DE10236325A1 - Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage - Google Patents

Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage

Info

Publication number
DE10236325A1
DE10236325A1 DE10236325A DE10236325A DE10236325A1 DE 10236325 A1 DE10236325 A1 DE 10236325A1 DE 10236325 A DE10236325 A DE 10236325A DE 10236325 A DE10236325 A DE 10236325A DE 10236325 A1 DE10236325 A1 DE 10236325A1
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
electricity price
gas storage
compressors
activated
compressor
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
DE10236325A
Other languages
English (en)
Inventor
Ralf Gerdes
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
General Electric Technology GmbH
Original Assignee
Alstom Schweiz AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Alstom Schweiz AG filed Critical Alstom Schweiz AG
Publication of DE10236325A1 publication Critical patent/DE10236325A1/de
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F02C7/143—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/003—Gas-turbine plants with heaters between turbine stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/14—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads
    • F02C6/16—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads for storing compressed air
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)
  • Supercharger (AREA)

Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage (1) mit mindestens zwei Turbinen (3), mindestens zwei Kompressoren (2) und wenigstens einem Gasspeicher (4). Die Kompressoren (2) werden zum Aufladen des Gasspeichers (4) aktiviert und werden dabei von wenigstens einem Elektromotor (7) angetrieben. Die Turbinen (3) werden zum Entladen des Gasspeichers (4) aktiviert und treiben dabei wenigstens einen Generator (12) an. Um den betriebswirtschaftlichen Nutzen der Gasspeicherkraftanlage (1) zu verbessern, hängt die Anzahl der momentan aktivierten Kompressoren (2) und/oder Turbinen (3) vom aktuellen Strompreis ab.

