20 Jahre Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken

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1 20 Jahre Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken Warum benötigen wir dringend die Nutzung solarer Energiequellen? Die ersten Entwicklungsarbeiten zu solaren Kraftwerken begannen bereits nach den Ölkrisen Ende der 70iger Jahre. Die erforderlichen Komponenten für diese neuen Energietechnologien wurden entwickelt, Prototypen gebaut und getestet. Die Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen, internationale Abkommen und das zunehmende Umweltbewusstsein scheint den Weg der Markteinführung regenerativer Kraftwerke geebnet zu haben. Erste große Anlangen befinden sich zur Zeit in der Planung und in den nächsten Jahren werden aller Voraußicht nach mehrere solare Kraftwerke im zig MW Bereich bebaut werden und ans Netz gehen. Hierbei fallen den sogenannten solarthermischen Kraftwerke eine besondere Rolle zu. Da sie den bestehende fossilen Kraftwerken in einigen Komponenten sehr ähnlich sind und durch die Integration von thermischen Speichern die Möglichkeit eröffnen einen kontinuierlichen Betrieb auch in den Nachtstunden und bei Wolkendurchgängen sicherzustellen. Englische Übersetzung des obigen Textes. Einleitung Die heutige Energieproduktion, mehrheitlich aus Kohle, Gas und Öl, schädigt unsere Umwelt und ist nicht nachhaltig. Zusätzlich können sich viele Entwicklungsländer diese Energiequellen schon heute nicht leisten, benötigen in der Zukunft aber sogar noch eine wesentlich größere Steigerung ihrer Energieerzeugung als die Industrieländer, um aus dem Teufelskreis von niedriger Produktivität, Armut und Bevölkerungsexplosion herauszukommen. Kernkraftwerke stellen in vielen dieser Länder ein zu hohes technisches Risiko und damit keine Alternative dar. Solarthermische Kraftwerke können zur Lösung dieser Probleme schon bald einen erheblichen Beitrag leisten: die Energiequelle Sonne ist unerschöpflich, sie sind umweltfreundlich, weil sie außer bei ihrem Bau kein CO 2 produzieren, sie benötigen kein Kühlwasser und produzieren keine Abwärme, sie können auch zur Energieversorgung Europas beitragen, denn der mit solarthermischen Kraftwerken in den sonnenreichen Ländern Nordafrikas erzeugte Strom kann schon heute über das vorhandene Netz ohne große Verluste an jeden Ort in Europa transportiert werden, sie können in Entwicklungsländern in Gebieten ohne Netz die Stromversorgung übernehmen, z.b. mit Dish-Stirling Einheiten, für die Groß-Stromerzeugung mit Einspeisung ins Netz sind Aufwindkraftwerke besonders geeignet, da sie - weitgehend mit einheimischen Materialien und Arbeitskräften erstellt werden können, - dank Low-Tech relativ einfach gebaut sowie betrieben und gewartet werden können. Die Kosten für jeden alternativen Strom, auch den direkt aus der Sonne, liegen noch deutlich über denen für konventionellen Strom aus Öl- oder GuD-Kraftwerken; die Differenz wäre aber schon heute wesentlich geringer, wenn die Stromerzeugung aus den konventionellen Kraftwerken einschließlich aller Neben- und Folgekosten bewertet würde. Solarthermische Kraftwerke zur Stromerzeugung punkt-konzentrierend linien-konzentrierend nicht-konzentrierend Aufwind- Solarkraftwerke Turm- Solarkraftwerke Dish/Stirling- Systeme Parabolrinnen- Solarkraftwerke Seite 1

