Zentrale und dezentrale solarthermische Kraftwerke

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1 Zentrale und dezentrale solarthermische Kraftwerke 20 Jahre Entwicklung und Erprobung bei Schlaich Bergermann und Partner W. Schiel, B. Hunt, A. Schweitzer, G. Weinrebe, T. Keck, Schlaich Bergermann und Partner, Stuttgart Kurzfassung Vier Technologien zur solarthermischen Stromerzeugung werden im Ingenieurbüro Schlaich Bergermann und Partner entwickelt, teilweise bereits seit Beginn der 80er Jahre: Das Aufwindkraftwerk, Dish/Stirling Systeme, Parabolrinnen-Kraftwerke, Turm-Solarkraftwerke. Zu diesen Techniken wird jeweils zunächst das Prinzip kurz erläutert und das Anwendungsfeld umrissen. Daran schließt sich die Darstellung der Entwicklung im Büro Schlaich Bergermann und Partner an mit ausführlicherer Vorstellung der aktuellen Arbeiten und des derzeitigen technischen Standes. Weiterhin wird auf zur Realisierung anstehende Prototypen, Demonstrationsanlagen und Kraftwerke eingegangen. 1. Das Aufwindkraftwerk 1.1 Prinzip Aufwindkraftwerke erzeugen Strom aus der Sonnenstrahlung. Durch die Sonne wird Luft unter einem großen transluzenten Kollektordach erwärmt. Auf Grund des dabei entstehenden Dichteunterschiedes zwischen der warmen Luft in Kollektor und Turm und der kalten Luft im Außenbereich strömt die Luft radial einer in der Mitte des Kollektors angeordneten, vertikalen, unten offenen Röhre zu und steigt in dieser auf. Durch die Luftströmung wird eine am Fuß der Röhre eingebaute Turbine mit Generator angetrieben und so Strom erzeugt (Bild 1) [1, 2, 3]. Röhre Ein kontinuierlicher 24-Stunden-Betrieb auf rein solare Basis, ohne fossile Zufeuerung, kann durch unter dem Dach ausgelegte geschlossene Wasserschläuche garantiert werden. Sie geben ihre tagsüber gespeicherte Wärme in der Nacht wieder ab (Bild 2). Die Schläuche werden einmal gefüllt, sonst gibt es keinen Wasserbedarf. Glasdach in die Luft relative Nutzleistung (%) Boden Tags nur Bodenspeicherung Wasserschicht 10 cm Wasserschicht 20 cm in den Boden u. die Schläuche Wasserschläuche in die Luft Nachts Boden Solarkollektor Turbine Bild 1 Prinzip des Aufwindkraftwerkes: Glasdachkollektor, Kaminröhre, Turbine Neben seiner einfachen Bau- und Funktionsweise - Turbine und Generator sind die einzigen bewegten Teile - hat das Aufwindkraftwerk eine Reihe von Vorteilen gegenüber anderen Kraftwerkstypen: 0 Bild 2 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 Uhrzeit (h) Oben: Prinzip der Wärmespeicherung mit Wasserschläuchen unter dem Kollektordach des Aufwindkraftwerks Unten: 24-stündiger Verlauf der Nutzleistung in Abhängigkeit von der Höhe der energiespeichernden Wasserschicht

2 So arbeitet das Aufwindkraftwerk mit dem natürlichsten aller Medien, nämlich Luft, und benötigt kein Kühlwasser. In vielen sonnenreichen Ländern, die bereits große Trinkwasserprobleme haben, ist dies ein entscheidender Vorteil. Da die Solarstrahlung nicht konzentriert wird, kann auch die diffuse Strahlung zur Lufterwärmung unter dem Glasdach genutzt werden. Dadurch ist ein Kraftwerksbetrieb auch bei ganz oder teilweise bedecktem Himmel möglich. Das ist insbesondere für tropische Länder mit häufig bedecktem Himmel von entscheidender Bedeutung. 1.2 Der Prototyp in Manzanares Eine erste Prototypanlage mit einer Turmhöhe von 200 m und einer Kollektorfläche von m² wurde zu Beginn der 80er Jahre im Auftrag des Bundesforschungsministers in Manzanares in Spanien errichtet und über mehrere Jahre erfolgreich im Dauerbetrieb betrieben (Bild 3). Ziel dieses Forschungsvorhabens war es, die grundlegenden thermodynamischen Zusammenhänge zu erarbeiten, um damit eine qualifizierte Grundlage für die Planung großer Anlagen zu legen. Die Leistung eines Aufwindkraftwerkes ist proportional zur Intensität der globalen Sonnenstrahlung, der Turmhöhe und der Kollektorfläche. Man kann dieselbe Leistung mit einem hohen