Description

    Technisches Gebiet
  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage mit den Merkmalen des Oberbegriffs des Anspruchs 1 sowie eine zugehörige Gasspeicherkraftanlage.
  • Stand der Technik
  • In der Abhandlung "COMPRESSED AIR ENERGY STORAGE OFFERS FLEXIBILITY FOR LOW COST PROVIDERS OF ELECTRICITY", vorgestellt auf der "Power-Gen 1995", beschreiben Gavin W. Gaul von Westinghouse Electric Corporation, Michael McGill von Tejas Power Corporation und Robert W. Kramer, Ph.D. von Northern Indiana Public Service Company eine Gasspeicherkraftanlage. Die bekannte Gasspeicherkraftanlage weist eine Turbogruppe mit zwei Turbinen, nämlich eine Hochdruckturbine und eine Niederdruckturbine auf, die mit einem Generator antriebsverbunden sind. Des weiteren kann die Gasspeicherkraftanlage mehrere Kompressorgruppen umfassen, die unabhängig von der Turbogruppe betreibbar sind und jeweils einen von einem Elektromotor antreibbaren Kompressor umfassen. Die Gasspeicherkraftanlage verfügt außerdem über einen Gasspeicher, der zur Erzeugung von elektrischer Energie über die Turbogruppe entladen und mit Hilfe der Kompressorgruppen aufladbar ist.
  • Eine derartige Gasspeicherkraftanlage ist üblicherweise in ein sogenanntes "Compressed-Air-Energy-Storage-System", kurz CAES-System, eingebunden. Die Grundidee eines CAES-Systems wird darin gesehen, überschüssige Energie, die von permanent betriebenen herkömmlichen Kraftwerksanlagen während der Grundlastzeiten erzeugt wird, durch das Zuschalten von Gasspeicherkraftanlagen in die Spitzenlastzeiten zu transferieren, um dadurch insgesamt weniger Ressourcen zum Herstellen der elektrischen Energie zu verbrauchen. Erreicht wird dies dadurch, dass mit Hilfe der preiswerten überschüssigen Energie Luft oder ein anderes Gas unter einem relativ hohen Druck in einen Speicher gepumpt wird, aus dem die Luft bzw. das Gas bei Bedarf zu Erzeugung relativ teuren Stroms entnommen werden kann. Das bedeutet, dass die Energie in Form von potentieller Energie abrufbar bevorratet wird. Als Speicher dienen beispielsweise ausgediente Kohle- oder Salzbergwerke.
  • In diesem Zusammenhang wird eine Gasspeicherkraftanlage üblicherweise so betrieben, dass die Kompressoren zum Aufladen des Gasspeichers während eines Beladungszyklusses aktiviert werden und dabei von den zugehörigen Elektromotoren angetrieben werden. Hierbei wird dem öffentlichen Stromversorgungsnetz elektrische Energie entzogen. In dieser Aufladephase erfolgt die Aktivierung der Kompressorgruppen in Abhängigkeit der zur Verfügung stehenden elektrischen Energie. Zur Einspeisung elektrischer Energie in das öffentliche Netz werden die Turbinen zum Entladen des Gasspeichers während eines Entladezyklusses aktiviert, wobei sie den zugehörigen Generator antreiben. Die Turbogruppe der Gasspeicherkraftanlage ist üblicherweise in Abhängigkeit des zur Verfügung stehenden Gasspeichers so dimensioniert, dass über die gesamte Stromerzeugungsphase möglichst viel elektrische Energie in das öffentliche Netz eingespeist werkann. Die Auslegung der Turbogruppe erfolgt somit hinsichtlich einer Maximierung der aus dem Gasspeicher während der Stromerzeugungsphasen entziehbaren Energie.
  • Darstellung der Erfindung
  • Die vorliegende Erfindung beschäftigt sich mit dem Problem, für eine Gasspeicherkraftanlage der eingangs genannte Art einen Weg aufzuzeigen, der den betriebswirtschaftlichen Nutzen der Anlage verbessert.
  • Dieses Problem wird mit den Gegenständen der unabhängigen Ansprüche gelöst. Vorteilhafte Ausführungsformen sind Gegenstand der abhängigen Ansprüche.
  • Die Erfindung beruht auf dem allgemeinen Gedanken, eine Gasspeicherkraftanlage mit mehreren, unabhängig voneinander betreibbaren Kompressoren und/oder mit mehreren, unabhängig voneinander betreibbaren, druckluftbetriebenen Kraftmaschinen, z. B. Turbinen, auszustatten, wobei die Anzahl der gleichzeitig in Betrieb stehenden Kompressoren bzw. der gleichzeitig in Betrieb stehenden Kraftmaschinen durch den aktuell vorliegenden Strompreis bestimmt wird. Die Erfindung geht somit bei der Konzipierung einer Gasspeicherkraftanlage einen Weg, bei dem die Auslegung der Kraftmaschinen bzw. der Kompressoren hinsichtlich Dimensionierung und Anzahl besser an die Speicherkapazität des oder der vorhandenen Gasspeicher angepaßt werden kann. Während bei einer herkömmlichen Gasspeicherkraftanlage für die Stromerzeugung beim Entladezyklus alle Turbinen gleichzeitig zur Stromerzeugung herangezogen werden, um für die Zeiten erhöhten Strombedarfs möglichst konstant ein Maximum an zusätzlicher elektrischer Energie bereitzustellen, erfolgt die Erzeugung elektrischer Energie bei der erfindungsgemäßen Anlage nach anderen Kriterien, nämlich gestaffelt in Abhängigkeit des aktuellen Strompreises. Hierdurch kann innerhalb der Zeiten mit erhöhtem Strombedarf hinsichtlich des aktuellen Strompreises differenziert werden, wodurch das betriebswirtschaftliche Ergebnis des Entnahmezyklusses verbessert werden kann.
