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Stand der Technik
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Die Versorgung der Verbraucher mit sogenannter erneuerbarer Energie (EE) krankt am Problem, der nicht immer verbrauchsgerecht, d. h. zeitgleichen Erzeugungsmöglichkeit der Energie. Da eine nennenswerte Speicherung weder im Verbrauchernoch im Erzeugerbereich existiert, behilft man sich mit Stromimporten aus ferneren Gebieten oder versucht, fossilbetriebene Kraftwerke bedarfsentsprechend zuzuschalten. Die Problematik wird durch eine gesetzlich verfügte Zuschaltpräferenz für EE verschärft und trägt zu starken Marktverzerrungen bei. Der weitaus größte Teil der erzeugten EE kommt von WKAs, deren Einsatz sich im Umgebungsbereich von größeren Wohngebieten verdichtet und unter Schwierigkeiten auch auf See erfolgen soll. Die zum Einsatz kommende Technik der schwenkbaren Horizontalwellenanlage mit je drei langen Flügeln auf hohen Masten weist einen recht einheitlichen Zuschnitt auf. Die stahlarmierten Betontürme tragen im oberen Teil mit der schwenkbaren Gondel die schweren Maschinenteile, die zur Umsetzung mechanischer in elektrische Energie und zur Lagerung des rotierenden und schwenkbaren Teils benötigt werden. Unter Berücksichtigung der Windkräfte ist der Turm (im Querschnitt unterschiedlich) Druck- und Biegekräften ausgesetzt und durch die Massenkonzentration am oberen Ende kommt auch eine Knickbeanspruchung hinzu. An den Anlagekosten ist der Turm mit mehr als 20% beteiligt. Denkansätze zur Einführung einer in Verbrauchernähe stattfindenden Speicherung kreisen insbesondere um den Einsatz von elektrischen Batterien, also die Anwendung elektrochemischer Speicherung. Moderne Batterievarianten, bis hin zu Lithiumbatterien, die verhältnismäßig leistungsstark sind und begrenztes Volumen aufweisen, enttäuschen allerdings durch unvertretbar hohe Kosten je Energieeinheit. Hinzu kommen weitere hinderliche Merkmale, wie begrenzte Lebensdauer (Zyklenzahl) starke Temperaturempfindlichkeit usw. Vor einiger Zeit galt als aussichtsreicher Kandidat zur Speicherung von Energie auch ein Schwungmassenspeicher, der aus hochfestem Fasermaterial bestehen sollte und im Vakuum mit hoher Geschwindigkeit betrieben werden kann. Die damit verbundene Technologie hat sich bei größerem Speicherinhalt jedoch als zu anspruchsvoll und kostenintensiv herausgestellt.
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Geblieben ist der weiterhin unbeschadete Ruf des „Pumpspeicherwerks”, das auf der schlichten Grundlage der durch Pumpwirkung erzielbaren Anhebung eines bestimmten Wasserquantums von einem unteren in einen oberen Speicher beruht. Mit dem Ablauf in den unteren Speicherbehälter wird über eine hydraulische und eine elektrische Maschine die Strömungsenergie in die versandbereite elektrische Energie überführt. Nur in ganz seltenen Fällen findet sich jedoch auch in der Nähe der Erzeugung von EE oder gar nahe dem Verbrauchergebiet die topologische Voraussetzung, um eine Anlage mit größeren Speicherseen errichten zu können.
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Dass in Verbindung mit WKAs, also direkt im Erzeugergebiet der EE eine Speicherung zweckmäßig wäre, ist unbestritten. Mit der reichlich zur Verfügung stehenden Windenergie am Ort lässt sich die Ladung des Speichers in der kostengünstigsten Weise vollziehen. Sie ist auch dann noch günstig, wenn sie nicht in den Verbraucherzentren erfolgt und lässt sich nicht mit der kostspieligen Speicherung in weit entfernten Anlagen, wie etwa in den Alpen oder in Norwegen, vergleichen. Mit Hilfe eines erzeugernahen Speichers wird die Einspeisung großer Energiemengen in überlastete Netze zurückgedrängt, sodass sich Vorteile für das Gesamtsystem ergeben. WKAs mit einer hydraulischen Speichereinheit ermöglichen einen ausgeglicheneren Ablauf des Energieaustauschs und entzerren die Problematik zwischen Erzeuger und Verbraucher. Es steht außer Frage, dass die Anwendung der hydraulischen Energie sich auch hinsichtlich des Umwandlungswirkungsgrades günstiger darstellt als eine Energiespeicherung in elektrochemischer Form.
