ENTWICKLUNG EINES REFERENZKONZEPTS FÜR EINE SOLARHYBRID-GUD-ANLAGE (SHCC ) DER LEISTUNGSKLASSE BIS 20 MW. Abschlussbericht

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1 SHCC (PHASE 1: VORSTUDIE) ENTWICKLUNG EINES REFERENZKONZEPTS FÜR EINE SOLARHYBRID-GUD-ANLAGE (SHCC ) DER LEISTUNGSKLASSE BIS 20 MW Abschlussbericht MAN Diesel & Turbo SE (Projektkoordinator); Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.v., Institut für Techn. Thermodynamik (DLR); Technische Universität Dresden, Institut für Energietechnik (TUD); VGB PowerTech e.v. (VGB) - i -

2 Markus Beukenberg *, Sven Boje, Bernd Gericke, Ulrich Orth, MAN Diesel & Turbo SE, Oberhausen Uwe Gampe, Stephan Heide TU Dresden, Dresden Reiner Buck, Stefano Giuliano, Robert Pitz-Paal Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.v., Stuttgart Manfred Freimark, Ulrich Langnickel VGB PowerTech e.v., Essen Das diesem Bericht zugrundeliegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit unter dem Förderkennzeichen (a bis d) gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt beim Autor. * Projektkoordination

3 Inhalt INHALT... III ABBILDUNGEN... V TABELLEN... XI SYMBOLE... XIII I AUFGABENSTELLUNG UND VORHABENABLAUF Aufgabenstellung Voraussetzungen für das Vorhaben Vorhabenplanung und ablauf Wissenschaftlicher und technischer Stand vor Vorhabenbeginn Zusammenarbeit... 5 II DURCHFÜHRUNG DES VORHABENS Arbeitspakete und erreichte Ziele... 7 AP 1 AP 2 Parameter- und Datenspezifikation sowie Definition von Bewertungskriterien... 7 a) Parameterspezifikation... 7 b) Benchmarkprozesse c) Bewertungskriterien Prozessmodellierung und- simulation, Variantenuntersuchungen (Schaltungs- und Aufstellungsvarianten), Prozessoptimierung a) SHCC -Prozesse b) Betrachtungen zu NO x -Emissionen c) Ermittlung von Vorzugsvarianten von SHCC d) Auslegung der Solarturmsysteme für die SHCC -Vorzugsvarianten e) Solarthermische Benchmarkprozesse f) Kombinierter Gas-Dampf-Prozess nach dem Stand der Technik g) Jahresertragsberechnung AP 3 Standort- und Risikoanalyse a) Potentielle Standorte b) Erweiterte Standortbewertung und auswahl AP 4 Wirtschaftliche und ökologische Bewertung a) Wirtschaftlichkeitsbewertung - Kostenrechnung b) Ökobilanzierung nach Ökoindikator 99 Untersuchungen zur Gestaltung einer SHCC -Anlage in Bezug auf nachhaltige Produktentwicklung, [36] III -

4 Inhalt - IV - AP 5 Entwicklung technischer Lösungsansätze für Anlagen-komponenten der Vorzugsvariante a) Solaranlagenkomponenten der SHCC -Kraftwerke b) Gasturbine c) Fluidförderung d) NO x -arme Brennkammer AP 6 Anlagen und Bauwerkssicherheit a) Baustatische Voruntersuchungen b) Aspekte des Anlagenbetriebes - Begrenzungs-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen AP 7 Dokumentation und Öffentlichkeitsarbeit a) Patente b) Veröffentlichungen c) Abschlussbericht Zahlenmäßiger Nachweis Notwendigkeit und Angemessenheit geleisteter Arbeit Nutzung und Verwertbarkeit Fortschreibung des Verwertungsplanes Bekanntgewordener Fortschritt außerhalb des Vorhabens Erfolgte und geplante Veröffentlichungen III ZUSAMMENFASSUNG IV QUELLEN ANLAGEN

