[go: up one dir, main page]

WO2016131920A1 - Dampfkraftwerk und verfahren zu dessen betrieb - Google Patents

Dampfkraftwerk und verfahren zu dessen betrieb Download PDF

Info

Publication number
WO2016131920A1
WO2016131920A1 PCT/EP2016/053457 EP2016053457W WO2016131920A1 WO 2016131920 A1 WO2016131920 A1 WO 2016131920A1 EP 2016053457 W EP2016053457 W EP 2016053457W WO 2016131920 A1 WO2016131920 A1 WO 2016131920A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
steam
air
power plant
water
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.)
Ceased
Application number
PCT/EP2016/053457
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Christian Bergins
Torsten Buddenberg
Brian Stöver
Sven HÄRTEL
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.)
Mitsubishi Power Europe GmbH
Original Assignee
Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH
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 Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH filed Critical Mitsubishi Hitachi Power Systems Europe GmbH
Publication of WO2016131920A1 publication Critical patent/WO2016131920A1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K11/00—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/08—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with working fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle

Definitions

  • the invention is directed to a steam power plant comprising a fired steam generator with connected water / steam circuit having a turbo set with at least one low-pressure steam turbine and at least one high-pressure steam turbine and a feedwater preheating comprising a feedwater tank with degasser, and comprising a thermally in the water / steam circuit integrated liquid air storage power plant apparatus, an air liquefaction device "has a liquid air storage device and an energy harvesting device, or compressed air energy storage device having an air compressing device, a compressed air storage device and an energy recovery apparatus, wherein the energy recovery device comprises at least one of from the liquid air storage power station apparatus or
  • Compressed air storage power plant device has air-fed expansion turbine with attached generator
  • LAES Liquid Air Energy Storage
  • the liquid air is pumped to a higher pressure level and then vaporized.
  • the pressurized gaseous air is heated up and drives highly efficient turbomachinery for power generation, and LAES can be up to
  • a particular advantage over other methods is that LAES has no special geological requirements for the site, which avoids complicated and lengthy approval procedures, and the possibility of relatively short construction and lead times a quick implementation opened.
  • the necessary components are well developed Unitary processes that have been used in the process and power industry for decades. To adapt them to a LAES system, only minor changes are necessary.
  • the plant When integrated into an existing power plant or industrial site, the required grid and gas infrastructure would already be available.
  • the plant can also be operated as a back-up gas power plant without energy storage and with an efficiency of more than 40%.
  • the calculated storage efficiency is, depending on some process parameters, at values of over 70% and thus in the vicinity of the efficiencies for pumped storage power plants.
  • the storage efficiency of the process can be further increased if industrial waste heat (from surrounding power plants) and / or industrial refrigeration (eg LNG terminal) is available.
  • a steam power plant of the type described in more detail is known from US 4,347,706.
  • This document discloses a steam power plant with a connected conventional water / steam cycle, in which a turbo set comprising several turbines is arranged, by means of which a generator is driven to generate electricity. It is also known from this document to compress air and store it in a suitable store.
  • CAES Compressed Air Energy Storage
  • the compressors required for air compression are driven by the turboset while the heat produced during the compression is transferred into the steam / steam cycle of the steam power plant.
  • energy generated in the compressed air is thus stored by the steam power plant having a coal-fired steam generator.
  • the compressed air present in the air reservoir is expanded by expansion turbines, namely a high pressure air turbine and a low pressure air turbine, the shaft of which also drives a generator to generate power.
  • expansion turbines namely a high pressure air turbine and a low pressure air turbine
  • this is supplied from the water / steam cycle of the steam power plant heat energy.
  • This CAES and LAES technique can be used to make steam power plants, in particular large power plants, more flexible by storing electrical or mechanical energy in compressed or liquid air generated by the water / steam cycle of the steam power plant during periods of low power take-off in the context of an air energy injection cycle becomes. In times of increased grid-side power demand, the energy stored in this way can then be made available to the network as part of an air energy storage cycle.
  • the invention is therefore based on the object to provide a solution that allows an improved integration of a pressure and / or liquid air energy storage in a steam power plant.
  • the steam power plant is operable at minimum load operation in a Lucaserergieein arrivedungszyklus or Heilerergieein appointedungsmodus in which the air compressor or the air liquefaction device in water / feedwater / condensate ' leading line connection with the water / steam
  • the steam power plant is operable at full load operation in an air energy recovery storage or air energy storage mode in which the energy recovery device converts into air heating energy from there injecting line communication with the feedwater preheat and / or turbo set and / or the hot and / or the cold reheat and / or live steam of the water / steam cycle of the Steam power plant as well as in water / feed water / condensate recirculating line connection with the water / steam cycle is.
  • this object is achieved in that it is operable at minimum load operation in a Lucaserergieein absolutelyungszyklus or Heilerergieein immediatelyungsmodus, during which the Heilkomprimiervorplatz or the air liquefaction device in water / feedwater / condensate leading line connection with the water / steam cycle and wherein the steam heat plant is operable at full load operation in an air energy recovery cycle or air energy storage mode, during which air heating energy required in the energy recovery device results from the feedwater preheat and / or the turbo set and / or from the hot and / or cold reheat and / or it is decoupled as live steam of the water / steam cycle of the steam power plant and coupled into the energy recovery device, the energy recovery device in water / feedwater / condensate is recirculating line connection with the water / steam cycle.
  • the invention provides a particularly advantageous and energy-efficient integration of compressed air and / or liquid-air energy storage into one
  • the load is lowered to, for example, 13% partial load.
  • the feedwater preheating comprises a low-pressure feed water preheating and the compression heat auskoppelnde line connection to the region of the low-pressure feedwater preheating exists. It is also advantageous if the compression heat decoupling line connection comprises at least one heat exchanger, which causes the compression heat extraction.
  • the feedwater preheating comprises a high-pressure feedwater preheating and the air-heating energy injecting line connection to the region of the high-pressure feedwater preheating and / or the low-pressure feedwater preheating exists.
  • the air heating energy coupling-in line connection comprises at least one heat exchanger, which causes the Beerer stiirmungsenergie- coupling.
  • the invention further provides that the energy recovery device in a fed in the Lucaser stiirmungsenergieeinkopplung from the water / steam cycle resulting condensate in the flow direction of the feedwater in the water / steam cycle before a high-pressure feedwater in the feedwater, in particular in the field of Nttigspeisewasservorierrmung, recirculating line connection with the water / steam cycle is.
  • Another advantage is a power plant with the liquid-air storage power plant, which includes the air liquefaction device, which is preferably activated in the minimum load operation of the steam power plant and the resulting in the air liquefaction heat in the preheating or the feedwater preheating the water / steam cycle of the steam power plant, preferably in the low-pressure preheating or a low-pressure feedwater preheating, wherein the injection of bleed steam from the turbo-set of the water / steam cycle into the feedwater pre-heating is correspondingly reduced, and the power consumption of the air liquefaction minimizes the load of the steam power plant below the design value lowers, wherein the liquid storage power plant device further comprises the liquid air storage device and the energy recovery device, by means of which at high load demand of the power plant in a storage tank of the liquid storage device stored liquid air evaporated and preheated or fully heated by steam or steam from the steam / live steam originating steam or fully heated and then in a Air expander or one or more expansion turbines with connected and additional power
  • the efficiency of power generation of this power plant can be increased.
  • the maximum power output of the power plant can be increased by relaxing the compressed air or liquid air stored in the compressed air storage power plant device, thereby driving a generator to generate energy while generating additional power.
  • the steam power plant has an additional heat source, preferably a ballast gas turbine, which heats the air supplied to the expansion turbine or fans or the air expander.
  • the invention provides in a further embodiment, that the compressed air storage device or liquid storage device comprises a liquid air or compressed air storage that stores required compressed or liquid air for a Aussticherzeit from 2h to 12h, preferably 3h to 6h.
  • the compressed air storage device and the air compression device and / or air liquefaction device are dimensioned with regard to their air storage capacity and air compression capacity or air liquefaction capacity such that air storage times of 4h to 48h, preferably 6h to 38h, are feasible.
  • the method according to the invention is characterized in that the resulting heat of compression is coupled into the region of the low-pressure feedwater preheating of the feedwater preheating of the water / steam cycle of the steam power plant. Furthermore, the invention provides that the required air heating energy, preferably in the form of steam, from the range of high-pressure feedwater pre-heating and / or the range of low-pressure feedwater preheating the feedwater preheating of the water / steam cycle and / or from live steam and / or steam of the hot and / or cold reheat is disconnected.
  • the energy from the stored compressed air or liquid air can be done in several steps, which is why the invention is characterized in a further characterized in that the supplied during an Heilenergieaus arrivedungszyklus or Heilenergieaus appointedungsmodus in the energy recovery device from a compressed air storage or liquid storage air to be heated in several steps by means of the water / Steam cycle of the steam power plant tapped low pressure steam and / or high pressure steam gradually, is heated.
  • the air can be heated to a temperature of up to 600 ° C, so that a further advantageous embodiment of the invention is that the during a Beererergieaussusstungszykius or Heilerergieaus Eat mode of a the compressed air or liquid air storage, heated air to be heated in the energy recovery device in particular by means of a plurality of heat exchangers to temperatures between 200 and 800 ° C, preferably between 250 and 550 ° C, heated.
  • the invention provides in an embodiment that during a Heilerergieaus arrivedungszyklus or Heileergieaus- storage mode of the energy recovery device of the at least one expansion turbine or the expander from / the compressed air or liquid air reservoir supplied air at a pressure between 10 and 100 bar, preferably between 30 and 70 bar, is supplied.
  • Liquid air storage power plant or the compressed air storage power plant and the water / steam cycle of the power plant according to another embodiment of the invention is that during a Heilerergieaus startedungszyklus or Heilerergieaus arrivedungsmodus in the energy recovery device in the Beerer stiirs, especially in heat exchangers, resulting from steam fed condensate in the feed water flow direction in front of a high-pressure feedwater pump is fed back into the feedwater pre-heating, in particular into the area of the low-pressure feedwater pre-heating, of the water / steam cycle.
  • Fig. 1 shows schematically an embodiment of an inventive
  • FIG. 2 is a schematic representation of an achievable with the power plant of FIG. 1
  • Lufterergieein arrivedungs Kunststoff
  • FIG. 3 is a schematic representation of a realizable with the power plant of Fig. 1 Heilenergyaus arrivedungsSullivan and in Fig. 4 shows a with a second embodiment of an inventive
  • Fig. 1 shows a total of 1 designated steam power plant, which is, for example, a coal-fired power plant comprising a coal fired 2 steam generator 3 with connected water / steam cycle.
  • a high-pressure turbine 4 a medium-pressure turbine 5 and a low-pressure turbine 6 are integrated, which are acted upon by the steam generated by the steam generator 3 and drive a generator 7 to generate electricity, in a conventional manner
  • Steam from the low-pressure turbine 8 a low-pressure feed water preheating 8 fed, which is part of the feedwater 10 of the water / steam cycle of the steam power plant 1 together with a feedwater tank with degasser 9.
  • Part of the feedwater preheating 10 is also a high-pressure feedwater heating 1 1, wherein between the feedwater tank with degasser 3 and the high-pressure feedwater preheating 11, a high-pressure pump 12 is arranged.
  • the steam power plant 1 comprises a total of 13 designated liquid air storage power plant device or compressed air storage power device 13 or compressed air and / or liquid air energy storage device, which is shown as a dashed rectangle.
  • this liquid-air or compressed-air storage power plant device 13 comprises an air-compression device or air-liquefying device 14, which comprises two air compressors 15a, 15b, each with a downstream heat exchanger 16a, 16b. Basically, it is a multi-stage intercooled air compression and air liquefaction, which may include more than the illustrated two stages (15a, 15b).
  • the liquid-air or compressed-air storage power device 13 comprises a liquid-air storage device 27, which comprises a liquid-air storage tank 17 and a cold storage 18.
  • the liquid air or compressed air storage power plant device 13 also has a Energy itungsvor- direction 13, the two in the air energy reuse storage cycle or
  • Each associated with an air compressor 15 heat exchangers 16a, 16b are each in a line connection 23a, 23c, 23d or 23b, 23c, 23d to the water / steam cycle of the steam power plant 1, so that they have these lines each water or feed water or condensate from the Water / steam cycle can be fed.
  • the heat of compression arising in the compression of the air in the air liquefaction device 14 is coupled in the heat exchangers 18a, 16b into the water supplied via the lines or the line connection 23a, 23c, 23d or 23b, 23c, 23d, which is then heated and via a line connection 24 is returned to the water / steam cycle.
  • the heat of compression is thus decoupled there.
  • the return of the heat exchangers 16a, 16b supplied water in the water / steam cycle takes place in the embodiment between the low-pressure feedwater pre-heating 8 and the feedwater tank with degasser 9. It is also the return in the flow direction of the water / steam cycle behind the feedwater tank with degasser 9, but before the high-pressure pump 12, possible, which is shown by the dashed line 24a.
  • the heat exchangers 22a, 22b of the energy harvesting device 13 are in line communication with the high-pressure feedwater preheating 11 of the feedwater preheating 10, from which the heat exchangers 22a, 22b can be fed by means of a line connection 25 (bleed) steam during the Beereergieaus- storage cycle or Heilsergieaus arrivedungsmodus the steam power plant 1.
  • a line connection 25 bleed
  • the heat exchangers 22a, 22b are supplied with air heating energy, which is decoupled from the water / steam circuit and coupled into the heat exchangers 22a, 22b in the cold air flow supplied to the expansion turbines 20a, 20b, which is supplied from the liquid air storage tank 17.
  • the in the heat exchangers 22a, 22b cooled or condensed vapor is then recycled as condensate into the water / steam cycle by means of a respective line connection 26a, 26c, 26d or 26b, 26c, 26d.
  • a respective line connection 26a, 26c, 26d or 26b, 26c, 26d is then recycled as condensate into the water / steam cycle by means of a respective line connection 26a, 26c, 26d or 26b, 26c, 26d.
  • the confluence takes place in the flow direction of the water / steam cycle before the low-pressure feedwater preheating 8.
  • Fig. 2 shows the interaction between the water / steam cycle of the steam power plant 1 1 and the liquid air or compressed air storage power device 13 when performing a Heilerergieein Grandekius or Heilerergieein Grandeungsmodus, in which power generated by the generator 7 in the power plant 1 is used » to compress air supplied by the air compressor 15a, 15b to liquefaction.
  • this air-energy storage cycle or air-energy storage mode the steam supply from the low-pressure turbine 6 to the low-pressure feedwater preheating 8 is suppressed and / or bypassed.
  • the cooler medium (water / feedwater / condensate) leaving the respective heat exchanger 22a, 22b is then moved into the water by means of the respective line connection 26a, 26c, 26d or 28b, 26c, 26d upstream of the low-pressure feedwater heating 8 in the direction of flow of the water / steam cycle. Steam cycle recycled.
  • the low pressure feed water heating 8 is supplied with bleed steam from the low pressure turbine 6 in a conventional manner.
  • the maximum load of the steam power plant can be increased by at least 10%.
  • a modified embodiment of the process control in an air energy storage cycle or air energy storage mode shown in FIG. 4. differs from that of FIG. 3 only in that only one expansion turbine 20 with upstream heat exchanger 22 is present.
  • the maximum power of the steam power plant 1 can also be increased by at least 10%.
  • the air supplied from the storage tank and liquid air or compressed air reservoir 17 is heated to temperatures between 200 and 600 ° C, preferably between 250 and 550 ° C.
  • the size of the Fiüssig Kunststoff- or compressed air storage 17 and the performance (ability) of the air compressor and / or air liquefaction device 14 are for a storage time of 4 hours to 48 hours, preferably from 6 hours to 36 hours, dimensioned / designed to the operation of the steam power plant. 1 both during the low load period, usually on a weekend, as well as in the daily storage mode to enable at night.
  • the liquid air or compressed air reservoir 1 is also dimensioned such that liquid air is to be stored in it in an amount which, for a Aus headingzeit, ie a Period of Guterergieaus arrivedungszyklus or Heilerergieaubeg- tioning mode of 2 to 12 hours, preferably 3 to 6 hours, is sufficient.
  • the cold storage 18 comprises a cold storage in the form of liquids or solids, by means of which in a cold storage device 18a from the air liquefaction device 14 supplied air can be additionally cooled. Furthermore, the cold storage device 18 comprises a cold storage unit 18b, by means of which during the evaporation / heating of the air supplied from the liquid air storage 17 accumulating cold is ein arrivedbar.
  • LAES Liquid Air Energy Storage
  • Steam power plant 1 offers the possibility to provide storage capacity and at the same time to achieve a more flexible operation of the steam power plant. By reducing the possible yinimallast and increasing the maximum load of the composite system of steam power plant and liquid air energy storage can be better respond to fluctuations in the power grid.
  • the steam power plant 1 is operated in yinimallast.
  • the power output of the compound system is now lowered by having the LAES system in injection mode (air energy injection cycle or air energy injection mode).
  • the concept for the integration of an LAES system in a steam power plant 1 and for the integration of the Ein Grandefracs in the water / steam cycle of the steam power plant 1 is shown in Figs. 1 and 2.
  • the air compression required for liquefying the air consumes electrical energy that can be subtracted from the power generation of the steam power plant 1 in an energy balance of the composite system.
  • the resulting in the intercooling of the air compression in the heat exchangers 16a, 16b of the air liquefaction device 14 heat, which is present at a temperature level of up to about 130 ° C by recycling the cooling medium by means of the line connection 24 completely in the water / steam cycle of the steam power plant 1 returned and integrated.
  • the steam power plant i is operated at 100% load (full load).
  • the LAES system is in the discharge mode (air energy storage cycle or air energy storage mode). Exemplary embodiments of the combination of the two processes are shown schematically in FIGS. 1 and 3 and 4. For heating the high-pressure air taken from the liquid air reservoir 17 and evaporated in the cold storage unit 18b prior to expansion in the expansion turbine 20b or the expansion turbines 20a, 20b (in a multi-stage expansion), heat is expelled Water / steam cycle of the steam power plant 1 taken.
  • the air is first preheated by means of steam from the taps of the low-pressure steam turbine 6 at a low temperature level and then with steam from taps of the medium and / or high-pressure steam turbine 5, 4, by live steam or steam of the hot or cold reheat up on high temperatures is heated.
  • the heat extracted from the water / steam cycle helps to convert the energy of the high pressure air taken from the liquid air reservoir 17 into mechanical or electrical power, so that the net power production can be increased disproportionately.
  • the steam output of the steam generator 3 can be increased without the maximum permissible upper operating limit of the steam turbine 4, 5, 6 and the generator. 7 is exceeded.
  • the conversion efficiency of additionally used fuel 2 (to increase steam power) to electrical energy generated by the LAES system is between 65 and 100%.
  • the maximum load of the composite system can be! be increased to about 1 17% of the rated power of the steam power process.
  • the net efficiency of the composite system can be increased to, for example, about 50%. This represents a considerable improvement in efficiency compared with a standard value of 46% for modern coal-fired power plants.
  • the thermal engineering Verschaitung can equally with a compressed air storage, ie a CAES (Compressed Air Energy Storage) system, realize with the same advantages.
  • a CAES Compressed Air Energy Storage
  • the liquid air reservoir is designed as a compressed air reservoir.

