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EP2835506A1 - Verfahren zur Erzeugung von elektrischer Energie und Energieerzeugungsanlage - Google Patents

Verfahren zur Erzeugung von elektrischer Energie und Energieerzeugungsanlage Download PDF

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Publication number
EP2835506A1
EP2835506A1 EP13003985.2A EP13003985A EP2835506A1 EP 2835506 A1 EP2835506 A1 EP 2835506A1 EP 13003985 A EP13003985 A EP 13003985A EP 2835506 A1 EP2835506 A1 EP 2835506A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
stream
heat exchanger
compressed air
operating mode
refrigerant
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Withdrawn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
EP13003985.2A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Alexander Dr. Alekseev
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.)
Linde GmbH
Original Assignee
Linde 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 Linde GmbH filed Critical Linde GmbH
Priority to EP13003985.2A priority Critical patent/EP2835506A1/de
Publication of EP2835506A1 publication Critical patent/EP2835506A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • F01K3/004—Accumulation in the liquid branch of the circuit
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    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
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    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
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    • F25J2240/40—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval
    • F25J2240/42—Expansion without extracting work, i.e. isenthalpic throttling, e.g. JT valve, regulating valve or venturi, or isentropic nozzle, e.g. Laval the fluid being air
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    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam used in a Rankine cycle
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    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/90—Hot gas waste turbine of an indirect heated gas for power generation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/40—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams the recycled stream being air

Definitions

  • the invention relates to a method for generating electrical energy in a combined power generation plant comprising an air treatment unit and a power plant unit, and a corresponding power generation plant according to the preambles of the independent claims.
  • air in an air separation plant with an integrated condenser or in a dedicated liquefaction plant is liquefied in whole or in part to form such an air liquefaction product.
  • the air liquefaction product is stored in a tank system with cryogenic tanks. This mode of operation is referred to herein as "liquefaction operation”.
  • the air liquefaction product is withdrawn from the tank system, pressure increased by a pump and warmed to about ambient temperature or higher and thus converted to a gaseous or supercritical state.
  • a thus obtained high-pressure stream is expanded in a power plant unit in an expansion turbine or more expansion turbines with reheating to ambient pressure.
  • the thereby released mechanical power is converted into electrical energy in one or more generators of the power plant unit and fed into an electrical grid. This mode of operation is referred to herein as "picking operation".
  • the released during the transfer of the air liquefaction product in the gaseous or supercritical state cold can also be stored during the extraction operation and used during the liquefaction operation to provide cold for the recovery of the air liquefaction product.
  • compressed air storage power plants are known in which the feed air is not liquefied, but compressed in a compressor and stored in an underground cavern.
  • the compressed air from the cavern is directed into the combustion chamber of a gas turbine.
  • the gas turbine is supplied via a gas line fuel, such as natural gas, and burned in the atmosphere formed by the compressed air.
  • the formed exhaust gas is expanded in the gas turbine, thereby generating energy.
  • the economics of such methods and devices are greatly affected by the overall efficiency.
  • the invention has for its object to improve appropriate methods and devices in their economics.
  • a “power station unit” is understood here to mean a system or a system component which is or is set up for the generation of electrical energy.
  • a power plant unit comprises at least one expansion turbine, which is coupled to at least one generator. The released during the relaxation of a fluid in the at least one expansion turbine mechanical power can therefore be converted into electrical energy.
  • An “air treatment unit” is understood here to mean an installation which is set up for the purpose of obtaining at least one "air liquefaction product" from air.
  • this can be an air separation plant which can be set up to obtain corresponding air fractions or else only a liquefaction unit of such a plant or a dedicated liquefaction unit.
  • Sufficient for an air treatment unit for use in the present invention is that it can be obtained by this a corresponding cryogenic air liquefaction product, which can be used as a storage liquid and transferred to a tank system.
  • An "air separation plant” is charged with atmospheric air and has a distillation column system for decomposing the atmospheric air into its physical components, particularly nitrogen and oxygen.
  • the air is first cooled to near its dew point and then introduced into the distillation column system.
  • methods and apparatus for cryogenic separation of air are known Hausen / Linde, Tiefftemperaturtechnik, 2nd edition 1985, chapter 4 (pages 281 to 337 ) known.
  • an "air liquefaction plant” does not include a distillation column system.
  • their structure corresponds to that of an air separation plant with the delivery of an air liquefaction product.
  • liquid air can be generated as a by-product in an air separation plant.
  • an “air liquefaction product” is any product that can be produced, at least by compressing, cooling, and then deflating air in the form of a cryogenic liquid.
  • an air liquefaction product may be liquid air, liquid oxygen, liquid nitrogen and / or a liquid noble gas such as liquid argon.
  • liquid oxygen and liquid nitrogen in each case also designate a cryogenic liquid which has oxygen or nitrogen in an amount above that atmospheric air lies. It does not necessarily have to be pure liquids with high contents of oxygen or nitrogen.
  • Liquid nitrogen is thus understood to mean either pure or substantially pure nitrogen, as well as a mixture of liquefied air gases whose nitrogen content is higher than that of the atmospheric air. For example, it has a nitrogen content of at least 90, preferably at least 99 mole percent.
  • cryogenic liquid or a corresponding fluid, air liquefaction product, electricity, etc.
  • a liquid medium is understood, the boiling point is well below the respective ambient temperature and, for example, 200 K or less, in particular 220 K or less.
  • cryogenic media are liquid air, liquid oxygen and liquid nitrogen.
  • a “heat exchanger system” is used to transfer heat indirectly between at least two countercurrent streams, such as a warm compressed air stream and one or more cold streams or a cryogenic air liquefaction product, and one or more hot streams.
  • a heat exchanger system may be formed of a single or multiple heat exchanger sections connected in parallel and / or in series, e.g. from one or more plate heat exchanger blocks.
  • a “compressor system” is a device designed to compress at least one gaseous stream from at least one inlet pressure at which it is supplied to the compressor system to at least one final pressure at which it is taken from the compressor system.
  • the compressor system forms a structural unit, which, however, can have a plurality of "compressor stages” in the form of known piston, screw and / or Schaufelrad- or turbine assemblies (ie radial or Axialverêtrchn).
  • these compressor stages are driven by means of a common drive, for example via a common shaft and / or a common electric motor.
  • Several compressor systems for example a main compressor and a secondary compressor of an air treatment unit, can form a "compressor arrangement".
  • a “cold compressor system”, such as the compressor systems just discussed, may have one or more compressor stages driven by a common shaft, is a compressor system that compresses gas streams in the cryogenic state.
  • Cold compressors are characterized in particular by at least one radial compressor stage, a low-temperature housing and / or an electric drive unit with integrated storage.
  • a “single cold compressor system” or a “single compressor system” is designed as a structural unit, which is present only once in a corresponding system, but may include one or more compressor stages. If several compressor stages are provided, these are coupled via a common shaft to a common compressor drive.
  • the single cold compressor system or the single compressor system fluid is supplied in particular in the form of only one fluid stream, which is compacted with the one compressor stage in one step or with multiple compressor stages successively in several steps.
  • Partial expansion turbines may be designed for use in the present invention as a turboexpander. If one or more expansion turbines designed as turboexpanders are coupled to one or more compressor stages, for example in the form of centrifugal compressor stages, and if necessary mechanically braked, but these are operated without externally supplied energy, for example by means of an electric motor, the term “booster turbine” is used for this purpose. used. Such a booster turbine compresses at least one current by the relaxation of at least one other current, but without external, for example by means of an electric motor, supplied energy.
  • a "gas turbine” is understood to mean an arrangement of at least one combustion chamber and at least one of these downstream expansion turbines (the gas turbine in the narrower sense). In the latter, hot gases are released from the combustion chamber to perform work.
  • a gas turbine may further comprise at least one of the expansion turbine via a common shaft driven compressor stage, typically with at least one radial compressor stage, have. Some of the mechanical energy generated in the expansion turbine is usually used to drive the at least one compressor stage. Another part is regularly converted to generate electrical energy in a generator.
  • a "combustion turbine” only has the aforementioned combustion chamber and one of these downstream expansion machine.
  • a compressor is usually not provided.
  • a hot gas turbine In contrast to a gas turbine, instead of a combustion chamber, a "hot gas turbine” has a heater.
  • a hot gas turbine can be designed in one stage with a heater and an expansion turbine. Alternatively, however, several expansion turbines, preferably with intermediate heating, may be provided. In any case, in particular downstream of the last expansion turbine, a further heater can be provided.
  • the hot gas turbine is also preferably coupled to one or more generators for generating electrical energy.
  • a “heater” is understood to mean a system for indirect heat exchange between a heating fluid and a gaseous fluid to be heated.
  • a heating fluid By means of such a heater, residual heat, waste heat, process heat, solar heat, etc. can be transferred to the gaseous fluid to be heated and used for energy generation in a hot gas turbine.
  • a "waste heat steam generator”, also referred to as a heat recovery steam generator (HRSG), is capable of generating steam by heating water or for further heating, e.g. from cold steam to superheated steam, by means of a waste heat stream, for example one of a still hot or postheated gas stream downstream of a gas turbine or hot gas turbine.
  • HRSG heat recovery steam generator
  • a "tank system” is understood to mean an arrangement having at least one cryogenic storage tank which is designed to store a cryogenic air liquefaction product.
  • a corresponding tank system has insulation means and is mounted, for example, together with an air treatment unit in a cold box.
  • pressure level and "temperature level” to characterize pressures and temperatures, thereby indicating that corresponding pressures and temperatures in a given plant need not be used in the form of exact pressure or temperature values to realize the innovative concept.
  • pressures and temperatures typically range in certain ranges that are, for example, ⁇ 1%, 5%, 10%, 20% or even 50% about an average.
  • Corresponding pressure levels and temperature levels can be in disjoint areas or in areas that overlap one another.
  • pressure levels include unavoidable pressure drops or expected pressure drops, for example, due to cooling effects.
  • the pressure levels indicated here in bar are absolute pressures.
  • cryogenic air liquefaction products or corresponding liquid streams are "converted into a gaseous or supercritical state by heating in the context of the present application, this includes, on the one hand, a regular phase transition by evaporation, if this takes place at subcritical pressure. However, if such cryogenic air liquefaction products or corresponding liquid streams are heated at a pressure which is above the critical pressure, when heated above the critical temperature, no phase transition in the strict sense, but a transition from the liquid to the supercritical state, for which here Term “pseudoevaporating" is used.
  • a "collecting stream” is understood to mean a total of two or more streams, for example two or more compressed air streams at the same or different pressure, which is transferred from a first functional or constructional unit of a plant into a second functional or structural unit.
  • a collecting stream is transferred from an air treatment unit into a power plant unit.
  • a collecting stream can be routed in one or more lines.
  • a "formation" of a corresponding collective stream is therefore its provision by the first functional or structural unit to the second functional or structural unit.
  • the two or more streams will be there especially in a common direction. However, this need not necessarily be done, a collecting stream, as mentioned, are also performed in two or more lines.
  • the present invention is based on a previously explained method for generating electrical energy in a combined power generation plant comprising an air treatment unit and a power plant unit.
  • a first warm compressed air flow in a heat exchanger system is cooled to a first cold compressed air flow.
  • a first cryogenic liquid stream of an air liquefaction product is produced, which is stored in a tank system.
  • the first cryogenic liquid stream is liquefied air or another air fraction, such as liquid nitrogen or a nitrogen-enriched fraction.
  • the cryogenic liquid stream contains significantly less than 40 mole percent oxygen.
  • a second warm compressed air stream in the heat exchanger system is cooled to a second cold compressed air stream, the second cold compressed air stream being compressed in a cold compressor system to a first high pressure stream.
  • the second cold compressed air stream is fed to the cold compressor system at the lowest temperature level which can be provided by the heat exchanger system, in particular at -140 to -180 ° C., for example at -150 to -170 ° C.
  • the first compressed air flow of the first mode of operation is provided by compression in a main compressor system and repressurization in a post-compressor system.
  • Both the main and the Nachverêtrsystem can thereby comprise a plurality of compressor stages, which, as already explained above, are driven by a common compressor drive via a common shaft.
  • the main compressor system and the Nachverêtrsystem can also have means for intermediate and post-cooling.
  • a compressed-air flow downstream of the after-compressor system can be increased again by a booster turbine.
  • the correspondingly compressed first compressed air flow can also be at least partially expanded in an expansion turbine integrated in the heat exchanger system, which can be coupled to a generator, for example, whereby cold can be generated for operation of the heat exchanger system.
  • the second warm compressed air flow of the second operating mode is preferably compressed only by compression in the main compressor system. It is thus preferably provided at a lower pressure level than the first compressed air flow and fed into the heat exchanger system.
  • the first and second warm compressed air streams are respectively cooled to the first and second cold compressed air streams, wherein equal or different temperature levels can be generated by removing the first and second cold compressed air streams from the heat exchanger system at different locations.
  • the first and the second warm compressed air stream in the heat exchanger system which may in particular comprise two heat exchanger blocks, passed through different passages.
  • the first and the second warm compressed air stream can each be provided in different volume flows.
  • the first warm compressed air flow of the first mode of operation is diverted from a main stream that has been compressed in the main and in the Nachverêtrsystem.
  • a remaining flow is also cooled in the heat exchanger system or in a part of this heat exchanger system, for example a first heat exchanger block.
  • the correspondingly cooled residual flow is subsequently expanded in an expansion turbine, which is part of the previously explained booster turbine, by means of which the first warm compressed air flow is provided.
  • the cooling required for Heilverflüs Trent is generated and uses the released mechanical power.
  • the residual stream which has been relieved in the booster turbine can then preferably be warmed up in the heat exchanger system and, for example, fed again to the after-compressor system. Details of this are shown in the attached figures and will be explained in more detail with reference to these.
  • a second cryogenic liquid stream is also removed from the tank system, pressure-increased by means of a pump and heated in the heat exchanger system and thus converted into a gaseous or supercritical state, ie vaporized or pseudo-vaporized to a second high pressure stream.