5 Abbildungen Abbildung 1: Etappen der SHCC -Technologieentwicklung Abbildung 2: Definition der Zusammenarbeit zwischen den Projektpartnern Abbildung 3: SHCC -Kraftwerk Abbildung 4: Solarthermische Kraftwerke [Quellen von links nach rechts: NREL, Ausra, Abengoa Solar, SES] Abbildung 5: Parabolrinnen-Kraftwerk Abbildung 6: Salzturm-Kraftwerk Abbildung 7: SHCC - direkt beheizt (vereinfachte Darstellung mit Eindruckkessel), [1], [3], [9] Abbildung 8: SHCC - indirekt beheizt (vereinfacht, ZÜ-Kreislauf nicht eingezeichnet), [3], [10] Abbildung 9: Komponenten im vereinfachten Basismodell einer zweiwelligen Gasturbine in EBSILON Professional Software Abbildung 10: Abbildung 11: Abbildung 12: Rauchgasseitige Heizflächenanordnung vom AHK des direkt beheizten SHCC -Modells Zwei mögliche wasser-/dampfseitige Heizflächenanordnungen und wesentliche RB des Dampfprozesses des direkt beheizten SHCC - Modells (Darstellung ohne Pumpen; links Spezifikation, rechts eine weitere nicht spezifizierte Variante), Bezeichnungen a) bis f) s. Tabelle Einfluss der Umgebungstemperatur auf den Dampfprozess einer direkt beheizten SHCC -Anlage mit der GT THM ohne ZF im AHK (ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen) Abbildung 13: Theoretische Wirkungsgradbereiche für SHCC -direkt-beheizt ohne ZF (ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitu ngen) Abbildung 14: Abbildung 15: Theoretisches Feld der Nettostromabgabe einer direkt beheizten SHCC -Anlage (Band jeweils zwischen T U =0 C und T U =50 C) ohne ZF und ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen) Spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbrauch einer direkt beheizten SHCC -Anlage ohne ZF und ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen V -

6 Abbildungen - VI - Abbildung 16: Beispielhaftes Druckverlustkennfeld einer modellierten SHCC - Splitanlage unter Vernachlässigung eines sich verschiebenden GT- Kennfeldes (Receiverdruckverluste aller betrachteten Turmanlagen sind vergleichbar) Abbildung 17: Einfluss von Druckverlusten (0,25 bar Receiver und 0,15 bar im s. g. Splitbereich im Auslegungspunkt) gegenüber einer druckverlustfreien Rechnung (keine Druckverluste im GT-Pfad) bei jeweils 100 % GT-Last und einer Receiveraustrittstemperatur von 850 C Abbildung 18: Spezifische volumetrische Wärmekapazitäten von Luft und CO 2 in Abhängigkeit von Druck und Temperatur Abbildung 19: Primärseitige Heizflächenanordnungen des indirekt beheizten SHCC - Modells; links: CO 2 -Kreislauf (parallele Stränge kennzeichnen eine Heizflächenverschränkung); rechts: GT-AHK Abbildung 20: Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche RB des Dampfprozesses des indirekt beheizten SHCC -Modells (Darstellung ohne Pumpen) Abbildung 21: Nettoanlagenleistung einer indirekt beheizten SHCC -Anlage ohne ZF bei 100% Last in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekopplelter Solarwärme Abbildung 22: Spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbrauch einer indirekt beheizten SHCC -Anlage ohne ZF in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekoppelter Solarwärme Abbildung 23: Anlagennettowirkungsgrad einer indirekt beheizten SHCC -Anlage ohne ZF in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekoppelter Solarwärme Abbildung 24: NO x -Emissionen vs. Last unter ISO-Bedingungen (Erdgas, ohne O 2 - Bezug) Abbildung 25: Requirement chart Abbildung 26: SHCC -Systemvergleich Abbildung 27: Schematische Darstellung der SHCC -Kraftwerke Abbildung 28: Jahreswirkungsgrad der Solarfelder für die SHCC -Vorzugsvarianten Abbildung 29: Modellierung des solar-hybriden Parabolrinnen-Kraftwerks in Ebsilon (vereinfacht) Abbildung 30: Wasser- / Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche Randbedingungen des Dampfprozesses des Parabolrinnen-Modells (Darstellung ohne Pumpen) Abbildung 31: Abbildung 32: Heizflächenanordnung auf Seite des Thermoölkreislaufes (Achtung: parallele Stränge sind als separater Bypass geschaltet) sowie die wesentlichen Randbedingungen aus Abbildung (A) T-s-Diagramm des Dampfkreislaufs; (B) q-t-diagramm des Dampferzeugers

