WO2016165724A1 - Stromspeicherung über thermische speicher und luftturbine - Google Patents

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WO2016165724A1
WO2016165724A1 PCT/EP2015/000770 EP2015000770W WO2016165724A1 WO 2016165724 A1 WO2016165724 A1 WO 2016165724A1 EP 2015000770 W EP2015000770 W EP 2015000770W WO 2016165724 A1 WO2016165724 A1 WO 2016165724A1
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Dragan Stevanovic
Karl Brotzmann
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Karl Brotzmann Consulting Gmbh
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Definitions

  • the invention relates to a method in which electrical energy in the form of
  • High-temperature heat is stored and compressed as needed, a gas is heated with the stored heat and fed to a gas turbine for power generation.
  • Electricity storage is known to be a way to harmonize consumption and electricity generation. In times when electricity production is above power demand, excess electricity is stored, and when power consumption is high, the amount of electricity stored is restored. As the share of electricity from renewables increases, especially from wind and sun, this problem becomes more important because power generation, and not just power consumption, is very uneven.
  • this power storage depending on electricity supply and electricity needs in a power grid, can take place very unevenly. For example, may follow a longer discharge phase after a short storage phase, or vice versa. It is also possible that several short charge and discharge phases follow each other. A power storage device must be able to optimally fulfill these conditions.
  • a known method is the power storage with reversible hydroelectric power plants, also known as pumped storage power plants. Another variant is two
  • CAES compressed air energy storage
  • the patent document WO 2009 / 103106A2 describes a device for heat storage which can be used in a circuit with a gas turbine and a power generator.
  • a storage medium quartz-free stones are called. From experience with other similar systems, such as blast furnaces for blast furnaces, it is known that the temperature drops approximately linearly during the operating phase.
  • Another device for heat storage is described in the patent DE 10 2013 004 330 A1.
  • the heating resistor for electric heating must be at least 30% of the total heat capacity at the same time.
  • the remaining heat storage medium consists of ceramic form elements, which are actually again rods with a square cross-section.
  • the present patent application relates to a new method and corresponding devices for power storage with relatively low investment costs and high overall efficiency, in which already known and inexpensive components and technologies can be used and in which the temperature remains largely constant during the discharge phase in the high-temperature heat storage.
  • the present invention is based on the finding that such
  • the ratio between the bed height H in the flow direction of the gas and the mean particle diameter d of the bulk material at least 10, preferably at least 100, more preferably at least 250, more preferably at least 500 and more preferably at least 1000.
  • the larger this ratio the greater the pressure loss of the flowing gas. Because this gas is only through a discharge phase through the
  • the ratio between the bed height H in the flow direction of the gas and the mean particle diameter d of the bulk material is usually not higher than 6000, preferably not higher than 3000.
  • the maximum discharge time ⁇ satisfies the following relation: 0.5- (M s / m G ) (c s / Cp) ⁇ ⁇ M ⁇ 0.99 (M s / m G ) (c s / Cp) ⁇ , where M s is the mass of the bulk material,
  • TOT is the temperature of the gas at the inlet of the high temperature accumulator.
  • the inventive method allows the formation of a very advantageous temperature profile within the bulk bed such that the temperature at the outlet of the bulk bed changes relatively little, while the temperature change in the middle of the bed is relatively high.
  • electric power is converted into high-temperature heat, stored in a thermal storage, and, as required, a gas is compressed, heated with the stored heat, and supplied to a gas turbine for power generation with heat recuperation.
  • Amount of heat is only briefly in a system of 2 or more
  • the turbine inlet temperature TIT is preferably in the range of 700 ° C to 1300 ° C, more preferably in the range of 800 ° C to 1100 ° C, and most preferably in the range of 900 ° C to 1000 ° C.
  • the turbine exit temperature TOT is preferably in the range of 400 ° C to 750 ° C, more preferably in the range of 450 ° C to 600 ° C, and most preferably in the range of 500 ° C to 575 ° C. With this temperature, the gas also usually enters the high-temperature storage.
  • the maximum temperature of the stored heat in the high-temperature reservoir TMAX is preferably in the range of 900 ° C to 500 ° C, more preferably in the
  • Turbine outlet temperature TOT is usually between 50% and 99% of the maximum possible temperature difference (TMAX - TOT).
  • the temperature difference between the mean temperature of the gas exiting the high-temperature reservoir TPHE and the turbine exit temperature TOT is usually between the maximum temperature of the stored high-temperature heat TMAX and the turbine exit temperature TOT.
  • the heat accumulator is constructed so that it consists of a plurality of heating elements connected in series, which are connected in succession. This will be a partial
  • Discharging allows in which the heat is removed only from a segment of the memory.
  • the stored heat in the remaining part of the memory remains as before at a high temperature level.
  • a mode of operation according to the invention is that after a partial.
  • the overall efficiency (from current charge to current-discharge or round-trip efficiency) is 35% to 65%, and the models on the market today can achieve up to 45% overall efficiency For even better values you need a customized design and customized process parameters, such as multiple intercooling and higher inlet temperatures at lower temperatures
  • waste heat from the storage system can also be used, the combined efficiency (current + heat) rises to 90%.
  • Another advantage is the fast startability of such a system. As soon as you need the power in the grid, you will reach full power within a few minutes.
  • a fast startability of the system is achieved.
  • the closed valves on the system in an order that the high-temperature accumulator and the turbine remain almost under operating pressure.
  • the turbine can go into operation much faster because not only high temperatures, but also the operating pressure already at
  • the amount of gas stored under pressure is sufficient until the compressor has reached its full capacity and full pressure. In this way, the start of the turbine, e.g. less than 30 seconds, which also allows participation in the primary control power.
  • An installation for the present invention consists of the following components and method steps:
  • Gas turbine set compressor, expander, power generator. First, the compressed gas in a low-temperature storage up
  • Power generation phases do not have to follow each other directly - between them can take up to several days.
  • the ambient air is to be used as the gas working medium.
  • another gas such as Nitrogen or carbon dioxide.
  • the air preheated by compression flows through a gas cooler, which is located in front of the first low-temperature storage. This allows you to extract the waste heat for heating, process heat or other purposes, while minimizing exhaust gas temperature and exhaust gas losses at the fireplace.
  • the inlet and the outlet from the high-temperature reservoir are connected to one another by a bypass line with a controllable valve, so that it is possible to control the turbine inlet temperature.
  • a fuel supply is connected downstream at the outlet from the high-temperature reservoir, so that a relatively small amount of natural gas or another gaseous or liquid
  • Fuel can be added to increase the gas temperature before the turbine entry. In this way, you can longer than planned, if the grid conditions require it, generate electricity, despite greater temperature drop of the gas at the exit from the high-temperature storage.
  • the number of accumulators depends on the operating pressure and the capacity of the system. With multiple accumulators, one can equalize the pressure loss in both phases of operation, so that more than one unit is turned on in the lower operating pressure phase, with the corresponding flow reduction by each unit and an increase in the phase time.
  • Such switching processes are already known from DE 100 39 246 C2 or DE 10 2009 038 322 A1.
  • Low-temperature storage are also suitable for delivering the stored thermal energy, for example in the form of warm air. Because of the lower investment costs and the very good heat transfer bulk regenerators are particularly useful as a low-temperature storage. In particular, you can Bulk regenerators are used, which are known from EP 0620 909 B1 or DE 42 36 619 C2. Natural material, such as gravel, Eifel lava or lime chippings, is used as heat storage mass for low-temperature storage
  • High temperature accumulators are also used to deliver the stored thermal
  • Bulk material regenerators are suitable as high-temperature storage. It can also be used bulk regenerators, which are known from EP 0620 909 B1 or DE 42 36 619 C2. But because of the higher temperatures, even on the cold sides of the regenerator, a simpler design is more suitable.
  • the bulk material bed can be formed so that the bulk material is arranged in a column, which in turn is arranged standing or lying.
