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1 4. Solarthermie: Hochtemperatur-Systeme 4.1 Einfuhrung Im Kapitel 3 uber Niedertemperatur-Kollektorsysteme wurde gezeigt, dass nicht konzentrierende Systeme wegen der mit der Temperaturdierenz zwischen Warmetrager und der Umgebungstemperatur zunehmenden Verluste 1 und der Begrenzung der Strahlungsdichte auf weniger als 1000 W kaum Prozetemperaturen uber 100 Cerreichen. Die Ursache ist klar: Die Leistungs- m 2 dichte der Solarstrahlung liegt im Durchschnitt bei 400 bis 500 W. Bei m 2 W m 2 K einem Warmeverlust des Absorbers von 4 betragen nach Gleichung 3.13 auf Seite 45 die Verluste fur t 100 C ebenfalls 400 W, es kann m 2 keine Nutzleistung mehr abgefuhrt werden. Erschwerend kommt hinzu, dass die Strahlungsverluste mit der 4.ten Potenz der Temperatur (Stefan-Boltzmann-Gesetz, siehe Gl. 2.1 auf Seite 27) zunehmen, die Verhaltnisse im hohen Temperaturbereich bezuglich des Verlustanteils also immer ungunstiger werden. Der Temperaturbereich der NT-Systeme ist also auf etwa 100 Cbeschrankt und die Hauptanwendungsbereiche sind daher: Warmwasserbereitung Heizungsunterstutzung Trocknung Um die Nutztemperatur zu erhohen sind zwei Manahmen erforderlich: Verringerung der Absorberache zur Reduzierung der Verluste durch Strahlung, Konvektion und Warmeleitung verbunden mit der Erhohung der Strahlungsleistung auf dem Absorber durch Fokussierung der einfallenden Solarstrahlung. Mit den damit erzielbaren hoheren Temperaturen werden folgende Anwendungsbereiche erschlossen: Stromerzeugung mittels Kondensationsturbine, Gasturbine oder Stirling- Antrieb Prozewarme oder Prozedampf deutlich uber 100 C Mechanische Energie (Stirlingmotor) Die grotechnische Anwendung von Hochtemperatursystemen zur Stromerzeugung bezeichnet man als Solarthermische Kraftwerke. Zusammen mit Photovoltaikanlagen (vgl. Kapitel 5 ab Seite 108), Windenergieanlagen (vgl. Kapitel 6 ab Seite 136) und 1 Hauptursache fur die Verluste ist die groe Absorberoberache dieser Systeme, die benotigt wird um ausreichend Solarenergie einzufangen. 84

2 4.2 Konzentrierende Kollektoren Geometrien und Aufbau Wasserkraftanlagen (vgl. Kapitel 8 ab Seite 176) bilden sie die wichtigsten Technologien der Solaren Stromerzeugung. Im folgenden werden zuachst die Eigenschaften konzentrierender Kollektorsysteme dargestellt. Anschlieend wird auf einige aktuelle Anwendungen, insbesondere verschiedene Ausfuhrungsformen solarthermischer Kraftwerke und deren Wirtschaftlichkeit, eingegangen. Konzentrierende Kollektorsysteme haben die Aufgabe, die Solarstrahlung gebundelt auf einen Absorber zu fokussieren. Dies geschieht in der Regel mittels entsprechend gekrummter Spiegel, teilweise kommen auch Fresnel- Linsen zum Einsatz. Letztendlich entspricht die Fokussierung mittels eines Spiegels der Abbildung einer Linse, Der abzubildende Gegenstand ist die Sonne, dem Bild entspricht in diesem Fall der Fokus. Eine Abbildung ist nur mit gerichteter Strahlung moglich. Dies hat unmittelbar zur Folge, dass fokussierende Systeme nur die direkte Strahlungskomponente nutzen konnen, nicht aber die diuse Strahlungkomponente. Fur unsere Breiten hat dies zur Konsequenz, dass nur ca. 40% der einfallenden Strahlung genutzt werden konnen (vgl. Abschnitt 2.4 auf Seite 31, Abbildung 2.5). In gunstigeren Gebieten (Sonnengurtel um den Aquator) liegt dagegen der Anteil der direkten Strahlung bei 70 bis 80%. Bei den fokussierenden Systemen kann man zwischen rotationssymmetrischen Geometrien, die auf einen Punkt fokussieren (z.b. Paraboloid), und translationssymmetrischen Geometrien (z.b. Parabolrinne), die auf eine Linie fokussieren, unterscheiden. Im folgenden wird kurz auf den Aufbau und die Eigenschaften konzentrierender Kollektoren eingegangen. Die ideale Geometrie eines Spiegels zur Fokussierung auf einen Punkt ist das Rotationsparaboloid. Ein nur in einer Dimension parabolisch geformter Spiegel hat dagegen eine Fokallinie. Bei einer Parabel wird jeder parallel zur Parabelachse einfallende Strahl auf einen Punkt, den Brennpunkt der Parabel, reektiert. Diese Eigenschaft wird bei konzentrierenden Kollektoren ausgenutzt. Die Parabel in der Abbildung 4.1 wird durch die Gleichung y = x2 4f (4.1) beschrieben. Mit f wird der Abstand des Brennpunktes vom Scheitelpunkt der Parabel bezeichnet. Technisch ist es einfacher, ein prazises Kreissegment herzustellen als ein prazise Parabelsegment. Unter bestimmten Voraussetzungen kann die Parabel durch ein Kreissegment ersetzt werden (Abb. 4.2). Die Gleichung des Kreises lautet: 4.2 Konzentrierende Kollektoren 85

3 Abbildung 4.1: Geometrie der Parabel x 2 +(y ; R) 2 = R 2 oder, nach y aufgelost: y = R s1 ; x2 R + R (4.2) 2 Abbildung 4.2: Kreissegment als Parabelersatz 4.2 Konzentrierende Kollektoren 86