  • Bei einer Weiterbildung kann das Verfahren so betrieben werden, dass bei einem ersten Strompreis zumindest ein Kompressor durch zumindest eine elektrische Antriebseinrichtung, z. B. ein Elektromotor, angetrieben wird. Bei einem zweiten Strompreis, der niedriger als der erste Strompreis ist, wird zumindest ein weiterer Kompressor durch zumindest eine elektrische Antriebseinreichung, z. B. Elektromotor, angetrieben. Bei einem dritten Strompreis, der höher als der erste Strompreis ist, treibt zumindest eine Kraftmaschine, z. B. Turbine, zumindest eine Stromerzeugungsvorrichtung, z. B. Generator, an. Bei einem vierten Strompreis, der höher als der dritte Strompreis ist, treibt eine weitere Kraftmaschine, z. B. Turbine, zumindest eine Stromerzeugungsvorrichtung, z. B. Generator, an. Durch diese Bauweise wird die gestaffelte Aktivierung und Deaktivierung der Kompressoren bzw. der Kraftmaschinen realisiert, wobei als Schaltgröße der Strompreis verwendet wird.
  • Entsprechend einer vorteilhaften Ausgestaltung wird vorgeschlagen, für einen Entladezyklus die Aktivierung und Deaktivierung der Kraftmaschinen hinsichtlich einer Maximierung des Produkts aus Strompreis mal abgegebener Strommenge durchzuführen. Das bedeutet, dass in Spitzenlastzeiten mit maximalen Strompreisen am meisten Strom erzeugt wird, während in benachbarten, niedrigeren Preisregionen entsprechend weniger Strom erzeugt wird. Durch diese Vorgehensweise kann der bei der Stromerzeugung erzielbare Gewinn erhöht werden.
  • In entsprechender Weise können die für die Aufladung des Gasspeichers anfallenden Kosten reduziert werden, indem für einen Beladezyklus die Aktivierung und die Deaktivierung der Kompressoren hinsichtlich einer Minimierung des Produkts aus Strompreis mal aufgenommener Strommenge erfolgt. Das bedeutet, dass nur in Zeiten mit niedrigsten Strompreisen sämtliche Kompressoren aktiviert werden, während in benachbarten Niedrigpreiszonen ein oder mehrere Kompressoren deaktiviert sein können.
  • Von besonderem Vorteil ist eine Weiterbildung bei der die Aktivierung und Deaktivierung der Kraftmaschinen bzw. der Kompressoren dynamisch an den Beladungszustand des Gasspeichers angepaßt wird. Beispielsweise kann für den Fall, dass der Gasspeicher nicht vollständig beladen ist, der Gewinn während des Entladezyklusses erhöht werden, wenn die Kraftmaschinen nur in sehr hohen Strompreisregionen aktiviert werden.
  • Weitere wichtige Merkmale und Vorteile der vorliegenden Erfindung ergeben sich aus den Unteransprüchen, aus den Zeichnen und aus der zugehörigen Figurenbeschreibung anhand der Zeichnungen.
    • Kurze Beschreibung der Zeichnungen
  • Bevorzugte Ausführungsbeispiele der Erfindung sind in den Zeichnungen dargestellt und werden in der nachfolgenden Beschreibung näher erläutert. Es zeigen, jeweils schematisch,
  • Fig. 1 eine stark vereinfachte Prinzipdarstellung einer erfindungsgemäßen Gasspeicherkraftanlage,
  • Fig. 2 ein Schaubild zur Veranschaulichung eines erfindungsgemäßen Betriebsverfahrens.
    • Wege zur Ausführung der Erfindung
  • Entsprechend Fig. 1 umfaßt eine erfindungsgemäße Gasspeicherkraftanlage 1 mehrere, hier neun Kompressoren 2 sowie mehrere, hier vier druckluftbetriebene Kraftmaschinen 3 und einen Gasspeicher 4. Die Kraftmaschinen 3 sind vorzugsweise als Turbinen ausgebildet und werden im Folgenden ebenfalls mit 3 benannt.
  • Je drei Kompressoren 2 sind zu einer Kompressorgruppe 5 zusammengefaßt, wobei die drei Kompressoren 2 über eine gemeinsame Welle 6 mit einer dieser Kompressorgruppe 5 zugeordneten elektrischen Antriebseinrichtung 7 antriebsverbunden sind. Vorzugsweise ist die Antriebseinrichtung 7 als Elektromotor ausgebildet und wird im Folgenden ebenfalls mit 7 benannt. Die Elektromotoren 7 sind jeweils an ein öffentliches Stromversorgungsnetz 8 angeschlossen. In jeder Kompressorgruppe 5 sind die drei Kompressoren 2 unterschiedlichen Druckstufen zugeordnet, so dass jede Kompressorgruppe 5 einen Niederdruckkompressor 2a, einen Mitteldruckdruckkompressor 2b und einen Hochdruckkompressor 2c umfaßt. Zwischen den einzelnen Verdichtungsstufen können Wärmetauscher 9 zur Kühlung der komprimierten Gase vorgesehen sein.
  • In entsprechender Weise bilden je zwei Kraftmaschinen 3 eine Kraftmaschinengruppe 10 bzw. sind je zwei Turbinen 3 zu einer Turbogruppe 10 zusammengefaßt. Die beiden Turbinen 3 der Turbogruppe 10 sind über eine gemeinsame Welle 11 jeweils mit einer als Generator 12 ausgebildeten Stromerzeugungsvorrichtung der Turbogruppe 10 verbunden, die an das öffentliche Stromversorgungsnetz 8 angeschlossen ist. Während die zuerst mit dem Gas des Gasspeichers 4 beaufschlagte Turbine 3 direkt mit dem Gas versorgt wird, ist der anderen Turbine 3 ein Brenner 13 zugeordnet, der heiße Verbrennungsabgase zur Beaufschlagung der nachfolgenden Turbine 3 erzeugt. Üblicherweise wird als Speichergas bzw. als Arbeitsgas Luft verwendet, so dass die mit der Luft beaufschlagte Turbine 3 eine Luftturbine 3a bildet, während die mit den Abgasen des Brenners 13 beaufschlagte Turbine 3 eine Gasturbine 3b darstellt. Zweckmäßig kann mit Hilfe der aus der Gasturbine 3b austretenden heißen Abgase über einen hier nicht dargestellten Rekuperator die der Luftturbine 3a zugeführte Luft vorgewärmt werden, um so den Gesamtwirkungsgrad des Turbinenprozesses zu verbessern.