7 Abbildungen - VII - Abbildung 33: Abbildung 34: Abbildung 35: Salzturm-Modell: (A) Konfiguration; (B) Modellierung in Ebsilon (vereinfacht) (A) T-s-Diagramm des Dampfkreislaufs; (B) q-t-diagramm des Dampferzeugers Jahreswirkungsgrad des Solarfeldes für das Salzturm-Kraftwerk mit SM Abbildung 36: GuD-Modell - Schematische Darstellung Abbildung 37: Abbildung 38: Darstellung einer OEM-GT durch die VTU-Gasturbinenbibliothek in EBSILON Professional mit Anschlüssen für Medien und Regelgrößen links: Rauchgasseitige Heizflächenanordnung des AHK des GuD- Modells (parallele Stränge kennzeichnen eine Heizflächenverschränkung); rechts: Wasser-/Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche RB des Dampfprozesses des GuD-Modells (Darstellung ohne Pumpen) Abbildung 39: spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbauch (netto) der Kombianlage für verschiedene GT-Lasten in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur Abbildung 40: Abbildung 41: Nettoanlagenleistung für verschiedene GT-Lasten in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur Verhalten der normierten Einspritzmengen in Abhängigkeit von eingestellter GT-Last und Umgebungstemperatur Abbildung 42: Datenfluss der Kraftwerkssimulation Abbildung 43: Logik der Betriebsstrategie Solar Only Abbildung 44: Energiebilanzierung des solaren Kreislaufs (Quelle:[29]; mod.) Abbildung 45: Betriebsmodi eines solar-hybriden Kraftwerks, (Quelle:[29]; mod.) Abbildung 46: HTF-Flussdiagramm der SHCC -Anlage Abbildung 47: HTF-Flussdiagramm der Parabolrinnen-Anlage Abbildung 48: HTF-Flussdiagramm der Salzturm-Anlage Abbildung 49: Jahresergebnisse Netto-Stromertrag Abbildung 50: Jahresergebnisse Solaranteil Abbildung 51: Jahresergebnisse spezifischer fossiler Wärmeverbrauch Abbildung 52: Jahresergebnisse CO 2 -Emissionen Abbildung 53: Weltkarte der jährlichen Direktnormalstrahlung (DNI) Abbildung 54: DESERTEC-Konzept ( 75 Abbildung 55: Geografische Lage von Hassi R'Mel (Quelle: DLR) Abbildung 56: DNI in Hassi R Mel für Abbildung 57: Umgebungstemperatur in Hassi R'Mel für