4 Wenn das Oberachensegment 2 klein im Vergleich zum Radius ist (D R vgl. Abb. 4.2, dann gilt fur alle x<d: x2 1), kann man die Taylorreihe 3 R 2 der Wurzel nach demzweiten Glied abbrechen: s1 ; x2 R 2 1 ; x2 2R 2 Setzt man dies in Gleichung 4.2 ein und betrachtet nur den unteren Kreisbogen in Abb. 4.2, so gilt: y = x2 2R (4.3) Die Brennweite F eines Kreissegments mit dem Radius R betragt also F = R 2. Die Abbildung 4.3 zeigt den prinzipiellen Aufbau eines konzentrierenden Kollektors. Abbildung 4.3: Prinzipieller Aufbau eines konzentrierenden Kollektors. D: Apertur ( Onung) des Reektors, R : Randwinkel, f: Brennweite Der Spiegel (Reektor) ist entweder kreis-oder parabelformig gekrummt. Im Fokus bendet sich der (ausgedehnte) Absorber. Handelt es sich um einen translationssymmetrischen Spiegel so besteht der Absorber aus einem geschwarzten, vom Warmetragermedium durchstromten Rohr. Einen derart einfachen Aufbau bezeichnet man als oenen Absorber. Versieht man das 2 Die Groe D in Abb. 4.2 entspricht der Onung oder Apertur, vgl. Abb. 4.3 auf Seite 87. Die Bedingung D R bedeutet also, die Apertur der Optik ist sehr viel kleiner als der Krummungsradius des Kreissegments 3 Nach Taylor kann man eine Funktion f(x) durch eine Summe von Potenzen in x (Potenzreihe) entwickeln, siehe z.b. [48]. 4.2 Konzentrierende Kollektoren 87

5 Rohr zur Reduzierung der Strahlungs- und Konvektionsverlusten mit einer Glashulle, so spricht man von einem geschlossenen Absorber (vgl. Abbildung 4.4). Die Apertur ( Onung) des Reektors ist mit D bezeichnet, sie ist ein Ma dafur, wieviel Sonnenlicht der Kollektor einsammelt. Der Randwinkel R ist der maximale Winkel bezogen auf die Kollektorachse, unter der reektiertes Licht auf den Absorber fallt 4. Da konzentrierende Kollektoren nur die direkte Sonnenstrahlung ausnutzen konnen, ist es zur Optimierung des Wirkungsgrades der Gesamtanlage erforderlich, den Kollektor der Sonne nachzufuhren. Bei rotationssymmetrischen Spiegeln geschieht das in der Regel 2-achsig, bei translationssymmetrischen Geometrien genugt eine einachsige Nachfuhrung. Das System in Abbildung 4.3 wird einachsig (horizontale Achse senkrecht zur Bildebene) dem Hohenwinkel der Sonne nachgefuhrt. In der Abbildung 4.4 ist die Energiebilanz fur einen geschlossenen Absorber eines konzentrierenden Kollektors exemplarisch dargestellt. Knapp 70% der uber den Spiegel eingestrahlten Energie werden tatsachlich vom Absorber absorbiert und an den Warmetrager abgegeben. Der Rest geht durch Reektion, Konvektion und langwellige Abstrahlung verloren. Abbildung 4.4: Energiebilanz eines geschlossenen Absorbers einer Parabolrinne bezogen auf die von auen eingestrahlte Energie (100%). 4 Je kleiner der Randwinkel desto geringer sind ublicherweise die Abbildungsfehler des Spiegels 4.2 Konzentrierende Kollektoren 88

6 4.2.2 Konzentrationsverhaltnis Alternativ dazu werden bei sehr groen Anlagen (Solarfarmen) ebene Spiegel (Heliostaten) kreis- oder parabelformig um einen Absorberturm plaziert. Die einzelnen Heliostaten sind dann als nite Elemente eines riesigen Parabolspiegels aufzufassen, die alle ihren Brennpunkt im Absorber haben. Auf die unterschiedlichen Konzepte wird im Abschnitt 4.3 ab Seite 95 naher eingegangen. Die maximale Absorbertemperatur und damit die erzielbare Prozesstemperatur hangt vom Konzentrationsverhaltnis C des Kollektors ab. C wird deniert als: C = Maximale Absorbertemperatur Aperturache Flache des Sonnenbildes in der Brennebene Das Konzentrationsverhaltnis wird durch folgende Faktoren begrenzt: Divergenz der Sonnenstrahlung 5 ( D =32 0 ) Konkrete Ausfuhrung der Optik (Brennpunkt, Brennlinie, Brennache) Prazision und Qualitat der (realen) Optik In der Praxis wird im Brennpunkt ein gut warmeleitender Absorber angebracht, der in etwa die Flache des Brennecks hat. Fur C kann man dann auch naherungsweise schreiben: C = Aperturache Absoberache = A R A A Das maximal mogliche, theoretische Konzentrationsverhaltnis, das durch die Divergenz der Sonnenstrahlen (bzw. die auf der Erde beobachtbare Ausdehnung der Sonnenscheibe) bedingt ist, ergibt sich nach [2] zu: C max = 4 2 D (4.4) 0:00932 In der Praxis wird dieser Wert jedoch aufgrund von Oberachenfehlern und Orientierungsfehlern der Spiegelachen nicht erreicht. Grundsatzlich erreicht man mit kugelsymmetrischen Spiegeln hohere Konzentrationsverhaltnisse als mit zylindersymmetrischen. Mit Paraboloiden kann mit hohem technischem Aufwand ein C von 5000 bis 8000 erreichen (vgl. Abb. 4.6), in der Praxis liegen die Werte jedoch zwischen 50 und Die maximale Absorbertemperatur ergibt sich aus der gleichen Uberlegung, aus der wir beim Niedertemperatursystem die Stillstandtemperatur ermittelt haben (vgl. Abschnitt auf Seite 46): wir nehmen dazu an, dass dem Absorber keine Nutzkeistung entnommen wird uns setzen die Gewinne den Verlusten gleich. 5 Aufgrund der auf der Erde beobachtbaren Sonnenscheibe hat die Solarstrahlung eine Winkelverteilung (Divergenz), vgl. Abb. 2.1 auf Seite Konzentrierende Kollektoren 89

