[go: up one dir, main page]

EP2634383A1 - Verfahren und Anordnung zur Speicherung von Energie - Google Patents

Verfahren und Anordnung zur Speicherung von Energie Download PDF

Info

Publication number
EP2634383A1
EP2634383A1 EP13156878.4A EP13156878A EP2634383A1 EP 2634383 A1 EP2634383 A1 EP 2634383A1 EP 13156878 A EP13156878 A EP 13156878A EP 2634383 A1 EP2634383 A1 EP 2634383A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
air
stage
rankine
energy
compressor
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.)
Granted
Application number
EP13156878.4A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP2634383B1 (de
Inventor
Julia Dr. Arndt
Björn Großmann
Gunter Dr. Kaiser
Jürgen Dr. Klier
Moritz Kuhn
Gunar Schroeder
Ulrich Dr. Zerweck-Trogisch
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.)
Institut fuer Luft und Kaeltetechnik Gemeinnuetzige GmbH
Original Assignee
Institut fuer Luft und Kaeltetechnik Gemeinnuetzige 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 Institut fuer Luft und Kaeltetechnik Gemeinnuetzige GmbH filed Critical Institut fuer Luft und Kaeltetechnik Gemeinnuetzige GmbH
Publication of EP2634383A1 publication Critical patent/EP2634383A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP2634383B1 publication Critical patent/EP2634383B1/de
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
    • F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0012—Primary atmospheric gases, e.g. air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F25J1/0037—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work of a return stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0201—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using only internal refrigeration means, i.e. without external refrigeration
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0242—Waste heat recovery, e.g. from heat of compression
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0251—Intermittent or alternating process, so-called batch process, e.g. "peak-shaving"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/40—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams the fluid being air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • 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

