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EP2956660A2 - Energiespeicherkraftwerk - Google Patents

Energiespeicherkraftwerk

Info

Publication number
EP2956660A2
EP2956660A2 EP13830203.9A EP13830203A EP2956660A2 EP 2956660 A2 EP2956660 A2 EP 2956660A2 EP 13830203 A EP13830203 A EP 13830203A EP 2956660 A2 EP2956660 A2 EP 2956660A2
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
gas
storage
energy
pressure
energy storage
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.)
Withdrawn
Application number
EP13830203.9A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Armin Dadgar
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.)
Individual
Original Assignee
Individual
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 Individual filed Critical Individual
Publication of EP2956660A2 publication Critical patent/EP2956660A2/de
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F03—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS; WIND, SPRING, OR WEIGHT MOTORS; PRODUCING MECHANICAL POWER OR A REACTIVE PROPULSIVE THRUST, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • F03B—MACHINES OR ENGINES FOR LIQUIDS
    • F03B13/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of machines or engines with driving or driven apparatus; Power stations or aggregates
    • F03B13/06—Stations or aggregates of water-storage type, e.g. comprising a turbine and a pump
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J15/00—Systems for storing electric energy
    • H02J15/006—Systems for storing electric energy in the form of pneumatic energy, e.g. compressed air energy storage [CAES]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/30—The power source being a fuel cell
    • 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
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/20—Hydro energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage

Definitions

  • Pumped storage power plants are usually used for intermediate storage of electrical energy and take in view of the increasing importance of renewable energy sources, such as wind and sun, which produce discontinuous energy, an increasing importance to ensure a continuous power supply.
  • Pumped storage units are highly efficient to operate and can store a large amount of energy almost lossless with sufficient size and height difference. They are therefore ideally suited for short-term storage for buffering daily peak loads or of a few days of continuous operation at reduced power.
  • EP 2315934 mentions power stations which increase the water pressure by loading or, in DE 10201 1 106040.9, increase the stored amount of energy by means of a high gas pressure. Also, pure memory with weights so power plants are known as energy storage principles. All of these methods is mean that the stored
  • Energy quantity ie the energy density
  • a storage system is called with hydrogen gas, is collected in the subterranean, or underwater by electrolysis of sea water generated hydrogen and oxygen gas in containers and stands by means of an aboveground attached water tank under the pressure of the overloading water column.
  • energy is recovered from the hydrogen gas by means of a fuel cell from the memory and at the same time generated by the, during the pressure reduction in the gas reservoir flowing water by means of a turbine further energy. Disadvantage is dominated by this system high proportion of fuel cell in the power generation. This has a low efficiency.
  • Compressed gas storage to which an additional hydraulic gas pressure component is connected, a constant gas pressure is ensured.
  • gas expansion takes place via a gas turbine for energy.
  • the constancy of the gas pressure in the first compressed gas storage should improve the efficiency of the gas expansion over the turbine.
  • the constancy is achieved in that from the connected hydraulic accumulator, in which a liquid is under high gas pressure, the liquid is pressed into the first memory.
  • energy is recovered via a water turbine, similar to a pumped storage power plant.
  • the power generation systems are coupled, d. H. as in JP2009-174509 A, not operated separately and do not allow high efficiency of the overall system, since the gas expansion is usually very lossy.
  • the main goal is to increase capacity. However, that is
  • the object of the invention is to combine an efficient storage power plant for short-term storage in hours / day and with high efficiency of the storage cycles as a pumped storage power plant with the long-term storage of energy in the day / week range so cost-effective and with a high energy density a storage system available put.
  • a hydraulic energy storage consisting of a pumped storage unit with a liquid under a gas pressure above atmospheric pressure in a at least on the pressure side gas-tight system and b.
  • the generation of energy by relaxing the gas stored under pressure can be used.
  • such a combined system advantageously combines the high storage efficiencies of over 80% of pumped storage systems with the high energy density of combustible gases, which however can only be produced with a lower efficiency and then released again, so that at the end the efficiency is approximately 40% in the power generation plus Piozesswar stands.
  • this is an acceptable value for the usually rarely used long-term storage medium of the combustible gas, since it is weeks with coverage gaps conventional or
  • Regenerative power generation can bridge what is not possible by other storage at acceptable cost.
  • Advantageous compared to separate systems is the compactness and the absence of a separate storage for the gas itself.
  • the energy supply can be shared, which further reduces the installation and network connection costs.
  • the additional option of venting the flammable gas or air stored under pressure over the liquid as a third option allows the range of the power plant to be extended in the event of a short-term energy shortage without having to start burning the flammable gas.
  • particularly advantageous is the combination of claim 1 a.) And b.), Since this is the simplest and most cost-effective to implement in continuous operation.
  • the according to lc.) Possible gas expansion required in usually a heating of the gas to increase the efficiency to 60-70%, which increases the design effort of the power plant because of the necessary heat exchanger.
  • the flammable gas which is relaxed by additionally
  • the pumped storage power plant can be built by operating with a liquid which is under a high gas pressure, regardless of the topography of the site. So this is at ground level, underground, under water or in combinations thereof possible where the low-pressure region in which the liquid passes under energy can also be above the pressure vessel without affecting the overall efficiency negatively. However, this reduces the storage density which can be increased by an additional height difference.
  • water according to claim 2 but also salt water is well suited because salt water dissolves less gas which in turn must be collected in the pumped storage process.
  • the energy-carrying gas is preferred according to claim 3 hydrogen, since thus in contrast to z.
  • the energy in the gas can according to claim 5 by a classical combustion and the drive of a turbine with generator as electricity and heat or purely as heat to
  • the heat energy produced in the process can also be cached according to claim 7 in the liquid of the memory in the storage container or in low-pressure storage tank or container. Ideally, this should ensure sufficient thermal insulation of the memory. It must also be taken into account that the operating pressure in the accumulator increases when the gas is heated, which is not a problem in the case of storage which is almost emptied of the fluid and thus partly also of the gas. This heat from the conversion of the energy in the combustible gas can then be used later, but also without intermediate storage directly, according to claim 8, ideally for heating or for industrial processes.
  • the combustible gas can also be used in parallel with the pumped storage unit for generating energy. This significantly increases the maximum available peak power and only requires sufficient terminal capacity since the power generators are usually separate from the fluid and from the gas.
  • the energy converters for the liquid (eg water turbines or piston machines for liquids) and the gas (eg gas turbine, internal combustion engine, fuel cell) are generally incompatible, so that, in the case that no fuel cell is used for the gas, usually a greater effort requires these systems to interpret the common use of a generator.
  • An ideal possibility of installation or use is to combine the storage with wind power or photovoltaic systems in close proximity so as to pollute without overloading the network, to catch up in peak production times and high demand but low production of wind power and photovoltaic systems back into the grid feed. This is in addition to the list close customers of heat, especially the heat of combustion when using the long-term storage, the preferred site for such
  • the reservoirs are ideally embedded in the soil, since they are then, at least partially, thermally insulated or the insulation effort is low. Also completely underground storage, z. B. in stud systems are possible. When installed above ground, a thermal insulation of the container is advantageous to minimize pressure fluctuations due to changes in ambient temperature.