7 Der Energieeintrag auf den Absorber (Energiegewinn G in ) ergibt sich aus dem Produkt der Aperturache A R und der von der Apertur des Kollektors eingefangenen Strahlungsleistung: mit: G in = A R TS 4 1 (W ) (4.5) C max Symbol : Bedeutung G in :vom Kollektor aufgenommene Strahlunsgleistung Einheit A R : Aperturache des Kollektors m 2 : Stefan-Boltzmann Konstante (5:67 10 ;8 ) T S :Temperatur der Sonnenoberache (5762) W W m 2 K 4 C max : maximales konzentrationsverhaltnis 1 K Hinweis:: Als Strahlungsleistung setzen wir vereinfachend die ausserhalb der Erdatmosphare an (Solarkonstante, siehe Gleichung 2.5 auf Seite 28). Dabei wird ausgenutzt, dass sich die Solarkonstante auch mit Hilfe des maximalen Konzentrationsverhaltnisses ausdrucken lasst. Nach Abbildung 2.1 auf Seite 28 gilt: D 2 = R s A e s Gema Gleichung 4.4 gilt demnach: R s A e s!2 = 1 C max Setzt man dies in Gleichung 2.5 auf Seite 28, so lasst sich fur die Solarkonstante _ G 0 schreiben: _G 0 = G s _ W (4.6) C max m 2 Aufgrund der hohen Temperaturen berucksichtigen wir als Verluste nur die uberwiegenden Strahlungsverluste. Sie ergeben sich nach dem Stefan- Boltzman-Gesetz durch Multiplaktion der Schwarzkorperstrahlungsleistung des Absorbers bei der Temperatur T A mit der Oberache des Absorbers wie folgt: G out = A A T 4 A (W ) (4.7) Setzt man nun die Gewinne (Gleichung 4.5) den Verlusten gleich erhalt man durch Auosen nach der Absorbertemperatur T A die Stillstandstemperatur wie folgt: A A T 4 A = A R T 4 S 1 C max, TA 4 = TS 4 A R 1 A A C max 4.2 Konzentrierende Kollektoren 90

8 s 4 C, T A = T S (K) (4.8) C max wobei T S = 5762K gleich der Temperatur der Sonnenoberache ist. Hohere Temperaturen als die Sonnentemperatur sind aufgrund des zweiten Hauptsatzes der Thermodynamik nicht moglich, wie die Gleichung oben bestatigt. Abbildung 4.5: Stillstandstemperatur in Abhangigkeit vom Konzentrationsverhaltnis. Im Graphen sind die Temperaturen auf C umgerechnet! Die Abbildung 4.5 zeigt erreichbare Stillstandstemperaturen in Abhangigkeit vom Konzentrationsverhaltnis. Man erkennt, dass bereits mit einem Konzentrationsverhaltnis von C =10Temperaturen bis 400 C erreicht werden, mit C = 100 erreicht man bereits fast 1000 C. In der Abbildung 4.6 sind das theoretische Konzentrationsverhaltnis und die thoeretische Maximaltemperatur verschiedener Spiegelsysteme uber dem Randwinkel aufgetragen. Man erkennt, dass rotationssymmetrische Geometrien hohere Konzentrationsverhaltnisse und damit hohere Temperaturen erreichen als translationssymmetrische. Ebenso verhalt es sich mit parabolischen und sparischen 6 Geometrien. Der Schirmspiegel besteht aus einer Reihe parabolisch gekrummter Segmente, sein Konzentrationsverhaltnis liegt 6 sparische Geometrien basieren auf der Kreisform 4.2 Konzentrierende Kollektoren 91

9 zwischen dem des rein sparischen Spiegel und dem Paraboloid. Ausserdem nimmt bei den sparischen Geometrien das Konzentrationsverhaltnis mit zunehmendem Randwinkel ab, weil dann die im Abschnitt formulierte Bedingung Apertur Krummungsradius nicht mehr gegeben ist. Bei den parabolischen Geometrien dagegen steigt das Konzentratoinsverhaltnis stetig mit zunehmendem Randwinkel. In der Praxis werden diese aufgrund der reinen Geomtrie berechneten Idealwerte fur das Kozentrationsverhaltnis und die Stillstandstemperatur wegen verschiedener Verlustfaktoren naturlich nicht erreicht. Die wesentlichen Verlustfaktoren sind dabei: Spiegelfehler (unvollstandige Reexion und Oberachenfehler) Absorberverluste (Reexion, Abstrahlung, Konvektion) Orientierungsfehler (Nachfuhrung, Justierung des Absorbers, Schwingung aufgrund von Windlast) Abbildung 4.6: Konzentrationsverhaltnis verschiedener Reektorgeometrien und theoretische Absorbertemperatur als Funktion des Randwinkels. Der Randwinkel ist der maximale Winkel den ein am Spiegel in den Fokus des Spiegels reektierter Strahl zur optischen Achse einnimmt, vgl. auch Abbildung Konzentrierende Kollektoren 92