2 Bild 1: Einteilung der solarthermischen Kraftwerke Die knapper werdenden Brennstoffreserven zusammen mit dem stark steigenden Bedarf werden schon bald zu höheren Brennstoffkosten führen und damit den Kostenunterschied ausgleichen oder sogar umkehren. Um dann die Alternative der solarthermischen Kraftwerke in großem Umfang nutzen zu können, müssen ihre Technologien nicht nur vollständig entwickelt sondern auch ausreichend erprobt sein. Den ersten Schritt haben wir, wie im Folgenden gezeigt, getan. Jetzt steht dringend der zweite an, nämlich die Erprobung in ersten Großanlagen. 1. Das Aufwindkraftwerk Aufwindkraftwerke zählen zu den zentralen solarthermischen Anlagen, die erst bei Anlagengrößen von 100 bis 200 MW elektrischer Leistung attraktive Stromgestehungskosten erwarten lassen. Sie zeichnen sich in erster Linie dadurch aus, dass es sich bei dieser Technologie eher um ein Bauwerk handelt, bestehend aus einer hohen Betonröhre und einem großen transluzenten Kollektor - ähnlich den heute weit verbreiteten Gewächshäusern - und einer Turbine als einzig bewegliches Bauteil. Sie gleichen eher den Wasserkraftwerken in ihrer Funktion und Dauerhaftigkeit, der zur Zeit einzigen regenerativen Stromerzeugungsanlage, die ihren Platz als robuste Technologie weltweit im Markt bereits gefunden hat. Da das Funktionsprinzip des Aufwindkraftwerkes diesem sehr ähnlich ist, wird es auch als das Wasserkraftwerk der Wüste bezeichnet. Aufwindkraftwerke können zum größten Teil lokal gefertigt werden, schaffen damit Arbeitsplätze und könnten bei weiterer Verbreitung helfen den Teufelskreis zwischen Armut, Energiebedarf und Arbeitslosigkeit in den Ländern mit hoher solarer Einstrahlung und großen ungenutzten Flächen aufzubrechen. 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 2) [1, 2, 3]. Röhre Solarkollektor Turbine Bild 2: Prinzip des Aufwindkraftwerkes: Glasdachkollektor, Kaminröhre, Turbine Principle of a Solar Tower: Glass collector, tower, turbine relative Nutzleistung (%) Glasdach 60 in die Luft in den Boden u. die Schläuche in die Luft Wasserschicht 20 cm 40 Wasserschicht 10 cm Boden Wasserschläuche Boden 20 nur Bodenspeicherung Tags Nachts 0 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 Uhrzeit (h) Seite 2

3 Bild 3: rechts: 24-stündiger Verlauf der Nutzleistung in Abhängigkeit von der Höhe der energiespeichernden Wasserschicht right: Power production over a day depending on the thermal storage capacity of storage system links: Prinzip der Wärmespeicherung mit Wasserschläuchen unter dem Kollektordach des Aufwindkraftwerks left: Principle of the heat storage system under the collector roof Neben seiner einfachen Bau- und Funktionsweise - Turbine und Generator sind die einzigen bewegten Teile - hat das Aufwindkraftwerk eine Reihe von Vorteilen gegenüber anderen Kraftwerkstypen: 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 3). Die Schläuche werden einmal gefüllt, sonst gibt es keinen Wasserbedarf. 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. 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 6). Kaminhöhe H k [m] Jährliche Energieproduktion A= π D² 4 D(m) Globalstrahlung G (W/m²) H (m) Kollektor Durchmesser [m] Bild 4: Jahresenergieerzeugung von Aufwindkraftwerken in Abhängigkeit vom Kollektordurchmesser und der Kaminhöhe Yearly energy production vs. collector diameter and tower height 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 5). Ziel dieses Forschungsvorhabens war es, die grundlegenden thermodynamischen Zusammenhänge zu erarbeiten, um damit eine qualifizierte Grundlage für die Planung großer Anlagen zu legen. Hier müsste irgendwie noch Technik rein WS/Be Seite 3

4 m 120 outside m m m m m intside Seite 4

5 Bild 5: Prototyp für ein Aufwindkraftwerk in Manzanares, Spanien Solar Tower prototype in Manzanares/Spain 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 6: Aufwindkraftwerke in der Wüste (Visualisierung) Solar Towers in a desert 1.3 Aktuelle Projekte 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 einen 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 ein- Seite 5

