7 wenigstens eine Turbine 8,
wenigstens einen zugehörigen
Motorgenerator 9 sowie weiter wenigstens eine Pumpe 10.
Die Turbine 8 ist dabei einem Turbinen-Unterwasserkanal 11 zugeordnet,
der zu einem Unterbecken 12 führt. Von diesem Unterbecken 12 führt ein
Pumpwasserstollen 13 zur gegenüber dein Unterbecken 12 tiefer
angeordneten Pumpe 10, die ablaufseitig mit dein Druckschacht 5 bzw.
der Turbine 8 verbunden ist. In herkömmlicher Weise zusätzlich angeordnete
Absperrorgane (Schieber) sind in 1 der
Einfachheit halber weggelassen worden.
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In 2 ist ein beispielhafter
Leistungsverlauf in einem Stromnetz über einen Zeitraum von 24 Stunden
veranschaulicht. Da das Stromnetz selbst keine Energie speichern
kann, muß die
vom Netz an Verbraucher abgegebene Leistung immer ganz genau mit
der in den Kraftwerken erzeugten Leistung im Gleichgewicht sein.
Wenn dies nicht der Fall ist, ändert
sich die Frequenz andauernd.
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Wie
ersichtlich ist der Verlauf der Leistung nicht ausgeglichen und
gleichmäßig, vielmehr schwankt
die Leistung um einen – sich ändernden – Mittelwert 14 innerhalb
eines Regelbandes 15. Diese Leistungsänderungen können bei gleichzeitiger Einhaltung
der Netzfrequenz bei der derzeitigen Technik nur mit rasch regelbaren
Turbinen ausgeregelt werden.
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In 2 ist weiter angedeutet,
daß ein Grundlastbereich 16 gegeben
ist, in dein die elektrische Leistung durch Kernkraftwerke, Laufkraftwerke oder
Braunkohlekraftwerke erbracht wird; in einem Mittellastbereich 17 (leicht
punktierter Bereich im Diagramm von 2)
wird die elektrische Leistung durch Steinkohlekraftwerke oder Erdölkraftwerke
erbracht; in einem Spitzenlastbereich 18, der durch eng punktierte
Bereiche veranschaulicht ist, wird die elektrische Leistung durch
Hochdruck-Wasserkraftanlagen und Gaskraftwerke erbracht.
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In 3 ist mehr im Detail der
Leistungsverlauf innerhalb des Regelbandes 15 gezeigt,
wobei der tatsächliche
Leistungsverlauf 19 stark um den Mittelwert 14 herum
schwankt, was nicht nur auf den schwankenden Verbrauch, sondern
vielfach auch darauf zurückzuführen ist,
daß an
das Netz liefernde Erzeuger, wie insbesondere Windkraftwerke, ihre Leistung
rasch und ungeplant verändern
oder auch kurzfristig ausfallen. Weiter ist der prognostizierte Leistungsbedarf 20 eingezeichnet,
wobei sich aus den Abweichungen des tatsächlichen Leistungsverlaufs 19 das
erforderliche Ausmaß der
Regelleistung 21 ergibt.
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Wie
somit ersichtlich ist es erforderlich, einen Ausgleich für diese
Schwankungen vorzusehen, die wie erwähnt außer auf rasch wechselnde Lasten
der Verbraucher auch auf nicht regelfähige Leistungen von Einspeisern,
wie Windenergiekraftwerken, die plötzlich abschalten müssen, zurückzuführen sind. Hierfür wäre es denkbar,
thermische oder hydraulische Maschinensätze derart in Teillast zu betreiben, daß die minimale
Leistung der unteren Grenze des Regelbandes entspricht und die abgegebene
elektrische Leistung rasch entsprechend dem Bedarf hoch geregelt
wird. Diese Betriebsweise führt
aber bei thermischen Maschinensätzen
zu hohen Wirkungsgradverlusten im Teillastbereich und bei hydraulischen
Maschinen zu einem hohen Wasserverbrauch und zur Lieferung von geringwertiger
Bandenergie. Der Betriebspunkt (Nullpunkt) des Regelkraftwerkes soll
daher Idealerweise in der Mitte des Regelbandes liegen. Auf diese
Weise wird das ganze Regelband bedient und in Summe gleich viel
Energie geliefert wie bezogen.