Landscapes

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

Abstract

Bei einem Dampfkraftwerk (1) umfassend einen befeuerten Dampferzeuger (3) mit angeschlossenem Wasser/Dampfkreislauf, der einen Turbosatz mit mindestens einer Niederdruckdampfturbine (6) und mindestens einer Hochdruckdampfturbine (4) sowie eine Speisewasservorwärmung (10), die einen Speisewasserbehälter mit Entgaser (3) umfasst, aufweist, und umfassend eine wärmetechnisch in den Wasser/Dampfkreislauf integrierte Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung- oder Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung (13), die eine Luftkomprimiervorrichtung und/oder Luftverflüssigungsvorrichtung (14), eine Druckluftspeichervorrichtung und/oder Flüssigluftspeichervorrichtung (27) und eine Energiegewinnungsvorrichtung (19), die mindestens eine aus der Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung oder Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung (13) luftgespeiste Expansionsturbine (20a, 20b) mit angeschlossenem Generator (21) aufweist, soll eine Lösung geschaffen werden, die eine verbesserte Einbindung einer Druck- und/oder Flüssigluftenergieeinspeicherung in ein Dampfkraftwerk ermöglicht. Dies wird dadurch erreicht, dass das Dampfkraftwerk (1) bei Minimallastbetrieb in einem Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus betreibbar ist, in welchem die Luftkomprimiervorrichtung oder die Luftverflüssigungsvorrichtung (14) in Wasser/Speisewasser/Kondensat führender Leitungsverbindung (23a - 23d) mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf sowie in Kompressionswärme dorthin auskoppelnder Leitungsverbindung (24, 24a) mit der Speisewasservorwärmung (10) des Wasser/Dampf-Kreislaufs steht, und dass das Dampfkraftwerk (1) bei Volllastbetrieb in einem Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus betreibbar ist, in welchem die Energiegewinnungsvorrichtung (19) in Lufterwärmungsenergie von dort einkoppelnder Leitungsverbindung (25) mit der Speisewasservorwärmung (10) und/oder dem Turbosatz (4, 5, 6) und/oder der heißen und/oder der kalten Zwischenüberhitzung und/oder mit Frischdampf des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerks (1) sowie in Wasser/Speisewasser/Kondensat rückführender Leitungsverbindung (26a - 26d) mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht.

