EP4069950A1 - Anlage mit thermischem energiespeicher, verfahren zum betreiben und verfahren zur modifikation - Google Patents

Anlage mit thermischem energiespeicher, verfahren zum betreiben und verfahren zur modifikation

Info

Publication number
EP4069950A1
EP4069950A1 EP20839105.2A EP20839105A EP4069950A1 EP 4069950 A1 EP4069950 A1 EP 4069950A1 EP 20839105 A EP20839105 A EP 20839105A EP 4069950 A1 EP4069950 A1 EP 4069950A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
turbine
thermal energy
gas turbine
gas
steam
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.)
Pending
Application number
EP20839105.2A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Matthias Migl
Ronald Schwarz
Denis Tschetschik
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.)
Siemens Energy Global GmbH and Co KG
Original Assignee
Siemens Energy Global GmbH and Co KG
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 Siemens Energy Global GmbH and Co KG filed Critical Siemens Energy Global GmbH and Co KG
Publication of EP4069950A1 publication Critical patent/EP4069950A1/de
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/18—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids characterised by adaptation for specific use
    • 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
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]

Definitions

  • the invention relates to a system in which the exhaust gas from a gas turbine is fed into a thermal energy store, the energy of the thermal energy store can be used for various purposes, a method for operating such a system and a method for modi fication of existing systems.
  • EP 2574 755 A2 discloses a system and a method for generating electrical power in which the hot gas for the gas turbine is heated by means of solar energy. This has the disadvantage that the gas turbine cannot be controlled individually.
  • the object of the invention is achieved by a system according to claim 1, a method for operating a system according to claim 19 and a method for modifying a system according to claim 31.
  • FIG. 1 shows a gas and steam plant according to the prior art and the invention is shown schematically in FIGS. 2 to 10.
  • Figure 1 shows an example of an energy conversion system 1 'from the prior art.
  • a gas turbine 100 is connected to an electric generator 5 for generating electricity.
  • the electric generator 5 is also connected to a steam turbine 6 (single-line system).
  • a steam turbine is available if it is a combined gas and steam turbine system (CCGT).
  • CCGT combined gas and steam turbine system
  • An energy conversion system 1 ′ can also have only one gas turbine 100 without a steam turbine 6.
  • AHDE waste heat steam generator
  • An exhaust air chimney 10 is also preferably present.
  • FIG. 1 An installation 1 according to the invention is shown schematically in FIG.
  • the gas turbine 100 is preferably coupled via a transmission 4 or a clutch 4 to the electric generator 5 for generating electricity.
  • a steam turbine 6 is available if it is a combined gas and steam turbine system (CCGT).
  • CCGT combined gas and steam turbine system
  • steam turbine is meant here and in the entire description of the invention a single steam turbine or a steam turbine set of at least two multiple steam turbines, selected from high pressure turbine (s), medium pressure turbine (s) and low pressure turbine).
  • the generator 5 is also connected to the steam turbine 6 preferably via a steam turbine clutch 2, in particular by means of an SSS clutch.
  • the system 1, 1 ′′ (Fig 6) is designed so that the steam turbine 6 can be operated alone.
  • a condenser 7 is closed.
  • the hot exhaust gas from the gas turbine 100 can be passed into a thermal energy store 103 via the diffuser 8.
  • the energy content of the energy store 103 is sufficient to operate the steam turbine 6 alone and constantly for at least several minutes for longer.
  • the energy content of the energy store 103 is preferably at least 1 GWh, in particular at least 2 GWh (gigawatt hours).
  • the stored energy from the energy store 103 can be withdrawn if required, in particular to heat water for district heating 25, in order to then feed it into the district heating network and / or it is used to supply the CCGT system 1, 1 ′′ (FIG. 6 ) To generate steam. Furthermore, the stored energy from the energy store 103 can be used to preheat the fuel or the gas used for the combustion process in the gas turbine 100, which increases the efficiency of the gas turbine 100.
  • process heat and process steam from the energy store 103 for example for drying sewage sludge, air preheaters, refrigerating machines or expansion machines, are further applications.
  • electricity from renewable energy from wind power 106 or solar energy systems 109 can also be stored in the thermal energy store 103, in particular by means of an electrical heater 36.
  • bypass chimney 112 which transfers the hot exhaust gas from the gas turbine 100 either directly into the thermal energy store 103 or into the heat recovery system (AHDE) 9 directs.
  • the hot exhaust gas from the gas turbine 100 is passed directly, in whole or in part, into the thermal energy store 103.
  • the gas turbine 100 with its hot exhaust gas can also be used in combined cycle operation in order to charge the thermal energy store 103.
  • the hot exhaust gas from the gas turbine 100 can be directed into the AHDE 9 and / or introduced into the thermal energy store 103, depending on the network load. If less electricity is required in the network, the gas turbine 100 can be reduced to a certain load, preferably it is switched off completely.
  • the thermal energy storage device 103 then does not have to be charged any further by the gas turbine 100.
  • the energy store 103 can still be charged by wind energy 106 and solar energy 109 by means of an electrical heater 36.
  • the thermal energy store 103 is discharged via the AHDE 9 in order to operate the steam turbine 6, which in turn drives the generator 5, 5 '(FIG. 6).
  • Another exhaust chimney 10 ' is present behind the energy store 103 if, for. B. hot air is blown out of the energy store 103.
  • a bypass line 114 with a re gel flap 111 is also present.
  • a steam turbine 6 and upstream processes can, as shown in FIG. 3, be used in order to use the energy stored in the energy store 103 in order to generate electricity.
  • the gas turbine 100 is shown, which is operated in the open cycle or simple cycle (solo operation) or combined cycle operation.
  • the hot exhaust gas from the gas turbine 100 can be added to the thermal energy store 103 via a first supply line 13 ′.
  • the energy can also be taken from the thermal energy store 103 in the form of hot air in order to feed it to the AHDE 9 or another consumer of thermal energy 30.