  • the second high-pressure stream is combined with the first high-pressure stream, which, as explained above, is obtained from the second cold compressed air stream by means of the cold-compressor system, to form a collecting stream.
  • the collecting stream which is present at a pressure level of in particular 12 bar or more, or a stream derived from the collecting stream, is expanded in at least one expansion turbine coupled to a generator of the illustrated power plant unit.
  • a "collecting stream" can also be conducted at several pressure levels in different lines.
  • the volume flow of the collecting stream advantageously comprises at most 110% of the combined volume flows of the first and second high-pressure streams.
  • the collecting stream is formed exclusively from the first and the second high-pressure stream, which does not preclude, however, diverting partial streams from the first and / or the second high-pressure stream before combining them with the collecting stream and being able to be fed again to the respective streams.
  • These can be used, for example, for the regeneration of a cleaning system or adsorbent container used herein. It follows that no further streams are combined to form the collecting stream. This means that advantageously only a single second compressed air flow generated with a cold compressor system is used or only a single cold compressor system is used in the system according to the invention.
  • the cold compressor system used to compress the second cold compressed air stream is advantageously the only cold compressor system used in the power plant. It should be noted that a cold compressor system is powered by means of a drive powered by external energy, such as an electric motor, and thereby different from a booster turbine.
  • the first and second cryogenic liquid streams are stored in and removed from the same tank system, the first and second cryogenic liquid streams i.d.R. an identical composition, ie consist of the same air liquefaction product.
  • first operating mode preferably only the first warm and the first cold compressed air flow are provided and that in the second operating mode, preferably only the second hot and the second cold compressed air flow are provided.
  • Corresponding streams may, unless otherwise indicated, each have an identical composition and / or identical temperature levels and / or be conducted in the same lines. Therefore, a distinction between "first" and "second" hot and cold compressed air streams is therefore partially made to identify differences between the first and second modes of operation.
  • the evaporation or pseudo-vaporization of the second cryogenic liquid stream is carried out in the heat exchanger system of the air treatment unit.
  • the cryogenic liquid stream is not introduced into a separate heat exchanger and evaporated or pseudo-vaporized, for example against atmospheric air or hot (water) steam, but this step is performed in the heat exchanger system of the air treatment unit, anyway the cooling of the first warm compressed air flow in the first operating mode is present.
  • feed air in the form of the second warm compressed air flow in the heat exchanger system is also cooled in the second operating mode.
  • a required for the evaporation of the second cryogenic liquid flow heating medium is generated using the existing air treatment unit and this does not have to be turned off.
  • the second operating mode in which the energy price is high, to continue operating the air treatment unit and in particular a corresponding main compressor system.
  • this high operational advantages are connected, because the main compressor system when switching between the operating modes does not have to be switched off and on, but can continue to run continuously.
  • the first high-pressure stream can be obtained in an especially energy-efficient manner, since the compaction generally requires less energy at low temperatures. Therefore, in this way, additional electrical energy can be obtained very favorably from the first high-pressure current.
  • the first hot compressed air stream in the first operating mode in the heat exchanger system, is cooled at least partially against a flow of a liquid refrigerant, and the second low-temperature liquid stream in the second operating mode in the heat exchanger system partly against a flow of liquid Is heated refrigerant.
  • the heat exchange diagram of a heat exchanger system used can be made particularly favorable.
  • a liquid refrigerant in particular methanol (range up to -95 ° C) is used.
  • a liquid refrigerant for use in the invention is particularly selected based on its boiling point. This must be selected so that the liquid refrigerant is liquid in the entire work area. Suitable for this purpose, as mentioned, in particular methanol, but also ethanol.
  • the nideder strip alcohols listed in the following table can also be used as a refrigerant in the present invention.
  • liquid or the liquid refrigerant are guided in corresponding heat exchanger sections or heat exchanger blocks of the heat exchanger system and stored in suitable cold-insulated refrigerant tanks.
  • the respective flow of liquid refrigerant in the first operating mode is advantageously taken from a first coolant tank, heated in the heat exchanger system and transferred to a second coolant tank.
  • the flow of liquid refrigerant is taken from the second refrigerant tank, cooled in the heat exchanger system, and transferred to the first refrigerant tank.
  • a non-condensing gas for example nitrogen, superimposed on the liquid refrigerant in the first and second refrigerant tanks is advantageously used here. This is taken from the first refrigerant tank in the first operating mode, cooled in the heat exchanger system and transferred to the second refrigerant tank. In the second mode of operation, the illustrated flow of non-condensing gas is taken from the second refrigerant tank, heated in the heat exchanger system, and transferred to the first refrigerant tank.
  • a completely self-sufficient, reversible cooling possibility for the currents described above is created on the whole, which does not rely on the supply of external refrigerants and is capable of reversibly storing the respective supplied or discharged cold.
  • the cold (thermal energy) resulting from the evaporation or pseudo-vaporization of the second cryogenic liquid stream in the second operating mode could also be converted into mechanical energy (compressed air energy) by means of an additional cold compressor system.
  • this process is also highly irreversible, causing thermodynamic losses and has a negative effect on the efficiency of a corresponding system.
  • the method according to the invention proves to be particularly advantageous over likewise fundamentally possible methods, in which the provision of the currents relaxed in the power unit takes place by means of at least two parallel-connected cold compressor systems.
  • the at least two cold compressor systems can have the same or different inlet temperature.
  • the second operating mode at least part of the generation of electrical energy from the collecting stream is carried out in an expansion turbine of a gas turbine of the power station unit.
  • the expansion turbine of the gas turbine is supplied with a current derived from the collecting stream.
  • the collecting stream is introduced into a combustion chamber of the gas turbine into which a fuel, for example natural gas, biogas or the like, is simultaneously introduced.
  • the fuel is burned in the combustion chamber in an atmosphere created at least in part by the collection stream.
  • the combustion chamber also other streams, such as an oxygen-rich stream, are supplied.
  • the expansion turbine of the gas turbine is thus supplied with a fluid derived from the collecting stream (by the admission of the exhaust gas of the combustion in the combustion chamber and the partial conversion of the oxygen possibly contained in the collecting stream).
  • a fluid derived from the collecting stream by the admission of the exhaust gas of the combustion in the combustion chamber and the partial conversion of the oxygen possibly contained in the collecting stream.
  • the volume is further increased.
  • only part of the collected stream, for example 4 to 5%, is chemically reacted in the combustion chamber with the fuel by combustion, i.
  • the fuel is reacted in the combustion chamber with a significantly more than stoichiometric amount of the collecting stream or the oxygen contained therein.
  • At least part of the generation of mechanical energy from the collecting stream or a stream derived therefrom is carried out in this variant in the gas turbine of the power plant unit, ie in an apparatus already present in the power plant unit for converting pressure energy into mechanical drive energy.
  • An additional separate system for work-performing expansion of the collecting stream or a stream derived therefrom can be less complicated in the context of the invention or omitted altogether.
  • the entire generation of mechanical or electrical energy from the collecting stream or a current derived therefrom in the gas turbine can be made.
  • the expansion turbine in which the collecting fluid or the fluid derived therefrom is expanded part of a hot gas turbine, which comprises at least one heater in addition to the expansion turbine.
  • the heater is operated in particular by means of solar heat and / or waste heat from other processes, so that the process is particularly economical.
  • the two variants mentioned can also be combined by using a power station unit with both one or more hot gas turbines and with one or more gas turbines.
  • the collecting stream or a stream derived therefrom, for example, relaxed in two steps, the first step as work-performing relaxation in the hot gas turbine (after previous heating in a heater) and the second step as work-related relaxation in the gas turbine (after passing through the combustion chamber) performed become.
  • the collecting stream is in particular in the hot gas turbine of a Hot gas turbine inlet pressure relaxed on a hot gas turbine outlet pressure.
  • the hot gas turbine outlet pressure increases again in the downstream combustion chamber of the gas turbine, so that a corresponding flow is again pressure-increased fed to the expansion turbine of the gas turbine.
  • this may also be formed with an axle or shaft which is equipped with expansion turbines arranged on both sides of the generator.
  • expansion turbines arranged on both sides of the generator.
  • a corresponding expansion turbine can also be followed by other plants or facilities for the recovery of energy.
  • at least one waste heat steam generator can be provided.
  • the waste heat steam generator which may for example be connected downstream of a gas turbine or hot gas turbine, residual heat can be used from an exhaust gas stream obtained there to generate steam.
  • the steam can in turn be used to operate a generator.
  • cryogenic, liquefied stream into the tank system under superatmospheric pressure, for example at a pressure level of 8 to 12 bar or at atmospheric pressure.
  • Storage at superatmospheric pressure makes it possible to dispense with subcooling of a corresponding flow, which reduces the refrigeration requirement and thus the amount of air required in the system.
  • the power generating plant also provided according to the invention benefits from the advantages explained above, to which reference is expressly made.
  • This has in particular a control device which at least accomplishes the automatic control of the power generation plant during the first operating mode and during the second operating mode.
  • Figure 1A shows a power plant according to an embodiment of the invention in a first mode of operation.
  • the power generation plant is designated 100 in total. It has components of an air handling unit, dashed and total of 10, and components of a power plant unit, which are dashed and total 20.
  • the Indian Figure 1A shown first operating mode of the power generation plant 100 corresponds to the previously explained in more detail liquefaction operation.
  • a main compressor system 11 of the air treatment unit 10 which may be preceded by an air filter 111, ambient air AIR is sucked in and compressed.
  • the main compressor system 11 may comprise a plurality of compressor stages (here without a separate designation) as well as means for intermediate and after-cooling.
  • the compressor stages of the main compressor system 11 can be driven by a common compressor drive M.
  • aftercooling it is also possible, for example, to provide a heat exchanger 112 which can be operated with a stream taken downstream in the air treatment unit 10 (see links 1 and 2).
  • a stream a provided by the main compressor system 11 may be supplied to a purification system 12 having suitable means for purifying the flow a, for example a pair of adsorbent vessels 121 and 122 filled, for example, with molecular sieve.
  • the latter can be used in alternating operation for the purification and regenerated, including suitable switching means (not illustrated in detail) are provided.
  • streams can be used which are taken downstream in the air treatment unit 10 (see links 3 and 4).
  • a correspondingly purified stream b can then be fed to a post-compressor system 13 of the air treatment unit 10.
  • the secondary compressor system 13 like the main compressor system 11, can have a plurality of compressor stages (not designated in any more detail) with means for intermediate and after-cooling and can be driven by means of a common compressor drive M.
  • a current c thus obtained can be further increased in pressure in a compressor stage 141 of a booster turbine 14.
  • the compressor stage 141 of the booster turbine 14 is mechanically coupled to an expansion turbine 142 which may be driven by means of an expanding stream diverted downstream from the stream d (see below).
  • a further pressure d in the booster turbine 14 can be fed into a heat exchanger system 15 of the air treatment unit.
  • the heat exchanger system 15 of the air treatment unit 10 has a first heat exchanger block 151 and a second heat exchanger block 152.
  • the stream d is split into a first substream e and a second substream f. Both partial flows are supplied to the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 at its warm end.
  • the first partial flow e passes through the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 up to its cold end. He is then relaxed in the expansion turbine 142 of the previously explained Boosterturbine 14. After expansion, this stream is fed to the cold end of the second heat exchanger block 152 of the heat exchanger system 15 and heated there. After further heating in the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15, the correspondingly obtained warm stream is fed again to the after-compressor system 13.
  • the second partial flow f (the previously mentioned “first warm compressed air flow”) passes through the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 almost to its cold end and is taken there as stream g. After a further cooling in the second heat exchanger block 152 of the heat exchanger system 15, this is present as stream h (the "first cold compressed air stream”).
  • the stream h is then liquefied and subcooled in a liquefaction system 16 comprising a braked turbine 161, a separator 162 and a subcooler 163.
  • the subcooler 163 may also be operated with a partial flow j of a cryogenic liquid stream i obtained by the liquefaction.
  • the stream j is warmed in the heat exchanger system 15 and discharged to the amb environment.
  • the deep-drawn liquid stream i withdrawn from the sump of the separator 162 is fed into a tank system 17 as a cryogenic air liquefaction product.
  • the cryogenic air liquefaction product is also referred to as LAIR and represents liquefied air in the example shown.
  • LAIR cryogenic air liquefaction product
  • liquid nitrogen products, impure nitrogen and the like can also be used as air liquefaction products.
  • the cooling of the corresponding streams in the first heat exchanger block of the heat exchanger system 17 takes place at least in part by means of expansion cooling, which is generated by the expansion turbine 142. Further cold is provided in the context of the present invention by means of a refrigerant system 18.
  • the refrigerant system 18 shown in FIGS. 3A and 3B 3B is illustrated in detail, has at least two refrigerant tanks and is adapted to be used in the Figure 1A illustrated first mode of operation to conduct a cooled liquid refrigerant as stream k from the cold end to the warm end through the heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15.
  • the cooled liquid refrigerant is thus heated against a stream e or f to be cooled in the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15.
  • the use of the refrigerant system 18 allows the reversible supply of cold to the streams passing through the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15.
  • the power plant unit 20 is in the in Figure 1A
  • the first operating mode shown is not in operation or is fed exclusively by means of a fuel F.
  • the power plant unit 20 will therefore be described with reference to the following FIG. 1 B explained in more detail.
  • FIG. 1B shows the power generation plant 100, which is also in Figure 1A is shown in the multiply explained second operating mode, the removal operation.
  • the stream b likewise provided in the removal operation is not recompressed in the after-compressor system 13 in the second operating mode.
  • this stream b (the "second warm compressed air stream") is completely cooled in the first heat exchanger block 151 and the second heat exchanger block 152 of the heat exchanger system 15.
  • a cold compressed air flow m obtained thereby (the "second cold compressed air flow") is then compressed in a multi-stage cold compressor 19, the compressor stages of which can in turn be driven by means of a common compressor drive M.
  • a partially heated and compressed stream n obtained by the heat of compression and the compressor capacity of the cold compressor 19 is further heated in the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 and leaves it as a warm high pressure stream o ("first high pressure stream").
