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Pumpspeicherkraftwerke dienen meist der Zwischenspeicherung elektrischer Energie und nehmen angesichts der steigenden Bedeutung regenerativer Energieträger, wie Wind und Sonne, welche unstetig Energie produzieren, eine wachsende Bedeutung ein, um eine kontinuierliche Stromversorgung sicherzustellen. Pumpspeicher sind dabei hocheffizient zu betreiben und können bei ausreichender Größe und Höhenunterschied eine große Energiemenge nahezu verlustfrei speichern. Sie sind daher ideal für die kurzfristigere Speicherung zur Pufferung von Tageslastspitzen bzw. von wenigen Tagen Dauerbetrieb bei reduzierter Leistung geeignet.
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Vor allen Dingen bei einem Umstieg auf eine nahezu 100% regenerative Energieversorgung ist die Speicherung von Energie mittels brennbarer Gase unerlässlich. So kann mit diesen Gasen in Zeiten hohen Stromangebots für Zeiten längerer Flauten (Windkraft) und geringer Sonneneinstrahlung (Photovoltaik) vorgesorgt werden, welche mit einfachen Speicherkraftwerken wie einem Pumpspeicherkraftwerk nicht abzupuffern sind. Gegenwärtig werden viele Konzepte diskutiert die unter anderem eine unterirdische Gaslagerung vorsehen. Dabei ist die Energieversorgung über solches Gas grundsätzlich energetisch gesehen sehr ineffizient, denn nur 30–40% der verwendeten Primärenergie (Strom) lassen sich in der Regel rückverstromen. Ein Teil der beim Verstromen freiwerdenden Wärme kann zwar für Heizungs- oder Prozesswärmezwecke genutzt werden, gemeinhin gilt diese Option aber nur für längere Deckungslücken als sinnvoll, sofern andere Technologien mit hohen Wirkungsgraden für kürzere Deckungslücken verfügbar sind.
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Klassische Pumpspeicherkraftwerke sind aber durch die Notwendigkeit von Höhenunterschieden und die ungeeigneten Gegebenheiten in vielen Regionen in der Anzahl begrenzt. Es gibt aber neue Konzepte die diese Probleme teilweise aushebeln. So sind in der
EP 2315934 Kraftwerke genannt die durch Auflasten den Wasserdruck verstärken oder in der
DE 10 2011 106 040.9 durch einen hohen Gasdruck die gespeicherte Energiemenge erhöhen. Auch reine Speicher mit Gewichten also Lageenergiekraftwerke sind als Prinzipien zur Energiespeicherung bekannt. All diesen Methoden ist gemein, dass die gespeicherte Energiemenge, also die Energiedichte, relativ gering ist und die Anlagen immer teurer als klassische Pumpspeicherkraftwerke sind, wobei es auch hier noch deutliche Unterschiede in den Errichtungskosten gibt.
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Aufgabe der Erfindung ist es ein effizientes Speicherkraftwerk für die Kurzfristspeicherung im Stunden/Tagesbereich und mit hohem Wirkungsgrad der Speicherzyklen wie bei einem Pumpspeicherkraftwerk zu kombinieren mit der langfristigen Speicherung von Energie im Tages/Wochenbereich um so kostengünstig und mit einer hohen Energiedichte ein Speichersystem zur Verfügung zu stellen.