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Technisch gesehen besteht die erfindungsgemäße Aufgabe einer Speicherintegration in eine WKA darin, für die Stützung und den Einbau eines großvolumigen Wasserbehälters eine aufwandsarme Lösung zu finden und darüber hinaus die Voraussetzung für eine effiziente Integration in einer WKA zu schaffen. Das dabei zu beachtende Kriterium ist durch die materialbedingten Kosten der einzelnen Baugruppen zur Stützung für den Behälter in einer erweiterten Turmkonstruktion zusammen mit der Windkraftanlage gegeben. Hierbei lassen sich Vergleichszahlen finden, wenn die erwarteten Kosten auf die gespeicherte Energie bezogen werden.
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Vorschläge für die zweckgerichteten Schritte der Speicherintegration werden in einer ausführlichen Textdarstellung, mit in den Text einbezogenen zeichnerischen Erläuterungen im Beschreibungsteil dargelegt.
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Beschreibung
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Mit 1 wird erklärt, wie die Kombination von WKA und hydraulischem Speicher mit dem Ziel einer materialsparenden Stützung verbunden werden kann. Die Windkraftnutzung zur Umwandlung in elektrische Energie findet aus Effizienzgründen im oberen Anlagenbereich statt und ist mit WA bezeichnet. Einen großen Teil der Gesamtanlage nimmt das obere Speicherteil ST ein, das einen Wasserbehälter darstellt und zugleich zur Stützung der Windkraftanlage WA beiträgt. Im unteren Turmraum ist die Anlage zur Nutzung der Speicherenergie bzw. zur Füllung des oberen Speichers ST angelegt. Sie ist als hydraulische Anlage mit HA bezeichnet. Da für die Umsetzung der Speicherenergie Wasser als Energieträger verwendet wird, entspricht der Energieumsetzung eine Umfüllaktion, z. B. vom oberen Speicher ST zum unteren Behälter SU und umgekehrt. Der untere Behälter SU ist aus Energienutzungsgründen in flacher Form vorgesehen. Eine Anordnung unterhalb des Turmfundaments FU erscheint dabei günstig. Die Verbindung der Behälter ST und SU ist durch mindestens eine Rohrleitung Vr gegeben, die über die hydraulische Maschine Tp geführt ist, die wechselweise als Turbine zum Antrieb des stromerzeugenden Generators Mg dient oder von diesem im Motorbetrieb als Pumpe angetrieben wird. Letzteres ist im Zustand des Ladevorgangs für den Speicher ST gegeben.
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Wenn die Windkraftanlage WA in Betrieb ist, kann über den mit der vertikalen Welle des Flügelrades Fr angetriebenen Generator Wg und das Strom-Anpassungsgerät St elektrischer Strom für Verbraucher und/oder zum Betrieb der Pumpe und damit zum Laden des Speichers ST bereitgestellt werden. Diese Doppelfunktion der Windenergieanlage ist durch die Verbindung zwischen den Strom-Stellgeräten St von Wg und Mg einerseits und dem Verbrauchernetz N andererseits sichergestellt. Sie ermöglicht natürlich auch den eher als Sonderfall zu bezeichnenden Ladevorgang, bei dem die elektrische Energie dem Netz entnommen wird. Als Normalfall darf gelten, dass die Speicherladung aus eigener Stromerzeugung ohne Inanspruchnahme des Verteilernetzes und damit zu den günstigsten Bedingungen erfolgt. Der hier gezeichnete Fall des Einsatzes einer Windturbine Fr mit vertikaler Welle ist durch einen sehr einfachen Aufbau gekennzeichnet, bei dem im Gegensatz zu anderen Varianten die Anpassung an verschiedene Windrichtungen keine besonderen Maßnahmen wie etwa eine drehbare Gondel erfordern. Zur Minimierung der durch die Windströmung bedingten Lagerkräfte ist ein Befestigungsrahmen Sr vorgesehen, der im oberen Teil ein zweites Lager für Fr enthält. Da bei kleineren Anlagen verhältnismäßig hohe Drehzahlen von Fr erreicht werden, kann der Generator Wg ohne Zwischenschaltung eines Getriebes angekoppelt werden. Die Speicherenergie erweist sich der Masse des gespeicherten Wassers proportional, so dass mit der Speichermasse das Behältervolumen zunimmt und den erforderlichen Turmausbau bestimmt. Die Problematik der Behälteranordnung wird dadurch verschärft, dass hohe Energien zwischen den Behältern einen großen Niveau-Unterschied verlangen. Dies impliziert ein Stützmassenproblem, wobei offenbar der erforderliche Massenanteil dem Produkt aus Speichermasse und Speicherhöhe folgt. Beide Probleme, Behälteranordnung und Stützmassenproblem, sind miteinander gekoppelt und führen zu einem entscheidenden Teil der Anlagekosten. Erkennbar ist, dass die angestrebte Kostenminimierung wohl auf einer Materialminimierung beruht und diese als Folge einer Beanspruchungsreduzierung der involvierten Teile von Behälter und Stütztechnik erreicht werden muss.