Turm und einem relativ kleinen Kollektor oder mit einem relativ niedrigen Turm und einem großen Kollektor erzeugen (Bild 4). Solange das Produkt Höhe mal Fläche konstant bleibt, ergibt sich in erster Näherung dieselbe Leistung. Erst die Kosten für die einzelnen Komponenten an den jeweiligen Standorten entscheiden über die Dimensionierung einer kostenoptimierten Anlage. Ein einzelnes Aufwindkraftwerk kann mit einer entsprechend großen Glasdachfläche und einem hohen Kamin für 100 bis 200 MW Leistung ausgelegt werden. So können wenige Aufwindkraftwerke bereits ein großes Kernkraftwerk ersetzen (Bild 5). Stromerzeugung Turmhöhe H k [m] Kollektordurchmesser D koll [m] Bild 4 Jahresenergieerzeugung von Aufwindkraftwerken in Abhängigkeit vom Kollektordurchmesser und der Kaminhöhe Die für den Bau von Aufwindkraftwerken erforderlichen Materialien Beton, Glas und Stahl sind überall in ausreichenden Mengen vorhanden. Aufwindkraftwerke können heute auch in industriell weniger weit entwickelten Ländern unmittelbar gebaut werden. Die in den meisten Ländern bereits etablierte Industrie genügt den Anforderungen vollkommen. Investitionen in hochtechnologische Fertigungseinrichtungen sind nicht nötig. Damit ist selbst in ärmeren Ländern die Realisierung einer großen Anlage ohne Devisenaufwand mit eigenen Ressourcen und eigenen Arbeitskräften möglich. Bild 3 Prototyp für ein Aufwindkraftwerk in Manzanares, Spanien Bild 5 Animation großer Aufwindkraftwerke in der Wüste 1.3 Aktuelle Projekte 200 MW Aufwindkraftwerk in Australien: in Zusammenarbeit mit einer großen Baufirma wird zur Zeit eine 200 MW Anlage in Australien in der Nähe des kleinen Städtchens Mildura ca. 500 km nordwestlich von Melbourne projektiert. Die aktuelle Planung sieht einen Kamin mit etwa 1000 m Höhe bei einem Durchmesser von 120 m vor. Der Kollektor wird ei-

3 nen Durchmesser von ca m haben. Unter den meteorologischen Randbedingungen des gewählten Standortes wird eine Jahresenergieproduktion von ca. 650 GWh erwartet. Im Gegensatz zum Prototypen in Manzanares ist bei dieser Anlage nicht eine Vertikalachsenmaschine im Turm vorgesehen, sondern 32 Einzelturbinen mit horizontaler Achse mit je 6,25 MW, die am Umfang des Kaminfußes angeordnet sind. Ziel dieser Projektierungsphase ist es, unter Einbeziehung lokaler und internationaler Firmen eine möglichst detaillierte Kostenschätzung für die einzelnen Kraftwerkskomponenten unter den Randbedingungen des ausgewählten Standortes zu erarbeiten, um auf dieser Basis eine zuverlässige Absicherung der zu erwartenden Stromgestehungskosten zu erhalten. Es wird erwartet, dass diese Vorplanung im Spätherbst 2003 abgeschlossen wird. Der Baubeginn ist dann für das Jahr 2005 vorgesehen, die Inbetriebnahme soll im Jahr 2007 erfolgen. 2. Dish/Stirling Systeme Die Dish/Stirling-Systeme zeichnen sich unter den solarthermischen Kraftwerkstechnologien einerseits durch einen hohen Wirkungsgrad aus, zum anderen ist der Anwendungsbereich durch die hohe Modularität sehr breit. 2.1 Prinzip Eine Dish/Stirling-Anlage besteht aus den Hauptkomponenten Parabolkonzentrator, Nachführsystem, solarer Wärmetauscher (engl. Receiver) und Stirlingmotor samt Generator (Bild 6). Konzentrator Generator Stirling Receiver Solarstrahlung Stirlingmotors eingekoppelt und mit hohem Wirkungsgrad in mechanische Energie gewandelt. Über einen direkt gekuppelten Generator wird schließlich elektrische Energie gewonnen. 