Description

Dampfkraftwerk und Verfahren zu dessen Betrieb
Die Erfindung richtet sich auf ein Dampfkraftwerk umfassend einen befeuerten Dampferzeuger mit angeschlossenem Wasser/Dampf-Kreislauf, der einen Turbosatz mit mindestens einer Niederdruckdampfturbine und mindestens einer Hochdruckdampfturbine sowie eine Speisewasservorwärrnung, die einen Speisewasserbehälter mit Entgaser umfasst, aufweist, und umfassend eine wärmetechnisch in den Wasser/Dampf-Kreislauf integrierte Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung, die eine Luftverflüssigungsvorrichtung» eine Flüssigluftspeichervorrichtung und eine Energiegewinnungsvorrichtung aufweist, oder Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung, die eine Luftkomprimiervorrichtung, eine Druckluftspeichervorrichtung und eine Energiegewinnungsvorrichtung aufweist, wobei die Energiegewinnungsvorrichtung mindestens eine aus der Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung oder der
Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung luftgespeiste Expansionsturbine mit angeschlossenem Generator aufweist
Weiterhin richtet sich die Erfindung auf ein Verfahren zum Betrieb eines solchen Dampfkraftwerks. Eine der effizientesten Methoden zur Speicherung von Überschuss-Strom ist die so genannte „Liquid Air Energy Storage" (LAES)-Technoiogie. Dabei wird Luft komprimiert und dann soweit abgekühlt bis die zunächst gasförmige Luft in den flüssigen Äggregatzustand übergeht. Anschließend wird die verflüssigte Luft gespeichert. Nimmt der Elektrizitätsbedarf im Stromnetz zu, wird die flüssige Luft mit einer Pumpe auf ein höheres Druckniveau gebracht und dann verdampft. Die unter Druck stehende gasförmige Luft wird aufgeheizt und treibt hocheffiziente Turbomaschinen zur Stromerzeugung an, LAES lässt sich als Speichertechnologie im Bereich bis zu mehreren Gigawattstunden nutzen. Ein besonderer Vorteil gegenüber anderen Verfahren besteht darin, dass LAES keine besonderen geologischen Anforderungen an den Standort hat, wodurch komplizierte und langwierige Genehmigungsverfahren vermieden werden. Außerdem ist mit relativ kurzen Bau- und Vorlaufzeiten zu rechnen, was die Möglichkeit einer schnellen Umsetzung eröffnet. Außerdem sind die notwendigen Komponenten gut entwickelte Einheitsprozesse, die in der Prozess- und Kraftwerksindustrie seit Jahrzehnten eingesetzt werden. Um diese an ein LAES-System anzupassen, sind lediglich geringe Änderungen notwendig. Bei der Integration in einen bereits bestehenden Kraftwerks- oder Industriestandort wäre die erforderliche Netz- und Gasinfrastruktur bereits verfügbar. Die Anlage kann zudem als Back-up-Gaskraftwerk ohne Energiespeicherung und mit einem Wirkungsgrad von mehr als 40 % betrieben werden. Die berechnete Speichereffizienz liegt, abhängig von einigen Prozessparametern, bei Werten von über 70 % und somit in der Nähe der Wirkungsgrade für Pumpspeicherkraftwerke. Zusätzlich lässt sich die Speichereffizienz des Prozesses weiter erhöhen, wenn industrielle Abwärme (von umliegenden Kraftwerken) und / oder industrielle Abkälte (z. B. LNG-Terminal) verfügbar ist.
Ein Dampfkraftwerk der eingangs näher bezeichneten Art ist aus der US 4,347,706 bekannt. Dieses Dokument offenbart ein Dampfkraftwerk mit einem angeschlossenen üblichen Wasser/Dampf-Kreislauf, in welchem ein mehrere Turbinen umfassender Turbosatz angeordnet ist, mittels welchem ein Generator zur Stromerzeugung angetrieben wird. Ebenso ist es aus diesem Dokument bekannt, Luft zu verdichten und in einem geeigneten Speicher zu lagern. Bei dem aus diesem Dokument bekannten CAES (Compressed Air Energy Storage)- Verfahren werden die zur Luftverdichtung benötigten Kompressoren von der Weile des Turbosatzes angetrieben und wird die bei der Kompression entstehende Wärme in den Wasser/Dampf-Kreislauf des Dampfkraftwerkes überführt. In diesem Luftenergieeinspeicherungszyklus wird somit vom Dampfkraftwerk, das einen kohlenbefeuerten Dampferzeuger aufweist, erzeugte Energie in der komprimierten Luft gespeichert. Während eines Luftenergieausspeicherungszyklus wird die im Luftspeicher vorhandene komprimierte Luft über Expansionsturbinen, nämlich eine Hochdruckluftturbine und eine Niederdruckluftturbine, entspannt, deren Welle ebenfalls einen Generator zur Stromerzeugung antreibt. Zur Aufheizung und Erwärmung der aus dem Luftspeicher den Expansionsturbinen zugeführten Luft wird dieser aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf des Dampfkraftwerkes Wärmeenergie zugeführt. Diese CAES- und LAES-Technik kann zur Flexibilisierung von Dampfkraftwerken, hier insbesondere Großkraftwerken, benutzt werden, indem in Zeiten geringer netzseitiger Stromabnahme im Rahmen eines Luftenergieeinspeicherungszyklus mittels des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerkes erzeugte elektrische oder mechanische Energie in komprimierter oder flüssiger Luft gespeichert wird. In Zeiten erhöhter netzseitiger Stromnachfrage kann die derart eingespeicherte Energie dann dem Netz im Rahmen eines Luftenergieausspeicherungszyklus zur Verfügung gestellt werden.
Es besteht daher Bedarf an Lösungen, die eine besonders vorteilhafte Luftenergieeinspeicherung und Luftenergieausspeicherung möglich machen und die sich insbesondere auch in vorteilhafter Weise für eine flexibiiisierte und in Bezug auf den Lastbereich erweiterte Fahrweise eines Dampfkraftwerkes, insbesondere eines Großkraftwerkes, eignen. Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, eine Lösung zu schaffen, die eine verbesserte Einbindung einer Druck- und/oder Flüssigluftenergieeinspeicherung in ein Dampfkraftwerk ermöglicht.
Bei einem Dampfkraftwerk der eingangs näher bezeichneten Art wird diese Aufgabe erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass das Dampfkraftwerk bei Minimallastbetrieb in einem Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus betreibbar ist, in welchem die Luftkomprimiervorrichtung oder die Luftverflüssigungsvorrichtung in Wasser/Speisewasser/Kondensat ' führender Leitungsverbindung mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf sowie in Kompressionswärme dorthin auskoppelnder Leitungsverbindung mit der Speisewasservorwärmung des Wasser/Dampf-Kreislaufs steht, und dass das Dampfkraftwerk bei Volllastbetrieb in einem Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus betreibbar ist, in welchem die Energiegewinnungsvorrichtung in Lufterwärmungsenergie von dort einkoppelnder Leitungsverbindung mit der Speisewasservorwärmung und/oder dem Turbosatz und/oder der heißen und/oder der kalten Zwischenüberhitzung und/oder mit Frischdampf des Wasser/Dampf- Kreislaufs des Dampfkraftwerks sowie in Wasser/Speisewasser/Kondensat rückführender Leitungsverbindung mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht. Bei einem Verfahren der eingangs näher bezeichneten Art wird diese Aufgabe erfindungsgemäß dadurch gelöst, dass es bei Minimallastbetrieb in einem Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus betreibbar ist, während welchem die Luftkomprimiervorrichtung oder die Luftverflüssigungsvorrichtung in Wasser/Speisewasser/Kondensat führender Leitungsverbindung mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht und in der Luftkomprimiervorrichtung oder der Luftverflüssigungsvorrichtung entstehende Kompressionswärme ausgekoppelt und in die Speisewasservorwärmung des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerks eingekoppelt wird, und dass das Dampfkraftwerk bei Volllastbetrieb in einem Luftenergieausspeicherungszykius oder Luftenergieausspeicherungsmodus betreibbar ist, während welchem in der Energiegewinnungsvorrichtung benötigte Lufterwärmungsenergie aus der Speisewasservorwärmung und/oder dem Turbosatz und/oder aus der heißen und/oder kalten Zwischenüberhitzung und/oder als Frischdampf des Wasser/Dampfkreislaufs des Dampfkraftwerks ausgekoppelt und in die Energiegewinnungsvorrichtung eingekoppelt wird, wobei die Energiegewinnungsvorrichtung in Wasser/Speisewasser/Kondensat rückführender Leitungsverbindung mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht. Durch die Erfindung wird eine besonders vorteilhafte und energieeffiziente Einbindung einer Druckluft- und/oder Flüssigluftenergiespeicherung in ein