Definitions

  • the invention relates to a method and an arrangement for storing energy in the form of liquid air, with which preferably electrical energy can be stored during off-peak periods of a power grid and removed again during peak load periods.
  • pumped storage power plants can achieve relatively high efficiencies of up to 80%, they can only be installed at a few suitable locations, with their size being largely determined by the local conditions (not scalable).
  • the invention has for its object to find a method with the comparatively inexpensive energy stored and can be removed again, with a very high number of operating cycles should be achievable.
  • the process should allow total efficiencies of 50% or more.
  • the method should be feasible regardless of the geographical conditions at the place of use.
  • the system should be able to be realized in a relatively simple, modular construction of individual components available according to the prior art.
  • the inventive method for storing energy is divided into two phases (steps). In the first phase, energy available in excess is transferred into a storable form and stored (storage). In the second phase, if additional energy is needed, the stored energy is removed again (removal).
  • air For storing energy, preferably electrical energy, air is drawn in at the inlet (suction side) of a single or multi-stage compressor and the pressure of the air raised to a value higher than the ambient pressure, the air is liquefied by means of isenthalpic expansion and finally a thermally insulated storage tank fed.
  • the energy supplied to the compressor is thus transferred into a storable form, namely liquid air, which can be easily stored in a cryogenic tank.
  • the compressed air is cooled by cold steam.
  • a Gegenstromuzaschreibtragers in the line which serves to return the cold vapor formed in the liquefaction of the air (to the suction side of the compressor), introduced, and the other side of the respective Schmidtstromebenschreibtragers (fluidly) connected behind the last stage of the compressor.
  • the Linde-Claude process is used by dividing the compressed air into two substreams after passing through the compressor, and passing the second mass flow through a liquefaction expansion (expander) turbine.
  • the first mass flow is cooled by means of a Claude heat exchanger (usually a countercurrent heat exchanger) by the second mass flow emerging from the liquefaction expansion turbine.
  • the energy gained in the liquefaction expansion turbine is fed to the compressor, z. B. by the condenser expansion turbine is coupled via a transmission to the compressor.
  • a multi-stage compressor is used to liquefy the air and carried out behind each stage of the compressor (each with an intercooler) heat transfer between the compressed air and the environment.
  • the stored liquid air is in a continuous mass flow with some 100 bar pressure and a converted as high temperature, and used to drive an expansion turbine (main turbine), to the z. B. a power generator is coupled.
  • liquid air is removed from the storage tank and the pressure of the air by means of a pump and / or by means of thermal compression to a pressure of several 100 bar, preferably 200 bar, increased.
  • the pressure increase can in principle be mechanical, z. B. by means of a piston pump, done, but the required (electrical) energy leads to a reduction in the overall efficiency of the process.
  • the pressure of the air is only increased thermally by increasing the temperature of the air in a sealed vessel until it has reached the required process pressure. Subsequently, the temperature of the air at ambient temperature, or if a waste heat source is available, brought to the temperature level of the waste heat source.
  • a heat exchanger for. B. a shell and tube heat exchanger, one side of the energy extraction with the extracted air and the other side with the temperature level of the environment (or a waste heat source) is in communication, are used.
  • a waste heat source since the air is heated to a higher temperature than the ambient temperature after removal from the storage tank, the specific amount of energy recovered from the liquid air is increased.
  • the efficiency of the entire process is increased up to 50% by the energy extraction, in addition to the usual use of liquid air through the main turbine, the (low) temperature level of liquid air for condensing a refrigerant (whose boiling point is usually far below that of water) is used at the lowest level of a single- or multi-stage Rankine process (steam turbine process).
  • a single- or multi-stage Rankine process steam turbine process.
  • the stages or one stage of the Rankine machine are usually low-boiling substances such.
  • nitrogen pure or fully or partially halogenated hydrocarbons, such as. B. R134a, R600a, or natural refrigerants, such.
  • water carbon dioxide, or mixtures of the aforementioned substances used.
  • ORC process Organic Rankine C ycle
  • the individual stages of the Rankine engine drive turbines via turbines.
  • the electrical energy generated by the power generators is, in addition to the electrical energy generated by the power generator of the main turbine, fed into the power grid to be supplied.
  • the arrangement for carrying out the method comprises a single-stage or multi-stage compressor, a liquefaction expansion turbine, through which a second mass flow of air exiting from the last stage of the compressor is passed; at least one countercurrent heat exchanger, which serves to exchange heat between the second mass flow emerging from the liquefaction expansion turbine and the first mass flow, an expansion valve, via which the first mass flow is isenthalp relaxed to a condensing pressure, a phase separator, in which the liquefied air from the gaseous fraction ( Cold steam), a thermally insulated storage tank for storing the liquefied air, a regasification unit adapted to increase the pressure in liquid air taken out of the storage tank and bring the temperature of the air to at least ambient temperature, and Turbine, which can be driven by means of the compressed air generated in the regasification unit.
  • Each compressor stage is followed by an intercooler where the compressed air is cooled to near ambient temperature after compression.
  • the arrangement also has a single or multi-stage Rankine machine, which serves to increase the overall efficiency of the storage and removal process.
  • the lowest stage of the Rankine machine ie the stage which is at the lowest temperature value, is thermally coupled to the temperature level of the liquid air via a countercurrent heat exchanger (condenser) (at the removal of the Air, as soon as liquid air flows out of the storage tank), ie, in the lowest stage, the cold released during the evaporation and heating of the process medium air for the condensation of a refrigerant, for. As nitrogen used.
  • a countercurrent heat exchanger at the removal of the Air, as soon as liquid air flows out of the storage tank
  • nitrogen used One side of the countercurrent heat exchanger is connected between the output of the storage tank and the input of the main turbine and its other side is flowed through by the refrigerant used in the bottom stage of the Rankine turbine.
  • Each stage of the Rankine machine includes a regenerator, a condenser, a refrigerant pump, an evaporator and a turbine (with generator connected).
  • Fig. 1 illustrated plant for air liquefaction according to the Linde Claude process consists of a three-stage compressor 1, which is designed as a screw compressor and has an isentropic compression efficiency of about 90%, a first 2 (countercurrent heat exchanger) and a second heat exchanger 3 (Claude heat exchanger) a single-stage turboexpander 4 (liquefaction expansion turbine) having an isentropic expansion efficiency of 90%, a Joule-Thompson throttle valve 5 (expansion valve), a phase separator 6 and a heat-insulated storage tank 7 ensuring low thermal losses.
  • Fig. 2 is the position of the air to be stored in the pressure-enthalpy diagram at the in the Fig. 1 registered points (points) AI (points AI apply exclusively storage); in Fig. 3 the thermodynamic states of the air at the points AI are listed in tabular form.
  • the compressor 1 For the liquefaction of the air (energy storage) is at the inlet 1.1 of the compressor 1 dried and purified air from the environment and from the process recycled air (cold steam) sucked (point A), the pressure of the air to a final pressure of about 8 bar and increased the compressed air is passed through an outlet 1.2 (point B) through a countercurrent heat exchanger 2, where it is cooled with the cold steam to a temperature of about 143 K (point C).
  • the compressor 1 has an intermediate cooling, d. H. behind each stage, the compressed air is cooled by a respective heat exchanger (not shown) to near ambient temperature (points A to B).
  • the air After passing through the Schmidtsagenübertragers 2, the air is divided into a first and a second mass flow (the first mass flow is to be cooled by means of the second mass flow).
  • the second mass flow is fed into the inlet 4.1 of the liquefaction expansion turbine 4 (expander).
  • the first mass flow through the expansion valve 5 is isenthalp relaxed.
  • the air cools down further (Joule-Thomson effect) and a large part of the air remains liquid (despite the lower pressure), a residual part becomes gaseous (point E (g)).
  • point E (g) the liquid air is separated from the gaseous residue and directed into the thermally insulated storage tank 7, where it is stored at ambient pressure (non-pressurized storage) and a temperature of about 80 K (point E (f)).
  • the possible storage duration is determined almost exclusively by the thermal losses of the storage tank.
  • the second mass flow is not liquefied, but by means of the liquefaction-expansion turbine 4 polytropically relaxed from point C to point I. During the relaxation, the second mass flow performs mechanical work which, since the waves of the liquefaction expansion turbine 4 and the compressor 1 are mechanically coupled to each other by means of a transmission (not shown), is fed to the compression process.
  • first Rankine heat exchanger 8 of a two-stage Rankine machine 9 the first / lowest stage 10 with nitrogen (as a refrigerant) and the second stage 11 with operated at a low temperature boiling refrigerant.
  • the first Rankine heat exchanger 8 communicates with the nitrogen of the first stage 10 of the Rankine machine 9, which is operated at the lowest temperature level.
  • the compressed air is expanded in a main turbine 12 with connected power generator 13 from 200 bar to 1 bar.