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Wird mit der 1 zunächst an Anlagen kleiner Leistung und begrenzter Speichermasse gedacht, so kann auch mit Blick auf minimierte Stützkosten akzeptiert werden, dass die WA kleiner Leistung sich am oberen Turmrand abstützt, und dass die von oben eingeleiteten vertikalen Kräfte von den Behälterwänden ohne nennenswerte Vergrößerung aufgenommen werden können. Es ist davon auszugehen, dass der Massenunterschied zwischen dem oberen Speicher ST und der Windkraftanlage WA groß ist. Die Beherrschbarkeit der Druckkräfte des Speichers und damit insbesondere jene des Speicherinhaltes stellen das hauptsächlich zu lösende Problem dar.
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1 zeigt das Grundmodell einer Rohrspeicherung, bei dem sich der Druck des Speicherinhaltes über den Rohrboden Sb direkt auf dem Turmfundament Fu abstützt. Innerhalb des rohrförmigen Behälters steigt der (hydrostatische) Druck linear (mit x) von oben nach unten entsprechend dem Höhenunterschied an, sh. 1a. Legt man z. B. die hier in Betracht zu ziehende Turmhöhe von 50 m zugrunde, so beträgt der unten messbare Druck 5 bar. Er kann leicht von einem Betonfundament mittlerer Qualität aufgenommen werden.
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Der in der Rohrwand Ws nach unten übertragene Druck entspricht der über dem betrachteten Querschnitt lagernden Rohrwandmasse und nimmt ebenfalls von oben nach unten zu. In 2 sind die Zusammenhänge zwischen einem zylindrischen Rohr Ws mit dem Durchmesser D, dem Druck p und der senkrechten Rohrwandkraft Fr wiedergegeben. Es zeigt sich, dass die unten auftretende Druckspannung σdr durch das Rohrgewicht erst bei Höhen von über 300 m zu kritischen Spannungswerten führt. Eine so konstruierte Rohr- oder Rohrbündel-Speicheranlage weist den Vorteil auf, dass sie außer der Rohrwand keine weitere Verstärkung zur Stützung des Speicherinhaltes Rs benötigt. Um dem Speicherdruck p zu widerstehen, ist eine Wandstärke d erforderlich, die proportional zum Durchmesser D ansteigt und material- bzw. festigkeitsabhängig ist. In 2 ist die Gleichung für die auftretende Zugspannung σz angegeben, wobei der Rohrboden Sb, der spannungsreduzierend wirkt, unberücksichtigt ist. Im Falle von Baustahlqualität beträgt die zulässige Zugspannung etwa 200 N/mm2. Da nun die Rohrwand zugleich Stütze und Behälterwand ist, fordert der Aufbau des Rohrspeichers nur noch die zusätzliche Verbindung der Rohre in horizontaler Richtung und gegen mögliche Beschädigung von außen eine Schutzhülle Th. Wie in 1 gezeichnet, ist z. B. in der Mitte ein Raum zur Aufnahme der beweglichen Teile vorgesehen. Dabei sind im oberen Teil der direkt mit der Welle des Flügelrades Fr verbundene Generator Wg und der daran angeschlossene Stromsteller St zu erkennen. Letzterer übernimmt die Aufgabe, den Generatorstrom z. B. hinsichtlich Frequenz und Spannung an die erforderlichen Netzgrößen anzupassen. In Verbindung mit dem elektrischen Ausgang St und dem Netz N steht der Stromeingang für die hydraulische Anlage HA und deren Stellorgan St. Die im unteren Teil angeordneten Maschinen, der Motorgenerator Mg und die hydraulische Maschine Tp sind miteinander zu einer rotierenden Einheit verbunden und beide Maschinen sind für beide Energierichtungen einsetzbar, wobei die Drehrichtung die Energieflussrichtung bestimmt. Rohrverbindungen bestehen im unteren Turmbereich sowohl zwischen den einzelnen Speicherrohren als auch zwischen mindestens einem der Teilspeicher des oberen Bereichs ST und der unteren Speicheranlage SU.