  • the cryogenic air liquefaction product LAIR fed into the first operating mode from the tank system 17 is taken as stream p (the "cryogenic liquid stream"), liquid pressure increased by a pump 171, and stream q at superatmospheric pressure in the tank Heat exchanger system 15 is converted into a gaseous or supercritical state.
  • the stream q is first supplied to the second heat exchanger block 152 of the heat exchanger system 15 and taken almost at its warm end.
  • the withdrawn stream is then passed through the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 and expanded in an expansion turbine 152, which may be coupled to a generator G.
  • additional energy and cold can be gained.
  • the correspondingly relaxed stream which has undergone renewed cooling due to the expansion, is fed again near its cold end to the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15. It leaves the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 as a warm high pressure stream s ("second high pressure stream").
  • the first high-pressure stream o and the second high-pressure stream s are combined to form a collecting stream t and discharged from the air treatment unit 10.
  • the collecting stream t is introduced into the power plant unit 20.
  • the collecting stream t first passes through a heat exchanger 21. Subsequently, the collecting stream t is passed through a combustion chamber 22, in which a suitable fuel F, for example natural gas, is burned. By the formed exhaust gas, the volume of the collecting stream t increases, and it is obtained from the collecting stream derived current u.
  • a suitable fuel F for example natural gas
  • This is supplied to an expansion turbine 23, which may be formed for example as part of a gas turbine and is coupled to a generator G.
  • the mechanical power dissipated by the relaxation of the current u derived from the collecting current t can thus be converted into electrical energy.
  • the heat exchanger 21, which is used for further heating of the collecting stream t can be operated by means of an exhaust gas v from the expansion turbine 23.
  • Regenerating gas can also be heated for regeneration in the cleaning unit 12 by means of the heat exchanger 21 (cf., link 1 to stream s, links 1 and 2 in the heat exchanger 112, links 2 and 3 in the heat exchanger 21, links 3 and 4 in the cleaning system 12 , Link 4 to stream t).
  • the heat exchanger 21 cf., link 1 to stream s, links 1 and 2 in the heat exchanger 112, links 2 and 3 in the heat exchanger 21, links 3 and 4 in the cleaning system 12 , Link 4 to stream t).
  • FIGS. 2A and 2 B show a power generation plant 200 according to another embodiment of the invention, in which the air treatment unit 10 and the tank system 17 are arranged for a pressure storage of the cryogenic air liquefaction product LAIR.
  • a corresponding power generation plant 200 is shown again in the already explained operating modes (liquefaction operation and removal operation). The operation of the system is not explained repeatedly.
  • the energy generation plant 200 or its air treatment unit 10 differs from the energy generation plant 100 or its air treatment unit 10 in particular by the absence of the heat exchanger or subcooler 163, which is operated with the current j. Due to the pressure storage of the cryogenic air liquefaction product LAIR in the tank system 17, a corresponding system can therefore be operated more efficiently, because no portion of the cryogenic air liquefaction product LAIR (cf flow j in FIG Figure 1A ) must be used for the subcooling in the heat exchanger 163.
  • the in the FIGS. 1A to 2B shown currents can be present in particular at the following pressure levels: Stream a, b 3 to 8 bar, in particular 4 to 6 bar Electricity c 30 to 100 bar, in particular 30 to 50 bar Stream d, e, f 45 to 100 bar, in particular 50 to 70 bar Electricity i 1 to 8 bar, in particular 1 to 6 bar Stream n, o, s, t, u 10 to 40 bar, in particular 12 to 20 bar Electricity q 30 to 100 bar, in particular 40 to 80 bar Electricity v Atmospheric pressure or 1 to 1.2 bar
  • FIGS. 3A and 3B show a refrigerant system 18, which in its basic. Function has already been explained above, in the previously explained operating modes (first operating mode or liquefaction operation in Figure 3A, second operating mode or removal operation, in FIG. 3B ). The already partially explained currents I and k are in the figures 3A and 3B shown again. Furthermore, FIGS. 3A and 3B show 3B the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15, which has already been explained above in its integration into corresponding power generation plants 100 and 200 or their air treatment units 10.
  • the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 is flowed through here only by a current e or f (liquefaction operation) and o or s (removal operation).
  • a current e or f liquefaction operation
  • o or s removal operation
  • cold is transferred from a liquid refrigerant to the flows e or f
  • cold is transferred from the cold flows o or s to the liquid refrigerant.
  • the designation of the currents k and I corresponds to that of the FIGS. 1A to 2B ,
  • the refrigerant system 18 comprises a first refrigerant tank 181 and a second refrigerant tank 182, in each of which the liquid refrigerant is superimposed by a gaseous, non-condensing medium, for example gaseous nitrogen.
  • the gaseous nitrogen forms the current I, the liquid refrigerant the current k.
  • the liquid refrigerant from the second refrigerant tank 182 is pumped by means of a pump 183 from the cold end to the warm one End passed through the first heat exchanger block 151 of the heat exchanger system 15 as a current k.
  • the current k can thereby heat up.
  • FIGS. 4 to 8 different embodiments of the power plant unit 20 are shown, which can be used alternatively or optionally in combination in the context of the present invention. Already explained elements are not discussed again for clarity.
  • FIG. 4 illustrated embodiment of the power plant unit 20 in all FIGS. 4 to 8 can be realized as so-called "Power Island" is, as already explained above, a combustion chamber 22 is present.
  • a heat exchanger 21 is not shown in the example shown, but can also be realized here.
  • a waste heat steam generator 24 is additionally provided here. In this way, by means of the generator G, which is coupled to the expansion turbine 23, a first power component P1, and via the waste heat steam generator 24, a second power component P2 can be obtained.
  • the waste heat steam generator 24 is configured, for example, to generate high-pressure steam, which can be used in a downstream turbine and / or in other system components.
  • FIG. 5 illustrated embodiment of the power plant unit 20 differs from that in the FIGS. 1A to 2B shown embodiments, characterized in that instead of the combustion chamber 22, a supplied with externally supplied heat Q1 heater 25 is provided.
  • This can represent, for example, waste heat of another process, heat from a heat storage system and / or heat from a solar system.
  • a particularly resource-saving operation of a corresponding system can be realized.
  • FIGS. 6 to 8 Power plant units 20 are shown, which allow a reduction of an axle load on a generator G.
  • the elements used in this case have already been explained predominantly.
  • the reduction of the axle load on the generator G results essentially by the provision of paired components.
  • the combustion chamber 22 easily available.
  • a stream from the combustion chamber 22 is divided downstream of the combustion chamber 22 into two sub-streams (without designation), which are separately fed into each one expansion turbine 23 a and 23 b and relaxed in this.
  • the generator G the common mechanical power of the expansion turbines 23a and 23b can thus be set into electrical power P.
  • FIGS. 7 and 8 illustrated embodiments two expansion turbines 23a and 23b are provided in each case.
  • two separate combustion chambers 22a and 22b are present, which in FIG. 8 embodiment shown further comprises two separate heat exchanger blocks 21 a and 21 b. Due to the symmetrical arrangement of the expansion turbines 23a and 23b in the previously explained FIGS. 6 to 8 the axle load is transmitted symmetrically to the generator G.

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Abstract

Es wird ein Verfahren zur Erzeugung von elektrischer Energie in einer kombinierten Energieerzeugungsanlage (100, 200), die eine Luftbehandlungseinheit (10) und eine Kraftwerkseinheit (20) umfasst, vorgeschlagen. In einem ersten Betriebsmodus (Verflüssigungsbetrieb) wird ein erster warmer Druckluftstrom (f) in einem Wärmetauschersystem (15) der Luftbehandlungseinheit (10) zu einem ersten kalten Druckluftstrom (h) abgekühlt, wobei aus dem ersten kalten Druckluftstrom (h) ein erster tiefkalter flüssiger Strom (i) hergestellt und in einen Flüssigspeicher (17) der Luftbehandlungseinheit (10) überführt wird. In einem zweiten Betriebsmodus (Entnahmebetrieb) wird ein zweiter warmer Druckluftstrom (b) in dem Wärmetauschersystem (15) zu einem zweiten kalten Druckluftstrom (m) abgekühlt, wobei der zweite kalte Druckluftstrom (m) in einem Kaltverdichtersystem (16) der Luftbehandlungseinheit (10) zu einem ersten Hochdruckstrom (n) verdichtet wird. In dem zweiten Betriebsmodus wird ferner ein zweiter tiefkalter flüssiger Strom (p) aus dem Speichertank (17) entnommen und in dem Wärmetauschersystem (15) zu einem zweiten Hochdruckstrom (s) verdampft oder pseudoverdampft, wobei der erste (n) und der zweite Hochdruckstrom (s) zu einem Sammelstrom (t) vereinigt werden. In dem zweiten Betriebsmodus wird schließlich der Sammelstrom (t) oder ein hiervon abgeleiteter Strom (u) in wenigstens einer mit einem Generator (G) gekoppelten Turbine (23) der Kraftwerkseinheit (20) entspannt. Es ist vorgesehen, dass der erste warme Druckluftstrom (f) in dem ersten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem (15) zumindest zum Teil gegen einen Strom (k) eines flüssigen Kältemittels abgekühlt wird. Ferner ist vorgesehen, dass der zweite tiefkalte flüssige Strom (p) in dem zweiten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem (15) zumindest zum Teil gegen einen Strom (k) des flüssigen Kältemittels erwärmt wird. Eine Energieerzeugungsanlage (100, 200) ist ebenfalls Gegenstand der Erfindung.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Erzeugung von elektrischer Energie in einer kombinierten Energieerzeugungsanlage, die eine Luftbehandlungseinheit und eine Kraftwerkseinheit umfasst, und eine entsprechende Energieerzeugungsanlage gemäß den Oberbegriffen der unabhängigen Patentansprüche.
    • Stand der Technik
  • Beispielsweise aus DE 31 39 567 A1 und WO 2007/096656 A1 ist bekannt, Flüssigluft oder Flüssigstickstoff, also tiefkalte Luftverflüssigungsprodukte, zur Netzregelung und zur Bereitstellung von Regelleistung in Stromnetzen zu verwenden.
  • Zu Billigstromzeiten oder Stromüberschusszeiten wird dabei Luft in einer Luftzerlegungsanlage mit einem integrierten Verflüssiger oder in einer dezidierten Verflüssigungsanlage, hier allgemein als Luftbehandlungseinheit bezeichnet, insgesamt oder teilweise zu einem derartigen Luftverflüssigungsprodukt verflüssigt. Das Luftverflüssigungsprodukt wird in einem Tanksystem mit Tieftemperaturtanks gespeichert. Dieser Betriebsmodus wird hier als "Verflüssigungsbetrieb" bezeichnet.
  • Zu Spitzenlastzeiten wird das Luftverflüssigungsprodukt aus dem Tanksystem entnommen, mittels einer Pumpe druckerhöht und bis auf etwa Umgebungstemperatur oder höher angewärmt und damit in einen gasförmigen oder überkritischen Zustand überführt. Ein hierdurch erhaltener Hochdruckstrom wird in einer Kraftwerkseinheit in einer Entspannungsturbine oder mehreren Entspannungsturbinen mit Zwischenerwärmung bis auf Umgebungsdruck entspannt. Die dabei freiwerdende mechanische Leistung wird in einem oder mehreren Generatoren der Kraftwerkseinheit in elektrische Energie umgewandelt und in ein elektrisches Netz eingespeist. Dieser Betriebsmodus wird hier als "Entnahmebetrieb" bezeichnet.
  • Entsprechende Verfahren und Vorrichtungen können, wie auch das Verfahren und die Vorrichtung der Erfindung, grundsätzlich auch mit einem Luftverflüssigungsprodukt arbeiten, welches mehr als 40 Molprozent Sauerstoff enthält. Dies wurde hier jedoch ausgenommen, um eine Verwechslung mit Verfahren und Vorrichtungen zu vermeiden, bei denen ein besonders sauerstoffreiches Fluid zur Unterstützung von Oxidationsreaktionen in eine Gasturbine eingeleitet wird.
  • Die beim Überführen des Luftverflüssigungsprodukts in den gasförmigen oder überkritischen Zustand freiwerdende Kälte kann während des Entnahmebetriebs auch gespeichert und während des Verflüssigungsbetriebs zur Bereitstellung von Kälte zur Gewinnung des Luftverflüssigungsprodukts eingesetzt werden.
  • Es sind schließlich auch Druckluftspeicherkraftwerke bekannt, in denen die Einsatzluft jedoch nicht verflüssigt, sondern in einem Verdichter verdichtet und in einer unterirdischen Kaverne gespeichert wird. In Zeiten hoher Stromnachfrage wird die Druckluft aus der Kaverne in die Brennkammer einer Gasturbine geleitet. Gleichzeitig wird der Gasturbine über eine Gasleitung Brennstoff, beispielsweise Erdgas, zugeführt und in der durch die Druckluft gebildeten Atmosphäre verbrannt. Das gebildete Abgas wird in der Gasturbine entspannt, wodurch Energie erzeugt wird.
  • Die Wirtschaftlichkeit entsprechender Verfahren und Vorrichtungen wird stark vom Gesamtwirkungsgrad beeinflusst. Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, entsprechende Verfahren und Vorrichtungen in ihrer Wirtschaftlichkeit zu verbessern.
    • Offenbarung der Erfindung
  • Diese Aufgabe wird durch ein Verfahren zur Erzeugung von elektrischer Energie in einer kombinierten Energieerzeugungsanlage, die eine Luftbehandlungseinheit und eine Kraftwerkseinheit umfasst, und eine entsprechende Energieerzeugungsanlage mit den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen sind jeweils Gegenstand der abhängigen Patentansprüche sowie der nachfolgenden Beschreibung.
  • Vor der Erläuterung der Merkmale und Vorteile der erfindungsgemäß vorgeschlagenen Maßnahmen werden einige nachfolgend verwendete Begriffe erläutert.
  • Unter einer "Kraftwerkseinheit" wird hier eine Anlage oder ein Anlagenteil verstanden, die bzw. der zur Erzeugung von elektrischer Energie eingerichtet ist. Eine Kraftwerkseinheit umfasst dabei zumindest eine Entspannungsturbine, die mit zumindest einem Generator gekoppelt ist. Die bei der Entspannung eines Fluids in der zumindest einen Entspannungsturbine frei werdende mechanische Leistung kann daher in elektrische Energie umgesetzt werden.
