EP2815499A2 - Verfahren zum betreiben einer elektrische einheit für ein pumpspeicherkraftwerk - Google Patents

Verfahren zum betreiben einer elektrische einheit für ein pumpspeicherkraftwerk

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EP2815499A2
EP2815499A2 EP13709412.4A EP13709412A EP2815499A2 EP 2815499 A2 EP2815499 A2 EP 2815499A2 EP 13709412 A EP13709412 A EP 13709412A EP 2815499 A2 EP2815499 A2 EP 2815499A2
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EP
European Patent Office
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pump
machine
turbine
frequency
frequency converter
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP13709412.4A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Carl-Ernst STEPHAN
Christoph Schaub
Claes Hillberg
Georg TRAXLER-SAMEK
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ABB Technology AG
Original Assignee
ABB Technology AG
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Publication date
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Application filed by ABB Technology AG filed Critical ABB Technology AG
Priority to EP13709412.4A priority Critical patent/EP2815499A2/de
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    • Y02P80/10—Efficient use of energy, e.g. using compressed air or pressurized fluid as energy carrier

Definitions

  • the invention relates to a pumped storage power plant, in particular an electrical unit for this, comprising a frequency converter and a rotating electrical synchronous machine and method for operating the electrical unit.
  • renewable energy sources such as wind and solar energy provide a steadily increasing share of the electricity demand. These energy sources have unsteady operating times. Thus, a direct and permanent supply of consumers with electricity from these sources of energy can not be guaranteed. For this purpose, energy storage must be used, which allow rapid changes between electricity surplus and electricity deficit and their performance and energy flow direction can be changed quickly and continuously.
  • thermodynamic storage tanks compressed air storage tanks, electrothermal storage tanks
  • large amounts of energy typically over 100 MWh and usually over 1 GWh pumped storage are used.
  • Pumped storage or pumped storage power plants are particularly interesting due to the large amount of energy that can be stored.
  • water is pumped from a first natural or artificially created reservoir into a second, higher-lying reservoir.
  • the electrical energy is converted into potential energy.
  • water from the higher storage tanks are routed via a turbine back to the lower reservoir. Minimizing losses in the conversion processes is particularly important to this system.
  • variable-speed drives By decoupling the speed of the machines from a grid frequency, pump and turbine rotational speeds can be adjusted to operate close to optimum efficiency. In addition, it allows the variation of the speed in pumping mode, the power consumption freely. In particular, variable speed systems can be quickly connected from standstill to the network or synchronized.
  • Pumped storage according to the prior art have double-fed asynchronous machines and power electronic frequency converter, whereby a speed control of a pump and a turbine is possible.
  • a pumping power is controlled and on the other hand, if required, the efficiency of the system can be increased.
  • a synchronous machine In an embodiment for controlling the speed of the pump or the turbine, a synchronous machine is used whose stator is fed by means of a three-phase current with adjustable frequency.
  • the frequency conversion is generated by means of a combination of a rectifier and an inverter, which are connected to each other via a voltage or current link.
  • the pump is first dewatered.
  • additional auxiliary devices are often used. This is necessary because in the prior art not enough torque is available to start the pump under load.
  • the pump in addition to an auxiliary drive such as an auxiliary turbine or launch a power electronic starter. Only when the pump is in operation, water is left from the reservoir into the pump and a shut-off valve is opened. This also puts a significant load on the pump, because when the water is admitted, a strong pulse is transmitted to the pump, which increases wear on the pump parts.
  • pole switches are used to switch the orientation of the rotating field in the electrical machine. These are complicated and cost-intensive in production and maintenance.
  • the present invention is based on the object to simplify the operation of a pumped storage power plant and to accelerate change of operation.
  • the invention provides a method for starting up in turbine operation of an electric unit for a pumped storage power plant.
  • the pumped storage power plant comprises a rotary synchronous electric machine and a frequency converter, wherein the machine is connectable to a turbine and a pump or a combined pumping turbine. Furthermore, the machine can be connected to a power grid via the frequency converter.
  • the method provides that the frequency converter is used to start the turbine and power of the electric machine is fed directly, for example after starting up in the power grid.
  • a method for starting in the pumping operation of an electric unit for a pumped storage power plant is provided.