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An
sich sind hydraulische Turbinen für rasche Regelaufgaben im positiven
Leistungsbereich sehr gut geeignet. Überschußleistung im Netz kann von
Pumpen aufgenommen werden. Derartige Pumpen in Pumpspeicheranlagen
sind jedoch nur mit großem
Aufwand und auch dann bloß in
einem sehr engen Bereich ihrer Leistungsfähigkeit – z.B. mittels Drehzahlregelung – regelbar,
vgl. z.B.
DE 40 25 168 C .
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Für die Leistungsregelung
im negativen Bereich wurde bereits grundsätzlich eine Regelung mit einem
sog. hydraulischen Kurzschluß vorgeschlagen,
bei dem gleichzeitig Pump- und Turbinenbetrieb gefahren wird; dabei
kann geregelt Leistung vom Netz aufgenommen werden. Wird nun ein
Maschinensatz als Turbine betrieben und parallel dazu ein weiterer
Maschinensatz mit Turbine und Pumpe in der Betriebsart "Hydraulischer Kurzschluß", dann ist eine Leistungsregelung
von plus 100 % (max. Turbinenleistung) bis minus 100% (max. Pumpenleistung) derart
möglich,
daß ein
hoher Wasserverbrauch insgesamt vermieden werden kann.
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In 4 ist ausschnittsweise ein
beispielhafter Regelungsverlauf bei hydraulischem Kurzschluß veranschaulicht,
wobei beispielsweise über
einen Zeitraum 22 von fünf
Stunden nur eine Pumpe betrieben wird, die eine Leistungsaufnahme
von 100 MW hat (bloßer
Pumpbetrieb). Danach folgt eine Stillstandsphase 23, die
beispielsweise mehr als eine Stunde dauert, wonach eine Leistungsregelung durch
Regelung einer Turbine in Überlagerung
zu einem Pumpbetrieb (hydraulischer Kurzschluß) erfolgt (Zeitintervall 24).
Oberhalb dieses Leistungsverlaufs 25 ist in 4 schematisch mit strichpunktierter
Linie der Verlauf des Wasserstandes 26 im Oberbecken veranschaulicht,
wobei ersichtlich ist, daß in
der Phase 22 mit reinem Pumpbetrieb der Wasserpegel ansteigt,
in der Stillstandsphase 23 der Wasserpegel konstant bleibt
und danach in der Phase 24 in der Betriebsart "Hydraulischer Kurzschluß" weiter leicht ansteigt,
da die Pumpe mehr Wasser ördert
als die Turbine abarbeitet.
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Wird
dann nach entsprechender Umschaltzeit 23' in den Turbinenbetrieb (vgl. die
Phase 24' rechts
in 4) gewechselt, sinkt
der Wasserpegel 26 wieder. Es ist hieraus erkennbar, daß beim hydraulischen
Kurzschluß die
Leistung auch in einem negativen Leistungsbereich geregelt werden
kann. Wenn beispielsweise die Leistung der Turbine (z.B. 130 MW)
größer ist
als die Leistung der Pumpe (z.B. –100 MW), so ist die Regelbandbreite
während
dieses hydraulischen Kurzschlusses gleich der Differenz dieser beiden
Leistungen, also beispielsweise –100 MW (Turbinenleistung 0)
bis +30 MW (Turbinenleistung 130 MW).