  • the pumped storage power plant has either a closed system in which the pressure vessel via a drive unit power is generated and the liquid is collected in a turn closed container.
  • the dissolved in the liquid gas is released during the relaxation, which is why the drive units must also be designed gas-tight and should have a return unit for the gas in the memory or a cache.
  • the gas loss is about 1.5% for a full storage cycle (air in water) but is dependent on the gas, the temperature and the liquid.
  • the energy content of such a power plant or storage is z. B. for the pumped storage at a storage tank volume of 10,000 m 3 , a maximum operating pressure of 100 bar and a reduction by the pumped storage operation to 40 bar, ie about 60% maximum water level or 6 000 m 3 of water about 10 MWh of usable energy.
  • the energy content of 4 000 m 3 of hydrogen at 100 bar, ie 4 000 000 m 3 of hydrogen under normal conditions, is 12 000 000 kWh or 12 GWh, of which approx. 60% can be converted directly into electricity.
  • the range of the long-term storage is about 700 times as long as that of the pumped storage tank and can accordingly supply electricity for a full load operation of 4 hours at the same power when the pump storage unit is designed for 4 hours.
  • the pumped storage can first be completely emptied, since the remaining pressure is usually sufficient to the combustible gas to the place of use such. B. to bring a fuel cell or a combustion turbine. Since such combined storage in a possible energy scenario with electricity from renewable sources are initially rather scarce, it makes sense for the gas storage operation to feed high power into the grid to better buffer a large-scale prolonged failure of renewable energy production due to doldrums and darkness. Accordingly, the available duration of the energy supply from the long-term storage or from the combustible gas is reduced as an energy source. For peak times with almost sufficient power production from renewable sources, however, ideally only the pumped storage is used.
  • the memory as defined in claim 1 as a three-stage system from the components a.) To c.) Can be realized in the emptied first with high efficiency pumped storage. The then still under pressure existing gas is then ideally relaxed adiabatically or isothermally and the stored energy used to generate electricity.
  • the isothermal expansion can be achieved by utilizing the energy stored in the liquid or a further heat accumulator with overall efficiencies of up to 70%.
  • part of the gas can be burned and provide the necessary heat energy.
  • the initial pressure for the gas expansion is about 80 bar which is a typical, very suitable value for a compressed gas storage operation. It is advantageous in the case of intended complete expansion of the gas in the pressure vessel to operate a part of the storage system with compressed air another with a combustible gas, in which case especially the latter, if the
  • Long-term storage must be used in the expansion for energy production before it is then burned or converted in a fuel cell by reaction to electricity. Similarly, if the long-term memory is not operated, it is extended Power generation through the adiabatic or isothermal relaxation available.
  • such an energy store ideally consists of a pump storage unit, a gas expansion unit with a heat exchanger and a gas power conversion unit via a fuel cell or gas turbine.
  • a non-combustible gas such as air can be worthwhile if the bottleneck is too long for the pumped storage alone, but too short to retrieve energy from the long-term storage and then again an energy surplus is expected.
  • Especially compressed air can be made available again quickly.
  • the generation of a significant pressure of the combustible gas takes longer, since for chemical energy storage usually large amounts of energy are necessary. Whether a three-stage expansion is worthwhile depends above all on the design of the components. D. H. the respective service life of the individual generators and the basic costs.
  • the pumped storage is most often operated, the long-term storage rather rare, but then it is irreplaceable. Therefore, the pumped storage / Gasentnapsshim is useful only for short-term bottlenecks that can not be bridged with the pumped storage.
  • the pressure release can also be used in the primary operation with gas combustion / fuel cell in order to utilize the energy contained in the gas as pressure or then as pressure difference.
  • the pumped storage system Since the generation of the combustible gas or gases takes a long time due to the high energy content, it is advantageous to equip the pumped storage system with at least two generators, ie turbines and generators, and a plurality of storage containers. Thus, excess flow can first conventionally be filled with compressed air, the pumped storage and then successively the combustible gas generated be admitted into selected containers, which are operated in a liquid and gas-separated system via a second turbine. To minimize the losses in this approach, it is advantageous to fill a storage tank to be filled with the combustible gas completely with the liquid and the non-combustible gas from this container accordingly in another container in which then less liquid to press.
  • Drawings 1-4 show different possible embodiments of the memory.
  • the number of storage tanks in a system may be larger to increase the amount of storage and optionally to fill the storage tanks not only with a combustible gas but also with such as with oxygen or air. They should be separated from the part of the system with combustible gas, ie via gas-separating containers, membranes, turbines and / or other possible technical measures to prevent gas mixing.
  • air as compressed gas eliminates the need for parts 106, 206, 216, 306 and 406, which symbolize the energy generator with the gas, ie z.
  • a simple heat exchanger is based on the liquid through the gas to initiate, so something distributed or atomized to lead into the container to absorb the heat of compression and spray in the reverse case by an additional pump in the container.
  • this is not easily possible when using membranes between gas and liquid.
  • heat exchangers z. B. in the form of pipelines between the heat reservoir and gas to transport the heat energy possible. In general, at very slow loading. and discharge of the pumped storage no strong warming or cooling of the gas take place, since then the heat between the reservoir and gas z. B. is replaced by convection.
  • Drawing la presents possible embodiments. So here are two adjacent memory H ( with pressure Pi 101 and H 3 with pressure P 2 to see 102, which means a pipe 103 and a unit for generating power or for pumping 104 are connected to each other. In addition, a control valve can be installed in this unit, but this is also possible elsewhere on the line 103.
  • the container 101 is closed, the container 102 with a line and a compression unit 105 designed to pump dissolved in the liquid gas back into the pressure vessel.
  • 106 is the Verstrom- ungsaku for the gas, which is ideally mounted on the high pressure side, but also a pure heat generation unit z. B. for industrial processes or heating can be. This applies to all examples mentioned here.
  • Drawing 1b is analogous to an embodiment with two containers 101 and 102 underground.
  • Drawing 2a shows a possibility of superimposed arrangement.
  • the pressure vessel Hi is arranged with pressure P 2 201 above the container H 3 with pressure P 2 202, wherein via one or more elements 204 energy is obtained from the pressure work of the water or stored in Hi.
  • Analog can be obtained with 206 energy from the gas, 205 is used for the return of the gas stored in the liquid.
  • FIG. 2b Another very compact embodiment is the structure of the memory around each other as shown in drawing 2b.
  • z. B. placed around the memory Hi with pressure Pi 211 a second shell 212 as a memory H 3 with pressure P 2 at a greater distance and the liquid between inner and outer space via one or more elements 214 pumped back and forth.
  • 215 is the recirculation unit for the gas which has entered the outer jacket with the liquid as dissolved gas, 216 the gas power conversion unit.
  • the excess gas can be collected on the low pressure side in flexible storage, so balloon-like storage or always be exuded directly, so in parallel with the electricity from the liquid some gas z. B. burned or converted into electricity and / or heat in a fuel cell, which increases the performance of the storage power plant.