  • Mit Hilfe der Kompressoren 2 kann der Gasspeicher 4 während eines Beladungszyklusses aufgeladen werden. Dabei werden die Kompressoren 2a, 2b und 2c einer Kompressorgruppe 5 gemeinsam aktiviert bzw. deaktiviert. Im Unterschied dazu können die einzelnen Kompressorgruppen 5 unabhängig voneinander aktiviert bzw. deaktiviert werden. Ein Beladungszyklus wird dann durchgeführt, wenn über das Stromversorgungsnetz 8 preiswerter Strom zur Verfügung steht. Über die Elektromotoren 7 wird dann Leistung aus dem Stromversorgungsnetz 8 entnommen und zum Antrieb der Kompressoren 2 verwendet.
  • Für einen Entladezyklus werden die Turbinen 3 mit dem im Gasspeicher 4 enthaltenen Gas direkt oder indirekt beaufschlagt. Dabei werden die Turbinen 3a und 3b einer Turbogruppe 10 jeweils gleichzeitig aktiviert bzw. deaktiviert. Die aktivierte Turbogruppe 10 treibt über ihre Welle 11 den zugehörigen Generator 12 an, der dann elektrischen Strom erzeugt und die entsprechende Leistung in das Stromversorgungsnetz 8 einspeist. Von besonderer Bedeutung ist auch hier, dass die Turbogruppen 10 unabhängig voneinander aktivierbar und deaktivierbar sind. Ein derartiger Entladezyklus findet während der Spitzenlastzeiten statt.
  • Im Diagramm gemäß Fig. 2 sind auf der Ordinate der Strompreis, symbolisiert durch das Euro-Zeichen ≙ und auf der Abszisse die Zeit t aufgetragen. Wie aus Fig. 2 zu entnehmen ist, ist ein Verlauf I des Strompreises ≙ erheblichen zeitlichen Schwankungen ausgesetzt. Bezüglich einem durch eine horizontale Linie repräsentierten und mit II bezeichneten mittleren Preisniveau können Hochpreisphasen III, die oberhalb der Linie II liegen, von Niedrigpreisphasen IV unterschieden werden, die unterhalb der Linie II liegen. Der Strompreis ≙ richtet sich streng nach den marktwirtschaftlichen Gegebenheiten, also nach dem Zusammenhang von Angebot und Nachfrage. Dementsprechend korrelieren die Hochpreisphasen III mit Zeiten erhöhten Strombedarfs, z. B. tagsüber, während die Niedrigpreisphasen IV in Zeiten mit niedrigem Stromverbrauch, z. B. nachts, fallen. Es ist daher zweckmäßig, die Beladezyklen der Gasspeicherkraftanlage 1 in die Niedrigpreiszonen IV zu legen, um für das Beladen des Gasspeichers 4 relativ wenig Kosten aufbringen zu müssen. Im Unterschied dazu werden die Entladezyklen der Gasspeicherkraftanlage 1 konsequenterweise in die Hochpreisphasen III des Strompreisverlaufs I gelegt, um möglichst hohe Gewinne für die Anlage 1 zu erzielen.
  • Entsprechend der vorliegenden Erfindung wird nun innerhalb der Hochpreisphasen III und innerhalb der Niedrigpreisphasen IV differenziert, was mit Hilfe von Strompreisschwellen T1 bis T4 für die Turbinenaktivität und mit Hilfe von Strompreisschwellen K1 bis K4 für die Kompressorenaktivität erreicht wird. Im Diagramm der Fig. 2 sind die genannten Strompreisschwellen durch horizontale Linien T1 bis T4 und K1 bis K4 repräsentiert.
  • Bei dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel soll die Gasspeicherkraftwerksanlage 1 vier unabhängig voneinander aktivierbare und deaktivierbare Turbinen 3 bzw. Turbogruppen 10 aufweisen. M gibt dabei die Anzahl der unabhängigen Turbinen 3 bzw. Turbogruppen 10 wieder. Im Ausführungsbeispiel gilt daher M = 4. In entsprechender Weise besitzt die Gasspeicherkraftanlage 1 hier vier unabhängig voneinander aktivierbare und deaktivierbare Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5. N gibt dabei die Anzahl der unabhängigen Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5 an, so dass hier gilt: N = 4. Es ist klar, dass die vorliegende Erfindung auch mit mehr oder weniger Turbinen 3 bzw. Turbogruppen 10 und mit mehr oder weniger Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5 realisierbar ist.
  • Das erfindungsgemäße Betriebsverfahren arbeitet wie folgt:
    Bei steigendem Strombedarf nimmt entsprechend dem Verlauf I der Strompreis ≙ innerhalb der Hochpreisphase III zu. Solange der Strompreis ≙ jedoch unterhalb der untersten Strompreisschwelle T1 bleibt, wird keine Turbine 3 bzw. Turbogruppe 10 aktiviert. Sobald jedoch der Strompreis ≙ diese Strompreisschwelle T1 überschreitet, wird die erste Turbine 3 bzw. Turbinengruppe 10 aktiviert, somit sind M - 3 = 1 Turbinen 3 bzw. Turbogruppen 10 aktiv. Beim Überschreiten der nächsten Strompreisschwelle T2 wird die zweite Turbine 3 bzw. Turbogruppe 10 aktiviert. Entsprechendes erfolgt beim Überschreiten der nächsten Strompreisschwellen T3 und T4. Nachdem der Strompreisverlauf I die höchste Strompreisschwelle T4 überschritten hat, sind alle Turbinen 3 bzw. Turbogruppen 10 der Gasspeicherkraftanlage 1 aktiv und erzeugen relativ teuren Strom. Bei sinkendem Strombedarf und sinkendem Strompreis wird beim Unterschreiten der Strompreisschwellen T4 bis T1 eine Turbine 3 bzw. Turbogruppe 10 nach der anderen wieder deaktiviert. Dementsprechend hängt die Anzahl der momentan aktivierten Turbinen 3 bzw. Turbogruppen 10 vom aktuellen Strompreis ab. Dabei gilt, je höher der aktuelle Strompreis ist, um so mehr Turbinen 3 bzw. Turbogruppen 10 werden aktiviert. Durch diese Vorgehensweise kann die durch das gespeicherte Gas im Gasspeicher 4 bevorratete potentielle Energie in erhöhtem Maße gewinnbringend in elektrischen Strom umgewandelt werden. Zweckmäßig wird daher für einen solchen Entladezyklus die Aktivierung und Deaktivierung der Turbinen 3 bzw. der Turbogruppen 10 so durchgeführt, dass sich dafür eine Maximierung des Produkts aus Strompreis mal abgegebener Strommenge, also eine Maximierung der Einnahmen ergibt.