Dampfkraftwerk, d.h. in ein einen insbesondere fossil, vorzugsweise mit Kohle, befeuerten Dampferzeuger aufweisendes Kraftwerk, bereitgestellt. Dadurch, dass eine wärmetechnische Einbindung der Druckluft- und/oder Flüssigluftenergieeinspeicherung in den Wasser/Dampf-Kreislauf des Dampfkraftwerkes im Bereich der Speisewasservorwärmung - und damit stromabwärts des Turbosatzes und stromaufwärts des Dampferzeugers - erfolgt, lässt sich einerseits die Minimallast des Dampfkraftwerkes auf einen bezogen auf die Generatorleistung des Dampfkraftwerkes Minimallastbereich herunterfahren, der unterhalb dessen liegt, was bei üblichen konventionellen Dampfkraftwerken an Minimallast oder Mindestlast aufrechterhalten werden muss, um die Turbinen des Turbosatzes noch mit für deren Minimallastbereich ausreichendem Dampf zu versorgen. Dadurch, dass erfindungsgemäß beim Betrieb des Dampfkraftwerkes im Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus der Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung oder Druckluft- und/oder Flüssigluftenergie- speicherungsvorrichtung Kondensat oder Speisewasser aus dem Wasser/Dampf- Kreislauf abgezweigt und zur Wärmeeinkopplung von bei der Luftverdichtung oder Luftverflüssigung entstehender Wärme genutzt wird, woraufhin das aufgrund dieses Wärmeeintrages erwärmte Kondensat/Speisewasser in den Wasser/Dampf-Kreislauf und hier insbesondere die Speisewasservorwärmung des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerkes rückgeführt wird, ist es möglich, die Turbinen (zwar) weiterhin mit ihrer Minimallast, die im Lastbereich des Dampfkraftwerkes von ca. 25 % liegt, zu betreiben. Hierbei wird aber aufgrund des für die Luftverdichtung benötigten Energieverbrauches in Bezug auf die Generatorleistung die Last auf beispielsweise 13 % Teillast abgesenkt. Andererseits ist es aufgrund der Erfindung möglich, bei einem Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus die aus dem Speicher austretende kalte verdichtete Luft nach Verdampfung mit Hilfe von aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf zugeführtem Anzapfdampf zu erwärmen, bevor diese Luft dann auf eine Expansionsturbine oder einen Expander geleitet wird, der einen Generator antreibt, der zusätzliche Energie - unabhängig vom Turbosatz des Wasser/Dampf-Kreislaufes - erzeugt, so dass sich die Volllastleistung des Kraftwerkes beispielsweise von 100 % auf 1 17 % erhöhen lässt. Grundsätzlich ist es also möglich, mit einem erfindungsgemäßen Dampfkraftwerk, d. h. insbesondere einem fossil, vorzugsweise mit Kohle, befeuerten Kraftwerksdampferzeuger mit angeschlossenem Turbosatz, durch die bei der Ausspeicherung von gespeicherter Flüssigluft und/oder Druckluft entstehende Energiegewinnung die Gesamtleistung des Kraftwerks bezogen auf die Kesselvolllast auf deutlich über 100 % zu erhöhen. Ebenso ist es bei einem solchen Kraftwerk möglich, bei der Einspeicherung von Flüssigluft und/oder Druckluft die mögliche Teillastabsenkung aufgrund des vorstehend beschriebenen Energieverbrauches für die Luftverdichtung auf weit unter 20 % der Kesselvolllast abzusenken. Vorteilhafte Ausgestaltungen und Weiterbildungen der Erfindung sind Gegenstand der abhängigen Unteransprüche. So ist es gemäß Ausgestaltung der Erfindung zweckmäßig, wenn die Speisewasservorwärmung eine Niederdruckspeisewasservorwärmung umfasst und die Kompressionswärme auskoppelnde Leitungsverbindung zum Bereich der Niederdruckspeisewasservorwärmung besteht. Ebenso ist es vorteilhaft, wenn die Kompressionswärme auskoppelnde Leitungsverbindung mindestens einen Wärmetauscher umfasst, der die Kompressionswärmeauskopplung bewirkt.
Weiterhin besteht eine vorteilhafte Weiterbildung des erfindungsgemäßen Kraftwerkes darin, dass die Speisewasservorwärmung eine Hochdruckspeise- wasservorwärmung umfasst und die Lufterwärmungsenergie einkoppelnde Leitungsverbindung zum Bereich der Hochdruckspeisewasservorwärmung und/oder der Niederdruckspeisewasservorwärmung besteht. Dabei ist es dann weiterhin von Vorteil, wenn die Lufterwärmungsenergie einkoppelnde Leitungsverbindung mindestens einen Wärmetauscher umfasst, der die Lufterwärmungsenergie- einkopplung bewirkt.
In Weiterbildung sieht die Erfindung weiterhin vor, dass die Energiegewinnungsvorrichtung in einer bei der Lufterwärmungsenergieeinkopplung aus aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf zugeführtem Dampf entstehendes Kondensat in Strömungsrichtung des Speisewassers im Wasser/Dampf-Kreislauf vor eine Hochdruckspeisewasserpumpe in die Speisewasservorwärmung, insbesondere in den Bereich der Ntederdruckspeisewasservorwärmung, rückführenden Leitungsverbindung mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht.
Von Vorteil ist weiterhin ein Kraftwerk mit der Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung, welche die Luftverflüssigungsvorrichtung umfasst, die vorzugsweise im Minimallastbetrieb des Dampfkraftwerkes aktiviert ist und die die bei der Luftverflüssigung anfallende Wärme in die Vorwärmstrecke oder die Speisewasservorwärmung des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerks, vorzugsweise in die Niederdruckvorwärmung oder eine Niederdruckspeisewasser- vorwärmung, einspeist, wobei die Einspeicherung von Anzapfdampf aus dem Turbosatz des Wasser/Dampf-Kreislaufs in die Speisewasservorwärmung entsprechend verringert wird, und die durch die Leistungsaufnahme der Luftverflüssigung die Minimallast des Dampfkraftwerkes unter den Auslegungswert absenkt, wobei die Flüssigiuftspeicherkraftwerksvorrichtung weiterhin die Flüssigluftspeichervorrichtung sowie die Energiegewinnungsvorrichtung umfasst, mittels welcher bei hohem Lastbedarf des Kraftwerks in einem Lagertank der Flüssigluftspeichervorrichtung gespeicherte flüssige Luft verdampft und mittels aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf stammendem Anzapfdampf oder Frischdampf vorgewärmt oder voll aufgeheizt und dann in einem Luftexpander oder einer oder mehreren Expansionsturbinen mit angeschlossenem und zusätzlichen Strom erzeugendem Generator der Energiegewinnungsvorrichtung entspannt wird. Dadurch, dass (bei einer Flüssiglufterzeugung oder einer Drucklufterzeugung) anfallende Wärme in die Vorwärmstrecke des Wasser/Dampf-Kreislaufes des Kraftwerkes eingespeist wird, lässt sich der Wirkungsgrad der Stromerzeugung dieses Kraftwerkes erhöhen. Ebenso lässt sich die maximale Leistungsabgabe des Kraftwerkes dadurch erhöhen, dass die in der Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung gespeicherte Druckluft oder Flüssigluft entspannt und dabei ein Generator zur Energiegewinnung unter Erzeugung von zusätzlichem Strom angetrieben wird.
In Bezug auf die Auslegung der Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung ist es gemäß weiterer Ausgestaltung der Erfindung zweckmäßig, wenn die mindestens eine oder mehrere von der Druckluft oder Flüssigluft gespeiste(n) Expansionsturbine(n) mit angeschlossenem Generator oder der Luftexpander mit Generator der Energiegewinnungsvorrichtung eine Größe oder ein Stromerzeugungsvermögen des oder der jeweiligen Generatoren aufweist, die/das 2 % bis 20 %, vorzugsweise 4 % bis 15 %, des elektrischen Stromerzeugungsleistungsvermögens des Dampfkraftwerks entspricht. Von Vorteil kann es auch sein, wenn das Dampfkraftwerk eine zusätzliche Wärmequelle, vorzugsweise eine Vorschaltgasturbine, aufweist, welche die der oder den Expansionsturbine(n) oder dem Luftexpander zugeführte Luft erwärmt.
In Bezug auf die Dimensionierung des Luftspeichers sieht die Erfindung in weiterer Ausgestaltung vor, dass die Druckluftspeichervorrichtung oder Flüssigluftspeichervorrichtung einen Flüssigluft- oder Druckluftspeicher umfasst, der für eine Ausspeicherzeit von 2h bis 12h, vorzugsweise 3h bis 6h, benötigte komprimierte oder flüssige Luft speichert. In Bezug auf die Dimensionierung der Luftkomprimiervorrichtung oder Luftverflüssigungsvorrichtung ist es gemäß weiterer Ausgestaltung der Erfindung hingegen zweckmäßig, wenn die Druckluftspeichervorrichtung oder Flüssigluftspeichervorrichtung und die Luftkomprimiervorrichtung und/oder Luftverflüssigungsvorrichtung bezüglich ihrer Luftspeicherkapazität und ihrer Luftkomprimierungskapazität oder Luftverflüssigungskapazität derart dimensioniert sind, dass Lufteinspeicherzeiten von 4h bis 48h, vorzugsweise 6h bis 38h, realisierbar sind. Das erfindungsgemäße Verfahren zeichnet sich in Ausgestaltung dadurch aus, dass die entstehende Kompressionswärme in den Bereich der Niederdruckspeise- wasservorwärmung der Speisewasservorwärmung des Wasser/Dampf-Kreislaufes des Dampfkraftwerks eingekoppelt wird. Weiterhin sieht die Erfindung vor, dass die benötigte Lufterwärmungsenergie, vorzugsweise in Form von Dampf, aus dem Bereich der Hochdruckspeisewasservorwärmung und/oder dem Bereich der Niederdruckspeisewasservorwärmung der Speisewasservorwärmung des Wasser/Dampf-Kreislaufs und/oder aus Frischdampf und/oder aus Dampf der heißen und/oder kalten Zwischenüberhitzung ausgekoppelt wird.
Die Energiegewinnung aus der gespeicherten Druckluft oder Flüssigluft kann in mehreren Schritten erfolgen, weshalb sich die Erfindung in Weiterbildung auch dadurch auszeichnet, dass die während eines Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus in der Energiegewinnungsvorrichtung aus einem Druckluftspeicher oder Flüssigluftspeicher zugeführte, aufzuheizende Luft in mehreren Schritten mittels aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf des Dampfkraftwerks abgezapften Niederdruckdampfs und/oder Hochdruckdampfs schrittweise, erwärmt wird.
Hierbei lässt sich die Luft auf eine Temperatur von bis zu 600 °C erwärmen, so dass eine weitere vorteilhafte Ausgestaltung der Erfindung darin besteht, dass die während eines Luftenergieausspeicherungszykius oder Luftenergieausspeicherungs- modus aus einem dem Druckluft- oder Flüssigluftspeicher zugeführte, aufzuheizende Luft in der Energiegewinnungsvorrichtung insbesondere mittels mehrerer Wärmetauscher auf Temperaturen zwischen 200 und 800 °C, vorzugsweise zwischen 250 und 550 °C, aufgeheizt wird. Bezüglich der einzustellenden Druckbereiche sieht die Erfindung in Ausgestaltung vor, dass während eines Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieaus- speicherungsmodus der Energiegewinnungsvorrichtung der mindestens einen Expansionsturbine oder dem Expander aus einem/dem Druckluft- oder Flüssigluftspeicher zugeführte Luft mit einem Druck zwischen 10 und 100 bar, vorzugsweise zwischen 30 und 70 bar, zugeführt wird.