  • the inner sphere is designed with a radius of about 20 m, the outer with a radius of about 25 m to achieve the same volume or a liquid sufficient volume in the outer container. All in all, this allows a compact installation and the inner, high-pressure reservoir is better protected against damage from the outside.
  • the memory Hi with pressure Pi is a pure gas storage, supplemented by one Liquid storage H 2 with pressure Pi 301, the z. B. via a line 303 and one or more energy producers or storage elements, the liquid flow to another memory H 3 with pressure P 2 or pump.
  • 306 is the power generation unit of gas and 305 is the pump unit for recycling the gas dissolved in the fluid.
  • An analogous embodiment is designed in drawing 3b, but here with an open natural memory in the form of a lake 307.
  • the dissolved gas in the liquid is collected directly after the turbine and returned to the memory.
  • the advantage of a closed system is the prevention of contamination of the water, eg. B. by aquatic plants, branches or other occurring in natural waters objects.
  • both containers can in principle be shaped differently as shown in drawing 4. Especially in underground storage, the shape is virtually arbitrary as long as the system is sealed to the outside. In addition, the operation of the closed system is briefly explained in this drawing when the gas recirculation unit is not active. So can
  • Container or accumulator Hi 401 have a high pressure Pi (eg 100 bar) and container H 3 402 has a low P 2 (eg 1 bar).
  • the pressure in vessel Hi drops (eg, to about 50 bar) and rises in vessel H 3 (eg, to about 2 bar).
  • the gas can always be separated by an elastic membrane or a balloon or balloon-like container of the liquid to z. B. the diffusion of gas into the liquid and thus to minimize pressure losses. Then the units 105, 205, 305, 315 and 405 are much smaller interpretable or dispensable.
  • a compression unit for gas must also be added in all versions in order to pump either air or the combustible gas into the tanks. Since this is possible in many different versions (use of units 105, 205, 305, 315 and 405 or additional pumps on the gas train, on the liquid line, gas compression with the pumping of water by blowing a gas, etc.) was here in detail on this unit is omitted in the drawings.
  • the reservoirs can be realized underground, above ground, in or partly in a body of water or even partly under ground.

Landscapes

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Abstract

Speicherkraftwerke, insbesondere für elektrische Energie, benötigen heutzutage entweder einen sehr großes Volumen bei geringem Wirkungsgrad, wie z. B. bei gasbasierten Druck- und hydraulischen Speichern, oder teure Technologien wie z. B. bei Batteriespeichern. Bei Stromspeichertechnologien sind unter anderem die Wirkungsgrade und Speicherkapazitäten sehr unterschiedlich. So gelten Pumpspeicherkraftwerke mit Wirkungsgraden über 80 % als sehr effizient und haben Speicherkapazitäten bis zu ca. 10 GWh,sind aber gegenüber Speichern mit brennbaren Gasen, die geringe Wirkungsgrade um 40 % aufweisen, in der Speicherkapazität eher beschränkt. Sie eignen sich daher nur für den stundenweisen Ausgleich von Angebots- und Nachfrageschwankungen. Für einen hohen Anteil regenerativer Energieträger in der Stromversorgung sind jedoch auch Speicher mit Kapazitäten, die im Bereich von Tagen bis Wochen Erzeugungsengpässe ausgleichen können notwendig. Die Erfindung kombiniert in vorteilhafter Weise einen effizienten Speicher nach dem Pumpspeicherprinzip für den stundenweisen Ausgleich von Energieengpässen mit einem Langzeitspeicher. Dies ohne ein für den Langzeitspeicher bei getrennter Aufstellung notwendiges zusätzliche Speichervolumen. Durch die Kombination an einem Aufstellungsort wird in idealer Weise ein effizientes aber auch für längere Erzeugungsengpässe gewappnetes Kraftwerk realisiert.

Description

Energiespeicherkraftwerk
Pumpspeicherkraftwerke dienen meist der Zwischenspeicherung elektrischer Energie und nehmen angesichts der steigenden Bedeutung regenerativer Energieträger, wie Wind und Sonne, welche unstetig Energie produzieren, eine wachsende Bedeutung ein, um eine kontinuierliche Stromversorgung sicherzustellen. Pumpspeicher sind dabei hocheffizient zu betreiben und können bei ausreichender Größe und Höhenunterschied eine große Energiemenge nahezu verlustfrei speichern. Sie sind daher ideal für die kurzfristigere Speicherung zur Pufferung von Tageslastspitzen bzw. von wenigen Tagen Dauerbetrieb bei reduzierter Leistung geeignet.
Vor allen Dingen bei einem Umstieg auf eine nahezu 100 % regenerative Energieversorgung ist die Speicherung von Energie mittels brennbarer Gase unerlässlich. So kann mit diesen Gasen in Zeiten hohen Stromangebots für Zeiten längerer Flauten (Windkraft) und geringer Sonneneinstrahlung (Photovoltaik) vorgesorgt werden, welche mit einfachen Speicherkraftwerken wie einem Pumpspeicherkraftwerk nicht abzupuffem sind. Gegenwärtig werden viele Konzepte diskutiert die unter anderem eine unterirdische Gaslagerung vorsehen. Dabei ist die Energieversorgung über solches Gas grundsätzlich energetisch gesehen sehr ineffizient, denn nur 30-40 % der verwendeten Primärenergie (Strom) lassen sich in der Regel rückverstromen. Ein Teil der beim Verströmen freiwerdenden Wärme kann zwar für Heizungs- oder Prozesswärmezwecke genutzt werden, gemeinhin gilt diese Option aber nur für längere Deckungslücken als sinnvoll, sofern andere Technologien mit hohen Wirkungsgraden für kürzere Deckungslücken verfügbar sind.
Klassische Pumpspeicherkraftwerke sind aber durch die Notwendigkeit von
Höhenunterschieden und die ungeeigneten Gegebenheiten in vielen Regionen in der Anzahl begrenzt. Es gibt aber neue Konzepte die diese Probleme teilweise aushebeln. So sind in der EP2315934 Kraftwerke genannt die durch Auflasten den Wasserdruck verstärken oder in der DE 10201 1 106040.9 durch einen hohen Gasdruck die gespeicherte Energiemenge erhöhen. Auch reine Speicher mit Gewichten also Lageenergiekraftwerke sind als Prinzipien zur Energiespeicherung bekannt. All diesen Methoden ist gemein, dass die gespeicherte
Energiemenge, also die Energiedichte, relativ gering ist und die Anlagen immer teurer als klassische Pumpspeicherkraftwerke sind, wobei es auch hier noch deutliche Unterschiede in den Errichtungskosten gibt. In der JP2009-174509A ist ein Speichersystem mit Wasserstoffgas genannt, bei dem unterirdisch, bzw. unterseeisch mittels Elektrolyse von Meerwasser erzeugtes Wasserstoff- und Sauerstoffgas in Behältern aufgefangen wird und mittels eines damit verbundenen oberirdisch angelegtem Wassertanks unter dem Druck der auflastenden Wassersäule steht. Hier wird Energie aus dem Wasserstoffgas mittels einer Brennstoffzelle aus dem Speicher zurück gewonnen und gleichzeitig durch das, während der Druckreduktion ins Gasreservoir strömende Wasser, mittels einer Turbine weitere Energie erzeugt. Nachteil ist der in diesem System dominierende hohe Anteil der Brennstoffzelle an der Stromerzeugung. Diese weist einen niedrigen Wirkungsgrad auf. Da der Anteil des Pumpspeichers an der Stromgewinnung wegen des hohen Energiegehalts des Wasserstoffs relativ gering ist wirkst sich der hohe Wirkungsgrad des Pumpspeichers nur unwesentlich auf den Gesamtwirkungsgrad des Speichersystems aus. Da die beiden Stromerzeuger zudem nur gemeinsam betrieben werden können macht dies in Summe das System für den Ausgleich eines schwankenden
Stromangebots über den Tagesverlauf teuer. Auch ist das System, um überhaupt auf eine nennenswerte Energiedichte zu kommen, auf große Höhenunterschiede angewiesen und kann daher nur an wenigen Standorten realisiert werden.