  • the bulk material for the high temperature heat storage is preferably made of ceramic, aluminum oxide, chamotte, silicon carbide, zirconium oxide, graphite, lava rock, gravel, iron ore, lime, metallic particles or combinations thereof.
  • the particles of the bulk material may be spherical and / or in the form of fracture or gravel.
  • the particles used are approximately uniform.
  • the mean particle diameter of the bulk material should not be greater than 50 mm, preferably not greater than 40 mm, more preferably not greater than 30 mm, and most preferably not greater than 15 mm.
  • the mean particle diameter of the bulk material is usually at least 2 mm, preferably at least 5 mm, more preferably at least 7 mm, most preferably at least 10 mm.
  • the heating elements for the conversion of electrical energy into heat which takes place in the high-temperature storage, used directly in the bed, for example in the form of superimposed spirals.
  • the horizontal distance between the wire in a spiral must be approximately the same as the vertical distance between two spirals to allow for even heat transfer.
  • heating wire you can choose a wire made of stainless steel or heat-resistant steel, depending on the temperature and the gas / working medium used.
  • Fig. 1 is a schematic block diagram showing all the main components of the plant and their connections;
  • FIGS. 2a and 2b show the same block diagram as Figure 1, but with indicated flow paths of the gas during the power generation phases;
  • 3a, 3b is a schematic block diagram of the volume considered process in which the operating medium is stored under high pressure during turbine stall;
  • Fig. 5 shows an advantageous embodiment of the electric heater in three different segments of the bulk material
  • FIG. 6 shows the heating elements in the high-temperature reservoir 5 in the form of superimposed and interconnected spirals.
  • Fig. 1 shows a schematic flow diagram of the system for the thermal
  • This system includes a gas turbine set with compressor 1, turbine 6 and power generator 8, a high temperature storage 5, two smaller ones
  • the high-temperature accumulator 5 is heated with power from the turbine outlet temperature TOT to at least turbine inlet temperature TIT.
  • this conversion of electrical energy into thermal energy can be effected by current resistance or by induction.
  • This phase can take several minutes, hours, or days, depending on the power grid requirement and the corresponding design of the components.
  • Fig. 2a shows the flow paths of the gas during a power generation phase.
  • the ambient air is compressed to a pressure PC and thereby heated to a temperature TC which is well above the ambient temperature.
  • the compressed air in the gas cooler 2 is cooled and the heat recovered is used for heating or other purposes.
  • the change-over members 33 and 34 are opened, the cooled air flows through a first low-temperature storage 3 where it is heated by stored heat to a temperature close to the turbine exit temperature TOT but significantly higher than TC.
  • the preheated air flows through the high-temperature storage 5, where its temperature due to the stored high-temperature heat of electrical origin continues to at least
  • Turbine inlet temperature TIT increases. Compressed air at the temperature TIT enters the turbine 6, where the expansion to the ambient pressure takes place, whereby the temperature decreases to the value TOT. Since the switching means 41 and 42 are also open, the expanded air flows through a second
  • Low-temperature storage 4 gives off their heat on the storage mass, cools down to temperature TS and leaves the system through a chimney. 7 After a certain time, which is usually between 10 and 60 minutes, close the switching 33, 34, 41 and 42 and open the
  • FIGS. 3a and 3b show an advantageous mode of operation of this system which enables a fast startability. At the end of a discharge phase, when the
  • the control variable for the valves 41 and 31 will be the maximum operating pressure of the turbine. Close one of the two valves until this pressure is reached. If this pressure is reached or exceeded before the corresponding valve is fully closed, the valve will remain in position until the pressure drops below operating pressure.
  • the controlled variable is the pressure difference. It closes one of the two valves so that the difference between the pressure to the compressor 1 and the operating pressure of the turbines 6 is as small as possible. If the pressure after the compressor is greater than the operating pressure, the valves will remain in position until the pressure starts to drop again. When all these valves are closed, the operating medium, or the air, is stored under operating pressure in the volume between them. In Fig. 3a and 3b, this volume is shown with thick lines. When the heating elements 12, 13 and / or 14 (see Fig. 5) are turned on again, the mean temperature in this closed volume increases, and so does the pressure. Therefore, it is necessary to install an additional safety valve 20.
  • the safety valve 20 can also be installed at the outlet of the turbine 6 in order to better maintain the temperature there and to allow a smoother restart.
  • valve 41 In a new discharge phase (see Fig. 3a), the valve 41 will open slowly, so that the turbine 6 starts to rotate and the compressor 1 drives.
  • valve 33 will also open, so that a nominal turbine operation can continue to take place.
  • Fig. 4 shows the advantageous, S-shaped, temperature profiles during the discharge of a 12m high-temperature storage, with 12mm large balls
  • Turbine inlet temperature (TIT) e.g. 830 ° C to reach. After 2 hours
  • the temperature in the bed above 3m is still constant at 1100 ° C. Between the height 1 m and 3m there is a very steep temperature profile.
  • the discharge time is shorter than 10 hours, for example 2 or 4 hours, it is not useful to heat the upper segments of the memory 5, as these areas may overheat or damage the heating elements. Then it is advantageous to distribute several heating elements that are operated independently of each other over the total height. In Fig. 5, e.g. 3 such heating elements 12, 13 and 14 are shown. Then, after a discharge phase of less than 4 hours, it is sufficient that only the lower heating element 12 is turned on during a charging phase. After a discharge phase of up to 8
  • the two lower heating elements 12, 13 are turned on and only with a complete discharge of the storage medium 11 in the memory 5, all three heating elements 12, 13, 14 are put into operation.
  • the above-mentioned S-shaped temperature profile is not only advantageous but
  • FIG. 6 A possible advantageous embodiment of the electric heating elements in the form of superimposed and interconnected spirals is shown in Fig. 6. This arrangement is particularly advantageous for the bulk material as
  • the spirals are connected in the middle or at the end. For example, here are four
  • Fig. 7 shows a bypass line with a bypass valve 9 to the
  • Turbine inlet temperature TIT which is lower than the outlet temperature from the high-temperature storage 5. This way you can in the High-temperature storage 5 store even higher temperatures and thus increase its heat capacity. In addition, one can regulate the performance of the turbine 6 with by-pass valve 9.
  • Fig. 8 illustrates the possibility, through a line 10, a quantity of natural gas NG or other gaseous or liquid fuel in the line between the
  • Turbine inlet temperature TIT to achieve. That is of interest if the

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Stromspeicherung durch die Konversion in thermische Energie und anschließende Stromerzeugung mittels - eines Gasturbinesets mit Kompressor (1), Expander (6) und Stromgenerator (8), - mit wenigstens einem ersten (3) und einem zweiten (4) Niedrigtemperaturspeicher, - und eines Hochtemperaturspeichers (5) mit einem Schüttgut als Wärmespeicher (11), wobei - die elektrische Energie nur in Form von Hochtemperaturwärme oberhalb der Turbineaustrittstemperatur TOT in einem thermischen Speicher (5) gespeichert wird, dass während der Stromerzeugungsphase ein komprimiertes Gas aus dem Kompressor (1) in einem Niedrigtemperaturspeicher (3, 4) auf eine Temperatur nahe der Turbineaustrittstemperatur TOT aufgeheizt wird und danach in einem Hochtemperaturspeicher (5) mit gespeicherter Wärme aus Strom auf ein Temperaturniveau von mindestens Turbineeintrittstemperatur TIT aufgeheizt wird und - das Verhältnis zwischen Betthöhe in Strömungsrichtung und dem mittleren Partikeldurchmesser des Schüttgutes (11) in dem Hochtemperaturspeicher (5) mindestens 10, bevorzugt mindestens 100, stärker bevorzugt mindestens 250, noch stärker bevorzugt mindestens 500 und besonders bevorzugt mindestens 1000 beträgt sowie eine Vorrichtung in der dieses Verfahren nutzbar ist.