2.2 Eigenschaften und Anwendungen Dish/Stirling Systeme wurden bisher mit wenigen kw el bis 50 kw el und Konzentratordurchmessern bis zu 17 m realisiert, wobei sich die Entwicklung auf Leistungen von 10 bis 25 kw el konzentriert. Dabei wurden netzgekoppelte Ausführungen wie auch inselbetriebsfähige Systeme gebaut. Durch die geringe thermische Trägheit des Energiewandlers spricht ein Dish/Stirling System sehr schnell auf die solare Wärmezufuhr an. Damit wird bereits kurz nach dem Anfahren ein stationärer Betriebszustand erreicht. Soll eine vom solaren Strahlungsangebot entkoppelte Leistungsbereitstellung erreicht werden, wie es in vielen Anwendungen gefordert wird, kann neben der Speicherung durch Batterien der Stirlingmotor auch zusätzlich fossil oder z.b. mittels Biogas beheizt werden die externe Wärmezufuhr lässt hier viele Möglichkeiten offen. Derartige Hybridsysteme wurden bereits erfolgreich erprobt. Die zweiachsige Nachführung erfolgt elektromotorisch mit Hilfe von Sensoren oder anhand der berechneten Sonnenposition. Für die Steuerung von Motoren und Konzentratorantrieben werden Mikrocontroller oder PCs verwendet, so dass der Betrieb vollautomatisch erfolgt. Die Fernüberwachung per Internet ist teilweise ebenfalls möglich. Das Anwendungsfeld umfasst damit einerseits die Unterstützung von größeren und kleineren Netzen, zum anderen können Inselsysteme z.b. Wasserpumpen oder Entsalzungsanlagen versorgen. In Clustern können Anwendungen bis in den Bereich von mehreren 10 MW bedient werden, wo dann andere solarthermische Kraftwerke wirtschaftlich attraktiver werden. 2.3 Bisher ausgeführte Systeme Nachführung Bild 6 Schematische Darstellung eines Dish/Stirling-Systems Der Konzentrator wird zweiachsig dem Sonnenstand nachgeführt, so dass seine optische Achse stets zur Sonne gerichtet ist. Die Solarstrahlung wird durch die parabolische Kontur des Konzentrators auf den nahe dem Brennpunkt angeordneten Receiver reflektiert und von diesem absorbiert. Über den Receiver wird die Hochtemperaturwärme in den Kreisprozess des Anfang und Mitte der 80er Jahre wurden in den USA in mehreren Projekten (JPL, Vanguard, McDonnel Douglas) die ersten modernen Dish/Stirling-Anlagen mit 25 kw el gebaut wurden von Schlaich Bergermann und Partner (SBP) in Saudi-Arabien 2 Einheiten mit 17 m Konzentratoren und 50 kw el Stirlingmotoren errichtet (Bild 7). Eine Übersicht über die internationale Entwicklung von Dish/Stirling- Systemen bis 1993 findet sich in [4]. Bei all diesen Anlagen wurden hocheffiziente und entsprechend teure Stirlingmotoren eingesetzt. Die weitere Entwicklung bei Schlaich Bergermann und Partner konzentrierte sich auf die unter Verzicht auf einige Prozentpunkte im Wirkungsgrad erheblich vereinfachte und kostengünstigere Maschine V 160 von

4 der SOLO Kleinmotoren GmbH. Dieser Motor ist als einfachwirkende 2 Zylinder-Maschine in V- Anordnung aufgebaut und blickt auf eine 20-jährige Entwicklung mit über Betriebsstunden zurück. Damit wurden in zwei Generationen insgesamt 8 Einheiten eines Systems mit 7,5 bzw. 8,5 m Konzentrator und 9 kw el verwirklicht. Die hier verwendeten Konzentratoren wurden in der Metallmembrantechnik ausgeführt. Dabei bilden dünne Edelstahlmembranen und ein zylindrisches Gehäuse eine trommelartige Luftkammer. Mittels eines hydropneumatischen Verfahrens wird die vordere Membrane plastisch in eine parabolische Kontur verformt und im Betrieb durch einen geringen Unterdruck gestützt. Durch Aufbringen von Dünnglasspiegeln entsteht ein sehr steifer und hochwirksamer Konzentrator. Bild 7 25 kw System (McDonnel Douglas), 50 kw Anlagen (SBP) in Saudi-Arabien (unten) Sechs dieser Anlagen wurden von 1992 bis 2000 auf der Plataforma Solar de Almeria in Südspanien im Dauerbetrieb erprobt (Bild 8) [5]. Mit über kumulierten Betriebsstunden liegen damit die weltweit umfangreichsten Betriebserfahrungen mit solchen Systemen vor begann Schlaich Bergermann und Partner zusammen mit einem deutsch-spanischen Konsortium die Entwicklung einer neue Generation von 10 kw el Dish/Stirling Systemen unter der Bezeichnung Euro- Dish. Kennzeichnend für diese Anlagen ist der neuentwickelte Konzentrator mit 8,5 m Durchmesser, der als Sandwichkonstruktion aus einer Schale aus glasfaserverstärktem Kunststoff hergestellt wird (Bild 9). Als Energiewandler wurde der weiterentwickelte SO- LO Stirling 161 eingesetzt. Mit