10 4.2.4 Wirkungsgrad Die Warmebilanz konzentrierender Systeme unter Vernachlassigung von Ober- achen- und Orientierungsfehlern der Spiegel sieht wie folgt aus: mit: G D g A R = Q R + Q A R + Q K + Q S + Q N (W ) (4.9) Symbol G D g A R Q R Q A R Q K Q S Q N Bedeutung direkte Solarstrahlung auf die geneigte Flache Aperturache des konzentrierenden Kollektors Reexionsverlust des Spiegels Reexionsverlust des Absorbers Konvektionsverlust des Absorbers Strahlungsverlust des Absorbers Nutzleistung Die einzelnen Summanden berechnen sich wie folgt: Reexionsverlust des Spiegels: Q R =(1; )D D g A R mit dem Reexionskoezienten des Spiegels. Reexionsverlust des Absorbers: Q A R = A G D g A R mit a dem Reexionskoezienten des Absorbers. Konvektionsverlust des Aborbers: Q K = U A A A (t A ; t U ) mit U A dem Warmeubergangskoezient des Absorbers (in W m 2 k, A A der Absorberache in m 2, t A der Absorbertemperatur und t U der Umgebungstemperatur beide in C. Strahlungsverlust des Absorbers: Q S = A A (T 4 A ; T 4 U ) mit dem Emissionskoezienten und A A des Absorbers, der Stefan- Boltzmann-Konstante, T A der Aborbertemperatur und T U der Umgebungstemperatur beide in K. Der Wirkungsgrad des Kollektors konz ist deniert als die Nutzleistung Q N bezogen auf die Aperturache A R und die direkte Strahlungsleistung auf dei Aperturache G D g : Q N konz = A R G D g Ersetzt man nun die einzelnen Summanden in der Gleichung 4.9 wie oben angegeben und lost nach konz auf, so erhalt man fur den Wirkungsgrad: konz = ; k 0 G G d C (t a ; t u ) ; G G d C (T A 4 ; TU) 4 (4.10) 4.2 Konzentrierende Kollektoren 93

11 mit: Symbol konz k 0 C Bedeutung Wirkungsgrad des Kollektors Reexionskoezient des Spiegels Absorptionskoezient des Absorbers Warmeubergangszahl des Absorbers Konzentrationsverhaltnis t a Absorbertemperatur ( C) t u Umgebungstemperatur ( C) T A T U Emissionskoezient des Absorbers Stefan Boltzmann konstante Absolute Absorbertemperatur (K) Absolute Umgebungstemperatur (K) Bis auf den letzen Summanden, der die hier nicht mehr zu vernachlassigenden, temperaturabhangigen Strahlungsverluste beschreibt, ist die Gleichung 4.10 identisch mit der Gleichung 3.13 (Seite 45), die den Wirkungsgrad des Flachkollektors beschreibt. Wesentlicher Unterschied ist allerdings, dass der Wirkungsgrad des konzentrierenden Kollektors nur auf die direkte Strahlungskomponente bezogen ist, wahrend der des nicht konzentrierenden Kollektors auf die gesamte Globalstrahlung bezogen ist. Abbildung 4.7: Wirkungsgradkennlinienfeld fur Kollektoren mit unterschiedlichem Konzentrationsverhaltnis. folgende Parameter wurden verwendet: = 0:85, =0:95, =0:15, T U =25 C, G D g =800 W m 2, k 0 =8 W m 2 K Die Abbildung 4.7 zeigt die Wirkungsgradkennlinien konzentrierender Kollektoren gema Gleichung 4.10 in Abhangigkeit vom Konzentrationsverhaltnis. Fur kleine Konzentrationsverhaltnisse kann die Kennlinie gut durch eine Gerade approximiert werden, wahrend bei groeren Konzentrationsverhaltnissen der Wirkungsgrad aufgrund der zunehmenden Strahlungsverkuste uberproportional mit der Temperatur abnimmt. 4.2 Konzentrierende Kollektoren 94

12 Die Abbildung 4.8 die Wirkungsgradkennlinien verschiedener Kollektorsysteme, den typischen Wirkungsgrad eines thermodynamischen Kreislaufs mit Heissdampf oder Heissgas sowie das Produkt aus beidem. Man erkennt, dass Systemwirkungsgrade uber 20% erreichbar sind. Auf verschieden Ausfuhrungen solarthermischer Kraftwerke wir im Folgenden eingegangen. Abbildung 4.8: Wirkungsgradkennlinien verschiedener Kollektorgeometrien, Wirkunsgradverlauf eines thermodynamischen Systems Gesamtwirkungsgrade solarthermischer Kraftwerke. 4.3 Solarthermische Kraftwerke Solar-Farm Kraftwerk Konzentrierende Systeme werden in der Regel zur solaren Stromerzeugung, seltener zur Bereitstellung von Prozewarme (da die Standorte fur Angebot und Nachfrage sich nicht decken) eingesetzt. Ein wirtschaftlicher Betrieb ist nur in Gebieten mit hohem direktem Strahlungsangebot moglich. Je nachdem, ob verteilte Absorber (Farm) oder ein zentraler Absorber eingesetzt werden spricht man von Solar-Farm- oder Solar-Tower-Kraftwerken. Ein Solar-Farm Kraftwerk (siehe Abbildung 4.9 aus [49]) besteht in der Regel aus vielen einzelnen Parabolrinnen-Kollektoren, deren Nutzenergie uber ein ausgedehntes Rohrleitungsnetz 7 eingesammelt und dem eigentlichen Kraftwerk zugefuhrt wird. Die einzelnen Rinnen sind bezuglich ihrer Langsachse von Nord nach Sud orientiert und konnen um diese Achse um nahezu 180 dem jeweilgen Stand der Sonne nachgefuhrt werden. Der Kraftwerksteil entspricht im wesentlichen dem eines konventionellen Dampfkraftwerks. 7 Fur eine 100MW-Anlage kann die Leitungslange durchaus 100km und mehr betragen! 4.3 Solarthermische Kraftwerke 95

13 Abbildung 4.9: Schema eines Solar-Farm Kraftwerks. Das Kollektorfeld besteht aus einer groen Anzahl einzelner Parabolrinnen, die uber ein Leitungsnetz miteinander verbunden sind. Ein generalisiertes Schaltschemata fur eine Solarfarm-Anlage ist in der Abbildung 4.10 dargestellt. Als Kollektoren kommen in der Regel Parabolrinnen zum Einsatz, manchmal werden auch Fresnel-Kollektoren oder Paraboloide verwendet, vgl. Abbildung 4.6 auf Seite 92. Abbildung 4.10: Schaltschema eines solarthermischen Farm-Kraftwerks. 4.3 Solarthermische Kraftwerke 96