  • the thermal energy 30 from the energy store 103 is used to use it to generate electricity.
  • AHDE heat exchanger
  • thermal energy 30 from the energy store 103 for heating water, in application of refrigeration machines, expansion machines, process heat for drying systems or for district heating 25.
  • FIG. 4 shows a further variant of a combined cycle plant 1 according to the invention, in which, in addition to FIG to be heated, optionally to the hot exhaust gas of the gas turbine 100.
  • FIG. 6 the part of the gas turbine 100 or combined cycle plant 1, 1 ′′ (FIG. 6) is only shown schematically and corresponds in particular to FIG. 2.
  • the thermal energy store 103 can preferably be divided into modules 103a, 103b, ... 103n and can thus also be used in FIGS unload.
  • the thermal energy store 103 is therefore preferably of modular design.
  • Individual modules 103a, 103b, ..., 103n can be heated separately from one another and thus brought to different temperatures and heat contents. High temperatures in the energy store 103 or the modules 103a,..., 103n are thermodynamically best.
  • the modular energy store 103 has at least partially, in particular for all modules 103a, 103b, .
  • a fluid, from cooled steam, in particular from the high-pressure part of the steam turbine 6, is fed back into the AHDE 9 for reheating in order to reheat it there.
  • Fluid, high-pressure steam from the high-pressure part of the AHDE 9 is conducted to the steam turbine 6 via a second line 42 according to FIG.
  • a fluid, low-pressure steam from the low-pressure part of the AHDE 9 to the low-pressure part of the steam turbine 6 is conducted via a third line 45 according to FIG.
  • a fluid, water (condensate) is fed back into the AHDE 9 via a fourth line 53 according to FIG. 5 in order to heat it there again.
  • a fluid, medium-pressure steam from reheating of the AHDE 9 is fed to the steam turbine 6 via a fifth line 59 according to FIG.
  • a recirculation fan 56 can preferably be used to assist.
  • the representation according to FIG. 5 is a single-shaft system with a gas turbine 100, generator 5, steam turbine 6, coupled in one line.
  • FIG. 6 in a modification of FIG. 5, a further exemplary embodiment is shown in which a further generator 5 'is present, that is to say a combined cycle plant 1 ′′ in a multi-shaft configuration.
  • FIG. 6 the whole is shown in an arrangement for a combined cycle plant 1 ′′ in a multi-shaft configuration.
  • the gas turbine 100 and the associated generator 5 are coupled to a string, while the steam turbine 6 and the further, associated generator 5 'are coupled to a separate string.
  • thermal store 103 is possible in both scenarios (FIGS. 5, 6).
  • a steam turbine clutch 2 (FIG. 2) between the generator 5 and the steam turbine 6, which allows the generator 5 to be operated separately, driven by the gas turbines 100.
  • the combined cycle plant 1 '' in a multi-shaft arrangement allows a wide range of flexibility.
  • the thermal energy store 103 is fed by the gas turbine 100 and the re-electrification takes place via the AHDE 9 by means of the steam turbine 6 and generator 5 ', the gas turbine 100 and the generator 5 being able to be operated independently of this.
  • the run load profile of the gas turbine 100 can also vary from the load profile of the discharge process of the thermal energy store 103.
  • FIG. 7 schematically shows the system according to the previous FIGS. 2 to 6.
  • the thermal energy store 103 can also be heated by means of solar energy 109 and / or wind energy 106 by using the electricity generated from renewable energy for heating.
  • This supply is controlled by power regulators 701 for electrical power from renewable energy sources.
  • the flow of thermal energy is regulated by various sliders (in particular by means of guillotines) 703, 706, 727, 730, control flaps 709, 712 and shut-off flaps 715, 718.
  • thermo energy store 103 is shown in detail according to the previous figures, in which the individual modules 103a, 103b to 103n are shown, each of which has a controller 800a, 800b, ..., 800n to control the enable individual modules 103a, b, ..., n, in particular their exhaust flaps 115a, ... n.
  • the modules 103a, b, ..., n are therefore spatially separated from one another by walls.
  • the bypass line 114 behind the thermal energy store 103 with an exhaust gas flap 114a is also shown.
  • FIG. 9 shows a similar level of detail to FIG. 8, in which drives, in particular hydraulic drives 120a, 120b, ..., 120n; 112a are present in order to control the loading or unloading of the individual modules 103a to 103n of the thermal store 103 and the bypass line 114.
  • pressure gauges 903, 903 ', 906, 915 and temperature gauges 909', 909 '', 909 ''', 909 IV , 909 v and 912 are used to control the load / unloading.
  • the temperature can be measured at the inlet 122 by means of sensors 909 'in front of 909''and behind 909''' of a pressure measurement 906 as well as behind 909 IV of the exhaust system 115a and at the end 909V of the module 103a.
  • a temperature measurement 912 and a pressure measurement 915 also make sense at the outlet 142.
  • a single module 103a is shown as an example of the other modules of the thermal store 103 in a detail of FIG.
  • Each module 103a is opened or closed by a hydraulically operated flap 120a.
  • the pressure gradient as well as the temperature gradient within the thermal store can be determined with a differential pressure measuring device 903 and temperature sensors 909 ′′, 909 ′′ ′′, which are arranged in the inlet area and in the outlet area 909 v of the module 103a.
  • An insulation 1001 between the individual modules 120a,... can preferably be present between the individual elements and / or the outer region of the modules.
  • the heat is blown out via the outlet 142 in the direction of the waste heat boiler AHDE 9.
  • sensors 903 that measure a differential pressure within a module 103a.
  • the thermal energy store 103 or the entire combined cycle plant 1 and 1 ′′ can be used for:
  • the last measures serve to ensure that the combined cycle plant 1, 1 ′′ and / or the gas turbine 100 can be started up more quickly. This is particularly useful and necessary in a flexible electricity market or power grid, in which a lot of renewable energy 33 is fed into the grid to a fluctuating extent.
  • the thermal memory 103 is preferably used not only for frequency stabilization.
  • thermal store 103 A major advantage of the thermal store 103 is that, according to FIGS. 2 to 10, it can also be subsequently integrated into an existing system.
  • the main specialty of the thermal storage 103 is its controlled and selectable charging and discharging as well as the structural scalability according to the technical requirements of the energy generation system 1, 1 ′′.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