  • the turboexpander is designed in six stages and equipped with an intermediate heater (not shown) after each expansion stage. In the case of the six-stage version of the turboexpander, it is ensured that the temperature of the expanded air does not become lower than 230 K.
  • Fig. 4 shows the associated temperature-entropy diagram (energy extraction / regasification).
  • the two stages 10, 11 of the Rankine machine 9 each use two heat exchangers 8, 15, 16, wherein one of the heat exchangers is used for coupling to a lower temperature level and the other heat exchanger for coupling to a higher temperature level.
  • the second Rankine heat exchanger 16 for coupling the two stages 10, 11 of the Rankine machine 9 together since the high temperature level of the first stage 10 corresponds approximately to the low temperature level of the second stage 11.
  • the third Rankine heat exchanger 15 communicates with the ambient temperature level, which corresponds to the high temperature level of the second stage 11. Also conceivable is the cascading of more than two stages.
  • the stages of the Rankine machine are each closed, d. h.,
  • the output of the heat exchanger at the higher temperature level is connected to the input of the heat exchanger at the lower temperature level in each case via an expansion turbine 14, is performed at the relaxation work.
  • the output of the heat exchanger at the low temperature level is connected to the input 17.1 of a condensate pump 17, which serves to return the refrigerant, and the input of the heat exchanger with the higher temperature level to the output 17.2 of the condensate pump 17.
  • the expansion turbines 14 are each mechanically coupled to electrical generators 18. In the energy extraction both the electrical energy of the generators operated by the Rankine machine 18 and driven by the main turbine 12 generator 13 is fed back into the power network to be supplied.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anordnung zur Speicherung von Energie in Form von flüssiger Luft, mit der vorzugsweise elektrische Energie während Schwachlastzeiten eines Stromnetzes gespeichert und in Spitzenlastzeiten wieder entnommen werden kann. Zur Speicherung der Energie wird Luft mit dem Linde-Claude-Verfahren verflüssigt. Zur Energieentnahme wird die Luft regasifiziert und mit der Druckluft eine Hauptturbine (12) betrieben. Die bei der Regasifizierung freiwerdende Kälte wird der untersten Stufe einer Rankine-Maschine zugeführt. Die mit der Hauptturbine (12) und der Rankine-Turbine erzeugte Energie wird zusammengeführt und zurückgespeist.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anordnung zur Speicherung von Energie in Form von flüssiger Luft, mit der vorzugsweise elektrische Energie während Schwachlastzeiten eines Stromnetzes gespeichert und in Spitzenlastzeiten wieder entnommen werden kann.
  • Da in vielen Ländern bei der Stromerzeugung der Anteil des aus Solarenergie und Windkraft gewonnenen Stroms ständig zunimmt, gewinnt die Speicherung von elektrischer Energie immer mehr an Bedeutung. Denn während mit Wasserkraftwerken (in Verbindung mit Stauseen) elektrische Energie weitgehend bedarfsgerecht erzeugt werden kann und mit Großkraftwerken wie Kohle- oder Kernkraftwerken zumindest konstante Leistungen erzeugt werden können, erzeugen zentrale Kraftwerke oder Schwarmkraftwerke, die Wind- oder Sonnenenergie nutzen, elektrischen Strom völlig unabhängig vom Strombedarf. Solarstrom wird regelmäßig gegenläufig zum Strombedarf erzeugt.
  • Aus dem Stand der Technik bekannte Verfahren/Anordnungen zur Energiespeicherung, wie Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspeicher und elektrochemische Speicher haben spezifische Nachteile.
  • So können mit Pumpspeicherkraftwerken zwar relativ hohe Wirkungsgrade von bis zu 80 % erreicht werden, sie können jedoch nur an wenigen geeigneten Stellen errichtet werden, wobei ihre Größe weitgehend von den örtlichen Gegebenheiten bestimmt wird (nicht skalierbar).
  • Mit elektrochemischen Speichern (Batterien) sind sehr hohe Wirkungsgrade von bis zu 90 % erzielbar, sie sind jedoch bezogen auf ihre Speicherkapazität sehr kostenintensiv und die bislang erreichbare Betriebszyklenzahl ist relativ gering.
  • Aus dem Stand der Technik sind auch Lösungen bekannt, bei denen elektrische Energie in Form von flüssiger Luft gespeichert wird.
  • So werden in DE 31 39 567 A1 , US 6,920,759 B2 und WO 2007/096656 A1 Verfahren bzw. Anordnungen beschrieben, mit denen elektrische Energie gespeichert werden kann, indem Luft, z. B. mittels des Linde-Verfahrens, verflüssigt und in Kryotanks gelagert wird.
  • Mit den Verfahren nach DE 31 39 567 A1 können jedoch lediglich geringe Gesamtwirkungsgrade von ca. 20 % erreicht werden. Die in US 6,920,759 B2 und WO 2007/096656 A1 beschriebenen Systeme nutzen Kälteenergiespeicher, die den Nachteil haben, dass um hohe Wirkungsgrade zu erreichen, sehr große Mengen (Massen) an Speichermaterial eingesetzt werden müssen; effiziente Anlagen mit Kälteenergiespeichern sind folglich vergleichsweise kostenintensiv.
  • Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren zu finden, mit dem vergleichsweise kostengünstig Energie gespeichert und wieder entnommen werden kann, wobei eine sehr hohe Anzahl von Betriebszyklen erreichbar sein soll. Mit dem Verfahren sollen Gesamtwirkungsgrade von 50 % oder mehr möglich sein. Das Verfahren soll unabhängig von den geographischen Gegebenheiten am Einsatzort durchführbar sein. Die Anlage soll in einem relativ einfachen, modularen Aufbau aus nach dem Stand der Technik verfügbaren Einzelkomponenten realisierbar sein.
  • Die Aufgabe der Erfindung wird durch die Merkmale der Ansprüche 1 und 8 gelöst. Weitere vorteilhafte Ausführungen der Erfindung ergeben sich aus den Ansprüchen 2 bis 7 und 9.
  • Das erfindungsgemäße Verfahren zur Speicherung von Energie unterteilt sich in zwei Phasen (Schritte). In der ersten Phase wird im Überschuss verfügbare Energie in eine speicherbare Form überführt und gespeichert (Speicherung). In der zweiten Phase wird, wenn zusätzliche Energie benötigt wird, die gespeicherte Energie wieder entnommen (Entnahme).
  • Zur Speicherung von Energie, vorzugsweise elektrischer Energie, wird am Eingang (Saugseite) eines ein- oder mehrstufigen Verdichters Luft angesaugt und der Druck der Luft auf einen gegenüber dem Umgebungsdruck erhöhten Wert angehoben, die Luft mittels einer isenthalpen Entspannung verflüssigt und schließlich einem thermisch isolierten Speichertank zugeführt. Die dem Verdichter zugeführte Energie wird also in eine speicherbare Form, nämlich flüssige Luft, die sich unkompliziert in einem Kryotank speichern lässt, überführt.
  • Hinter der letzten Stufe des Verdichters (entsprechend beim einstufigen Verdichter ausschließlich hinter dem Verdichter) wird die auf Enddruck komprimierte Luft durch Kaltdampf gekühlt. Hierzu wird jeweils eine Seite eines Gegenstromwärmeübertragers in die Leitung, die der Rückführung des bei der Verflüssigung der Luft gebildeten Kaltdampfs (zur Saugseite des Verdichters) dient, eingebracht, und die andere Seite des betreffenden Gegenstromwärmeübertragers (fluidisch) hinter die letzte Stufe des Verdichters geschaltet.
  • Zum Verflüssigen des Energiespeichermediums wird das Linde-Claude-Verfahren verwendet, indem die verdichtete Luft nach Durchlaufen des Verdichters in zwei Teilströme aufgeteilt wird, und der zweite Massestrom über eine Verflüssigungs-Entspannungsturbine (Expander) geleitet wird. Der erste Massestrom wird mittels eines Claude-Wärmeübertragers (üblicherweise ein Gegenstromwärmeübertrager) durch den aus der Verflüssigungs-Entspannungsturbine austretenden zweiten Massestrom gekühlt. Die in der Verflüssigungs-Entspannungsturbine gewonnene Energie wird dem Verdichter zugeführt, z. B. indem die Verflüssiger-Entspannungsturbine über ein Getriebe an den Verdichter gekoppelt wird.
  • Vorzugsweise wird zur Verflüssigung der Luft ein mehrstufiger Verdichter eingesetzt und hinter jeder Stufe des Verdichters (mit jeweils einem Zwischenkühler) eine Wärmeübertragung zwischen der verdichteten Luft und der Umgebung vorgenommen.
  • Zur Energieentnahme, z. B. in Starklastzeiten eines Stromnetzes, wird die gespeicherte flüssige Luft in einen kontinuierlichen Massestrom mit einigen 100 bar Druck und einer möglichst hohen Temperatur umgewandelt, und zum Antrieb einer Expansionsturbine (Hauptturbine) genutzt, an die z. B. ein Stromgenerator gekoppelt ist.
  • Hierzu wird flüssige Luft aus dem Speichertank entnommen und der Druck der Luft mittels einer Pumpe und/oder mittels thermischer Verdichtung auf einen Druck von einigen 100 bar, vorzugsweise 200 bar, erhöht. Die Druckerhöhung kann zwar prinzipiell mechanisch, z. B. mittels einer Kolbenpumpe, erfolgen, die hierzu benötigte (elektrische) Energie führt jedoch zu einer Verringerung des Gesamtwirkungsgrads des Verfahrens. Bevorzugt wird deshalb der Druck der Luft ausschließlich thermisch erhöht, indem die Temperatur der Luft in einem abgeschlossenen Gefäß so lange erhöht wird, bis sie den erforderlichen Prozessdruck erreicht hat. Anschließend wird die Temperatur der Luft auf Umgebungstemperatur, oder falls eine Abwärmequelle zur Verfügung steht, auf das Temperaturniveau der Abwärmequelle gebracht.
  • Zur Temperaturerhöhung kann ein Wärmeübertrager, z. B. ein Rohrbündelwärmeübertrager, dessen eine Seite bei der Energieentnahme mit der entnommenen Luft und dessen andere Seite mit dem Temperaturniveau der Umgebung (oder einer Abwärmequelle) in Verbindung steht, eingesetzt werden. Durch die Nutzung einer Abwärmequelle wird, da die Luft nach der Entnahme aus dem Speichertank auf eine höhere Temperatur als die Umgebungstemperatur erwärmt wird, die aus der flüssigen Luft zurückgewonnene, spezifische Energiemenge erhöht.
  • Nach Maßgabe der Erfindung wird der Wirkungsgrad des gesamten Prozesses (bzw. einer nach dem erfindungsgemäßen Verfahren arbeitenden Anlage) auf bis zu 50% gesteigert, indem bei der Energieentnahme, zusätzlich zur üblichen Nutzung der flüssigen Luft durch die Hauptturbine, das (tiefe) Temperaturniveau der flüssigen Luft zur Kondensation eines Kältemittels (dessen Siedepunkt üblicherweise weit unter dem von Wasser liegt) auf der untersten Stufe eines ein- oder mehrstufigen Rankine-Prozesses (Dampfturbinen-Prozess) verwendet wird. In den Stufen bzw. der einen Stufe der Rankine-Maschine werden üblicherweise tiefsiedende Stoffe, wie z. B. Stickstoff, reine oder voll- oder teilhalogenierte Kohlenwasserstoffe, wie z. B. R134a, R600a, oder natürliche Kältemittel, wie z. B. Wasser, Kohlendioxid, oder Gemische aus den vorgenannten Stoffen eingesetzt. Werden organische Kältemittel eingesetzt handelt es sich bei dem Rankine-Prozess um einen sog. ORC-Prozess (Organic Rankine Cycle).