Eine weitere vorteilhafte Verbindung zwischen der
Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung oder der Druckluftspeicherkraftwerks- vorrichtung und dem Wasser/Dampf-Kreislauf des Kraftwerkes besteht gemäß weiterer Ausgestaltung der Erfindung darin, dass während eines Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus in der Energiegewinnungsvorrichtung bei der Lufterwärmungsenergieeinkopplung, insbesondere in Wärmetauschern, aus zugeführtem Dampf entstehendes Kondensat in Speisewasserströmungsrichtung vor einer Hochdruckspeisewasserpumpe in die Speisewasservorwärmung insbesondere in den Bereich der Niederdruckspeise- wasservorwärmung, des Wasser/Dampf-Kreislaufs rückgeführt wird.
Die Erfindung ist nachstehend anhand einer Zeichnung beispielhaft näher erläutert. Diese zeigt in
Fig. 1 schematisch ein Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen
Dampfkraftwerkes,
Fig. 2 in schematischer Darstellung einen mit dem Kraftwerk nach Fig. 1 realisierbaren Luftenergieeinspeicherungszustand,
Fig. 3 in schematischer Darstellung einen mit dem Kraftwerk nach Fig. 1 realisierbaren Luftenergieausspeicherungszustand und in Fig. 4 einen mit einem zweiten Ausführungsbeispiel eines erfindungsgemäßen
Dampfkraftwerkes realisierbaren Luftenergieausspeicherungszustand
Die Fig. 1 zeigt ein insgesamt mit 1 bezeichnetes Dampfkraftwerk, bei dem es sich beispielsweise um ein Kohlekraftwerk handelt, das einen mit Kohle 2 befeuerten Dampferzeuger 3 mit angeschlossenem Wasser/Dampf-Kreislauf umfasst. In den auf übliche Art und Weise ausgebildeten und konventionellen Wasser/Dampf-Kreisiauf sind eine Hochdruckturbine 4, eine Mitteldruckturbine 5 und eine Niederdruckturbine 6 integriert, die mit vom Dampferzeuger 3 erzeugtem Dampf beaufschlagt werden und einen Generator 7 zur Stromerzeugung antreiben, in üblicher Weise wird Dampf aus der Niederdruckturbine 8 einer Niederdruckspeisewasservorwärmung 8 zugeführt, die zusammen mit einem Speisewasserbehälter mit Entgaser 9 Bestandteil der Speisewasservorwärmung 10 des Wasser/Dampf-Kreislaufes des Dampfkraftwerkes 1 ist. Bestandteil der Speisewasservorwärmung 10 ist auch eine Hochdruckspeisewassererwärmung 1 1 , wobei zwischen dem Speisewasserbehälter mit Entgaser 3 und der Hochdruckspeisewasservorwärmung 11 eine Hochdruckpumpe 12 angeordnet ist.
Weiterhin umfasst das Dampfkraftwerk 1 eine insgesamt mit 13 bezeichnete Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung oder Druckiuftspeicherkraftwerksvorrichtung 13 oder Druckluft- und/oder Flüssigluftenergiespeicherungsvorrichtung, die als gestrichelt gezeichnetes Rechteck dargestellt ist. Diese Flüssigluft- oder Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung 13 umfasst im Ausführungsbeispiel eine Luftkomprimiervorrichtung oder Luftverflüssigungsvorrichtung 14, die zwei Luftverdichter 15a, 15b mit jeweils einem nachgeschalteten Wärmetauscher 16a, 16b umfasst. Grundsätzlich handelt es sich um eine mehrstufige zwischengekühlte Luftverdichtung und Luftverflüssigung, die auch mehr als die dargestellten zwei Stufen (15a, 15b) umfassen kann. Weiterhin umfasst die Flüssigluft- oder Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung 13 eine Flüssigluftspeichervorrichtung 27, die einen Flüssigluftspeichertank 17 und einen Kältespeicher 18 umfasst. Für die Ausspeicherung der in der Flüssigluft- oder Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung 13 in der flüssigen Luft gespeicherten Energie weist die Flüssigluft- oder Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung 13 zudem eine Energiegewinnungsvor- richtung 13 auf, die zwei im Luftenergieausspeicherungszyklus oder
Luftenergieausspeicherungsmodus des Dampfkraftwerkes 1 von der Flüssigluft gespeiste Expansionsturbinen 20a, 20b mit angeschlossenem Generator 21 sowie jeweils einen einer jeweiligen Expansionsturbine 20a, 20b vorgeschalteten Wärmetauscher 22a, 22b umfasst.
Die jeweils einem Luftverdichter 15 zugeordneten Wärmetauscher 16a, 16b stehen jeweils in einer Leitungsverbindung 23a, 23c, 23d oder 23b, 23c, 23d zum Wasser/Dampf-Kreislauf des Dampfkraftwerkes 1 , so dass ihnen über diese Leitungen jeweils Wasser oder Speisewasser oder Kondensat aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf zuführbar ist. Die bei der Verdichtung der Luft in der Luftverflüssigungsvorrichtung 14 entstehende Kompressionswärme wird in den Wärmetauschern 18a, 16b in das über die Leitungen oder die Leitungsverbindung 23a, 23c, 23d oder 23b, 23c, 23d zugeführte Wasser eingekoppelt, welches daraufhin erwärmt und über eine Leitungsverbindung 24 in den Wasser/Dampf- Kreislauf rückgeführt wird. Die Kompressionswärme wird somit dorthin ausgekoppelt. Die Rückführung des den Wärmetauschern 16a, 16b zugeführten Wassers in den Wasser/Dampf-Kreislauf erfolgt im Ausführungsbeispiel zwischen der Niederdruckspeisewasservorwärmung 8 und dem Speisewasserbehälter mit Entgaser 9. Es ist aber auch die Rückführung in Strömungsrichtung des Wasser/Dampf-Kreislaufs hinter dem Speisewasserbehälter mit Entgaser 9, aber noch vor der Hochdruckpumpe 12, möglich, was durch die gestrichelte Linie 24a dargestellt ist.
Die Wärmetauscher 22a, 22b der Energiegewinnungsvorrichtung 13 stehen in Leitungsverbindung mit der Hochdruckspeisewasservorwärmung 1 1 der Speisewasservorwärmung 10, von welcher den Wärmetauschern 22a, 22b mittels einer Leitungsverbindung 25 (Anzapf-)Dampf während des Luftenergieaus- speicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus des Dampfkraftwerkes 1 zuführbar ist. Mittels der Leitungsverbindung 25 wird den Wärmetauschern 22a, 22b Lufterwärmungsenergie zugeführt, die aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf ausgekoppelt und in den Wärmetauschern 22a, 22b in den den Expansionsturbinen 20a, 20b zugeführten kalten Luftstrom eingekoppelt wird, welcher aus dem Flüssigluftspeichertank 17 zugeführt wird. Der in den Wärmetauschern 22a, 22b erkaltete oder kondensierte Dampf wird dann als Kondensat mittels einer jeweiligen Leitungsverbindung 26a, 26c, 26d oder 26b, 26c, 26d in den Wasser/Dampfkreislauf rückgeführt. Hierbei ist im Ausführungsbeispiel das letzte Teilstück vor Einmündung in den Wasser/Dampfkreislauf auch gleichzeitig Bestandteil der Leitungsverbindung 23d. Die Einmündung erfolgt in Strömungsrichtung des Wasser/Dampf-Kreislaufes vor der Niederdruckspeisewasservorwärmung 8.
Die Fig. 2 zeigt das Zusammenwirken zwischen dem Wasser/Dampf-Kreislauf des Dampfkraftwerkes 1 1 und der Flüssigluft- oder Druckluftspeicherkraftwerks- vorrichtung 13 bei der Durchführung eines Luftenergieeinspeicherungszykius oder Luftenergieeinspeicherungsmodus, bei welchem im Kraftwerk 1 mittels des Generators 7 erzeugter Strom genutzt wird» um mittels der Luftverdichter 15a, 15b zugeführte Luft bis zur Verflüssigung zu komprimieren. In diesem Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus wird die Dampfzuführung von der Niederdruckturbine 6 zur Niederdruckspeisewasser- vorwärmung 8 unterdrückt und/oder überbrückt. Stattdessen wird über die Leitungsverbindungen 23d, 23c, 23a und 23d, 23c, 23b Wasser/Speisewasser/Kondensat aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf den Wärmetauschern 18a und 16b zugeführt. Hier wird die bei der Luftverdichtung oder Luftverflüssigung entstehende Kompressionswärme in das zu geführte Wasser/Speise- wasser/Kondensat eingekoppelt und dann über die Leitungsverbindung 24 in den Wasser/Dampf-Kreislauf rückgeführt. Dadurch lässt sich eine Absenkung der Mindestlast des Dampfkraftwerkes 1 um mehr als 10 %-Punkte erzielen, wenn gleichzeitig berücksichtigt wird, dass die Luftkompression des Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus elektrische Energie konsumiert.
Die Fig. 3 zeigt einen Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieaus- speicherungsmodus des Dampfkraftwerkes 1 , bei welchem in Strömungsrichtung des Wasser/Dampf-Kreislaufes des Dampfkraftwerkes 1 hinter der oder im Bereich der Hochdruckspeisewasservorwärmung 1 1 mittels der Leitungsverbindung 25 Anzapfdampf aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf abgezweigt und den den jeweiligen Expansionsturbinen 20a, 20b vorgeschalteten Wärmetauschern 22a, 22b zugeführt wird. In den Wärmetauschern 22a, 22b wird die in dem Anzapfdampf enthaltene Lufterwärmungsenergie in die den Expansionsturbinen 20a, 20b zugeführte Luft eingekoppelt. Das den jeweiligen Wärmetauscher 22a, 22b verlassende kältere Medium (Wasser/Speisewasser/Kondensat) wird dann mittels der jeweiligen Leitungsverbindung 26a, 26c, 26d oder 28b, 26c, 26d in Strömungsrichtung des Wasser/Dampf-Kreislaufes vor der Niederdruckspeisewassererwärmung 8 in den Wasser/Dampf-Kreislauf rückgeführt. In diesem Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus wird der Niederdruckspeisewassererwärmung 8 in üblicher Weise Anzapfdampf von der Niederdruckturbine 6 zugeführt. Hierdurch lässt sich die Maximallast des Dampfkraftwerkes um mindestens 10 % erhöhen.
