Wie die Sonne ins Kraftwerk kommt ROBERT PITZ-PAAL

Transkript

1 Solarthermische Kraftwerke Wie die Sonne ins Kraftwerk kommt ROBERT PITZ-PAAL Solarthermische Kraftwerke liefern fast genauso viel Strom wie alle netzgekoppelten Photovoltaik-Anlagen der Welt. Im Prinzip funktionieren sie wie ein großes Brennglas: Sie sammeln das Sonnenlicht und konzentrieren es auf eine Wärmekraftmaschine. INTERNET Solarthermie-Website der DLR www2.dlr.de/tt/solartherm Plataforma Solar de Almería www2.dlr.de/psa Wer heute von Solarstrom spricht, der meint meistens Strom aus den bläulich schimmernden photovoltaischen Zellen auf Häuserdächern oder an Autobahnen. Weitgehend unbekannt ist, dass solarthermische Kraftwerke, die nach einem anderen Prinzip arbeiten, weltweit ähnlich viel elektrische Energie ins Netz speisen, nämlich etwa 500 GWh pro Jahr [1]. Dabei liegt die Wiege dieser Technik sogar in Europa [2]. Dort ist sie nun auf dem Vormarsch, nachdem Spanien und Italien ihre Markteinführung fördern. Deutschland, Österreich und die Schweiz liegen nördlich der Breitengrade, in denen solche Kraftwerke wirtschaftlich sind. Trotzdem beteiligen sich vor allem deutsche Forschungseinrichtungen und Firmen intensiv an der Weiterentwicklung solarthermischer Kraftwerkstechnik für den Exportmarkt. In Zukunft NASA-Website mit Material zum Stirling-Motor intro_stirling/slidepage.html SolarPACES-Netzwerk zu Solarkraftwerken Forschungsverbund Sonnenenergie WBGU könnte auch der Import solarthermisch erzeugten Stroms für nördliche Industriestaaten zu einem wichtigen Faktor werden, der ihre CO 2 -Emissionen reduzieren hilft [3,4]. Das Prinzip Mehr als 90 Prozent des Stroms aus unserer Steckdose stammt aus fossilen oder nuklearen Kraftwerken. Das verwendete Erzeugungsprinzip ist immer das gleiche: Wärmeenergie aus der Verbrennung von fossilen Brennstoffen oder aus der Spaltung von Atom- kernen wird dazu verwendet, eine Wärmekraftmaschine in der Regel einen Dampfkreislauf anzutreiben und über einen Generator elektrischen Strom zu erzeugen. Solarthermische Kraftwerke nutzen genau diese Technik, die seit mehr als hundert Jahren ausgereift ist. Sie ersetzen nur die konventionellen Wärmequellen durch Sonnenenergie. Im Unterschied zu fossilen Energieträgern steht die Sonnenenergie allerdings nicht rund um die Uhr zur Verfügung. Die Lücken, etwa nachts, können die Kraftwerksbetreiber auf zweierlei Weise überbrücken: Entweder setzen sie zur Stromerzeugung dann fossilen Brennstoff ein, oder sie speichern die eingesammelte Wärmeenergie zwischen und stellen nach Bedarf aus dieser Speicherwärme den Strom her. Solarthermische Kraftwerke funktionieren im Prinzip wie ein Brennglas. Sie konzentrieren die Sonnenstrahlung auf, um eine möglichst hohe Temperatur zu erreichen: Mindestens 300 C brauchen sie, um mit ihrer Wärmekraftmaschine aus der eingesammelten Solarenergie effektiv und wirtschaftlich elektrischen Strom herstellen zu können. Dazu reichen die aus der Haustechnik bekannten Flach- oder Vakuumröhrenkollektoren nicht aus. Die hohe Betriebstemperatur erfordert eine ausreichend starke direkte Sonneneinstrahlung und entscheidet damit über geeignete Standorte für solche Kraftwerke: Solarthermische Kraftwerke können deswegen nur im allerdings riesigen Sonnengürtel zwischen dem 35sten nördlichen und südlichen Breitengrad wirtschaftlich betrieben werden. Das unterscheidet sie von der Photovoltaik, die auch aus diffusem Tageslicht effektiv Strom herstellen kann und deshalb für mitteleuropäische Bedingungen geeignet ist. Konzentration von Licht Wird eine schwarze Fläche von der Sonne bestrahlt, heizt sie sich so weit auf,bis die thermischen Verluste an die Umgebung der zugeführten Strahlungsenergie entsprechen. Will man der Fläche zusätzlich Nutzwärme entziehen, sinkt die Temperatur. Zum Erreichen hoher Temperaturen gibt es zwei Wege, die parallel beschritten werden können: Reduktion der thermischen Verluste und Erhöhung der zugeführten Strahlungsenergie pro Fläche. Für Letzteres braucht man die Konzentration der direkten Sonnenstrahlung. Das geht mit Linsen oder mit Spiegeln. Doch wie stark lässt sich die Sonnenstrahlung konzentrieren? 12 Phys. Unserer Zeit 35. Jahrgang 2004 Nr. 1 DOI: /piuz Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim

2 SOLARTHERMIE SPEZIAL: SOLARENERGIE Parabolrinnenkollektoren konzentrieren die solare Strahlung und erzeugen Hochtemperaturwärme (400 C). Das Foto zeigt einen Ausschnitt aus dem größten Solarkraftwerk der Welt in Kalifornien. Die Sonnenscheibe hat eine endliche Größe, ihr Durchmesser erscheint uns von der Erde aus unter einem Winkel von etwa einem halben Grad. Aus diesem Grund laufen nicht alle Lichtstrahlen, die auf die Erde treffen, ganz genau parallel zueinander. Das wäre jedoch notwendig, um sie auf einen einzigen Punkt zu konzentrieren. Daher ist die maximale erzielbare Konzentration etwa auf das fache beschränkt. Immerhin lässt sich so theoretisch die gleiche Strahlungsenergiedichte erzeugen, wie sie an der Sonnenoberfläche herrscht, und prinzipiell Wärme auf einem Temperaturniveau von mehreren tausend Kelvin nutzen. Der Brennfleck des Konzentrators muss über den Tag immer auf denselben Punkt treffen. Dazu muss er der Sonne in zwei Achsen nachgeführt werden. Eine Alternative bieten Linearkonzentratoren, zum Beispiel Zylinderlinsen: Sie konzentrieren die Strahlung nicht auf einen Punkt, sondern auf eine Brennlinie, weshalb eine Nachführung in einer Achse für sie ausreicht. In diesem Fall lässt sich jedoch theoretisch maximal eine 215-fache Konzentration erzielen. Dies reicht für eine Wärmenutzung auf einem Temperaturniveau von einigen hundert Kelvin aus. Konzentrierende Kollektoren In der Praxis haben sich Spiegelkonzentratoren weitgehend gegenüber den Linsenkonzentratoren durchgesetzt. Sie sind für große Baugrößen besser geeignet und lassen sich preiswerter herstellen. Man unterscheidet im Wesentlichen drei unterschiedliche Konzentrator-Bauformen (Abbildung 1). Der Dishkonzentrator ist ein idealer, zweiachsig nachgeführter Konzentrator. Er besteht aus einer parabolförmigen, verspiegelten Schüssel (engl. Dish), die die Strahlung in einem Fokuspunkt bündelt. Dort sitzen der Strahlungsempfänger und häufig eine direkt angeschlossene Wärmekraftmaschine. Beide sind mit der Schüssel fest verbunden, um zusammen mit ihr nachgeführt werden zu können. Windkräfte, die an der Konzentratorfläche angreifen, beschränken ihre maximale Größe auf wenige 100 m 2 und die elektrische Leistung auf einige 10 kwe. Das Zentral-Receiver-System (Receiver: engl. Empfänger) löst dieses Problem, indem es einen übergroßen Paraboloidkonzentrator in ein Feld kleinerer, individuell nachgeführter Konzentratorspiegel aufteilt. Diese Heliostate werden auf einen gemeinsamen Fokuspunkt an der Spitze eines zentralen Turmes ausgerichtet (Turmkraftwerk). Dort sammelt ein zentraler Receiver die Wärme ein. Da ein solcher Konzentrator nicht mehr ideal paraboloid ist, sinkt die maximal mögliche Konzentration auf das 500- bis fache. Das reicht jedoch für Temperaturen bis zu 1500 K aus. Große Zentral-Receiver-Systeme mit Tausenden von Heliostaten zu je 100 m 2 Spiegelfläche würden Türme mit einer Höhe von 100 bis 200 m benötigen. Sie könnten einige hundert MW an Strahlungsleistung einsammeln. Der Parabolrinnenkonzentrator ist ein Linearkonzentrator, der nur einachsig nachgeführt wird. Eine parabolförmige verspiegelte Rinne konzentriert die Solarstrahlung bis zu 100-fach auf ein in der Brennlinie verlaufendes Rohr, ABB. 1 KONZENTRATION DES SONNENLICHTS a) Receiver oder Motor Receiver Konzentrator, verspiegelte Oberfläche Absorberrohr Turm Heliostatemechanismus Nachführ- b) c) Drei mögliche Varianten zur Konzentration der solaren Strahlung: a) Dish-Konzentrator, b) Zentral-Receiver-System, c) Parabolrinne Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim Nr Jahrgang Phys. Unserer Zeit 13

3 ABB. 2 SOLARTHERMISCHES KRAFTWERK Wärme Pumpe Kühlturm Hochtemperaturwärme aus Sonne oder Brennstoff treibt einen Dampfkreislauf an. Turbine Elektrizität in dem ein Wärmeträger zirkuliert. Der theoretische Maximalwert einer 215- fachen Konzentration ist in der Praxis aus zwei Gründen nicht erreichbar: Zum einen liegen die großen Rinnen auf der Erdoberfläche und können damit nicht auf allen räumlichen Achsen senkrecht in die Sonneneinstrahlung gedreht werden, zum anderen reduzieren Oberflächenfehler des Spiegels seine geometrische Perfektion. Rinnenkollektoren können zu Strängen von vielen hundert Meter Länge verbunden werden. Viele parallele Stränge können für einen Kraftwerksblock hunderte von MW an Wärmeleistung einsammeln. Wärmekraftprozesse Ein Wärmekraftprozess kann die zugeführte Wärmeenergie leider nicht vollständig in mechanische Arbeit umwandeln. Aus dem zweiten Hauptsatz der Thermodynamik folgt, dass ein Teil dieser Wärmeenergie auf einem niedrigeren Temperaturniveau aus dem Prozess wieder abgezogen werden muss. Je höher die Temperatur bei der Wärmezufuhr ist und je geringer bei der Wärmeabfuhr, desto