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Die Größe der Speicherenergie Ws folgt aus dem Ansatz, dass aus dem Produkt Kraft Fs mal Gefällehöhe hΔ sich die Energie des Speicherinhaltes Ws berechnen lässt. Liegt der Pegel des unteren Speichers SU niedriger als die Fundamentebene Fu, so ist in der Speicherhöhe auch diese Höhendifferenz h2 mit einzuschließen.
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Für die Rohrdimensionierung spielt die Zugspannung σz, die sich als Folge des Rohrdrucks ergibt, eine wichtige Rolle. Für kleinere Speicherhöhen zeigt sich ein deutlicher Unterschied zwischen den entstehenden Druckspannungen und der Zugspannung. Die Speicherverlängerung hin zur Fundamentplatte bedeutet im Allgemeinen, dass die Rohrlänge h1 deutlich größer ist als das Maß zwischen Fundament und unterem Wasserspiegel h2. Allerdings ist auch das Höhenmaß h2 für die Speichereffizient eine wichtige Größe.
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Wie 3a und 3b zeigen ist es möglich, durch Anpassung an die Druckverhältnisse und durch den Schritt zu einer Armierung den Kosten-Minimierungsprozess noch weiter zu vertiefen. 3 stellt dar, dass eine stufige Ausführung der Wandstärke entsprechend dem Druckverlauf nach 1a bedeutet, dass annähernd nur etwa die Hälfte des Wandmaterials zur Beherrschung der auftretenden Zugspannung einzusetzen ist. Ms Materialkandidat für das Rohr wird dabei an Stahlblech gedacht, das gute Voraussetzungen für die notwendigen Schritte zur Formung eines Rohres besitzt. Der stufige Aufbau kann durch Aneinanderschweißen einzelner Rohrabschnitte hergestellt werden. Mit der im oberen Bereich nicht vollständig auf null reduzierten Wandstärke wird dem Umstand Rechnung getragen, dass dort in vertikaler Richtung auch Druckspannungen auftreten, die der Masse der Windkraftanlage entsprechen.