In der US2009/0200805 ist ein Speichersystem beschrieben bei dem in einem ersten
Druckgasspeicher, an dem eine zusätzliche hydraulische Gasdruckkomponente angeschlossen ist, ein konstanter Gasdruck sichergestellt wird. Aus diesem ersten Gasdruckspeicher erfolgt eine Gasexpansion über eine Gasturbine zur Energiegewinnung. Die Konstanz des Gasdrucks im ersten Druckgasspeicher soll den Wirkungsgrad der Gasexpansion über der Turbine verbessern. Die Konstanz wird dabei dadurch erzielt, dass aus dem angeschlossenen hydraulischen Speicher, in dem eine Flüssigkeit unter hohem Gasdruck steht, die Flüssigkeit in den ersten Speicher gedrückt wird. Dabei wird beim Transfer der Flüssigkeit wiederum Energie über eine Wasserturbine, ähnlich wie bei einem Pumpspeicherkraftwerk, gewonnen. Die Energieerzeugungssysteme sind dabei gekoppelt, d. h. wie schon in der JP2009-174509 A, nicht getrennt betreibbar und ermöglichen keinen hohen Wirkungsgrad des Gesamtsystems, da die Gasexpansion in der Regel stark verlustbehaftet ist.
Ein weiteres Energiespeichersystem ist in der WO93/06367 beschrieben. Hier wird
Salzwasser in unterirdischen Kavernen zwischen zwei Reservoiren bewegt und der Druck des Gaspolsters über der Flüssigkeit durch hineinpumpen variiert um die Flüssigkeit entweder von einem ins andere Reservoir zu pumpen bzw. Energie, auch durch Gasexpansion in die Umwelt, zu gewinnen. Hauptziel ist die Steigerung der Kapazität. Jedoch ist die
Gasexpansion stark verlustbehaftet und die gleichzeitige Nutzung von Pumpspeicher und Gasexpansionseinheit daher nicht geeignet einen kostendeckenden Betrieb zu ermöglichen. Der Nutzen dieses Systems ist außerdem stark eingeschränkt, da es nur an wenigen
Standorten realisierbar ist und Salzkavernen durch Temperaturänderungen der Sole, und damit der Salzlöslichkeit, auswaschen, was die Zyklenzahl begrenzt.
Aufgabe der Erfindung ist es ein effizientes Speicherkraftwerk für die Kurzfristspeicherung im Stunden/Tagesbereich und mit hohem Wirkungsgrad der Speicherzyklen wie bei einem Pumpspeicherkraftwerk zu kombinieren mit der langfristigen Speicherung von Energie im Tages/Wochenbereich um so kostengünstig und mit einer hohen Energiedichte ein Speichersystem zur Verfügung zu stellen.
Dies wird nach Anspruch 1 gelöst in dem mindestens zwei kombinierte Energiespeicher basierend auf a.) einem hydraulischen Energiespeicher bestehend aus einer Pumpspeichereinheit mit einer Flüssigkeit unter einem Gasdruck oberhalb Atmosphärendrucks in einem mindestens auf der Druckseite gasdichten System und mit b.) mindestens 10 % des Druckgases des Gesamtsystems bestehend aus einem brennbaren oder durch chemische Reaktion zur Energiegewinnung nutzbarem Gas mit einem Gasdruck oberhalb Atmosphärendrucks über der Flüssigkeit des Pumpspeichers und/oder c.) der Erzeugung von Energie durch Entspannung des unter Druck gespeicherten Gases eingesetzt werden. Solch ein kombiniertes System vereint vor allen Dingen vorteilhaft die hohen Speicherwirkungsgrade von über 80 % von Pumpspeichersystemen mit der hohen Energiedichte von brennbare Gasen, die jedoch nur mit einem niedrigerem Wirkungsgrad erzeugt und anschließend wieder verströmt werden können, so dass am Ende ca. 40 % Wirkungsgrad bei der Verstromung plus Piozesswärme steht. Dies ist jedoch für das in der Regel nur selten genutzten Langzeitspeichermedium des brennbaren Gases ein akzeptabler Wert, da er Wochen mit Deckungslücken konventioneller bzw.
regenerativer Energieerzeugung überbücken kann, was durch andere Speicher nicht zu akzeptablen Kosten möglich ist. Vorteilhaft gegenüber getrennten Systemen ist die Kompaktheit und der Verzicht auf einen separaten Speicher für das Gas selbst. Dabei kann zudem die Energieeinspeisung gemeinsam genutzt werden was die Installations- und Netzanbindungs- kosten weiter senkt. Zudem ermöglicht die als dritte Option mögliche zusätzliche Entspannung des brennbaren Gases oder von Luft, die unter Druck über der Flüssigkeit gespeichert wird, die Reichweite des Kraftwerks bei kurzfristiger Energieknappheit, ohne die Verstromung des brennbaren Gases beginnen zu müssen, zu verlängern. Besonders vorteilhaft ist jedoch die Kombination von Anspruch 1 a.) und b.), da dies im Dauerbetrieb am einfachsten und am kostengünstigsten zu realisieren ist. Die nach lc.) mögliche Gasexpansion benötigt in der Regel eine Erwärmung des Gases um den Wirkungsgrad auf 60-70 % zu heben, was den konstruktiven Aufwand des Kraftwerks wegen der dafür notwendigen Wärmetauscher erhöht. Optional kann aber auch das brennbare Gas welches entspannt wird zusätzlich durch
Verbrennung die Energie liefern. Dann ist es häufig aber vorteilhafter den hohen Gasdruck für eine effiziente Gasverbrennung in einer Gasturbine zu nutzen, die durch die gleichzeitige Expansion des Gases einen höheren Wirkungsgrad ermöglicht und den Aufwand für unterschiedliche Energiewandler reduziert.