mehr Wärme lässt sich anteilig in mechanische Arbeit umwandeln. Aus der Thermodynamik folgt also, dass ein hoher Temperaturhub zwischen dem heißen und dem kalten Reservoir für den Wirkungsgrad günstiger ist als ein geringer. Bei den konventionellen Wärmekraftprozessen, in die Solarenergie eingekoppelt werden kann, ist das Dampfkraftwerk (Clausius-Rankine-Prozess) besonders verbreitet: Wasser wird unter hohem Druck in einen Kessel verdampft und der Dampf weiter überhitzt. Dieser heiße Dampf entspannt sich über eine Turbine und leistet dabei mechanische Arbeit. Schließlich schlägt er sich in einem Kondensator als Wasser nieder und fließt wieder zum Kessel zurück (Abbildung 2). Die Kühlung des Kondensators zieht einen Teil der Wärmeenergie aus dem Prozess ab und erfüllt so die Gesetze der Thermodynamik. Moderne Dampfkraftwerke arbeiten bei Dampfdrücken über 100 bar und bei Dampftemperaturen von über 500 C. Sie erreichen in der Regel eine elektrische Leistung von deutlich mehr als 100 MWe. Folglich sind vor allem Parabolrinnenkonzentratoren und Zentral-Receiver-Systeme als Wärmelieferanten für solche Anlagen geeignet, während Dish-Konzentratoren andere, kompaktere Wärmekraftmaschinen mit kleinerer Leistung antreiben. Heutige Parabolrinnenkonzentratoren kommen noch nicht ganz in die Region dieser extremen Dampfzustände. Das erreichte Niveau erlaubt aber trotzdem eine sinnvolle und effiziente Stromerzeugung, wenn die Dampfkraftwerke speziell angepasst werden. Da Zentral-Receiver- oder Dish-Systeme grundsätzlich auch deutlich höhere Temperaturen erzielen können, ist es sinnvoll, dieses Potenzial auszunutzen. Durch die höhere Temperatur der Wärmezufuhr kann das Kraftwerk pro Spiegelfläche mehr Wärme in Strom umwandeln. Folglich kommt es bei gleicher Leistung mit einer kleineren Konzentratorfläche aus, was Kosten für den Kollektor, für seine Aufstellung und seinen Betrieb einspart. 14 Phys. Unserer Zeit 35. Jahrgang 2004 Nr Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim

4 SOLARTHERMIE SPEZIAL: SOLARENERGIE Gasturbinen sind ausgereifte Wärmekraftmaschinen mit hohen Betriebstemperaturen von 900 bis 1300 C. Sie verwenden der Einfachheit halber Luft als Kreislaufmedium. Allerdings erfolgt bei Gasturbinen auch die Wärmabfuhr bei einer sehr hohen Temperatur von 400 bis 600 C. Sie bringen folglich alleine noch keinen Vorteil im Wirkungsgrad im Vergleich zu Dampfsystemen. Erst die Kombination von Gas- und Dampfturbinen (Kombi- oder GuD-Kraftwerke) bringt den erhofften Gewinn. Bei ihr heizt die Sonne den Gasturbinen-Kreislauf, danach geht die Abwärme der Gasturbine in die Erzeugung von Wasserdampf für den getrennten Dampf-Kreislauf. Solche Systeme können 25 bis 35 % mehr Strom aus einer Kilowattstunde Wärmeenergie erzeugen als reine Dampfturbinensysteme. Kleine Gasturbinensysteme (ohne Dampfturbine) könnten auch in Dish-Konzentratoren eingesetzt werden. Bislang dominieren dort jedoch Stirling-Motoren: Im Gegensatz zu Verbrennungsmotoren brauchen solche Heißluftmotoren eine externe Wärmezufuhr, wie sie der Brennfleck eines Parabolspiegels perfekt liefert, dafür jedoch keinen Brennstoff. Weitere Vorteile dieser Motoren sind ihr sehr guter Wirkungsgrad und ihr hermetisch gekapselter Aufbau, der den Wartungsaufwand reduziert. Da der Markt für Stirling-Motoren bislang klein ist, ist allerdings die Auswahl der verfügbaren Modelle noch unbefriedigend, und sie sind teuer. Parabolrinnenkraftwerke Parabolrinnenkraftwerke sind die einzigen solarthermischen Kraftwerke, die heute schon kommerziell Elektrizität erzeugen. Bereits 1983 schloss die israelische Firma LUZ International Limited mit dem kalifornischen Energieversorger Southern California Edison (SCE) einen Stromliefervertrag für zwei Parabolrinnenkraftwerke mit den Namen SEGS (Solar Electricity Generating System) I und II. Bis zum Jahr 1990 entstanden daraus in der kalifornischen Mojawe- Wüste an drei Standorten insgesamt neun Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 354 MWe und mehr als zwei Millionen Quadratmetern Kollektorfläche. Um den Strom zu Spitzenlastzeiten zuverlässig liefern zu können, dürfen diese Kraftwerke 25 % ihrer thermischen Leistung durch Zufeuern von Erdgas bereitstellen. Da jedoch die Brennstoffpreise entgegen der ursprünglichen Erwartung nicht anstiegen, sondern im Gegenteil sogar sanken, konnten keine weiteren Kraftwerke kostendeckend gebaut werden. Die vorhandenen Solarkraftwerke werden jedoch weiter betrieben und speisen wie eingangs erwähnt jährlich