Description

Stromspeicherung über thermische Speicher und Luftturbine
Die Erfindung betrifft ein Verfahren bei dem elektrische Energie in Form von
Hochtemperaturwärme gespeichert wird und nach Bedarf ein Gas komprimiert, mit der gespeicherte Wärme aufgeheizt und einer Gasturbine zur Stromerzeugung zugeführt wird.
Es ist bekannt, dass die Stromspeicherung eine Möglichkeit zur Harmonisierung des Verbrauchs und der Erzeugung von Strom ist. In Zeiten, in denen die Stromproduktion über dem Strombedarf liegt, wird überschüssiger Strom gespeichert, und wenn der Stromverbrauch hoch ist, nimmt man die gespeicherte Strommenge wieder auf. Mit steigendem Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien, besonders aus Wind und Sonne, gewinnt diese Problematik an Bedeutung, weil die Stromerzeugung, und nicht nur der Stromverbrauch, sehr ungleichmäßig ist.
Es ist auch bekannt, dass diese Stromspeicherung, abhängig von Stromangebot und Strombedarf in einem Stromnetz, sehr ungleichmäßig stattfinden kann. Z.B. kann nach einer kurzen Speicherphase eine längere Entladungsphase folgen, oder umgekehrt. Es ist auch möglich, dass mehrere kurze Lade- und Entladungsphasen hintereinander folgen. Ein Stromspeicher muss in der Lage sein diese Bedingungen optimal zu erfüllen.
Stand der Technik
Eine bekannte Methode ist die Stromspeicherung mit reversiblen Wasserkraftwerken, auch als Pumpspeicherkraftwerke bekannt. Eine andere Variante ist es, zwei
unterirdischen Kavernen auf unterschiedlichen Tiefen als Wasserreservoir zu nutzen, wie in DE102011117785 beschrieben wird.
Eine andere Technologie, die auch für die großtechnische Stromspeicherung geeignet ist, ist die Druckluftspeicherung in Kavernen (englisch als„CAES - compressed air energy storage" bezeichnet). Luft wird durch einen elektrisch angetriebenen
Kompressor verdichtet und in unterirdischen Salzkavernen gespeichert. Um die Energie nachfolgend freizusetzen, nutzt man die komprimierte Luft zur
Erdgasverbrennung in einer Gasturbine. Dies hat jedoch den Nachteil, dass
hochwertige fossile Brennstoffe (wie Erdgas oder Kerosin) gebraucht werden und dass sich der Luftdruck während der Entnahme der Druckluft aus dem
Druckluftspeicher verringert - was für den Gasturbineprozess unvorteilhaft ist. Der Gesamtwirkungsgrad des Prozesses wird dadurch verringert.
Es gibt zwei Verbesserungsmöglichkeiten für dieses Prinzip. Eine ist, dass man einen Druckluftspeicher unterhalb einer Flüssigkeitssäule positioniert, um den Druck auf diese Weise konstant zu halten (isobare Speicher). Die andere ist die Verwendung eines adiabaten Druckluftspeichers, der ohne zusätzlichen Brennstoff auskommt und einen deutlich höheren Wirkungsgrad aufweist. Dabei nutzt man einen regenerativen Wärmetauscher um die Luft nach der Kompression zu kühlen und später, bei der Entladung, mit dieser gespeicherten Wärme die Luft vor dem Eintritt in die Turbine wieder aufzuheizen. Die Investitionskosten für solche Speicherwerke sind jedoch sehr hoch.
Eine neue Alternative für die Stromspeicherung ist das so genannte Wind-Gas- Verfahren (ursprünglich in Patentschrift DE102009018126A1 beschrieben).
Überschüssiger Strom aus dem Netz (nicht nur Windstrom) wird genutzt für die
Wasserelektrolyse und zur Gewinnung von Wasserstoff. Wasserstoff wird dann mit Kohlendioxid für die Methanisierung verwendet und das gewonnene Methan wird im Gasnetz gespeichert. Beim Bedarf wird dieses Gas für die Stromerzeugung genutzt, z.B. mit einer Gasturbine oder einem GuD-Zyklus (Gas-und-Dampf). Dieses Verfahren ist sehr komplex und deswegen (es beinhaltet viele Prozessschritte mit lokalen
Verlusten) nicht effizient (Gesamtwirkungsgrad liegt zwischen 14 und 36%). Die Investitionskosten sind ebenfalls sehr hoch.
In der Patentschrift WO 2009/103106A2 ist eine Vorrichtung für die Wärmespeicherung beschrieben, die in einem Kreislauf mit einer Gasturbine und einem Stromgenerator verwendet werden kann. Als Speichermedium sind quarzfreie Steine genannt. Aus Erfahrungen mit anderen ähnlichen Anlagen, wie z.B. Winderhitzer für Hochöfen, ist es bekannt, dass die Temperatur während der Betriebsphase etwa linear abfällt. Eine weitere Vorrichtung für die Wärmespeicherung ist in der Patentschrift DE 10 2013 004 330 A1 beschrieben. Dort wird beansprucht, dass der Heizwiderstand für die elektrische Beheizung gleichzeitig mindestens 30% der gesamten Wärmekapazität betragen muss. Neben diesen stabförmigen Heizwiderständen, besteht das restliche Wärmespeichermedium aus keramischen Formelementen, bei denen es sich eigentlich wieder um Stäbe mit quadratischem Querschnitt handelt. Damit ist, wie oben, ein lineares Temperaturprofil während einer Entladungsphase zu erwarten.
Die vorliegende Patentanmeldung betrifft ein neues Verfahren und entsprechende Vorrichtungen zur Stromspeicherung mit relativ niedrigen Investitionskosten und hohem Gesamtwirkungsgrad, bei der schon bekannte und preiswerte Komponenten und Technologien genutzt werden können und bei denen die Temperatur während der Entladungsphase im Hochtemperaturwärmespeicher weitgehend konstant bleibt.
Damit wird es ermöglicht, dass bis zur vollständigen Entladung des Speichers die Austrittstemperatur aus dem Speicher oberhalb der Turbineneintrittstemperatur bleibt.
Der vorliegenden Erfindung liegt die Erkenntnis zu Grunde, dass eine solche
vorteilhafte Temperaturverteilung erreicht wird, wenn als Wärmespeichermedium eine Schüttung aus Partikeln verwendet wird, in der das Verhältnis zwischen der Betthöhe H in Strömungsrichtung des Gases und dem mittleren Partikeldurchmesser d des Schüttguts mindestens 10, bevorzugt mindestens 100, bevorzugter mindestens 250, noch bevorzugter mindestens 500 und besonders bevorzugt mindestens 1000 beträgt. Je größer dieser Verhältnis ist, desto größer ist der Druckverlust des strömenden Gases. Da dieses Gas nur während einer Entladungsphase durch den
Wärmespeicher strömt, der dann unter Turbinendruck steht, ist der Druckverlust auch bei dem Verhältnis 000 nicht unakzeptabel hoch. Das Verhältnis zwischen der Betthöhe H in Strömungsrichtung des Gases und dem mittleren Partikeldurchmesser d des Schüttguts ist üblicherweise nicht höher als 6000, vozugsweise nicht höher als 3000.
Vorzugsweise genügt die maximale Entladungszeit Δί folgender Relation: 0,5-(Ms/mG) (cs/Cp) ΔΘ <M< 0,99 (Ms/mG) (cs/Cp) ΔΘ, wobei Ms die Masse des Schüttgutes,
rriG der Gasdurchfluss,
cs die spezifische Wärmekapazität der Schüttgutpartikel,
cp die spezifische Wärmekapazität des Gases,
ΔΘ = (TPHE-TOT)/(TMAX-TOT) die relative Temperaturdifferenz,
TPHE die mittlere Temperatur des Gases am Austritt aus dem
Hochtemperaturspeicher,
TMAX die maximale Temperatur der gespeicherten
Hochtemperaturwärme
TOT die Temperatur des Gases am Eintritt des Hochtemperaturspeichers ist.