Durch die Verwendung eines thermischen Energiespeichers (103) in Kombination mit einer Gasturbine (103) kann eine GuD-Anlage (1, 1'') flexibel betrieben werden.

Description

Anlage mit thermischem Energiespeicher, Verfahren zum Betreiben und Verfahren zur Modifikation
Die Erfindung betrifft eine Anlage, bei der das Abgas einer Gasturbine in einen thermischen Energiespeicher geleitet wird, wobei die Energie des thermischen Energiespeichers für verschiedene Zwecke verwendet werden kann, ein Verfahren zum Betreiben einer solchen Anlage sowie ein Verfahren zur Modi fikation bestehender Anlagen.
GuD-Anlagen werden im aktuellen Energiemarkt oft als soge nannte „Peaker" verwendet und müssen dabei schnell in ihrer Leistung hoch- und runtergefahren werden. Dies ist aus dem Ruhezustand zwar möglich, jedoch gehen solche Schnellstarts auf Grund der extremen thermischen und physikalischen Belas tung zu Lasten der Lebensdauer einer Gasturbine, eines nach geschalteten Kessels und einer Dampfturbine. Ein Weiterlau fenlassen, sogenanntes „Parken" der GuD-Anlage bei minimaler Last, erscheint aus wirtschaftlichen Aspekten nur bedingt sinnvoll.
Um auf die stark volatilen Anforderungen des aktuellen Ener giemarktes reagieren zu können, wird oftmals nur die Gastur bine im Solo-betrieb gestartet. In dieser Fahrweise wird die gesamte Abgasenergie anstatt über den Dampfprozess über einen Kamin, ohne weitere Verwendung, direkt an die Umgebungsluft abgegeben. Dadurch verringert sich die Effizienz der GuD- Anlage, welches die wirtschaftliche Nutzung der GuD-Anlage verringert .
Die EP 2574 755 A2 offenbart ein System und ein Verfahren, um elektrischen Strom zu erzeugen, bei dem das Heißgas für die Gasturbine mittels Sonnenenergie erwärmt wird. Dies hat den Nachteil, dass die Gasturbine nicht individuell angesteu ert werden kann.
Es ist daher Aufgabe der Erfindung oben genanntes Problem zu lösen. Die Aufgabe wird gelöst durch eine Anlage gemäß Anspruch 1, ein Verfahren zum Betreiben einer Anlage gemäß Anspruch 19 und ein Verfahren zur Modifikation einer Anlage nach Anspruch 31.
Die Figur 1 zeigt eine GuD-Anlage nach dem Stand der Technik und in den Figuren 2 bis 10 ist schematisch die Erfindung dargestellt.
Die Figuren 2 - 10 und die Beschreibung stellen nur Ausfüh rungsbeispiele der Erfindung dar.
Figur 1 zeigt beispielhaft eine Energieumwandlungsanlage 1' aus dem Stand der Technik.
Eine Gasturbine 100 ist mit einem elektrischen Generator 5 zur Stromerzeugung verbunden.
Der elektrische Generator 5 ist ebenfalls mit einer Dampf turbine 6 verbunden (Ein-Strang-Anlage).
Eine Dampfturbine ist dann vorhanden, wenn es sich um eine kombinierte Gas- und Dampfturbinenanlage (GuD) handelt.
Eine Energieumwandlungsanlage 1' kann auch nur eine Gasturbi ne 100 ohne Dampfturbine 6 aufweisen.
Heißes Abgas aus der Gasturbine 100 strömt über einen Dif fusor 8 in eine Wärmerückgewinnungsanlage 9 (AHDE = AbHitze- DampfErzeuger (engl. HRSG) mit/ohne Zusatzfeuerung) aus, bei der das heiße Abgas weiter verwendet wird, insbesondere be nutzt wird zur Dampferzeugung für die Dampfturbine 6.
Ebenso vorzugsweise ist ein Abluftkamin 10 vorhanden.
In Figur 2 ist schematisch eine erfindungsgemäße Anlage 1 dargestellt. Die Gasturbine 100 ist vorzugsweise über ein Getriebe 4 oder eine Kupplung 4 mit dem elektrischen Generator 5 zur Strom erzeugung gekoppelt.
Eine Dampfturbine 6 ist vorhanden, wenn es sich um eine kom binierte Gas- und Dampfturbinenanlage (GuD) handelt.
Mit Dampfturbine ist hier und in der gesamten Beschreibung der Erfindung eine einzelne Dampfturbine oder ein Dampfturbi nensatz aus mindestens zwei mehreren Dampfturbinen, ausge wählt aus Hochdruckturbine(n), Mitteldruckturbine(n) und Nie derdruckturbinein) gemeint.
Der Generator 5 ist ebenfalls mit der Dampfturbine 6 vor zugsweise über eine Dampfturbinenkupplung 2 verbunden, insbe sondere mittels einer SSS-Kupplung.
Die Anlage 1, 1'' (Fig 6) ist so ausgelegt, dass die Dampf turbine 6 allein betrieben werden kann.
An die Dampfturbine 6 ist insbesondere ein Kondensator 7 an geschlossen .
Das heiße Abgas der Gasturbine 100 kann erfindungsgemäß über den Diffusor 8 in einen thermischen Energiespeicher 103 ge leitet werden.
Der Energieinhalt des Energiespeichers 103 reicht aus, um die Dampfturbine 6 länger allein und konstant zumindest mehrere Minuten lang zu betreiben.
Der Energieinhalt des Energiespeichers 103 liegt vorzugsweise bei mindestens 1 GWh, insbesondere mindestens bei 2 GWh (GigaWattstunden).
Die gespeicherte Energie aus dem Energiespeicher 103 kann bei Bedarf entnommen werden, um insbesondere Wasser für Fernwärme 25 zu erwärmen, um es dann ins Fernwärmenetz einzuspeisen und/oder sie wird genutzt, um für die GuD-Anlage 1, 1'' (Fig. 6) Dampf zu erzeugen. Des Weiteren kann mit der gespeicherten Energie aus dem Ener giespeicher 103 der für den Verbrennungsprozess in der Gas turbine 100 verwendete Brennstoff oder das Gas vorgewärmt werden, welches die Effizienz der Gasturbine 100 erhöht.
Die Ausleitung von Prozesswärme und Prozessdampf aus dem Energiespeicher 103 zum Beispiel für die Trocknung von Klär schlamm, Luftvorwärmer, Kältemaschinen bzw. Expansionsmaschi nen sind weitere Anwendungsfälle.
Optional kann noch Strom aus erneuerbarer Energie von Wind kraft- 106 oder Solarenergieanlagen 109 in den thermischen Energiespeicher 103 eingespeichert werden, insbesondere mit tels eines elektrischen Heizers 36.
Je nach Anwendungsfall, insbesondere im Fall des GuD 1, 1'' (Fig. 6), ist ein Bypass-Kamin 112 vorhanden, der das heiße Abgas der Gasturbine 100 entweder direkt in den thermischen Energiespeicher 103 oder in das Wärmerückgewinnungssystem (AHDE) 9 leitet.
Wird nur die Gasturbine 100 bei Volllast betrieben und deren Energie benötigt, um den Generator 5 anzutreiben oder wenn die Gasturbine 100 als „Peaker" oder im Open Cycle betrieben wird, wobei dies eine alleinstehende Gasturbine 100 oder eine Gasturbine 100 in einer GuD-Anlage 1 sein kann, so wird das heiße Abgas der Gasturbine 100 direkt vollständig oder größ tenteils in den thermischen Energiespeicher 103 geleitet.