fast so viel Elektrizität in das Netz ein wie alle photovoltaischen Systeme weltweit. Erst Ende der neunziger Jahre änderte sich die Situation wieder zum Vorteil der Solarthermie. Vor allem das Kyoto-Protokoll und der bevorstehende Handel mit CO 2 - Emissionen macht die Solarenergie interessant. So werden neue Projekte in den USA, in Europa und in einigen Entwicklungsländern geplant. Letzere können mit einer Förderung durch die Weltbank rechnen. In Europa sind zum Beispiel die Projektvorbereitungen für zwei Kraftwerke zu je 50 MWe mit dem Namen ANDASOL I und II weit fortgeschritten. Ihr Bau könnte schon 2004 in Andalusien beginnen. In den neun SEGS-Kraftwerken sind insgesamt drei Generationen von Parabolrinnenkollektoren (LS1 LS3) im Einsatz. Alle ABB. 5 ABSORBER T Material Luft Oben: Strahlung dringt von links in eine poröse Struktur ein (gelbe Pfeile), die Luft von links nach rechts durchströmt und sich dabei erhitzt (blau-roter Pfeil). Unten: Abhängigkeit der Temperaturen des Materials und der Luft von der Eindringtiefe z. z <<< Abb. 3 Prototyp des verbesserten EuroTrough-Parabolrinnenkollektors. (Foto: DLR.) << Abb. 4 Das Solarturmkraftwerk CESA 1 im europäischen Testzentrum Plataforma Solar de Almería ist heute eine Testplattform für verschiedene Neuentwicklungen. < Abb. 6 Europäisches Dish-Stirling-System namens EuroDish Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim Nr Jahrgang Phys. Unserer Zeit 15

5 Solare Direktverdampfung in Parabolrinnen: Das Wasser wird in den ersten zwei Dritteln des Kollektorstrangs teilweise verdampft. Dann wird das Gemisch von Dampf und Wasser getrennt und der trockene Dampf im letzten Drittel des Strangs weiter überhitzt, während das heiße Wasser zurück zum Kollektoreintritt fließt. TAB. 1 ABB. 7 DIREKTVERDAMPFUNG verwenden als Wärmeträgermedium ein Thermoöl, das sich beim Durchgang durch den Kollektor erwärmt und dann durch einen Wärmetauscher zur Dampferzeugung fließt. Die erste Generation ist noch auf Betriebstemperaturen von etwa 300 C im Solarkreislauf be-grenzt und kann deshalb mit preiswertem Mineralöl betrieben werden. Seit der darauf folgenden Generation kommen synthetische Öle zum Einsatz, was eine Steigerung der Temperaturen auf knapp 400 C erlaubte. Das ermöglicht die Erzeugung von Dampf mit höherem Drücken und Temperatur und damit bessere Umwandlungswirkungsgrade. Die Kollektoren haben im LS1-Typ eine Öffnungsweite von 2,55 m und eine Kollektorlänge von 49 m, in der dritten Generation erreichen diese Maße 5,71 m und 99 m. Das Absorberrohr, in dem das Wärmeträgermedium zirkuliert, besteht aus Stahl und verfügt über eine optisch selektive Oberflächenschicht. Sie absorbiert die Strahlung im solaren Spektrum gut, strahlt selbst aber nur wenig ab und hält so den Wärmeverlust an die Umgebung gering. Zur weiteren Reduzierung dieser Verluste ist das Stahlrohr mit einem evakuierten Glashüllrohr umgeben. Die Spiegelfacetten bestehen aus Dickglas mit reduziertem Gehalt an unerwünschtem Eisen, das Licht absorbiert. Das Glas ist rückseitig mit einer Silberschicht verspiegelt. Inzwischen haben deutsche Hersteller das Kollektordesign von LUZ unter dem Namen EuroTrough weiterentwickelt (Abbildung 3). Dieser neue Kollektor ist leichter und steifer, kostengünstiger zu fertigen, zu montieren und zu warten. Die Kollektorlänge konnte auf 150 m pro Antriebseinheit erhöht werden. Auch ein Absorberrohr mit WELTWEITE ÜBERSICHT DER ZENTRAL-RECEIVER-SYSTEME (VERSUCHSANLAGEN) Projektname Land Leistung/ Wärmeträger Speichermedium Inbetrieb- MWe nahme SSPS Spanien 0,5 Flüssiges Natrium Natrium 1981 EURELIOS Italien 1 Dampf Nitratsalz/Wasser 1981 SUNSHINE Japan 1 Dampf Nitratsalz/Wasser 1981 Solar One U.S.A. USA 10 Dampf Öl/Gestein 1982 CESA-1 Spanien 1 Dampf Nitratsalz 1983 MSEE/Cat B USA 1 Nitratsalz Nitratsalz 1983 THEMIS Frankreich 2,5 Hitech Salz Hitech Salz 1984 SPP-5 Ukraine 5 Dampf Wasser/Dampf 1986 TSA Spanien 1 Luft Keramisches Festbett 1993 Solar Two USA 10 Nitratsalz Nitratsalz 1996 höherer Lebensdauer und damit geringeren Betriebskosten wird zurzeit in Deutschland entwickelt. Eine komplette Kollektorschleife des neuen Designs wurde Anfang 2003 in einem der SEGS-Kraftwerke in Kalifornien aufgebaut. Sie wird nun parallel zu den LUZ-Kollektoren betrieben und mit ihnen verglichen. Zentral-Receiver-Systeme Zentral-Receiver-Systeme müssen ihre kommerzielle Feuerprobe noch bestehen. Um die grundsätzliche Machbarkeit dieser Technologie nachzuweisen, gingen seit Anfang der achtziger Jahre