6 zelnen Kraftwerkskomponenten unter den Randbedingungen des ausgewählten Standortes zu erarbeiten, um auf dieser Basis eine zuverlässige Absicherung der zu erwartenden Stromgestehungskosten zu erhalten. Bild 7: Projektierte 200MW Anlage in Australien (Visualisierung) Visualisation of the planned 200 MW Solar Tower in Australia Es wird erwartet, dass diese Vorplanung im Spätherbst 2004 abgeschlossen wird. Der Baubeginn ist dann für das Jahr 2005 vorgesehen, die Inbetriebnahme soll im Jahr 2007 erfolgen. Seite 6

7 2. Dish/Stirling Systeme Dish/Stirling-Systeme sind kleine solarthermische Anlagen zur dezentralen Erzeugung von elektrischer Energie. Die Leistung pro Anlagen liegt im Bereich von 10 bis 50 kw el. In Ländern mit hoher solare Direktstrahlung umfasst ihr Anwendungsfeld einerseits die Unterstützung von größeren und kleineren Netzen, zum anderen können Inselsysteme z.b. abgelegene Dörfer, Wasserpumpen oder Entsalzungsanlagen versorgen. Gruppiert zu kleinen Kraftwerken können Anwendungen bis in den Bereich von mehreren 10 MW bedient werden, wo dann bei steigendem Bedarf andere solarthermische Kraftwerke wirtschaftlich attraktiver werden. 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 kostenträchtigen Speicherung durch Batterien der Stirlingmotor auch zusätzlich fossil oder z.b. mittels Biogas beheizt werden die externe Wärmezufuhr lässt hier viele Möglichkeiten offen. Ein erstes derartiges Hybridsysteme wurden bereits entwickelt und erfolgreich erprobt. Dish Stirling Systeme zeichnen sich durch ihren hohen Wirkungsgrad und ihre relative Einfachheit aus. Sie können dadurch in den meisten Ländern teilweise mit eigenen Ressourcen gefertigt und insbesondere gewartet und betrieben werden und schaffen damit lokale Arbeitsplätze und reduzieren die in ihren Einsatzgebieten meist hohe Angängigkeit von importierten Kraftstoffen. 2.1 Prinzip Eine Dish/Stirling-Anlage besteht aus den Hauptkomponenten Parabolspiegel, Nachführsystem, solarer Wärmetauscher (engl. Receiver) und Stirlingmotor samt Generator (Bild 8). Der Parabolspiegel wird zweiachsig dem Sonnenstand nachgeführt, so dass seine optische Achse stets zur Sonne gerichtet ist. Die Solarstrahlung wird durch die parabolische Kontur des Spiegels auf den nahe dem Brennpunkt angeordneten Receiver reflektiert und von diesem absorbiert. Über den Receiver wird die Hochtemperaturwärme in den Kreisprozess des Stirlingmotors eingekoppelt und mit hohem Wirkungsgrad in mechanische Energie gewandelt. Über einen direkt gekuppelten Generator wird schließlich elektrische Energie gewonnen. Bild 8: Schematische Darstellung eines Dish/Stirling-Systems (a) segmentierter Konzentrator in Azimutalaufhängung, (b) Metallmembran-Spiegel in Azimutalaufhängung, (c) Metallmembranspiegel mit polare Nachführung Schematic of a dish Stirling System Die zweiachsige Nachführung, azimutal oder polar, 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. Seite 7