8 Abbildungen - VIII - Abbildung 58: Lebenszyklus eines Produktes als vollständiger Bilanzierungszeitraum für die Ökobilanzierung Abbildung 59: Ablaufschema des Ökoindikator Abbildung 60: Abbildung 61: Abbildung 62: Schadenspotentiale einzelner Wirkungskategorien am Beispiel des Vergleiches verschiedener Solarturmkonzepte Schadenspotentiale aggregierter Wirkungskategorien am Beispiel des Vergleiches verschiedener Solarturmkonzepte Beispielhaftes Flussdiagramm zur Verteilung von Schadenspotential auf die Einzelursachen am Beispiel des Gittermastturmes (nur Einzelwerte >1 % berücksichtigt) Abbildung 63: Direkt beheiztes SHCC -Kraftwerk (betrachtet wurde die s. g. Splitausführung) mit den in der Ökobilanz berücksichtigten Sub- Systemen Abbildung 64: Indirekt beheiztes Prozessschema mit den in der Ökobilanz berücksichtigten Sub-Systemen Abbildung 65: Schadenspotentiale einzelner Wirkungskategorien für die betrachteten Gesamtsysteme Abbildung 66: Schadenspotentiale aggregierter Wirkungskategorien für die betrachteten Gesamtsysteme Abbildung 67: Beispielhaftes Flussdiagramm zur Verteilung von Schadenspotential auf die Einzelursachen am Beispiel der indirekt beheizten Variante mit Trockenkühlung (nur Einzelwerte >1% berücksichtigt) Abbildung 68: Solar Receiver für druckaufgeladene Luft (Quelle: DLR) Abbildung 69: Receiver-Cluster im SOLGATE-Projekt [SOLGATE] Abbildung 70: Receiver im SOLYHCO-Projekt [38] Abbildung 71: Visualisierung des Grobentwurfs für das SHCC Receiversystem Abbildung 72: Optische Verlustmechanismen in Heliostatenfeldern (Quelle: [40], erweitert) Abbildung 73: Heliostate Abbildung 74: THM 1304 Gasturbine Abbildung 75: Entwurf zur Anbindung externer Wärmezufuhr an die THM 1304 Gasturbine Abbildung 76: Abbildung 77: Beispielhafte Darstellung der Rohr2-Software zu einer betrachteten außenisolierten Rohrkonstruktion Beispielhafte Ausführung eines innenisolierten Rohrsystems für die s. g.splitaufstellung der Gasturbine Abbildung 78: Grundlegende Designmerkmale des koaxialen Hochtemperatur- Fluidtransportsystems (HTFTS) Abbildung 79: Technologische Risiken und Entwicklungsnotwendigkeiten Abbildung 80: Vernetzungs- und Geometriebeispiel eines Inlinermoduls

9 Abbildungen - IX - Abbildung 81: Abbildung 82: Abbildung 83: Abbildung 84: Einflussfaktor Temperaturgradient für die thermische Belastung der Tragstruktur und des Inliners Beispielhafte Verteilung der v.-mises-spannung am Anschluss der oberen Tragstruktur an den Inliner Auflager- und Schnittkräfte an einer Trapezlagerung bzw. einem Dreiecksreibkontakt (links), Einfluss des Anstellwinkels auf die rückwirkende Lagerreibkraft Beispielhafte Verteilung der v.-mises-spannungen im Bereich der gesickten Versteifungsstruktur des Inliners Abbildung 85: Schadstoffarmes Brennkammersystem der THM Gasturbine Abbildung 86: Prinzip konventionelle Verbrennung (Diffusionsflamme) Abbildung 87: Prinzip Vormischverbrennung Abbildung 88: Temperaturabhängigkeit der Emissionsentstehung Abbildung 89: Ausgeführte Turmkonzepte Abbildung 90: Abbildung 91: Veränderung der Generatordrehzahl bei Lastabwurf und ungebremster Turbinenantriebssleistung Beispielhaft betrachtetes Konzept zur Begrenzung der Überdrehzahl bei einer SHCC -Splitvariante [53]

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11 Tabellen Tabelle 1: Arbeitspakete - Gliederung und Verantwortlichkeiten Tabelle 2: Meteorologische und geografische Daten für Hassi R'Mel, Tabelle 3: Definition des Designpoints Tabelle 4: Risikowichtung in der QFD-Methode Tabelle 5: Tabelle 6: Solarwärmeeinkopplung bei einem einzigen Aufheizabschnitt innerhalb einer Gasturbinenanlage (GTA); Darstellung als zweiwellige GT Solarwärmeeinkopplung bei mehreren Aufheizabschnitten innerhalb einer GTA [7], [8] Tabelle 7: Wesentliche Kennwerte entwickelter SHCC -Varianten im Betriebszustand bei Auslegungsbedingungen (Trockenkühlung, 25 C, 60 % relative Feuchte, t Solar = 850 C) Tabelle 8: Beispielhafte Auslegungsgrößen entwickelter SHCC -Varianten Tabelle 9: Zusammenstellung wesentlicher Merkmale der SHCC -Varianten Tabelle 10: Grundvarianten zur Aufstellung von SHCC -Kraftwerken, siehe auch [1], [3], [10],[9], [12], [13], [14], [15], [16] Tabelle 11: Zusammenstellung wesentlicher Merkmale der grundlegenden Aufstellungsvarianten für SHCC Tabelle 12: Tabelle 13: Wesentliche Randbedingungen (RB) des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt einer direkt beheizten SHCC -Anlage bei Turmaufstellung, (Zuordnung siehe Abbildung 11) Wesentliche RB des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt einer indirekt beheizten SHCC -Anlage mit Rohrleitungs-Druckverlusten (Zuordnung siehe Abbildung 20) Tabelle 14: Gewichtungsmatrix des verwendeten QFD-Verfahrens Tabelle 15: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks der direkt beheizten SHCC -Kraftwerke Tabelle 16: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes SHCC -direkt beheizt Tabelle 17: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MW el Parabolrinnenkraftwerks Tabelle 18: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes des 30 MW el Parabolrinnen-Kraftwerkes Tabelle 19: Designpoint-Spezifikationen des Wärmespeichersystems des 30 MW el Salzturms Tabelle 20: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MW el Salzturms XI -