Ein abgewandeltes Ausführungsbeispiel der Verfahrensführung bei einem Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus zeigt die Fig. 4. Diese Ausführungsform unterscheidet sich von der nach der Fig. 3 lediglich darin, dass lediglich eine Expansionsturbine 20 mit vorgeschaltetem Wärmetauscher 22 vorhanden ist. Mit dieser Ausführungsform lässt sich die Maximalleistung des Dampfkraftwerkes 1 ebenfalls um mindestens 10 % steigern.
In den Wärmetauschern 22a, 22b wird die aus dem Lagertank und Flüssigluft- oder Druckluftspeicher 17 zugeführte Luft auf Temperaturen zwischen 200 und 600°C, vorzugsweise zwischen 250 und 550°C, aufgeheizt. Den Expansionsturbinen 20a, 20b oder der Expansionsturbine 20b wird die aus dem Speicher 17 zugeführte Luft mit einem Druck zwischen 10 und 100 bar, vorzugsweise zwischen 30 und 70 bar, zugeführt. Die Größe des Fiüssigluft- oder Druckluftspeichers 17 und die Leistung(sfähigkeit) der Luftkomprimiervorrichtung und/oder Luftverflüssigungsvorrichtung 14 sind für eine Einspeicherzeit von 4 Stunden bis 48 Stunden, vorzugsweise von 6 Stunden bis 36 Stunden, dimensioniert/ausgelegt, um den Betrieb des Dampfkraftwerkes 1 sowohl in der Schwachlastzeit, üblicherweise an einem Wochenende, als auch im Tagesspeicherbetrieb nachts zu ermöglichen.
Der Flüssigluft- oder Druckluftspeicher 1 ist zudem derart dimensioniert, dass in ihm Flüssigluft in einer Menge zu speichern ist, die für eine Ausspeicherzeit, d.h. eine Zeitdauer eines Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeiche- rungsmodus von 2 bis 12 Stunden, vorzugsweise 3 bis 6 Stunden, ausreichend ist.
Der Kältespeicher 18 umfasst eine Kältespeicherung in Form von Flüssigkeiten oder Feststoffen, mittels welchen in einer Kälteausspeicherungsvorrichtung 18a aus der Luftverflüssigungsvorrichtung 14 zugeführte Luft zusätzlich gekühlt werden kann. Weiterhin umfasst der Kältespeicher 18 eine Kälteeinspeicherungseinheit 18b, mittels welcher bei der Verdampfung/Erwärmung der aus dem Flüssigluftspeicher 17 zugeführten Luft anfallende Kälte einspeicherbar ist. Die Kombination einer LAES (Liquid Air Energy Storage)-Speicherung mit einem
Dampfkraftwerk 1 bietet die Möglichkeit, Speicherkapazität bereitzustellen und gleichzeitig einen flexibleren Betrieb des Dampfkraftwerkes zu erreichen. Durch die Herabsetzung der möglichen yinimallast und die Erhöhung der möglichen Maximallast des Verbundsystems aus Dampfkraftwerk und Flüssigluft- Energiespeicher kann besser auf Schwankungen im Stromnetz reagiert werden.
In Zeiten niedriger Strompreise bzw. bei geringem Strombedarf wird das Dampfkraftwerk 1 in yinimallast betrieben. Ein typischer Wert für die yinimallast eines Steinkohlekraftwerkes, bei der ein stabiler Betrieb noch garantiert werden kann, ist 25% der Generatorleistung im Nennlastbetrieb. Die Leistungsabgabe des Verbundsystems wird nun dadurch abgesenkt, dass sich das LAES-System im Einspeicherbetrieb (Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeiche- rungsmodus) befindet. Das Konzept für die Integration eines LAES-Systems in ein Dampfkraftwerk 1 und für die Einbindung des Einspeicherprozesses in den Wasser/Dampfkreislauf des Dampfkraftwerkes 1 ist in den Fig. 1 und 2 dargestellt. Die zur Verflüssigung der Luft benötigte Luftverdichtung (Luftverdichter 15a, 15b) konsumiert elektrische Energie, die bei einer Energiebilanz des Verbundsystems von der Leistungserzeugung des Dampfkraftwerkes 1 abgezogen werden kann. Zudem wird die bei der Zwischenkühlung der Luftverdichtung in den Wärmetauschern 16a, 16b der Luftverflüssigungsvorrichtung 14 anfallende Wärme, die auf einem Temperaturniveau von bis zu ca. 130°C vorliegt, durch Rückführung des Kühlungsmediums mittels der Leitungsverbindung 24 vollständig in den Wasser/Dampfkreislauf des Dampfkraftwerkes 1 rückgeführt und integriert. Dadurch ist es möglich, die Niederdruckvorwärmung (Niederdruckspeisewasservorwärmung
8) des Kondensats teilweise oder vollständig zu ersetzen und ggf. im Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus auszuschalten oder zu überbrücken. Die Anzapfungen der Niederdruckdampfturbine 6, die im Wasser/Dampf-Kreislauf des Kraftwerks 1 zur Vorwärmung des Kondensats dienen, können somit reduziert werden. Dies ermöglicht, dass die Dampfleistung des Dampferzeugers 3 verringert werden kann, ohne dass die Niederdruckdampfturbine 6 ihre untere Betriebsgrenze unterschreitet. Der Netto-Wirkungsgrad des Dampfkraftprozesses (ohne den beschriebenen LAES Prozess) kann dadurch im Vergleich zum üblichen Minimailastbetrieb konstant gehalten werden, während die Leistungsabgabe des Dampfkraftwerkes 1 sinkt. Die Minimaliast des Verbundsystems kann dadurch um über 10 %-Punkte der Generatorleistung (Generator 7) des Dampfkraftwerkes 1 im Nennlastbetrieb reduziert werden.
In Zeiten hoher Strompreise bzw. bei hohem Strombedarf wird das Dampfkraftwerk i bei 100% Last (Volllast) betrieben. Zusätzlich befindet sich das LAES - System im Ausspeicherbetrieb (Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeiche- rungsmodus). Ausführungsbeispiele der Kombination beider Prozesse sind in den Figuren 1 sowie 3 und 4 schematisch dargestellt. Zur Aufheizung der aus dem Flüssigluftspeicher 17 entnommenen und in der Kältespeicherungseinheit 18b verdampften Hochdruckluft vor der Expansion in der (Fig. 4) Expansionsturbine 20b oder den (Fig. 3) Expansionsturbinen 20a, 20b, (bei einer mehrstufig ausgeführten Expansion) wird Wärme aus dem Wasser/Dampfkreislauf des Dampfkraftwerkes 1 entnommen. Dabei kann vorgesehen sein, dass die Luft zunächst mittels Dampf aus den Anzapfungen der Niederdruckdampfturbine 6 bei niedrigem Temperaturniveau vorgewärmt und anschließend mit Dampf aus Anzapfungen der Mittel- und/oder Hochdruckdampfturbine 5, 4, durch Frischdampf oder durch Dampf der heißen oder kalten Zwischenüberhitzung bis auf hohe Temperaturen aufgeheizt wird. Die aus dem Wasser/Dampfkreislauf entzogene Wärme hilft dabei, die Energie der aus dem Flüssigluftspeicher 17 entnommenen Hochdruckluft in mechanische oder elektrische Leistung umzuwandeln, so dass die Netto-Stromproduktion überproportional gesteigert werden kann. Durch die Entnahme von Dampf aus dem Wasser/Dampfkreislauf in Strömungsrichtung des Wasser/Dampf-Kreislaufs nach dem Dampferzeuger, wie es in den Ausführungsbeispielen mittels der Leitungsverbindung 25 dargestellt ist, oder an den Anzapfungen der Niederdruck- Dampfturbine 6, was in den Ausführungsbeispielen nicht dargestellt ist, kann die Dampfleistung des Dampferzeugers 3 erhöht werden, ohne dass die maximal zulässige obere Betriebsgrenze der Dampfturbinen 4, 5, 6 und des Generators 7 überschritten wird. Der Umwandlungswirkungsgrad von zusätzlich verwendetem Brennstoff 2 (zur Erhöhung der Dampfleistung) zu elektrischer Energie, die durch das LAES-System erzeugt wird, liegt zwischen 65 und 100%. Die Maximallast des Verbundsystems kann zum Beispie! auf ca. 1 17% der Nennleistung des Dampfkraftprozesses erhöht werden. Zusätzlich kann der Netto-Wirkungsgrad des Verbundsystems auf zum Beispiel ca. 50% gesteigert werden. Dies bedeutet gegenüber einem für moderne Steinkohlekraftwerke üblichen Wert von 46% eine erhebliche Effizienzverbesserung.
Die Reduzierung der möglichen Minimallast und die Erhöhung der möglichen Maximallast eines Dampfkraftwerkes 1 in Kombination mit einem Flüssigluftenergie- Speicher bzw. einer Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung 13 bietet die Möglichkeit, eine höhere Flexibilität im Betrieb konventioneller Dampfkraftwerke 1 zu erreichen. Eine Nachrüstung bestehender Anlagen ist ebenfalls möglich.
Neben der beschriebenen Stand-alone-Variante eines LAES Kraftwerks ergeben sich Möglichkeiten der Integration in bestehende Anlagen. So ist die Kombination mit Industrieprozessen mit ungenutzter Hochtemperaturabwärme (z.B. Stahlerzeugung, Chemieparks) sowie Kraftprozessen (Gasturbinen, Gas- und Dampfprozesse, Kohlekraftwerke), aber auch mit LNG (Liquefied Natural Gas)-Terminals zur Schaffung entsprechender Synergien auf der Tieftemperaturseite möglich. Auch die Nutzung der Wärme aus der Kompression, z. B. der bei der Luftverdichtung mittels der Luftverdichter 15a, 15b entstehenden Wärme, zur Einspeisung in ein Fernwärmeversorgungssystem oder in einen der genannten Industrie- und/oder Kraftprozesse ist eine denkbare Prozessvariante. Bei einer Kombination mit bestehenden Industrie- und/oder Kraftprozessen ergeben sich zum Teil erhebliche Potenziale zur Wirkungsgradsteigerung und zur Minderung der CO2 Emissionen des jeweiligen Verbundsystems. Auch wenn die Erfindung anhand eines LAES-Systems beispielhaft näher erläutert ist, lässt sich die wärmetechnische Verschaitung gleichermaßen auch bei einer Druckluftspeicherung, d. h. einem CAES (Compressed Air Energy Storage)-System, mit den gleichen Vorteilen realisieren. In Fällen, in denen keine Flüssigluft, sondern nicht verflüssigte Druckluft gespeichert werden soll, ist der Flüssigluftspeicher als Druckluftspeicher ausgebildet.