  • Wird das Verfahren zur Speicherung von elektrischer Energie genutzt, dann treiben die einzelnen Stufen der Rankine-Maschine über Turbinen Stromgeneratoren an. Die von den Stromgeneratoren erzeugte elektrische Energie wird, zusätzlich zu der vom Stromgenerator der Hauptturbine erzeugten elektrischen Energie, in das zu versorgende Stromnetz eingespeist.
  • Die Anordnung zur Durchführung des Verfahrens umfasst einen ein- oder mehrstufigen Verdichter, eine Verflüssigungs-Entspannungsturbine, durch die ein zweiter Massestrom der aus der letzten Stufe des Verdichters austretenden Luft geleitet wird; mindestens einen Gegenstromwärmeübertrager, der zum Wärmetausch zwischen dem aus der Verflüssigungs-Entspannungsturbine austretenden zweiten Massestrom und dem ersten Massestrom dient, ein Entspannungsventil, über das der erste Massestrom isenthalp auf einen Verflüssigungsdruck entspannt wird, einen Phasentrenner, in dem die verflüssigte Luft vom gasförmigen Anteil (Kaltdampf) getrennt wird, einen thermisch isolierten Speichertank, der zum Lagern der verflüssigten Luft dient, eine Regasifizierungseinheit, die dazu eingerichtet ist, den Druck in aus dem Speichertank entnommener flüssiger Luft zu erhöhen und die Temperatur der Luft auf zumindest Umgebungstemperatur zu bringen, und eine Turbine, die mittels der in der Regasifizierungseinheit erzeugten Druckluft antreibbar ist. An jede Verdichterstufe schließt sich ein Zwischenkühler an, in dem die verdichtete Luft nach der Kompression auf nahezu Umgebungstemperatur abgekühlt wird.
  • Nach Maßgabe der Erfindung weist die Anordnung zudem eine ein- oder mehrstufige Rankine-Maschine auf, die zur Steigerung des Gesamtwirkungsgrads des Speicher-und Entnahmeprozesses dient.
  • Die unterste Stufe der Rankine-Maschine, also diejenige Stufe, die auf dem tiefsten Temperaturwert liegt, ist über einen Gegenstromwärmeübertrager (Kondensator) thermisch an das Temperaturniveau der flüssigen Luft angekoppelt (bei der Entnahme der Luft, sobald also flüssige Luft aus dem Speichertank strömt), d. h., in der untersten Stufe wird die bei der Verdampfung und Erwärmung des Prozessmediums Luft freigesetzte Kälte zur Kondensation eines Kältemittels, z. B. Stickstoff, genutzt. Die eine Seite des Gegenstromwärmeübertragers ist zwischen den Ausgang des Speichertanks und den Eingang der Hauptturbine geschaltet und seine andere Seite wird vom in der untersten Stufe der Rankine-Turbine eingesetzten Kältemittel durchströmt.
  • Jede Stufe der Rankine-Maschine (ORC-Maschine) umfasst einen Regenerator, einen Kondensator, eine Kältemittelpumpe, einen Verdampfer und eine Turbine (mit angeschlossenem Generator).
  • Die Erfindung wird nachfolgend anhand eines Ausführungsbeispiels näher erläutert; hierzu zeigen:
    • Fig. 1:
    Das Schaltschema einer Anlage zur Energiespeicherung mittels verflüssigter Luft,
    Fig. 2:
    das Druck-Enthalpie-Diagramm des Luft-Verflüssigungsprozesses,
    Fig. 3:
    eine Auflistung der thermodynamischen Zustände der Luft während des Verflüssigungsprozesses,
    Fig. 4:
    das Temperatur-Enthalpie-Diagramm der Regasifizierung.
  • Die in Fig. 1 dargestellte Anlage zur Luftverflüssigung nach dem Linde-Claude-Prozess besteht aus einem dreistufigen Verdichter 1, der als Schraubenkompressor ausgeführt ist und einen isentropen Kompressionswirkungsgrad von ca. 90 % aufweist, einem ersten 2 (Gegenstromwärmeübertrager) und einem zweiten Wärmeübertrager 3 (Claude-Wärmeübertrager), einem einstufigen Turboexpander 4 (Verflüssigungs-Expansionsturbine), der eine isentrope Expansionseffizienz von 90 % aufweist, einem Joule-Thompson-Drosselventil 5 (Entspannungsventil), einem Phasentrenner 6 und einem wärmeisolierten Speichertank 7, der geringe thermische Verluste sicherstellt.
  • In Fig. 2 ist jeweils die Lage der zu speichernden Luft im Druck-Enthalpie-Diagramm an den in der Fig. 1 eingetragenen Stellen (Punkten) A-I (die Punkte A-I betreffen ausschließlich die Speicherung) dargestellt; in Fig. 3 sind tabellarisch die thermodynamischen Zustände der Luft an den Punkten A-I aufgelistet.
  • Zur Verflüssigung der Luft (Energiespeicherung) wird am Eingang 1.1 des Verdichters 1 getrocknete und gereinigte Luft aus der Umgebung sowie aus dem Prozess zurückgeführte Luft (Kaltdampf) angesaugt (Punkt A), der Druck der Luft auf einen Enddruck von ca. 8 bar erhöht und die verdichtete Luft über einen Ausgang 1.2 (Punkt B) durch einen Gegenstromwärmeübertrager 2 geleitet, in dem sie mit dem Kaltdampf auf eine Temperatur von ca. 143 K (Punkt C) abgekühlt wird. Der Verdichter 1 verfügt über eine Zwischenkühlung, d. h. hinter jeder Stufe wird die verdichtete Luft durch jeweils einen Wärmeübertrager (nicht dargestellt) auf nahezu Umgebungstemperatur abgekühlt (Punkte A bis B).
  • Nach Durchlaufen des Gegenstromwärmeübertragers 2 wird die Luft in einen ersten und einen zweiten Massestrom aufgeteilt (der erste Massestrom soll mit Hilfe des zweiten Massestroms gekühlt werden). Der zweite Massestrom wird in den Eingang 4.1 der Verflüssigungs-Entspannungsturbine 4 (Expander) geleitet.
  • Der aus dem Phasentrenner 6 austretende gasförmige Restanteil der Luft (Punkt E(g)) und der aus der Verflüssiger-Entspannungsturbine 4 austretende zweite Massestrom (Punkt I) werden gemischt (Kaltdampf, Punkt F), und, wie oben beschrieben, zur Abkühlung der verdichteten Luft in den Wärmeübertragern 2, 3 eingesetzt, um im Punkt D eine möglichst tiefe Temperatur zu erreichen.
  • Zur Kühlung im Punkt D wird der erste Massestrom durch die eine Seite und der Kaltdampf durch die andere Seite des Claude-Wärmeübertragers 3 geleitet, wodurch die Temperatur der Luft des ersten Massestroms so weit abgesenkt wird, dass die Luft zuerst vollständig verflüssigt und anschließend unterkühlt wird (Punkt D).
  • Anschließend wird der erste Massestrom über das Entspannungsventil 5 isenthalp entspannt. Die Luft kühlt sich weiter ab (Joule-Thomson-Effekt) und ein großer Teil der Luft bleibt (trotz des geringeren Drucks) flüssig, ein Restanteil wird gasförmig (Punkt E(g)). In einem Phasentrenner 6 wird die flüssige Luft von dem gasförmigen Restanteil getrennt und in den thermisch isolierten Speichertank 7 geleitet, wo sie bei Umgebungsdruck (drucklose Speicherung) und einer Temperatur von ca. 80 K gelagert wird (Punkt E(f)). Die mögliche Speicherdauer wird nahezu ausschließlich durch die thermischen Verluste des Speichertanks bestimmt.
  • Der zweite Massestrom wird nicht verflüssigt, sondern mittels der Verflüssigungs-Entspannungsturbine 4 polytrop vom Punkt C auf den Punkt I entspannt. Bei der Entspannung verrichtet der zweite Massestrom mechanische Arbeit, die, da die Wellen der Verflüssigungs-Entspannungsturbine 4 und des Verdichters 1 mittels eines Getriebes (nicht dargestellt) mechanisch aneinander gekoppelt sind, dem Verdichtungsprozess zugeführt wird.
  • Zur Energieentnahme wird flüssige Luft aus dem Speichertank 7 entnommen, ihr Druck zunächst in einem abgeschlossenen Bereich (nicht dargestellt) ausschließlich durch Wärmezufuhr auf 200 bar erhöht und die so erzeugte Druckluft anschließend auf Umgebungstemperatur (ca. 300 K) oder ggf. auf die Temperatur einer Abwärmequelle (Erhöhung des Gesamtwirkungsgrades) gebracht, indem die Luft im Gegenstromprinzip über die eine Seite eines ersten Rankine-Wärmetauschers 8 einer zweistufigen Rankine-Maschine 9 geleitet wird, deren erste/unterste Stufe 10 mit Stickstoff (als Kältemittel) und deren zweite Stufe 11 mit einem bei niedrigen Temperaturen siedenden Kältemittel betrieben werden. Der erste Rankine-Wärmetauscher 8 steht mit dem Stickstoff der ersten Stufe 10 der Rankine-Maschine 9, die auf dem niedrigsten Temperaturniveau betrieben wird, in Verbindung.
  • Die Druckluft wird in eine Hauptturbine 12 mit angeschlossenem Stromgenerator 13 von 200 bar auf 1 bar entspannt. Um die Effizienz des Entspannungsprozesses zu steigern, ist der Turboexpander sechsstufig ausgeführt und nach jeder Expansionsstufe mit einer Zwischenerhitzung (nicht dargestellt) ausgestattet. Bei sechsstufiger Ausführung des Turboexpanders ist sichergestellt, dass die Temperatur der entspannten Luft nicht kleiner als 230 K wird. Fig. 4 zeigt das zugehörige Temperatur-Entropie-Diagramm (Energieentnahme/Regasifizierung).
  • Die beiden Stufen 10, 11 der Rankine-Maschine 9 nutzen jeweils zwei Wärmetauscher 8, 15, 16, wobei jeweils einer der Wärmetauscher zur Ankopplung an ein tieferes Temperaturniveau und der andere Wärmetauscher zur Ankopplung an ein höheres Temperaturniveau dient. So dient der zweite Rankine-Wärmetauscher 16 zur Ankopplung der beiden Stufen 10, 11 der Rankine-Maschine 9 aneinander, da das hohe Temperaturniveau der ersten Stufe 10 etwa dem niedrigen Temperaturniveau der zweiten Stufe 11 entspricht. Der dritte Rankine-Wärmetauscher 15 steht mit dem Umgebungstemperaturniveau in Verbindung, welches dem hohen Temperaturniveau der zweiten Stufe 11 entspricht. Denkbar ist auch die Kaskadierung von mehr als zwei Stufen.
  • Die Stufen der Rankine-Maschine sind jeweils geschlossen ausgeführt, d. h., der Ausgang des Wärmetauschers auf dem höheren Temperaturniveau ist mit dem Eingang des Wärmetauschers auf dem niedrigeren Temperaturniveau jeweils über eine Entspannungsturbine 14, an der Entspannungsarbeit verrichtet wird, verbunden. Der Ausgang des Wärmetauschers auf dem niedrigen Temperaturniveau ist jeweils mit dem Eingang 17.1 einer Kondensatspumpe 17, die zum Zurückfördern des Kältemittels dient, und der Eingang des Wärmetauschers mit dem höheren Temperaturniveau mit dem Ausgang 17.2 der Kondensatspumpe 17 verbunden.
  • Die Entspannungsturbinen 14 sind jeweils mechanisch an elektrische Generatoren 18 gekoppelt. Bei der Energieentnahme wird sowohl die elektrische Energie der von der Rankine-Maschine betriebenen Generatoren 18 als auch vom von der Hauptturbine 12 angetriebenen Generator 13 in das zu versorgende Stromnetz zurückgespeist.
    • Liste der verwendeten Bezugszeichen
  • 1 Verdichter
    1.1 Eingang des Verdichters
    1.2 Ausgang des Verdichters
    2 Gegenstromwärmeübertrager
    3 Claude-Wärmeübertrager
    4 Verflüssigungs-Entspannungsturbine/Turboexpander
    4.1 Eingang der Verflüssigungs-Entspannungsturbine
    4.2 Ausgang der Verflüssigungs-Entspannungsturbine
    5 Entspannungsventil/Joule-Thompson-Drosselventil
    6 Phasentrenner
    7 Speichertank
    8 Erster Rankine-Wärmetauscher
    9 Rankine-Maschine
    10 Erste Stufe der Rankine-Maschine
    11 Zweite Stufe der Rankine-Maschine
    12 Hauptturbine
    13 Stromgenerator der Hauptturbine
    14 Entspannungsturbine
    15 Dritter Rankine-Wärmetauscher
    16 Zweiter Rankine-Wärmetauscher
    17 Kondensatspumpe
    17.1 Eingang der Kondensatspumpe
    17.2 Ausgang der Kondensatspumpe
    18 Stromgenerator der Rankine-Maschine