Auch im GuD-Betrieb kann also die Gasturbine 100 mit ihrem heißen Abgas verwendet werden, um den thermischen Energie speicher 103 zu beladen.
Im GuD-Betrieb kann je nach Netzauslastung das heiße Abgas der Gasturbine 100 in den AHDE 9 geleitet werden und/oder in den thermischen Energiespeicher 103 eingeleitet werden. Wird im Netz weniger Elektrizität benötigt, so kann die Gas turbine 100 auf eine bestimmte Last runtergefahren werden, vorzugsweise wird sie ganz ausgeschaltet.
Dabei muss dann keine weitere Beladung des thermischen Ener giespeichers 103 durch die Gasturbine 100 erfolgen. Jedoch kann der Energiespeicher 103 weiterhin durch Windenergie 106 und Solarenergie 109 mittels einem elektrischen Heizer 36 aufgeladen werden.
Falls notwendig, wird der thermische Energiespeicher 103 über den AHDE 9 entladen, um die Dampfturbine 6 zu betreiben, die dann wiederum den Generator 5, 5' (Fig. 6) antreibt.
Ein weiterer Abluftkamin 10' ist hinter dem Energiespeicher 103 vorhanden, wenn z. B. Heißluft aus dem Energiespeicher 103 rausgeblasen wird.
Vorzugsweise ist noch eine Bypass-Leitung 114 mit einer Re gelklappe 111 vorhanden.
In Figur 3 ist eine detaillierte Anordnung einer erfindungs gemäßen GuD-Anlage 1 gezeigt.
Eine Dampfturbine 6 und vorgeschaltete Prozesse können, wie in Figur 3 gezeigt, verwendet werden, um die gespeicherte Energie im Energiespeicher 103 zu verwenden, um Elektrizität zu erzeugen.
Im oberen Bereich der Figur 3 ist die Gasturbine 100 darge stellt, die im Open Cycle bzw. Simple Cycle (Solo-Betrieb) oder GuD-Betrieb betrieben wird.
Jedenfalls kann das heiße Abgas der Gasturbine 100 über eine erste Zufuhrleitung 13' dem thermischen Energiespeicher 103 zugefügt werden.
Ebenso kann die Energie aus dem thermischen Energiespeicher 103 in Form von heißer Luft entnommen werden, um sie dem AHDE 9 oder einem anderen Verbraucher von thermischer Energie 30 zuzuführen. Die thermische Energie 30 aus dem Energiespeicher 103 dient dazu, diese zur Stromerzeugung zu verwenden.
Dazu wird die heiße Luft aus dem thermischen Energiespeicher 103 via Abfuhrleitung 13'', um insbesondere mittels eines Wärmetauschers (AHDE) 9, Wärmetauscher 19, Abdampfleitung 22 sowie Kondensator 16 entsprechend heißen Dampf für eine Dampfturbine 6 zu erzeugen, die mittels des Generators 5 elektrische Energie 28 oder Prozessdampf 29 erzeugt.
Ebenso ist es möglich, die thermische Energie 30 aus dem Energiespeicher 103 für die Erwärmung von Wasser, in Anwen dung von Kältemaschinen, Expansionsmaschinen, Prozesswärme für Trocknungsanlagen oder für Fernwärme 25 zu nutzen.
In Figur 4 ist eine weitere Variante einer erfindungsgemäßen GuD-Anlage 1 gezeigt, bei der in Ergänzung zu Figur 3 erneu erbare Energien 33 wie Windkraft 106, Solarenergie 109 oder Elektrizität von Wasserspeichern verwendet werden, um den thermischen Energiespeicher 103 mittels des elektrischen Hei zers 36 zu erwärmen, optional zum heißen Abgas der Gasturbine 100.
In Figur 3, Figur 4 sowie den folgenden Figuren ist der Teil der Gasturbine 100 oder GuD-Anlage 1, 1'' (Fig 6) nur schema tisch dargestellt und entspricht insbesondere der Figur 2.
In Figur 5 ist gezeigt, dass der thermische Energiespeicher 103 vorzugsweise in Module 103a, 103b, ... 103n aufgeteilt sein kann und so auch in Figuren 2, 3, 4, 6 und 7 verwendet werden kann, um ihn selektiv zu beladen oder zu entladen.
Der thermische Energiespeicher 103 ist also vorzugsweise mo dular aufgebaut.
Einzelne Module 103a, 103b, ..., 103n können separat voneinan der aufgeheizt und so auf unterschiedliche Temperaturen und Wärmeinhalte gebracht werden. Hohe Temperaturen im Energiespeicher 103 bzw. den Modulen 103a, ..., 103n sind thermodynamisch am besten.
Wenn ein Modul 103a, 103b, ...die höchste oder gewünschte Tem peratur erreicht, kann ein anderes Modul 103, ... erwärmt wer den.
Dementsprechend wird zuerst das Modul 103a, 103b, ..., mit der höchsten Temperatur „entladen", um es insbesondere für die Dampfturbine 6 bzw. den AHDE 9 zu verwenden.
Der modulare Energiespeicher 103 weist zumindest teilweise, insbesondere für alle Module 103a, 103b, ..., 103n, jeweils einen separaten Einlass und/oder einen Auslass für die Ein leitung oder die Ausleitung des Heißgases von der Gasturbine 100 bzw. zum AHDE 9 auf.
Die Anlage und Verfahrensweise haben folgende Vorteile:
- direkte Einspeisung von Abgasenergie in einen thermischen Speicher
- Verwendung von Vulkangestein, Steine, Kalk, Schamotte steine, Keramik als Speichermaterial für den thermischen Energiespeieher
- Indirekte Kombination der Speicherung von elektrisch er zeugter Energie mit thermischer Abgasenergie
- Auskopplung von Wärme aus dem Energiespeicher mittels eines Dampfturbinenprozesses
- für die Nutzung in Entsalzungsanlagen
- Nutzung als Erdgasvorwärmung
- als Vorwärmung der Gasturbineneintrittsluft
- für die Produktion von Fernwärme
- für die Anwendung in Kältemaschinen oder
- für die Verwendung von Prozessdampf für unter anderem che mische Anlagen.
Über eine erste Leitung 39 gemäß Figur 5 wird ein Fluid, ab gekühlter Dampf insbesondere aus dem Hochdruckteil der Dampf turbine 6 zur Zwischenüberhitzung zurück in den AHDE 9 gelei tet, um es dort wieder zu erhitzen. Über eine zweite Leitung 42 gemäß Figur 5 wird Fluid, Hoch druckdampf aus dem Hochdruckteil des AHDE 9 zur Dampfturbine 6 geleitet.
Über eine dritte Leitung 45 gemäß Figur 5 wird ein Fluid, Niederdruckdampf aus dem Niederdruckteil des AHDE 9 zum Nie derdruckteil der Dampfturbine 6 geleitet.
Über eine vierte Leitung 53 gemäß Figur 5 wird ein Fluid, Wasser (Kondensat) zurück in den AHDE 9 geleitet, um es dort wieder zu erwärmen.
Über eine fünfte Leitung 59 gemäß Figur 5 wird ein Fluid, Mitteldruckdampf aus einer Zwischenüberhitzung des AHDE 9 der Dampfturbine 6 zugeführt.
Ein Rezirkulationsgebläse 56 kann vorzugsweise zur Unterstüt zung verwendet werden.
In der Darstellung gemäß Figur 5 handelt es sich um eine Sin- gle-Shaft-Anlage mit Gasturbine 100, Generator 5, Dampftur bine 6, gekoppelt in einem Strang.
In Figur 6 ist in Abwandlung von Figur 5 ein weiteres Ausfüh rungsbeispiel gezeigt, bei dem ein weiterer Generator 5' vor handen ist, also eine GuD-Anlage 1'' in Mehrwellenkonfigura tion.