In dieser bevorzugten Ausführungsform liegt die abgegebene
Hochtemperaturwärme durch das von TOT auf TPHE aufgeheizte Gas zwischen 50% und 99% der maximal möglichen gespeicherten Hochtemperaturwärme, der Differenzbetrag verbleibt jedoch fast vollständig im Schüttgut.
Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht die Ausbildung eines sehr vorteilhaften Temperaturprofils innerhalb des Schüttgutbetts dergestalt, dass sich die Temperatur an dem Austritt des Schüttgutbetts relativ wenig ändert, während die Temperaturänderung in der Mitte des Betts relativ hoch ist.
Erfindungsgemäß wird elektrischer Strom in Hochtemperaturwärme umgewandelt, in einem thermischen Speicher gespeichert und nach Bedarf wird ein Gas komprimiert, mit der gespeicherte Wärme aufgeheizt und einer Gasturbine zur Stromerzeugung mit Wärmerekuperation zugeführt.
Erfindungsgemäß speichert man Hochtemperaturwärme, die mit überschüssigem . Strom erzeugt wird, in einem Regenerator im Bereich zwischen Eintritts- und
Austrittstemperatur einer Gasturbine. Es wird also nicht die Gesamtwärmemenge, die notwendig wäre um die Eintrittstemperatur zu erreichen, benötigt. Die restliche
Wärmemenge wird nur kurzzeitig in einem System von 2 oder mehrere
Niedrigtemperaturwärmespeichern gespeichert und nur während der Zeit abgegeben, in der das Gasturbinensystem im Betrieb ist und Strom erzeugt. Auf diese Weise kann die Speicherkapazität für die Hochtemperaturwärme reduziert werden und so auch die Investitionskosten für die hochwertige Speichermasse und die entsprechende feuerfeste Isolierung. Gleichzeitig nutzt man den überschüssigen Strom nur für die Hochtemperaturwärme und damit steigt der Gesamtwirkungsgrad des
Speichersystems.
Die Turbineneintrittstemperatur TIT liegt bevorzugt in Bereich von 700 °C bis 1300 °C, stärker bevorzugt im Bereich von 800 °C bis 1100 °C und am stärksten bevorzugt im Bereich von 900 °C bis 1000 °C.
Die Turbinenaustrittstemperatur TOT liegt bevorzugt in Bereich von 400 °C bis 750 °C, stärker bevorzugt im Bereich von 450 °C bis 600 °C und am stärksten bevorzugt im Bereich von 500 °C bis 575 °C. Mit dieser Temperatur tritt das Gas auch üblicherweise in den Hochtemperaturspeicher ein.
Die maximale Temperatur der gespeicherten Wärme im Hochtemperaturspeicher TMAX liegt bevorzugt in Bereich von 900 °C bis 500 °C, stärker bevorzugt im
Bereich von 1000 °C bis 1400 °C und am stärksten bevorzugt im Bereich von 1050 °C bis 1300 °C.
Die Temperaturdifferenz zwischen der mittleren Temperatur des Gases am Austritt aus dem Hochtemperaturspeicher TPHE und der
Turbineaustrittstemperatur TOT beträgt üblicherweise zwischen 50% und 99% der maximal möglichen Temperaturdifferenz (TMAX - TOT).
In einer anderen Ausführungsform liegt die Temperaturdifferenz zwischen der mittleren Temperatur des Gases am Austritt aus dem Hochtemperaturspeicher TPHE und der Turbineaustrittstemperatur TOT üblicherweise zwischen der maximalen Temperatur der gespeicherten Hochtemperaturwärme TMAX und der Turbineaustrittstemperatur TOT.
In einer weiteren Ausbildungsform der Erfindung, wird der Wärmespeicher so konstruiert, dass er aus mehreren hintereinander geschalteten Heizelementen besteht, die nacheinander angeschlossen werden. Dadurch wird eine partielle
Entladung ermöglicht, in der die Wärme nur aus einem Segment des Speichers, entnommen wird. Die gespeicherte Wärme im restlichen Teil des Speichers bleibt wie zuvor auf einem hohen Temperaturniveau.
Eine erfindungsgemäße Betriebsweise besteht darin, dass nach einer partiellen .
Entladung eine nachfolgende Ladungsphase nur in dem zuvor entladenen Segment stattfindet. Damit wird eine anpassungsfähige, wirtschaftliche Betriebsweise des Speichers ermöglicht.
Für das System von 2 oder mehreren Niedrigtemperaturwärmespeichern kann man billige Wärmespeichermasse und Isolierung nutzen. Darüber hinaus ist die
Speicherzeit in diesem System (mit 10 bis 60 Minuten) deutlicht kürzer, so dass die Speicherkapazität und damit auch die Investitionskosten niedrig gehalten werden können.
Um einen hohen Wirkungsrad der Speichersysteme zu erreichen, braucht man keine hoch entwickelte Gasturbine mit Schaufelkühlung, sonder lediglich eine einfache und robuste Turbine, eventuell sogar mit radialer Auslegung, welche für die
Turboladertechnologie genutzt wird. Die optimalen Druckverhältnisse sind natürlich von der Eintrittstemperatur abhängig, aber sie liegen deutlich niedriger (im Bereich 2 bis 7) als beim klassischen Joule-Zyklus ohne Wärmerückgewinnung.
Abhängig von der Turbinenkonstruktion und den Prozessparametern, beträgt der Gesamtwirkungsgrad (von Strombeladung bis Stromentladung oder„round-trip efficiency") 35% bis 65%. Mit den Modellen, die heutzutage auf dem Markt sind, kann man einen Gesamtwirkungsgrad bis zu 45% erreichen. Für noch bessere Werte braucht man eine angepasste Konstruktion und angepasste Prozessparameter, wie mehrfache Zwischenkühlung und höhere Eintrittstemperaturen bei niedrigeren
Druckverhältnissen.
Falls auch die Abwärme aus dem Speichersystem genutzt werden kann, steigt der kombinierte Wirkungsgrad (Strom + Wärme) bis auf 90%.
Ein weiterer Vorteil liegt in der schnellen Startfähigkeit einer solchen Anlage. Sobald man den Strom im Netz braucht, wird innerhalb weniger Minuten die volle Leistung erreichen.
In einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung wird eine schnelle Startfähigkeit der Anlage erreicht. Am Ende einer Entladungsphase, wenn die Gasturbine in Betrieb ist und der Hochtemperaturspeicher unter Betriebsdruck steht, werden die entsprechenden Ventile an der Anlage in einer Reihenfolge geschlossen, dass der Hochtemperaturspeicher und die Turbine nahezu unter Betriebsdruck bleiben. Bei einer neuen Entladungsphase kann die Turbine deutlich schneller in Betrieb gehen, weil nicht nur hohe Temperaturen, sonder auch den Betriebsdruck schon zur
Verfügung stehen. Die Menge des unter Druck gespeicherten Gases reicht aus bis der Kompressor seine volle Leistung und seinen vollen Druck erreicht hat. Auf diese Weise kann der Start der Turbine z.B. unter 30 Sekunden erfolgen womit auch eine Teilnahme an der primären Regelleistung möglich wird.
Eine Anlage für die vorliegende Erfindung besteht aus folgenden Komponenten und Verfahrensschritten:
- Kompressor für die Verdichtung des Arbeitsmediums (Gas)
- Gasturbine für die Expansion von verdichtetem und vorgewärmtem
Arbeitsmedium und Gewinnung von mechanischer Arbeit
- Stromgenerator für die Stromerzeugung aus der netto-gewonnenen
mechanischen Arbeit (Differenz zwischen der gewonnenen Leistung der Turbine und der verbrauchten Leistung des Kompressors)
- Mindestens zwei Niedrigtemperaturwärmespeicher für die Rekuperation /
Ausnutzung des Wärmegehalts des Turbinenabgases
- Entsprechende Umschaltorgane für den Wechsel zwischen den
Niedrigtemperaturspeichern
- Hochtemperaturspeicher für die Speicherung der Wärme aus überschüssigem Strom
- Abgaskamin.