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Nachteilig
ist bei der bekannten Technik mit hydraulischem Kurzschluß, daß zwischen
den verschiedenen Betriebsarten "Turbinenregelung" und "Hydraulischer Kurzschluß mit Turbinenregelung" relativ lange Umschaltzeiten
oder Totzeiten vorliegen, so daß eine
echte Netzregelung nicht möglich
ist. Für eine
solche Netzregelung wäre
ein kontinuierliches Leistungsband von +100 % (wenn das Netz die
volle Leistung benötigt)
bis –100
% (im Netz ist die maximal aufnehmbare Überschußleistung vorhanden) notwendig,
und innerhalb dieses Leistungsbandes ist eine Regelung ohne zeitliche
Verzögerungen
und mit einer definierten Regelgeschwindigkeit von x % pro Sekunde
erforderlich. Eine solche Technologie ist bei der vorliegenden Anlage
vorgesehen und wird nun nachfolgend anhand der 5 bis 10 noch
näher erläutert.
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In 5 ist der erforderliche
Maschinensatz etwas mehr im Detail, verglichen mit 1, dargestellt, wobei entsprechende Komponenten
mit den selben Bezugszeichen wie in 1 bezeichnet
sind. Der gemeinsamen Welle 7 sind wieder eine Turbine 8 und
ein Motorgenerator 9 sowie eine Pumpe 10 zugeordnet.
In 5 ist weiter eine
Anwurfvorrichtung 27 für
die Pumpe 10 schematisch dargestellt; hierbei kann es sich
im Wesentlichen um einen hydraulischen Wandler handeln, der bei
Einschalten der Pumpe 10 möglichst rasch gefüllt wird,
um schließlich die
Pumpe 10 auf Synchrondrehzahl zu beschleunigen und über die
Welle 7 mit dein Motorgenerator 9 zu kuppeln.
Erst wenn die Pumpe 10 gekuppelt ist, kann ein Schieber 28 an
der Ablaufseite der Pumpe 10 geöffnet werden. Standardmäßig sind
zwei weitere Schieber 29 und 30 im Zulauf zur
Turbine 8 vorgesehen.
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Wie
aus 5 ersichtlich ist,
ist die Pumpe 10 über
den Schieber 28, eine Steigleitung 13' und die Turbinenzulaufleitung 11' über den
Schieber 30 mit der Turbine 8 verbunden. Auf diese
Weise kann über
die Komponenten 11, 12, 13, 28, 13', 11' und 30 ein
hydraulischer Kurzschluß von
Pumpe 10 und Turbine 8 herbeigeführt werden.
Es ist hierbei jedoch nicht notwendig, daß die gesamte von der Pumpe 10 gepumpte
Wassermenge über
die Turbine 8 dem Unterbecken 12 wieder zugeführt wird,
vielmehr kann ein Teilstrom über
den Schieber 29 dein Stausee oder Oberbecken 2 zugeführt werden,
um dort den Wasserstand zu erhöhen.
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Der
Schieber 28 hat als regelbare Drosseleinheit einen nur
schematisch angedeuteten Regeleingang 28', welcher ebenso wie Regel- bzw.
Steuereingänge 10', 27', 8' und 9' der Pumpe 10,
der Anwurfvorrichtung 27, der Turbine 8 und des
Motorgenerators 9 an eine Regel- und Steuereinheit 31 angeschlossen
ist. Diese Regel- und Steuereinheit 31 überwacht auch über eine
Leitung 32 die Anschaltung des Netzes 33 und erhält über eine
Leitung 34 Informationen betreffend die Leistungsanforderung des
Netzes zugeführt.
Schließlich
ist der Vollständigkeit
halber in 5 auch eine
Schaltanlage 35 veranschaulicht.
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In 6 ist eine zu 5 gehörige beispielhafte Regelkurve
(Leistung P über
der Zeit t) schematisch veranschaulicht, wobei eine Regelkennlinie 36 für die Turbine 8 im
positiven Leistungsbereich gezeigt ist. Im negativen Leistungsbereich
ist eine Regelkennlinie 37 für die Kombination von Pumpe 10 und
Turbine 8 veranschaulicht. Wenn die Regelkennlinie 36 für die Turbine 8 mit
der vorgegebenen Geschwindigkeit x % pro Sekunde absinkt und gegen Null
geht, wird vor Erreichen des Null-Durchgangs (oder eines anderen
vorgegebenen Werts) bei 38 ein Start von Pumpen-Hilfsantrieben
oder -einrichtungen, wie z.B. Ventilen, Lagerölpumpen etc., veranlaßt, bevor
bei 39 die Pumpe 10 eingeschaltet wird. Mit der
Zeitdifferenz 40 ist daher die Zeitspanne für den Anlauf
der Pumpen-Hilfsantriebe verdeutlicht.