  • the pumped storage power plant comprises a rotary synchronous electric machine and a frequency converter, wherein the machine is connectable to a turbine and a pump or a combined pumping turbine. Furthermore, the machine can be connected to a power grid via the frequency converter.
  • the process provides that the frequency converter is used to start the pump and the pump is approached directly from the state and under load, for example, a flooded pump or a water column
  • the pumped storage power plant comprises a rotary synchronous electric machine and a frequency converter, wherein the machine is connectable to a turbine and a pump or a combined pumping turbine. Furthermore, the machine can be connected to a power grid via the frequency converter.
  • the method provides that the electrical machine is operated synchronously with the power supply system regardless of the operating state of the pump or turbine and supplies active power and reactive power.
  • the invention further relates to an electrical unit for a pumped storage power plant.
  • the pumped storage power plant comprises a rotary synchronous electric machine and a frequency converter, wherein the machine is connectable to a turbine and a pump or a combined pumping turbine. Furthermore, the machine can be connected to a power grid via the frequency converter.
  • the frequency converter consists of at least two electrically connectable elements, wherein depending on the operation of the machine one element each as a rectifier and an element as an inverter is used and the frequency converter as a self-commutated converter with a Voltage intermediate circuit or is formed with a current intermediate circuit.
  • one element each can be used as a rectifier and one element as an inverter, wherein the machine-side element is also called inverter unit INU and the network-side element is also called Active Rectifier Unit ARU.
  • Synchronous machine and a frequency converter Synchronous machine and a frequency converter.
  • FIG. 1 shows a schematic representation of an electrical unit 1 comprising a rotating electrical synchronous machine 2 and a frequency converter 3.
  • the machine 2 is housed in a cavern, for example due to local conditions or for protection.
  • the machine also has a stator, which is fed by means of a three-phase current with adjustable frequency.
  • the operation of the machine 2 with the frequency converter 3 in pumped storage plants allows an improvement of the dynamic behavior, so that start, stop and switching times can be reduced.
  • the invention provides a method for starting up in turbine operation of the electrical unit 1 for a pumped storage power plant.
  • the method provides that the frequency converter 3 is used to start the turbine and power of the electric machine 2 is fed directly, for example, after starting up in the power grid 6.
  • a method for starting in the pumping operation of the electric unit 1 for a pumped storage power plant is provided.
  • the method provides that the frequency converter 3 is used to start the pump 5 and the pump. 5 is approached directly from a stand and under load, for example, a flooded pump or a water column.
  • the frequency converter 3 can supply the pump 5 with sufficient torque to start directly from a state without prior dewatering of the pump 5.
  • the pump 5 can be operated immediately without delay and a start is possible without much effort.
  • the power drawn from the power grid 6 may increase in a ramped manner and it is not necessary to interrupt the supply for synchronization.
  • a method for operating the electric unit 1 for a pumped storage power plant is provided.
  • the method provides that the electric machine 2 is synchronized with a frequency of the power grid 6 and is operated synchronously with the power grid 6 irrespective of the operating state of the pump 5 or the turbine 4 and supplies active power and reactive power.
  • the methods for starting up and switching over the operation are significantly faster by using the frequency converter 3 than in the prior art.
  • no additional transformer between the frequency converter 3 and the machine 2 is provided in the electrical unit 1, thereby the method can be additionally accelerated compared to the prior art.
  • the frequency converter 3 is used to switch the rotational direction of a rotating field of the engine 2.
  • a Polwendeschalter from the prior art is no longer necessary.
  • the frequency converter 3 ensures that the power plant during the switching always on the power grid 6 and thus remains synchronized. It is therefore possible to control the switching time and the power gradient. Over the entire speed range while the machine 2 can be fed so that the speed reversal is supported by the torque of the machine 2.
  • switching between pumps and turbines can be done very quickly even if the water column has to come to a standstill in a pump turbine, since gravity additionally brakes the water column.
  • the frequency converter 3 and thus also the machine 2 need not be disconnected from the mains for this process.
  • the frequency converter 3 and the machine 2 remain connected to the power grid 6. Furthermore, a magnetization of a block transformer for connection to the power grid 6 via the frequency converter 3 for shock-free connection.
  • the frequency converter 3 comprises, for example, two elements which, depending on the operating mode of the machine, can be used, for example, in motor or generator operation as an inverter or rectifier.