12 Tabellen - XII - Tabelle 21: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MW el Salzturms Tabelle 22: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes des 30 MW el Salzturms Tabelle 23: Designpoint-Spezifikationen des Wärmespeichersystems des 30 MW el Salzturms Tabelle 24: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MW el Salzturms Tabelle 25: Wesentliche RB des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt (Zuordnung siehe Abbildung 38) Tabelle 26: Designpoint-Spezifikationen des GuD-Kraftwerks Tabelle 27: Charakteristische meteorologische und geografische Daten für Hassi R'Mel, Tabelle 28: Eingangsparameter Tabelle 29: Leistungsdaten für den solar-hybriden Betrieb Tabelle 30: Leistungsdaten für die Betriebszeit von 06:00 Uhr bis 22:00 Uhr Tabelle 31: Leistungsdaten für die Betriebszeit 00:00 Uhr bis 24:00 Uhr Tabelle 32: Stromgestehungskosten in ct/kwh Tabelle 33: Aufteilung der Heliostatkosten Tabelle 34: Auflistung entstandener Patentanmeldungen Tabelle 35: Auflistung getätigter Veröffentlichungen und gehaltener Vorträge

13 Symbole Abkürzungen AHDE AHK AP CSP DII DNI DP DPMA DT EU FD FEM FOD GIS GT GTA GuD HD HDÜ HT HTF HTFTS LCA MD MENA ND NIT NN QFD RB RR SCR SEGS SHCC SM tbd VR VSFH WTM ZF ZÜ Abhitzedampferzeuger Abhitzekessel Arbeitspaket Concentrated Solar Power Desertec Industrie Initiative Direct Normal Irradiation Design Point Deutsches Patent- und Markenamt Dampfturbine Europäische Union Frischdampf Finite Elemente Methode Foreign Object Damage Geografische Informationssysteme Gasturbine Gasturbinenanlage Gas und Dampf Hochdruck Hochdrucküberhitzer Hochtemperatur Heat Transfer Fluid Hochtemperatur-Fluidtransportsystem Life Cycle Assessment Mitteldruck Middle East and North Africa Niederdruck Nozzle Inlet Temperature Normal Null (Kennzeichnung der Höhe des Meeresspiegels) Quality Function Deployment Randbedinungen Rohrreceiver Selectiv Catalytic Reduction Solar Electricity Generation System Solar Hybrid Combined Cycle Solar Multiple to be defined Volumetrischer Druckreceiver Variable Sequential Fluid Heating Wärmeträgermedium Zusatzfeuerung Zwischenüberhitzung - XIII -