In Zeiten mit Stromüberschuss im Netz heizt man den Hochtemperaturspeicher mit diesem Strom vom Temperaturniveau am Turbinenaustritt auf das Temperaturniveau am Turbineneintritt auf. Abhängig von dem Netzzustand und der Auslegungskapazität kann diese Phase von mehreren Minuten, über mehreren Stunden bis zu mehreren Tagen dauern. Wenn Strom wieder im Netz gebraucht wird, startet man das
Gasturbinen-Set (Kompressor, Expander, Stromgenerator). Dabei wird zunächst das komprimierte Gas in einem Niedrigtemperaturspeicher bis auf
Turbinenaustrittstemperatur vorgewärmt und anschließend im Hochtemperaturspeicher auf die Turbineneintrittstemperatur geheizt. Dieses heiße komprimierte Gas entspannt sich in der Turbine und der Stromerzeugung. Das entspannte Gas hat noch immer einen großen Wärmeinhalt und wird zunächst in einem zweiten Niedrigtemperaturspeicher weiter abgekühlt. Nach einer gewissen Zeit wird der erste Niedrigtemperaturspeicher abgekühlt und der zweite wieder aufgeheizt, so dass eine Umschaltung stattfindet. Diese Zeiten liegen im Minuten- bis
Stundenbereich (üblicherweise zwischen 10 und 60 Minuten), abhängig von den Auslegungs- und Betriebsparametern. Eine Stromüberschussphase und eine
Stromerzeugungsphase müssen nicht direkt aufeinander folgen - zwischen ihnen können bis zu mehrere Tage liegen.
Weitere Ausgestaltung der Erfindung
In einer vorteilhaften Ausgestaltung der Erfindung ist als Gas-Arbeitsmedium die Umgebungsluft zu nutzen. In besonderen Fällen kann man auch ein anderes Gas nutzen, wie z.B. Stickstoff oder Kohlendioxid.
In einer Weiterentwicklung der Erfindung strömt die durch Verdichtung vorgewärmte Luft durch einen Gaskühler, der sich vor dem ersten Niedrigtemperaturspeicher befindet. Damit kann man die Abwärme für eine Heizung, Prozesswärme oder andere Zwecke gewinnen, und gleichzeitig die Abgastemperatur und die Abgasverluste am Kamin minimieren.
In einer weiteren vorteilhaften Ausführung kann man statt in einem rekuperativen Gaskühler das Gas durch eine evaporative Kühlung mit Wassereindüsung
konditionieren. Damit steigen der Durchfluss durch die Turbine und ihre Leistung, so dass mehr Nettoleistung für die Stromerzeugung bleibt. Das hat einen erheblichen Einfluss auf den Gesamtwirkungsgrad des Speicherprozesses.
Bei einer weiteren vorteilhaften Ausführungsform sind der Eintritt und der Austritt aus dem Hochtemperaturspeicher durch eine Bypass-Leitung mit einem steuerbaren Ventil miteinander verbunden, so dass man die Turbineneintrittstemperatur regeln kann. Das bringt zweierlei Vorteile: erstens kann man auf diese Weise die Turbinenleistung regeln, und zweitens kann man in dem Hochtemperaturspeicher Wärme mit höheren Temperatur als die Turbineneintrittstemperatur speichern. Dieser zweite Vorteil bedeutet höhere Speicherkapazität bei gleichen Abmessungen und Masse des Speichers und damit niedrigere spezifische Investitionskosten.
In einer weiteren vorteilhaften Weiterentwicklung der Erfindung ist am Austritt aus dem Hochtemperaturspeicher eine Brennstoffzufuhr nachgeschaltet, so dass man eine relativ kleine Menge Erdgas oder einen anderen gasförmigen oder flüssigen
Brennstoff zugeben kann, um die Gastemperatur vor dem Turbineneintritt zu erhöhen. Auf diese Weise kann man länger als geplant, falls die Netzbedingungen das verlangen, Strom erzeugen, trotz stärkeren Temperaturabfalls des Gases am Austritt aus dem Hochtemperaturspeicher.
Vorteilhaft ist es, drei oder mehrere Niedrigtemperaturspeicher zu nutzen, um eine sanfte Umschaltung zwischen zwei Betriebsphasen, ohne Druckstoße, zu
ermöglichen. Die Zahl von Speichern ist vom Betriebsdruck und der Kapazität der Anlage abhängig. Mit mehreren Speichern kann man den Druckverlust in beiden Betriebsphasen ausgleichen, so dass in der Phase mit niedrigerem Betriebsdruck mehr als eine Einheit eingeschaltet ist, mit der entsprechender Durchflussreduzierung durch jede Einheit und einer Verlängerung der Phasenzeit. Solche Umschaltprozesse sind schon aus der DE 100 39 246 C2 oder der DE 10 2009 038 322 A1 bekannt.
Bei sehr großen Stromspeicherkapazitäten einer Anlage ist es vorteilhaft, mehrere Hochtemperaturspeicher zu installieren, um die Abmessungen jeder Einheit zu reduzieren und die Investitionskosten zu minimieren. In diesem Falle braucht man zusätzliche Umschaltorgane zwischen den Hochtemperaturspeichern. Vorteilhaft kann man diese Umschaltorgane vor (und nicht nach) den einzelnen
Hochtemperaturspeicher, wo die Temperaturen deutlich niedriger sind, platzieren. Damit kann man Investitionskosten sparen und gleichzeitig die Lebenserwartung dieser Organe verlängern.
Niedrigtemperaturspeicher sind auch zur Abgabe der gespeicherten thermischen Energie, zum Beispiel in Form von warmer Luft, geeignet. Wegen der niedrigeren Investitionskosten und dem sehr guten Wärmeübergang sind Schüttgutregeneratoren als Niedrigtemperaturspeicher besonders zweckmäßig. Insbesondere können Schüttgutregeneratoren eingesetzt werden, die aus der EP 0620 909 B1 oder der DE 42 36 619 C2 bekannt sind. Naturbelassenes Material, wie Kies, Eifel-Lava oder Kalksplitt, wird als Wärmespeichermasse für die Niedrigtemperaturspeicher als
Schüttgut verwendet.
Hochtemperaturspeicher sind auch zur Abgabe der gespeicherten thermischen
Energie, zum Beispiel in Form von Heißluft, geeignet. Besonders
Schüttgutregeneratoren sind als Hochtemperaturspeicher geeignet. Es können auch Schüttgutregeneratoren eingesetzt werden, die aus der EP 0620 909 B1 oder der DE 42 36 619 C2 bekannt sind. Aber wegen der höheren Temperaturen, auch an den kalten Seiten des Regenerators, ist eine einfachere Auslegung besser geeignet.
Beispielsweise kann das Schüttgutbett so gebildet werden, dass das Schüttgut in einer Säule angeordnet ist, die wiederum stehend oder liegend angeordnet ist.
Das Schüttgut für die Hochtemperaturwärmespeicher besteht vorzugsweise aus Keramik, Aluminium-Oxid, Schamott, Silizium-Carbid, Zirkonium-Oxid, Graphit, Lava- Gestein, Kies, Eisenerz, Kalk, metallischen Partikel oder Kombinationen davon. Die Partikel des Schüttguts können kugelförmig und/oder in Form von Bruch oder Schotter sein. Vorteilhaft sind die eingesetzten Partikel ungefähr gleichförmig.
Der mittlere Partikeldurchmesser des Schüttgutes sollte nicht größer als 50 mm sein, bevorzugt nicht größer als 40 mm, stärker bevorzugt nicht größer als 30 mm und am stärksten bevorzugt nicht größer als 15 mm.
Der mittlere Partikeldurchmesser des Schüttgutes beträgt üblicherweise mindestens 2 mm, bevorzugt mindestens 5 mm, stärker bevorzugt mindestens 7 mm, am stärksten bevorzugt mindestens 10 mm.