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Dies wird nach Anspruch 1 gelöst in dem mindestens zwei kombinierte Energiespeicher basierend auf a.) einem hydraulischen Energiespeicher bestehend aus einer Pumpspeichereinheit mit einer Flüssigkeit unter einem Gasdruck oberhalb Atmosphärendrucks in einem mindestens auf der Druckseite gasdichten System und mit b.) mindestens 10% des Druckgases des Gesamtsystems bestehend aus einem brennbaren oder durch chemische Reaktion zur Energiegewinnung nutzbarem Gas mit einem Gasdruck oberhalb Atmosphärendrucks über der Flüssigkeit des Pumpspeichers und/oder c.) der Erzeugung von Energie durch Entspannung des unter Druck gespeicherten Gases eingesetzt werden. Solch ein kombiniertes System vereint vor allen Dingen vorteilhaft die hohen Speicherwirkungsgrade von über 80% von Pumpspeichersystemen mit der hohen Energiedichte von brennbare Gasen, die jedoch nur mit einem niedrigerem Wirkungsgrad erzeugt und anschließend wieder verstromt werden können, so dass am Ende ca. 40% Wirkungsgrad bei der Verstromung plus Prozesswärme steht. Dies ist jedoch für das in der Regel nur selten genutzten Langzeitspeichermedium des brennbaren Gases ein akzeptabler Wert, da er Wochen mit Deckungslücken konventioneller bzw. regenerativer Energieerzeugung überbücken kann, was durch andere Speicher nicht zu akzeptablen Kosten möglich ist. Vorteilhaft gegenüber getrennten Systemen ist die Kompaktheit und der Verzicht auf einen separaten Speicher für das Gas selbst. Dabei kann zudem die Energieeinspeisung gemeinsam genutzt werden was die Installations- und Netzanbindungskosten weiter senkt. Zudem ermöglicht die als dritte Option mögliche zusätzliche Entspannung des brennbaren Gases oder von Luft, die unter Druck über der Flüssigkeit gespeichert wird, die Reichweite des Kraftwerks bei kurzfristiger Energieknappheit, ohne die Verstromung des brennbaren Gases beginnen zu müssen, zu verlängern. Besonders vorteilhaft ist jedoch die Kombination von Anspruch 1a.) und b.), da dies im Dauerbetrieb am einfachsten und am kostengünstigsten zu realisieren ist. Die nach 1c.) mögliche Gasexpansion benötigt in der Regel eine Erwärmung des Gases um den Wirkungsgrad auf 60–70% zu heben, was den konstruktiven Aufwand des Kraftwerks wegen der dafür notwendigen Wärmetauscher erhöht. Optional kann aber auch das brennbare Gas welches entspannt wird zusätzlich durch Verbrennung die Energie liefern. Dann ist es häufig aber vorteilhafter den hohen Gasdruck für eine effiziente Gasverbrennung in einer Gasturbine zu nutzen, die durch die gleichzeitige Expansion des Gases einen höheren Wirkungsgrad ermöglicht und den Aufwand für unterschiedliche Energiewandler reduziert.
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Das Pumpspeicherkraftwerk ist dabei durch den Betrieb mit einer Flüssigkeit die unter einem hohen Gasdruck steht unabhängig von der Topographie des Aufstellungsortes errichtbar. So ist dies ebenerdig, unter Tage, unter Wasser oder in Kombinationen davon möglich wobei der druckarme Bereich in den die Flüssigkeit unter Energiegewinnung gelangt auch über dem Druckbehältnis liegen kann ohne den Gesamtwirkungsgrad negativ zu beeinflussen. Dies verringert jedoch die Speicherdichte die durch einen zusätzlichen Höhenunterschied noch erhöht werden kann. Als einfachstes Betriebsmedium für das Pumpspeicherkraftwerk dient nach Anspruch 2 Wasser aber auch Salzwasser ist gut geeignet, da Salzwasser weniger Gas löst was im Pumpspeicherprozess wiederum aufgefangen werden muss. Als energietragendes Gas ist nach Anspruch 3 Wasserstoffbevorzugt, da sich damit im Gegensatz zu z. B. Methan, welches auch genutzt werden kann, bei niedrigen Temperaturen und hohen Drücken kein Stoff wie Methanhydrat bilden kann, wie es sonst bei unzureichender Isolation im Winter möglich ist. Zudem sind die erzielbaren Wirkungsgrade höher, da die Methansynthese wiederum Wasserstoff und CO2 oder CO als Ausgangsstoffe benötigt, was den Prozess in Summe ineffizienter macht. Bevorzugt werden Betriebsdrücke die maximal mindestens 50 bar und bei Entspannung durch Betrieb des Pumpspeichers auf ca. 10–30 bar absinken. Bei Nutzung des brennbaren Gases für die Energiegewinnung aber auch bei Nutzung des Druckgases zur adiabatischen oder isothermen Expansion, z. B. in einer Expansionsturbine, kann der Druck bis auf Atmosphärendruck absinken. Idealist aber ein insgesamt höherer maximaler Betriebsdruck um die Energiedichte des Speicher in eine wirtschaftlich sinnvolle Höhe zu heben. Dabei steigen zwar bei Nutzung von Druckbehältern die Materialkosten linear mit dem Druck, aber die benötigte Fläche der Anlage und die Aufstellkosten reduzieren sich. Vor allen Dingen reduzieren sich die Leitungsverluste, da die Flüssigkeitsmenge und damit die Strömungsgeschwindigkeit um dieselbe Energiemenge freizusetzen bei höherem Druck geringer ist. Es ist daher ein maximaler Druck über 100 bar anzustreben was mit modernen Druckgefäßen auch großtechnisch realisierbar ist.