  • Unter einer "Luftbehandlungseinheit" wird hier eine Anlage verstanden, die zur Gewinnung wenigstens eines "Luftverflüssigungsprodukts" aus Luft eingerichtet ist. Es kann sich hierbei, wie eingangs erläutert, um eine Luftzerlegungsanlage handeln, die zur Gewinnung entsprechender Luftfraktionen eingerichtet sein kann oder auch nur um eine Verflüssigungseinheit einer derartigen Anlage oder eine dezidierte Verflüssigungseinheit. Ausreichend für eine Luftbehandlungseinheit zum Einsatz in der vorliegenden Erfindung ist es, dass durch diese ein entsprechendes tiefkaltes Luftverflüssigungsprodukt erhalten werden kann, das als Speicherflüssigkeit verwendbar und in ein Tanksystem überführbar ist. Eine "Luftzerlegungsanlage" wird mit atmosphärischer Luft beschickt und weist ein Destillationssäulensystem zur Zerlegung der atmosphärischen Luft in ihre physikalischen Komponenten auf, insbesondere in Stickstoff und Sauerstoff. Hierzu wird die Luft zunächst in die Nähe ihres Taupunkts abgekühlt und dann in das Destillationssäulensystem eingeleitet. Verfahren und Vorrichtungen zur Tieftemperaturzerlegung von Luft sind z.B. aus Hausen/Linde, Tieftemperaturtechnik, 2. Auflage 1985, Kapitel 4 (Seiten 281 bis 337) bekannt. Im Gegensatz hierzu umfasst eine "Luftverflüssigungsanlage" kein Destillationssäulensystem. Im Übrigen entspricht ihr Aufbau dem einer Luftzerlegungsanlage mit der Abgabe eines Luftverflüssigungsprodukts. Selbstverständlich kann auch in einer Luftzerlegungsanlage Flüssigluft als Nebenprodukt erzeugt werden.
  • Ein "Luftverflüssigungsprodukt" ist jedes Produkt, das zumindest durch Verdichten, Abkühlen und anschließendes Entspannen von Luft in Form einer tiefkalten Flüssigkeit hergestellt werden kann. Insbesondere kann es sich bei einem Luftverflüssigungsprodukt um Flüssigluft, flüssigen Sauerstoff, flüssigen Stickstoff und/oder ein flüssiges Edelgas wie flüssiges Argon handeln. Die Begriffe "flüssiger Sauerstoff' bzw. "flüssiger Stickstoff' bezeichnen dabei jeweils auch eine tiefkalte Flüssigkeit, die Sauerstoff bzw. Stickstoff in einer Menge aufweist, die oberhalb derer atmosphärischer Luft liegt. Es muss sich dabei also nicht notwendigerweise um reine Flüssigkeiten mit hohen Gehalten von Sauerstoff bzw. Stickstoff handeln. Unter flüssigem Stickstoff wird also sowohl reiner oder im Wesentlichen reiner Stickstoff verstanden, als auch ein Gemisch aus verflüssigten Luftgasen, dessen Stickstoffgehalt höher als derjenige der atmosphärischen Luft ist. Beispielsweise weist dieses einen Stickstoffgehalt von mindestens 90, vorzugsweise mindestens 99 Molprozent auf.
  • Unter einer "tiefkalten" Flüssigkeit, bzw. einem entsprechenden Fluid, Luftverflüssigungsprodukt, Strom usw. wird ein flüssiges Medium verstanden, dessen Siedepunkt deutlich unterhalb der jeweiligen Umgebungstemperatur liegt und beispielsweise 200 K oder weniger, insbesondere 220 K oder weniger, beträgt. Beispiele für derartige tiefkalte Medien sind flüssige Luft, flüssiger Sauerstoff und flüssiger Stickstoff.
  • Ein "Wärmetauschersystem" dient zur indirekten Übertragung von Wärme zwischen zumindest zwei im Gegenstrom zueinander geführten Strömen, beispielsweise einem warmen Druckluftstrom und einem oder mehreren kalten Strömen oder einem tiefkalten Luftverflüssigungsprodukt und einem oder mehreren warmen Strömen. Ein Wärmetauschersystem kann aus einem einzelnen oder mehreren parallel und/oder seriell verbundenen Wärmetauscherabschnitten gebildet sein, z.B. aus einem oder mehreren Plattenwärmetauscherblöcken.
  • Ein "Verdichtersystem" ist eine Vorrichtung, die zum Verdichten wenigstens eines gasförmigen Stroms von wenigstens einem Eingangsdruck, bei dem dieser dem Verdichtersystem zugeführt wird, auf wenigstens einen Enddruck, bei dem dieser dem Verdichtersystem entnommen wird, eingerichtet ist. Das Verdichtersystem bildet dabei eine bauliche Einheit, die jedoch mehrere "Verdichterstufen" in Form bekannter Kolben-, Schrauben- und/oder Schaufelrad- bzw. Turbinenanordnungen (also Radial- oder Axialverdichterstufen) aufweisen kann. Insbesondere werden diese Verdichterstufen mittels eines gemeinsamen Antriebs, beispielsweise über eine gemeinsame Welle und/oder einen gemeinsamen Elektromotor, angetrieben. Mehrere Verdichtersysteme, z.B. ein Haupt- und ein Nachverdichter einer Luftbehandlungseinheit, können eine "Verdichteranordnung" bilden.
  • Ein "Kaltverdichtersystem", das wie die soeben erläuterten Verdichtersysteme eine oder mehrere Verdichterstufen aufweisen kann, die über eine gemeinsame Welle angetrieben werden, ist ein Verdichtersystem, das Gasströme in tiefkaltem Zustand verdichtet. Kaltverdichter zeichnen sich insbesondere durch wenigstens eine Radialverdichterstufe, ein Tieftemperaturgehäuse und/oder eine elektrische Antriebseinheit mit integrierter Lagerung aus.
  • Ein "einziges Kaltverdichtersystem" bzw. ein "einziges Verdichtersystem" ist dabei als bauliche Einheit ausgebildet, die nur einmal in einer entsprechenden Anlage vorhanden ist, jedoch eine oder mehrere Verdichterstufen umfassen kann. Sind mehrere Verdichterstufen vorgesehen, sind diese über eine gemeinsame Welle mit einem gemeinsamen Verdichterantrieb gekoppelt. Dem einzigen Kaltverdichtersystem bzw. dem einzigen Verdichtersystem wird Fluid insbesondere in Form nur eines Fluidstroms zugeführt, der mit der einen Verdichterstufe in einem Schritt oder mit mehreren Verdichterstufen sukzessive in mehreren Schritten verdichtet wird.
  • Eine "Entspannungsturbine", die über eine gemeinsame Welle mit weiteren Entspannungsturbinen oder Energiewandlern wie Ölbremsen, Generatoren oder Verdichterstufen gekoppelt sein kann, ist zur Entspannung eines gasförmigen oder zumindest teilweise flüssigen Stroms eingerichtet. Teilweise können Entspannungsturbinen zum Einsatz in der vorliegenden Erfindung als Turboexpander ausgebildet sein. Sind eine oder mehrere als Turboexpander ausgebildete Entspannungsturbinen nur mit einer oder mehreren Verdichterstufen, beispielsweise in Form von Radialverdichterstufen, gekoppelt und ggf. mechanisch gebremst, werden diese jedoch ohne extern, beispielsweise mittels eines Elektromotors, zugeführte Energie betrieben, wird hierfür der Begriff "Boosterturbine" verwendet. Eine derartige Boosterturbine verdichtet dabei zumindest einen Strom durch die Entspannung zumindest eines anderen Stroms, jedoch ohne extern, beispielsweise mittels eines Elektromotors, zugeführte Energie.
  • Unter einer "Gasturbine" wird im Rahmen der vorliegenden Anmeldung eine Anordnung aus wenigstens einer Brennkammer und wenigsten einer dieser nachgeschalteten Entspannungsturbine (der Gasturbine im engeren Sinn) verstanden. In letzterer werden heiße Gase aus der Brennkammer arbeitsleistend entspannt. Eine Gasturbine kann ferner wenigstens eine von der Entspannungsturbine über eine gemeinsame Welle angetriebene Verdichterstufe, typischerweise mit wenigstens einer Radialverdichterstufe, aufweisen. Ein Teil der in der Entspannungsturbine erzeugten mechanischen Energie wird üblicherweise zum Antrieb der wenigstens einen Verdichterstufe eingesetzt. Ein weiterer Teil wird regelmäßig zur Erzeugung elektrischer Energie in einem Generator umgesetzt.
  • Als Abwandlung einer Gasturbine weist eine "Verbrennungsturbine" lediglich die erwähnte Brennkammer und eine dieser nachgeschaltete Entspannungsmaschine auf. Ein Verdichter ist üblicherweise nicht vorgesehen.
  • Eine "Heißgasturbine" weist hingegen im Gegensatz zu einer Gasturbine statt einer Brennkammer einen Erhitzer auf. Eine Heißgasturbine kann einstufig mit einem Erhitzer und einer Entspannungsturbine ausgebildet sein. Alternativ können jedoch mehrere Entspannungsturbinen, vorzugsweise mit Zwischenerhitzung, vorgesehen sein. In jedem Fall kann insbesondere stromab der letzten Entspannungsturbine ein weiterer Erhitzer vorgesehen sein. Auch die Heißgasturbine ist vorzugsweise mit einem oder mehreren Generatoren zur Erzeugung von elektrischer Energie gekoppelt.
  • Unter einem "Erhitzer" wird im Rahmen dieser Anmeldung ein System zum indirekten Wärmetausch zwischen einem Heizfluid und einem zu erhitzenden gasförmigen Fluid verstanden. Mittels eines derartigen Erhitzers kann Restwärme, Abwärme, Prozesswärme, Solarwärme etc. auf das zu erhitzende gasförmige Fluid übertragen und zur Energieerzeugung in einer Heißgasturbine genutzt werden.
  • Ein "Abwärmedampferzeuger", auch als Abhitzekessel (engl. Heat Recovery Steam Generator, HRSG) bezeichnet, ist zur Erzeugung von Dampf durch Erhitzen von Wasser oder zum weiteren Erhitzen, z.B. von Kaltdampf zu Heißdampf, mittels eines Abwärmestroms, beispielsweise eines aus einem noch heißen oder nacherhitzten Gasstrom stromab einer Gasturbine oder Heißgasturbine eingerichtet.
  • Unter einem "Tanksystem" wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung eine Anordnung mit wenigstens einem zur Speicherung eines tiefkalten Luftverflüssigungsprodukts eingerichteten Tieftemperaturspeichertank verstanden. Ein entsprechendes Tanksystem weist Isolationsmittel auf und ist beispielsweise gemeinsam mit einer Luftbehandlungseinheit in einer Coldbox angebracht.
  • Die vorliegende Anmeldung verwendet zur Charakterisierung von Drücken und Temperaturen die Begriffe "Druckniveau" und "Temperatumiveau", wodurch zum Ausdruck gebracht werden soll, dass entsprechende Drücken und Temperaturen in einer entsprechenden Anlage nicht in Form exakter Druck- bzw. Temperaturwerte verwendet werden müssen, um das erfinderische Konzept zu verwirklichen. Jedoch bewegen sich derartige Drücke und Temperaturen typischerweise in bestimmten Bereichen, die beispielsweise ± 1%, 5%, 10%, 20% oder sogar 50% um einen Mittelwert liegen. Entsprechende Druckniveaus und Temperaturniveaus können dabei in disjunkten Bereichen liegen oder in Bereichen, die einander überlappen. Insbesondere schließen beispielsweise Druckniveaus unvermeidliche Druckverluste oder zu erwartende Druckverluste, beispielsweise aufgrund von Abkühlungseffekten, ein. Entsprechendes gilt für Temperaturniveaus. Bei den hier in bar angegebenen Druckniveaus handelt es sich um Absolutdrücke.
  • Werden tiefkalte Luftverflüssigungsprodukte bzw. entsprechende flüssige Ströme im Rahmen der vorliegenden Anmeldung durch Erwärmen "in einen gasförmigen oder überkritischen Zustand überführt", schließt dies einerseits einen regulären Phasenübergang durch Verdampfen ein, wenn dies bei unterkritischem Druck erfolgt. Falls solche tiefkalte Luftverflüssigungsprodukte bzw. entsprechende flüssige Ströme jedoch bei einem Druck erwärmt werden, der oberhalb des kritischen Drucks liegt, erfolgt beim Erwärmen über die kritische Temperatur hinaus kein Phasenübergang im eigentlichen Sinn, sondern ein Übergang vom flüssigen in den überkritischen Zustand, wofür hier der Begriff "Pseudoverdampfen" verwendet wird.
  • Unter einem "Sammelstrom" wird im Rahmen dieser Anmeldung eine Gesamtmenge zweier oder mehrerer Ströme, beispielsweise zweier oder mehrerer Druckluftströme bei gleichem oder unterschiedlichem Druck, verstanden, die von einer ersten funktionellen oder baulichen Einheit einer Anlage in eine zweite funktionelle oder bauliche Einheit überführt wird. Im Rahmen dieser Anmeldung wird beispielsweise ein solcher Sammelstrom von einer Luftbehandlungseinheit in eine Kraftwerkseinheit überführt. Ein Sammelstrom kann in einer oder in mehreren Leitungen geführt werden. Bei einer "Bildung" eines entsprechenden Sammelstroms handelt es sich daher um dessen Bereitstellung durch die erste funktionelle oder bauliche Einheit an die zweite funktionelle oder bauliche Einheit. Die zwei oder mehr Ströme werden dabei insbesondere in einer gemeinsamen Leitung zusammengefasst. Dies muss jedoch nicht notwendigerweise erfolgen, ein Sammelstrom kann, wie erwähnt, auch in zwei oder mehr Leitungen geführt werden.