  • a speed control is made possible by the fact that the machine 2 has a stator, which is fed by means of a three-phase current with adjustable frequency.
  • the machine-side element or inverter unit INU of the frequency converter 3 is operated as an inverter in pump mode and as a rectifier in turbine mode.
  • the grid-side element or Actife Rectifier Unit ARU of the frequency converter 3 is operated as a rectifier in pump mode and as an inverter in turbine mode.
  • the frequency conversion is generated by means of a combination of a rectifier and an inverter, which are connected to one another via a concentrated or distributed voltage intermediate circuit or current intermediate circuit.
  • the intermediate circuit furthermore has units for storing energy, for example, capacitors in the case of a voltage intermediate circuit and inductors in a current intermediate circuit.
  • the intermediate circuit is provided between the elements and can be formed concentrated or distributed.
  • the operation of the machine with a freely selectable speed has considerable advantages, in particular, in the embodiment with a frequency converter and a synchronous machine, an established, reliable and low-maintenance generator technology can be used. Furthermore, it is possible to operate a pump 5 and a turbine 4 independently of each other in their optimum speed range. By using the synchronous machine 2, high speeds can be realized, for example, for high gradients, especially at high powers. In addition, the operationally accessible speed range extends continuously from zero to the maximum speed and is limited only by the operational limits of the pump 5 and the turbine. 4

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Pumpspeicherkraftwerk, insbesondere eine elektrische Einheit (1) hierfür umfassend eine rotierende elektrische Synchronmaschine (2) und einen Frequenzumrichter (3) sowie Verfahren zum Betrieb der elektrischen Einheit (1). Die Erfindung sieht dabei ein Verfahren zum Anfahren im Turbinenbetrieb der elektrischen Einheit (1) für ein Pumpspeicherkraftwerk vor. Das Verfahren sieht dabei vor, dass der Frequenzumrichter (3) zum Anfahren der Turbine verwendet wird und Leistung der elektrischen Maschine (2) unmittelbar beispielsweise nach dem Anfahren in das Stromnetz (6) eingespeist wird. Weiterhin ist ein Verfahren zum Anfahren im Pumpbetrieb der elektrischen Einheit (1) für ein Pumpspeicherkraftwerk vorgesehen. Das Verfahren sieht dabei vor, dass der Frequenzumrichter (3) zum Anfahren der Pumpe (5) verwendet wird und die Pumpe (5) unmittelbar aus dem Stand und unter Last beispielsweise einer gefluteten Pumpe (5) oder einer Wassersäule angefahren wird. Des Weiteren ist ein Verfahren zum Betreiben der elektrischen Einheit (1) für ein Pumpspeicherkraftwerk vorgesehenen. Das Verfahren sieht dabei vor, dass die elektrischen Maschine (2) mit einer Frequenz des Stromnetzes (6) synchronisiert wird und unabhängig vom Betriebszustand der Pumpe (5) oder der Turbine (4) mit dem Stromnetz (6) synchron betrieben wird und Wirkleistung und Blindleistung liefert.

Description

BESCHREIBUNG
Verfahren zum Betreiben einer elektrische Einheit für ein Pumpspeicherkraftwerk
TECHNISCHED GEBIET
Die Erfindung betrifft ein Pumpspeicherkraftwerk, insbesondere eine elektrische Einheit hierfür umfassend einen Frequenzumrichter und eine rotierende elektrische Synchronmaschine und Verfahren zum Betrieb der elektrischen Einheit.
STAND DER TECHNIK
Regenerative Energiequellen wie beispielsweise Wind- und Solarenergie liefern einen stetig zunehmenden Anteil am Elektrizitätsbedarf. Diese Energiequellen weisen dabei unstetige Betriebszeiten auf. Somit kann eine direkte und dauerhafte Versorgung von Verbrauchern mit Elektrizität aus diesen Energiequellen nicht gewährleistet werden. Hierzu müssen Energiespeicher verwendet werden, welche schnelle Wechsel zwischen Elektrizitätsüberschuss und Elektrizitätsdefizit erlauben und deren Leistung und Energieflussrichtung rasch und kontinuierlich verändert werden können.