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Die Energie im Gas kann nach Anspruch 5 durch eine klassische Verbrennung und den Antrieb einer Turbine mit Generator als Strom und Wärme oder rein als Wärme zur Beheizung durch Verbrennung und nach Anspruch 6 auch durch eine Brennstoffzelle als Strom und Wärme zurückgewonnen werden.
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Die im Prozess anfallende Wärmeenergie kann zudem nach Anspruch 7 in der Flüssigkeit des Speichers im Speicherbehältnis oder im druckärmeren Vorratsbecken bzw. -behältnis zwischengespeichert werden. Hierbei ist idealerweise für eine ausreichende thermische Isolation des Speichers zu sorgen. Auch muss dabei berücksichtigt werden, dass sich der Betriebsdruck im Speicher bei Erwärmung des Gases erhöht, was bei fast von der Flüssigkeit und damit teilweise auch vom Gas entleertem Speicher kein Problem darstellt. Diese Wärme aus der Umsetzung der Energie im brennbaren Gas kann dann später, aber auch ohne eine Zwischenspeicherung direkt, nach Anspruch 8, idealerweise zur Beheizung oder für Industrieprozesse genutzt werden.
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Bei der Verbrennung von Wasserstoff als Energie tragendes Gas, wie auch beim Betreiben einer Brennstoffzelle, ist es vorteilhaft auch den bei der Elektrolyse anfallenden Sauerstoff zu speichern. Dies ermöglicht zum einen den einfachen Einsatz in Brennstoffzellen und zum anderen auch höhere Verbrennungstemperaturen von bis zu 3000°C bei Verbrennungsprozessen und somit prinzipiell auch höhere Wirkungsgrade. Hier sind aber sowohl bei Gasturbinen als auch Verbrennungsmotoren noch Materialentwicklungen notwendig um solch hohe Prozesstemperaturen dauerhaft zu ermöglichen.
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Da Wasserstoff und Sauerstoff nicht zusammen gelagert werden können bietet es sich in solch einem Fall an nach Anspruch 4 das Speichersystem, oder bei teilweiser Nutzung von Druckluft anstelle eines brennbaren Gases zumindest Teile davon, zu 2/3 für Wasserstoff und zu 1/3 für Sauerstoff auszulegen und die Flüssigkeitskreisläufe und Turbinen des Pumpspeichers dieser Systeme zu trennen. Dies stellt bei großen Systemen in der Regel kein Problem dar, da dann meist mit mehreren Turbinen gearbeitet wird. Prinzipiell ist es auch möglich den Sauerstoff und den Wasserstoff getrennt nur als Gas, ohne die Funktion des Pumpspeicherkraftwerks zu lagern was aber die Kapazität für kurze Spitzenlastleistung der Pumpkraftwerkeinheit reduziert. Diese wird in der Regel häufiger benötigt als die Leistung aus dem Langzeitspeicher, also dem brennbaren Gas.
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Prinzipiell kann das brennbare Gas aber auch parallel mit der Pumpspeichereinheit zur Energieerzeugung genutzt werden. Dies erhöht die maximal verfügbare Spitzenleistung deutlich und benötigt nur eine ausreichende Anschlusskapazität, da die Energieerzeuger aus der Flüssigkeit und aus dem Gas in der Regel getrennt sind. Zwar ist es möglich Generatoren für beide Energieformen gemeinsam zu nutzen, jedoch sind die Energiewandler für die Flüssigkeit (z. B. Wasserturbinen oder Kolbenmaschinen für Flüssigkeiten) und das Gas (z. B. Gasturbine, Verbrennungsmotor, Brennstoffzelle) in der Regel nicht kompatibel, so dass es, im Fall, dass für das Gas keine Brennstoffzelle verwendet wird, meist einen größeren Aufwand erfordert diese Systeme zur gemeinsamen Nutzung eines Generators auszulegen.