8 2.3 Bisher ausgeführte Systeme Bereits Anfang der achtziger Jahre haben wir mit den Arbeiten zu diesen dezentralen solarthermischen System begonnen. In einem ersten Projekt, unterstützt vom Bundesforschungsministerium, wurden zwei 50 kw el Anlagen mit je einem Konzentrator mit17 m Durchmesser in der Nähe eines kleinen Dorfes nahe Riad in Saudi Arabien gebaut (Bild 9). Bild 9 50 kw Anlagen (sbp) in Saudi-Arabien 50 kw dish Stirling system in Saudi Arabia Bei diesen beiden ersten Anlagen wurden hocheffiziente und entsprechend teure Stirlingmotoren eingesetzt. Bei der weiteren Entwicklung konzentrierten wir uns auf die unter Verzicht auf einige Prozentpunkte im Wirkungsgrad erheblich vereinfachte und kostengünstigere Maschine V 160 von der SOLO Kleinmotoren GmbH. Dieser Motor ist als einfachwirkende 2-Zylinder-Maschine in V-Anordnung aufgebaut und blickt auf eine nahezu 20- jährige Entwicklung mit über Betriebsstunden zurück. Angefangen mit einem ersten Prototyp auf dem Campus der Universität Stuttgart wurden dann in zwei Generationen insgesamt acht Einheiten dieses kleineren Systems mit 7,5 bzw. 8,5 m Konzentrator und etwa 9 kw el verwirklicht. Die hierbei entwickelten Konzentratoren wurden wie bei dem 50kW Projekt in Saudi-Arabien in der Metallmembrantechnik ausgeführt. Dabei bilden zwei dünne ca. 0,2 mm dicke Edelstahlmembranen aus Chromnickelstahl und ein zylindrisches Gehäuse eine trommelartige Luftkammer. Mittels eines hydropneumatischen Verfahrens wird die vordere Membrane plastisch in eine parabolische Kontur verformt (Bild 10) und im Betrieb durch einen geringen Unterdruck gestützt. Durch Aufbringen Dünnglasspiegeln auf die verformte Membran entsteht ein sehr steifer und optisch hochwirksamer Parabolspiegel. a) b) c) d) e) f) g) h) Seite 8

9 i) j) k) Bild 10: Montageschritte bei der Herstellung von Membranspiegeln a) Auslegen der untern Membran b) Befestigen der unteren Membran c) Spannvorrichtung für die Membran d) Aufbringen der vorderen Membran e) Vorderseitenmembran noch nicht vorgespannt f) gereckte Vorderseitenmembran vor der Verformung g) Aufbau des Wasserbeckens h) Belastung der Vordermembran mit Wasser i) Plastisch verformte Membran j) Einhängen des Konzentrators in die Stützkonstruktion k) Fertig montierte Anlagen im Betrieb Erection steps of metal membrane concentrator a) Layout of the rear membrane b) Connection of the rear membrane to the outer ring c) Membrane stretching device d) Layout of the front membrane e) Layout of front membrane f) Stretched front membrane g) Installation of water basin h) Loading of front membrane with water i) Deformed front membrane j) Installation of concentrator k) Installed system in operation Sechs von diesen acht Anlagen wurden in den Jahren 1992 bis 2000 auf der Plataforma Solar de Almeria in Südspanien im Dauerbetrieb erprobt (Bild 11) [5]. Mit über kumulierten Betriebsstunden liegen damit die weltweit umfangreichsten Betriebserfahrungen mit solchen Systemen vor. Für die Herstellung dieser Metallmembranspiegel vor Ort sind einige Vorrichtungen erforderlich, die sich aber erst dann lohnen, wenn mehrere Anlagen an einem Ort errichtet werde. Da bei ersten Schritten in den Markt aber sicher auch Einzelanlagen gefragt sind, wurde1998 damit begonnen einen segmentierten Spiegel zu entwickeln, dessen Montage vor Ort dann nur noch durch einfaches verschrauben/verkleben einzelner, leicht transportierbarer Elemente erfolgt. Kennzeichnend für diese Anlagen ist der neuentwickelte Konzentrator mit 8,5 m Durchmesser, der aus einzelnen glasfaserverstärktem Kunststoff Segmenten hergestellt wird, die auf der Baustelle zu einer 15 mm dicken Schale zusammengefügt wird. Als Energiewandler wurde der weiterentwickelte SOLO Stirling 161 eingesetzt. Mit Helium bzw. Wasserstoff als Arbeitsgas bei 650 C und Drücken von bar wird ein Gesamtwirkungsgrad von 21 bis 23% erreicht [6]. Eine Übersicht über die nationale und internationale Entwicklung von Dish/Stirling-Systemen findet sich in [4]. Seite 9