Helium bzw. Wasserstoff als Arbeitsgas bei 650 C und Drücken von bar wird ein Gesamtwirkungsgrad von ca. 20 % erreicht [6]. Bild 8 9 kw Systeme in Spanien (SBP) Bild 9 10 kw EuroDish in Spanien (SBP) 2.4 Aktuelle Entwicklungen und Projekte Bisher gebaute Anlagen weisen als Einzelanfertigungen sehr hohe Investitionskosten auf und erfordern insbesondere für die Stirlingmotoren einen nicht unerheblichen Wartungsaufwand. Die wichtigsten Ziele der gegenwärtigen Arbeiten sind daher die Verringerung der Wartung und die Kostensenkung. Heute arbeiten in den USA drei Konsortien an der Markteinführung von Dish/Stirling-Systemen [7]. Stirling Energy Systems (SES) entwickelt zusammen mit Boeing und der schwedischen Firma Kockums ein 25 kw el System. Science Applications International Corporation (SAIC) und Stirling Thermal Motors (STM) arbeiten an einer Einheit mit 22 kw el, während WG Associates (WGA) zusammen mit den Sandia National Laboratories eine 10 kw el Einheit vorantreibt (Bild 10). Dabei werden unterschiedliche Konzentrator verwendet, die alle auf einzeln justierten Facetten basieren (Metallmembran SAIC, Metall/Glas SES, Blechsandwich WGA). Als Stirlingmotoren

5 kommen doppeltwirkende Maschinen mit Taumelscheibe (SAIC) bzw. Kurbeltrieb (SES) sowie der SOLO Stirling 161 zum Einsatz. Schlaich Bergermann und Partner und eine deutsche Firmengruppe arbeiten derzeit im Projekt EnviroDish mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums an Maßnahmen zur Kostenreduzierung und zur Vorbereitung der Markteinführung des EuroDish Systems. Dabei werden auch weitere Demonstrationsanlagen in verschiedenen Ländern gebaut [8]. werden einachsig, meist hydraulisch, der Sonne nachgeführt. Durch Hintereinanderschalten von Kollektoren entstehen mehrere hundert Meter lange Stränge, sog. Loops. Das heiße Öl einer großen Zahl von Loops wird gesammelt und einem Dampferzeuger zugeführt, dem eine konventionelle Dampfturbine (Dampfeintritt 370 C, 100 bar) mit Generator nachgeschaltet ist. direkte Solarstrahlung Glashüllrohr Absorberrohr Bild 10 US Systeme: 22 kw (SAIC), 10 kw (WGA) Als nächster Schritt zur Markteinführung wird eine Anlage mit 0,5 1 MW el, entsprechend Einheiten, angestrebt. Damit soll der erste Schritt in die Serienfertigung verwirklicht und zugleich die Basis der Betriebserfahrungen erweitert werden. Es wird erwartet, dass damit die Stromgestehungskosten der Photovoltaik erreicht und erste Nischenmärkte erschlossen werden können. Vergleichbare Projekte werden auch von den USamerikanischen Firmengruppen verfolgt. Eine 1 MW Anlage soll schon bald in Nevada entstehen. Für die Serienfertigung von Dish/Stirling-Systemen werden je nach Standortbedingungen Stromgestehungskosten von 0,15-0,20 /kwh erwartet, amerikanische Untersuchungen sagen für die Großserie Kosten von unter 8 c (US)/kWh voraus [7]. 3. Parabolrinnen-Kraftwerke Der Großteil des derzeit kommerziell erzeugten solarthermischen Stroms wird mit Parabolrinnenkraftwerken produziert, was die große Entwicklungsreife belegt, die diese Technologie bereits erreicht hat. Ständer mit einachsiger Nachführung Parabolrinnen- Konzentrator mit reflektierender Oberfläche Bild 11 Prinzip der Strahlungssammlung bei einer Parabolrinne 3.2 Realisierte Anlagen In der Mojave Wüste Kaliforniens erzeugen neun Parabolrinnenkraftwerke bereits seit den 80er Jahren Solarstrom. Die so genannten SEGS-Anlagen (Solar Electricity Generation System) haben zusammen eine elektrische Nennleistung von 354 MW (Bild 12). Durch eine erdgasbetriebene Zusatzfeuerung kann auch bei fehlender Solarstrahlung Leistung geliefert werden. Die erste Anlage (SEGS I) mit 14 MW elektrischer Leistung wurde bereits 1984 in Betrieb genommen, die zuletzt gebaute Anlage (SEGS IX) mit 80 MW im Oktober Durch zahlreiche Detailverbesserungen und ausgeklügelte Betriebsweisen und Wartungsprozeduren konnten die Energieausbeute maximiert und die Unterhaltungskosten deutlich gesenkt werden. 3.1 Prinzip Die reflektierende Oberfläche einer parabolisch gekrümmten Spiegelfläche konzentriert das Sonnenlicht auf ein entlang der Brennlinie der Parabel angebrachtes vakuumisoliertes Absorberrohr ( Bild 11). Der darin befindliche Wärmeträger aus synthetischem Thermoöl (Heat Transportation Fluid, HTF) wird durch die konzentrierte Solarstrahlung bis auf knapp 400 C erhitzt. Spiegel und Absorberrohr Bild 12 Luftaufnahme der Kraftwerke SEGS IV XII in den USA