In der Darstellung gemäß Figur 6 wird das Ganze in einer An ordnung für eine GuD-Anlage 1'' in Mehrwellenkonfiguration dargestellt. Hierbei ist die Gasturbine 100 und der dazuge hörige Generator 5 an einen Strang gekoppelt, während die Dampfturbine 6 und der weitere, dazugehörige Generator 5' an einem separaten Strang gekoppelt sind.
Der Einsatz des thermischen Speichers 103 ist in beiden Sze narien (Fig. 5, 6) möglich. In der Single-Shaft-Anordnung 1 befindet sich zwischen Gene rator 5 und der Dampfturbine 6 eine Dampfturbinenkupplung 2 (Fig. 2), welche den separaten Betrieb des Generators 5 aus schließlich angetrieben durch die Gasturbinen 100 erlaubt.
Die GuD-Anlage 1'' in Mehrwellenanordnung erlaubt ein weites Spektrum an Flexibilität. Der thermische Energiespeicher 103 wird durch die Gasturbine 100 gespeist und die Re-Elektrifi- zierung erfolgt über den AHDE 9 mittels Dampfturbine 6 und Generator 5', wobei unabhängig davon die Gasturbine 100 und der Generator 5 betrieben werden können. Das gefahrene Last profil der Gasturbine 100 kann dabei auch vom Lastprofil des Entladungsprozess des thermischen Energiespeichers 103 vari ieren.
Figur 7 zeigt schematisch die Anlage gemäß den vorherigen Figuren 2 bis 6.
Der thermische Energiespeicher 103 kann auch mittels Solar energie 109 und oder Windenergie 106 erwärmt werden, indem der aus erneuerbarer Energie erzeugte Strom zum Aufheizen verwendet wird.
Diese Zufuhr wird über Leistungsregler 701 für elektrische Leistung aus erneuerbaren Energiequellen gesteuert.
Durch verschiedene Schieberegler (insbesondere mittels Guil lotinen) 703, 706, 727, 730, Regelklappen 709, 712 und Ab sperrklappen 715, 718 wird der Fluss der thermischen Energie geregelt.
Ebenso kann eine Ausleitung 721 von Fernwärme 25 bzw. Pro zessdampf erfolgen.
Ebenso kann eine Zusatzbefeuerung 733 im Kessel, insbesonde re mit niederkalorischen Gasen aus Biogasanlagen vorhanden sein und verwendet werden (in allen Ausführungsbeispielen Fig. 2ff). In Figur 8 ist der thermische Energiespeicher 103 gemäß den vorherigen Figuren detailliert dargestellt, bei dem die ein zelnen Module 103a, 103b bis 103n dargestellt sind, die je weils über einen Controller 800a, 800b, ..., 800n verfügen, um die Ansteuerung der einzelnen Module 103a, b, ..., n, insbeson dere deren Abgasklappen 115a, ...n zu ermöglichen.
Die Module 103a, b, ..., n sind daher durch Wände räumlich von einander getrennt.
Es gibt einen Einlass 122 für die heißen Abgase aus der Gas turbine 100 und einen Auslass 142 aus dem thermischen Spei cher zum AHDE 9 des Dampfprozesses.
Ebenso dargestellt ist die Bypass-Leitung 114 hinter dem thermischen Energiespeicher 103 mit einer Abgasklappe 114a.
In der Figur 9 ist eine ähnliche Detaillierung zu Figur 8 dargestellt, bei der Antriebe, insbesondere hydraulische An triebe 120a, 120b, ..., 120n; 112a vorhanden sind, um die Bela dung bzw. Entladung der einzelnen Module 103a bis 103n des thermischen Speichers 103 sowie der Bypass-Leitung 114 anzu steuern.
Ebenso werden Druckmesser 903, 903', 906, 915 und Temperatur messer 909', 909'', 909''', 909IV, 909v und 912 verwendet, um die Belastung/Entlastung zu kontrollieren bzw. zu steuern.
Die Temperatur kann am Einlass 122 mittels Sensoren 909' vor 909'' und hinter 909''' einer Druckmessung 906 gemessen wer den sowie hinter 909IV der Abgasanlage 115a und am Ende 909V des Moduls 103a.
Eine Temperaturmessung 912 und eine Druckmessung 915 ist auch am Auslass 142 sinnvoll.
In Figur 10 ist in Detaillierung zu Figur 9 ein einzelnes Mo dul 103a als ein Beispiel der anderen Module des thermischen Speichers 103 dargestellt. Jedes Modul 103a wird durch eine hydraulisch betriebene Klap pe 120a geöffnet bzw. geschlossen. Der Einlass 122 für das heiße Abgas der Gasturbine 100 in das Speichermodul 103a, dessen Temperatur mittels Temperaturfühler 909'', 909''',
909IV, 909v gemessen. Des Weiteren gibt es am Einlassbereich eine Druckmessung 906.
Das Druckgefälle sowie das Temperaturgefälle innerhalb des thermischen Speichers kann mit einer Differenzdruckmessein richtung 903 und Temperaturfühlern 909'', 909''', die im Ein lassbereich bzw. im Auslassbereich 909v des Moduls 103a ange ordnet sind, bestimmt werden.
Vorzugsweise kann zwischen den einzelnen Elementen und/oder dem Außenbereich der Module eine Isolierung 1001 zwischen den einzelnen Modulen 120a, ...vorhanden sein.
Zum Entladen des Speichers wird die Wärme über den Auslass 142 in Richtung Abhitzekessel AHDE 9 ausgeblasen.
Dabei gibt es auch Sensoren 903, die einen Differenzdruck innerhalb eines Moduls 103a messen.
Der thermische Energiespeicher 103 bzw. die gesamte GuD-An- lage 1 und 1'' kann dazu dienen:
• die gespeicherte thermische Energie 30 mittels AHDE 9 und zumindest einer Dampfturbine 6 wieder zu elektrifi zieren bzw. um Prozessdampf zu erzeugen,
• für die Fernwärmeheizung oder speziell Prozesswärme für Prozessdampfabnehmer zur Verfügung stellen, sowie für den GuD-Prozess frei verwendbar verwendet werden,
• bei dem die Ansaugluft für den Kompressor vorgeheizt wird, um unter Einhaltung der Emissionsgrenzen die Gas turbine in tieferen Teillasten zu fahren,
• den Brennstoff für die Gasturbine vorzuwärmen, um so den Wirkungsgrad zu verbessern,
• um Sperrdampf für die Dampfturbine 6 zu erzeugen,
• zum kontinuierlichen Warmhalten des AHDE 9 bzw. der Dampfturbine 6, wobei insbesondere die letzten Maßnahmen dazu dienen, dass die GuD-Anlage 1, 1'' und/oder die Gasturbine 100 schneller hochgefahren werden kann. Dies ist insbesondere in einem fle xiblen Strommarkt oder Stromnetz sinnvoll und notwendig, bei dem viel erneuerbare Energie 33 im schwankenden Maße ins Netz eingespeist wird.
Der thermische Speicher 103 dient vorzugsweise nicht nur zur Frequenzstabilisierung .
Ein wesentlicher Vorteil des thermischen Speichers 103 liegt darin, dass dieser gemäß Figuren 2 bis 10 auch nachträglich in eine bestehende Anlage integriert werden kann.
Die wesentliche Besonderheit des thermischen Speichers 103 liegt auch in seiner kontrollierten und selektierbaren Aufla dung und Entladung sowie der baulichen Skalierbarkeit ent sprechend den technischen Erfordernissen der Energieerzeu gungsanlage 1, 1''.