10 a) b) c) Bild 11 d) Dish Stirling Prototyp: (a) erste 9kWel Anlage auf dem Campus der Universität Stuttgart, (b) erste 8,5 m Anlage zur Erprobung auf der PSA/Spanien, (c) Blick auf die sechs in Spanien gebauten Anlagen im Dauerbetrieb, (d) erster Prototyp in Segmentbauweise auf der PSA/Spanien Dish Stirling prototypes: (a) first 9 kw unit on the campus of the University of Stuttgart, (b) first 8,5m unit for test at the PSA/Spain, (c) View on the PSA dish Stirling test site (d) first prototype with segmented concentrator 2.4 Aktuelle Entwicklungen und Projekte Mit dem Bau dieser ersten Prototypen und deren Erprobung kann das bestehende 10 kw System nun als anwendungsreif angesehen werden. In einem nächsten Schritt wurden deshalb mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums und in Zusammenarbeit mit dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt, dem Stahlbauer MERO und dem Motorenhersteller SOLO GmbH mehrere sogenannte Länderreferenzalgen [8] an verschiedenen Standorten in Europa und Indien errichtet, um einerseits dem Markt diese neue Technologie zu demonstrieren und andererseits weitere Betriebserfahrungen unter den unterschiedlichsten klimatischen Bedingungen zu sammeln. In Bild 12 sind einige dieser Anlagen gezeigt. Als konsequenter nächster Schritt zur breiteren Markteinführung bemühen wir uns zur Zeit eine Anlage mit 0,5 1 MW el, entsprechend Einheiten zu bauen. Damit soll der erste Schritt in die Serienfertigung verwirklicht werden, mit dem Ziel vor allem die Herstellungskosten zu senken und die Basis der Betriebserfahrungen zu erweitert. Es wird erwartet, dass mit diesem Schritt die Stromgestehungskosten etwa auf das Niveau heutiger kleiner Dieselgeneratoren gesenkt und damit erste Nischenmärkte erschlossen werden können. Seite 10

11 a) b) c) d) Bild 12 Länderreferenzanlage in (a) Odeillo/Frankreich und (b) Würzburg (c,d) Sevilla und Almeria/Spanien Country reference units in (a) Odeillo/France and (b) Würzburg Germany (c,d) Seville and Almeria, Spain Seite 11

12 3. Parabolrinnen-Kraftwerke Die Parabolrinnenkrafwerken zählen zu den sogenannten solaren Großkraftwerkenden, die als Kraftwerk mit Leistungen von 50 bis 100 MW ihren Einsatz finden. In der Mojave Wüste Kaliforniens/USA erzeugen bereits seit den 80er Jahren neun Parabolrinnenkraftwerke Solarstrom. Die so genannten SEGS-Anlagen (Solar Electricity Generation System) haben zusammen eine elektrische Nennleistung von 354 MW (Bild 13). Durch eine erdgasbetriebene Zusatzfeuerung kann auch bei fehlender Solarstrahlung Leistung geliefert werden. Bild 13 Luftaufnahme der Kraftwerke SEGS IV XII in Kalifornien/USA Arial view of Solar Trough power plant SEGS IV XII in California/USA 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. Damit wird der Großteil des derzeit kommerziell erzeugten solarthermischen Stroms mit Parabolrinnenkraftwerken produziert, was die große Entwicklungsreife belegt, die diese Technologie bereits erreicht hat. 3.1 Prinzip Die reflektierende Oberfläche einer einachsig parabolisch gekrümmten Spiegelfläche konzentriert das Sonnenlicht auf ein entlang der Brennlinie des Spiegels angebrachtes vakuumisoliertes Absorberrohr (Bild 14). Das durch das Absorberrohr gepumpte Wärmeträger in der Regel ein synthetisches Thermoöl (Heat Transportation Fluid, HTF) wird durch die konzentrierte Solarstrahlung bis auf knapp 400 C erhitzt. Spiegel und Absorberrohr werden einachsig, meist hydraulisch, der Sonne nachgeführt. Glashüllrohr Direkte Solarstrahlung Absorberrohr mit selektiver Beschichtung Nachführung Parabolrinnen- Konzentrator mit reflektierender Oberfläche Bild 14 Prinzip der Strahlungssammlung bei einer Parabolrinne Principle of a Solar Trough Collector Durch Hintereinanderschalten von einzelnen Kollektorelementen entstehen mehrere hundert Meter lange Stränge, sogenannte Loops. Das heiße Öl einer großen Anzahl dieser Loops wird gesammelt und zentral einem Seite 12