Das Pumpspeicherkraftwerk ist dabei durch den Betrieb mit einer Flüssigkeit die unter einem hohen Gasdruck steht unabhängig von der Topographie des Aufstellungsortes errichtbar. So ist dies ebenerdig, unter Tage, unter Wasser oder in Kombinationen davon möglich wobei der druckarme Bereich in den die Flüssigkeit unter Energiegewinnung gelangt auch über dem Druckbehältnis liegen kann ohne den Gesamtwirkungsgrad negativ zu beeinflussen. Dies verringert jedoch die Speicherdichte die durch einen zusätzlichen Höhenunterschied noch erhöht werden kann. Als einfachstes Betriebsmedium für das Pumpspeicherkraftwerk dient nach Anspruch 2 Wasser aber auch Salzwasser ist gut geeignet, da Salzwasser weniger Gas löst was im Pumpspeicherprozess wiederum aufgefangen werden muss. Als energietragendes Gas ist nach Anspruch 3 Wasserstoff bevorzugt, da sich damit im Gegensatz zu z. B. Methan, welches auch genutzt werden kann, bei niedrigen Temperaturen und hohen Drücken kein Stoff wie Methanhydrat bilden kann, wie es sonst bei unzureichender Isolation im Winter möglich ist. Zudem sind die erzielbaren Wirkungsgrade höher, da die Methansynthese wiederum Wasserstoff und C02 oder CO als Ausgangsstoffe benötigt, was den Prozess in Summe ineffizienter macht. Bevorzugt werden Betriebsdrücke die maximal mindestens 50 bar und bei Entspannung durch Betrieb des Pumpspeichers auf ca. 10-30 bar absinken. Bei Nutzung des brennbaren Gases für die Energiegewinnung aber auch bei Nutzung des Druckgases zur adiabatischen oder isothermen Expansion, z. B. in einer Expansionsturbine, kann der Druck bis auf Atmosphärendruck absinken. Ideal ist aber ein insgesamt höherer maximaler Betriebsdruck um die Energiedichte des Speicher in eine wirtschaftlich sinnvolle Höhe zu heben. Dabei steigen zwar bei Nutzung von Druckbehältern die Materialkosten linear mit dem Druck, aber die benötigte Fläche der Anlage und die Aufstellkosten reduzieren sich. Vor allen Dingen reduzieren sich die Leitungsverluste, da die Flüssigkeitsmenge und damit die
Strömungsgeschwindigkeit um dieselbe Energiemenge freizusetzen bei höherem Druck geringer ist. Es ist daher ein maximaler Druck über 100 bar anzustreben was mit modernen Druckgefäßen auch großtechnisch realisierbar ist. Die Energie im Gas kann nach Anspruch 5 durch eine klassische Verbrennung und den Antrieb einer Turbine mit Generator als Strom und Wärme oder rein als Wärme zur
Beheizung durch Verbrennung und nach Anspruch 6 auch durch eine Brennstoffzelle als Strom und Wärme zurückgewonnen werden.
Die im Prozess anfallende Wärmeenergie kann zudem nach Anspruch 7 in der Flüssigkeit des Speichers im Speicherbehältnis oder im druckärmeren Vorratsbecken bzw. -behältnis zwischengespeichert werden. Hierbei ist idealerweise für eine ausreichende thermische Isolation des Speicherszu sorgen. Auch muss dabei berücksichtigt werden, dass sich der Betriebsdruck im Speicher bei Erwärmung des Gases erhöht, was bei fast von der Flüssigkeit und damit teilweise auch vom Gas entleertem Speicher kein Problem darstellt. Diese Wärme aus der Umsetzung der Energie im brennbaren Gas kann dann später, aber auch ohne eine Zwischenspeicherung direkt, nach Anspruch 8, idealerweise zur Beheizung oder für Industrieprozesse genutzt werden.
Bei der Verbrennung von Wasserstoff als Energie tragendes Gas, wie auch beim Betreiben einer Brennstoffzelle, ist es vorteilhaft auch den bei der Elektrolyse anfallenden Sauerstoff zu speichern. Dies ermöglicht zum einen den einfachen Einsatz in Brennstoffzellen und zum anderen auch höhere Verbrennungstemperaturen von bis zu 3000 °C bei Verbrennungsprozessen und somit prinzipiell auch höhere Wirkungsgrade. Hier sind aber sowohl bei Gasturbinen als auch Verbrennungsmotoren noch Materialentwicklungen notwendig um solch hohe Prozesstemperaturen dauerhaft zu ermöglichen.
Da Wasserstoff und Sauerstoff nicht zusammen gelagert werden können bietet es sich in solch einem Fall an nach Anspruch 4 das Speichersystem, oder bei teilweiser Nutzung von Druckluft anstelle eines brennbaren Gases zumindest Teile davon, zu 2/3 für Wasserstoff und zu 1/3 für Sauerstoff auszulegen und die Flüssigkeitskreisläufe und Turbinen des Pumpspeichers dieser Systeme zu trennen. Dies stellt bei großen Systemen in der Regel kein Problem dar, da dann meist mit mehreren Turbinen gearbeitet wird. Prinzipiell ist es auch möglich den Sauerstoff und den Wasserstoff getrennt nur als Gas, ohne die Funktion des Pumpspeicherkraftwerks zu lagern was aber die Kapazität für kurze Spitzenlastleistung der Pumpkraftwerkeinheit reduziert. Diese wird in der Regel häufiger benötigt als die Leistung aus dem
Langzeitspeicher, also dem brennbaren Gas.
Prinzipiell kann das brennbare Gas aber auch parallel mit der Pumpspeichereinheit zur Energieerzeugung genutzt werden. Dies erhöht die maximal verfügbare Spitzenleistung deutlich und benötigt nur eine ausreichende Anschlusskapazität, da die Energieerzeuger aus der Flüssigkeit und aus dem Gas in der Regel getrennt sind. Zwar ist es möglich Generatoren für beide Energieformen gemeinsam zu nutzen, jedoch sind die Energiewandler für die Flüssigkeit (z. B. Wasserturbinen oder Kolbenmaschinen für Flüssigkeiten) und das Gas (z. B. Gasturbine, Verbrennungsmotor, Brennstoffzelle) in der Regel nicht kompatibel, so dass es, im Fall, dass für das Gas keine Brennstoffzelle verwendet wird, meist einen größeren Aufwand erfordert diese Systeme zur gemeinsamen Nutzung eines Generators auszulegen.
Eine ideale Möglichkeit der Aufstellung bzw. Nutzung besteht darin die Speicher mit Windkraft oder Photovoltaikanlagen in räumlicher Nähe zu kombinieren um so, ohne das Netz zu belasten, in Spitzenerzeugungszeiten Überschüsse aufzufangen und für hohe Nachfrage aber geringe Produktion der Windkraft- und Photovoltaikanlagen wieder in das Netz einzuspeisen. Dies ist neben der Aufstellung nahe Abnehmern von Wärme, insbesondere der Verbrennungswärme bei Nutzung des Langzeitspeichers, der bevorzugte Aufstellungsort für solche
Speicher. Die Speicher werden dabei idealerweise in das Erdreich eingelassen, da sie dann, zumindest teilweise, thermisch isoliert sind bzw. der Isolationsaufwand gering ist. Auch vollständig unterirdische Speicher, z. B. in Stollensystemen sind möglich. Bei überirdischer Aufstellung ist eine thermische Isolation der Behälter vorteilhaft um Druckschwankungen wegen Änderungen der Umgebungstemperatur zu minimieren.