6 3.3 Derzeitige technische Entwicklung Nachdem über fast 10 Jahre keine wesentlichen Arbeiten an der Parabolrinnen-Technologie stattgefunden hatten, wurde die Entwicklung Ende der 90er Jahre wieder intensiver aufgegriffen. Mehrere Prototypen und kleine Demonstrationsanlagen wurden gebaut, um die Realisierung weiterer kommerzieller Kraftwerke vorzubereiten. Ein Europäisches Konsortium hat einen gewichtsund kostenoptimierten Kollektor (EuroTrough) entwickelt. In diesem Konsortium war Schlaich Bergermann und Partner verantwortlich für Entwurf, Entwicklung und Konstruktion des Kollektors. In den Jahren 2000 und 2001 wurden im Rahmen zweier Forschungsvorhaben der Europäischen Gemeinschaft zwei Prototypanlagen (EuroTrough I und EuroTrough II (Bild 13) auf dem Gelände des solaren Testzentrums Plataforma Solar de Almeria in Spanien gebaut und getestet. Die Demonstrationsanlage (SKAL-ET, Qualifizierung und SKALierung des EuroTrough Kollektors) wurde im April 2003 in die bestehende Kraftwerksanlage SEGS V (Bild 12) bei Kramer Junction (Kalifornien) integriert und seitdem im normalen Kraftwerksbetrieb betrieben und getestet (Bild 16). Bild 14 Statisches Modell eines einzelnen Rinnenkollektors (68 m² Kollektorfläche) Bild 13 Prototypische Anlage EuroTrough II (410 m² Kollektorfläche) Ermutigt durch die Ergebnisse dieser Projekte, wurde bereits im Jahr 2002 zusammen mit den Partnern FLABEG Solar International und der Solar Millennium AG beschlossen, die Planung eines kommerziellen 50 MW Kraftwerks in Spanien in Angriff zu nehmen. Um die Risiken beim Übergang von einem kleinen Prototyp (Eurotrough II: 410 m² Kollektorfläche) zum Kraftwerk ( m² Kollektorfläche) zu minimieren, wurde mit finanzieller Unterstützung des Bundesumweltministeriums eine größere Demonstrationsanlage (4360 m² Kollektorfläche) geplant und realisiert. Die Ziele dieses Zwischenschrittes zum kommerziellen Kraftwerk waren im Verantwortungsbereich von Schlaich Bergermann und Partner: Optimierung von Statik und Konstruktion (Bild 14 und Bild 15) Minimierung der Fertigungs- und Montagekosten Wirkungsgradanalyse Planung von Ausschreibungs- und Vergabeverfahren sowie der Fertigungs- und Montagemethoden Bild 15 Verformungsanalyse unter Windlast bei einem einzelnen Rinnenkollektor (68 m² Kollektorfläche) Bild 16 SKAL-ET Demonstrationsanlage (4360 m² Kollektorfläche)

7 Die ökonomische und technische Analyse der Demonstrationsanlage bescheinigt dem Kollektor eindeutige Vorteile gegenüber den ursprünglich in den bisherigen Kraftwerken eingesetzten Kollektoren. So konnte einerseits der Materialeinsatz verringert werden und zugleich dank größerer Steifigkeit der Konstruktion und verbesserter Justageprozeduren die E- nergieausbeute verbessert werden. Erhebliches Augenmerk wurde zudem auf die rationelle Baustellenmontage gelegt. Ein neu entwickelter Absorber mit hochselektiver Beschichtung verspricht eine weitere Steigerung des Wirkungsgrades bei künftigen Anlagen. Neben den klassischen Parabolrinnen gibt es auch Entwicklungsbemühungen bei anderen Kollektorbauarten. Bei den Fresnelkollektoren wird die parabolische Reflektorfläche in schmale Streifen parallel zur Kollektorachse aufgeteilt, die unabhängig von einander nachgeführt werden. Ein nach unten geöffneter Sekundärkonzentrator reflektiert die Strahlung schließlich auf den Absorber. Vorteilhaft ist dabei die für Windbelastungen