14 Der Kollektorkreislauf wird mit Temperaturen bis 400 C betrieben. Als Warmetrager kommt in der Regel ein Thermool zum Einsatz, welches einen deutlich hoheren Siedepunkt als Wasser aufweist und damit auch bei Temperaturen zwischen 300 und 400 Cwesentlich geringere Drucke in den Rohrleitungen erzeugt als Wasser bzw. Wasserdampf. Nachteil gegenuber Wasser ist allerdings, dass die Warmekapazitat von Thermoolen nur etwa halb so gro ist wie die von Wasser. Der Kollektorkreis ist entweder direkt an den Verdampfer gekoppelt oder uber einen Warmespeicher. Der Vorteil des Warmespeichers liegt darin, dass damit Kurzzeitschwankungen der Sonneneinstrahlung ausreguliert werden konnen. Der Speicher ermoglicht, Kollektorkreislauf und Arbeitsmittelkreislauf unabhanig voneinander zu regeln. Im Prinzip kann man mit einem ausreichend dimensionierten Speicher die Anlage auch ausserhalb von Sonnenscheinphasen (also z.b. in der Nacht) betrieben werden. Haug ist der Speicher unmittelbar in den Kollektorkreislauf integriert und der Verdampfer uber einen Zwischenkreislauf an den Speicher angeschlossen. Der Arbeitsmittelkreislauf entspricht vollstandig dem eines klassischen, dampfbetriebenen Kraftwerks mit Dampfturbine (Warmekraftmaschine), Generator und Kondensator oder Kuhlturm. Der Gesamtwirkungsgrad einer Farm-Anlage wird durch folgende Einzelwirkungsgrade bestimmt: Wirkungsgrad des Kollektorfeldes (Kollektoren einschlielich Verrohrung fur das Warmetragermedium) Wirkungsgrad des Zwischenkreislaufs mit Speicher und Verdampfer Wirkungsgrad der Warmekraftmaschine Wirkungsgrad des Generators In der Abbildung 4.11 ist das Energieubild (Jahresmittel) einer typischen Solarfarm-Anlage aufgezeichnet. Die hochsten Verluste von ca 45% entstehen im Kollektorfeld (Kollektorwirkungsgrad, siehe Abschnitt ab Seite 93 und Leitungsverluste bei den Sammelleitungen, die bei groen Anlagen mehrere Kilometer betragen konnen). Am uber eine Zwischenkreis eingebundenen Speicher entstehen nur geringe Verluste von ca. 1% 8 Fur den dampfbetriebenen thermodynamischen Kreisproze wird ein Wirkungsgrad von von etwa 31% angenommen, hier entstehen Verluste (bezogen auf die 100% Einstrahlung von mehr als 37%. Etwa 2% der Energie gehen bei der Umwandlung im Generator bzw. fur den Eigenverbrauch (Pumpen, Regelung, Nachfuhrung der Kollektoren) verloren. Der Nutzungsgrad betragt ca. 14,5% und ist damit besser als der von fotovoltaisch betriebenen Kraftwerken, die kaum uber 10% kommen (vgl. Kapitel 5 ab Seite 117 Abschnitt 5.3). Fur moderne Farm-Anlagen werden heute Wirkungsgrade uber 17% prognotiziert, die insbesondere auf verbesserte Spiegel und optimierte Regeleinrichtungen sowohl bei der Spiegelnachfuhrung als auch bei der Betriebsfuhrung der Gesamtanlage zuruckzufuhren sind. 8 dabei wird von einem Kurzzeitspeicher ausgegangen, der die Schwankungen der Einstrahlung ausgleicht. Bei einem Langzeitspeicher (z.b. fur den Nachtbetrieb) entstehen hohere Verluste bis 5%. 4.3 Solarthermische Kraftwerke 97

15 Abbildung 4.11: Energieubild einer Solarfarm-Anlage im Leistungsbereich von einige MW. Im Jahresmittel werden etwa 14,5% der eingestrahlten Solarstrahlung in elektrische Nutzenergie umgewandelt Die Abbildung 4.12 (nach [2]) zeigt die wesentlichen Regeleinrichtungen 9 einer Solarfarm-Anlage. Die Regelung sorgt dafur, dass die von den Verbrauchern angeforderte Leistung unabhangig von Schwankungen der solaren Einstrahlung zur Verfugung gestellt wird. Im Bild sind vier getrennte Regelkreise zu erkennen (R1 - R4): R1 : R2 : Dieser regelt den Massenstrom so, dass die Austrittstemperatur der Kollektoren einen unabhangig von der schwankenden solaren Einstrahlung konstanten Wert hat. Sinkt die Einstrahlung, wird der Massendurchsatz verringert, steigt sie, wird er entsprechend erhoht. Dieser Regler steuert die Dampfzufuhr in Abhangigkeit von der Generatorlast: Steigt die Last, fallt die Generatordrehzahl zunachst ab. R2 onet nun das Zufuhrventil, damit mehr Dampf stromt bis der Generator wieder seine Solldrehzahl erreicht hat. Umgekehrt wird die 9 Diese betreen lediglich die zur Betriebsfuhrung der Warmetragerkreislaufe notwendigen Einrichtungen. Daneben gibt es noch weitere, unter anderem zur Nachfuhrung der konzentrierenden Kollektoren. 4.3 Solarthermische Kraftwerke 98