  • In entsprechender Weise erfolgt in der Niedrigpreisphase IV die gestaffelte Zuschaltung bzw. Aktivierung der Kompressoren 2 bzw. der Kompressorgruppen 5. Oberhalb der ersten Strompreisschwelle K1 ist keiner der Kompressoren 2 bzw. keine der Kompressorgruppen 5 aktiv. Erst wenn der Strompreis ≙ weiter fällt und die erste Strompreisschwelle K1 unterschreitet, wird der erste Kompressor 2 bzw. die erste Kompressorgruppe 5 aktiviert, um mit dem Beladen des Gasspeichers 1 zu beginnen. Bei weiter sinkenden Strompreisen werden nach und nach weitere Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5 zugeschaltet. Erst bei Unterschreiten der untersten Strompreisschwelle K4 sind sämtliche Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5 aktiviert. In entsprechender Weise werden die einzelnen Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5 bei steigendem Strompreis wieder sukzessive deaktiviert. Dementsprechend hängt die Anzahl der momentan aktivierten Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5 ebenfalls vom aktuellen Strompreis ab, wobei umsomehr Kompressoren 2 bzw. Kompressorgruppen 5 aktiv sind, je niedriger der aktuelle Strompreis ist. Durch diese Vorgehensweise können die für die Beladung des Gasspeichers 4 anfallenden Kosten gesenkt werden. Zweckmäßig wird auch hier für einen Beladezyklus die Aktivierung und Deaktivierung der Kompressoren 2 bzw. der Kompressorgruppen 5 so durchgeführt, dass sich eine Minimierung des Produkts aus Strompreis mal aufgenommener Strommenge, also eine Minimierung der Ausgaben einstellt. Bei minimierten Ausgaben und maximierten Einnahmen läßt sich der Gewinn der Gasspeicherkraftanlage 1 und somit deren Wirtschaftlichkeit optimieren.
  • Dieser Zusammenhang kann außerdem wie folgt erläutert werden: Bei einem ersten Strompreis ≙1, der sich beispielsweise bei der Strompreisschwelle K1 ergibt, ist zumindest einer der Kompressoren 2 durch den zugehörigen Elektromotor 7angetrieben. Bei einem zweiten Strompreis ≙2, der niedriger ist als der erste Strompreis ≙1 und der beispielsweise bei der Strompreisschwelle K2 vorliegt, ist zumindest ein weiterer Kompressor 2 durch den zugehörigen Elektromotor 7 angetrieben. Bei einem dritten Strompreis ≙3, der höher ist als der erste Strompreis ≙1 und der beispielsweise bei der Strompreisschwelle T1 vorliegt, treibt wenigstens eine der Turbinen 3 den zugehörigen Generator 12 an. Bei einem vierten Strompreis ≙4, der höher ist als der dritte Strompreis ≙3 und der beispielsweise bei der Strompreisschwelle T2 vorliegt, treibt wenigstens eine weitere Turbine 3 den zugehörigen Generator 12 an.
  • Von besonderem Interesse ist eine Ausführungsform, bei der die Strompreisschwellen T1 bis T4 und K1 bis K4 dynamisch an den Beladungszustand des Gasspeichers 4 angepaßt werden. Diese dynamische Anpassung erfolgt dabei so, dass die Strompreisschwellen T1 bis T4 für die Turbinenaktivität um so niedriger gewählt werden, je voller der Gasspeicher 4 ist. Im Unterschied dazu werden die Strompreisschwellen K1 bis K4 für die Kompressorenaktivität um so höher ausgewählt, je leerer der Gasspeicher 4 ist. Diese spezielle Vorgehensweise nutzt die Erkenntnis, dass ein voll beladener Gasspeicher 4 bereits bei relativ niedrigen Strompreisen innerhalb der Hochpreiszone III gewinnbringend entladen werden kann, während bei einem nur teilweise beladenen Gasspeicher 4 höhere Strompreise innerhalb der Hochpreiszone III abgewartet werden müssen, um den Gewinn während des Entladezyklusses zu optimieren. Entsprechendes gilt für den Beladezyklus. Beim Aufladen eines weitgehend entladenen Gasspeichers 4 muß bereits bei relativ hohen Strompreisen innerhalb der Niedrigpreiszone IV mit dem Beladen begonnen werden, während bei einem nur teilweise entladenen Gasspeicher 4 deutlich niedrigere Preise innerhalb der Niedrigpreiszone IV abgewartet werden können. Bezugszeichenliste 1 Gasspeicherkraftanlage
    2 Kompressor
    2a Niederdruckkompressor
    2b Mitteldruckkompressor
    2c Hochdruckkompressor
    3 Turbine
    3a Luftturbine
    3b Gasturbine
    4 Gasspeicher
    5 Kompressorgruppe
    6 Welle von 5
    7 Elektromotor
    8 Stromversorgungsnetz
    9 Wärmetauscher
    10 Turbogruppe
    11 Welle von 10
    12 Generator
    13 Brenner
    I Strompreisverlauf
    II mittleres Preisniveau
    III Hochpreiszone
    IV Niedrigpreiszone
    T1 bis T4 Strompreisschwellen für Turbinenaktivitäten
    K1 bis K4 Strompreisschwelle für Kompressorenaktivitäten
    M Anzahl der unabhängigen Turbinen oder Turbogruppen
    N Anzahl der unabhängigen Kompressoren oder Kompressorgruppen
    ≙ Strompreis
    t Zeit