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Eine ideale Möglichkeit der Aufstellung bzw. Nutzung besteht darin die Speicher mit Windkraft oder Photovoltaikanlagen in räumlicher Nähe zu kombinieren um so, ohne das Netz zu belasten, in Spitzenerzeugungszeiten Überschüsse aufzufangen und für hohe Nachfrage aber geringe Produktion der Windkraft- und Photovoltaikanlagen wieder in das Netz einzuspeisen. Dies ist neben der Aufstellung nahe Abnehmern von Wärme, insbesondere der Verbrennungswärme bei Nutzung des Langzeitspeichers, der bevorzugte Aufstellungsort für solche Speicher. Die Speicher werden dabei idealerweise in das Erdreich eingelassen, da sie dann, zumindest teilweise, thermisch isoliert sind bzw. der Isolationsaufwand gering ist. Auch vollständig unterirdische Speicher, z. B. in Stollensystemen sind möglich. Bei überirdischer Aufstellung ist eine thermische Isolation der Behälter vorteilhaft um Druckschwankungen wegen Änderungen der Umgebungstemperatur zu minimieren.
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Als brennbares Gas kann aber auch Gas aus der Biogasproduktion verwendet werden, welches so bei hohem Druck in großer Menge eingelagert werden kann um für Zeiten einer geringen Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom zur Verfügung zu stehen.
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Das Pumpspeicherkraftwerk verfügt entweder über ein geschlossenes System in dem vom Druckbehälter über ein Antriebsaggregat Strom erzeugt wird und die Flüssigkeit in einem wiederum geschlossenen Behältnis aufgefangen wird. Das in der Flüssigkeit gelöste Gas wird beim Entspannen frei, weshalb die Antriebsaggregate ebenfalls gasdicht ausgelegt sein müssen und über eine Rückführeinheit für das Gas in den Speicher oder einen Zwischenspeicher verfügen sollten. Typischerweise beträgt der Gasverlust ca. 1.5% bei einem vollen Speicherzyklus (Luft in Wasser) ist aber abhängig vom Gas, der Temperatur und der Flüssigkeit. Das Lösen des Gases verringert zwar den Wirkungsgrad des Pumpspeichers, jedoch nur um 1–2% was durch Vorteile des Systems gegenüber herkömmlichen Pumpspeichern, wie z. B. geringe Leitungsverluste, teilweise wettgemacht wird.
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Der Energiegehalt eines solchen Kraftwerks bzw. Speichers beträgt z. B. für den Pumpspeicher bei einem Speicherbehältervolumen von 10000 m3, einem maximalen Betriebsdruck von 100 bar und einer Reduktion durch den Pumpspeicherbetrieb auf 40 bar, d. h. ca. 60% maximalem Wasserfüllstands bzw. 6000 m3 Wasser ca. 10 MWh nutzbarer Energie. Der Energiegehalt von 4000 m3 Wasserstoff bei 100 bar, also 4000000 m3 Wasserstoff bei Normalbedingungen beträgt 12000000 kWh bzw. 12 GWh von denen ca. 60% direkt in Strom umsetzbar sind. D. h. die Reichweite des Langzeitspeichers ist ca. 700 mal so lang wie die des Pumpspeichers und kann dementsprechend bei Auslegung des Pumpspeichers für 4 Stunden Volllastbetrieb über 100 Tage mit derselben Leistung Strom liefern. Dabei kann der Pumpspeicher zuerst vollständig entleert werden, da der verbleibende Druck in der Regel ausreicht um das brennbare Gas zum Einsatzort wie z. B. eine Brennstoffzelle oder eine Verbrennungsturbine zu bringen. Da solche kombinierten Speicher in einem möglichen Energieszenario mit Strom aus regenerativen Quellen anfangs eher rar sind ist es sinnvoll für den Gasspeicherbetrieb eine hohe Leistung in das Netz einzuspeisen, um einen großflächigen längeren Ausfall der regenerativen Energieerzeugung wegen Flaute und Dunkelheit besser abzupuffern. Entsprechend verringert sich die zur Verfügung stehende Dauer der Energieeinspeisung aus dem Langzeitspeicher bzw. aus dem brennbaren Gas als Energieträger. Für Spitzenzeiten bei fast ausreichender Stromproduktion aus regenerativen Quellen kommt hingegen idealerweise nur der Pumpspeicher zum Einsatz.