Als brennbares Gas kann aber auch Gas aus der Biogasproduktion verwendet werden, welches so bei hohem Druck in großer Menge eingelagert werden kann um für Zeiten einer geringen Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom zur Verfügung zu stehen.
Das Pumpspeicherkraftwerk verfügt entweder über ein geschlossenes System in dem vom Druckbehälter über ein Antriebsaggregat Strom erzeugt wird und die Flüssigkeit in einem wiederum geschlossenen Behältnis aufgefangen wird. Das in der Flüssigkeit gelöste Gas wird beim Entspannen frei, weshalb die Antriebsaggregate ebenfalls gasdicht ausgelegt sein müssen und über eine Rückführeinheit für das Gas in den Speicher oder einen Zwischenspeicher verfügen sollten. Typischerweise beträgt der Gasverlust ca. 1.5 % bei einem vollen Speicherzyklus (Luft in Wasser) ist aber abhängig vom Gas, der Temperatur und der Flüssigkeit. Das Lösen des Gases verringert zwar den Wirkungsgrad des Pumpspeichers, jedoch nur um 1-2 % was durch Vorteile des Systems gegenüber herkömmlichen Pumpspeichern, wie z. B. geringe Leitungsverluste, teilweise wettgemacht wird.
Der Energiegehalt eines solchen Kraftwerks bzw. Speichers beträgt z. B. für den Pumpspeicher bei einem Speicherbehältervolumen von 10 000 m3, einem maximalen Betriebsdruck von 100 bar und einer Reduktion durch den Pumpspeicherbetrieb auf 40 bar, d. h. ca. 60 % maximalem Wasserfüllstands bzw. 6 000 m3 Wasser ca. 10 MWh nutzbarer Energie. Der Energiegehalt von 4 000 m3 Wasserstoff bei 100 bar, also 4 000 000 m3 Wasserstoff bei Normalbedingungen beträgt 12 000 000 kWh bzw. 12 GWh von denen ca. 60 % direkt in Strom umsetzbar sind. D. h. die Reichweite des Langzeitspeichers ist ca. 700 mal so lang wie die des Pumpspeichers und kann dementsprechend bei Auslegung des Pumpspeichers für 4 Stunden Volllastbetrieb über 100 Tage mit derselben Leistung Strom liefern. Dabei kann der Pumpspeicher zuerst vollständig entleert werden, da der verbleibende Druck in der Regel ausreicht um das brennbare Gas zum Einsatzort wie z. B. eine Brennstoffzelle oder eine Verbrennungsturbine zu bringen. Da solche kombinierten Speicher in einem möglichen Energie Szenario mit Strom aus regenerativen Quellen anfangs eher rar sind ist es sinnvoll für den Gasspeicherbetrieb eine hohe Leistung in das Netz einzuspeisen, um einen großflächigen längeren Ausfall der regenerativen Energieerzeugung wegen Flaute und Dunkelheit besser abzupuffern. Entsprechend verringert sich die zur Verfügung stehende Dauer der Energieeinspeisung aus dem Langzeitspeicher bzw. aus dem brennbaren Gas als Energieträger. Für Spitzenzeiten bei fast ausreichender Stromproduktion aus regenerativen Quellen kommt hingegen idealerweise nur der Pumpspeicher zum Einsatz.
Prinzipiell ist, wie schon erwähnt, der Speicher wie in Anspruch 1 genannt als dreistufiges System aus den Komponenten a.) bis c.) realisierbar in dem zuerst mit hohem Wirkungsgrad der Pumpspeicher geleert wird. Das dann noch unter einem Druck vorhandene Gas wird anschließend idealerweise adiabatisch oder isotherm entspannt und die darin gespeicherte Energie zur Stromerzeugung genutzt. Dabei ist die isotherme Expansion unter Ausnutzung der in der Flüssigkeit oder einem weiteren Wärmespeicher gespeicherten Energie mit Gesamtwirkungsgraden von bis zu 70% realisierbar. Alternativ kann bei einer adiabatischen wie auch isothermen Expansion ein Teil des Gases verbrannt werden und die notwendige Wärmeenergie liefern. Bei einem Speicher mit einem maximalen Druck von 200 bar und Maximierung des Pumpspeicherwirkungsgrades bzw. Energiegehalts liegt der Anfangsdruck für die Gasexpansion bei ca. 80 bar was für einen Druckgasspeicherbetrieb ein typischer, sehr gut geeigneter Wert ist. Hierbei ist es vorteilhaft bei vorgesehener vollständiger Expansion des Gases im Druckbehälter einen Teil des Speichersystems mit Druckluft zu betreiben einen anderen mit einem brennbaren Gas, wobei dann vor allen Dingen letzteres, sofern der
Langzeitspeicher verwendet werden muss bei der Expansion zur Energieerzeugung genutzt werden kann bevor es dann verbrannt oder in einer Brennstoffzelle durch Reaktion zu Strom umgewandelt wird. Analog steht bei Nichtbetrieb des Langzeitspeichers eine verlängerte Stromerzeugung durch die adiabatische oder isotherme Entspannung zur Verfügung.
Dementsprechend besteht solch ein Energiespeicher idealerweise aus einer Pumpspeichereinheit, einer Gasexpansionseinheit mit Wärmetauscher und einer Gasverstromungseinheit über eine Brennstoffzelle oder Gasturbine. Aber auch die Expansion eines nicht brennbaren Gases wie Luft kann sich lohnen wenn der Engpass zu lang für den Pumpspeicher alleine, aber zu kurz ist um Energie aus dem Langzeitspeicher abzurufen und danach wieder ein Energieüberschuss zu erwarten ist. Denn insbesondere Druckluft lässt sich schnell wieder zur Verfügung stellen. Die Erzeugung eines nennenswerten Drucks des brennbaren Gases dauert jedoch länger, da für die chemische Energiespeicherung in der Regel große Energiemengen notwendig sind. Ob sich ein dreistufiger Ausbau lohnt ist vor allen Dingen von der Auslegung der Komponenten abhängig, d. h. der jeweiligen Nutzungsdauer der einzelnen Stromerzeuger und der Grundkosten. Idealerweise wird der Pumpspeicher am häufigsten betrieben, der Langzeitspeicher eher selten, dann ist er jedoch unersetzlich. Daher ist die Pumpspeicher / Gasentspannungseinheit nur bei kurzfristigen Engpässen, die nicht mit dem Pumpspeicher überbrückbar sind, sinnvoll einsetzbar. Jedoch kann die Druckentspannung wie anfangs schon erwähnt auch beim primären Betrieb mit Gasverbrennung / Brennstoffzelle genutzt werden um die im Gas als Druck bzw. dann als Druckdifferenz enthaltene Energie zu nutzen.