Als Energiespeicher stehen hierbei unterschiedliche Systeme zur Verfügung, welche sich jeweils für bestimmte Energiemengen und Anwendungs fälle besonders eignen. Für kleine Energiemengen bis etwa 20 MWh werden, je nach Anwendung, vorzugsweise kinetische Speicher (z.B. Schwungräder), elektrochemische Speicher (Batterien, Redox- Flusszellen), oder elektromagnetische Speicher (Kondensatoren, Superkondensatoren, supraleitende Spulen) verwendet. Für mittlere Energiemengen bis einige 100 MWh sind prinzipiell thermodynamische Speicher (Druckluftspeicher, elektrothermische Speicher) besonders gut geeignet. Für große Energiemengen typischerweise über 100 MWh und meist über 1 GWh werden Pumpspeicher eingesetzt.
Pumpspeicher oder Pumpspeicherkraftwerke sind auf Grund der großen speicherbaren Energiemenge besonders interessant. Dabei wird mit überschüssiger Elektrizität Wasser von einem ersten natürlichen oder künstlich hierfür angelegtem Speicherbecken in ein zweites, höher gelegenes Speicherbecken gepumpt. Die elektrische Energie wird dabei in potenzielle Energie umgewandelt. Zur Rückgewinnung von Elektrizität wird Wasser vom höher gelegenen Speicherbecken über eine Turbine zurück ins niedrigere Speicherbecken geleitet. Für dieses System ist eine Minimierung der Verluste bei den Umwandlungsprozessen besonders wichtig.
Moderne Pumpspeicher weisen drehzahlvariable Antriebe auf. Durch eine Entkoppelung der Drehzahl der Maschinen von einer Netzfrequenz können Pump- und Turbinendrehgeschwindigkeiten so eingestellt werden, dass diese nahe am optimalen Wirkungsgrades betrieben werden. Zudem erlaubt es die Variation der Drehzahl im Pumpbetrieb, die Leistungsaufnahme frei einzustellen. Insbesondere können Systeme mit variabler Drehzahl schnell aus dem Stillstand mit dem Netz verbunden oder synchronisiert werden.
Pumpspeicher gemäss dem Stand der Technik weisen doppelt gespeiste Asynchronmaschinen und leistungselektronische Frequenzumformer auf, womit eine Drehzahlregelung einer Pumpe und einer Turbine möglich ist. Damit wird zum Einen eine Pumpleistung geregelt und zum Anderen kann bei Bedarf der Wirkungsgrad der Anlage erhöht werden.
In einer Ausführungsform zur Drehzahlregelung der Pumpe oder der Turbine wird eine Synchronmaschine verwendet deren Stator mittels eines Drehstroms mit einstellbarer Frequenz gespeist wird. Die Frequenzumformung wird dabei mit Hilfe einer Kombination eines Gleichrichters und eines Wechselrichters erzeugt, welche über einen Spannungs- oder Stromzwischenkreis miteinander verbunden sind.
Zum Betrieb eines Pumpspeicherkraftwerks beispielsweise zum Anfahren im Turbinenbetrieb, zum Anfahren im Pumpbetrieb und zum Umschalten von Turbinenbetrieb auf Pumpbetrieb oder von Pumpbetrieb auf Turbinenbetrieb sind aufwendige Verfahren notwendig.
Zum Anfahren im Turbinenbetrieb wird beispielsweise zuerst langsam Wasser aus dem Speicherbecken auf die Turbine gegeben um diese Anzufahren. Erst wenn Statorspannungen der Maschine synchron mit dem Stromnetz sind und ein eine korrekte Phasenlage aufweisen, kann die Maschine Leistung in das Stromnetz einspeisen.
Zum Anfahren im Pumpbetrieb wird beispielsweise die Pumpe zuerst entwässert. Hierzu werden häufig zusätzliche Hilfsvorrichtungen eingesetzt. Dies ist notwendig, da beim Stand der Technik nicht genügend Drehmoment zur Verfügung steht um die Pumpe unter Last anzufahren. Weiterhin ist es notwendig bei beispielsweise drehzahlstarren Synchrongeneratoren die Pumpe zusätzlich mit einem Hilfsantrieb wie einer Hilfsturbine oder einem leistungselektronischen Starter zu starten. Erst wenn die Pumpe im Betrieb ist wird Wasser aus dem Speicherbecken in die Pumpe gelassen und ein Absperrorgan geöffnet. Dies belastet darüber hinaus die Pumpe deutlich, da beim Einlassen des Wassers ein starker Impuls auf die Pumpe übertragen wird, wodurch Verschleiß der Pumpenteile erhöht wird.