16 Abbildung 4.12: Regeleinrichtungen einer Solar-Fram Anlage R3 : R4 : Dampfzufuhr bei fallender Last entsprechend gedrosselt. Dieser Regelkreis passt den Gesamtdurchsatz im Arbeitskreis an: Sobald Druck und Temperatur im Dampfspeicher abfallen, erhoht R3 den Wasserdurchsatz durch den Verdampfer. uberschreiten Druck und Temperatur ihre Sollwerte, wird der Waserdurchsatz verringert. Der Zwischenkreisregler R4 passt die Energiezufuhr aus dem Thermoolspeicher an den Bedarf des Arbeitskreises an, indem er diese so nachregelt, dass Druck und Temperatur im Dampfspeicher moglichst konstant bleiben. Dieser ist daher eng an den Regelkreis R3 gekoppelt Solar-Turm Kraftwerk Das Solar-Turm Kraftwerk (oder auch Tower Kraftwerk, vgl. Abbildung 4.13 aus [49]) unterscheidet sich von der Farm dadurch, dass die gesamte Strahlung auf einen einzigen Absorber (haug als Receiver bezeichnet), der auf einem Turm angebracht ist, fokussiert wird. Damit entfallen die aufwendigen und verlustbehafteten Sammelleitungen der Farm-Anlage. Die Spiegel (Heliostate) konnen als Segmente einer rotationssymmetrischen, fokussierenden Optik mit Brennpunkt im Absorber des Turmes angesehen werden. Sie werden in der Regel zweiachsig dem Sonnenstand nachgefuhrt. Aufgrund dieser Geometrie erreicht man mit Turm-Kraftwerken hohere Konzentrationsverhaltnisse und damit auch hohere Temperaturen als mit Farm- Anlagen. Der Kraftwerksteil kann daher mit den im Vergleich zu Dampfturbinen ezienteren Gasturbinen betrieben werden. Andererseits stellen die hohen Temperaturen im Receiver (800 bis 1000 C) hohe Anforderun- 4.3 Solarthermische Kraftwerke 99

17 Abbildung 4.13: Grundsatzlicher Aufbau eines Solarturm Kraftwerks. Der eigentliche Kraftwerksteil ahnelt dem der Abbildung 4.9. Oener Absorber : Geschlossener Absorber : gen bezuglich Belastung und Haltbarkeit der fur den Warmetauscher im Receiver verwendeten Materialien. Man unterscheidet bei den Absorbern zunachst zwei grundsatzlich verschiedene Geometrien: Der oene Absorber ist ein ungekapselter Absorber, der keinerlei Schutz gegen Warmeverluste besitzt und rundum (uber einen Winkel von 360 ) Strahlung empfangen kann. Das Spiegelfeld kann daher im Gegensatz zur Abbildung 4.13 uber 360 umlaufend um den Turm angebracht werden. Oene Absorber sind gunstig in der Herstellung, aber schlecht im Wirkungsgrad wenn sie zu gro werden (wegen der Warmeverluste uber die zunehmende Oberache. Der geschlossene Absorber besitzt nur eine relativ kleine Onung zur Aufnahme der Strahlung, der er gegen Warmeverluste gekapselt ist. Aus diesem grund kann das Spiegelfeld nur im Norden des Turms angebracht werden, wie es die Abbildung 4.13 schematisch zeigt. Die Konstruktion ist aufwendiger als beim oenen Absorber, aber der Wirkungsgrad ist hoher als beim oenen Absorber. Die Abbildung 4.14 zeigt den schematischen Aufbau eines Solar-Turm Kraftwerks. Im Gegensatz zum Solar-Farm Kraftwerk (Abbildung 4.10 entfallt der Kollektorkreis vollstandig, da die gesamt Solarstrahlung auf einen einzigen Punkt (Receiver) fokussiert wird. Dies stellt eine beachtliche Kostenersparnis dar, da viele Kilometer an Leitungssystemen fur den Kollektorkreis eingespart werden. Ausserdem entfallen die dadurch verursachten Leitungsverluste. Allerdings ist auch das aus der Sonne zweiachsig nachgefuhrten Heliostaten 4.3 Solarthermische Kraftwerke 100

18 Abbildung 4.14: Schaltschema eines solarthermischen Turm-Kraftwerks zur Stromerzeugung. Blocken : Abschatten : Cosinus Verluste : Spiegelfehler : Orientierungsfehler : bestehende Spiegelfeld des Turmkraftwerks nicht verlustfrei. Im Einzelnen sind folgende Verlustquellen zu berucksichtigen: Je nach Sonnenstand kann einzelnen Spiegelen durch andere Spiegel die Sicht auf den Absorber verstellt werden. Der durchschnittliche Verlust liegt bei 1 bis 2% der eingestrahlten Energie. Ein ahnliches Phanomen wie das Blocken, nur das hier die Sicht auf die Sonne verstellt wird. Auch dieser Verlust liegt im Schnitt zwischen 1 bis 2%. Jeder Spiegel bringt den optimalen Strahlungsertrag, wenn die Sonnenstrahlung senkrecht auf seine Oberache fallt 10.Fur ein ausgedehntes Spiegelfeld nimmtjedoch der Einfallswinkel zum Rand des Spiegelfelds zu, so das Randspiegel immer weniger zur Gesamtleitung beitragen. Dieses Phanomen begrenzt auch grundsatzlich die Groe des Spiegelfeldes auf einen maximal Durchmesser von ca. einem Kilometer. Je nach Groe des Spiegelfeldes und Lage des Spiegels liegen die Verluste zwischen 5 und 30%. Abweichungen von der ebenen Spiegelform durch Herstellungsfehler oder inhomogene Erwarmung fuhren zu Verlusten im Bereich von 1 bis 10%. Je nach Qualitat der Nachfuhreinrichtung und Regelung betragen die Orientierungsfehler ebenfalls 1 bis 10%. Windbelastung der Spiegel : Windlasten fuhren zu Bewegungen der Spiegel und damit zu Auslenkungen der reektierten Strahlung, die Verluste liegen je nach Steigkeit der konstruktion zwischen 3 und 7%. 10 Vergleiche Abschnitt 2.6 ab Seite 37 und Gleichung 2.6 darin. Schrager Einfall auf den Spiegel reduziert die eektive Spiegelache und damit die vom Spiegel reektierte Strahlungsleistung. 4.3 Solarthermische Kraftwerke 101