13 Dampferzeuger zugeführt, dem eine konventionelle Dampfturbine (Dampfeintritt ca. 370 C bei etwa 100 bar) mit Generator nachgeschaltet ist. 3.3 Derzeitige technische Entwicklung Nachdem über fast 10 Jahre so gut wie keine wesentlichen Arbeiten an dieser Technologie stattfanden, wurden die Entwicklungsarbeiten Ende der 90er Jahre wieder intensiv aufgegriffen. In der Hoffnung, dass bei zunehmenden Weltenergiebedarf, steigenden Ölpreisen und den Verpflichtungen der einzelnen Länder aus dem Kyoto Abkommen diese Technologie eine reelle Marktchance hat, begann sich eine Europäische Gruppe auf den Bau von großen Rinnenkraftwerken vorzubereiten. In Zusammenarbeit mit Europäischen Partnern und Unterstützung der EU haben wir im Rahmen dieser Vorbereitungsarbeiten eine neue Kollektorstruktur entwickelt und einen ersten Prototypen im Jahr 2000 auf der Plataforma Solar de Almeria/Spanien aufgebaut und ausführlich getestet (Bild 16). Ziel dieser Neuentwicklung war es ein torsionssteifes 12 m langes Kollektorelement zu entwerfen, derart dass man insgesamt 12 dieser Elemente mit nur noch einer Antriebseinheit antreiben kann. Damit wurde es möglich 150m lange Kollektoren pro Antriebseinheit zu bauen, die den hohen optischen Anforderungen gerecht werden und das auf die 5,7 m breite A- pertur einfallende Sonnenlicht in allen Betriebszuständen auf ein Absorberrohr von nur 70 cm Durchmesser bündeln. Neben den horizontalen Windbelastungen sind die windinduzierten Torsionslasten sowie die geringe zulässige Verformung für den Entwurf einer geeigneten Kollektorstruktur maßgeblich. Als torsionssteife Tragstruktur wurde ein aufgelöster Kastenquerschnitt mit Abmessungen von etwa 1,5 x 1,4 m und einer Länge von 12 m gewählt. Der Kasten wird aus vier Fachwerkscheiben aus Winkelprofilen gebildet, die jeweils an den Gurten kraftschlüssig verbunden sind (Bild 15). Die Aussteifung des Querschnitts wird über Diagonalstäbe und Endschotte erzielt. An den Kastenseitenwänden sind auf jeder Seite 14 auskragende Fachwerkarme aus Hohlprofilen vorhanden, die die Auflagerpunkte für die ca. 1,30 x 1,20 m Spiegel bieten. Insgesamt besteht damit ein 12 m langes Kollektorelement aus einem durchlaufenden Torsionskasten mit Aussteifung und den 28 Kragarmen, die insgesamt 28 parabolisch gekrümmten Spiegel tragen. Bild 15: Ansicht und Schnitte des Parabolrinnenkollektors Alle 12 m ist eine Stütze zur drehbaren Lagerung der Kollektorelemente angeordnet, die das Eigengewicht der Kollektoren und die horizontalen Windkräfte aufnimmt. Jeweils sechs dieser 12 m - Elemente werden zu einer Schwinge aneinandergereiht, die rechts und links eines Antriebsmasts befestigt werden. Die Antriebsmaste sind mit Hydraulikantrieben ausgerüstet, die damit die Schwingen der Sonne nachführen. Neben den Eigen- und Windlasten der direkt aufgelagerten Kollektoren nehmen sie zudem die gesamten windinduzierten Torsionslasten beider Schwingen auf. Seite 13