günstige Anordnung der Teilflächen und die Möglichkeit, ebene Spiegelfacetten zu verwenden. Allerdings steigen die Kosinusverluste bei niedrigem Sonnenstand. Die Erprobung in technischem Maßstab steht noch aus. 3.4 Aktuelle Projektentwicklungen Das EuroTrough Konsortium plant zur Zeit zwei 50 MW Kraftwerke bei Guadix in Südspanien (Bild 17). Für die erste dieser Anlagen, ANDASOL I, soll der Baubeginn bereits 2004 sein. Wichtige Schritte wie Landkauf, Vorverträge zur Einspeisevergütung, meteorologische und geologische Gutachten sind bereits getan. Zur Zeit läuft die Ausschreibung der kompletten Kraftwerksanlage. Diese Anlagen sollen ohne fossile Zufeuerung betrieben und mit einem thermischen Speicher für 9 h Vollastbetrieb ausgestattet werden (Nachtbetrieb und Überbrückung von Wolkendurchzug). Die Investitionskosten werden bei ca. 200 Mio. liegen. ANDASOL I 4. Turm-Solarkraftwerke (Central Receiver Systems) 4.1 Prinzip Bei solarthermischen Turmkraftwerken (Bild 18) reflektieren zweiachsig dem Lauf der Sonne nachgeführte Spiegel, so genannte Heliostaten, die direkte Solarstrahlung auf einen zentral auf einem Turm angebrachten Strahlungsempfänger. Dort wird die Strahlungsenergie in Wärme umgewandelt und an ein Wärmetransportfluid (Luft, flüssiges Salz, Wasser/ Dampf) übertragen. Diese Wärme wird verwendet, um einen Dampfturbinen-Kreisprozess und damit einen Generator anzutreiben (Bild 19) [9,10]. Um konstante Dampfparameter auch bei schwankender solarer Einstrahlung zu gewährleisten, kann entweder ein Wärmespeicher in das System integriert oder eine Zufeuerung mit fossilen Energieträgern (z. B. Erdgas) realisiert werden. Realisiert wurden bisher Versuchsanlagen mit Leistungen von bis zu 10 MW el in Frankreich, Israel, Italien, Japan, der ehemaligen Sowjetunion, Spanien und den USA. Kommerzielle Anlagen sind derzeit noch nicht in Betrieb. direkte Solarstrahlung Heliostatenfeld Receiver Turm konzentrierte Solarstrahlung Bild 18 Funktionsprinzip eines Turm- Solarkraftwerks konzentrierte Solarstrahlung Luft-Receiver Kanalbrenner 700 C Gebläse 200 C Dampferzeuger Speisewasserpumpe Luftkreislauf Wasser/ Dampfkreisl. Turbine G Kondensator Bild 19 Schaltbild eines Turm-Solarkraftwerks mit Luft als Wärmeträger Bild 17 Geplantes 50 MW Kraftwerk ANDASOL I in Südspanien

8 4.2 Komponenten Heliostatenfeld. Das Heliostatenfeld besteht aus mehreren hundert bis über tausend einzelnen Heliostaten. Heliostaten sind Spiegel, die durch ihre zweiachsige Nachführung immer so ausgerichtet werden, dass sie das Sonnenlicht auf einen definierten Punkt im Raum normalerweise den Receiver konzentrieren. Üblicherweise beträgt die Konzentratorfläche zwischen 40 und 150 m²; bisher wurden maximal 200 m² realisiert. Das Heliostatenfeld verursacht über die Hälfte der Kosten des solaren Anlagenteils. Deshalb wurden und werden große Anstrengungen unternommen, Heliostaten mit guter optischer Qualität, hoher Zuverlässigkeit, langer Lebensdauer und gleichzeitig niedrigen flächenspezifischen Kosten zu entwickeln. Aufgrund wirtschaftlicher Überlegungen werden große Heliostaten mit Flächen zwischen 100 und 200 m² favorisiert. Es kann zwischen facettierten Glas-Metall- und Membran-Heliostaten unterschieden werden. Facettierte Glas-Metall-Heliostaten. Der Konzentrator besteht hier üblicherweise aus einer auf einem Trägerrohr montierten Fachwerkstruktur mit einer Vielzahl von typischerweise etwa 2 bis 3 m 2 großen rechteckigen Einzelspiegeln, den Facetten. Die Nachführeinheit besteht aus einem am Fundament angeschraubten Stahlrohr mit darauf montiertem Azimut- /Elevationsgetriebe, an welches wiederum das Trägerrohr befestigt ist (Bild 20). 