    • Vorteile der Erfindung
  • Die vorliegende Erfindung geht von einem zuvor erläuterten Verfahren zur Erzeugung von elektrischer Energie in einer kombinierten Energieerzeugungsanlage aus, die eine Luftbehandlungseinheit und eine Kraftwerkseinheit umfasst.
  • In dem Verfahren wird in einem ersten Betriebsmodus, dem bereits erwähnten Verflüssigungsbetrieb, ein erster warmer Druckluftstrom in einem Wärmetauschersystem zu einem ersten kalten Druckluftstrom abgekühlt. Aus dem ersten kalten Druckluftstrom wird ein erster tiefkalter flüssiger Strom eines Luftverflüssigungsprodukts hergestellt, das in einem Tanksystem gespeichert wird. Wie erwähnt, handelt es sich bei dem ersten tiefkalten flüssigen Strom um verflüssigte Luft oder um eine andere Luftfraktion, beispielsweise Flüssigstickstoff oder um eine stickstoffangereicherte Fraktion. Vorzugsweise enthält der tiefkalte flüssige Strom jedoch deutlich weniger als 40 Molprozent Sauerstoff. Ein entsprechend gespeichertes tiefkaltes Luftverflüssigungsprodukt bildet damit ein Speichermedium, das in Billigstromzeiten oder Stromüberschusszeiten hergestellt wird und für Hochstrompreiszeiten vorgehalten werden kann.
  • In einem zweiten Betriebsmodus, dem zuvor erwähnten Entnahmebetrieb, der typischerweise während der Hochstrompreiszeiten durchgeführt wird, wird hingegen ein zweiter warmer Druckluftstrom in dem Wärmetauschersystem zu einem zweiten kalten Druckluftstrom abgekühlt, wobei der zweite kalte Druckluftstrom in einem Kaltverdichtersystem zu einem ersten Hochdruckstrom verdichtet wird. Vorzugsweise wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung nur genau ein Kaltverdichtersystem verwendet. Weiter vorzugsweise wird der zweite kalte Druckluftstrom dem Kaltverdichtersystem auf dem tiefsten durch das Wärmetauschersystem bereitstellbaren Temperaturniveau, insbesondere mit -140 bis -180 °C, beispielsweise mit -150 bis -170 °C, zugeführt.
  • Der erste Druckluftstrom des ersten Betriebsmodus wird durch Verdichten in einem Hauptverdichtersystem und Nachverdichten in einem Nachverdichtersystem bereitgestellt. Sowohl das Haupt- als auch das Nachverdichtersystem können dabei mehrere Verdichterstufen umfassen, die, wie bereits zuvor erläutert, mit einem gemeinsamen Verdichterantrieb über eine gemeinsame Welle angetrieben werden. Das Hauptverdichtersystem und das Nachverdichtersystem können dabei auch über Mittel zur Zwischen- und Nachkühlung verfügen. In dem ersten Betriebsmodus kann ferner ein Druckluftstrom stromab des Nachverdichtersystems durch eine Boosterturbine nochmals druckerhöht werden. Der entsprechend verdichtete erste Druckluftstrom kann auch zumindest teilweise in einer in dem Wärmetauschersystem integrierten Entspannungsturbine, die beispielsweise mit einem Generator gekoppelt sein kann, entspannt werden, wodurch Kälte zum Betrieb des Wärmetauschersystems generiert werden kann.
  • Der zweite warme Druckluftstrom des zweiten Betriebsmodus wird hingegen vorzugsweise ausschließlich durch Verdichten in dem Hauptverdichtersystem verdichtet. Er wird damit vorzugsweise auf einem geringeren Druckniveau als der erste Druckluftstrom bereitgestellt und in das Wärmetauschersystem eingespeist.
  • Die stromauf und stromab des Hauptverdichtersystems, des Nachverdichtersystems, der Boosterturbine, einer Entspannungsturbine in einem unten erläuterten Verflüssigungssystem und des Kaltverdichtersystems typischerweise vorliegenden Druckniveaus werden unter Bezugnahme auf die beigefügten Figuren näher erläutert.
  • Der erste und der zweite warme Druckluftstrom werden jeweils zu dem ersten und zu dem zweiten kalten Druckluftstrom abgekühlt, wobei gleiche oder unterschiedliche Temperaturniveaus erzeugt werden können, indem der erste und der zweite kalte Druckluftstrom dem Wärmetauschersystem an unterschiedlichen Stellen entnommen werden. Vorzugsweise werden der erste und der zweite warme Druckluftstrom in dem Wärmetauschersystem, das insbesondere zwei Wärmetauscherblöcke umfassen kann, durch unterschiedliche Passagen geführt. Der erste und der zweite warme Druckluftstrom können dabei jeweils auch in unterschiedlichen Volumenströmen bereitgestellt werden.
  • Der erste warme Druckluftstrom des ersten Betriebsmodus wird von einem Hauptstrom, der in dem Haupt- und in dem Nachverdichtersystem verdichtet wurde, abgezweigt. Ein verbleibender Reststrom wird ebenfalls in dem Wärmetauschersystem oder in einem Teil dieses Wärmetauschersystems, beispielsweise einem ersten Wärmetauscherblock, abgekühlt. Der entsprechend abgekühlte Reststrom wird anschließend in einer Entspannungsturbine entspannt, die Teil der zuvor erläuterten Boosterturbine ist, mittels derer der erste warme Druckluftstrom bereitgestellt wird. Hierdurch wird die zur Luftverflüsigung erforderliche Kälte erzeugt und die dabei frei werdende mechanische Leistung genutzt. Der in der Boosterturbine entspannte Reststrom kann anschließend vorzugsweise in dem Wärmetauschersystem angewärmt und beispielsweise dem Nachverdichtersystem erneut zugeführt werden. Details hierzu sind in den beigefügten Figuren dargestellt und werden unter Bezugnahme auf diese näher erläutert.
  • In dem zweiten Betriebsmodus wird ferner ein zweiter tiefkalter flüssiger Strom aus dem Tanksystem entnommen, mittels einer Pumpe druckerhöht und in dem Wärmetauschersystem erwärmt und damit in einen gasförmigen oder überkritischen Zustand überführt, also zu einem zweiten Hochdruckstrom verdampft oder pseudoverdampft. Der zweite Hochdruckstrom wird mit dem ersten Hochdruckstrom, der wie oben erläutert mittels des Kaltverdichtersystems aus dem zweiten kalten Druckluftstrom erhalten wird, zu einem Sammelstrom vereinigt. Der Sammelstrom, der auf einem Druckniveau von insbesondere 12 bar oder mehr vorliegt, oder ein von dem Sammelstrom abgeleiteter Strom, wird in wenigstens einer mit einem Generator gekoppelten Entspannungsturbine der erläuterten Kraftwerkseinheit entspannt. Wie erläutert, kann ein "Sammelstrom" auch auf mehreren Druckniveaus in unterschiedlichen Leitungen geführt werden.
  • In dem erfindungsgemäßen Verfahren umfasst der Volumenstrom des Sammelstroms vorteilhafterweise höchstens 110% der vereinigten Volumenströme des ersten und des zweiten Hochdruckstroms. Insbesondere wird der Sammelstrom ausschließlich aus dem ersten und den zweiten Hochdruckstrom gebildet, was jedoch nicht ausschließt, dass von dem ersten und/oder dem zweiten Hochdruckstrom vor der Vereinigung derselben zu dem Sammelstrom Teilströme abgezweigt und den jeweiligen Strömen erneut zugeführt werden können. Diese können beispielsweise zur Regeneration eines Reinigungssystems bzw. hierin verwendeter Adsorberbehälter verwendet werden. Hieraus ergibt sich, dass keine weiteren Ströme zur Bildung des Sammelstroms vereinigt werden. Dies bedeutet, dass vorteilhafterweise nur ein einziger mit einem Kaltverdichtersystem erzeugter zweiter Druckluftstrom eingesetzt bzw. nur ein einziges Kaltverdichtersystem in der erfindungsgemäßen Anlage verwendet wird. Mit anderen Worten ist das zum Verdichten des zweiten kalten Druckluftstroms verwendete Kaltverdichtersystem vorteilhafterweise das einzige in der Energieerzeugungsanlage verwendete Kaltverdichtersystem. Es sei darauf hingewiesen, dass ein Kaltverdichtersystem mittels eines durch externe Energie gespeisten Antriebs, beispielsweise eines Elektromotors, angetrieben wird und sich hierdurch von einer Boosterturbine unterscheidet.
  • Da der erste und der zweite tiefkalte flüssige Strom in dem gleichen Tanksystem gespeichert bzw. diesem entnommen werden, weisen der erste und der zweite tiefkalte flüssige Strom i.d.R. eine identische Zusammensetzung auf, bestehen also aus demselben Luftverflüssigungsprodukt. In diesem Zusammenhang sei betont, dass in dem ersten Betriebsmodus vorzugsweise ausschließlich der erste warme und der erste kalte Druckluftstrom bereitgestellt werden und dass in dem zweiten Betriebsmodus vorzugsweise ausschließlich der zweite warme und der zweite kalte Druckluftstrom bereitgestellt werden. Entsprechende Ströme können, falls nicht abweichend angegeben, jeweils eine identische Zusammensetzung und/oder identische Temperaturniveaus aufweisen und/oder in denselben Leitungen geführt werden. Eine Unterscheidung zwischen "ersten" und "zweiten" warmen bzw. kalten Druckluftströmen wird daher teilweise deshalb getroffen, um Unterschiede zwischen dem ersten und dem zweiten Betriebsmodus kenntlich zu machen.
  • In dem erfindungsgemäßen Verfahren wird also in dem zweiten Betriebsmodus die Verdampfung bzw. Pseudoverdampfung des zweiten tiefkalten flüssigen Stroms in dem Wärmetauschersystem der Luftbehandlungseinheit durchgeführt. Dies bedeutet, dass während des zweiten Betriebsmodus der tiefkalte flüssige Strom nicht in einen separaten Wärmetauscher eingeleitet und beispielsweise gegen atmosphärische Luft oder heißen (Wasser-)Dampf verdampft bzw. pseudoverdampft wird, sondern dieser Schritt in dem Wärmetauschersystem der Luftbehandlungseinheit durchgeführt wird, das ohnehin für die Abkühlung des ersten warmen Druckluftstroms im ersten Betriebsmodus vorhanden ist. Dies erscheint auf den ersten Blick ungünstig, weil dadurch nicht mehr kostengünstige Heizmedien wie die Atmosphäre oder Dampf genutzt werden können, sondern ein mit der Luftbehandlungseinheit kompatibles Heizmedium erzeugt und in das Wärmetauschersystem eingespeist werden muss, um die für die Verdampfung bzw. Pseudoverdampfung benötigte Wärme zu liefern. Es hat sich jedoch herausgestellt, dass sich hierdurch insgesamt ein wirtschaftlich besonders günstiges System ergibt.
  • Es ist günstig, wenn auch in dem zweiten Betriebsmodus Einsatzluft in Form des zweiten warmen Druckluftstroms in dem Wärmetauschersystem abgekühlt wird. Damit wird ein für die Verdampfung des zweiten tiefkalten flüssigen Stroms benötigtes Heizmedium mit Hilfe der vorhandenen Luftbehandlungseinheit erzeugt und diese muss nicht abgeschaltet werden.
  • Es erscheint auch zunächst ungünstig, im zweiten Betriebsmodus, in dem der Energiepreis hoch ist, die Luftbehandlungseinheit und insbesondere ein entsprechendes Hauptverdichtersystem weiter zu betreiben. Es hat sich jedoch auch hier herausgestellt, dass damit hohe betriebstechnische Vorteile verbunden sind, weil das Hauptverdichtersystem beim Umschalten zwischen den Betriebsmodi nicht aus- und eingeschaltet werden muss, sondern kontinuierlich weiterlaufen kann. Außerdem kann aus dem hier gewonnenen zweiten warmen Druckluftstrom, wie erläutert, der erste Hochdruckstrom energetisch besonders günstig gewonnen werden, da die Verdichtung bei tiefen Temperaturen grundsätzlich weniger Energie braucht. Daher kann auf diese Weise aus dem ersten Hochdruckstrom zusätzliche elektrische Energie energetisch sehr günstig erhalten werden.
  • Erfindungsgemäß ist vorgesehen, dass der mehrfach erwähnte erste warme Druckluftstrom in dem ersten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem zumindest zum Teil gegen einen Strom eines flüssigen Kältemittels abgekühlt wird, und der zweite tiefkalte flüssige Strom in dem zweiten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem zum Teil gegen einen Strom des flüssigen Kältemittels erwärmt wird.
  • Zu einem weiteren Teil wird der erste warme Druckluftstrom in dem ersten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem gegen einen entspannten und abgekühlten Druckluftstrom, nämlich den oben erwähnten Reststrom, abgekühlt. Der zweite tiefkalte flüssige Strom wird hingegen in dem zweiten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem zu einem weiteren Teil gegen den zweiten warmen Druckluftstrom erwärmt.
  • Mit entsprechenden Kältemitteln kann das Wärmeaustauschdiagramm eines verwendeten Wärmetauschersystems besonders günstig gestaltet werden. Als flüssiges Kältemittel kommt dabei insbesondere Methanol (Einsatzbereich bis -95 °C) zum Einsatz. Ein flüssiges Kältemittel zur Verwendung in der Erfindung wird insbesondere auf Grundlage seines Siedepunkts ausgewählt. Dieser muss so gewählt werden, dass das flüssige Kältemittel im jeweiligen gesamten Arbeitsbereich flüssig ist. Hierfür geeignet sind, wie erwähnt, insbesondere Methanol, aber auch Ethanol. Neben Methanol und Ethanol können außerdem die in der folgenden Tabelle aufgeführten nidederwertigen Alkohole als Kältemittel im Rahmen der vorliegenden Erfindung eingesetzt werden.