Claims (17)

1. Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage (1) mit wenigstens einem Gasspeicher (4) und entweder mit mindestens einer druckluftbetriebenen Kraftmaschine (3) und mindestens zwei Kompressoren (2) oder mit mindestens zwei druckluftbetriebenen Kraftmaschinen (3) und mindestens einem Kompressor (2), bei dem der Kompressor (2) oder die Kompressoren (2) zum Aufladen des Gasspeichers (4) aktiviert wird bzw. werden und dabei von einem oder von mehreren elektrischen Antriebseinrichtungen (7) angetrieben wird bzw. werden, bei dem die Kraftmaschine (3) oder die Kraftmaschinen (3) zum Entladen des Gasspeichers (4) aktiviert wird bzw. werden und dabei einen oder mehrere Stromerzeugungsvorrichtungen (12) antreibt bzw. antreiben, dadurch gekennzeichnet, dass die Anzahl der momentan aktivierten Kompressoren (2) und/oder Kraftmaschinen (3) vom aktuellen Strompreis ( ≙) abhängt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
dass bei einem ersten Strompreis ( ≙1) zumindest ein Kompressor (2) durch zumindest eine elektrische Antriebseinrichtung (7) angetrieben wird,
dass bei einem zweiten Strompreis ( ≙2), der niedriger als der erste Strompreis ( ≙1) ist, zumindest ein weiterer Kompressor (2) durch zumindest eine elektrische Antriebseinrichtung (7) angetrieben wird,
dass bei einem dritten Strompreis ( ≙3), der höher als der erste Strompreis ( ≙1) ist, zumindest eine Kraftmaschine (3) zumindest eine Stromerzeugungsvorrichtung (12) antreibt,
dass bei einem vierten Strompreis ( ≙4), der höher als der dritte Strompreis ( ≙3) ist, zumindest eine weitere Kraftmaschine (3) zumindest eine Stromerzeugungsvorrichtung (12) antreibt.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass für einen Entladezyklus die Aktivierung und Deaktivierung der Kraftmaschine (3) oder der Kraftmaschinen (3) hinsichtlich einer Maximierung des Produkts aus Strompreis ( ≙) mal abgegebener Strommenge erfolgt.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass für einen Beladezyklus die Aktivierung und Deaktivierung des Kompressors (2) oder der Kompressoren (2) hinsichtlich einer Minimierung des Produkts aus Strompreis ( ≙) mal aufgenommener Strommenge erfolgt.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass um so mehr Kraftmaschinen (3) aktiviert werden, je höher der aktuelle Strompreis ( ≙) ist.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass um so mehr Kompressoren (2) aktiviert werden, je niedriger der aktuelle Strompreis ( ≙) ist.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass mehrere Strompreisschwellen (T1 bis T4) zum Aktivieren und Deaktivieren der Kraftmaschinen (3) vorgegeben oder vorgebbar sind, wobei beim Überschreiten einer dieser Strompreisschwellen wenigstens eine der Kraftmaschinen (3) aktiviert wird und wobei beim Unterschreiten einer dieser Strompreisschwellen wenigstens eine der Kraftmaschinen (3) deaktiviert wird.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass mehrere Strompreisschwellen (K1 bis K4) zum Aktivieren und Deaktivieren der Kompressoren (2) vorgegeben oder vorgebbar sind, wobei beim Unterschreiten einer dieser Strompreisschwellen wenigstens einer der Kompressoren (2) aktiviert wird und wobei beim Überschreiten einer dieser Strompreisschwellen wenigstens einer der Kompressoren (2) deaktiviert wird.
9. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Strompreisschwellen (T1 bis T4, K1 bis K4) dynamisch an den Beladungszustand des Gasspeichers (4) angepaßt werden, derart, dass die Strompreisschwellen (T1 bis T4) zum Aktivieren und Deaktivieren der Kraftmaschinen (3) um so niedriger sind, je voller der Gasspeicher (4) ist, und/oder dass die Strompreisschwellen (K1 bis K4) zum Aktivieren und Deaktivieren der Kompressoren (2) um so höher sind, je leerer der Gasspeicher (4) ist.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens zwei Kraftmaschinen (3a, 3b) zu einer Kraftmaschinengruppe (10) zusammengefaßt sind und gemeinsam aktiviert und deaktiviert werden.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens zwei Kompressoren (2a, 2b, 2c) zu einer Kompressorgruppe (5) zusammengefaßt sind und gemeinsam aktiviert und deaktiviert werden.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest eine der druckluftbetriebenen Kraftmaschinen eine Turbine (3) ist.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest eine der elektrischen Antriebseinrichtungen ein Elektromotor (7) ist.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass zumindest eine der Stromerzeugungsvorrichtungen ein Generator (12) ist.
15. Gasspeicherkraftanlage entweder mit mindestens zwei unabhängig voneinander aktivierbaren und deaktivierbaren Kompressoren (2) zum Aufladen wenigstens eines Gasspeichers (4) und mit wenigstens einer druckluftbetriebenen Kraftmaschine (3) zum Entladen des Gasspeichers (4) oder mit mindestens einem Kompressor (2) zum Aufladen wenigstens eines Gasspeichers (4) und wenigstens zwei unabhängig voneinander aktivierbaren und deaktivierbaren druckluftbetriebenen Kraftmaschinen (3) zum Entladen des Gasspeichers (4).
16. Gasspeicherkraftanlage nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens zwei Kraftmaschinen (3a, 3b) zu einer Kraftmaschinengruppe (10) zusammengefaßt sind und gemeinsam aktivierbar und deaktivierbar sind.
17. Gasspeicherkraftanlage nach Anspruch 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet, dass wenigstens zwei Kompressoren (2a, 2b, 2c) zu einer Kompressorgruppe (5) zusammengefaßt sind und gemeinsam aktivierbar und deaktivierbar sind.
DE10236325A 2001-08-17 2002-08-08 Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage Ceased DE10236325A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US31276701P 2001-08-17 2001-08-17
CH5332002 2002-03-28