Claims (9)

  1. Verfahren zum Speichern von Energie, umfassend
    - einen Schritt zur Speicherung der Energie, indem am Eingang (1.1) eines ein-oder mehrstufigen Verdichters (1) Luft angesaugt, ihr Druck auf einen gegenüber Umgebungsdruck erhöhten Wert angehoben, die Luft durch eine isenthalpe Entspannung verflüssigt und einem thermisch isolierten Speichertank (7) zugeführt wird, wobei der beim Luftverflüssigungsvorgang entstehende Kaltdampf der Luft über mindestens einen Gegenstromwärmeübertrager (2), der hinter der mindestens einen Stufe des Verdichters (1) einen Wärmeaustausch der verdichteten Luft mit dem Kaltdampf ermöglicht, zum Eingang (1.1) des Verdichters (1) zurückgeführt wird, wobei die verdichtete Luft nach dem Gegenstromwärmeübertrager (2) in zwei Teilströme aufgeteilt wird, und der zweite Massestrom über eine Verflüssigungs-Entspannungsturbine (4) geleitet wird, und die in der Verflüssigungs-Entspannungsturbine (4) gewonnene Energie dem Verdichter (1) zugeführt wird, wobei der erste Massestrom mittels eines Claude-Wärmeübertragers (3) durch den aus der Verflüssigungs-Entspannungsturbine (4) austretenden zweiten Massestrom und den sonstigen beim Luftverflüssigungsvorgang entstehenden Kaltdampf gekühlt wird,
    - und einen Schritt zur Entnahme der Energie, in dem die flüssige Luft aus dem Speichertank (7) entnommen und regasifiziert wird, indem der Druck der Luft mittels einer Pumpe und/oder mittels thermischer Verdichtung erhöht und anschließend die Temperatur der Luft auf mindestens Umgebungstemperatur angehoben wird, wobei mit der so erzeugten Druckluft eine Hauptturbine (12) angetrieben wird, dadurch gekennzeichnet, dass zusätzlich das Temperaturniveau der aus dem Speichertank entnommenen flüssigen Luft zur Kondensation eines bei niedrigen Temperaturen siedenden Kältemittels auf der untersten Stufe eines ein- oder mehrstufigen Rankine-Prozesses genutzt wird, wobei die im Rankine-Prozess erzeugte Energie mit der in der Hauptturbine (12) erzeugten Energie zusammengeführt wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das auf der untersten Stufe des ein- oder mehrstufigen Rankine-Prozesses genutzte Kältemittel einen Siedepunkt aufweist, der unter dem von Wasser liegt.
  3. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 und 2, dadurch gekennzeichnet, dass in der untersten Stufe des Rankine-Prozesses Stickstoff als Kältemittel eingesetzt wird.
  4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass als Kältemittel im ein- oder mehrstufigen Rankine-Prozess Stickstoff, reine oder voll-oder teilhalogenierte Kohlenwasserstoffe, natürliche Kältemittel und/oder Gemische aus diesen Stoffen eingesetzt werden.
  5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass als ein- oder mehrstufiger Rankine-Prozess ein ORC-Prozess eingesetzt wird.
  6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass zur Verflüssigung der Luft ein mehrstufiger Verdichter eingesetzt wird, wobei zur Kühlung der verdichteten Luft hinter jeder Stufe des Verdichters ein Wärmetausch zwischen der verdichteten Luft und der Umgebung vorgenommen wird.
  7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass im Schritt der Entnahme der Energie die Luft durch Nutzung einer Abwärmequelle auf eine höhere Temperatur als die Umgebungstemperatur erwärmt wird.
  8. Anordnung zur Durchführung des Verfahrens nach Anspruch 1 mit einem ein-oder mehrstufigen Verdichter mit Zwischenkühlung (1), wobei sich an die letzte Verdichterstufe ein Gegenstromwärmeübertrager (2) anschließt, dessen eine Seite von der verdichteten Luft und dessen andere Seite von Kaltdampf durchströmt ist; eine Verflüssigungs-Entspannungsturbine (4), durch die ein zweiter Massestrom der aus dem Gegenstromwärmeübertrager (2) austretenden Luft geleitet wird; einen Claude-Wärmeübertrager (3), der zum Wärmetausch zwischen dem aus der Verflüssigungs-Entspannungsturbine (4) austretenden zweiten Massestrom sowie sonstigem beim Luftverflüssigungsvorgang entstehendem Kaltdampf und einem ersten Massestrom dient; ein Entspannungsventil (5), über das der erste Massestrom isenthalp auf einen Verflüssigungsdruck entspannt wird; einen Phasentrenner (6), in dem die verflüssigte von der gasförmigen Luft getrennt wird; einen thermisch isolierten Speichertank (7), der zum Lagern der verflüssigtem Luft dient; eine Regasifizierungseinheit, die dazu eingerichtet ist, den Druck in aus dem Speichertank (7) entnommener, flüssiger Luft zu erhöhen und die Temperatur der Luft auf zumindest Umgebungstemperatur zu bringen; eine Hauptturbine (12), die mittels der in der Regasifizierungseinheit erzeugten Druckluft antreibbar ist, dadurch gekennzeichnet, das sie eine ein- oder mehrstufige Rankine-Maschine (9) umfasst, die zur Durchführung des Rankine-Prozesses dient, wobei die unterste Stufe der Rankine-Maschine (9) mittels eines Gegenstromwärmeübertragers, dessen eine Seite zwischen den Ausgang des Speichertanks und den Eingang der Hauptturbine (9) geschaltet und dessen andere Seite vom in der Rankine-Maschine eingesetzten Kältemittel durchströmbar ist, thermisch an die Regasifizierungseinheit gekoppelt ist.
  9. Anordnung nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass der Verdichter (1) elektrisch angetrieben und sowohl die Hauptturbine (12) als auch die Rankine-Turbine (14) jeweils an einen elektrischen Generator (13, 18) angekoppelt ist, wodurch die Anordnung zur Speicherung von elektrischer Energie geeignet ist.
EP13156878.4A 2012-03-01 2013-02-27 Verfahren und Anordnung zur Speicherung von Energie Active EP2634383B1 (de)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102012101701 2012-03-01
DE102012104185 2012-05-14
DE102012104416A DE102012104416A1 (de) 2012-03-01 2012-05-22 Verfahren und Anordnung zur Speicherung von Energie