    Name Schmelzpunkt in °C Siedetemperatur in °C
    Methanol -97,8 64,7
    Ethanol -114,1 78,3
    Propan-1-ol -126,2 97,2
    Butan-1-ol -89,3 117,3
    Pentan-1-ol -78,2 138
    Hexan-1-ol -48,6 157,5
    Propan-2-ol -88,5 82,3
    Butan-2-ol -114,7 99,5
    2-Methylpropan-1-ol -108 108
    Pentan-2-ol -50 118,9
    2-Methylbutan-1-ol -70 129
    3-Methylbuten-1-ol -117 130,8
    1,2-Propandiol -68 188
    Butan-1,2-diol -114 192
    Butan-1,3-diol unter -50 207,5
    Prop-2-en-1-ol -129 97
    Pentan-1-ol -78,2 128,0
  • Selbstverständlich können in der Erfindung auch ein oder mehrere weitere flüssige, ggf. organische, Kältemittel eingesetzt werden. Dadurch kann der Wärmeaustausch weiter optimiert werden; allerdings wird auch der apparative und regelungstechnische Aufwand höher. Das oder die flüssigen Kältemittel werden in entsprechenden Wärmetauscherabschnitten bzw. Wärmetauscherblöcken des Wärmetauschersystems geführt und in geeigneten kälteisolierten Kältemitteltanks zwischengespeichert.
  • In dem erfindungsgemäßen Verfahren wird vorteilhafterweise der jeweilige Strom des flüssigen Kältemittels in dem ersten Betriebsmodus einem ersten Kältemitteltank entnommen, in dem Wärmetauschersystem erwärmt und in einen zweiten Kältemitteltank überführt. In dem zweiten Betriebsmodus wird der Strom des flüssigen Kältemittels dem zweiten Kältemitteltank entnommen, in dem Wärmetauschersystem abgekühlt und in den ersten Kältemitteltank überführt.
  • Ferner wird hierbei vorteilhafterweise ein das flüssige Kältemittel in dem ersten und dem zweiten Kältemitteltank überlagerndes, nicht kondensierendes Gas, beispielsweise Stickstoff, verwendet. Dieses wird in dem ersten Betriebsmodus dem ersten Kältemitteltank entnommen, in dem Wärmetauschersystem abgekühlt und in den zweiten Kältemitteltank überführt. In dem zweiten Betriebsmodus wird der erläuterte Strom des nichtkondensierenden Gases dem zweiten Kältemitteltank entnommen, in dem Wärmetauschersystem erwärmt und in den ersten Kältemitteltank überführt. Hierdurch wird insgesamt eine vollständig autarke, reversible Kühlmöglichkeit für die zuvor erläuterten Ströme geschaffen, die nicht auf die Zufuhr externer Kältemittel angewiesen und dazu in der Lage ist, die jeweils zugeführte bzw. abgeführte Kälte reversibel zu speichern.
  • Alternativ zu der erfindungsgemäß vorgeschlagenen Verwendung des flüssigen Kältemittels könnte weitere Kälte zur Abkühlung des ersten warmen Druckluftstroms zu dem ersten kalten Druckluftstrom in dem ersten Betriebsmodus auch durch Entspannung von weiterer Druckluft bereitgestellt werden. Diese müsste jedoch in einer größeren Menge bereitgestellt werden, was zusätzliche Energie erfordert. Gleichzeitig kann die bei der Entspannung solcher zusätzlicher Druckluft freiwerdende mechanische Leistung nur unzureichend zurückgewonnen werden. Ein entsprechender Prozess ist damit stark irreversibel.
  • In entsprechender Weise könnte auch die bei der Verdampfung oder Pseudoverdampfung des zweiten tiefkalten flüssigen Stroms in dem zweiten Betriebsmodus anfallende Kälte (thermische Energie) mittels eines zusätzlichen Kaltverdichtersystems in mechanische Energie (Energie der verdichteten Luft) umgewandelt werden. Auch dieser Prozess ist jedoch stark irreversibel, verursacht thermodynamische Verluste und wirkt sich negativ auf den Wirkungsgrad einer entsprechenden Anlage aus.
  • Es ist daher wünschenswert, derartige stark irreversible Prozesse zu begrenzen und durch weniger irreversible Prozesse zu ersetzen. Dies wird durch die Verwendung des flüssigen Kältemittels ermöglicht.
  • Das erfindungsgemäße Verfahren erweist sich insbesondere als vorteilhaft gegenüber ebenfalls grundsätzlich möglichen Verfahren, bei denen die Bereitstellung der in der Kraftwerkseinheit entspannten Ströme mittels mindestens zwei parallel geschalteter Kaltverdichtersysteme erfolgt. Die mindestens zwei Kaltverdichtersysteme können dabei eine gleiche oder unterschiedliche Eintrittstemperatur aufweisen. Zwar können solche Verfahren auf relativ effiziente Weise durchgeführt werden und die Menge der Zusatzluft kann flexibel an den aktuellen Bedarf angepasst werden. Es hat sich jedoch gezeigt, dass die Verwendung nur eines einzigen Kaltverdichtersystems zusammen mit der Verwendung des flüssigen Kältemittels betriebliche Vorteile, insbesondere einen um 3 bis 5% erhöhten Wirkungsgrad, ergibt.
  • In einer ersten Variante des erfindungsgemäßen Verfahrens wird in dem zweiten Betriebsmodus mindestens ein Teil der Erzeugung elektrischer Energie aus dem Sammelstrom in einer Entspannungsturbine einer Gasturbine der Kraftwerkseinheit durchgeführt. Der Entspannungsturbine der Gasturbine wird dabei ein von dem Sammelstrom abgeleiteter Strom zugeführt. Der Sammelstrom wird hierzu in eine Brennkammer der Gasturbine eingeleitet, in die gleichzeitig ein Brennstoff, beispielsweise Erdgas, Biogas oder dergleichen, eingeleitet wird. Der Brennstoff wird in der Brennkammer in einer zumindest zum Teil durch den Sammelstrom geschaffenen Atmosphäre verbrannt. Selbstverständlich können der Brennkammer jedoch auch weitere Ströme, beispielsweise ein sauerstoffreicher Strom, zugeführt werden.
  • Der Entspannungsturbine der Gasturbine wird also ein von dem Sammelstrom (durch die Beaufschlagung mit dem Abgas der Verbrennung in der Brennkammer und die teilweise Umsetzung des ggf. in dem Sammelstrom enthaltenen Sauerstoffs) abgeleitetes Fluid zugeführt. Durch das Abgas der Verbrennung in der Brennkammer wird das Volumen dabei weiter erhöht. Typischerweise wird nur ein Teil des Sammelstroms, beispielsweise 4 bis 5%, in der Brennkammer mit dem Brennstoff durch die Verbrennung chemisch umgesetzt, d.h. der Brennstoff wird in der Brennkammer mit einer deutlich überstöchiometrischen Menge des Sammelstroms bzw. des darin enthaltenen Sauerstoffs umgesetzt.
  • Mindestens ein Teil der Erzeugung mechanischer Energie aus dem Sammelstrom oder einem hiervon abgeleiteten Strom wird bei dieser Variante in der Gasturbine der Kraftwerkseinheit vorgenommen, also in einem in der Kraftwerkseinheit ohnehin vorhandenen Apparat zur Umsetzung von Druckenergie in mechanische Antriebsenergie. Ein zusätzliches separates System zur arbeitsleistenden Entspannung des Sammelstroms oder eines hiervon abgeleiteten Stroms kann im Rahmen der Erfindung weniger aufwändig ausgebildet sein oder ganz entfallen. Im einfachsten Fall kann bei der Erfindung die gesamte Erzeugung von mechanischer bzw. elektrischer Energie aus dem Sammelstrom oder einem hiervon abgeleiteten Strom in der Gasturbine vorgenommen werden.
  • In einer zweiten Variante ist die Entspannungsturbine, in der das Sammelfluid oder das hiervon abgeleitete Fluid entspannt wird, Teil einer Heißgasturbine, das neben der Entspannungsturbine mindestens einen Erhitzer umfasst. Der Erhitzer wird insbesondere mittels Solarwärme und/oder mittels Abwärme aus weiteren Prozessen betrieben, so dass das Verfahren besonders wirtschaftlich wird.
  • Die beiden genannten Varianten können auch kombiniert werden, indem eine Kraftwerkseinheit mit sowohl einer oder mehreren Heißgasturbinen als auch mit einer oder mehreren Gasturbinen eingesetzt wird. Dabei wird der Sammelstrom oder ein hiervon abgeleiteter Strom beispielsweise in zwei Schritten entspannt, wobei der erste Schritt als arbeitsleistende Entspannung in der Heißgasturbine (nach voriger Erhitzung in einem Erhitzer) und der zweite Schritt als arbeitsleistende Entspannung in der Gasturbine (nach Durchlaufen der Brennkammer) durchgeführt werden. Der Sammelstrom wird dabei insbesondere in der Heißgasturbine von einem Heißgasturbineneintrittsdruck auf einen Heißgasturbinenaustrittsdruck entspannt. Der Heißgasturbinenaustrittsdruck erhöht sich in der nachgeschalteten Brennkammer der Gasturbine wieder, so dass ein entsprechender Strom wieder druckerhöht der Entspannungsturbine der Gasturbine zugeführt wird.
  • Zur Verringerung bzw. Symmetrisierung einer Achslast eines im Rahmen der Erfindung verwendeten Generators kann dieser auch mit einer Achse bzw. Welle ausgebildet sein, die mit beidseitig des Generators angeordneten Entspannungsturbinen ausgestattet ist. Durch eine derartige symmetrische Anordnung wird eine einseitige Beanspruchung eines Generators verringert. Besonders vorteilhaft ist es dabei, den Sammelstrom oder den hiervon abgeleiteten Strom, beispielsweise stromauf oder stromab eines Erhitzers und/oder einer Brennkammer, in zwei oder mehr Teilströme aufzuteilen, von denen jeder in einer mit einem gemeinsamen Generator gekoppelten Entspannungsmaschine entspannt wird.
  • Einer entsprechenden Entspannungsturbine können auch weitere Anlagen bzw. Einrichtungen zur Rückgewinnung von Energie nachgeschaltet sein. Beispielsweise kann zumindest ein Abwärmedampferzeuger vorgesehen sein. Mittels des Abwärmedampferzeugers, der beispielsweise einer Gasturbine oder Heißgasturbine nachgeschaltet sein kann, kann Restwärme aus einem dort erhaltenen Abgasstrom zur Erzeugung von Dampf genutzt werden. Der Dampf kann seinerseits zum Betreiben eines Generators verwendet werden.
  • Im Rahmen der vorliegenden Erfindung kann schließlich vorgesehen sein, den tiefkalten, verflüssigten Strom in das Tanksystem unter überatmosphärischem Druck, beispielsweise auf einem Druckniveau von 8 bis 12 bar oder bei Atmosphärendruck einzuspeichern bzw. einzuspeisen. Eine Speicherung bei überatmosphärischem Druck ermöglicht einen Verzicht auf eine Unterkühlung eines entsprechenden Stroms, was den Kältebedarf und damit die in der Anlage erforderliche Luftmenge verringert.
  • Die erfindungsgemäß ebenfalls vorgesehene Energieerzeugungsanlage profitiert von den zuvor erläuterten Vorteilen, auf die daher ausdrücklich verwiesen wird. Diese verfügt insbesondere über eine Regeleinrichtung, welche zumindest die automatische Regelung der Energieerzeugungsanlage während des ersten Betriebsmodus und während des zweiten Betriebsmodus bewerkstelligt.
  • Die Erfindung wird nachfolgend unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen näher erläutert, welche unter Anderem bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung in unterschiedlichen Betriebsmodi zeigen.
  • Kurze Beschreibung der Zeichnungen
    • Figur 1A
    zeigt eine Energieerzeugungsanlage gemäß einer Ausführungsform der Erfindung in einem ersten Betriebsmodus.
    Figur 1 B
    zeigt die Energieerzeugungsanlage der Figur 1A in einem zweiten Betriebsmodus.
    Figur 2A
    zeigt eine Energieerzeugungsanlage gemäß einer Ausführungsform der Erfindung in dem ersten Betriebsmodus.
    Figur 2B
    zeigt die Energieerzeugungsanlage der Figur 2A in dem zweiten Betriebsmodus.
    Figur 3A
    zeigt ein Speichersystem gemäß einer Ausführungsform der Erfindung in dem ersten Betriebsmodus.
    Figur 3B
    zeigt das Speichersystem der Figur 3A in dem zweiten Betriebsmodus.
    Figur 4
    zeigt eine Kraftwerkseinheit gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
    Figur 5
    zeigt eine Kraftwerkseinheit gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
    Figur 6
    zeigt eine Kraftwerkseinheit gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
    Figur 7
    zeigt eine Kraftwerkseinheit gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
    Figur 8
    zeigt eine Kraftwerkseinheit gemäß einer Ausführungsform der Erfindung.
  • Ausführliche Beschreibung der Zeichnungen
  • In den Figuren tragen einander entsprechende Elemente identische Bezugszeichen. Auf eine wiederholte Erläuterung wird der Übersichtlichkeit halber verzichtet. Sämtliche Figuren zeigen Anlagendiagramme von Energieerzeugungsanlagen bzw. deren Teilen in stark vereinfachter, schematischer Darstellung. Hierbei sind teilweise unterschiedliche Betriebsmodi (vgl. Figur 1A, 2A und 3A gegenüber Figur 1 B, 2B und 3B) im Vergleich zueinander dargestellt. Diese Betriebsmodi unterscheiden sich unter anderem in der Schaltung einer Vielzahl von in einer entsprechenden Anlage vorgesehenen Ventilen. Die Ventile sind nicht im Einzelnen dargestellt. Dies betrifft insbesondere leitend (durchlässig) geschaltete Ventile. Durch entsprechende Ventile versperrte Leitungen bzw. inaktive Ströme sind jedoch durchkreuzt (-x-) dargestellt.