weltweit zehn kleinere Demonstrationsanlagen in Betrieb (Tabelle 1,Abbildung 4). Nach Abschluss der Testkampagnen wurde ihr Betrieb eingestellt, da sie zu klein waren, um wirtschaftlich zu sein. Bei allen Testanlagen erzeugte ein Dampfturbinensystem den Strom. Der wesentliche Unterschied zwischen ihnen bestand in der Wahl des Trägermediums, das die Wärmeenergie von der Spitze des Turms zum Dampferzeuger transportiert. Es erschien zunächst nahe liegend, Wasserdampf als Wärmeträger zu verwenden. Mit ihm konnte man ohne zwischengeschalteten Wärmetauscher oder Dampferzeuger das Dampfturbinensystem direkt versorgen. Dieses Konzept zeigte jedoch zwei wesentliche Schwächen. Erstens war die Erzeugung von überhitztem Dampf unter schwankender solarer Einstrahlung im Receiversystem technisch nicht einfach zu beherrschen, denn der Druck und die Temperatur des Dampfs müssen für den Turbinenkreislauf möglichst konstant sein. Zum Zweiten war es bei praktikablen Verfahren technisch nicht möglich, die Energie im Wasserdampf ohne erhebliche thermodynamische Verluste zu speichern. Parallel wurde mit Natrium als Wärmeträger experimentiert. Bei einem Großbrand auf dem europäischen Versuchsfeld Plataforma Solar de Almería in Südspanien zeigte sich jedoch, dass dieses hoch reaktive Metall zu gefährlich ist. Anfang der neunziger Jahre griffen die Amerikaner ein Konzept auf, das erstmals in Frankreich realisiert worden war: Es verwendet eine Salzschmelze als Wärmeträger. Die Amerikaner führten dieses Konzept zwischen 1996 und 1999 in der 10-MW-Anlage Solar Two in Barstow (Kalifornien) bis zur Demonstrationsreife. Mischungen aus Kalium- und Natrium-Nitrat-Salzen lassen sich mit ihren Schmelztemperaturen gut an die erforderlichen Dampfparameter anpassen. Sie bieten zwei Vorteile: Das relativ kostengünstige Salz verfügt über gute Wärmeübertragungseigenschaften, zudem kann es als Speichermedium (fast) drucklos in großen Tanks aufbewahrt werden. Dies macht den Wärmetausch zu einem weiteren Speichermedium überflüssig. Nachteilig ist der relativ hohe Schmelzpunkt, 16 Phys. Unserer Zeit 35. Jahrgang 2004 Nr Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim

6 SOLARTHERMIE SPEZIAL: SOLARENERGIE der je nach Mischung zwischen 120 C und 240 C liegt. Er erfordert eine elektrische Beheizung aller Rohrleitungen, um ein Ausfrieren des Salzes und damit eine Verstopfung zum Beispiel beim Anfahren des Systems zu verhindern. Auf Basis der Erfahrungen mit Solar Two plant nun ein spanisch-amerikanisches Konsortium, unter dem Namen Solar Tres einen größeren Nachfolger in Spanien zu errichten. Solar Tres soll mit einem dreifach größeren Spiegelfeld (Solarfeld) eine Leistung von 15 MWe erreichen, und sein Speicher soll genügende Energie für 16 Stunden Stromproduktion aufnehmen können. Das dritte Konzept nutzt Luft als Wärmeträger. Luft hat zwar schlechte Wärmeübertragungseigenschaften, sie verspricht aber eine einfache Handhabbarkeit, keine Temperaturbeschränkungen nach oben und unten, unbegrenzte Verfügbarkeit und völlige Ungiftigkeit. Luft eröffnet auch erstmals die Vision, mit der Solarenergie auf höherem Temperaturniveau kombinierte Gas-und Dampfturbinen antreiben zu können, die die eingesammelte Solarenergie und damit die Spiegelfläche effektiver ausnutzen. In ersten Testanlagen versuchte man, die Wärme durch Bestrahlung von Rohrbündeln auf die Luft zu übertragen. Doch erst die Entwicklung des so genannten volumetrischen Receivers konnte die schlechten Wärmeübertragungseigenschaften der Luft ausreichend kompensierten. Er enthält ein poröses Material, zum Beispiel ein Drahtgeflecht, in das die konzentrierte Strahlung eindringt, und das von Luft durchströmt wird (Abbildung 5). Die große innere Oberfläche sorgt für eine sehr effiziente Wärmeübertragung. Ist der Luftkreislauf einfach offen und auf atmosphärischem Druck, dann kann ein solcher Receiver Dampfturbinen antreiben. Versieht man den Luftreceiver mit einer Glasscheibe und betreibt ihn unter Druck, dann ist er sogar für Gasturbinen geeignet. Luftsysteme auf atmosphärischem Druck sind kaum störanfällig, weshalb sie ein europäisches Konsortium favorisiert: 1994 funktionierte auf der Plataforma Solar eine Testanlage mit einem 3-MW-System auf Anhieb. Inzwischen konnte weitere Forschung, die das DLR im europäischen Verbund durchführt, die Wirkungsgrade einzelner Komponenten steigern und die Kosten für Receiver und Speicher senken. Zurzeit wird ein kommerzielles Demonstrationskraftwerk entwickelt, dessen Leistung bei 