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Prinzipiell ist, wie schon erwähnt, der Speicher wie in Anspruch 1 genannt als dreistufiges System aus den Komponenten a.) bis c.) realisierbar in dem zuerst mit hohem Wirkungsgrad der Pumpspeicher geleert wird. Das dann noch unter einem Druck vorhandene Gas wird anschließend idealerweise adiabatisch oder isotherm entspannt und die darin gespeicherte Energie zur Stromerzeugung genutzt. Dabei ist die isotherme Expansion unter Ausnutzung der in der Flüssigkeit oder einem weiteren Wärmespeicher gespeicherten Energie mit Gesamtwirkungsgraden von bis zu 70% realisierbar. Alternativ kann bei einer adiabatischen wie auch isothermen Expansion ein Teil des Gases verbrannt werden und die notwendige Wärmeenergie liefern. Bei einem Speicher mit einem maximalen Druck von 200 bar und Maximierung des Pumpspeicherwirkungsgrades bzw. Energiegehalts liegt der Anfangsdruck für die Gasexpansion bei ca. 80 bar was für einen Druckgasspeicherbetrieb ein typischer, sehr gut geeigneter Wert ist. Hierbei ist es vorteilhaft bei vorgesehener vollständiger Expansion des Gases im Druckbehälter einen Teil des Speichersystems mit Druckluft zu betreiben einen anderen mit einem brennbaren Gas, wobei dann vor allen Dingen letzteres, sofern der Langzeitspeicher verwendet werden muss bei der Expansion zur Energieerzeugung genutzt werden kann bevor es dann verbrannt oder in einer Brennstoffzelle durch Reaktion zu Strom umgewandelt wird. Analog steht bei Nichtbetrieb des Langzeitspeichers eine verlängerte Stromerzeugung durch die abiabatische oder isotherme Entspannung zur Verfügung. Dementsprechend besteht solch ein Energiespeicher idealerweise aus einer Pumpspeichereinheit, einer Gasexpansionseinheit mit Wärmetauscher und einer Gasverstromungseinheit über eine Brennstoffzelle oder Gasturbine. Aber auch die Expansion eines nicht brennbaren Gases wie Luft kann sich lohnen wenn der Engpass zu lang für den Pumpspeicher alleine, aber zu kurz ist um Energie aus dem Langzeitspeicher abzurufen und danach wieder ein Energieüberschuss zu erwarten ist. Denn insbesondere Druckluft lässt sich schnell wieder zur Verfügung stellen. Die Erzeugung eines nennenswerten Drucks des brennbaren Gases dauert jedoch länger, da für die chemische Energiespeicherung in der Regel große Energiemengen notwendig sind. Ob sich ein dreistufiger Ausbau lohnt ist vor allen Dingen von der Auslegung der Komponenten abhängig, d. h. der jeweiligen Nutzungsdauer der einzelnen Stromerzeuger und der Grundkosten. Idealerweise wird der Pumpspeicher am häufigsten betrieben, der Langzeitspeicher eher selten, dann ist er jedoch unersetzlich. Daher ist die Pumpspeicher/Gasentspannungseinheit nur bei kurzfristigen Engpässen, die nicht mit dem Pumpspeicher überbrückbar sind, sinnvoll einsetzbar. Jedoch kann die Druckentspannung wie anfangs schon erwähnt auch beim primären Betrieb mit Gasverbrennung/Brennstoffzelle genutzt werden um die im Gas als Druck bzw. dann als Druckdifferenz enthaltene Energie zu nutzen.