  • Figur 1A zeigt eine Energieerzeugungsanlage gemäß einer Ausführungsform der Erfindung in einem ersten Betriebsmodus. Die Energieerzeugungsanlage ist insgesamt mit 100 bezeichnet. Sie verfügt über Komponenten einer Luftbehandlungseinheit, die gestrichelt umfasst und insgesamt mit 10 angegeben sind, sowie über Komponenten einer Kraftwerkseinheit, die gestrichelt umfasst und insgesamt mit 20 angegeben sind. Der in der Figur 1A dargestellte erste Betriebsmodus der Energieerzeugungsanlage 100 entspricht dem zuvor mehrfach erläuterten Verflüssigungsbetrieb.
  • Mittels eines Hauptverdichtersystems 11 der Luftbehandlungseinheit 10, dem ein Luftfilter 111 vorgeschaltet sein kann, wird Umgebungsluft AIR angesaugt und verdichtet. Das Hauptverdichtersystem 11 kann mehrere Verdichterstufen (hier ohne separate Bezeichnung) sowie Mittel zur Zwischen- und Nachkühlung umfassen. Die Verdichterstufen des Hauptverdichtersystems 11 können mit einem gemeinsamen Verdichterantrieb M angetrieben werden. Zur Nachkühlung kann beispielsweise auch ein Wärmetauscher 112 vorgesehen sein, der mit einem stromab in der Luftbehandlungseinheit 10 entnommenen Strom (vgl. Verknüpfungen 1 und 2) betrieben werden kann.
  • Ein mittels des Hauptverdichtersystems 11 bereitgestellter Strom a kann einem Reinigungssystem 12 zugeführt werden, das über geeignete Mittel zur Aufreinigung de Stroms a, beispielsweise ein Paar von Adsorberbehältern 121 und 122, die beispielsweise mit Molekularsieb gefüllt sind, verfügt. Letztere können im Wechselbetrieb für die Aufreinigung verwendet und regeneriert werden, wozu geeignete Schaltmittel (nicht im Detail veranschaulicht) vorgesehen sind. Zur Regeneration der Adsorberbehälter 121 und 122 können Ströme verwendet werden, die stromab in der Luftbehandlungseinheit 10 entnommen werden (vgl. Verknüpfungen 3 und 4). Ein entsprechend aufgereinigter Strom b kann anschließend einem Nachverdichtersystem 13 der Luftbehandlungseinheit 10 zugeführt werden. Das Nachverdichtersystem 13 kann, wie das Hauptverdichtersystem 11, über mehrere, nicht näher bezeichnete Verdichterstufen mit Mitteln zur Zwischen- und Nachkühlung verfügen und mittels eines gemeinsamen Verdichterantriebs M angetrieben werden. Ein hierdurch erhaltener Strom c kann in einer Verdichterstufe 141 einer Boosterturbine 14 weiter druckerhöht werden. Die Verdichterstufe 141 der Boosterturbine 14 ist mit einer Entspannungsturbine 142 mechanisch gekoppelt, die mittels eines expandierenden, stromab von dem Strom d (siehe unten) abgezweigten Stroms angetrieben werden kann.
  • Ein in der Boosterturbine 14 weiter druckerhöhter Strom d kann in ein Wärmetauschersystem 15 der Luftbehandlungseinheit eingespeist werden. Das Wärmetauschersystem 15 der Luftbehandlungseinheit 10 verfügt im dargestellten Beispiel über einen ersten Wärmetauscherblock 151 und einen zweiten Wärmetauscherblock 152. Vor dem Einspeisen in das Wärmetauschersystem 15 wird der Strom d in einen ersten Teilstrom e und einen zweiten Teilstrom f aufgeteilt. Beide Teilströme werden dem ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 an dessen warmem Ende zugeführt.
  • Der erste Teilstrom e durchläuft den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 bis zu dessen kaltem Ende. Er wird anschließend in der Entspannungsturbine 142 der bereits erläuterten Boosterturbine 14 entspannt. Nach der Entspannung wird dieser Strom dem kalten Ende des zweiten Wärmetauscherblocks 152 des Wärmetauschersystems 15 zugeführt und dort erwärmt. Nach einer weiteren Erwärmung in dem ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 wird der entsprechend erhaltene warme Strom erneut dem Nachverdichtersystem 13 zugeführt.
  • Der zweite Teilstrom f (der zuvor mehrfach erwähnte "erste warme Druckluftstrom") durchläuft den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 nahezu bis zu dessen kaltem Ende und wird dort als Strom g entnommen. Nach einer weiteren Abkühlung in dem zweiten Wärmetauscherblock 152 des Wärmetauschersystems 15 liegt dieser als Strom h (der "erste kalte Druckluftstrom") vor. Der Strom h wird anschließend in einem Verflüssigungssystem 16, das eine gebremste Turbine 161, einen Abscheider 162 und einen Unterkühler 163 umfasst, verflüssigt und unterkühlt. Der Unterkühler 163 kann auch mit einem Teilstrom j eines durch die Verflüssigung erhaltenen tiefkalten flüssigen Stroms i betrieben werden. Der Strom j wird in dem Wärmetauschersystem 15 angewärmt und an die Umgebung amb abgegeben. Der aus dem Sumpf des Abscheiders 162 abgezogene tiefkafte flüssige Strom i wird als tiefkaltes Luftverflüssigungsprodukt in ein Tanksystem 17 eingespeist. Das tiefkalte Luftverflüssigungsprodukt wird auch mit LAIR bezeichnet und stellt im dargestellten Beispiel verflüssigte Luft dar. Wie mehrfach erläutert, können als Luftverflüssigungsprodukte auch beispielsweise flüssiger Stickstoff, Unreinstickstoff und dergleichen verwendet werden.
  • Die Abkühlung der entsprechenden Ströme in dem ersten Wärmetauscherblock des Wärmetauschersystems 17 erfolgt zumindest zu einem Teil mittels Entspannungskälte, die durch die Entspannungsturbine 142 erzeugt wird. Weitere Kälte wird im Rahmen der vorliegenden Erfindung mittels eines Kältemittelsystems 18 bereitgestellt. Das Kältemittelsystem 18, das in den Figuren 3A und 3B im Detail veranschaulicht ist, verfügt über zumindest zwei Kältemitteltanks und ist dazu eingerichtet, in dem in der Figur 1A dargestellten ersten Betriebsmodus ein abgekühltes flüssiges Kältemittel als Strom k vom kalten Ende zum warmen Ende durch den Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 zu führen. Das abgekühlte flüssige Kältemittel wird damit gegen einen abzukühlenden Strom e bzw. f in dem ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 erwärmt. Im Gegensatz zur theoretisch ebenfalls möglichen Verwendung einer weiteren Entspannungsturbine zur Erzeugung von Kälte ermöglicht die Verwendung des Kältemittelsystems 18 die reversible Zufuhr von Kälte zu den Strömen, die den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 durchlaufen.
  • Die Kraftwerkseinheit 20 ist in dem in Figur 1A dargestellten ersten Betriebsmodus nicht in Betrieb bzw. wird ausschließlich mittels eines Brennstoffs F gespeist. Die Kraftwerkseinheit 20 wird daher unter Bezugnahme auf die nachfolgende Figur 1 B näher erläutert.
  • Die Figur 1B zeigt die Energieerzeugungsanlage 100, die auch in Figur 1A dargestellt ist, in dem mehrfach erläuterten zweiten Betriebsmodus, dem Entnahmebetrieb.
  • Der in dem Entnahmebetrieb ebenfalls bereitgestellte Strom b wird in dem zweiten Betriebsmodus nicht in dem Nachverdichtersystem 13 nachverdichtet. Im dargestellten Beispiel wird dieser Strom b (der "zweite warme Druckluftstrom") vollständig in dem ersten Wärmetauscherblock 151 und dem zweiten Wärmetauscherblock 152 des Wärmetauschersystems 15 abgekühlt. Ein hierdurch erhaltener kalter Druckluftstrom m (der "zweite kalte Druckluftstrom") wird anschließend in einem mehrstufigen Kaltverdichter 19, dessen Verdichterstufen wiederum mittels eines gemeinsamen Verdichterantriebs M angetrieben werden können, verdichtet. Ein durch die Verdichtungswärme und die Verdichterleistung des Kaltverdichters 19 erhaltener teilerwärmter und verdichteter Strom n wird in dem ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 weiter erwärmt und verlässt diesen als warmer Hochdruckstrom o ("erster Hochdruckstrom").
  • In dem zweiten Betriebsmodus wird ferner aus dem Tanksystem 17 das in dem ersten Betriebsmodus in diesen eingespeiste tiefkalte Luftverflüssigungsprodukt LAIR als Strom p (der "tiefkalte flüssige Strom") entnommen, mittels einer Pumpe 171 flüssig druckerhöht, und als Strom q bei überatmosphärischem Druck in dem Wärmetauschersystem 15 in einen gasförmigen oder überkritischen Zustand überführt. Hierzu wird der Strom q zunächst dem zweiten Wärmetauscherblock 152 des Wärmetauschersystems 15 zugeführt und nahezu an dessen warmem Ende entnommen. Der entnommene Strom wird anschließend durch den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 geführt und in einer Entspannungsturbine 152, die mit einem Generator G gekoppelt sein kann, entspannt. Hierdurch kann zusätzliche Energie und Kälte gewonnen werden. Der entsprechend entspannte Strom, der durch die Entspannung eine erneute Abkühlung erfahren hat, wird erneut nahe dessen kaltem Ende dem ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 zugeführt. Er verlässt den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 als warmer Hochdruckstrom s ("zweiter Hochdruckstrom"). Der erste Hochdruckstrom o und der zweite Hochdruckstrom s werden zu einem Sammelstrom t vereinigt und aus der Luftbehandlungseinheit 10 ausgeleitet. Der Sammelstrom t wird in die Kraftwerkseinheit 20 eingeleitet.
  • In der Kraftwerkseinheit 20 durchläuft der Sammelstrom t zunächst einen Wärmetauscher 21. Anschließend wird der Sammelstrom t durch eine Brennkammer 22 geführt, in der ein geeigneter Brennstoff F, beispielsweise Erdgas, verbrannt wird. Durch das gebildete Abgas vergrößert sich das Volumen des Sammelstroms t, und es wird ein aus dem Sammelstrom abgeleiteter Strom u erhalten. Dieser wird einer Entspannungsturbine 23 zugeführt, die beispielsweise als Teil einer Gasturbine ausgebildet sein kann und mit einem Generator G gekoppelt ist. Die durch die Entspannung des von dem Sammelstrom t abgeleiteten Stroms u frei werdende mechanische Leistung kann damit in elektrische Energie umgesetzt werden. Der Wärmetauscher 21, der zum weiteren Erwärmen des Sammelstroms t genutzt wird, kann mittels eines Abgases v aus der Entspannungsturbine 23 betrieben werden. Mittels des Wärmetauschers 21 kann auch Regeneriergas zur Regeneration in der Reinigungseinheit 12 erwärmt werden (vgl. Verknüpfung 1 zu Strom s, Verknüpfungen 1 und 2 in dem Wärmetauscher 112, Verknüpfungen 2 und 3 in dem Wärmetauscher 21, Verknüpfungen 3 und 4 in dem Reinigungssystem 12, Verknüpfung 4 zu Strom t).
  • Die Energieerzeugungsanlage 100 der Figuren 1A und 1 B bzw. deren Luftbehandlungseinheit 10 und damit das Tanksystem 17 sind für eine Speicherung des tiefkalten Luftverflüssigungsprodukts LAIR bei atmosphärischem Druck eingerichtet. Die Figuren 2A und 2B zeigen hingegen eine Energieerzeugungsanlage 200 gemäß einer weiteren Ausführungsform der Erfindung, bei der die Luftbehandlungseinheit 10 bzw. das Tanksystem 17 für eine Druckspeicherung des tiefkalten Luftverflüssigungsprodukts LAIR eingerichtet sind. In den Figuren 2A und 2B ist eine entsprechende Energieerzeugungsanlage 200 erneut in den bereits erläuterten Betriebsmodi (Verflüssigungsbetrieb und Entnahmebetrieb) dargestellt. Der Betrieb der Anlage ist nicht wiederholt erläutert.
  • Die Energieerzeugungsanlage 200 bzw. deren Luftbehandlungseinheit 10 unterscheidet sich von der Energieerzeugungsanlage 100 bzw. deren Luftbehandlungseinheit 10 insbesondere durch das Fehlen des Wärmetauschers bzw. Unterkühlers 163, der mit dem Strom j betrieben wird. Aufgrund der Druckspeicherung des tiefkalten Luftverflüssigungsprodukts LAIR in dem Tanksystem 17 kann eine entsprechende Anlage daher effizienter betrieben werden, weil kein Anteil des tiefkalten Luftverflüssigungsprodukts LAIR (vgl. Strom j in Figur 1A) für die Unterkühlung in dem Wärmetauscher 163 verwendet werden muss.
  • Die in den Figuren 1A bis 2B dargestellten Ströme können insbesondere auf folgenden Druckniveaus vorliegen:
    Strom a, b 3 bis 8 bar, insbesondere 4 bis 6 bar
    Strom c 30 bis 100 bar, insbesondere 30 bis 50 bar
    Strom d, e, f 45 bis 100 bar, insbesondere 50 bis 70 bar
    Strom i 1 bis 8 bar, insbesondere 1 bis 6 bar
    Strom n, o, s, t, u 10 bis 40 bar, insbesondere 12 bis 20 bar
    Strom q 30 bis 100 bar, insbesondere 40 bis 80 bar
    Strom v Atmosphärendruck oder 1 bis 1,2 bar
  • Die Figuren 3A und 3B zeigen ein Kältemittelsystem 18, das in seiner grundlegenden. Funktion bereits zuvor erläutert wurde, in den zuvor erläuterten Betriebsmodi (erster Betriebsmodus bzw. Verflüssigungsbetrieb in Figur 3A, zweiter Betriebsmodus bzw. Entnahmebetrieb, in Figur 3B). Die bereits teilweise erläuterten Ströme I und k sind in den Figuren 3A und 3B erneut dargestellt. Ferner zeigen die Figuren 3A und 3B den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15, der bereits zuvor in seiner Einbindung in entsprechende Energieerzeugungsanlagen 100 bzw. 200 bzw. deren Luftbehandlungseinheiten 10 erläutert wurde.