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Während in 6 mit geraden Linien die
ideale Regelkennlinie 37 für die Pumpe plus Turbine angegeben
ist, ist mit der Kurve 41 die tatsächliche Leistungsaufnahme der
Pumpe 10 veranschaulicht, wobei in einer ersten Phase 42 die
Beschleunigung der Pumpe 10 erfolgt, bis sie zu einem Zeitpunkt 43 über die
Anlaufvorrichtung 27 mit der Welle 7, der Turbine 8 bzw.
dem Motorgenerator 9 gekuppelt und sodann der Schieber 28 geöffnet wird.
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Zum
Zeitpunkt 44 ist der Schieber 28 endgültig offen,
so daß für das gesamte
Zeitintervall beginnend beim Start 39 bis zum Vorliegen
des Schiebers 28 in der Offenstellung im Zeitpunkt 44 ein
Zeitintervall 45 verstrichen ist, das bevorzugt dein Kehrwert der
Regelgeschwindigkeit x % pro Sekunde entspricht, d.h. 100/x Sekunden
beträgt.
In einem praktischen Beispiel einer Computersimulation betrug die Regelgeschwindigkeit
5 % pro Sekunde und dementsprechend das Zeitintervall 45 für das Erreichen
der Voll-Last der
Pumpe 10 (ab dem Nulldurchgang) 20 Sekunden.
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Wenn
dann der Leistungsbedarf im Netz 33 wieder steigt, wird
beim Null-Durchgang, im Punkt 50, der Schaltbefehl "Pumpe AUS" für die Pumpe 10 aktiviert,
und der Schieber 28 wird wieder geschlossen, was eine Zeit 51 dauert.
Zum Zeitpunkt 52 ist der Schieber 28 dann geschlossen,
und es kann die Pumpe 10 mit Hilfe der Anwurfvorrichtung 27 von
der Welle 7 abgekuppelt werden.
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Insgesamt
ergibt sich somit ein außerordentlich
rasches Zu- und Abschalten der Pumpe 10, das sog. "Pumpentakten". Das Fahren einer
Leistung P = 0 ist bei einem reinen Turbinenbetrieb ohne weiteres möglich, ebenso
jedoch in der Betriebsart "Hydraulischer
Kurzschluß", wo dann eine außerordentlich
rasche Leistungsaufnahme aus dem Netz möglich ist, da die Pumpe 10 bereits
läuft.
Da in der Betriebsart "Hydraulischer
Kurzschluß" sowohl die Pumpe 10 als auch
die Turbine 8 in Betrieb sind, kann jede negative Leistung
(Leistungsaufnahme aus dein Netz 33) im Bereich von Null
bis –100%
mit der Regelgeschwindigkeit x % pro Sekunde angefahren werden.
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Mit
Hilfe des Schiebers 28 oder allgemein einer Drosseleinheit
kann überdies
eine zusätzliche Drosselregelung
vorgesehen werden, wobei in einem niedrigen Leistungsbereich zwischen
z.B. –50%
und –100%
einerseits die Zuschaltung der Turbine 8 nicht erforderlich
ist und so ein Drosselregelungsbereich 53 definiert wird,
und andererseits im niedrigen positiven Leistungsbereich (z.B. 0
bis +50 %, vgl. Drosselbereich 54 in 6) die Pumpe 10 noch gekuppelt bleiben
kann. Auf diese Weise kann die Anzahl der Zuschaltvorgänge für die Turbine 8 und
die Pumpe 10 reduziert werden.