19 Turmbewegung : Reexionsverluste : Turmbewegung durch Wind und durch einseitige Erwarmung auf dr Sonnenseite fuhren dazu, dass der Absorber nicht immer optimal angestrahlt wird, die Verluste liegen ebenfalls zwischen 3 und 7%. Je nach Qualitat der Spiegeloberachen und abhangig vom Einstrahlwinkel liegen die Reexionsverluste zwischen 1 bis 10%. Der Arbeitskreis kann, je nachdem wie ein optionaler Speicher integriert ist, noch einen Zwischenkreis Absorber - Speicher aufweisen. Als Arbeitsmittel kommen Thermoole in der Regel nicht in Betracht, da diese nur bis zu Temperaturen von ca. 400 C betrieben werden konnen. Daruber hinaus zersetzen sie sich. Turmkraftwerke werden daher entweder mit einer Salzschmelze oder neuerdings unmittelbar mit Luft als Warmetrager betrieben. Spezielle Druckreceiver fur Luft ermoglichen die unmittelbare Kopplung an eine Gasturbine (ggf. mit nachgeschalteter Dampfturbine), einer Kombination mit besonders hohem Wirkungsgrad (siehe weiter unten). Die Abbildung 4.15 zeigt ein schematisches Energieudiagramm fur ein Solar-Turm Kraftwerk. Abbildung 4.15: Energieudiagramm eines Solar-Turm Kraftwerks Die weiter oben beschriebenen Verluste des Kollektorfelds summieren sich 4.3 Solarthermische Kraftwerke 102

20 im Jahresdurchschnitt auf ca. 40%. Die Verluste des Receivers (Annahme: geschlossener Absorber) und eines optionalen Speichres liegen bei etwa 12%. Aufgrund der hoheren Arbeitstemperatur und der damit verbundenen Moglichkeit, eine Gasturbine mit einer Dampfturbine zu koppeln (siehe Abbildung 4.16), wird ein mittlerer thermodynamischer Wirkungsgrad von 48% erreicht. Die Verluste am Getriebe/Generator sowie der Eigenverbrauch summieren aich auf ca. 3%. Der Gesamtwirkungsgrad eines Turm-Kraftwerks ist mit 19% damit etwas hoher als der eines Farm-Kraftwerks. Durch Optimierung der Kraftwerkskomponente sind durchaus Wirkungsgrade uber 20% erreichbar Dish-Stirling Kraftwerk Abbildung 4.16: Schema eine Solar-Turm Kraftwerks mit kombiniertem Gasund Dampfturbinenbetrieb. Noch hohere Gesamtwirkungsgrade sind mit einem GuD-Kraftwerk (Gasund Dampfturbinen) oder Kombikraftwerk erzielbar (Abb. 4.16): Das aus der Gasturbine austretende Gas wird zur Dampferzeugung fur eine konventionelle Dampfturbine verwendet. Mit dieser Kombination lassen sich thermodynamische Wirkungsgrade bis 60% und Anlagenwirkungsgrade bis zu 25% erreichen. Dish-Stirling-Systeme sind kleine dezentrale Anlagen, die aus einem paraboloiden Kollektor mit unmittelbar im Fokus angekoppelter Stirlingmotor- Generator Einheit bestehen (siehe Abbildung 4.17 aus [50]). De elektrische Leistung solcher Systeme liegt in der Regel zwischen 5 und 50 KW. Das Paraboloid wird zweiachsig der Sonne nachgefuhrt. Im Prinzip kann man soche Anlagen auch zu kleinen Farmen zusammenschalten. Im Fokus bendet sich ein Receiver, der die Strahlung im Fokus des Spie- 4.3 Solarthermische Kraftwerke 103

21 Abbildung 4.17: Der Dish-Striling kollektor gels absorbiert und als Hochtemperaturwarme dem Stirling-Motor zufuhrt. Dieser wandelt sie in mechanische Energie (Rotationsenergie) um, die ein direkt angekoppelter Generator dann in elektrische Energie umsetzt. Die Konzentratoren solcher Systeme weisen einen Durchmesser von 5 bis uber 10m auf, das Konzentrationsverhaltnis kann C = 1000 und mehr erreichen. Dre Spiegel besteht aus einer Stutzstruktur, in die bis zu 12 einzelne Spiegelelemente eingelegt werden. Auf diese Art kann auch ein Aufbau des Spiegels vor Ort realisisert werden, was den Transport wesentlich vereinfacht und die Transportkosten reduziert. Der Stirlingmotor wird mit Helium als Arbeitsgas betrieben, welches bei einer Temperatur von 650 C eine Druck von ca. 150 bar erreicht. Zur Zeit (Stand Anfang 2008) werden solche Systeme jedoch noch nicht kommerziell vertrieben, sie sind bisher nur als Prototypen verfugbar Solarthemische Kraftwerke in der Praxis In groerem Massstab wurden erstmals in den Jahren 1985 bis 1991 kommerzielle Parabolrinnenkraftwerke in den USA errichtet 11. Diese Anlagen sind auch heute noch in Betrieb und haben inzwischen weit mehr als investierten 1,5 Milliarden US$als Stromerlose erzielt. 11 Kramer Junction, Mojave Wuste in Sudkalifornien. Die Anlagen sind mit SEGS I bis IX durchnummeriert, SEGS steht fur Solar Energy Generating Systems. Die Gesamtleitung der einzelnen Anlagen liegt zwischen 14 und 80 MW (siehe [50]). 4.3 Solarthermische Kraftwerke 104

22 In Europa wurden bisher lediglich einige Kleinanlagen zu Forschungezwecken errichtet, Plane zum Bau kommerzieller Anlagen in Sudspanien wurden bisher (Stand Ende 2007) nicht umgesetzt. Abbildung 4.18: Blick auf einen Teil des Kollektorfeldes des solarthermischen Kraftwerks Solar One in der Wuste von Nevada, USA. Inbetriebnahme: Juni 2007 Ebenfalls in den USA wurde im Juni 2007 das erste neue Kraftwerk nach dem Bau von SGES IX (1991) in Betrieb genommen: Solar One ([51]) in der Wuste von Nevada sudlich von Las Vegas (vgl. Abbildung 4.18). Dieses Kraftwerk wurde innerhalb von nur 16 Monaten errichtet und im Juni 2007 in Betrieb genommen. Das Kraftwerk weist folgende Daten auf: Leistung: 65MW / Dampfturbinen Kollektoren: Parabolrinnen 12,C=71 Prozetemperatur 400 C Kollektorkreis 80 Kilometer Rohrleitungsnetz mit 1,3 Millionen Liter Thermool, Option zur Erweiterung um das 3-fache Prognostizierter Wirkungsgrad ca. 17% Jahresertrag: ca. 129 GWh el. Energie, ausreichend fur etwa amerikanische Haushalte 12 Solarreceiver von Schott AG 4.3 Solarthermische Kraftwerke 105