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2634383A1 true EP2634383A1 (de) 2013-09-04
EP2634383B1 EP2634383B1 (de) 2016-04-27

Family

ID=47900574

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP13156878.4A Active EP2634383B1 (de) 2012-03-01 2013-02-27 Verfahren und Anordnung zur Speicherung von Energie

Country Status (7)

Country Link
EP (1) EP2634383B1 (de)
DE (1) DE102012104416A1 (de)
DK (1) DK2634383T3 (de)
ES (1) ES2585090T3 (de)
HU (1) HUE029505T2 (de)
PL (1) PL2634383T3 (de)
PT (1) PT2634383T (de)

Cited By (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103527274A (zh) * 2013-10-23 2014-01-22 肖波 冷能液态空气(液氮)发动机体系
WO2015105670A1 (en) * 2013-12-30 2015-07-16 Conlon William M Liquid air power and storage
EP2930318A1 (de) * 2014-04-11 2015-10-14 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Anlage zum Speichern und Rückgewinnen von Energie
CN105888742A (zh) * 2016-06-02 2016-08-24 成都深冷液化设备股份有限公司 一种高效液空储能/释能系统
CN108979762A (zh) * 2017-06-01 2018-12-11 中国科学院工程热物理研究所 分级蓄冷式超临界压缩空气储能系统及方法
CN109579432A (zh) * 2018-11-14 2019-04-05 西安交通大学 利用低温液化储能的天然气和电力互联调峰系统
US10738696B2 (en) 2015-06-03 2020-08-11 William M. Conlon Liquid air power and storage with carbon capture
CZ308811B6 (cs) * 2020-03-31 2021-06-02 Němček Ondřej Ing. Zařízení pro využití odpadního tepla na principu ORC kompresoru
CN112963207A (zh) * 2021-02-02 2021-06-15 上海电力大学 一种液化空气混合储能与发电一体化系统及方法
US11073080B2 (en) 2015-10-21 2021-07-27 William M. Conlon High pressure liquid air power and storage
US11221177B2 (en) 2015-06-16 2022-01-11 William M Conlon Cryogenic liquid energy storage
CN113958374A (zh) * 2021-09-22 2022-01-21 西安交通大学 一种部分抽气的多级换热液化空气储能系统及方法
CN114033515A (zh) * 2021-11-09 2022-02-11 西安西热节能技术有限公司 具有引射汇流装置的液态压缩空气储能方法及系统
US11421560B2 (en) 2015-06-01 2022-08-23 William M. Conlon Part load operation of liquid air power and storage system
CN114991896A (zh) * 2022-06-07 2022-09-02 西安热工研究院有限公司 一种闭式循环储能系统及方法
CN115492651A (zh) * 2022-11-15 2022-12-20 西安热工研究院有限公司 一种恒压释能型压缩空气储能系统及方法
CN115704326A (zh) * 2021-08-09 2023-02-17 势加透博（上海）能源科技有限公司 液化气体冷能发电系统及发电方法