14 Nach Abschluss der Erprobung des Prototypen wurde eine bestehende Testanlage zur Erprobung neuer Wärmeträgermedien auf der Plataforma Solar de Almeria um 400 m mit diesem neuen Kollertortyp erweitere. (s. Bild 16). a) b-1) weiß nicht welches von den letzten beiden (b) Bild besser ist b-2) Bild 16: (a)prototyp Kollektor auf der PSA/Spanien (b) Testanlage zur Direktverdampfung auf der PSA/Spanien (a) First Prototyp collector ar PSA/Spain (b) Test Loop for direct steam generation at PSA/Spain Ermutigt durch die guten optischen und wirtschaftlichen Ergebnisse dieser Entwicklungsarbeiten, wurde dann im Jahr 2002 zusammen mit den Partnern FAGSOL GmbH in Köln und der Solar Millennium AG in Erlangen die Planung eines kommerziellen 50 MW Kraftwerks in Spanien in Angriff zu nehmen. Um die Risiken beim Übergang von einem kleinen Prototyp (410 m² Kollektorfläche) zu einem Kraftwerk mit m² Kollektoraperturfläche zu minimieren, wurde mit finanzieller Unterstützung des Bundesumweltministeriums eine größere Demonstrationsanlage (4360 m² Kollektorfläche) geplant und realisiert. Hierzu wurde im April 2003 in dem bestehenden 150 MW Parabolrinnen-Kraftwerk SEGS V (Bild 13) bei Kramer Junction (Kalifornien/USA) ein bestehender 800 m Loop demontiert und durch den neu entwickelten Kollektor ersetzt (Bild 17). Mit dieser Maßnahme konnte nicht nur eine Qualifizierung und Erprobung im rauen Kraftwerkbetrieb durchgeführt, sondern auch der gesamte Beschaffungs- und Montageablauf im Detail geplant und erprobt werden. Zusätzlich hatte dieser Standort natürlich den Vorteil, dass man die erzielten optischen und thermischen Leistungen mit den bestehenden Kollektoren vergleichen konnte. Der gesamte Stahlbau (ca. 100t) für den Loop wurde in der Türkei gefertigt in Containern nach USA verschifft und auf dem Kraftwerksgelände in USA montiert. Hierzu wurde die Stahlstruktur in einzelne noch transportierbare Bauteile aufgeteilt, die dann in speziellen Montagevorrichtungen zum endgültigen Kollektor vor Ort verschraubt wurden. Da es sich bei den Kollektoren um ein optisches Gerät handelt, dass ein hohes Maß an geometrischer Genauigkeit benötigt - die als Schweißkonstruktion nur unter großen Aufwendungen zu erzielen ist - wurden die einzelnen Bauteile mit übliche Genauigkeiten gefertigt und die endgültige Kollektorgeometrie bei der Montage in präzisen Montagevorrichtungen erzielt. Dadurch wurde es möglich die geometrische Genauigkeiten von nur wenigen mm zu erzielen, die für die optische Leistungsfähigkeit notwendig sind. Seite 14

15 (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k) (l) Bild 17 Montage der Demonstrationsanlage in Kalifornien/USA (4360 m² Kollektorfläche) (a) Baustelle auf dem Kraftwerksgelände in USA Site in USA (b) Fertig montierte 12 m lange torsionssteife Boxen Assembled torque boxes (c) Montagevorrichtung für die Kragarme Assembling of cantilever arms (d) Montage der Arme an den Torsionskasten in Montagevorrichtung Assembling of cantilever arms to torque box in site jig (e) Montage der Pylone im Feld Erection of pylons (f) Fertig montierte Stahlstruktur Assembled steel structure (g) Montage der Spiegel Assembling of glass mirrors (h) Montage der Spiegel Assembling of glass mirrors (i) Montage des Absorberrohrs Installation of absorber tubes Seite 15