10 MWe liegen soll und das in der Nähe von Sevilla entstehen soll. Dish-Stirling-Systeme Dish-Stirling-Systeme sind noch am wenigsten weit ausgereift. Zurzeit arbeiten Unternehmen in den USA und in Deutschland an weltweit vier verschiedene Systemen (Abbildung 6). Das am weitesten entwickelte System stammt aus Deutschland und hat einige Zehntausend Betriebstunden angesammelt. Solche Systeme zielen vorrangig auf den Markt der netzfernen Anwendungen und der Inselnetznetzwerke, etwa solare Dorfstromversorgungen. Ihr wesentlicher Vorteil ist ein sehr hoher Wirkungsgrad von bis zu 30 %: Dafür sorgt die Kombination eines nahezu ideal paraboloiden Konzentrators mit einer sehr guten Wärmekraftmaschine. Scheint die Sonne nicht, dann können Dish-Stirling-Systeme im Prinzip auch Brennstoff einsetzen, um bei Bedarf Strom zu liefern. Das ist ein entscheidender Vorteil gegenüber photovoltaischen Zellen, die auf einen ähnlichen Markt zielen: Sie benötigen zum gleichen Zweck sehr teuere Batteriespeicher. Diese Gründe sprechen dafür, dass sich Dish-Stirling-Systeme mittelfristig in den netzfernen Märkten durchsetzen könnten. Dazu müssen sie allerdings autonom und sehr zuverlässig laufen. Subventionierte Nischenmärkte sind aber nur eine der Chancen für Dish-Stirling-Systeme. Ein noch größeres Marktpotenzial liegt im stark steigenden Elektrizitätsbedarf in Entwicklungsländern, vor allem denjenigen mit hoher Solarstrahlung, wenig ausgedehnten Stromnetzen und hohen Kosten für Einfuhr und Transport fossiler Brennstoffe. Außer der technischen Reife stellen auch die noch geringen Stückszahlen eine Hürde vor der Markteinführung von Dish-Stirling-Systemen dar. Deshalb ist der Preis pro Anlage zurzeit noch sehr hoch. Wirtschaftlichkeit Bei den Forschungs- und Demonstrationsanlagen der achtziger Jahren lagen die Stromerzeugungskosten noch zwischen 50 und 100 R-Cents/kWh. Erst die SEGS-Kraftwerke konnten mit ihrer kommerziellen Technik diese Kosten signifikant senken. Bei den ersten SEGS-Anlagen bewegten sie sich bei etwa 30 R-Cents/kWh, mit technischen Verbesserungen und dem weiteren Ausbau sanken sie auf etwa 12 bis 15 R-Cents/kWh. Die Rentabilität eines solarthermischen Kraftwerks hängt natürlich stark vom Standort ab: Die verfügbare Sonnenenergie beeinflusst die Stromgestehungskosten nahezu linear. An den SEGS-Standorten in der kalifornischen Mojawewüste steht jährlich etwa 2,5-mal so viel direkte Solarstrahlung zur Verfügung wie in Deutschland und immerhin noch 25 % mehr als in Südspanien. Nimmt man gleiche Einstrahlungsbedingungen und vergleicht sie mit guten Windstandorten, dann ist Strom aus solarthermischen Kraftwerken heute etwa doppelt so teuer wie Windstrom und etwa halb so teuer wie Strom aus photovoltaischen Zellen. Bei den Kosten muss zwischen Großkraftwerken von einigen 10 MWe elektrischer Leistung und kleinen netzfernen Anwendungen unterschieden werden. Die eben genannten Zahlen gelten für die Großanlagen und beinhalten noch erhebliches Potenzial zur Kostensenkung. Netzgekoppelte Stromerzeugung muss heute jedoch in einem liberalisierten Energiemarkt mit konventionellen Kraftwerken konkurrieren, die Strom für etwa 4 R-Cent/kWh und noch billiger herstellen können. Das ist erheblich weniger als in dezentralen Märkten, wo die regenerative Stromerzeugung schon die billigste Lösung sein kann was den Markteinstieg geeigneter regenerativer Technologien ver Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim Nr Jahrgang Phys. Unserer Zeit 17

7 ABB. 8 VERBESSERTES TURMKRAFTWERK a) b) c) a) Schema eines solaren Kombikraftwerks, b) Aufbau eines Hochtemperatur-Receivermoduls, c) die Trichterspiegel vieler Module können zusammen auch die konzentrierte Strahlung eines größeren Brennflecks praktisch vollständig aus nutzen. einfacht. Um jedoch mit erneuerbaren Energien eine energiewirtschaftlich relevante Größenordnung erreichen zu können, spielt der netzgekoppelte Markt eine entscheidende Rolle. Daher wird heute die Markteinführung dieser Technologien von verschiedenen Seiten gefördert. Technische Verbesserungen Eine deutliche Kostensenkung verspricht man sich von folgenden Faktoren: die automatisierte Serienfertigung von großen Komponentenstückzahlen, eine wachsende Zuverlässigkeit der Anlagen und eine weitgehende Automatisierung des Anlagenbetriebs und der Reinigung der Kollektoren. Einen wichtigen Beitrag dürften aber auch weitere Verbesserungen der Technik und innovative Konzepte für solarthermische Großanlagen liefern. In Deutschland werden sie