Zum Umschalten der Betriebsarten wie von Turbinenbetrieb auf Pumpbetrieb oder von Pumpbetrieb auf Turbinenbetrieb werden beispielsweise Polschalter verwendet um die Orientierung des Drehfeldes in der elektrischen Maschine umzuschalten. Diese sind aufwendig und kostenintensiv in Herstellung und Wartung.
Der Betrieb eines Pumpspeicherkraftwerks ist daher sehr aufwendig und zeitintensiv. Insbesondere für Pumpspeicher ist es wichtig schnell auf Wechsel zwischen Elektrizitätsüberschuss und Elektrizitätsdefizit zu reagieren und den Betriebsmodus zu ändern.
Davon ausgehend liegt der vorliegenden Erfindung die Aufgabenstellung zugrunde, den Betrieb eines Pumpspeicherkraftwerks zu vereinfachen und Betriebswechsel zu beschleunigen.
BESCHREIBUNG DER ERFINDUNG
Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren zum Anfahren im Turbinenbetrieb gemäß Anspruch 1, ein Verfahren zum Anfahren im Pumpbetrieb gemäß Anspruch 2, ein Verfahren zum Betrieb eines Pumpspeicherkraftwerks gemäß Anspruch 3 und eine elektrische Einheit für ein Pumpspeicherkraftwerk gemäss Anspruch 4 gelöst. Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den abhängigen Ansprüchen, wobei die Rückbezüge der Ansprüche keine weiteren sinnvollen Anspruchskombinationen ausschliesst.
Die Erfindung sieht dabei ein Verfahren zum Anfahren im Turbinenbetrieb einer elektrische Einheit für ein Pumpspeicherkraftwerk vor. Das Pumpspeicherkraftwerk umfasst eine rotierende elektrische Synchronmaschine und einen Frequenzumrichter, wobei die Maschine mit einer Turbine und einer Pumpe oder einer kombinierten Pumpturbine verbindbar ist. Weiterhin ist die Maschine über den Frequenzumrichter mit einem Stromnetz verbindbar. Das Verfahren sieht dabei vor, dass der Frequenzumrichter zum Anfahren der Turbine verwendet wird und Leistung der elektrischen Maschine unmittelbar beispielsweise nach dem Anfahren in das Stromnetz eingespeist wird. Weiterhin ist ein Verfahren zum Anfahren im Pumpbetrieb einer elektrische Einheit für ein Pumpspeicherkraftwerk vorgesehen. Das Pumpspeicherkraftwerk umfasst eine rotierende elektrische Synchronmaschine und einen Frequenzumrichter, wobei die Maschine mit einer Turbine und einer Pumpe oder einer kombinierten Pumpturbine verbindbar ist. Weiterhin ist die Maschine über den Frequenzumrichter mit einem Stromnetz verbindbar. Das Verfahren sieht dabei vor, dass der Frequenzumrichter zum Anfahren der Pumpe verwendet wird und die Pumpe unmittelbar aus dem Stand und unter Last beispielsweise einer gefluteten Pumpe oder einer Wassersäule angefahren wird.
Des Weiteren ist ein Verfahren zum Betreiben einer elektrische Einheit für ein Pumpspeicherkraftwerk vorgesehenen. Das Pumpspeicherkraftwerk umfasst eine rotierende elektrische Synchronmaschine und einen Frequenzumrichter, wobei die Maschine mit einer Turbine und einer Pumpe oder einer kombinierten Pumpturbine verbindbar ist. Weiterhin ist die Maschine über den Frequenzumrichter mit einem Stromnetz verbindbar. Das Verfahren sieht dabei vor, dass die elektrischen Maschine unabhängig vom Betriebszustand der Pumpe oder Turbine mit dem Stromnetz synchron betrieben wird und Wirkleistung und Blindleistung liefert.