Publications (1)

Publication Number Publication Date
DE10236325A1 true DE10236325A1 (de) 2003-02-27

Family

ID=25737520

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE10236325A Ceased DE10236325A1 (de) 2001-08-17 2002-08-08 Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP4439166B2 (de)
DE (1) DE10236325A1 (de)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2808502A1 (de) * 2013-05-31 2014-12-03 Siemens Aktiengesellschaft Anlage zur Speicherung von Energie in einem verflüssigten Prozessgas
US11591957B2 (en) 2017-10-24 2023-02-28 Tes Caes Technology Limited Energy storage apparatus and method

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6368577B2 (ja) * 2014-07-31 2018-08-01 株式会社神戸製鋼所 圧縮空気貯蔵発電装置及び圧縮空気貯蔵発電方法
JP6358981B2 (ja) * 2015-05-13 2018-07-18 株式会社神戸製鋼所 圧縮空気貯蔵発電装置及び圧縮空気貯蔵発電方法
JP6475107B2 (ja) * 2015-06-25 2019-02-27 株式会社神戸製鋼所 圧縮空気貯蔵発電装置及び圧縮空気貯蔵発電方法
JP6885777B2 (ja) * 2017-04-26 2021-06-16 株式会社神戸製鋼所 圧縮空気貯蔵発電装置

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4593202A (en) * 1981-05-06 1986-06-03 Dipac Associates Combination of supercritical wet combustion and compressed air energy storage
JPS58176407A (ja) * 1982-04-08 1983-10-15 Nippon Sanso Kk 多軸式複合サイクル発電方法
JPS63158397A (ja) * 1986-12-19 1988-07-01 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス圧縮貯蔵方法及びその装置
JPS63277436A (ja) * 1987-05-06 1988-11-15 Nippon Steel Corp 緩衝発電ガス貯蔵装置
JPH06351181A (ja) * 1993-06-07 1994-12-22 Hiroya Shibata 圧縮空気貯蔵による電力の負荷平準化
JPH07119485A (ja) * 1993-10-22 1995-05-09 Central Res Inst Of Electric Power Ind 圧縮空気貯蔵発電システム
IL108546A (en) * 1994-02-03 1997-01-10 Israel Electric Corp Ltd Compressed air energy storage method and system
JP3460433B2 (ja) * 1996-03-14 2003-10-27 株式会社日立製作所 エネルギー貯蔵型ガスタービン発電システム
US6026349A (en) * 1997-11-06 2000-02-15 Heneman; Helmuth J. Energy storage and distribution system
JP2000251931A (ja) * 1999-03-03 2000-09-14 Hitachi Ltd 高温ナトリウム二次電池システム及びその運転方法
JP2000285938A (ja) * 1999-03-31 2000-10-13 Osaka Gas Co Ltd 燃料電池発電装置
JP2001115859A (ja) * 1999-10-19 2001-04-24 Toshiba Corp Ｃａｅｓ発電システム