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2015123613A1 (en) * 2014-02-14 2015-08-20 Mada Energie Llc Thermally charged liquid air energy storage systems, methods, and devices
CN109630220B (zh) * 2018-11-07 2019-08-09 清华大学 新型高密度空气储能发电系统
FR3117164B1 (fr) * 2020-12-03 2022-11-18 Ifp Energies Now Système et procédé de stockage et de récupération d’énergie par gaz comprimé avec cycle de Rankine

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0003264A1 (de) * 1977-12-29 1979-08-08 Reikichi Nozawa Verfahren und Anlage zur Krafterzeugung
DE3139567A1 (de) 1981-10-05 1983-04-21 Bautz, Wilhelm, 6000 Frankfurt Verfahren zur speicherung von elektrischer energie unter verwendung von fluessiggasen, insbesondere fluessiger luft
DE19527882A1 (de) * 1995-07-29 1997-04-17 Hartmann Joerg Dipl Math Verfahren zur Energiespeicherung mittels flüssiger Luft
DE202005003611U1 (de) * 2005-02-28 2005-05-19 Kretschmer, Rutger, Dr.-Ing. Wärmekraftwerk mit Druckluftspeichervorrichtung zum Ausgleich fluktuierender Energieeinspeisung aus regenerativen Energiequellen
US6920759B2 (en) 1996-12-24 2005-07-26 Hitachi, Ltd. Cold heat reused air liquefaction/vaporization and storage gas turbine electric power system
WO2007096656A1 (en) 2006-02-27 2007-08-30 Highview Enterprises Limited A method of storing energy and a cryogenic energy storage system

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH527398A (fr) * 1966-04-01 1972-08-31 Nautchno Izsledovatelski Sekto Procédé de liquéfaction de néon, installation pour sa mise en oeuvre et application du procédé
JPS56120895A (en) * 1980-02-25 1981-09-22 Kobe Steel Ltd Regasification for liquid natural gas
FR2489411A1 (fr) * 1980-08-29 1982-03-05 Technigaz Procede de recuperation d'accumulation et de restitution d'energie et dispositif pour la mise en oeuvre dudit procede
US4894076A (en) * 1989-01-17 1990-01-16 Air Products And Chemicals, Inc. Recycle liquefier process
DZ2527A1 (fr) * 1997-12-19 2003-02-01 Exxon Production Research Co Pièces conteneurs et canalisations de traitement aptes à contenir et transporter des fluides à des températures cryogéniques.
US7900451B2 (en) * 2007-10-22 2011-03-08 Ormat Technologies, Inc. Power and regasification system for LNG
US8132411B2 (en) * 2008-11-06 2012-03-13 Air Products And Chemicals, Inc. Rankine cycle for LNG vaporization/power generation process

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0003264A1 (de) * 1977-12-29 1979-08-08 Reikichi Nozawa Verfahren und Anlage zur Krafterzeugung
DE3139567A1 (de) 1981-10-05 1983-04-21 Bautz, Wilhelm, 6000 Frankfurt Verfahren zur speicherung von elektrischer energie unter verwendung von fluessiggasen, insbesondere fluessiger luft
DE19527882A1 (de) * 1995-07-29 1997-04-17 Hartmann Joerg Dipl Math Verfahren zur Energiespeicherung mittels flüssiger Luft
US6920759B2 (en) 1996-12-24 2005-07-26 Hitachi, Ltd. Cold heat reused air liquefaction/vaporization and storage gas turbine electric power system
DE202005003611U1 (de) * 2005-02-28 2005-05-19 Kretschmer, Rutger, Dr.-Ing. Wärmekraftwerk mit Druckluftspeichervorrichtung zum Ausgleich fluktuierender Energieeinspeisung aus regenerativen Energiequellen
WO2007096656A1 (en) 2006-02-27 2007-08-30 Highview Enterprises Limited A method of storing energy and a cryogenic energy storage system

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
CHINO ET AL: "Evaluation of Energy Storage Method Using Liquid Air", HEAT TRANSFER - ASIAN RESEARCH, JOHN WILEY & SONS, INC, UNITED STATES, vol. 29, no. 8, 1 July 2000 (2000-07-01), pages 347 - 357, XP009160219, ISSN: 1099-2871, [retrieved on 20000615], DOI: 10.1002/1523-1496(200007)29:5<347::AID-HTJ1>3.0.CO;2-A *

Cited By (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103527274A (zh) * 2013-10-23 2014-01-22 肖波 冷能液态空气(液氮)发动机体系
WO2015105670A1 (en) * 2013-12-30 2015-07-16 Conlon William M Liquid air power and storage
US10473029B2 (en) 2013-12-30 2019-11-12 William M. Conlon Liquid air power and storage
WO2015154862A1 (de) * 2014-04-11 2015-10-15 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und anlage zum speichern und rückgewinnen von energie
CN106414914A (zh) * 2014-04-11 2017-02-15 林德股份公司 储存和恢复能量的方法与设备
EP2930318A1 (de) * 2014-04-11 2015-10-14 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Anlage zum Speichern und Rückgewinnen von Energie
US11421560B2 (en) 2015-06-01 2022-08-23 William M. Conlon Part load operation of liquid air power and storage system
US10738696B2 (en) 2015-06-03 2020-08-11 William M. Conlon Liquid air power and storage with carbon capture
US11221177B2 (en) 2015-06-16 2022-01-11 William M Conlon Cryogenic liquid energy storage
US11686527B2 (en) 2015-06-16 2023-06-27 Pintail Power Llc Cryogenic liquid energy storage
US11674439B2 (en) 2015-10-21 2023-06-13 Pintail Power Llc High pressure liquid air power and storage
US11073080B2 (en) 2015-10-21 2021-07-27 William M. Conlon High pressure liquid air power and storage
CN105888742A (zh) * 2016-06-02 2016-08-24 成都深冷液化设备股份有限公司 一种高效液空储能/释能系统
CN108979762A (zh) * 2017-06-01 2018-12-11 中国科学院工程热物理研究所 分级蓄冷式超临界压缩空气储能系统及方法
CN109579432A (zh) * 2018-11-14 2019-04-05 西安交通大学 利用低温液化储能的天然气和电力互联调峰系统
CZ308811B6 (cs) * 2020-03-31 2021-06-02 Němček Ondřej Ing. Zařízení pro využití odpadního tepla na principu ORC kompresoru
CN112963207A (zh) * 2021-02-02 2021-06-15 上海电力大学 一种液化空气混合储能与发电一体化系统及方法
CN112963207B (zh) * 2021-02-02 2023-07-04 上海电力大学 一种液化空气混合储能与发电一体化系统及方法
CN115704326A (zh) * 2021-08-09 2023-02-17 势加透博（上海）能源科技有限公司 液化气体冷能发电系统及发电方法
CN113958374A (zh) * 2021-09-22 2022-01-21 西安交通大学 一种部分抽气的多级换热液化空气储能系统及方法
CN114033515A (zh) * 2021-11-09 2022-02-11 西安西热节能技术有限公司 具有引射汇流装置的液态压缩空气储能方法及系统
CN114033515B (zh) * 2021-11-09 2023-04-28 西安西热节能技术有限公司 具有引射汇流装置的液态压缩空气储能方法及系统
CN114991896A (zh) * 2022-06-07 2022-09-02 西安热工研究院有限公司 一种闭式循环储能系统及方法
CN114991896B (zh) * 2022-06-07 2023-09-05 西安热工研究院有限公司 一种闭式循环储能系统及方法
CN115492651A (zh) * 2022-11-15 2022-12-20 西安热工研究院有限公司 一种恒压释能型压缩空气储能系统及方法