20). Die Vorderseitenmembranen werden mit Dünnglasspiegeln beklebt, um die gewünschte hohe Reflektivität zu erzielen. Im Konzentratorinneren wird durch ein Gebläse oder eine Vakuumpumpe ein kleiner Unterdruck von wenigen Millibar eingestellt. Dadurch verformt sich die Membran elastisch, und aus dem ebenen Spiegel wird ein Konzentrator. Die mit großen Metallmembran-Heliostaten erzielte optische Güte ist deutlich höher als die, die bei Glas-Metall- Heliostaten vergleichbarer Größe mit vertretbarem Aufwand zu erreichen ist. Ein weiterer Vorteil besteht darin, dass mit dem Unterdruck im Konzentrator auch die Brennweite problemlos variiert werden kann. Es müssen also nicht, wie bei konventionellen Glas- Metall-Heliostaten, verschiedene Facetten für unterschiedlich weit vom Receiver entfernte Heliostaten gebaut, montiert und justiert werden. Schlaich Bergermann und Partner haben in den vergangenen Jahren Metallmembran-Heliostaten mit 44 m² und mit 150 m² [15,16] entwickelt. Beide Typen sind durch eine exzellente optische Qualität gekennzeichnet (Bild 21). Receiver. Receiver von Turm-Solarkraftwerken dienen dazu, die vom Heliostatenfeld reflektierte und konzentrierte Strahlungsenergie in Wärme umzuwandeln. Die heute üblichen Strahlungsflussdichten am Receiver liegen bei rund 600 bis 1000 kw/m². Derartige Receiver können nach dem verwendeten Wärmeträgerfluid (Luft, Salz, Wasser/Dampf) unterteilt werden. Heute favorisierte Wärmeträgermedien sind Luft und Salzschmelzen. 10 Höhe in m Breite in m Breite in m Bild 20 Glas-Metall Heliostat (links) und Metallmembran Heliostat (rechts) [10] Membran-Heliostaten. Um den mit Einzelfacetten verbundenen Fertigungs- und Montageaufwand zu vermeiden und gleichzeitig eine hohe optische Qualität zu erreichen, wurden Heliostaten auf der Basis vorgespannter Metall-Membranen entwickelt. Ihr Konzentrator besteht analog zu den Konzentratoren der Dish/Stirling-Systeme - aus einer oder mehreren "Trommeln", welche wiederum aus einem metallischen Druckring und gespannten Membranen auf der Vorder- und Rückseite zusammengesetzt sind (Bild Bild 21 Von Schlaich Bergermann und Partner entwickelte Metallmembran-Heliostaten mit 150 m² Spiegelfläche (links) bzw. 44 m² (rechts). Die Abbildungen sind unterschiedlich skaliert. Sonstiges. Auf die übrigen Systemkomponenten wie Dampfkreislauf, Balance of Plant, Steuerung und Regelung wird hier nicht eingegangen, da es sich im wesentlichen um aus der (konventionellen) Kraftwerkstechnik bekannte Komponenten handelt.

9 4.3 Aktuelle Projekte Solgate. Bereits realisiert und in Betrieb ist das Solgate System-Demonstrationsprojekt, bei dem die Solarenergie in einen Gasturbinenprozess anstatt in einen Dampfkreislauf eingekoppelt wird [14], so dass die nächste Generation der Turm-Solarkraftwerke als Gas- und Dampfturbinenkraftwerke mit hohem Wirkungsgrad ausgeführt werden kann, und der hohe E- xergiegehalt der konzentrierten Solarstrahlung bestmöglich genutzt wird. Die Solgate-Pilotanlage eines Turm-Solarkraftwerks mit geschlossenem volumetrischem Receiver mit Sekundärkonzentrator und keramischem Absorber erreicht eine elektrische Nennleistung von 250 kw im Hybridbetrieb (d. h. kombinierter Betrieb mit Erdgas und Solarstrahlung). Vor dem Hintergrund der erhöhten Einspeisungsvergütung für Strom aus solarthermischen Kraftwerken in Spanien von rund 0,16 /kwh (Stand 7/ 03) werden derzeit die folgenden beiden Turm-Solarkraftwerk-Projekte entwickelt: PS10. Aufgrund der guten Erfahrungen im TSA- Projekt mit Luft als Wärmeträger [17] wird von einem spanisch geführten europäischen Konsortium der Bau und Betrieb einer 10 MW-Anlage unter dem Namen PS10 in Südwestspanien geplant. Der offene volumetrische Receiver ist auf einem rund 90 m hohen Turm angebracht und hat eine halbzylindrische Form (Höhe und Durchmesser je 10,5 m). Der in die Anlage integrierte keramische Speicher ist mit einer Kapazität von 33 MWh geplant. Der Dampfprozess ist auf 460 C und 45 bar ausgelegt [12]. Solar Tres. Dieses Vorhaben baut auf dem Knowhow aus Bau und Betrieb der 10 MW-Anlage Solar Two (Salz als Wärmeträger und Wärmespeichermedium) in Kalifornien auf. Entsprechend heißt das Projekt "Solar Tres" (spanisch für "Solar Drei"). Dieses 10 MW Turm-Solarkraftwerk ist mit einem Flüssigsalz-Rohrreceiver geplant. Der integrierte thermische Salzspeicher soll es ermöglichen, die Anlage kontinuierlich zu betreiben [13]. 