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2808502A1 (de) * 2013-05-31 2014-12-03 Siemens Aktiengesellschaft Anlage zur Speicherung von Energie in einem verflüssigten Prozessgas
US11591957B2 (en) 2017-10-24 2023-02-28 Tes Caes Technology Limited Energy storage apparatus and method

Also Published As

Publication number Publication date
JP4439166B2 (ja) 2010-03-24
JP2003083082A (ja) 2003-03-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0563553B1 (de) Luftkühlung von Turbinen
EP1323222B1 (de) Inselnetz und verfahren zum betrieb eines inselnetzes
EP2372116B1 (de) Verfahren zum Betrieb eines integrierten Solar-Kombikraftwerks sowie Solar-Kombikraftwerk zur Durchführung des Verfahrens
EP0695860A2 (de) Luftspeicherturbine
DE2826448A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur energieerzeugung
DE3229344A1 (de) Dampf-kraftwerks-anlage zur bestromung eines elektrischen versorgungsnetzes
EP2296247A2 (de) Inselnetz und Verfahren zum Betrieb eines Inselnetzes
DE10236326A1 (de) Gasspeicherkraftanlage
DD145659A1 (de) Verfahren zur erzeugung von waermeenergie fuer heizzwecke durch kombination der kraft-waerme-kopplung mit der waermepumpe
DE10236325A1 (de) Verfahren zum Betreiben einer Gasspeicherkraftanlage
DD264955A5 (de) Kraftwerksanlage
DE940683C (de) Gasturbinenanlage
EP1520090B1 (de) Verfahren zum betrieb eines kraftspeichers - krafterzeugungsanlage
DE2102770A1 (de) Anlage einer Gasturbine mit Energiespeicherung gebunden mit einer Dampfturbine
EP1770852A1 (de) Maschinenanlage mit einer Arbeitsmaschine
AT510011B1 (de) Kraftwerksblock
DE19800004A1 (de) Gewerbliche und industrielle Kälteanlage und Verfahren zum Betreiben einer derartigen Kälteanlage
DE4427987A1 (de) Luftspeicherturbine
EP2685590B1 (de) Pufferspeicher einer Gleichstromenergieerzeugungsanlage
US8478625B2 (en) Method for operating a gas storage power plant
DE102018002198A1 (de) Verfahren sowie Druckspeicheranlage zur Speicherung und Bereitstellung von elektrischer Energie
WO2013037561A1 (de) Verfahren zum betrieb einer feuerungsanlage eines kohlegefeuerten kraftwerks
DE3117461A1 (de) Verfahren zur behandlung des abwasserschlamms in klaeranlagen durch einen anaeroben faulprozess sowie zum betrieb der klaeranlagen mit der beim faulprozess anfallenden gas- und waermeenergie
EP3513044A1 (de) Verfahren zur energiespeicherung und energieabgabe in ein energieversorgungsnetz, druckgasspeicherkraftwerk und computerprogramm
EP1425496B1 (de) Verfahren zum optimieren einer grosstechnischen anlage, insbesondere eines kraftwerks

Legal Events

Date Code Title Description
8127 New person/name/address of the applicant

Owner name: ALSTOM TECHNOLOGY LTD, BADEN, CH

8110 Request for examination paragraph 44
R016 Response to examination communication
R082 Change of representative

Representative=s name: DREISS PATENTANWAELTE PARTNERSCHAFT, DE

Representative=s name: RUEGER, BARTHELT & ABEL, DE

Representative=s name: DREISS PATENTANWAELTE PARTG MBB, DE

Representative=s name: RUEGER ] ABEL PATENT- UND RECHTSANWAELTE, DE

Representative=s name: RUEGER ABEL PATENT- UND RECHTSANWAELTE, DE

R082 Change of representative

Representative=s name: RUEGER ABEL PATENTANWAELTE PARTGMBB, DE

Representative=s name: RUEGER, BARTHELT & ABEL, DE

Representative=s name: RUEGER ] ABEL PATENT- UND RECHTSANWAELTE, DE

Representative=s name: RUEGER ABEL PATENT- UND RECHTSANWAELTE, DE

R081 Change of applicant/patentee

Owner name: GENERAL ELECTRIC TECHNOLOGY GMBH, CH

Free format text: FORMER OWNER: ALSTOM TECHNOLOGY LTD., BADEN, CH

R082 Change of representative

Representative=s name: RUEGER ABEL PATENTANWAELTE PARTGMBB, DE

Representative=s name: RUEGER, BARTHELT & ABEL, DE

Representative=s name: RUEGER ] ABEL PATENT- UND RECHTSANWAELTE, DE

Representative=s name: RUEGER ABEL PATENT- UND RECHTSANWAELTE, DE

R002 Refusal decision in examination/registration proceedings
R003 Refusal decision now final