16 (j) Verlauf des Absorberrohrs zwischen zwei Kollektoren Ball joint assembly between two collectors (k) Fertiger Kollektor von der Rückseite Collector from rear side (l) Kollektor im Betrieb Collector in operation Die technische und ökonomische Auswertungen dieser Demonstrationsanlage bescheinigt dem Kollektor eindeutige Vorteile gegenüber den ursprünglich in den bisherigen Kraftwerken eingesetzten. So konnte einerseits der Materialeinsatz verringert werden und zugleich dank größerer Steifigkeit der Konstruktion und verbesserter Justageprozeduren die Energieausbeute über 10% erhöht werden. Ein neu entwickelter Absorber der Firma Schott mit hochselektiver Beschichtung verspricht eine weitere Steigerung des Wirkungsgrades bei künftigen Anlagen. 3.4 Aktuelle Projektentwicklungen In der ersten Hälfte des Jahres 2004 hat die Spanische Regierung ein spezielles Einspeisegesetz für solarthermisch erzeugten Strom beschlossen. Mit diesen gesetzlichen Rahmenbedingungen ist nun der Weg für den Bau von ersten großen solarthermischen Kraftwerken in Europa geebnet. Zusammen mit den Deutschen Entwicklern werden nun zur Zeit zwei 50 MW Kraftwerke in der Nähe des kleinen Städtchen Guadix in Südspanien (Bild 18) geplant in denen die neue Kollektorentwicklung erstmalig zum kommerziellen Einsatz kommen wird. Gemäß den Spanischen Einspeisebestimmungen müssen diese Anlagen ohne fossile Zufeuerung auskommen. Daher werden sie mit einem zusätzlichen thermischen Speicher für 6 Stunden Vollastbetrieb ausgerüstet, um den Betrieb der Anlage auch in den Abendstunden und bei Wolkendurchzug sicherzustellen. Für die erste dieser Anlagen, ANDASOL I, soll der Bau bereits 2005 beginnen. Wichtige Schritte wie Landerwerb, Vorverträge zur Einspeisevergütung, meteorologische und geologische Untersuchungen sind bereits abgeschlossen. Damit ist zu hoffen, dass die Entwicklungsbemühungen der letzten Jahre auf diesem Gebiet zu einem Erfolg gebracht werden können. AndaSol Standort Bild 18 Geplantes 50 MW Kraftwerk ANDASOL I in Südspanien Location of planned 50 MW power plant ANDASOL I in southern Spain Seite 16

17 4. Turm-Solarkraftwerke 4.1 Prinzip Bei solarthermischen Turmkraftwerken (Bild 19) 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 [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. Errichte 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. Receiver Konzentrierte Solarstrahlung direkte Solarstrahlung direkte Solarstrahlung Heliostatenfeld Turm Heliostatenfeld Bild 19 Funktionsprinzip eines Turm-Solarkraftwerks Principle of a central receiver power plant 4.2 Heliostate 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 reflektierte Sonnenlicht auf einen definierten Punkt im Raum normalerweise den Receiver auf einem Turm konzentrieren. Üblicherweise liegt die reflektierende Fläche eines einzelnen Heliostaten zwischen 40 und 150 m²; bisher wurden maximal 200 m² realisiert. Das Heliostatenfeld verursacht über die Hälfte der Kraftwerkskosten. 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). Seite 17

18 10 Höhe in m Breite in m Breite in m Bild 20 Glas-Metall Heliostat (links) und Metallmembran Heliostat (rechts) [10] Glass metal heliostat (left) and metal membrane heliostat (right) 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 dünnen Membranen auf der Vorder- und Rückseite zusammengesetzt sind (Bild 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. Es zeigte sich, dass die mit großen Metallmembran-Heliostaten erzielte optische Güte 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 mit unterschiedlichen Krümmungsradien 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). (b) (a) Bild 21 Von Schlaich Bergermann und Partner entwickelte Metallmembran-Heliostaten mit (a) 150 m² Spiegelfläche (links) bzw. (b) 44 m² (rechts). Die Abbildungen sind unterschiedlich skaliert. Metal membrane heliostat: (a) 150 m² mirror area, (b) 44m² heliostat Seite 18

19 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 Exergiegehalt 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 0,21 /kwh werden derzeit die folgenden beiden Turm-Solarkraftwerk-Projekte entwickelt: PS10. Aufgrund der guten Erfahrungen 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 Know-how 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 wurde in den letzten 20 Jahren 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 immer wichtigere 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 Seite 19

20 [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 [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, Seite 20