  • In der hier stark vereinfachten Darstellung wird der erste Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 hier nur von einem Strom e bzw. f (Verflüssigungsbetrieb) und o bzw. s (Entnahmebetrieb) durchströmt. In dem ersten Betriebsmodus (Figur 3A, Verflüssigungsbetrieb) wird dabei Kälte aus einem flüssigen Kältemittel auf die Ströme e bzw. f übertragen, in dem zweiten Betriebsmodus wird Kälte aus den kalten Strömen o bzw. s auf das flüssige Kältemittel übertragen. Auch die Bezeichnung der Ströme k und I entspricht dabei jener aus den Figuren 1A bis 2B.
  • Das Kältemittelsystem 18 umfasst einen ersten Kältemitteltank 181 und einen zweiten Kältemitteltank 182, in welchen jeweils das flüssige Kältemittel von einem gasförmigen, nicht kondensierenden Medium, beispielsweise gasförmigem Stickstoff, überlagert ist. Der gasförmige Stickstoff bildet den Strom I, das flüssige Kältemittel den Strom k. In dem ersten Betriebsmodus (Figur 3A) wird das flüssige Kältemittel aus dem zweiten Kältemitteltank 182 mittels einer Pumpe 183 vom kalten Ende zum warmen Ende durch den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 als Strom k geführt. Der Strom k kann sich hierdurch erwärmen. Er wird anschließend in den ersten Kältemitteltank 181 überführt und verdrängt dort das gasförmige Medium, das als Strom I entgegen dem Strom k durch den ersten Wärmetauscherblock 151 des Wärmetauschersystems 15 geführt wird. Der Betrieb in dem zweiten Betriebsmodus (Entnahmebetrieb, Figur 3B) erfolgt in umgekehrter Weise und ergibt sich unmittelbar aus der Figur 3B.
  • In den Figuren 4 bis 8 sind unterschiedliche Ausführungsformen der Kraftwerkseinheit 20 dargestellt, die alternativ oder gegebenenfalls in Kombination im Rahmen der vorliegenden Erfindung zum Einsatz kommen können. Bereits erläuterte Elemente sind der Übersichtlichkeit halber nicht erneut besprochen.
  • In der in Figur 4 dargestellten Ausführungsform der Kraftwerkseinheit 20, das in sämtlichen Figuren 4 bis 8 als sogenannte "Power Island" realisiert sein kann, ist, wie bereits zuvor erläutert, eine Brennkammer 22 vorhanden. Ein Wärmetauscher 21 ist im dargestellten Beispiel nicht dargestellt, kann jedoch auch hier realisiert sein. Zur Nutzung der Restwärme aus der Entspannungsturbine 23 ist hier zusätzlich ein Abwärmedampferzeuger 24 vorgesehen. Auf diese Weise kann mittels des Generators G, der mit der Entspannungsturbine 23 gekoppelt ist, ein erster Leistungsanteil P1, und über den Abwärmedampferzeuger 24 ein zweiter Leistungsanteil P2 erhalten werden. Der Abwärmedampferzeuger 24 ist beispielsweise zur Erzeugung von Hochdruckdampf eingerichtet, der in einer nachgeschalteten Turbine und/oder in weiteren Anlagenkomponenten genutzt werden kann.
  • Die in Figur 5 dargestellte Ausführungsform der Kraftwerkseinheit 20 unterscheidet sich von der in den Figuren 1A bis 2B gezeigten Ausführungsformen dadurch, dass anstelle der Brennkammer 22 ein mit extern zugeführter Wärme Q1 gespeister Erhitzer 25 vorgesehen ist. Diese kann beispielsweise Abwärme eines weiteren Prozesses, Wärme aus einem Wärmespeichersystem und/oder Wärme aus einer Solaranlage darstellen. Durch die Bereitstellung des Erhitzers 25 anstelle der Brennkammer 22 kann ein besonders resourcenschonender Betrieb einer entsprechenden Anlage realisiert werden.
  • In den Figuren 6 bis 8 sind Kraftwerkseinheiten 20 dargestellt, die eine Verringerung einer Achslast auf einen Generator G ermöglichen. Die hierbei verwendeten Elemente wurden überwiegend bereits erläutert. Die Verringerung der Achslast auf den Generator G ergibt sich dabei im Wesentlichen durch die Bereitstellung paarweise vorhandener Komponenten. Beispielsweise ist in der in Figur 6 dargestellten Ausführungsform die Brennkammer 22 einfach vorhanden. Ein Strom aus der Brennkammer 22 wird jedoch stromab der Brennkammer 22 in zwei Teilströme (ohne Bezeichnung) aufgeteilt, die separat voneinander in jeweils eine Entspannungsturbine 23a bzw. 23b eingespeist und in dieser entspannt werden. Über den Generator G kann damit die gemeinsame mechanische Leistung der Entspannungsturbinen 23a und 23b in elektrische Leistung P ungesetzt werden.
  • Auch in den in Figuren 7 und 8 dargestellten Ausführungsformen sind jeweils zwei Entspannungsturbinen 23a und 23b vorgesehen. In Figur 7 sind zudem zwei getrennte Brennkammern 22a und 22b vorhanden, die in Figur 8 gezeigte Ausführungsform umfasst ferner zwei getrennte Wärmetauscherblöcke 21 a und 21 b. Durch die symmetrische Anordnung der Entspannungsturbinen 23a und 23b in den zuvor erläuterten Figuren 6 bis 8 wird die Achslast symmetrisch auf den Generator G übertragen.

Claims (14)

  1. Verfahren zur Erzeugung von elektrischer Energie in einer kombinierten Energieerzeugungsanlage (100, 200), die eine Luftbehandlungseinheit (10) und eine Kraftwerkseinheit (20) umfasst,
    • wobei in einem ersten Betriebsmodus (Verflüssigungsbetrieb):
    - ein erster warmer Druckluftstrom (f) in einem Wärmetauschersystem (15) der Luftbehandlungseinheit (10) zu einem ersten kalten Druckluftstrom (h) abgekühlt wird, wobei aus dem ersten kalten Druckluftstrom (h) ein erster tiefkalter flüssiger Strom (i) hergestellt und in ein Tanksystem (17) der Luftbehandlungseinheit (10) überführt wird,
    • und wobei in einem zweiten Betriebsmodus (Entnahmebetrieb):
    - ein zweiter warmer Druckluftstrom (b) in dem Wärmetauschersystem (15) zu einem zweiten kalten Druckluftstrom (m) abgekühlt wird, wobei der zweite kalte Druckluftstrom (m) in einem Kaltverdichtersystem (16) der Luftbehandlungseinheit (10) zu einem ersten Hochdruckstrom (n) verdichtet wird,
    - ein zweiter tiefkalter flüssiger Strom (p) aus dem Tanksystem (17) entnommen und in dem Wärmetauschersystem (15) zu einem zweiten Hochdruckstrom (s) verdampft oder pseudoverdampft wird, wobei aus dem ersten (n) und dem zweiten Hochdruckstrom (s) ein Sammelstrom (t) gebildet wird, und
    - der Sammelstrom (t) oder ein hiervon abgeleiteter Strom (u) in wenigstens einer mit einem Generator (G) gekoppelten Entspannungsturbine (23) der Kraftwerkseinheit (20) entspannt wird,
    dadurch gekennzeichnet,
    • dass der erste warme Druckluftstrom (f) in dem ersten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem (15) zumindest zum Teil gegen einen Strom (k) eines flüssigen Kältemittels abgekühlt wird, und
    • dass der zweite tiefkalte flüssige Strom (p) in dem zweiten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem (15) zumindest zum Teil gegen einen Strom (k) des flüssigen Kältemittels erwärmt wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das flüssige Kältemittel wenigstens einen niederwertigen Alkohol und/oder ein verflüssigtes Alkan umfasst.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem der Strom (k) des flüssigen Kältemittels
    • in dem ersten Betriebsmodus aus einem ersten Kältemitteltank (181) entnommen, in dem Wärmetauschersystem (15) erwärmt und in einen zweiten Kältemitteltank (181) überführt wird, und
    • in dem zweiten Betriebsmodus aus dem zweiten Kältemitteltank (182) entnommen, in dem Wärmetauschersystem (15) abgekühlt und in den ersten Kältemitteltank (181) überführt wird.
  4. Verfahren nach Anspruch 3, bei dem ein Strom (I) eines das flüssige Kältemittel in dem ersten (181) und zweiten Kältemitteltank (182) überlagernden, nichtkondensierenden Gases
    • in dem ersten Betriebsmodus aus dem ersten Kältemitteltank (181) entnommen, in dem Wärmetauschersystem (15) abgekühlt und in den zweiten Kältemitteltank (181) überführt wird, und
    • in dem zweiten Betriebsmodus aus dem zweiten Kältemitteltank (182) entnommen, in dem Wärmetauschersystem (15) erwärmt und in den ersten Kältemitteltank (181) überführt wird.
  5. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Massenstrom des Sammelstroms (t) höchstens 110 Prozent der vereinigten Massenströme des ersten (n) und des zweiten Hochdruckstroms (s) entspricht.
  6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem das zum Verdichten des zweiten kalten Druckluftstroms (m) verwendete Kaltverdichtersystem (16) das einzige in der Energieerzeugungsanlage (100, 200) verwendete Kaltverdichtersystem ist.
  7. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem ein von dem Sammelstrom (t) abgeleiteter Strom (u) in der wenigstens einen mit dem Generator (G) gekoppelten Entspannungsturbine (23) der Kraftwerkseinheit (20) entspannt wird, wobei der von dem Sammelstrom (t) abgeleitete Strom (u) durch Verbrennen eines Brennstoffs (F) in einer zumindest durch den Sammelstrom (t) gebildeten Gasatmosphäre gebildet wird.
  8. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Sammelstrom (t) oder ein hiervon abgeleiteter Strom (u) vor seiner Entspannung in der wenigstens einen mit dem Generator (G) gekoppelten Entspannungsturbine (23) der Kraftwerkseinheit (20) erhitzt wird.
  9. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem Abwärme des Sammelstroms (t) oder des hiervon abgeleiteten Stroms (u) nach seiner Entspannung in der wenigstens einen mit dem Generator (G) gekoppelten Entspannungsturbine (23) zur Dampferzeugung verwendet wird.
  10. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Sammelstrom (t) oder der hiervon abgeleitete Strom (u) in zwei Teilströme aufgeteilt wird, von denen jeder in einer mit einem gemeinsamen Generator (G) gekoppelten Entspannungsturbine (23a, 23b) entspannt wird.
  11. Energieerzeugungsanlage (100, 200) zur Erzeugung von elektrischer Energie, die eine mit einer Kraftwerkseinheit (20) kombinierte Luftbehandlungseinheit (10) umfasst, und die dazu eingerichtet ist,
    • in einem ersten Betriebsmodus (Verflüssigungsbetrieb):
    - einen ersten warmen Druckluftstrom (f) mittels eines Wärmetauschersystems (15) der Luftbehandlungseinheit (10) zu einem ersten kalten Druckluftstrom (h) abzukühlen, aus diesem mittels eines Verflüssigungssystems (16) der Luftbehandlungseinheit (10) einen ersten tiefkalten flüssiger Strom (i) herzustellen, und den ersten tiefkalten flüssigen Strom (i) in ein Tanksystem (17) der Luftbehandlungseinheit (10) zu überführen,
    • und in einem zweiten Betriebsmodus (Entnahmebetrieb):
    - einen zweiten warmen Druckluftstrom (b) mittels des Wärmetauschersystems (15) zu einem zweiten kalten Druckluftstrom (m) abzukühlen und diesen mittels eines Kaltverdichtersystems (16) der Luftbehandlungseinheit (10) zu einem ersten Hochdruckstrom (n) zu verdichten,
    - einen zweiten tiefkalten flüssigen Strom (p) aus dem Tanksystem (17) zu entnehmen und diesen mittels des Wärmetauschersystems (15) zu einem zweiten Hochdruckstrom (s) zu verdampfen oder pseudozuverdampfen sowie aus dem ersten und dem zweiten Hochdruckstrom (s) einen Sammelstrom (t) zu bilden, und
    - den Sammelstrom (t) oder einen hiervon abgeleiteten Strom (u) in wenigstens einer mit einem Generator (G) gekoppelten Entspannungsturbine (23) der Kraftwerkseinheit (20) zu entspannen, dadurch gekennzeichnet,
    dass ein Kältemittelsystem (18) vorgesehen ist, das dafür eingerichtet ist,
    • den ersten warmen Druckluftstrom (f) in dem ersten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem (15) zumindest zum Teil gegen einen Strom (k) eines flüssigen Kältemittels abzukühlen, und
    • den tiefkalten flüssigen Strom (p) in dem zweiten Betriebsmodus in dem Wärmetauschersystem (15) zumindest zum Teil gegen einen Strom (k) des flüssigen Kältemittels zu erwärmen.
  12. Energieerzeugungsanlage (100, 200) nach Anspruch 11, die ein Regelsystem aufweist, das dafür eingerichtet ist, in Abhängigkeit von einem Füllstand des Flüssigspeichers (17), einer Tageszeit und/oder einer externen Anforderung von dem ersten in den zweiten Betriebsmodus umzuschalten.
  13. Energieerzeugungsanlage (100, 200) nach Anspruch 11 oder 12, die ein Kältemittelsystem (18) aufweist, das einen ersten (181) und einen zweiten Kältemittelspeicher (182) aufweist und dazu eingerichtet ist, den Strom (k) des flüssigen Kältemittels
    • in dem ersten Betriebsmodus dem ersten Kältemittelspeicher (181) zu entnehmen, in dem Wärmetauschersystem (15) zu erwärmen und in den zweiten Kältemittelspeicher (181) zu überführen, und
    • in dem zweiten Betriebsmodus dem zweiten Kältemittelspeicher (182) zu entnehmen, in dem Wärmetauschersystem (15) abzukühlen und in den ersten Kältemittelspeicher (181) zu überführen.
  14. Energieerzeugungsanlage (100, 200) nach einem der Ansprüche 11 bis 13, die genau ein Kaltverdichtersystem (16) umfasst.
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