Claims

Patentansprüche
Dampfkraftwerk (1 ) umfassend einen befeuerten Dampferzeuger (3) mit angeschlossenem Wasser/Dampf-Kreislauf, der einen Turbosatz mit mindestens einer Niederdruckdampfturbine (6) und mindestens einer Hochdruckdampfturbine (4) sowie eine Speisewasservorwarmung (10), die einen Speisewasserbehälter mit Entgaser (9) umfasst, aufweist,
und umfassend eine wärmetechnisch in den Wasser/Dampf-Kreislauf integrierte Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung (13), die eine Luftverflüssigungsvorrichtung (14), eine Flüssigluftspeichervorrichtung (27) und eine Energiegewinnungsvorrichtung (19) aufweist, oder Druckluftspeicherkraftwerks- vorrichtung, die eine Luftkomprimiervorrichtung, eine
Druckluftspeichervorrichtung und eine Energiegewinnungsvorrichtung (19) aufweist, wobei die Energiegewinnungsvorrichtung (19) mindestens eine aus der Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung (13) oder der Druckluftspeicherkraftwerksvorrichtung luftgespeiste Expansionsturbine (20a, 20b) mit angeschlossenem Generator (21 ) aufweist,
dadurch gekennzeichnet,
dass das Dampfkraftwerk (1 ) bei Minimallastbetrieb in einem Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus betreibbar ist, in welchem die Luftkomprimiervorrichtung oder die Luftverflüssigungsvorrichtung (14) in Wasser/Speisewasser/Kondensat führender Leitungsverbindung (23a - 23d) mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf sowie in Kompressionswärme dorthin auskoppelnder Leitungsverbindung (24, 24a) mit der Speisewasservorwarmung (10) des Wasser/Dampf-Kreislaufs steht, und dass das Dampfkraftwerk (1 ) bei Volilastbetrieb in einem Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus betreibbar ist, in welchem die Energiegewinnungsvorrichtung (19) in Lufterwärmungsenergie von dort einkoppelnder Leitungsverbindung (25) mit der Speisewasservorwärmung (10) und/oder dem Turbosatz (4, 5, 6) und/oder der heißen und/oder der kalten Zwischenüberhitzung und/oder mit Frischdampf des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerks (1 ) sowie in Wasser/Speisewasser/Kondensat rückführender Leitungsverbindung (26a - 26d) mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht.
Dampfkraftwerk nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die Speisewasservorwärmung (10) eine Niederdruckspeisewasservorwärmung (8) umfasst und die Kompressionswärme auskoppelnde Leitungsverbindung (24, 24a) zum Bereich der Niederdruckspeisewasservorwärmung (8) besteht.
Dampfkraftwerk nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Kompressionswärme auskoppelnde Leitungsverbindung (24, 24a) mindestens einen Wärmetauscher (16a, 16b) umfasst, der die Kompressionswärme- auskopplung bewirkt.
Dampfkraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Speisewasservorwärmung (10) eine Hochdruck- speisewasservorwärmung (1 1 ) umfasst und die Lufterwärmungsenergie einkoppelnde Leitungsverbindung (25) zum Bereich der Hochdruckspeise- wasservorwärmung (1 1 ) und/oder der Niederdruckspeisewasservorwärmung (8) besteht.
Dampfkraftwerk nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Lufterwärmungsenergie einkoppelnde Leitungsverbindung (25) mindestens einen Wärmetauscher (22a, 22b) umfasst, der die Lufterwärmungsenergieein- kopplung bewirkt.
Dampfkraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Energiegewinnungsvorrichtung (19) in einer bei der Lufterwärmungsenergieeinkopplung aus aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf zugeführtem Dampf entstehendes Kondensat in Strömungsrichtung des Speisewassers im Wasser/Dampf-Kreislauf vor einer Hochdruckspeisewasserpumpe (12) in die Speisewasservorwärmung (10), insbesondere in den Bereich der Niederdruckspeisewasservorwärmung (8), rückführenden Leitungsverbindung (26a, 26c, 26d; 26b, 26c, 26d) mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht. , Dampfkraftwerk, nach einem der Ansprüche 1 - 6, mit der Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung(13), welche die
Luftverflüssigungsvorrichtung (14) umfasst, die vorzugsweise im Minimallastbetrieb des Dampfkraftwerkes (1 ) aktiviert ist und die die bei der Luftverflüssigung anfallende Wärme in die Vorwärmstrecke oder die Speisewasservorwärmung (10) des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerks (1 ), vorzugsweise in die Niederdruckvorwärmung oder eine Niederdruckspeisewasservorwärmung (8), einspeist, wobei die Einspeicherung von Änzapfdampf aus dem Turbosatz (4, 5, 6) des Wasser/Dampf-Kreislaufs in die Speisewasservorwärmung (10) entsprechend verringert wird, und die durch die Leistungsaufnahme der Luftverflüssigung die Minimallast des Dampfkraftwerkes (1 ) unter den Auslegungswert absenkt, wobei die Flüssigluftspeicherkraftwerksvorrichtung (13) weiterhin die Flüssigluftspeichervorrichtung (27) sowie die Energiegewinnungsvorrichtung (19) umfasst, mittels welcher bei hohem Lastbedarf des Kraftwerks (1 ) in einem Lagertank (17) der Flüssigluftspeichervorrichtung (27) gespeicherte flüssige Luft verdampft und mittels aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf stammendem Anzapfdampf oder Frischdampf vorgewärmt oder voll aufgeheizt und dann in einem Luftexpander oder einer oder mehreren Expansionsturbinen (20a, 20b) mit angeschlossenem und zusätzlichen Strom erzeugendem Generator (21 ) der Energiegewinnungsvorrichtung (19) entspannt wird.
8. Dampfkraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die mindestens eine oder mehrere von der Druckluft oder Flüssigluft gespeiste(n) Expansionsturbine(n) (20a, 20b) mit angeschlossenem Generator (21 ) oder der Luftexpander mit Generator der Energiegewinnungsvorrichtung (19) eine Größe oder ein Stromerzeugungsvermögen des oder der jeweiligen Generatoren (21 ) aufweist, die/das 2% bis 20%, vorzugsweise 4% bis 15%, des elektrischen Stromerzeugungsleistungsvermögens des Dampfkraftwerks (1 ) entspricht.
9. Dampfkraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass es eine zusätzliche Wärmequelle, vorzugsweise eine Vorschaltgasturbine» aufweist, welche die der oder den Expansionsturbine(n)
(20a, 20b) oder dem Luftexpander zugeführte Luft erwärmt. 10. Dampfkraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet» dass die Druckluftspeichervorrichtung oder Flüssigluftspeichervorrichtung (27) einen Flüssigluft- oder Druckluftspeicher (17) umfasst, der für eine Ausspeicherzeit von 2h bis 12h, vorzugsweise 3h bis 6h, benötigte komprimierte oder flüssige Luft speichert.
1 1. Dampfkraftwerk nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Druckluftspeichervorrichtung oder Flüssigluftspeichervorrichtung (27) und die Luftkomprimiervorrichtung oder Luftverflüssigungsvorrichtung (14) bezüglich ihrer Luftspeicherkapazität und ihrer Luftkomprimierungskapazität oder Luftverflüssigungskapazität derart dimensioniert sind, dass Lufteinspeicherzeiten von 4h bis 48h, vorzugsweise 6h bis 38h, realisierbar sind.
Verfahren zum Betrieb eines Dampfkraftwerks (1 ) nach einem der Ansprüche 1 - 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass es bei Minimallastbetrieb in einem Luftenergieeinspeicherungszyklus oder Luftenergieeinspeicherungsmodus betreibbar ist, während welchem die Luftkomprimiervorrichtung oder die Luftverflüssigungsvorrichtung (14) in Wasser/Speisewasser/Kondensat führender Leitungsverbindung (23a - 23d) mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht und in der Luftkomprimiervorrichtung oder der Luftverflüssigungsvorrichtung (14) entstehende Kompressionswärme ausgekoppelt und in die Speisewasservorwärmung (10) des Wasser/Dampf- Kreislaufs des Dampfkraftwerks (1 ) eingekoppelt wird, und dass das Dampfkraftwerk (1 ) bei Volllastbetrieb in einem Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieausspeicherungsmodus betreibbar ist, während welchem in der Energiegewinnungsvorrichtung (19) benötigte Lufterwärmungsenergie aus der Speisewasservorwärmung (10) und/oder dem Turbosatz (4, 5, 6) und/oder aus der heißen und/oder kalten Zwischenüberhitzung und/oder als Frischdampf des Wasser/Dampfkreislaufs des Dampfkraftwerks (1 ) ausgekoppelt und in die Energiegewinnungsvorrichtung (19) eingekoppelt wird, wobei die Energiegewinnungsvorrichtung (19) in Wasser/Speisewasser/Kondensat rückführender Leitungsverbindung (26a - 26d) mit dem Wasser/Dampf-Kreislauf steht.
13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass die entstehende Kompressionswärme in den Bereich der Niederdruckspeisewasservorwärmung (8) der Speisewasservorwärrnung (10) des Wasser/Dampf-Kreislaufs des Dampfkraftwerkes (1 ) eingekoppelt wird.
14. Verfahren nach Anspruch 12 oder 13» dadurch gekennzeichnet, dass die benötigte Lufterwärmungsenergie, vorzugsweise in Form von Dampf, aus dem Bereich der Hochdruckspeisewasservorwärmung (1 1 ) und/oder dem Bereich der Niederdruckspeisewasservorwärmung (8) der Speisewasservorwärrnung (10) des Wasser/Dampf-Kreislaufs und/oder aus Frischdampf und/oder aus Dampf der heißen und/oder kalten Zwischenüberhitzung ausgekoppelt wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 - 14, dadurch gekennzeichnet, dass die während eines Luftenergieausspeicherungszykius oder Luftenergieaus- speicherungsmodus in der Energiegewinnungsvorrichtung (19) aus einem Druckluftspeicher oder Flüssigluftspeicher (17) zugeführte, aufzuheizende Luft in mehreren Schritten mittels aus dem Wasser/Dampf-Kreislauf des Dampfkraftwerks (1 ) abgezapften Niederdruckdampfs und/oder Hochdruckdampfs schrittweise erwärmt wird.
18. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 - 15, dadurch gekennzeichnet, dass die während eines Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieaus- speicherungsmodus aus einem/dem Druckluftspeicher oder Flüssigluftspeicher (17) zugeführte, aufzuheizende Luft in der Energiegewinnungsvorrichtung (19) insbesondere mittels mehrerer Wärmetauscher (22a, 22b) auf Temperaturen zwischen 200 und 600°C, vorzugsweise zwischen 250 und 550°C, aufgeheizt wird. Verfahren nach einem der Ansprüche 12 - 16, dadurch gekennzeichnet, dass während eines Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieaus- speicherungsmodus der Energiegewinnungsvorrichtung (19) der mindestens einen Expansionsturbine (20a, 20b) oder dem Expander aus einem/dem Druckluftspeicher oder Flüssigluftspeicher (17) zugeführte Luft mit einem Druck zwischen 10 und 100 bar» vorzugsweise zwischen 30 und 70 bar, zugeführt wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 12 - 17, dadurch gekennzeichnet, dass während eines Luftenergieausspeicherungszyklus oder Luftenergieaus- speicherungsmodus in der Energiegewinnungsvorrichtung (19) bei der Lufterwärmungsenergieeinkopplung insbesondere in Wärmetauschern (22a, 22b) aus zugeführtem Dampf entstehendes Kondensat in Speisewasser- strömungsrichtung vor einer Hochdruckspeisewasserpumpe (12) in die Speisewasservorwärmung (10), insbesondere in den Bereich der Niederdruckspeisewasservorwärmung (8), des Wasser/Dampf-Kreislaufs rückgeführt wird.
PCT/EP2016/053457 2015-02-20 2016-02-18 Dampfkraftwerk und verfahren zu dessen betrieb Ceased WO2016131920A1 (de)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102015102498 2015-02-20
DE102015102498.5 2015-02-20
DE102015109898.9 2015-06-19
DE102015109898.9A DE102015109898A1 (de) 2015-02-20 2015-06-19 Dampfkraftwerk und Verfahren zu dessen Betrieb