23 Stromgestehungskosten ca. 0,10 0,11 /kwh Die Gesamtache des Kraftwerks betragt ca. 1:3km 2,29Festangestellte sind fur den Betrieb der Anlage zustandig. zur Uberbruckung von Schlechtwetterphasen ist ein gasbetriebener Nachheizer integriert. Vergleichbare Anlagen sind zur Zeit in Sudspanien und in Israel geplant. Solar-Turm Kraftwerke benden sich zur Zeit noch im Entwicklungsstadium obwohl sie ein honungsvolles Potenzial fur eine zukunftige Energieversorgung aufweisen. Bisher existiert lediglich ein kommerziell betriebenes Turm-Kraftwerk mit einer Leistung von 1MW in Sudspanien. Eine 1,5MW Demonstrationsanlage, primar zur Erforschung geigneter Materialien und Geometrien fur die Receiver, soll im Jahr 2008 in Julich fertiggestellt werden. Ein Problem der solarthermischen Kraftwerke bilden die begrenzten Standortmoglichkeiten. Die Wirtschaftlichkeit ist nur dort gegeben, wo die Solarstrahlung einen hohen Direktstrahlungsanteil aufweist und wo ausreichend Flache fur groe Anlagen zur Verfugung steht. Dies ist aber insbesondere in den schwach besiedelten Wustengebieten im Sonnengurtel 13 der Erde der Fall (siehe Abbildung 4.19 und Abbildung 2.8 auf Seite 36). Die jahrliche Direktstrahlungkomponente liegt in dieser Region zwischen 1000 und 2800 kw h. Die Energie mu also noch zu den stark besiedelten m 2 Regionen transportiert werden, ein technologisches Problem, an dem zur Zeit ebenfalls noch geforscht wird. Aber insbesondere im Vergleich zu fotovoltaischen Kraftwerken ist die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke bereits jetzt gegeben, einem zukunftigen substantellen Einsatz dieser Technologie steht eigentlichnichts mehr im Weg. Abbildung 4.19: Der Sonnengurtel der Erde weist einen besonders hohen Anteil an direkter Solarstrahlung zwischen und kw h m 2 a auf. Insgesamt weisen jedoch solarthermische Kraftwerke im Vergleich zu an- 13 Ca. 40 nordlicher Breite bis 40 sudlicher Breite. 4.3 Solarthermische Kraftwerke 106

24 deren Technologien einen vergleichsweise geringen Flachenbedarf auf. Rein theoretisch wurden etwa 3% der Flache der Sahara ausreichen um den momentanen Weltstrombedarf mit solarthermischen Kraftwerken zu decken. In der Praxis ist dies naturlich wegen der groen Entfernungen und der nicht immer gegebenen Verfugbarkeit nicht moglich. Es wird immer ein Mix verschiedener regenerativer Energien zum Einsatz kommen Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke Wie bereits weiter oben erwahnt hangt die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Anlagen insbesondere von der Lage des Standorts bezuglich der Verbraucher oder eines Netzes, in das eingespeist werden kann und von den Einstrahlungsbedingungen an diesem Standort ab. Ein weiterer Faktor beeinusst die Wirtschaftlichkeit: Die Verfugbarkeit und die Vollaststundenzahl des Kraftwerks. Diese kann durch Nutzung eines zweiten Energietragers neben der Solarstrahlung deutlich verbessert werden. Neben fossilen Brennstoen wie Erdol, Kohle und Gas konnen dies auch Wassersto, Methanol, Biogas oder andere ussige Biogene Brennstoe sein, die im Genesatz zu den fossilen Brennstoen die CO 2 Bilanz des Kraftwerks nicht verschlechtern. Man bezeichnet solche Systeme als hybride Solarkraftwerke, die Technik kann mit allen besprochenen Typen, Solar-Farm, Solar-Turm und Dish- Stirling Systemen verwendet werden. Eine andere Moglichkeit Verfugbarkeit und Vollaststundenzahl zu verbessern besteht darin, zusatzliche Speicher einzusetzen. Aufgrund der verbesserten Vollaststundenzahl hybrider Anlagen reduzieren sich die spezischen Stromgestehungskosten, da weniger Teillast- und Anfahrverluste anfallen als bei rein solar betriebenen Anlagen. Allerdings kann dies auch, wie bereits oben erwahnt, durch zusatzliche Warmespeicher erreicht werden. Nachteilig ist naturlich der erhohte CO 2 Aussto hybrider Anlagen. Solche anlagen sollten daher so konzipiert werden, dass die fossilen Energietrager entweder sukzessive durch regenerative ersetzt werden konnen oder eine sukzessive Reduzierung dieser Anteile bis hin zu rein solarem Betrieb moglich ist. Die Stromgestehungskosten rein solar betriebener solarthermischer Kraftwerke liegen zur Zeit (2008) bei ca. 10 Eurocent/kWh, Prognosen gehen davon aus, dass durch weitere technische Optimierungen im Idealfall eine Halbierung der Stromgestehungskosten erreicht werden kann. Mit Hybridkraftwerken, die einen essentiellen solaren Anteil von etwa 50% aufweisen sind Stromgestehungskosten unterhalb von 5 Eurocent/kWh erzielbar. Die Stromgestehungskosten fossiler oder atomarer Kraftwerke liegen zur Zeit (ohne Berucksichtigung externer Kosten wie Umweltschaden, Entsorgung etc.) bei ca. 3 Eurocent/kWh. Weitere Informationen zur Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke sind in [50] zu nden. 4.3 Solarthermische Kraftwerke 107