Also Published As

Publication number Publication date
ES2585090T3 (es) 2016-10-03
EP2634383B1 (de) 2016-04-27
PT2634383T (pt) 2016-08-16
DE102012104416A1 (de) 2013-09-05
HUE029505T2 (en) 2017-03-28
PL2634383T3 (pl) 2016-11-30
DK2634383T3 (en) 2016-08-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2634383B1 (de) Verfahren und Anordnung zur Speicherung von Energie
DE69905077T2 (de) Anlage zur erdgasverflüssigung
WO2008014774A2 (de) Verfahren und vorrichtung zur nutzung von niedertemperaturwärme zur stromerzeugung
US20230016298A1 (en) Method and apparatus for cooling in liquefaction process
EP2823156B1 (de) Anlage zur speicherung und abgabe von thermischer energie
WO2014000882A2 (de) Verfahren und vorrichtung zur erzeugung elektrischer energie
WO2012013289A2 (de) Verfahren und vorrichtung zur stromspeicherung
EP3006682B1 (de) Vorrichtung und Verfahren für den Betrieb einer Wärmeübergabestation
EP2610470A2 (de) Verfahren zum Betreiben einer stationären Kraftanlage mit wenigstens einer Brennkraftmaschine
WO2010063817A2 (de) Vorrichtung und verfahren zur verdichtung oder kompression eines gases
DE3420293A1 (de) Rankine-cyclus-kraftwerk mit einem verbesserten organischen arbeitsfluid bzw. -fluessigkeit
EP1253388A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Verflüssigung von Erdgas
EP3559564B1 (de) Verfahren und vorrichtung zur erzeugung von prozesskälte und prozessdampf
EP2199671A1 (de) Verfahren und Anordnung zur Erzeugung von Wasserdampf
EP4139562B1 (de) System mit einer flüssigluft-energiespeicher- und kraftwerksvorrichtung
DE19728153C2 (de) Verfahren zum Verflüssigen eines Kohlenwasserstoff-reichen Stromes
WO2007042215A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur gewinnung von mechanischer oder elektrischer energie aus wärme
DE102012020469A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Abtrennung von Methan aus einem Synthesegas
EP3232023A1 (de) Verfahren und anlage zur energieumwandlung von druckenergie in elektrische energie
EP3293475A1 (de) Verfahren und methode zur speicherung und rückgewinnung von energie
EP2902604A1 (de) Verfahren und Einrichtung zum Speichern von Energie
EP2951407A2 (de) Verfahren zum betrieb eines niedertemperaturkraftwerkes, sowie niedertemperaturkraftwerk selbst
EP3719425A1 (de) Verfahren und anlage zum verflüssigen eines gases
DE102013001478B4 (de) Verfahren zum Betrieb eines Niedertemperaturkraftwerkes, sowie Niedertemperaturkraftwerk selbst
DE102013016461A1 (de) Verfahren zum Betrieb eines Niedertemperaturkraftwerkes, sowie Niedertemperaturkraftwerk selbst

Legal Events

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

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

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

AX Request for extension of the european patent

Extension state: BA ME

RIN1 Information on inventor provided before grant (corrected)

Inventor name: ARNDT, JULIA, DR.

Inventor name: KUHN, MORITZ

Inventor name: ZERWECK-TROGISCH, ULRICH, DR.

Inventor name: KAISER, GUNTER, DR.

Inventor name: GROSSMANN, BJOERN

Inventor name: KLIER, JUERGEN, DR.

Inventor name: SCHROEDER, GUNAR

17P Request for examination filed

Effective date: 20140227

RBV Designated contracting states (corrected)

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

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: F01K 3/00 20060101AFI20151019BHEP

Ipc: F25J 1/00 20060101ALI20151019BHEP

Ipc: F02C 6/18 20060101ALI20151019BHEP

Ipc: F02C 6/16 20060101ALI20151019BHEP

Ipc: F01K 23/10 20060101ALI20151019BHEP

Ipc: F01K 25/10 20060101ALI20151019BHEP

Ipc: F25J 1/02 20060101ALI20151019BHEP

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20151112

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

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

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 795049

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20160515

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 502013002722

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: DK

Ref legal event code: T3

Effective date: 20160812

REG Reference to a national code

Ref country code: SE

Ref legal event code: TRGR

Ref country code: PT

Ref legal event code: SC4A

Ref document number: 2634383

Country of ref document: PT

Date of ref document: 20160816

Kind code of ref document: T

Free format text: AVAILABILITY OF NATIONAL TRANSLATION

Effective date: 20160727

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: FP

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

REG Reference to a national code

Ref country code: ES

Ref legal event code: FG2A

Ref document number: 2585090

Country of ref document: ES

Kind code of ref document: T3

Effective date: 20161003

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160727

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160728

Ref country code: RS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 502013002722

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 5

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

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

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

REG Reference to a national code

Ref country code: HU

Ref legal event code: AG4A

Ref document number: E029505

Country of ref document: HU

26N No opposition filed

Effective date: 20170130

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 6

REG Reference to a national code

Ref country code: HU

Ref legal event code: HC9C

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20160427

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160427

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20160827

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R082

Ref document number: 502013002722

Country of ref document: DE

Representative=s name: WERNER, ANDRE, DR., DE

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Payment date: 20240220

Year of fee payment: 12

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: ES

Payment date: 20240319

Year of fee payment: 12

Ref country code: NL

Payment date: 20240220

Year of fee payment: 12

Ref country code: IE

Payment date: 20240216

Year of fee payment: 12

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Payment date: 20240216

Year of fee payment: 12

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MC

Payment date: 20240219

Year of fee payment: 12

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Payment date: 20240229

Year of fee payment: 12

Ref country code: DE

Payment date: 20240116

Year of fee payment: 12

Ref country code: GB

Payment date: 20240222

Year of fee payment: 12

Ref country code: PT

Payment date: 20240220

Year of fee payment: 12

Ref country code: CH

Payment date: 20240301

Year of fee payment: 12

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SE

Payment date: 20240221

Year of fee payment: 12

Ref country code: PL

Payment date: 20240215

Year of fee payment: 12

Ref country code: IT

Payment date: 20240229

Year of fee payment: 12

Ref country code: FR

Payment date: 20240221

Year of fee payment: 12

Ref country code: DK

Payment date: 20240221

Year of fee payment: 12

Ref country code: BE

Payment date: 20240219

Year of fee payment: 12