Da die Erzeugung des oder der brennbaren Gase aufgrund des hohen Energiegehalts lange dauert ist es vorteilhaft das Pumpspeichersystem mit mindestens zwei Stromerzeugern also Turbinen und Generatoren und mehreren Speicherbehältnissen auszurüsten. So kann überschüssiger Strom zuerst konventionell also mit Druckluft den Pumpspeicher befüllen und dann sukzessive das erzeugte brennbare Gas in ausgewählte Behälter eingelassen werden, die in einem flüssigkeits- und gasgetrennten System über eine zweite Turbine betrieben werden. Um die Verluste bei diesem Vorgehen zu minimieren ist es vorteilhaft einen Speicherbehälter der mit dem brennbaren Gas befüllt werden soll vollständig mit der Flüssigkeit zu füllen und das nicht brennbare Gas aus diesem Behälter entsprechend in einen anderen Behälter in dem dann weniger Flüssigkeit ist zu drücken. Dann werden die Systeme getrennt und das erzeugte oder woanders zwischengespeicherte brennbare Gas baut einen Druck über der Flüssigkeit auf, die dabei schon zum Teil, z. B. in das Auffangbehältnis, abgelassen werden muss um Platz für das brennbare Gas zu schaffen und später auf andere Behältnisse verteilt wird.
Idealerweise wird dieses Ablassen bei niedrigem Druck erfolgen und erst dann ein hoher Gasdruck des brennbaren Gases aufgebaut um Verluste zu minimieren. Ein mögliches Ablauf- Schema in Zeichnung 5 zeigt den Vorgang dieser Befüllung und von einigen möglichen Variationen im Detail.
Zeichnungen 1-4 zeigen unterschiedliche mögliche Ausfuhrungsformen des Speichers. Hier kann die Anzahl der Speicherbehälter in einem System größer sein um die Speichermenge zu erhöhen und optional die Speicherbehälter nicht nur mit einem brennbaren Gas sondern auch mit einem wie beispielsweise mit Sauerstoff oder Luft zu füllen. Dabei sollten sie vom Teil des Systems mit brennbaren Gas getrennt sind, also über gastrennende Behältnisse, Membranen, Turbinen und/oder andere mögliche technische Vorkehrungen um eine Gasvermengung zu unterbinden. Bei Ausführungen mit Luft als Druckgas entfällt die Notwendigkeit der Teile 106, 206, 216, 306 und 406, die die Energieerzeuger mit dem Gas symbolisieren, also z. B. Brennstoffzellen oder Gasturbinen. Diese Teile stellen dann aber bei Nutzung einer zusätzlichen Expansionseinheit nach Anspruch 1 c.) entsprechend die Expansionseinheit dar oder bei Realisierung nach Anspruch 1 a.) bis c.) sowohl die Expansionseinheit als auch die Einheit die die im Gas gespeicherte Energie durch Verbrennung oder eine Brennstoffzelle in Strom wandelt. Auch sind in den Zeichnungen keine Wärmetauscher eingezeichnet, die sowohl das Gas bei der Expansion mit der in der Flüssigkeit gespeicherten Wärme erwärmen können und im umgekehrten Fall die Wärme aufnehmen, sowie die durch die Gasverstromung anfallende Überschusswärme an die Flüssigkeit übertragen können. Dabei muss die Flüssigkeit nicht die Speicherflüssigkeit sein, sondern kann z. B. auch eine spezielle Wärme- speicherflüssigkeit oder auch ein Feststoffspeicher für Wärme oder ein Salzspeicher bzw. Phasenwandlungsspeicher sein.
Ein einfacher Wärmetauscher basiert darauf die Flüssigkeit durch das Gas hindurch einzuleiten, also etwas verteilt bzw. zerstäubt in den Behälter zu leiten um die Kompressionswärme aufzunehmen und im umgekehrten Fall durch eine Zusatzpumpe im Behältnis zu versprühen. Dies ist aber bei Nutzung von Membranen zwischen Gas und Flüssigkeit nicht einfach möglich. Hier sind Wärmetauscher z. B. in Form von Rohrleitungen die zwischen Wärmereservoir und Gas die Wärmeenergie transportieren möglich. Im allgemeinen wird bei sehr langsamer Be-. und Entladung des Pumpspeichers keine starke Erwärmung bzw- Abkühlung des Gases erfolgen, da dann die Wärme zwischen Reservoir und Gas z. B. durch Konvektion ausgetauscht wird.
Zeichnung la stellt mögliche Ausführungsformen vor. So sind hier zwei nebeneinander liegende Speicher H( mit Druck Pi 101 und H3 mit Druck P2 102 zu sehen, welche mittels eines Rohres 103 und einer Einheit zur Stromgewinnung bzw. zum Pumpen 104 miteinander verbunden sind. In dieser Einheit kann zudem ein Regelventil eingebaut sein, dies ist aber auch an anderer Stelle der Leitung 103 möglich. Der Behälter 101 ist dabei geschlossen, der Behälter 102 mit einer Leitung und einer Kompressionseinheit 105 ausgelegt um in der Flüssigkeit gelöstes Gas wieder in das Druckgefäß zu pumpen. 106 ist dabei die Verstrom- ungseinheit für das Gas, die idealerweise auf der Hochdruckseite angebracht ist, aber auch eine reine Wärmeerzeugungseinheit z. B. für Industrieprozesse oder die Beheizung sein kann. Dies gilt für alle hier genannten Beispiele.
Zeichnung lb ist analog eine Ausführung mit beiden Behältern 101 und 102 unter Tage. Zeichnung 2a zeigt eine Möglichkeit der übereinanderliegenden Anordnung. Hier ist der Druckbehälter Hi mit Druck P2 201 oberhalb des Behältnisses H3 mit Druck P2 202 angeordnet, wobei über ein oder mehrere Elemente 204 Energie aus der Druckarbeit des Wassers gewonnen bzw. in Hi gespeichert wird. Analog kann mit 206 Energie aus dem Gas gewonnen werden, 205 dient der Rückführung des in der Flüssigkeit gespeicherten Gases.
Eine weitere sehr kompakte Ausführungsform ist der Aufbau der Speicher umeinander wie in Zeichnung 2b gezeigt . Hier wird z. B. um den Speicher Hi mit Druck Pi 211 eine zweite Hülle 212 als Speicher H3 mit Druck P2 in einem größeren Abstand gelegt und die Flüssigkeit zwischen Innen- und Außenraum über ein oder mehrere Elemente 214 hin- und hergepumpt. 215 ist dabei die Rückführeinheit für das mit der Flüssigkeit als gelöstes Gas in den Außenmantel gelangte Gas, 216 die Gasverstromungseinheit. Prinzipiell kann bei allen Ausführungen das überschüssige Gas auf der Niederdruckseite auch in flexiblen Speicher, also ballonartigen Speichern aufgefangen werden oder immer direkt verströmt werden, also parallel mit der Stromgewinnung aus der Flüssigkeit etwas Gas z. B. verbrannt oder in einer Brennstoffzelle zu Strom und/oder Wärme umgewandelt werden, was die Leistung des Speicherkraftwerks erhöht.
Beim Aufbau nach 2b ist z. B. bei einer Kugelform die innere Kugel mit einem Radius von ca. 20 m ausgelegt, die äußere mit einem Radius von ca. 25 m, um dasselbe Volumen bzw. ein für die Flüssigkeit ausreichendes Volumen im äußeren Behälter zu erzielen. In Summe ermöglicht dies eine kompakte Aufstellung und das innere, unter hohem Druck stehende Reservoir, wird besser vor Beschädigung von außen geschützt.