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In 7 ist eine Anlage ganz ähnlich jener gemäß 5 in einem vergleichbaren
Schema gezeigt, wobei entsprechende Komponenten mit den selben Bezugszeichen
bezeichnet sind, und wobei sich, soweit gleiche Komponenten gegeben
sind, eine Wiederholung der Beschreibung erübrigen kann. Im Unterschied
zu 5 ist bei der Anlage
gemäß 7 nun der Pumpe 10 auf
der Zulaufseite eine Vorpumpe 55 vorgeschaltet, um so zulaufseitig den
Druck zu erhöhen.
Eine solche Vorpumpe wird dann vorgesehen, wenn die Pumpe 10 zur
Verhinderung von Kavitationen nicht tief genug, bezogen auf das
Unterbecken 12, angeordnet werden kann.
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8 zeigt dann ein zugehöriges Regeldiagramm ähnlich jenem
gemäß 6, wobei sich gegenüber 6 die folgenden Änderungen
im Hinblick auf das Vorsehen der Vorpumpe 55 ergeben: Zum
Zeitpunkt 39 "Start
der Pumpe 10" wird
auch die Vorpumpe 55 eingeschaltet. Gleichzeitig beginnt auch
die Beschleunigung der Pumpe 10 und damit die Leistungsaufnahme 41 der
Pumpe 10. Wenn bei steigendem Leistungsbedarf im Netz die
Pumpe 10 wieder abgeschaltet wird, wird bei 50 auch die
Vorpumpe 55 wieder ausgeschaltet, was in 8 zusätzlich
mit dem Befehl 57 angedeutet ist.
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Im Übrigen entspricht
das Diagramm von 8 jenem
von 6, so daß diesbezüglich auf
die vorstehend anhand der 6 erfolgte
Beschreibung verwiesen wird.
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Insgesamt
ergibt sich somit ein Netz-Leistungsverlauf mit einer Regelung über die
Bandbreite von –100
% bis +100 %, wobei Beispiele hierfür in 9 und 10 gezeigt
sind. Gemäß 9 ist mit einer voll ausgezogenen
Linie der tatsächliche
Netz-Leistungsverlauf 58 (Leistung P) über der Zeit t veranschaulicht,
mit einer strichpunktierten Linie ist der Turbinen-Leistungsverlauf 59 gezeigt
und mit einer strichlierten Linie der Pumpen-Leistungsverlauf 60. Bei 61 ist
schließlich
noch eine kurzzeitige Leistungsregelung mit Hilfe des Schiebers 28 (Leistungsregelung "Drosselung Pumpe") veranschaulicht.
In der Betriebsart "Hydraulischer
Kurzschluß" ergibt sich somit
der Netz-Leistungsverlauf 58 aus der Differenz 62 des
Turbinen-Leistungsverlaufs 59 und des Pumpen-Leistungsverlaufs 60.
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Ein
solcher Leistungsverlauf ist nochmals schematisch in 10 verdeutlicht, wobei bei 63 der vom
Netz geforderte positive Leistungsverlauf, unter Regelung mittels
der Turbine 8, und bei 64 der negative Leistungsverlauf
veranschaulicht ist, der sich bei einem Leistungsüberschuß im Netz
ergibt, wobei während
dieser Zeit eines Leistungsüberschusses
im Netz die Pumpe 10 eingeschaltet wird, deren Leistung
mit der vereinfacht dargestellten Kurve 65 in 10 veranschaulicht ist.
Mit dein Pfeil 62' ist
in 10 beispielhaft die
Differenzleistung angedeutet, die sich durch die Abgabe von Leistung
durch die Turbine 8 sowie bei Aufnahme von Leistung (100
%) durch die Pumpe 10 ergibt; die jeweilige Turbinenleistung
ist ausgehend vom negativen Maximalwert der Pumpenleistung (beispielsweise –80 MW)
positiv hinzuzurechnen. Beispielsweise beträgt die Turbinenleistung zum
angegebenen Zeitpunkt (Pfeil 62') ca. 35 MW, so daß zu diesem
Zeitpunkt die netto aus dein Netz bezogene Leistung ca. (–)45 MW
beträgt.