Vorzugsweise werden die Heizelemente für die Umwandlung elektrischer Energie in Wärme, die im Hochtemperaturspeicher erfolgt, direkt in die Schüttung eingesetzt, z.B. in Form von übereinander liegenden Spiralen. Der horizontale Abstand zwischen dem Draht in einer Spirale muss ungefähr der gleiche sein wie der vertikale Abstand zwischen zwei Spiralen, um einen gleichmäßigen Wärmetransport zu ermöglichen. Um die gewünschte elektrische Leistung und einen nominalen Wärmeabfluss von der Drahtoberfläche zu bekommen, muss man ein optimales Verhältnis zwischen spezifischem Drahtwiderstand, Drahtdurchmesser und Gesamtlänge der Spirale erreichen. Es wird vorteilhaft sein, mehrere oder alle Spiralen in einem
Hochtemperaturspeicher miteinander zu verbinden, um die Leitungslänge zu erhöhen.
Als Heizdraht kann man einen Draht aus Edelstahl oder hitzebeständigem Stahl wählen, abhängig von der Temperatur und dem eingesetztem Gas / Arbeitsmedium.
Die Vorteile der Erfindung werden als Ausführungsbeispiele in den folgenden Figuren erläutert und nachfolgend beschrieben. Dabei zeigen:
Fig. 1 ein schematisches Blockdiagramm mit allen Hauptkomponenten der Anlage und ihren Verbindungen;
Fig. 2a und Fig. 2b das gleiche Blockdiagramm wie Fig. 1 , aber mit angezeigten Strömungswegen des Gases während der Stromerzeugungsphasen;
Fig. 3a, 3b ein schematisches Blockdiagramm des Verfahrens mit eingedeutetem Volumen in dem das Betriebsmedium während des Turbinenstillstands unter hohem Druck gespeichert ist;
Fig. 4 eine vorteilhafte Temperaturverteilung während einer Entladenphase in einer Schüttung mit dem Verhältnis Betthöhe / Partikeldurchmesser von 1000;
Fig. 5 eine vorteilhafte Ausführung der elektrischen Heizung in drei verschiedenen Segmenten des Schüttgutes;
Fig. 6 die Heizelemente im Hochtemperaturspeicher 5 in Form von übereinander liegenden und miteinander verbundenen Spiralen;
Fig. 7 Bypass-Leitung mit Bypass-Ventil 9; und Fig. 8 Zuführung von Erdgas NG oder von anderen gasförmigen oder flüssigen
Brennstoffen 10.
Fig. 1 zeigt ein schematisches Flussdiagramm des Systems für die thermische
Speicherung überschüssigen Stroms, und seine Wiedererzeugung bei Strommangel im Netz. Dieses System beinhaltet ein Gasturbinenset mit Kompressor 1, Turbine 6 und Stromgenerator 8, einen Hochtemperaturspeicher 5, zwei kleinere
Niedrigtemperaturspeicher 3, 4 mit entsprechenden Umschaltorganen 31-34 und 41- 44, sowie einen Gaskühler 2 und Ablasskamin 7.
Während einer Stromspeicherphase wird der Hochtemperaturspeicher 5 mit Strom von der Turbinenaustrittstemperatur TOT auf mindestens Turbineneintrittstemperatur TIT geheizt. Dabei kann diese Umwandlung von elektrischer in thermische Energie durch Stromwiderstand oder durch Induktion erfolgen. Diese Phase kann mehrere Minuten, Stunden oder Tage dauern, abhängig von dem Stromnetzbedarf und den entsprechenden Auslegung der Komponenten.
Fig. 2a zeigt die Strömungswege des Gases während einer Stromerzeugungsphase. Im Kompressor 1 wird die Umgebungsluft auf einen Druck PC verdichtet und dadurch auf eine Temperatur TC aufgeheizt, die deutlich oberhalb der Umgebungstemperatur liegt. Um diese Wärme auszunutzen und gleichzeitig die Kaminverluste zu minimieren, wird die komprimierte Luft im Gaskühler 2 gekühlt und die gewonnene Wärme für Heizung oder andere Zwecke genutzt. Wenn die Umschaltorgane 33 und 34 geöffnet sind, strömt die abgekühlte Luft durch einen ersten Niedrigtemperaturspeicher 3, wo sie durch gespeicherte Wärme auf eine Temperatur nahe Turbinenaustrittstemperatur TOT, aber deutlich höher als TC, aufgeheizt wird. Die so vorgewärmte Luft strömt durch den Hochtemperaturspeicher 5, wo ihre Temperatur durch die gespeicherte Hochtemperaturwärme elektrischer Herkunft weiter auf mindestens
Turbineneintrittstemperatur TIT steigt. Komprimierte Luft mit der Temperatur TIT tritt in die Turbine 6 ein, wo die Expansion auf den Umgebungsdruck stattfindet, wodurch die Temperatur auf den Wert TOT sinkt. Da die Umschaltorgane 41 und 42 ebenfalls geöffnet sind, strömt die entspannte Luft durch einen zweiten
Niedrigtemperaturspeicher 4, gibt ihre Wärme an der Speichermasse ab, kühlt sich auf Temperatur TS ab und verlässt das System durch einen Kamin 7. Nach einer gewissen Zeit, die in der Regel zwischen 10 und 60 Minuten beträgt, schließen sich die Umschaltorgane 33, 34, 41 und 42 und öffnen sich die
Umschaltorgane 31 , 32, 43 und 44, so dass die Niedrigtemperaturspeichern 3 und 4 ihre Rollen wechseln, wie in Fig. 2b gezeigt.
Statt die komprimierte Luft in einem konvektiven Wärmetauscher 2 zu kühlen, kann man Wasser eindüsen und durch Wasserverdampfung kühlen. Damit verliert man die Möglichkeit, die anfallende Abwärme zu nutzen, aber gleichzeitig steigt der
Massenstrom durch die Turbine 6 und damit die Leistung und besonders der
Gesamtwirkungsgrad des Prozesses.
Fig. 3a und Fig. 3b zeigen eine vorteilhafte Betriebsweise dieses Systems die eine schnelle Startfähigkeit ermöglicht. Am Ende einer Entladungsphase, wenn die
Gasturbine 6 in Betrieb ist, der Hochtemperaturspeicher 5 unter Betriebsdruck ist und währenddessen der Niedrigtemperaturspeicher 3 unter Druck ist (Fig. 3a), werden die Ventile 41 und 33, in dieser Reihenfolge langsam geschlossen, so dass
Hochtemperaturspeicher 5, Niedrigtemperaturspeicher 3 und die Turbine 6 nahezu unter Betriebsdruck bleiben. Falls am Ende einer Entladungsphase der
Niedrigtemperaturspeicher 4 unter Druck ist, (Fig. 3b) erfolgt das gleiche mit den Ventilen 31 und 43, mit dem Ergebnis, dass jetzt Hochtemperaturspeicher 5,
Niedrigtemperaturspeicher 3 und die Turbine 6 unter nahezu Betriebdruck bleiben.
Dabei wird die Regelgröße für die Ventile 41 und 31 der maximale Betriebsdruck der Turbine sein. Man schließt einen der zwei Ventile, bis dieser Druck erreicht ist. Falls dieser Druck erreicht oder überschritten wird, bevor das entsprechende Ventil vollständig geschlossen ist, wird das Ventil in der Position bleiben, bis der Druck wieder unter Betriebsdruck fällt.