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Da die Erzeugung des oder der brennbaren Gase aufgrund des hohen Energiegehalts lange dauert ist es vorteilhaft das Pumpspeichersystem mit mindestens zwei Stromerzeugern also Turbinen und Generatoren und mehreren Speicherbehältnissen auszurüsten. So kann überschüssiger Strom zuerst konventionell also mit Druckluft den Pumpspeicher befüllen und dann sukzessive das erzeugte brennbare Gas in ausgewählte Behälter eingelassen werden, die in einem flüssigkeits- und gasgetrennten System über eine zweite Turbine betrieben werden. Um die Verluste bei diesem Vorgehen zu minimieren ist es vorteilhaft einen Speicherbehälter der mit dem brennbaren Gas befüllt werden soll vollständig mit der Flüssigkeit zu füllen und das nicht brennbare Gas aus diesem Behälter entsprechend in einen anderen Behälter in dem dann weniger Flüssigkeit ist zu drücken. Dann werden die Systeme getrennt und das erzeugte oder woanders zwischengespeicherte brennbare Gas baut einen Druck über der Flüssigkeit auf, die dabei schon zum Teil, z. B. in das Auffangbehältnis, abgelassen werden muss um Platz für das brennbare Gas zu schaffen und später auf andere Behältnisse verteilt wird. Idealerweise wird dieses Ablassen bei niedrigem Druck erfolgen und erst dann ein hoher Gasdruck des brennbaren Gases aufgebaut um Verluste zu minimieren. Ein mögliches Ablaufschema in Zeichnung 5 zeigt den Vorgang dieser Befüllung und von einigen möglichen Variationen im Detail.
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Zeichnungen 1–4 zeigen unterschiedliche mögliche Ausführungsformen des Speichers. Hier kann die Anzahl der Speicherbehälter in einem System größer sein um die Speichermenge zu erhöhen und optional die Speicherbehälter nicht nur mit einem brennbaren Gas sondern auch mit einem wie beispielsweise mit Sauerstoff oder Luft zu füllen. Dabei sollten sie vom Teil des Systems mit brennbaren Gas getrennt sind, also über gastrennende Behältnisse, Membranen, Turbinen und/oder andere mögliche technische Vorkehrungen um eine Gasvermengung zu unterbinden. Bei Ausführungen mit Luft als Druckgas entfällt die Notwendigkeit der Teile 106, 206, 216, 306 und 406, die die Energieerzeuger mit dem Gas symbolisieren, also z. B. Brennstoffzellen oder Gasturbinen. Diese Teile stellen dann aber bei Nutzung einer zusätzlichen Expansionseinheit nach Anspruch 1c.) entsprechend die Expansionseinheit dar oder bei Realisierung nach Anspruch 1a.) bis c.) sowohl die Expansionseinheit als auch die Einheit die die im Gas gespeicherte Energie durch Verbrennung oder eine Brennstoffzelle in Strom wandelt. Auch sind in den Zeichnungen keine Wärmetauscher eingezeichnet, die sowohl das Gas bei der Expansion mit der in der Flüssigkeit gespeicherten Wärme erwärmen können und im umgekehrten Fall die Wärme aufnehmen, sowie die durch die Gasverstromung anfallende Überschusswärme an die Flüssigkeit übertragen können. Dabei muss die Flüssigkeit nicht die Speicherflüssigkeit sein, sondern kann z. B. auch eine spezielle Wärmespeicherflüssigkeit oder auch ein Feststoffspeicher für Wärme oder ein Salzspeicher bzw. Phasenwandlungsspeicher sein.
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Ein einfacher Wärmetauscher basiert darauf die Flüssigkeit durch das Gas hindurch einzuleiten, also etwas verteilt bzw. zerstäubt in den Behälter zu leiten um die Kompressionswärme aufzunehmen und im umgekehrten Fall durch eine Zusatzpumpe im Behältnis zu versprühen. Dies ist aber bei Nutzung von Membranen zwischen Gas und Flüssigkeit nicht einfach möglich. Hier sind Wärmetauscher z. B. in Form von Rohrleitungen die zwischen Wärmereservoir und Gas die Wärmeenergie transportieren möglich. Im allgemeinen wird bei sehr langsamer Be-. und Entladung des Pumpspeichers keine starke Erwärmung bzw- Abkühlung des Gases erfolgen, da dann die Wärme zwischen Reservoir und Gas z. B. durch Konvektion ausgetauscht wird.