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016131920A1 true WO2016131920A1 (de) 2016-08-25

Family

ID=56577233

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2016/053457 Ceased WO2016131920A1 (de) 2015-02-20 2016-02-18 Dampfkraftwerk und verfahren zu dessen betrieb

Country Status (2)

Country Link
DE (1) DE102015109898A1 (de)
WO (1) WO2016131920A1 (de)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112096468A (zh) * 2020-09-29 2020-12-18 西安热工研究院有限公司 与燃煤发电机组热力系统耦合的液态压缩空气储能系统
CN112160805A (zh) * 2020-09-29 2021-01-01 西安热工研究院有限公司 与燃煤发电机组热源耦合的液态压缩空气储能系统及方法
CN112412561A (zh) * 2020-11-11 2021-02-26 贵州电网有限责任公司 压缩空气储能系统和火力发电厂控制系统耦合控制方法
CN113153462A (zh) * 2021-05-26 2021-07-23 西安热工研究院有限公司 超临界二氧化碳循环冷端余热辅助加热凝结水系统及方法
CN114542224A (zh) * 2022-01-30 2022-05-27 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 一种液态压缩空气与火电机组耦合的系统装置和方法
CN114876599A (zh) * 2022-05-09 2022-08-09 徐州工程学院 一种熔盐新能源动力系统和控制方法及移动式设备

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3074846B1 (fr) * 2017-12-11 2019-12-20 IFP Energies Nouvelles Procede de stockage et de production d'energie par air comprime avec recuperation d'energie supplementaire
DE102018100712A1 (de) 2018-01-15 2019-07-18 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. Dampfkraftwerk und Verfahren zum Betreiben eines Dampfkraftwerks
CN111305919A (zh) * 2020-03-20 2020-06-19 西安西热节能技术有限公司 一种发电厂空气储能灵活性调峰系统及方法
DE102020110854A1 (de) 2020-04-21 2021-10-21 Anton Schwarz System mit einer Flüssigluft-Energiespeicher- und Kraftwerksvorrichtung
CN114215619A (zh) * 2021-09-24 2022-03-22 华能南京金陵发电有限公司 一种增强燃煤机组深度调峰能力的储能发电系统

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4311010A (en) * 1978-12-05 1982-01-19 Wurmfeld Charles J Gas-powered engine adapted to utilize stored solar heat energy and compressed gas power system
US6223523B1 (en) * 1997-07-25 2001-05-01 Asea Brown Boveri Ag Method of operating a power station plant
WO2005056994A1 (de) * 2003-12-12 2005-06-23 Alstom Technology Ltd Luftspeicherkraftanlage
DE102010014833A1 (de) * 2010-04-12 2011-10-13 Dieter Lang Vorrichtung zur thermischen Kopplung von Dampfkraftwerken mit Druckluftspeicherkraftwerken
CN102518480A (zh) * 2011-12-14 2012-06-27 华北电力大学 一种压缩空气蓄能与燃煤锅炉集成的发电系统

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH593423A5 (de) * 1976-03-15 1977-11-30 Bbc Brown Boveri & Cie
US4347706A (en) 1981-01-07 1982-09-07 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Electric power generating plant having direct coupled steam and compressed air cycles
US20090282840A1 (en) * 2006-02-27 2009-11-19 Highview Enterprises Limited Energy storage and generation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4311010A (en) * 1978-12-05 1982-01-19 Wurmfeld Charles J Gas-powered engine adapted to utilize stored solar heat energy and compressed gas power system
US6223523B1 (en) * 1997-07-25 2001-05-01 Asea Brown Boveri Ag Method of operating a power station plant
WO2005056994A1 (de) * 2003-12-12 2005-06-23 Alstom Technology Ltd Luftspeicherkraftanlage
DE102010014833A1 (de) * 2010-04-12 2011-10-13 Dieter Lang Vorrichtung zur thermischen Kopplung von Dampfkraftwerken mit Druckluftspeicherkraftwerken
CN102518480A (zh) * 2011-12-14 2012-06-27 华北电力大学 一种压缩空气蓄能与燃煤锅炉集成的发电系统

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112096468A (zh) * 2020-09-29 2020-12-18 西安热工研究院有限公司 与燃煤发电机组热力系统耦合的液态压缩空气储能系统
CN112160805A (zh) * 2020-09-29 2021-01-01 西安热工研究院有限公司 与燃煤发电机组热源耦合的液态压缩空气储能系统及方法
CN112412561A (zh) * 2020-11-11 2021-02-26 贵州电网有限责任公司 压缩空气储能系统和火力发电厂控制系统耦合控制方法
CN113153462A (zh) * 2021-05-26 2021-07-23 西安热工研究院有限公司 超临界二氧化碳循环冷端余热辅助加热凝结水系统及方法
CN114542224A (zh) * 2022-01-30 2022-05-27 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 一种液态压缩空气与火电机组耦合的系统装置和方法
CN114876599A (zh) * 2022-05-09 2022-08-09 徐州工程学院 一种熔盐新能源动力系统和控制方法及移动式设备
CN114876599B (zh) * 2022-05-09 2023-06-27 徐州工程学院 一种熔盐新能源动力系统和控制方法及移动式设备

Also Published As

Publication number Publication date
DE102015109898A1 (de) 2016-08-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016131920A1 (de) Dampfkraftwerk und verfahren zu dessen betrieb
DE102014105237B3 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Speichern und Rückgewinnen von Energie
EP2748434B1 (de) Anlage zur speicherung thermischer energie
EP3976940A1 (de) System zur umwandlung von thermischer energie in mechanischer energie
EP1053438B1 (de) Verfahren und vorrichtung für wärmetransformation zur erzeugung von heizmedien
EP2761142A1 (de) Anlage zur speicherung thermischer energie und verfahren zu deren betrieb
EP2447506A2 (de) System zur Erzeugung mechanischer und/oder elektrischer Energie
EP2574756B1 (de) Verfahren zum Betrieb eines adiabatischen Druckluftspeicherkraftwerks und adiabatisches Druckluftspeicherkraftwerk
EP4251859B1 (de) System und verfahren zur speicherung und abgabe von elektrischer energie mit deren speicherung als wärmeenergie
DE102013225543B3 (de) Dampfspeicherung mit Latentwärmespeicher und Dampf-Thermokompressor
EP2610470A2 (de) Verfahren zum Betreiben einer stationären Kraftanlage mit wenigstens einer Brennkraftmaschine
EP2823156A1 (de) Verfahren zum laden und entladen eines wärmespeichers und anlage zur speicherung und abgabe von thermischer energie, geeignet für dieses verfahren
EP2825737A1 (de) Anlage zur speicherung und abgabe von thermischer energie mit einem wärmespeicher und einem kältespeicher und verfahren zu deren betrieb
WO2010136454A1 (de) Ansauglufttemperiereinrichtung sowie ein verfahren zum betrieb einer ansauglufttemperiereinrichtung
WO2012013289A2 (de) Verfahren und vorrichtung zur stromspeicherung
EP3728800B1 (de) Kraftwerk
DE102011075557A1 (de) Leitungskreis und Verfahren zum Betreiben eines Leitungskreises zur Abwärmenutzung einer Brennkraftmaschine
WO2018029371A1 (de) Wärmeübertrager zur verwendung in einem warmteil eines flüssigluftenergiespeicherkraftwerks, warmteil und verfahren zum betrieb eines solchen wärmeübertragers in einem solchen warmteil
EP2932054A2 (de) Gasturbinenkraftwerk mit verbesserter flexibilisierung
EP2610445A2 (de) Verfahren zum Betreiben einer stationären Kraftanlage mit wenigstens einer Brennkraftmaschine
DE10124492B4 (de) Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerkes bei unterschiedlichen Netzanforderungen
DE102023208569A1 (de) Dampfspeicherkraftwerk und Verfahren zum Betreiben eines solchen
DE102022131970A1 (de) System und Verfahren zur Energiewandlung und Energiespeicherung
DE102015118098A1 (de) Verfahren zur Speisewasservorwärmung eines Dampferzeugers eines Kraftwerks
EP2808502A1 (de) Anlage zur Speicherung von Energie in einem verflüssigten Prozessgas

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 16705501

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 16705501

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1