Bei den Ventilen 33 und 43 ist die Regelgröße die Druckdifferenz. Man schließt eines der zwei Ventile so, dass die Differenz zwischen dem Druck nach dem Kompressor 1 und dem Betriebsdruck der Turbinen 6 möglichst klein ist. Falls der Druck nach dem Kompressor größer als der Betriebsdruck ist, werden die Ventile in der Position bleiben, bis der Druck wieder zu fallen beginnt. Wenn alle diese Ventile geschlossen sind, wird in dem Volumen dazwischen das Betriebsmedium, bzw. die Luft, unter Betriebsdruck gespeichert. In Fig. 3a und 3b ist dieses Volumen mit dicken Linien dargestellt. Wenn die Heizelemente 12, 13 und/oder 14 (siehe Fig. 5) wieder eingeschaltet sind, steigt die mittlere Temperatur in diesem geschlossenen Volumen, und so auch der Druck. Deswegen ist es notwendig, ein zusätzliches Sicherheitsventil 20 einzubauen. Das Sicherheitsventil 20 kann auch am Austritt der Turbine 6 eingebaut werden, um die Temperatur dort besser zu erhalten und einen sanfteren Neustart zu ermöglichen.
Bei einer neuen Entladungsphase (sh. Fig. 3a) wird sich das Ventil 41 langsam öffnen, so dass die Turbine 6 zu rotieren beginnt und den Kompressor 1 antreibt.
Wenn der Kompressor 1 ausreichend hohen Druck liefert, wird sich das Ventil 33 auch öffnen, so dass weiterhin ein nominaler Turbinenbetrieb erfolgen kann.
Falls man Bedingungen wie in Fig. 3b hat, wird sich erst das Ventil 31 öffnen, und dann das Ventil 43. Auf diese Weise, kann der Turbinenstart, in beiden gezeichneten Fällen, auch unter 30 Sekunden erfolgen, was eine Vorbedingung für die Teilnahme an der primären Regelleistung ist.
Fig. 4 zeigt die vorteilhaften, S-förmige, Temperaturprofile während der Entladung eines 12m hohen Hochtemperaturspeichers, mit 12mm großen Kugeln aus
Aluminium-Oxid als Schüttgut. Damit ist das H/d Verhältnis 1000. Bei maximaler Speicherung herrscht im Wärmespeicher eine gleichmäßige Temperatur von 1100°C (t=0h). Die Entladungsphase startet, indem die auf 550°C vorgewärmte Luft von unten eintritt, auf 1100°C sich aufgewärmt wird und den Wärmespeicher von oben in
Richtung eine Gasturbine verläst. Außerhalb des Speichers mischt sie sich mit ungefähr gleicher Menge auf 550°C vorgewärmter Luft um die richtige
Turbineneintrittstemperatur (TIT) von z.B. 830°C zu erreichen. Nach 2 Stunden
Entladungszeit ist die Temperatur in der Schüttung oberhalb 3m weiterhin konstant bei 1100°C. Zwischen der Höhe 1 m und 3m gibt es ein sehr steiles Temperaturprofil.
Nach 4, 6 und 8 Stunden ist es sehr ähnlich, nur die Steigung des Profils nimmt leicht ab. Nach 10 Stunden ununterbrochener Entladung sinkt die Austrittstemperatur leicht unter 1100°C, sie liegt jedoch noch immer über der Turbineneintrittstemperatur, die üblicherweise zwischen 830°C und 970° beträgt. Ohne ein solches vorteilhaftes Temperaturprofil, das durch die oben beschriebenen Charakteristika des
Schüttgutbettes erreicht wird, fällt die Austrittstemperatur viel schneller ab und bildet letztlich ein lineares Temperaturprofil. Die Entladungsphase muss beendet werden, wenn die Austrittstemperatur unter Turbineneintrittstemperatur fällt, obwohl noch immer Hochtemperaturwärme im Speicher vorhanden ist.
Falls die Entladenzeit kürzer als 10 Stunden, beispielsweise 2 oder 4 Stunden, beträgt, ist es nicht sinnvoll die oberen Segmente des Speichers 5 zu heizen, da es zur Überhitzung dieser Zonen oder zur Beschädigung der Heizelemente kommen kann. Dann ist es vorteilhaft mehrere Heizelemente, die unabhängig voneinander betrieben werden, über die Gesamthöhe zu verteilen. In Fig. 5 sind z.B. 3 solche Heizelemente 12, 13 und 14 dargestellt. Dann ist es nach einer Entladungsphase von weniger als 4 Stunden ausreichend, dass nur das untere Heizelement 12 während einer Ladephase eingeschaltet wird. Nach einer Entladungsphase von bis zu 8
Stunden werden die zwei unteren Heizelemente 12, 13 eingeschaltet und nur bei einer vollständigen Entladung des Speichermediums 11 im Speicher 5 werden alle drei Heizelemente 12, 13, 14 in Betrieb genommen. Für eine solche Betriebsweise ist das oben aufgeführte S-förmige Temperaturprofil nicht nur vorteilhaft, sondern
unerlässlich.
Eine mögliche vorteilhafte Ausführung der elektrischen Heizelemente in Form übereinander liegender und miteinander verbundener Spiralen ist in Fig. 6 dargestellt. Diese Anordnung ist besonders vorteilhaft für das Schüttgut als
Wärmespeichermasse, weil es sich frei und gleichmäßig rund um die Spiralen verteilen kann. Um die Gesamtlänge der Heizleitungen zu erhöhen sind die Spiralen in der Mitte, bzw. am Ende miteinander verbunden. Hier sind beispielsweise vier
Spiralen in drei verschiedenen Perspektiven gezeigt, um die genannten
Verbindungsstellen besser darzustellen.
Fig. 7 zeigt eine Bypass-Leitung mit einem Bypass-Ventil 9 um den
Hochtemperaturspeicher 5 mit einem Teilstrom zu umgehen, um eine
Turbineneintrittstemperatur TIT zu bekommen, die niedriger als die Austrittstemperatur aus dem Hochtemperaturspeicher 5 ist. Auf diese Weise kann man im Hochtemperaturspeicher 5 noch höhere Temperaturen speichern und so seine Wärmekapazität erhöhen. Darüber hinaus kann man mit Bypass-Ventil 9 die Leistung der Turbine 6 regeln.
Fig. 8 stellt die Möglichkeit dar, durch eine Leitung 10 eine Menge Erdgas NG oder anderen gasförmigen oder flüssigen Brennstoff in die Leitung zwischen den
Hochtemperaturspeicher 5 und die Turbine 6 zuzugeben, um eine höhere
Turbineneintrittstemperatur TIT zu erreichen. Das ist vom Interesse, falls die
Entladungszeit wegen der Bedingungen im Stromnetz länger als geplant dauert und die Lufttemperatur aus dem Hochtemperaturspeicher unter die nominale
Turbineneintrittstemperatur TIT sinkt.
Sämtliche Merkmale, die in den Anmeldungsunterlagen offenbart sind, werden als erfindungswesentlich beansprucht, sofern sie einzeln oder in Kombination neu gegenüber dem Stand der Technik sind.