Die Erfindung bezieht sich weiterhin auf eine elektrische Einheit für ein Pumpspeicherkraftwerk. Das Pumpspeicherkraftwerk umfasst eine rotierende elektrische Synchronmaschine und einen Frequenzumrichter, wobei die Maschine mit einer Turbine und einer Pumpe oder einer kombinierten Pumpturbine verbindbar ist. Weiterhin ist die Maschine über den Frequenzumrichter mit einem Stromnetz verbindbar.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung der elektrischen Einheit ist vorgesehen, dass der Frequenzumrichter aus zumindest zwei elektrisch verbindbaren Elementen besteht, wobei in Abhängigkeit des Betriebs der Maschine jeweils ein Element als ein Gleichrichter und ein Element als ein Wechselrichter verwendbar ist und der Frequenzumrichter als selbstkommutierter Konverter mit einem Spannungszwischenkreis oder mit einem Stromzwischenkreis ausgebildet ist. In Abhängigkeit des Betriebs der Maschine ist jeweils ein Element als ein Gleichrichter und ein Element als ein Wechselrichter verwendbar, wobei das maschinenseitige Element auch Inverter Unit INU und das netzseitige Element auch Active Rectifier Unit ARU genannt wird.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Weitere Merkmale, Einzelheiten und Vorteile der Erfindung ergeben sich aus dem Wortlaut der Ansprüche sowie aus der Beschreibung von Ausführungsbeispielen anhand der Figur.
Die Erfindung wird in weiteren Einzelheiten anhand des nachfolgenden Textes mit Bezug auf bevorzugte Ausführungsbeispiele anhand der Figur näher erläutert. Es zeigt Fig.l eine schematische Darstellung einer elektrischen Einheit mit einer elektrischen
Synchronmaschine und einem Frequenzumrichter.
Die Bezugszeichen und deren Bedeutung sind zusammengefasst in der Bezugszeichenliste. Im allgemeinen bezeichnen dieselben Bezugszeichen dieselben Teile.
DETAILIERTE BESCHREIBUNG BEISPIELHAFTER AUSFÜHRUNGSFORMEN
Fig.1 zeigt in einer schematischen Darstellung eine elektrische Einheit 1 umfassend eine rotierende elektrische Synchronmaschine 2 und einen Frequenzumrichter 3. Die Maschine 2 ist dabei beispielsweise auf Grund von örtlichen Gegebenheiten oder zum Schutz in einer Kaverne untergebracht. Die Maschine weist weiterhin einen Stator auf, der mittels einem Drehstrom mit einstellbarer Frequenz gespeist wird.
Der Betrieb der Maschine 2 mit dem Frequenzumrichter 3 in Pumpspeicherwerken erlaubt eine Verbesserung des dynamischen Verhaltens, damit können Start-, Stopp- und Umschaltzeiten reduziert werden.
Die Erfindung sieht dabei ein Verfahren zum Anfahren im Turbinenbetrieb der elektrischen Einheit 1 für ein Pumpspeicherkraftwerk vor. Das Verfahren sieht dabei vor, dass der Frequenzumrichter 3 zum Anfahren der Turbine verwendet wird und Leistung der elektrischen Maschine 2 unmittelbar beispielsweise nach dem Anfahren in das Stromnetz 6 eingespeist wird.
Dabei ist keine Wartezeit bis zum Synchronbetrieb notwendig, da die Spannung netzseitig über den Frequenzumrichter 3 stets synchron ist unabhängig von der Frequenz der maschinenseitig generierten Spannung. Damit kann sofort Leistung in das Stromnetz 6 eingespeist werden. Während dem Start entsteht keine Pause zur Synchronisation der Maschine zwischen Start und Betrieb wie bei Lösungen aus dem Stand der Technik.
Weiterhin ist ein Verfahren zum Anfahren im Pumpbetrieb der elektrischen Einheit 1 für ein Pumpspeicherkraftwerk vorgesehen. Das Verfahren sieht dabei vor, dass der Frequenzumrichter 3 zum Anfahren der Pumpe 5 verwendet wird und die Pumpe 5 unmittelbar aus dem Stand und unter Last beispielsweise einer gefluteten Pumpe oder einer Wassersäule angefahren wird.
Der Frequenzumrichter 3 kann die Pumpe 5 mit ausreichend Drehmoment versorgen um direkt aus dem Stand ohne vorheriges Entwässern der Pumpe 5 anzufahren. Die Pumpe 5 kann ohne Verzögerung sofort betrieben werden und ein Anfahren ist ohne grossen Aufwand möglich. Beispielsweise kann die aus dem Stromnetz 6 bezogene Leistung rampenförmig ansteigen und ein Unterbrechen der Versorgung zur Synchronisation ist nicht notwendig.