am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) im Rahmen seines Energieforschungsprogramms zusammen mit Industriepartnern vorangetrieben. Auf diese Forschungsarbeiten soll hier kurz eingegangen werden. Ein wichtiger Aspekt ist die Erhöhung der Betriebstemperaturen, was wie schon erklärt die Umwandlungswirkungsgrade verbessert und eine geringere spezifische Kollektorfläche ermöglicht. Bei Parabolrinnenkollektoren muss die Temperatureinsatzgrenze des verwendeten Thermoöls von 400 C durchbrochen werden. Eine Möglichkeit, die schon erprobt wird, ist die direkte Verdampfung und Überhitzung des Wassers im Kollektor selbst (Abbildung 7). Dazu wurde eine 500 m lange Kollektorschleife auf der Plataforma Solar in Almería errichtet. An ihr wird unter anderem das Regelverhalten und das Strömungsverhalten des Wasser- Dampf-Gemisches in den Absorberrohren untersucht. Mehr als 3500 Stunden Versuchsbetrieb konnten die technische Machbarkeit dieses Konzepts nachweisen. Es verspricht eine Senkung der Stromerzeugungskosten von etwa 10 %. Bei den Zentral-Receiver-Systemen wird intensiv daran geforscht, die Solarenergie über das Transportmedium Druckluft auf einem hohen Temperaturniveau in eine Gasturbine zu bringen (Abbildung 8a). Entscheidend ist dabei die richtige Technik, das konzentrierte Sonnenlicht durch ein Glasfenster in den Druckbehälter des Receivers einzukoppeln (Abbildung 8b). Da die Größe solcher hitzefester Quarzglasfenster aus Fertigungsgründen beschränkt ist, ordnet man zahlreiche Module nebeneinander an und versieht ihre Eintrittsöffnung mit Trichterspiegeln. Diese sind so geformt, dass sie zusammen eine praktisch lückenlose, große Eintrittsöffnung bilden (Abbildung 8c). In einem Experiment auf der Plataforma Solar konnten bislang drei solcher Module verschaltet und an eine kleine 250-kW-Gasturbine angeschlossen werden. Sie erzeugen Temperaturen bis 850 C bei einem Druck von 15 bar. Anfang 2003 lieferte die Turbine erstmals elektrischen Strom. Dies war ein wichtiger Meilenstein auf dem Weg hin zu einer großtechnischen Anwendung. Von diesem Konzept versprechen sich die Forscher eine Senkung der Stromgestehungskosten um bis zu 20 %. Eine weitere wichtige Komponente, die zur Kostensenkung beitragen kann, ist der thermische Energiespeicher. Wird ein solarthermisches Kraftwerk rein solar betrieben, nutzt es den nachgeschalteten Kraftwerksblock an guten Standorten auf eine Weise aus, die äquivalent zu einem jährlichen Volllastbetrieb von bis zu 2500 Stunden ist. Das könnte man erheblich steigern, wenn es gelänge, die thermische Energie des Solarfeldes kostengünstig zu speichern. Dann könnte man einem solchen Kraftwerk ein zweites, gleich großes Kollektorfeld hinzufügen, dessen eingesammelte Solarenergie in den Speicher fließt. In Sonnen armen Zeiten nutzt dann der Kraftwerksblock diese gespeicherte Energie. Durch diese Erhöhung der Betriebsdauer kann man die Investition in einen zweiten Kraftwerksblock einsparen. Voraussetzung ist natürlich, dass die Kosten für den thermischen Energiespeicher kleiner sind als die zusätzlichen Kosten für einen größeren Kraftwerksblock. Aus heutiger Sicht ist das möglich. Preiswerte thermische Energiespeicherkonzepte versprechen eine Senkung der Stromgestehungskosten, die wieder bis zu 20 % ausmachen kann. Ein solcher thermischer Energiespeicher bringt zusätzliche Vorteile. Mit ihm kann man den Strom nach Bedarf, 18 Phys. Unserer Zeit 35. Jahrgang 2004 Nr Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim

8 SOLARTHERMIE SPEZIAL: SOLARENERGIE also zu Spitzenlastzeiten produzieren: Dann erzielt man die höchsten Erlöse. Auf der technischen Seite ist es ein Plus, dass das Kraftwerk immer unter den günstigsten Lastbedingungen fahren und so seine Aufheiz- und Abkühlverluste minimieren kann. Die Entwicklung von Speichersystemen wurde in Europa lange vernachlässigt: Zunächst galt die Verwendung von fossilem Brennstoff zur Überbrückung Sonnen armer Zeiten als billigste Alternative zumindest als erster Schritt. Sie hat aber zwei Nachteile. Erstens erlauben viele Subventionsregelungen keine hybride Fahrweise (zum Beispiel Einspeisegesetze). Zweitens ist der Einsatz von fossilem Brennstoff in einem auf Solarbetrieb optimierten Kraftwerk uneffektiv und daher unwirtschaftlich. Für die Parabolrinne mit Anwendungstemperaturen bis 400 C wird zurzeit ein System entwickelt, das die Wärme in großen Blöcke aus Hochtemperaturbeton zwischenspeichert. Bei Zentral-Receiver-Systemen arbeitet man je nach