Claims

Patentansprüche
1. Energieerzeugungsanlage (1, 1''), zumindest aufweisend: zumindest eine Gasturbine (100) mit jeweils einer Abgasvorrichtung (8), insbesondere nur eine Gasturbine (100), zumindest einen Generator (5, 5'), zumindest eine Dampfturbine (6), wobei Dampfturbine (6) entweder eine einzelne Dampfturbine oder ein Dampfturbinensatz aus mehreren Dampfturbinen ausgewählt aus: Hochdruckturbine(n) und/oder Mitteldruckturbine(n) und/oder Niederdruckturbine(n), umfasst, zumindest einen thermischen Energiespeicher (103), insbesondere nur einen thermischen Energiespeicher (103), wobei über die Abgasvorrichtung (8) der jeweiligen Gastur bine (100) heißes Abgas der Gasturbine (100), vorzugsweise direkt, in den zumindest einen thermischen Energiespeicher (103) geleitet werden kann, wobei der thermische Energiespeicher (103) eine Kapazität aufweist, um die Dampfturbine (6) alleine zu betreiben, wobei die Kapazität insbesondere mindestens lGWh, ganz insbesondere mindestens 2GWh beträgt, um die thermische Energie (30) des Abgases in dem thermi schen Energiespeicher (103) zu speichern.
2. Anlage nach Anspruch 1, die als GuD-Anlage (1) in Einwellenkonfiguration ausgebil det ist.
3. Anlage nach Anspruch 1, die als GuD-Anlage (1'') in Mehrwellenkonfiguration ausge bildet ist. 4. Anlage nach einem oder zwei der Ansprüche 1, 2 oder 3, bei der die Dampfturbine (6) allein ohne die Gasturbine (100) betrieben werden kann, um den Generator (5, 5') anzutreiben.
5. Anlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1, 2, 3 oder 4, bei der eine Kupplung (2) zwischen Dampfturbine (6) und Ge nerator (en) (5, 5') vorhanden ist.
6. Anlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1, 2, 3, 4 oder 5, bei der eine Kupplung (4) zwischen Gasturbine (100) und Ge nerator (5) vorhanden ist.
7. Anlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1, 2, 4, 5 oder 6, wobei der Generator (5) von der Gasturbine (100) und/oder von einer Dampfturbine (6) angetrieben werden kann.
8. Anlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 oder 3 bis 7, bei der ein zweiter Generator (5') vorhanden ist, der nur mit der Dampfturbine (6) verbunden ist.
9. Anlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche 1 bis 8, die keinen Strom aus erneuerbaren Energien (33), insbesondere nicht von Windkraft (106), nicht aus Wasserenergie, nicht aus Solarenergie (109) verwenden kann, um den thermischen Energiespeicher (103) zu erwärmen, und/oder
Solarenergie nicht zur Erwärmung von Luft, komprimierter Luft oder sonstigen Arbeitsfluiden verwenden kann. 10. Anlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche 1 bis 8, die Elektrizität aus Windkraft (106) und/oder Wasserenergie und/oder Solarenergie (109) und/oder überflüssigen Strom aus einem externen Stromnetz verwenden kann, um den thermischen Energiespeicher (103) zu erwärmen, insbesondere mittels eines elektrischen Heizers (36).
11. Anlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 10, bei der ein Wärmerückgewinnungssystem (9) vorhanden ist, in das heißes Abgas aus der Gasturbine (100) und/oder Dampf von einer Dampfturbine (6) und/oder
Energie aus dem Energiespeicher (103) gelangen kann.
12. Anlage nach Anspruch 11, bei der zumindest ein Bypass (114) zwischen Diffusor (8) der Gasturbine (100) und thermischem Energiespeicher (103) vorhanden ist, der es ermöglicht, das heiße Abgas der Gasturbinen (100) selektiv in den ther mischen Energiespeicher (103) und/oder in ein Wärmerückge winnungssystem (9) zu leiten.
13. Anlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprüche 1 oder 3 bis 12, die einen einzigen Generator (5) für eine Gasturbine (100) und einen einzigen Generator (5') für eine Dampfturbine (6) aufweist. 14. Anlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1, 2 oder 4 bis 12, die einen einzigen Generator (5) für eine Gasturbine (100) und eine Dampfturbine (6) aufweist, insbesondere als Einwellenanlage.
15. Anlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprü che, bei der der thermische Energiespeicher (103) modular aufge baut ist, so dass der Energiespeicher (103) in den einzelnen Modulen (103a, 103b, ..., 103n) verschieden aufwärmbar ist, insbesondere die einzelnen Module (103a, ...n) durch Wände getrennt sind, insbesondere jeweils durch eine Isolierung (1001).
16. Anlage nach Anspruch 15, bei der der modulare Energiespeicher (103) zumindest für zwei Module, (103a, 103b, ...), insbesondere alle Module (103a, ...n), jeweils einen Eingang (103a, 103b, ...) und/oder einen Ausgang aufweist für die Einleitung und/oder die Ausleitung des Heißgases von der Gasturbine (100) bzw. zum Wärmerückgewinnungssystem (9) aufweist.
17. Anlage nach einem oder mehreren der Ansprüche 1 bis 16, die am thermischen Energiespeicher (103) Temperatur- (909, 912) und Drucksensoren (903, 906, 915) aufweist.
18. Anlage nach einem oder mehreren der vorherigen Ansprü che, die zumindest zwei, insbesondere drei Kamine (10, 10', 112) an verschiedenen Ausgängen aufweist. 19. Verfahren zum Betreiben einer Energieerzeugungsanlage
(1, 1 "), zumindest aufweisend zumindest eine Gasturbine (100) mit jeweils einer Abgasvorrichtung (8), insbesondere nur eine Gasturbine (100), zumindest einen Generator (5, 5'), zumindest eine Dampfturbine (6), wobei Dampfturbine (6) entweder eine einzelne Dampfturbine oder ein Dampfturbinensatz aus mehreren Dampfturbinen ausgewählt aus: aus Hochdruckturbine(n) und/oder Mitteldruckturbine(n) und/oder Niederdruckturbine(n) umfasst, zumindest einen thermischen Energiespeicher (103), insbesondere nur einen thermischen Energiespeicher (103), der eine Kapazität aufweist, um die Dampfturbine (6) länger alleine zu betreiben, der insbesondere eine Kapazität von mindestens lGWh, ganz insbesondere von mindestens 2GWh aufweist, wobei der Generator (5) von der Gasturbine (100) und/oder Dampfturbine (6) angetrieben wird, wobei über die Abgasvorrichtung (8) das heiße Abgas der Gasturbine (100) zumindest teilweise oder vollständig, insbesondere direkt, in den thermischen Energiespeicher (103) geleitet wird, insbesondere nur das Abgas einer Gasturbine (100) verwendet wird, um einen thermischen Energiespeicher (103) zu erhitzen, sowie insbesondere Mittel (6, 9, 30), um die thermische Energie (30) in dem thermischen Energie speicher (103) zu speichern. 20. Verfahren nach Anspruch 19, wobei die gespeicherte Energie aus dem thermischen Energie speicher (103) verwendet wird, um die Dampfturbine (6) zu betreiben,
Prozessdampf (29) zu erzeugen,
Prozesswärme für andere Prozesse bereitzustellen,
Brennstoff und/oder Verbrennungsluft vorzuwärmen,
Sperrdampf für die Dampfturbine (6) und/oder zum Warmhalten der Dampfturbine (6) und eines Wärmerückgewinnungssystem (9).
21. Verfahren nach einem oder beiden der Ansprüche 19 oder
20, bei dem heißes Abgas aus der Gasturbine (100) selektiv um geleitet wird in einen thermischen Energiespeicher (103) und/oder in ein Wärmerückgewinnungssystem (9), insbesondere mittels eines Bypasses (114).
22. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 19, 20 oder 21, bei dem der thermische Energiespeicher (103) selektiv auf geladen und/oder entladen wird.
23. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 19, 20, 21 oder 22, bei dem Elektrizität von Solar- (109), Wasser- und/oder Windenergie (106) und/oder überflüssiger Strom aus einem externen Stromnetz verwendet wird, um den thermischen Energiespeicher (103) zusätzlich zu erwär men, insbesondere mittels eines elektrischen Heizers (36).
24. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 19, 20, 21, 22 oder 23, bei dem die Gasturbine (100) im Open Cycle betrieben wird. 25. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 19, 20, 21, 22 oder 23, bei dem die Gasturbine (100) im GuD-Betrieb betrieben wird.
26. Verfahren nach einem oder mehreren der Ansprüche 19 bis 25, bei dem nur die Dampfturbine (6) in einer GuD-Anlage (1, 1'') insbesondere nur mittels der Energie aus dem thermi schen Energiespeicher (103) betrieben wird.
27. Verfahren nach einem oder mehreren der vorherigen An sprüche 19 bis 26, bei dem die gespeicherte Energie im thermischen Energie speicher (103) zur Vorwärmung des Gases für die Verbrennung in der Gastur bine (100) und/oder zur Vorwärmung der Luft für die Gasturbine (100) und/oder zur Erzeugung von Fernwärme (25) und/oder zur Erzeugung von Prozessdampf (29) verwendet wird, zur Erzeugung von Sperrdampf in der Dampfturbine (6) ver wendet wird und/oder bei dem das Wärmerückgewinnungssystem (9) und/oder die Dampfturbine (6) mit der Energie aus dem thermischen Ener giespeicher (103) erwärmt und/oder auf einer Temperatur ge halten wird.
28. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden Ansprüche, bei dem die Gasturbine (100) mit Heißgas mit Temperaturen von größer gleich 1200K, insbesondere größer gleich 1600K, betrieben wird, insbesondere dadurch, dass die Gasturbine (100) nur mit fossilen Brennstoffen, insbesondere Gas, Diesel oder Sonderbrennstoffe, betrieben wird, welche in einer Brennkammer der Gasturbine (100) verbrannt werden.
29. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden Ansprüche, bei dem Solarenergie nicht zur Erhitzung von Luft oder kom primierter Luft verwendet wird, weder für den Wärmerückgewinnungssystem (9), noch für die Gasturbine (100), noch für den thermischen Energiespeicher (103).
30. Verfahren nach einem oder mehreren der vorherigen Ver fahrensansprüche 19 bis 29, bei dem nur die Gasturbine (100) betrieben wird, nur um heißes Abgas für den thermischen Energiespeicher
(103) zu erzeugen, so dass ein schnelles Anfahren der Gasturbine (100) möglich ist.
31. Verfahren zur Modifikation einer bestehenden Energie erzeugungsanlage (1'), insbesondere einer GuD-Anlage (1'), bei dem zumindest ein thermischer Energiespeicher (103) hinzugefügt wird, der mittels des heißen Abgases einer Gasturbine (100) er hitzt werden kann, sowie optional zu einer Anlage gemäß den Ansprüchen 1 bis 18 umgebaut wird, sowie nach Verfahren gemäß der Ansprüche 19 bis 30 betrie ben werden kann.
EP20839105.2A 2020-01-29 2020-12-28 Anlage mit thermischem energiespeicher, verfahren zum betreiben und verfahren zur modifikation Pending EP4069950A1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102020201068.4A DE102020201068A1 (de) 2020-01-29 2020-01-29 Anlage mit thermischem Energiespeicher, Verfahren zum Betreiben und Verfahren zur Modifikation
PCT/EP2020/087910 WO2021151604A1 (de) 2020-01-29 2020-12-28 Anlage mit thermischem energiespeicher, verfahren zum betreiben und verfahren zur modifikation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
EP4069950A1 true EP4069950A1 (de) 2022-10-12