Des Weiteren ist ein Verfahren zum Betreiben der elektrischen Einheit 1 für ein Pumpspeicherkraftwerk vorgesehenen. Das Verfahren sieht dabei vor, dass die elektrischen Maschine 2 mit einer Frequenz des Stromnetzes 6 synchronisiert wird und unabhängig vom Betriebszustand der Pumpe 5 oder der Turbine 4 mit dem Stromnetz 6 synchron betrieben wird und Wirkleistung und Blindleistung liefert.
Die Verfahren zum Anfahren und Umschalten des Betriebs sind durch die Verwendung des Frequenzumrichters 3 deutlich schneller als im Stand der Technik. Darüber hinaus ist bei der elektrischen Einheit 1 kein zusätzlicher Transformator zwischen Frequenzumrichter 3 und der Maschine 2 vorgesehen, dadurch können die Verfahren im Vergleich zum Stand der Technik zusätzlich beschleunigt werden.
Beispielsweise bei einer kombinierten Pumpe 5 und Turbine 4 wie einer Pumpturbine wird der Frequenzumrichter 3 zum Umschalten der Drehrichtung eines Drehfeldes der Maschine 2 verwendet. Damit ist ein Polwendeschalter aus dem Stand der Technik nicht mehr notwendig. Der Frequenzumrichter 3 stellt sicher, dass das Kraftwerk während des Umschaltvorgangs immer am Stromnetz 6 und damit synchronisiert bleibt. Es ist daher möglich, die Umschaltzeit und den Leistungsgradienten zu kontrollieren. Über den gesamten Drehzahlbereich kann dabei die Maschine 2 so gespeist werden, dass die Drehzahlumkehr über das Drehmoment der Maschine 2 unterstützt wird. Darüber hinaus kann ein Umschalten zwischen Pumpen und Turbinieren sehr schnell erfolgen auch wenn bei einer Pumpturbine die Wassersäule zum Stillstand kommen muss, da Gravitation die Wassersäule zusätzlich bremst. Der Frequenzumrichter 3 und damit auch die Maschine 2 müssen für diesen Vorgang nicht vom Netz getrennt werden. Für ein Umschalten von Turbinieren zu Pumpen muss die Wassersäule mechanisch abgebremst werden. Dabei bleiben der Frequenzumrichter 3 und die Maschine 2 mit dem Stromnetz 6 verbunden. Des Weiteren kann eine Magnetisierung eines Block-Transformators zur Verbindung mit dem Stromnetz 6 über den Frequenzumrichter 3 zum stossfreien Zuschalten erfolgen.
Der Frequenzumrichter 3 umfasst beispielsweise zwei Elemente, welche je nach Betriebsart der Maschine beispielsweise im Motor- oder Generatorbetrieb als Wechselrichter oder Gleichrichter einsetzbar sind. Eine Drehzahlregelung wird dadurch ermöglicht, dass die Maschine 2 einen Stator aufweist, der mittels einem Drehstrom mit einstellbarer Frequenz gespeist wird. Das maschinenseitige Element oder Inverter Unit INU des Frequenzumrichters 3 wird als Wechselrichter im Pumpmodus und als Gleichrichter im Turbinenmodus betrieben. Das netzseitige Element oder Actife Rectifier Unit ARU des Frequenzumrichters 3 wird als Gleichrichter im Pumpmodus und als Wechselrichter im Turbinenmodus betrieben.
Die Frequenzumformung wird mittels einer Kombination eines Gleichrichters und eines Wechselrichters erzeugt, welche über einen konzentrierten oder verteilten Spannungszwischenkreis oder Stromzwischenkreis miteinander verbunden sind. Der Zwischenkreis weist dabei weiterhin Einheiten zur Energiespeicherung auf beispielsweise Kondensatoren bei einem Spannungszwischenkreis und Induktivitäten bei einem Stromzwischenkreis. Der Zwischenkreis ist zwischen den Elementen vorgesehen und kann dabei konzentriert oder verteilt ausgebildet sein.