Wärmeübertragungsmedium an zwei Speichertypen. Ein Typ sind Tanks mit Salzschmelze, beim anderen wird die Wärme aus der Luft in Schüttungen aus kleinen Festkörpern übertragen, die gut durchströmbar sind und eine große Oberfläche bieten, etwa keramische Kügelchen oder Quarzsand. Geringste CO 2 -Emission Solarthermische Kraftwerke stellen ein bedeutendes Verbindungsglied zwischen der heutigen Energieversorgung auf Basis fossiler Brennstoffe und einer zukünftigen solaren Energiewirtschaft dar, da sie wichtige Charakteristiken von beiden Systemen enthalten. Sie haben das Potenzial, durch ihre Solarfelder die Stromversorgung der Welt um ein Vielfaches decken zu können; und sie können durch die einfache Speichertechnik anders als andere erneuerbare Energiequellen wie Wind kostengünstig Strom nach Bedarf liefern. Für solarthermische Kraftwerken spricht aber auch, dass sie die CO 2 -Emission besonders effektiv senken können. Dies wird deutlich, wenn man mittels Lebenszyklusanalysen die Emissionen aufsummiert, die durch die Herstellung der Komponenten, Bau, Betrieb und Entsorgung entstehen. Vergleicht man auf diese Weise verschiedene erneuerbaren Energiequellen, so ergibt sich heute bei den spezifischen CO 2 -Emissionen pro erzeugter MWh elektrischer Energie folgende Bilanz: Bei solarthermischen Kraftwerken liegen sie bei nur 12 kg, während Wasserkraftwerke 14 kg, Windenergieanlagen 17 kg und photovoltaische Kraftwerke sogar 110 kg CO 2 produzieren [5]. Die Photovoltaik liegt in diesem Vergleich so ungünstig, weil die Herstellung der Halbleitermodule sehr Energie aufwändig und damit stark mit Emissionen belastet ist. Zum Vergleich: Moderne Gas- und Dampfturbinenkraftwerke emittieren 435 kg und Kohlekraftwerke sogar etwa 900 kg CO 2 pro erzeugter MWh. Diese entstehen im Wesentlichen durch die Verbrennung der fossilen Energieträger. Aus diesen Gründen prognostizieren verschiedene Energieszenarien, zum Beispiel vom WBGU (Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen) [6], dass solarthermische Kraftwerke im Jahr 2050 ein erheblichen Anteil des Stroms von bis zu 25 % zur Versorgung der Welt beitragen werden in den nördlichen Industriestaaten durch Importstrom. Nach Schätzungen könnten bis zum Jahr 2025 weltweit etwa 40 GW elektrischer Leistung installiert werden. Zusammenfassung Solarthermische Kraftwerke sammeln wie riesige Brenngläser die Sonnenstrahlung und treiben damit eine Wärmekraftmaschine an. Drei Konstruktionsprinzipien haben sich heute durchgesetzt. Bereits im kommerziellen Einsatz sind Systeme mit schwenkbaren, verspiegelten Parabolrinnen, die das Sonnenlicht auf ein zentrales Absorberrohr konzentrieren. Durch dieses fließt ein Wärmetransportmedium. Beim Zentral-Receiver-System fokussiert ein Feld verstellbarer Spiegel das Sonnenlicht auf die Spitze eines Turms. Dort sitzt ein Receiver, den ein Wärmetransportmedium durchströmt. Für kleine, dezentrale Anlagen eignen sich Dish-Stirling-Systeme. Das sind schwenkbare, paraboloide Spiegelschüsseln mit einem Stirling-Motor im Brennpunkt. Zentral-Receiver- und Dish-Stirling-Systeme sind noch im Entwicklungsstadium. Stichworte Solarenergie, solarthermisches Kraftwerk, Parabolrinnen- Solarkraftwerk, solares Turmkraftwerk, Zentral-Receiver- System, Dish-Stirling-System, hybrides Solarkraftwerk, Solarenergiespeicher. Literatur [1] Renewables Information (2003) Edition, Herausgeber IEA, 201 pages, Jouve, Paris [2] P. Heering, Physik in unserer Zeit 2003, 34 (3), 143. [3] FVS Themen 2002, Solare Kraftwerke (Hrsg.: G. Stadermann), Forschungsverbund Sonnenenergie, Berlin [4] Sonderausgabe, J. Sol. En. Eng. 2002, 124 (5), 97. [5] J. Nitsch et al., Schlüsseltechnologie Regenerative Energien, Tabelle 10.8, www2.dlr.de/tt/system/publications/hgf-text_teila.pdf. [6] Welt im Wandel Energiewende zur Nachhaltigkeit, Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen (WBGU). Springer-Verlag, Berlin-Heidelberg Der Autor Robert Pitz-Paal, geb in Kleve, Physik-Diplom 1988 an der Universität München, promoviert 1992 an der Universität Bochum. Seit 1993 in der Solarforschung am Deutschen Zentrum für Luftund Raumfahrt in Köln-Porz, seit 2002 Abteilungsleiter Solarforschung, seit 2003 Professor an der RWTH Aachen. Anschrift Prof. Dr.-Ing. Robert Pitz-Paal, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.v., Institut für Technische Thermodynamik, Solarforschung, Linder Höhe, Köln. Robert.Pitz-Paal@dlr.de 2004 Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim Nr Jahrgang Phys. Unserer Zeit 19