Bezugszeichenliste
1 Kompressor
2 Wärmetauscher, Gaskühler
3 Erster Niedrigtemperaturspeicher
4 Zweiter Niedrigtemperaturspeicher
5 Hochtemperaturspeicher, elektrisch beheizt
6 Turbine, Gasexpander
7 Kamin
8 Stromgenerator
9 Bypass-Leitung mit Bypass-Ventil
10 Zuführung von Erdgas oder eines anderen gasförmigen oder flüssigen Brennstoffes
11 Wärmespeichermedium des Hochtemperaturspeichers
12 Erstes (unterstes) Heizelement
13 Zweites (mittleres) Heizelement
14 Drittes (oberstes) Heizelement
20 Sicherheitsventil (Überdruckventil)
31, 32, 33, 34 Umschaltorgane am ersten Niedrigtemperaturspeicher
41, 42, 43, 44 Umschaltorgane am zweiten Niedrigtemperaturspeicher
PH-E Elektrisch beheizter Hochtemperaturspeicher
PH Niedrigtemperaturspeicher
PC Druck nach dem Kompressor
TC Temperatur nach dem Kompressor
TIT Turbineneintrittstemperatur
TOT Turbinenaustrittstemperatur
TMAXdie maximale Temperatur der gespeicherten
Hochtemperaturwärme
TPHE die mittlere Temperatur des Gases am Austritt aus dem
Hochtemperaturspeicher
TS Temperatur am Kamin
NG Erdgas oder ein anderer gasförmiger oder flüssiger Brennstoff

Claims

Patentansprüche
Verfahren zur Stromspeicherung durch die Konversion in thermische Energie und anschließende Stromerzeugung mittels
- eines Gasturbinesets mit Kompressor (1), Expander (6) und Stromgenerator (8),
- mit wenigstens einem ersten (3) und einem zweiten (4)
Niedrigtemperaturspeicher,
- und eines Hochtemperaturspeichers (5) mit einem Schüttgut als
Wärmespeicher (11)
dadurch gekennzeichnet,
- dass die elektrische Energie fwf in Form von Hochtemperaturwärme oberhalb der Turbineaustrittstemperatur TOT in einem thermischen Speicher (5)
gespeichert wird,
dass während der Stromerzeugungsphase ein komprimiertes Gas aus dem Kompressor (1) in einem Niedrigtemperaturspeicher (3, 4) auf eine Temperatur nahe der Turbineaustrittstemperatur TOT aufgeheizt wird und danach in einem Hochtemperaturspeicher (5) mit gespeicherter Wärme aus Strom auf ein Temperaturniveau von mindestens Turbineeintrittstemperatur TIT aufgeheizt wird und - dass das Verhältnis zwischen Betthöhe in Strömungsrichtung und dem mittleren Partikeldurchmesser des Schüttgutes (11) in dem
Hochtemperaturspeicher (5) mindestens 10, bevorzugt mindestens 100, stärker bevorzugt mindestens 250, noch stärker bevorzugt mindestens 500 und besonders bevorzugt mindestens 1000 beträgt.
Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Entladungszeit At aus dem Hochtemperaturspeicher (5) folgender Relation genügt:
0,5 ( s/mG) (cs/Cp) Δθ < Δί < 0,99 (Ms/mG)-(cs/cp) ΔΘ wobei: Ms die Masse des Schüttgutes (11), mG der Gasdurchfluss, cs die spezifische Wärmekapazität der Schüttgutpartikel, cp die spezifische Wärmekapazität des Gases, ΔΘ = (TPHE-TOT)/(TMAX-TOT) die relative Temperaturdifferenz, TPHE die mittlere Temperatur des Gases am Austritt aus dem Hochtemperaturspeicher (5), TMAX die maximale Temperatur der gespeicherten Hochtemperaturwärme und TOT die Temperatur des Gases am Eintritt des Hochtemperaturspeichers ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die
Abkühlung in dem Hochtemperaturspeicher (5) während einer
Stromerzeugungsphase nur bis zur Turbinenaustrittstemperatur TOT begrenzt wird.
4. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass das komprimierte Gas mindestens einem
Wärmetauscher (2) zugeführt wird, um die gewonnene Abwärme als nutzbare Wärme auszukoppeln.
5. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass das verdichtete Gas durch Wassereindüsung abgekühlt wird.
6. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass der Hochtemperaturspeicher (5) mittels Strom auf eine Temperatur oberhalb der Turbineneintrittstemperatur TIT aufgeheizt wird.
7. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass die Umwandlung von elektrischer Energie in die
Hochtemperaturwärme für den Speicher (5) über einen Stromwiderstand oder über Induktion stattfindet.
8. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass die elektrische Heizung des Hochtemperaturspeichers (5) in mindestens zwei, bevorzugt mehreren, über die Gesamthöhe verteilte Segmenten stattfindet.
9. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass am Ende eine Entladungsphase, bevor die Gasturbine (6) zum stillstand kommt, die Ventile (41) und (33), bzw. die Ventilen (31) und (43), auf so eine Weise geschlossen werden, dass Hochtemperaturspeicher (5), Niedrigtemperaturspeicher (3), bzw. Niedrigtemperaturspeicher (4), und die Turbine (6) nahezu unter Betriebdruck bleiben.
10. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass mittels einer Bypass-Leitung und eines Bypass-Ventils
(9) die Turbineneintrittstemperatur und die Turbinenleistung geregelt werden können.
11. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass während der Stromerzeugungsphase das Gas, das als Arbeitsmedium dient, Luft oder ein anderes sauerstoffhaltiges Gas ist. 2. Verfahren nach einem der vorher genannten Ansprüche, dadurch
gekennzeichnet, dass vor dem Eintritt in die Turbine, eine Menge von Erdgas
(10) oder einem anderen gasförmigen oder flüssigen Brennstoff zugeführt wird.
13. Vorrichtung für die Stromspeicherung durch die Umwandlung in thermische Energie und anschließende Stromerzeugung mittels eines Gasturbinensets mit Kompressor (1), Expander (6) und Stromgenerator (8), mit wenigstens einem ersten (3) und einem zweiten (4) Niedrigtemperaturwärmespeicher, dadurch gekennzeichnet,
dass mindestens ein Hochtemperaturspeicher (5) nachgeschaltet ist, welcher zur Erhitzung des Arbeitsmediums nach dem Niedrigtemperaturspeicher (3, 4) auf Turbineneintrittstemperatur TIT dient und welcher so eingerichtet ist, dass in dem Schüttgut das als Wärmespeichermedium (11) dient, das Verhältnis zwischen Betthöhe in Strömungsrichtung und dem mittleren
Partikeldurchmesser mindestens 10, bevorzugt mindestens 100, stärker bevorzugt mindestens 250, noch stärker bevorzugt mindestens 500 und besonders bevorzugt mindestens 1000 beträgt.
14. Vorrichtung nach Anspruch 13, dadurch gekennzeichnet, dass nach dem
Kompressor (1) ein Wärmetauscher (2) nachgeschaltet ist, welcher das Arbeitsmedium abkühlt und die gewonnene Abwärme als nutzbare Wärme auskoppelt.
15. Vorrichtung nach Anspruch 13 oder 14, dadurch gekennzeichnet, dass nach dem Kompressor (1) eine Wassereindüsung vorgesehen ist.
16. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-15, dadurch
gekennzeichnet, dass zwischen Eintritt und Austritt aus dem
Hochtemperaturspeicher (5) eine Bypass-Leitung mit einem Bypass-Ventil (9) nachgeschaltet ist.
17. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-16, dadurch
gekennzeichnet, dass vor dem Eintritt in die Turbine (6) eine Leitung (10) für die Brennstoffzufuhr vorgesehen ist.
18. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-17, dadurch
gekennzeichnet, dass ein Umschaltorgan zum wechselweise Einschalten wenigstens eines ersten (3) Niedrigtemperaturwärmespeichers und wenigstens eines zweiten (4) Niedrigtemperaturwärmespeichers in dem Leitungszweig nach der Turbine (6), bzw. nach dem Kompressor (1), vorgesehen ist.
19. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-18, dadurch
gekennzeichnet, dass Schüttgutregeneratoren als Niedrigtemperaturspeicher (3, 4) eingesetzt werden.
20. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-19, dadurch
gekennzeichnet, dass rekuperative Wärmetauscher anstelle von
Niedrigtemperaturspeichern (3, 4) eingesetzt werden.
21. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-20, dadurch
gekennzeichnet, dass der Hochtemperaturspeicher (5) aus einem
Schüttgutregenerator mit integrierter elektrischer Heizung besteht.
22. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-21 , dadurch gekennzeichnet, dass integrierte Heizelemente im Hochtemperaturspeicher aus übereinander liegenden Spiralen bestehen.
23. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 3-22, dadurch
gekennzeichnet, dass die elektrische Heizung des Hochtemperaturspeichers (5) aus mindestens zwei, bevorzugt mehreren, voneinander unabhängigen, über die Gesamthöhe verteilten Heizelementen (11, 12, 13) besteht.
24. Vorrichtung nach wenigstens einem der Ansprüche 13-23, dadurch
gekennzeichnet, dass als Heizdraht ein Draht aus Edelstahl oder
hitzebeständigem Stahl verwendet wird.
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