Der Betrieb der Maschine mit einer frei wählbaren Drehzahl weist erhebliche Vorteile auf, insbesondere kann bei der Ausführungsform mit einem Frequenzumrichter und einer Synchronmaschine eine etablierte, zuverlässige und wartungsarme Generatortechnologie verwendet werden. Weiterhin besteht die Möglichkeit, eine Pumpe 5 und eine Turbine 4 unabhängig voneinander in deren optimalen Drehzahlbereich zu betreiben. Durch die Verwendung der Synchronmaschine 2 sind insbesondere auch bei hohen Leistungen hohe Drehzahlen beispielsweise für hohe Gefälle realisierbar. Darüber hinaus reicht der betrieblich zugängliche Drehzahlbereich kontinuierlich von Null bis zur maximalen Drehzahl und ist nur beschränkt durch die betrieblichen Grenzen der Pumpe 5 und der Turbine 4.
Insbesondere besteht die Möglichkeit einer Nachrüstung von älteren Anlagen auf variablen Frequenzbetrieb, ohne Austausch des bestehenden Generators. Ein weiterer Vorteil ist eine sehr rasche Netzkoppelung und die Möglichkeit positive und negative Blindleistung im Frequenzumrichter 3 zu erzeugen, damit kann der Generator ausschließlich mit Wirkleistung betrieben werden, wodurch dieser eine kompaktere Bauart aufweist.
BEZUGSZEICHENLISTE
1 Elektrische Einheit
2 Maschine
3 Frequenzumrichter
4 Turbine
5 Pumpe
6 Stromnetz

Claims

PATENTANSPRÜCHE
Verfahren zum Betrieb einer elektrischen Einheit (1) für ein Pumpspeicherkraftwerk, wobei die elektrische Einheit (1) eine rotierende elektrische Synchronmaschine (2) und einen Frequenzumrichter (3) umfasst, wobei der Umrichter (3) mit einem Stator der Maschine (2) verbunden ist, und wobei die Maschine (2) mit einer Turbine (4) und über den Frequenzumrichter (3) mit einem Stromnetz (6) verbunden ist, umfassend den folgenden Schritt:
Anfahren der Turbine (4) aus dem Stand durch Erzeugung eines Stromflusses im Stromnetz (6) durch den Umrichter (3) unter kontinuierlicher Umrichtung einer Frequenz der Maschine (2) im gesamten Drehzahlbereich der Turbine (4) in eine Frequenz des Stromnetzes (6).
Verfahren zum Betrieb einer elektrischen Einheit (1) für ein Pumpspeicherkraftwerk, wobei die elektrische Einheit (1) eine rotierende elektrische Synchronmaschine (2) und einen Frequenzumrichter (3) umfasst, wobei der Umrichter (3) mit einem Stator der Maschine (2) verbunden ist, und wobei die Maschine (2) mit einer Pumpe (5) und über den Frequenzumrichter (3) mit einem Stromnetz (6) verbunden ist, umfassend den folgenden Schritt:
Anfahren der Pumpe (5) aus dem Stand durch Erzeugung eines Stromflusses im Stator der Maschine (2) durch den Umrichter (3) unter kontinuierlicher Umrichtung einer Frequenz des Stromnetzes (6) in eine Frequenz der elektrischen Maschine (2) im gesamten Drehzahlbereich der Pumpe (5).
Verfahren zum Umschalten eines Betriebsmodus vom Pumpbetrieb in den Turbinenbetrieb oder vom Turbinenbetrieb in den Pumpbetrieb einer elektrischen Einheit (1) für ein Pumpspeicherkraftwerk
wobei die elektrische Einheit (1) eine rotierende elektrische Synchronmaschine (2) und einen Frequenzumrichter (3) umfasst,
wobei der Umrichter mit einem Stator der Maschine (2) verbunden ist, und wobei die Maschine (2) mit einer Pumpe (5) und über den Frequenzumrichter (3) mit einem Stromnetz (6) verbunden ist, umfassend den folgenden Schritt: a. Umschalten von dem Pumpbetrieb in den Turbinenbetrieb durch ständige Umrichtung der Frequenz der elektrischen Maschine (2) in Abhängigkeit der Drehzahl der Maschine
(2) mit einer Frequenz des Stromnetzes (6) in jedem Betriebszustand der Pumpe (5) oder Turbine (6) durch den Umrichter
(3).
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass
Funktionen der Pumpe (5) und der Turbine (4) in einer reversiblen Pumpturbine vereinigt sind.
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