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Damit
die volle Spannweite der Leistung, von der maximalen positiven Turbinenleistung
bis zur vollen negativen Pumpleistung, als Regelleistung genutzt
werden kann, sind alle Komponenten zwischen dein Oberbecken 2 und
dem Unterbecken 12 entsprechend den erhöhten Belastungen auszulegen. So
haben im Triebwasserweg 3, 5 die fortlaufenden Laständerungen
unmittelbare Änderungen
der Fließgeschwindigkeit
und Fließrichtung
zur Folge, wodurch Druckschwingungen entstehen, die sich auf die
Betriebsfestigkeit des Triebwasserweges 3, 5 auswirken.
Dementsprechend Betriebsfest muß dieser
Triebwasserweg 3, 5 ausgebildet werden.
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Wichtig
ist hier auch die Auslegung des Wasserschlosses 4 (vgl. 1), das an sich zur Begrenzung
derartiger Druckanstiege dient, wobei kinetische Energieüberschüsse und
-defizite ausgeglichen werden, ohne daß es zu schädlichen Druckstößen, zu
einem Überlauf
des Wasserschlosses 4 bzw. zu einem Lufteinzug durch Unterdruck
kommen kann. Grundsätzlich
sind Wasserschlösser
gemäß Stand der
Technik so dimensioniert, daß Regelvorgänge bei Turbinenbetrieb
möglich
sind. Bei diesen herkömmlichen
Regelvorgängen ändert sich
aber die Fließrichtung
nicht. Da bei der vorliegenden Technologie eine rasche und in rascher
Folge auftretende Richtungsumkehr gegeben ist, ist das Wasserschloß 4 entsprechend
leistungsfähig
auszulegen.
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Auch
die Anwurfvorrichtung 27 ist vergleichsweise leistungsstark
auszulegen, damit ausgehend vom Turbinenbetrieb das Zuschalten der Pumpe 10 in
der definierten Regelzeit möglich
ist, d.h. die Pumpe 10 in der gewünschten kurzen Zeit auf die
Synchrondrehzahl beschleunigt und mit dem übrigen Maschinensatz gekuppelt
werden kann. In vergleichbarer Weise muß bei der anhand der 7 und 8 beschriebenen Variante mit Vorpumpe 55 der Antrieb
der Vorpumpe 55 für
ein dauerndes Zu- und Abschalten in kurzen Zeitintervallen ausgelegt
sein, wobei diese Schaltvorgänge
beispielsweise in Minutenintervallen möglich sein müssen.
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Für die Pumpe
(bzw. Hauptpumpe) 10 gilt, daß je komplexer und vielfältiger die
Betriebsarten und Regelvorgänge
sind, umso größer die
Gefahr ist, daß es
genau in den ungünstigsten
Betriebszuständen
zu Störungen
kommt (z.B. Öffnen
des Leistungsschalters aufgrund einer Gefahrmeldung). Dabei kann
es zu Drehzahlanstiegen kommen, und die dabei auftretenden Drücke und
Schwingungen müssen von
den Bestandteilen der Pumpe 10 schadlos ausgehalten werden.
So ist insbesondere das Gehäuse der
Pumpe 10 entsprechend druckfest auszuführen, da der Druck der Pumpe 10 ungefähr mit dein
Quadrat der Drehzahl (bei geschlossenem Schieber 28) steigt.
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Damit
die Pumpe 10 rasch zu- und abgeschaltet werden kann, muß auch der
Schieber 28 innerhalb kurzer Zeit geöffnet und geschlossen werden können. Dabei
ist insbesondere beim Schließvorgang
ein besonders gestuftes Schließgesetz
zweckmäßig, um
zusätzliche
Druckstöße zu vermeiden.
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Selbstverständlich sind
im Rahmen der Erfindung Abwandlungen und Modifikationen der vorstehend
beschriebenen Ausgangsbeispiele möglich. So ist insbesondere
auch ein Betrieb mit mehreren Turbinen und/oder mehreren Pumpen
(z.B. in Parallelschaltung) möglich,
und es ist auch nicht unbedingt notwendig, daß die volle Leistung der Pumpe
jener der Turbine entspricht.