5. Ausblick Die Entwicklung und Erprobung zentraler wie dezentraler solarthermischer Kraftwerke nach unterschiedlichen Prinzipien wird intensiv betrieben. Alle hier beschriebenen Technologien haben das Prototypenstadium hinter sich und sind nahe an der kommerziellen Umsetzung oder haben die ersten Schritte dazu bereits bewältigt. Für diese Techniken gemeinsam gilt auch, dass die Stromgestehungskosten derzeit noch höher sind als die für konventionell erzeugten Strom. Um diese weiter zu senken, sind weitere Entwicklungsbemühungen, aber auch die praktische Erprobung im Kraftwerksbetrieb erforderlich. Die vielfachen Aktivitäten bei der Projektentwicklung lassen erwarten, dass diese Bedingungen in den kommenden Jahren erfüllt werden. Vor dem Hintergrund der mittel- und langfristig unvermeidlichen Steigerung der Kosten konventionell erzeugter Energie ist zu erwarten, dass die solarthermische Stromerzeugung schon in naher Zukunft im Energiemarkt Fuß fassen und auf längere Sicht eine wichtige Rolle spielen wird. 6. Literatur [1] Schlaich, J.: Renewable Energy Structures. Structural Engineering International, pp , Vol. 4, No. 2, 1994 [2] Schlaich, S. and J.: Erneuerbare Energien nutzen. Werner-Verlag, Düsseldorf, 1991 [3] Schlaich, J.: The Solar Chimney. Edition Axel Menges, Stuttgart, 1995 [4] Stine, W. B.: A compendium of solar dish/stirling technology. Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM and Livermore, CA, SAND UC-236, 1994 [5] Schiel, W. et al.: Long term testing of three 9 kw dish/stirling systems. Proceedings of the ASME International Solar Energy Conference, March, San Francisco, CA, 1994 [6] Keck, T., Schiel, W: Dish/Stirling-Anlagen zur dezentralen solaren Stromerzeugung. BWK; 53 (12), S.60, 2001 [7] Mancini et al.: Dish-Stirling Systems: An overview of development and status. Journal of Solar Energy Engineering, vol. 125, 2003 [8] Keck u.a.: EnviroDish and EuroDish system and status. Beitrag zum ISES (International Solar Energy Society) Solar World Congress, Göteborg, Schweden, 2003 [9] Winter, C. J. et al. Hrsg.: Solar Power Plants, Springer, Berlin, Heidelberg, New York [10] Weinrebe, G.: Technische, ökologische und ökonomische Analyse von solarthermischen Turmkraftwerken, IER Forschungsbericht 68, Stuttgart, 2000 [11] Weinrebe G. und Laing. D: Solarthermische Stromerzeugung. In Kaltschmitt, M.; Wiese,. A. (Edts.): Erneuerbare Energien - Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte. 3. Auflage. Springer, Berlin, Heidelberg, New York, 2003 [12] Romero M. et al.: Design and Implementation Plan of a 10 MW Solar Tower Power Plant Based on Volumetric-Air Technology in Seville (Spain) in Proceedings of the ASME Solar 2000 Conference, June 17-22, Madison [13] Grimaldi und Grimaldi (2000): Proposal of a Solar-Only 24-hour-Operation Solar Plant for Southern Spain, Proceedings of the SolarPACES Symposium on Solar Thermal Concentrating Technology, Adelaide, 2000

10 [14] Buck R. et al.: Solar-Hybrid Gas Turbine Power Plants Test Results and Market Perspective, ISES Solar World Congress, Göteborg, 2003 [15] Keck et al.: Development and Construction of a Metal-Membrane Heliostat, Proceedings of the 6th International Symposium on Solar Thermal Concentrating Technologies, Mojacar, 1992 [16] Weinrebe, G. et al.: On the Performance of the ASM 150 Stressed Membrane Heliostat, Proceedings of the ASME 1996 Conference on Solar Energy, San Antonio, TX, April 1-3, 1996 [17] Haeger, M. et al.: Operational Experiences with the Experimental Set-Up of a 2,5 MW th Volumetric Air Receiver (TSA) at the Plataforma Solar de Almeria", PSA Internal Report, 1994.