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In dem nächsten Schritt, der durch 3d dargestellt ist, wird angenommen, dass die Stahlwandstärke dadurch weiter reduziert werden kann, dass ein äußerer Rohrauftrag im Sinne einer Bandage herangezogen wird. Deren Dicke ist dF, während die Stahlwand die Dicke dE aufweist. Hochfestes Fasermaterial weist z. B. gegenüber dem zu verstärkenden Stahlblech eine zulässige Zugfestigkeit auf, die bis zu einem Faktor 5 höher sein kann. Es ist dabei zugleich um einen nennenswerten Faktor, z. B. 0,2, leichter und wird mit Vorspannung aufgebracht. Wenn es sich nicht um CFK-Material handelt, ist auch der E-Modul kleiner als der von Stahlblech. Wie Rechnungen zeigen, lässt sich dadurch leicht eine Reduktion der Stahlblechdicke dE gegenüber dem unarmierten Wert dE0 um den Faktor 4÷5 erreichen. Da die spezifischen Kosten des Fasermaterials nicht im gleichen Maße steigen, entsteht hierdurch Potential für eine Kostensenkung. Auf diesen Zusammenhang wird durch die Darstellung 3b mit der darunter angegebenen Relation zwischen den Wandstärken dE und dE0 hingewiesen. Der entsprechend dem Druck im Innenrohr bestimmte Wert der Wandstärke beträgt bei einer Speicherhöhe von h1 = 200 m und einer Zugspannung von σz = 200 N/mm2 7,5 mm, was bei einem Rohrdurchmesser D von 3 m ein Rohrgewicht von 110 t bedeutet. Für das nicht gestufte Rohr würde sich der doppelte Wert von 220 t ergeben. Durch die Verwendung der Faserarmierung und der Wahl dF = dE schrumpft der Eisenanteil der Rohrmasse auf 1/5, also auf 22 t. Hierbei wurde das Verhältnis der Zugfestigkeiten mit dem Faktor 4 angesetzt. Selbst wenn angenommen wird, dass auf gleiche Masse bezogen das Fasermaterial den vierfachen Wert der Eisenkosten ausmacht, ergibt sich eine Kostenreduktion auf 0,36% jener Kosten, die der Eisenmasse von 110 t entsprechen. Es zeigt sich, dass auch mit der reduzierten Eisenwandstärke die Druckspannungsgrenze am unteren Rohrende nicht annähernd überschritten wird. Die auftretende Spannung ist von der Rohrwanddicke weitgehend unabhängig. Es sollte erwähnt werden, dass die Verhältnisse zwischen den ermittelten Kosten und der gespeicherten Energie unabhängig von der Wahl von Rohrdurchmesser und Speicherhöhe sind, soweit die Höhe h2 nur eine untergeordnete Rolle spielt. Wird die Bandagendicke dF gegenüber dE weiter vergrößert, ergibt sich unter den genannten Bedingungen eine weitere Kostenreduktion im Vergleich zu der genannten Schrumpfung auf 36%. Die Abnahme verlangsamt sich jedoch mit weiter zunehmender Faserschicht dF, sh. 4. Wird für das Stahlrohr von einem Kostenansatz von 1 €/kg ausgegangen, so folgt mit der angegebenen Materialmenge ohne Armierung bei gestufter Wandstärke, bezogen auf die gespeicherte Energie, der Betrag von 282 €/kWh. Der Kostenansatz für das bandagierte Rohr bei dF = dE kommt bei der Reduktion mit dem Faktor 0,36 zu den energiebezogenen Kosten von (ziemlich genau) 100 €/kWh. Wird weiter berücksichtigt, dass der untere Speicher SU tiefer liegt als das Turmfundament Fu, also dass die Höhendifferenz h2 > 0 ist, so bedeutet dies einen Zugewinn an Speicherkapazität, wodurch sich der Quotient K/Ws weiter verkleinert. Im Vergleich zu einer Turmvariante mit obenliegenden Wassertanks erweist sich der Rohransatz kostengünstiger.
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Mit der 5 wird auf eine weitere Maßnahme zur Materialeinsparung und damit zur Kostenreduktion hingewiesen, die darin besteht, dass die obere Rohrhälfte ST 1 gegenüber der unteren ST 2 mit einem etwas größeren Durchmesser D1 > D2 bzw. ein Durchmesserverhältnis D2/D1 = ε < 1 ausgeführt ist. Für die Optimierung der Speicherenergie Ws bei minimalem Massenaufwand des Rohrmaterials wirkt sich diese Maßnahme günstig aus. Mit Blick auf das nun im Rohrbereich ST 2 auftretende, um Δms erhöhte Stützgewicht ergibt sich eine sehr begrenzte Wandstärkeerweiterung. Wie in 5 dargestellt, folgt aus der Druckbelastung durch Δms eine mittlere Wandstärke dE2 für das innere Stahlblech; das kleinere Werte im Vergleich zu dE01 annimmt. Da davon ausgegangen wird, dass im oberen Bereich zur Massenreduktion auch ein Fasermaterial der Stare dF eingesetzt wird, ergibt sich dort für das Eisen die Wandstärkenreduktion von dE01 auf dE1 entsprechend der angegebenen Gleichung. Die im unteren Röhrenabschnitt ST 2 durch den Innendruck im Rohr auftretende Zugbeanspruchung wird durch den Bandagenauftrag dF2 berücksichtigt. Die Stütz- und Speicherkosten K folgen aus den Produkten der Teilmassen für Eisen mE und Fasermaterial mF sowie den spezifischen Kosten kE und kF. Bezogen auf die gespeicherte Energie Ws ergeben sie eine verwertbare Aussage über die Speichereffizienz. Das Verhältnis K/Ws kann so eine nachweisbare Reduktion der bezogenen Kosten deutlich unter die Marke von 100 €/kWh zeigen, wobei kleine Durchmesserverhältnisse ε im Bereich zwischen 0,8 und 0,9 vorausgesetzt sind. Ähnliches gilt auch für kontinuierlich wie z. B. konisch nach oben durchgeführte Rohrerweiterungen, die ein Maß von etwa 25% nicht überschreiten sollten.