Family

ID=74175857

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP20839105.2A Pending EP4069950A1 (de) 2020-01-29 2020-12-28 Anlage mit thermischem energiespeicher, verfahren zum betreiben und verfahren zur modifikation

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11852041B2 (de)
EP (1) EP4069950A1 (de)
CN (1) CN115023537A (de)
DE (1) DE102020201068A1 (de)
WO (1) WO2021151604A1 (de)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US12291982B2 (en) 2020-11-30 2025-05-06 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage systems for use in material processing
US11913362B2 (en) 2020-11-30 2024-02-27 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system coupled with steam cracking system
US12018596B2 (en) 2020-11-30 2024-06-25 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system coupled with thermal power cycle systems
US11913361B2 (en) 2020-11-30 2024-02-27 Rondo Energy, Inc. Energy storage system and alumina calcination applications
MA71196B1 (fr) 2020-11-30 2025-04-30 Rondo Energy, Inc. Système et applications de stockage d'énergie
US11542863B1 (en) * 2021-11-16 2023-01-03 Siemens Energy, Inc. Method and device to improve the performance of a power plant integrated with a thermal energy storage system
CN114837818A (zh) * 2022-04-18 2022-08-02 中国联合重型燃气轮机技术有限公司 燃气轮机系统和发电系统
EP4560116A1 (de) * 2023-11-21 2025-05-28 TotalEnergies OneTech Anlage zur lieferung von stark entkohlter elektrizität und wärme
WO2025226989A2 (en) * 2024-04-24 2025-10-30 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system for simple and combined cycle power generation
WO2025245498A1 (en) 2024-05-24 2025-11-27 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system with high efficiency heater control
US12566034B1 (en) 2024-07-02 2026-03-03 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system coupled to a heat exchanger with thermal protection
US12607170B2 (en) 2024-07-12 2026-04-21 Rondo Energy, Inc. Thermal energy storage system for use with a low temperature heat source and a thermal power cycle system