14 Symbole - XIV - Formelzeichen a 1 a Annuitätsfaktor A m² Fläche H m Aufstellungshöhe über NN m kg s Massenstrom n a Rechnerische Nutzungsdauer η % Wirkungsgrad P kw..mw Leistung p bar Druck p % a Kalkulatorischer Zinssatz Q kw..mw Wärmemenge q % Zinsfaktor R m J kg K Spezifische Gaskonstante T; t K; C Temperatur m³ V s Volumenstrom Indizes A C D F ISO L netto PB R S System U aux. Burner Zusatzbrenner Solarfeld Dumping-Vernichtung Solarfeld Kennzeichnung von ISO-Normbedingungen Load - Last kennzeichnet Werte, bei denen der Eigenbedarf und allen sonstigen Abzüge berücksichtigt sind Powerblock Receiver Speicher Kennzeichnet eine Gesamtanlage Umgebung

15 I Aufgabenstellung und Vorhabenablauf 1 Aufgabenstellung Bei dem Vorhaben handelt es sich um die erste Etappe einer Technologieentwicklung mit der finalen Zielstellung zur Umsetzung einer Pilot- bzw. Demonstrationsanlage, wenn sich das zu entwickelnde Referenzkonzept bei Berücksichtigung technischer, wirtschaftlicher und ökologischer Aspekte mittelfristig als großtechnisch umsetzbar erweist. Das Kraftwerkskonzept basiert auf der heute verfügbaren bzw. mit technischen Anpassungen realisierbaren Solar- und Gasturbinen-Anlagentechnik, d. h. auf den von der DLR ausgelegten Solaranlagenkomponenten und der MAN-Gasturbinenanlage THM , die aufgrund ihrer Leistungsparameter, ihrer zweiwelligen Ausführung sowie der Realisierbarkeit des Rekuperatorprinzips über einzigartige Voraussetzungen für die geplante Entwicklung verfügt. Für die im Rahmen dieses Vorhabens zu erstellende Vorstudie werden folgende Einzelzielstellungen gesetzt: Aufstellung von Kriterien für die Bewertung der zu untersuchenden Prozessvarianten und Definition von Benchmark -Prozessen Ermittlung mindestens einer Vorzugsvariante aus der gesamtheitlichen Untersuchung von mindestens 6 Schaltungs- und Aufstellungsvarianten Bewertung der technischen und wirtschaftlichen Realisierbarkeit einer SHCC - Anlage in der vorgesehenen Leistungsgröße und mit einem vertretbaren Risiko, Ableitung von Anforderungen für die Technologieentwicklung einer Pilot- bzw. Demonstrationsanlage. 2 Voraussetzungen für das Vorhaben Das Vorhaben deckt sich wie folgt mit den Schwerpunkten des 5. Energieforschungsprogramms der Bundesregierung: Energieforschung des BMU: Hochtemperatur-Solarthermie/Solarturmkraftwerke/...Optimierung von solaren Kraftwerkskomponenten sowie bei der Einkopplung der Hochtemperaturwärme in Dampf- bzw. Gasturbinenprozesse weiterhin: Schaffung der Voraussetzungen für die Markteinführung von Technologielinien durch Realisierung von Pilot- und Demonstrationsanlagen weiterhin: Technologieführerschaft in besonders innovativen Bereichen, wie... und der solarthermischen Kraftwerke zur Sicherung des Hightech-Standortes Deutschland und seiner Exportchancen... (5. Energieforschungsprogramm) Energieforschung des BMWT: Rationelle Energieumwandlung/Kraftwerkstechnik auf Basis Kohle und Gas/Kohle und Gas so effizient wie möglich nutzen (Strategielinie 1 des BMWT) - 1 -

16 Aufgabenstellung und Vorhabenablauf Der Forschungsverbund aus DLR, TUD, VGB und MAN bietet hervorragende Voraussetzungen für die arbeitsteilige Zusammenarbeit bei der vorgesehenen Technologieentwicklung, indem die Kompetenzen einerseits zur Solarenergie bzw. Solaranlagentechnik und andererseits zur Gasturbinentechnik gleichermaßen vertreten sind. 3 Vorhabenplanung und ablauf Die Technologieentwicklung bis hin zum Betrieb einer Demoanlage ist in folgenden Etappen vorgesehen, Abbildung 1. Abbildung 1: Etappen der SHCC -Technologieentwicklung. In diesem Projekt (Phase 1 Vorstudie) werden die in Tabelle 1 aufgeführten Arbeitspakete bearbeitet. Die Umsetzung erfolgt hier dem themenspezifischen Know-How und den verfügbaren Kapazitäten folgend arbeitsteilig und in Absprache der Projektpartner.