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Zeichnung 1a stellt mögliche Ausführungsformen vor. So sind hier zwei nebeneinander liegende Speicher H1 mit Druck P1 101 und H3 mit Druck P2 102 zu sehen, welche mittels eines Rohres 103 und einer Einheit zur Stromgewinnung bzw. zum Pumpen 104 miteinander verbunden sind. In dieser Einheit kann zudem ein Regelventil eingebaut sein, dies ist aber auch an anderer Stelle der Leitung 103 möglich. Der Behälter 101 ist dabei geschlossen, der Behälter 102 mit einer Leitung und einer Kompressionseinheit 105 ausgelegt um in der Flüssigkeit gelöstes Gas wieder in das Druckgefäß zu pumpen. 106 ist dabei die Verstromungseinheit für das Gas, die idealerweise auf der Hochdruckseite angebracht ist, aber auch eine reine Wärmeerzeugungseinheit z. B. für Industrieprozesse oder die Beheizung sein kann. Dies gilt für alle hier genannten Beispiele.
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Zeichnung 1b ist analog eine Ausführung mit beiden Behältern 101 und 102 unter Tage.
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Zeichnung 2a zeigt eine Möglichkeit der übereinanderliegenden Anordnung. Hier ist der Druckbehälter H1 mit Druck P2 201 oberhalb des Behältnisses H3 mit Druck P2 202 angeordnet, wobei über ein oder mehrere Elemente 204 Energie aus der Druckarbeit des Wassers gewonnen bzw. in H1 gespeichert wird. Analog kann mit 206 Energie aus dem Gas gewonnen werden, 205 dient der Rückführung des in der Flüssigkeit gespeicherten Gases.
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Eine weitere sehr kompakte Ausführungsform ist der Aufbau der Speicher umeinander wie in Zeichnung 2b gezeigt. Hier wird z. B. um den Speicher H1 mit Druck P1 211 eine zweite Hülle 212 als Speicher H3 mit Druck P2 in einem größeren Abstand gelegt und die Flüssigkeit zwischen Innen- und Außenraum über ein oder mehrere Elemente 214 hin- und hergepumpt. 215 ist dabei die Rückführeinheit für das mit der Flüssigkeit als gelöstes Gas in den Außenmantel gelangte Gas, 216 die Gasverstromungseinheit. Prinzipiell kann bei allen Ausführungen das überschüssige Gas auf der Niederdruckseite auch in flexiblen Speicher, also ballonartigen Speichern aufgefangen werden oder immer direkt verstromt werden, also parallel mit der Stromgewinnung aus der Flüssigkeit etwas Gas z. B. verbrannt oder in einer Brennstoffzelle zu Strom und/oder Wärme umgewandelt werden, was die Leistung des Speicherkraftwerks erhöht.
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Beim Aufbau nach 2b ist z. B. bei einer Kugelform die innere Kugel mit einem Radius von ca. 20 m ausgelegt, die äußere mit einem Radius von ca. 25 m, um dasselbe Volumen bzw. ein für die Flüssigkeit ausreichendes Volumen im äußeren Behälter zu erzielen. In Summe ermöglicht dies eine kompakte Aufstellung und das innere, unter hohem Druck stehende Reservoir, wird besser vor Beschädigung von außen geschützt.
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Analog zu Zeichnung 1 kann ein Speicher auch über zwei Behältnisse unter hohem Druck verfügen, welche, wie schon ausgeführt, Vorteile in Bezug auf Wartungsarbeiten bieten. So ist in Zeichnung 3a der Speicher H1 mit Druck P1 ein reiner Gasspeicher, ergänzt um einen Flüssigkeitsspeicher H2 mit Druck P1 301, der z. B. über eine Leitung 303 und ein oder mehrere Energieerzeuger bzw. -speicherelemente die Flüssigkeit zu einem weiteren Speicher H3 mit Druck P2 strömen lassen bzw. pumpen. Hier ist 306 die Einheit zur Energieerzeugung aus Gas und 305 die Pumpeinheit zur Rückführung des in der Flüssigkeit gelösten Gases. Durch die Möglichkeit den Gasspeicher abzutrennen ist es prinzipiell auch möglich mit mehreren Gasspeichern und unterschiedlichen Gasen für die Pumpspeicherkraftwerkeinheit zu arbeiten
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Eine analoge Ausführung ist in Zeichnung 3b, hier aber mit einem offenen natürlichen Speicher in Form eines Sees 307, ausgelegt. Hier wird idealer Weise das in der Flüssigkeit gelöste Gas direkt nach der Turbine aufgefangen und in den Speicher zurückgeführt. Der Vorteil eines geschlossenen Systems ist die Vermeidung von Verunreinigungen des Wassers, z. B. durch Wasserpflanzen, Äste oder andere in natürlichen Gewässern vorkommende Objekte.