Analog zu Zeichnung 1 kann ein Speicher auch über zwei Behältnisse unter hohem Druck verfugen, welche, wie schon ausgeführt, Vorteile in Bezug auf Wartungsarbeiten bieten. So ist in Zeichnung 3a der Speicher Hi mit Druck Pi ein reiner Gasspeicher, ergänzt um einen Flüssigkeitsspeicher H2 mit Druck Pi 301, der z. B. über eine Leitung 303 und ein oder mehrere Energieerzeuger bzw. -speicherelemente die Flüssigkeit zu einem weiteren Speicher H3 mit Druck P2 strömen lassen bzw. pumpen. Hier ist 306 die Einheit zur Energieerzeugung aus Gas und 305 die Pumpeinheit zur Rückführung des in der Flüssigkeit gelösten Gases. Durch die Möglichkeit den Gasspeicher abzutrennen ist es prinzipiell auch möglich mit mehreren Gasspeichern und unterschiedlichen Gasen für die Pumpspeicherkraftwerkeinheit zu arbeiten
Eine analoge Ausführung ist in Zeichnung 3b, hier aber mit einem offenen natürlichen Speicher in Form eines Sees 307, ausgelegt. Hier wird idealer Weise das in der Flüssigkeit gelöste Gas direkt nach der Turbine aufgefangen und in den Speicher zurückgeführt.
Der Vorteil eines geschlossenen Systems ist die Vermeidung von Verunreinigungen des Wassers, z. B. durch Wasserpflanzen, Äste oder andere in natürlichen Gewässern vorkommende Objekte.
Auch können beide Behälter prinzipiell anders geformt sein wie in Zeichnung 4 gezeigt. Insbesondere in unterirdischen Speichern ist die Form quasi beliebig so lange das System nach außen hin dicht ist. Zudem wird in dieser Zeichnung kurz die Funktionsweise des geschlossenen Systems erläutert wenn die Gasrückführeinheit nicht aktiv ist. So kann
Behälter bzw. Speicher Hi 401einen hohen Druck Pi aufweisen (z. B. 100 bar) und Behälter H3 402 einen niedrigen P2 (z. B. 1 bar). Beim Erzeugen von Energie durch die Flüssigkeit über Leitungen 403 und Energieaustauschereinheit 404 sinkt der Druck in Behälter Hi (z. B. auf ca. 50 bar) und steigt in Behälter H 3 an (z. B. auf ca. 2 bar). Dies erleichtert gegenüber teilweise offenen Systemen auf der Niederdruckseite die Verwendung von brennbaren Gasen, da das Eindringen von Luft so minimiert wird und sich im Behälter kein explosives Gemisch bilden kann. Des weiteren kann das Gas immer auch durch eine elastische Membran bzw. einen Ballon oder ballonähnlichen Behälter von der Flüssigkeit getrennt sein, um z. B. die Eindiffusion von Gas in die Flüssigkeit und damit Druckverluste zu minimieren. Dann sind die Einheiten 105, 205, 305, 315 und 405 viel kleiner auslegbar bzw. verzichtbar.
Prinzipiell muss bei allen Ausführungen auch eine Kompressionseinheit für Gas hinzugefügt werden um entweder Luft oder das brennbare Gas in die Behälter zu pumpen. Da dies in sehr vielen unterschiedlichen Ausführungen möglich ist (Nutzung der Einheiten 105, 205, 305, 315 und 405 oder von zusätzlichen Pumpen am Gasstrang, am Flüssigkeitsstrang, Gasverdichtung mit dem Pumpen des Wassers durch Einblasen eines Gases etc.) wurde hier im Detail auf diese Einheit in den Zeichnungen verzichtet. Die Speicher können unterirdisch, oberirdisch, in oder zum Teil in einem Gewässer oder auch nur teilweise unter Grund realisiert werden.
Zu weiteren Details der möglichen Ausfuhrungen der Pumpspeicher wird hier auf den in der DE 102011 106040.9 offenbarten Inhalt verwiesen.
Die genannten Beispiele sind nur einige einer Vielzahl von Ausführungsmöglichkeiten und können meist auch miteinander kombiniert werden. So sind die Anzahl und Art der Energieerzeuger und Pumpen vielfältig, genauso wie die Anzahl der Behältnisse und Reservoirs und deren Platzierung. Auch können Flüssigkeits- und Gasgemische anstatt reiner Flüssigkeiten und Gase eingesetzt werden. Wesentlich ist, dass neben der Pumpspeichereinheit mit dem den Flüssigkeitsdruck erzeugenden Gas letzteres als zusätzlicher Energieträger verwendet wird. Sei es durch reine (adiabatische oder isotherme) Expansion oder durch Verbrennung bzw. mit einer Brennstoffzelle oder durch Kombination von allen Erzeugungsformen. Auch kann der Strom bzw. die Energie zum Laden der Speicher aus beliebigen Quellen, d. h. auch anderen als den genannten Quellen stammen.

Claims

Patentansprüche
1. Energiespeicherkraftwerk gekennzeichnet durch mindestens zwei kombinierte Energiespeicher basierend auf
a. ) einem hydraulischen Energiespeicher bestehend aus einer Pumpspeichereinheit mit einer Flüssigkeit unter einem Gasdruck oberhalb Atmosphärendrucks in einem mindestens auf der Druckseite gasdichten System
und mit
b. ) mindestens 10 % des Druckgases des Gesamtsystems bestehend aus einem brennbaren oder durch chemische Reaktion zur Energiegewinnung nutzbarem Gas mit einem
Gasdruck oberhalb Atmosphärendrucks über der Flüssigkeit des Pumpspeichers und/oder
c. ) der Erzeugung von Energie durch Entspannung des unter Druck gespeicherten Gases.
2. Energiespeicherkraftwerk nach Anspruch 1 gekennzeichnet durch den Einsatz von Wasser als flüssiges Medium.
3. Energiespeicherkraftwerk nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche
gekennzeichnet durch den Einsatz von Wasserstoff, als gasförmiges energiespeicherndes brennbares Medium.
4. Energiespeicherkraftwerk nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche
gekennzeichnet durch den volumenmäßigen Einsatz von 2/3 Wasserstoff und 1/3 Sauerstoff in getrennten Behältnissen des Speichers, als gasförmige Medien.
5. Energiespeicherkraftwerk nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche
gekennzeichnet durch die Umsetzung der im Gas gespeicherten chemischen Energie durch Verbrennung.
6. Energiespeicherkraftwerk nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche gekennzeichnet durch die Umsetzung der im Gas gespeicherten chemischen Energie durch eine Brennstoffzelle.
7. Energiespeicherkraftwerk nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche
gekennzeichnet durch die Speicherung der bei der Umsetzung der im Gas gespeicherten chemischen Energie freiwerdenden Wärme in der Flüssigkeit des Speichers.
8. Energiespeicherkraftwerk nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche
gekennzeichnet durch die Nutzung der bei der Umsetzung der im Gas gespeicherten chemischen Energie freiwerdenden Wärme zur Beheizung oder für Industrieprozesse.
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