17 Aufgabenstellung und Vorhabenablauf Tabelle 1: Arbeitspakete - Gliederung und Verantwortlichkeiten. Einzelfragestellungen Bearbeiter AP 1 - Parameter- und Datenspezifikation sowie Definition von Bewertungskriterien Spezifikation der Parameter und der für die Prozesssimulation relevanten Alle Kenndaten von GTA und Solaranlagenkomponenten Aufstellung von Bewertungskriterien Alle Definition von Benchmark -Prozessen und Datenspezifikation Alle AP 2 - Prozessmodellierung und -simulation, Variantenuntersuchungen (Schaltungs- und Aufstellungsvarianten), Prozessoptimierung Modellierung Kombi-Prozess für spezifizierte Parameter, wärmetechnische TUD Berechnung und Prozessoptimierung Modellierung eines solarthermischen Dampfkreisprozesses für spezifizierte TUD Parameter ( Benchmark -Prozess) und wärmetechnische Berechnung Modellierung der SHCC-Schaltungsvarianten, wärmetechnische TUD Berechnung mit Berücksichtigung der Wärme- und Druckverluste Vergleich der Schaltungs- und Aufstellungsvarianten (Auswirkungen auf Alle GTA und periphere Anlagentechnik, Wärme- und Druckverluste) Bilanzierung der NOx-Emissionen für Standard-Brennkammer und VGB, MAN, nachgeschalteter SCR-Anlage, Bilanzierung der CO2-Emissionen, TUD Schlussfolgerungen Ermittlung Vorzugsvariante(n) und Bewertung durch Vergleich mit den Alle Benchmark -Prozessen (Kombiprozess und solarthermischer Dampfkreisprozess) Auslegung der Solarturm-Systeme für die jeweiligen Varianten DLR DLR Jahresertragsberechnung AP 3 - Standort Untersuchung potentieller Standorte und Risikoanalyse Standortbewertung mit Berücksichtigung weiterer Aspekte, wie z. B. Logistik, Netzanbindung, Verfügbarkeit von Wasser (als Prozesswasser und für Reinigung) AP 4 - Wirtschaftliche und ökologische Bewertung Ermittlung/ Abschätzung der Investitions- und Betriebskosten für SHCC- Vorzugsvariante(n) Wirtschaftlichkeitsbewertung mit Variation relevanter Einflussgrößen Ökologische Bewertung des SHCC-Konzepts und einer kombinierten Gas- Dampf-Anlage unter Verwendung einer geeigneten Bewertungsmethode des Ecodesign-Konzepts AP 5 - Entwicklung technischer Lösungsansätze für Anlagenkomponenten der Vorzugsvariante Solaranlagen-Komponenten (Spiegel, Receiver) für die Einkopplung der solaren Hochtemperaturwärme in den Gasturbinenprozess Gasturbine (Anpassung der verfügbaren Technik an die SHCC- Vorzugsvariante) Fluidförderung bei hohen Temperaturen AP 6 - Anlagen und Bauwerkssicherheit Baustatische Untersuchung zum Solarturm für die Vorzugsvariante Konzept Begrenzungs-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen AP 7 - Dokumentation und Öffentlichkeitsarbeit Patentrecherche Öffentlichkeitsarbeit Abschlussbericht DLR, MAN DLR, MAN Alle VGB TUD DLR Alle TUD, VGB MAN, DLR MAN, DLR DLR Alle Alle