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Auch können beide Behälter prinzipiell anders geformt sein wie in Zeichnung 4 gezeigt. Insbesondere in unterirdischen Speichern ist die Form quasi beliebig so lange das System nach außen hin dicht ist. Zudem wird in dieser Zeichnung kurz die Funktionsweise des geschlossenen Systems erläutert wenn die Gasrückführeinheit nicht aktiv ist. So kann Behälter bzw. Speicher H1 401 einen hohen Druck P1 aufweisen (z. B. 100 bar) und Behälter H3 402 einen niedrigen P2 (z. B. 1 bar). Beim Erzeugen von Energie durch die Flüssigkeit über Leitungen 403 und Energieaustauschereinheit 404 sinkt der Druck in Behälter H1 (z. B. auf ca. 50 bar) und steigt in Behälter H3 an (z. B. auf ca. 2 bar). Dies erleichtert gegenüber teilweise offenen Systemen auf der Niederdruckseite die Verwendung von brennbaren Gasen, da das Eindringen von Luft so minimiert wird und sich im Behälter kein explosives Gemisch bilden kann. Des weiteren kann das Gas immer auch durch eine elastische Membran bzw. einen Ballon oder ballonähnlichen Behälter von der Flüssigkeit getrennt sein, um z. B. die Eindiffusion von Gas in die Flüssigkeit und damit Druckverluste zu minimieren. Dann sind die Einheiten 105, 205, 305, 315 und 405 viel kleiner auslegbar bzw. verzichtbar.
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Prinzipiell muss bei allen Ausführungen auch eine Kompressionseinheit für Gas hinzugefügt werden um entweder Luft oder das brennbare Gas in die Behälter zu pumpen. Da dies in sehr vielen unterschiedlichen Ausführungen möglich ist (Nutzung der Einheiten 105, 205, 305, 315 und 405 oder von zusätzlichen Pumpen am Gasstrang, am Flüssigkeitsstrang, Gasverdichtung mit dem Pumpen des Wassers durch Einblasen eines Gases etc.) wurde hier im Detail auf diese Einheit in den Zeichnungen verzichtet.
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Die Speicher können unterirdisch, oberirdisch, in oder zum Teil in einem Gewässer oder auch nur teilweise unter Grund realisiert werden.
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Zu weiteren Details der möglichen Ausführungen der Pumpspeicher wird hier auf den in der
DE 10 2011 106 040.9 offenbarten Inhalt verwiesen.
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Die genannten Beispiele sind nur einige einer Vielzahl von Ausführungsmöglichkeiten und können meist auch miteinander kombiniert werden. So sind die Anzahl und Art der Energieerzeuger und Pumpen vielfältig, genauso wie die Anzahl der Behältnisse und Reservoirs und deren Platzierung. Auch können Flüssigkeits- und Gasgemische anstatt reiner Flüssigkeiten und Gase eingesetzt werden. Wesentlich ist, dass neben der Pumpspeichereinheit mit dem den Flüssigkeitsdruck erzeugenden Gas letzteres als zusätzlicher Energieträger verwendet wird. Sei es durch reine (adiabatische oder isotherme) Expansion oder durch Verbrennung bzw. mit einer Brennstoffzelle oder durch Kombination von allen Erzeugungsformen. Auch kann der Strom bzw. die Energie zum Laden der Speicher aus beliebigen Quellen, d. h. auch anderen als den genannten Quellen stammen.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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- EP 2315934 [0003]
- DE 102011106040 [0003, 0030]