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB9122965D0 (en) * 1991-10-29 1991-12-18 Rolls Royce Plc Turbine engine control system
DE10260992A1 (de) 2002-12-24 2004-07-08 Riedel, Erik, Dr.-Ing. GuD-Kraftwerk sowie Verfahren zum Betrieb von Kraftwerken dieser Art
DE10260993A1 (de) 2002-12-24 2004-07-08 Riedel, Erik, Dr.-Ing. Verfahren zur Stromerzeugung sowie nach diesen Verfahren betriebene Kraftwerke
EP2101051A1 (de) 2008-03-12 2009-09-16 Siemens Aktiengesellschaft Speicherung elektrischer Energie mit Wärmespeicher und Rückverstromung mittels eines thermodynamischen Kreisprozesses
US20100310356A1 (en) * 2009-06-04 2010-12-09 General Electric Company Clutched steam turbine low pressure sections and methods therefore
CN103080503B (zh) 2010-09-30 2016-06-08 三菱日立电力系统株式会社 太阳热利用联合循环发电站
US8978386B2 (en) * 2010-09-30 2015-03-17 Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. Gas turbine system, control device for gas turbine system, and control method for gas turbine system
CA2834938C (en) * 2011-05-02 2019-06-25 Hitesh BINDRA Thermal energy storage for combined cycle power plants
US20130081395A1 (en) * 2011-09-29 2013-04-04 General Electric Company System and method for generating electric power
US9677809B1 (en) * 2011-10-10 2017-06-13 Portland General Electric Company Plural heat pump and thermal storage system for facilitating power shaping services on the electrical power grid at consumer premises
DE102012202575A1 (de) * 2012-02-20 2013-08-22 Siemens Aktiengesellschaft Gaskraftwerk
US20150033760A1 (en) * 2012-02-24 2015-02-05 Mitsubishi Httachi Power Systems, Ltd. Solar Assisted Gas Turbine System
US9803548B2 (en) 2012-04-02 2017-10-31 Powerphase Llc Gas turbine efficiency and regulation speed improvements using supplementary air system continuous and storage systems and methods of using the same
US9890707B2 (en) * 2012-04-02 2018-02-13 Powerphase Llc Gas turbine efficiency and regulation speed improvements using supplementary air system continuous and storage systems and methods of using the same
DE102013215083A1 (de) * 2013-08-01 2015-02-05 Siemens Aktiengesellschaft Flexibilisiertes Gasturbinenkraftwerk
US9670843B2 (en) * 2013-11-25 2017-06-06 General Electric Company System and method for heating a catalyst in an exhaust treatment system of a turbine engine
US10012113B2 (en) 2014-03-18 2018-07-03 Vassilios Vamvas Combined cycle plant with thermal energy storage
ES2927226T3 (es) 2014-06-04 2022-11-03 Pintail Power Llc Planta de energía híbrida solar gestionable
US20160047307A1 (en) * 2014-08-15 2016-02-18 General Electric Company Power train architectures with low-loss lubricant bearings and low-density materials
PL3002423T3 (pl) 2014-09-30 2022-09-26 Siemens Gamesa Renewable Energy A/S Elektrownia gazowo-parowa z jednostką do magazynowania ciepła i sposób wytwarzania energii elektrycznej z zastosowaniem elektrowni gazowo-parowej
DE102015219403A1 (de) * 2015-10-07 2017-04-13 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben eines Gas-und-Dampf-Kombinationskraftwerks
US10233833B2 (en) 2016-12-28 2019-03-19 Malta Inc. Pump control of closed cycle power generation system
CN110725725B (zh) * 2019-10-29 2020-12-11 浙江大学 一种基于蓄热启动的燃气蒸汽联合循环系统及方法

Also Published As

Publication number Publication date
DE102020201068A1 (de) 2021-07-29
US11852041B2 (en) 2023-12-26
WO2021151604A1 (de) 2021-08-05
CN115023537A (zh) 2022-09-06
US20230052951A1 (en) 2023-02-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP4069950A1 (de) Anlage mit thermischem energiespeicher, verfahren zum betreiben und verfahren zur modifikation
EP0127093B1 (de) Mittellastkraftwerk mit einer integrierten Kohlevergasungsanlage
EP1483483B1 (de) Wärmekraftprozess
CN102596363B (zh) 用于co2捕获的动力设备
EP3973156A1 (de) Gasturbine mit thermischem energiespeicher, verfahren zum betreiben und verfahren zur modifikation
DE102011052932A1 (de) Brennstoffvorwärmsystem
EP3129610A1 (de) Verfahren und vorrichtung zum speichern und rückgewinnen von energie
DE102010027302A1 (de) Energiespeichersystem
EP2594746A1 (de) Gasturbinenkraftwerk mit einer Gasturbinenanlage und Verfahren zum Betreiben eines Gasturbinenkraftwerks
EP2167794B1 (de) Vorrichtung und verfahren zur kraft-wärmeerzeugung
CH707919A2 (de) System und Verfahren zur Erhöhung der Gasturbinenausgangsleistung.
WO2014161838A1 (de) Optimierung von kaltstarts bei thermischen kraftwerken, insbesondere bei dampfturbinen- oder bei gas-und-dampfturbinenkraftwerken (gud-kraftwerke)
EP3207225B1 (de) Verfahren zum ausgleich von lastspitzen bei der energieerzeugung und/oder zur erzeugung von elektrischer energie und/oder zur wasserstofferzeugung
EP2610470A2 (de) Verfahren zum Betreiben einer stationären Kraftanlage mit wenigstens einer Brennkraftmaschine
EP2907980A1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gas- und Dampfturbinenanlage für die Frequenzstützung
DE19652349A1 (de) Solar- und Niedertemperaturwärme-Kombianlage-Solico
DE102009038323A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Verwertung von Biomasse
EP2876279B1 (de) Mikrogasturbinenanordnung
DE10260992A1 (de) GuD-Kraftwerk sowie Verfahren zum Betrieb von Kraftwerken dieser Art
WO2012095243A1 (de) Gas/dampfturbinenanlage für solare anbindung
EP0995891B1 (de) Turbomaschine und Verfahren zum Betrieb derselben
EP2470755A2 (de) Verfahren zur nutzung der abwärme von verbrennungskraftmaschinen
DE2102770A1 (de) Anlage einer Gasturbine mit Energiespeicherung gebunden mit einer Dampfturbine
WO2015055294A1 (de) Stromspeicherung über thermische speicher und luftturbine
US10415467B2 (en) Integrated gasification combined cycle and method for operating integrated gasification combined cycle

Legal Events

Date Code Title Description
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: UNKNOWN

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: THE INTERNATIONAL PUBLICATION HAS BEEN MADE

PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: REQUEST FOR EXAMINATION WAS MADE

17P Request for examination filed

Effective date: 20220707

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO RS SE SI SK SM TR

DAV Request for validation of the european patent (deleted)
DAX Request for extension of the european patent (deleted)
STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: EXAMINATION IS IN PROGRESS

17Q First examination report despatched

Effective date: 20240523