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Es zeigt sich auch, dass gegenüber einer konzentrierten Speicheranordnung in der Turmspitze im Falle der Rohre der Vorteil einer günstigeren Integrationsmöglichkeit für die WKA besteht. Anderenfalls würde sich eine Turmerweiterung im oberen Bereich ergeben, die für die Integration sehr unzweckmäßig ist. Da im vorliegenden Fall von der Windkraftanlage eine Leistung erwartet wird, die über jener der hydraulischen Leistung (die die Ladezeit bestimmt) liegt, ist auch eine verhältnismäßig große windaktive Fläche (Strömungsquerschnitt), also auch ein großer Flügelkreis erforderlich. Damit in Verbindung steigt auch die der Windenergieanlage zuzuschreibende Masse, die ebenfalls vom Turm gestützt werden soll. Es liegt daher nahe, die Integrationslösung nicht durch ein schlichtes Aufsetzen der WA auf das obere Turmende zu vollziehen, sondern eine die Stützung durch den Rohrspeicher weniger betreffende Lösung zu suchen. Sie besteht darin, dass mit
6 die Speicheranlage ST mit einer seitlich angeordneten Horizontalwellenanlage doppelter Art ausgestattet wird. Die Teilanlagen WA1 und WA2 sind so positioniert, dass ihre Abluft vom Turm nicht behindert wird und ein Wirkungsgradabfall vermieden werden kann. Die Drehrichtung der Anlagen ist gegenläufig. Entsprechend einer Anmeldung
DE 10 2011 111 247.6 ist es vorteilhaft, die WA als Kurzflügelkonzept mit den Flügeln Fk mit größerer Flügelzahl als 3 und einer vergrößerten Nabe auszuführen. Neben den hierdurch erzielbaren strömungstechnischen Merkmalen bestehen konstruktive Vorteile. Z. B. wird durch den die Strömung umgebenden zylindrischen Mantel Sl die Befestigung auch seitlich am Turm erleichtert. Darüber hinaus bringt eine trichterförmige Erweiterung von Sl am Strömungseintritt eine Leistungssteigerung durch Anhebung der Strömungsgeschwindigkeit im Flügelbereich. Mit dem Bild
5 wird weiter gezeigt, dass nun die vertikale Abstützung der WA-Masse nicht über die Turmspitze, sondern über den Turmfuß, also bereits in der Nähe des Fundaments Fu erfolgt, so dass eine Zusatzbelastung des Rohrbündelbereichs praktisch vermieden ist. Von der Turmspitze aus wird durch ein Horizontalkraft-Lager Lh die Führung und die Stabilisierung der WA-Anlage in der waagerechten Ebene übernommen. Die Drehung der Anlage wird durch die Rollenabstützung Vf der vertikalen Kräfte erleichtert. Es erscheint zweckmäßig zur Drehung der WA im unteren Lagerteil einen Antrieb der Stützrollen Vf vorzusehen.
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Mit den beschriebenen Maßnahmen zur WA-Integration in den Speicherturm wird der eingangs gestellten Forderung entsprochen, dass die Kostenbetrachtung der Speicheranlage sich nicht durch den Einbau der WA nennenswert verschlechtern darf. Da die Möglichkeit besteht, die WA-Leistung gegenüber der erforderlichen hydraulischen Leistung auch anzuheben, kann auch der WA-Anlage der entsprechende Teil der Anlagekosten zugeschrieben werden. Es entsteht hierdurch ein Beitrag zur verbesserten Wirtschaftlichkeit.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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