18 Aufgabenstellung und Vorhabenablauf Wissenschaftlicher und technischer Stand vor Vorhabenbeginn Solarthermische Kraftwerke, bei denen die Solarstrahlung gebündelt und als Hochtemperaturwärme in einen Energieumwandlungsprozess eingekoppelt wird, stehen seit vielen Jahren im Fokus von Forschung und Entwicklung. Realisiert wurden bisher nur wenige Anlagen. Dabei handelt es sich zudem vorwiegend um Anlagen mit Dampfkreisprozessen. In der Ausführung als Parabolrinnen-Kraftwerk werden derzeit Kollektorbetriebstemperaturen bis etwa 400 C erreicht. International existieren weiterhin Erfahrungen aus realisierten Solarturm-Kraftwerken auf Basis von Dampfkreisläufen. Dabei ist z. B. die in Spanien in Betrieb genommene Anlage PS10 zu nennen, die mit ihrer elektrischen Leistung von 11 MW in der Leistungsgröße des in diesem Vorhaben zu entwickelnden Kraftwerkskonzepts liegt, jedoch als rein solarthermische Anlage konzipiert ist und über maximale Dampfparameter von 250 C/ 40 bar verfügt. Weitere Solarturmprojekte in Spanien (PS20) und den USA sind in Vorbereitung bzw. in Betrieb. Während die niedrigen Dampfparameter in Bezug auf die Effizienz des Prozesses als Nachteil anzusehen sind, bietet der Dampfkreisprozess die Möglichkeit die Maschinentechnik auf dem Boden aufzustellen, ohne dass die Verluste beim Wärmetransport vom Receiver zur Turbine entscheidend ins Gewicht fallen. Damit sind große Leistungseinheiten vergleichsweise einfach zu realisieren. Für Gasturbinenanlagen wurden erst in den letzten Jahren die entscheidenden Fortschritte für eine Anwendungsreife erzielt. Vor allem die benötigten Receiver mussten dazu entwickelt werden. Als einziges Demonstrationsbeispiel einer Solarhybrid-Gasturbinenanlage ist die von der DLR und anderen Partnern errichtete Versuchsanlage in Almeria (Spanien) bekannt, die mit einem modifizierten Helikopter-Triebwerk betrieben wird, das sich im Solarturm befindet und bei dem die Verbrennungsluft zwischen Verdichteraustritt und Brennkammereintritt solar aufgeheizt wird. In dieser Testanlage wurden Receiveraustrittstemperaturen bis über 1000 C erreicht. Die Einkopplung solarer Hochtemperaturwärme in den Gasturbinenprozess erfordert in jedem Fall eine spezielle Bauweise der Gasturbinenanlage (GTA), bei der der gesamte Verdichterluftmassenstrom - oder ein Teil davon am Verdichteraustritt die GTA verlässt, durch die Receivermodule geleitet und dort aufgeheizt wird und schließlich in die Brennkammer wieder eintritt. Nur sehr wenige GTA bieten diese Möglichkeit. Abgesehen von den damit verbundenen Anforderungen an die Brennkammer (großer Lastbereich, Betrieb bei hohen Verbrennungsluft-Eintrittstemperaturen) sind auch die Druckund Wärmeverluste von Bedeutung, wenn man davon ausgeht, dass die GTA nicht wie bisher im Turm, sondern entsprechend der genannten Aufstellungsvarianten angeordnet wird. Die Unterschiede und Vorteile des im geplanten Vorhaben verfolgten Konzepts gegenüber dem Stand der Technik lassen sich wie folgt zusammenfassen: Niedriger fossiler Brennstoffwärmeverbrauch (< 6000 kj Erdgas /kwh elektrisch ) durch optimierte Einkopplung der Hochtemperatur-Solarwärme in die GTA und Nachschaltung eines Dampfkreisprozesses (SHCC-Prozess) Elektrische Anlagenleistung: 10 MW < P < 20 MW Realisierbarkeit unterschiedlicher Schaltungs- und Aufstellungsvarianten der Anlagentechnik aufgrund der Merkmale der GTA THM , Optimierung der Anlagenschaltung

19 Aufgabenstellung und Vorhabenablauf Damit wird mit diesem Vorhaben im internationalen Maßstab bezüglich Effizienz/Brennstoffwärmeverbrauch, Anlagenleistung und Betriebsflexibilität Neuland auf dem Gebiet der Solarturmkraftwerke betreten. 5 Zusammenarbeit Die arbeitsteilige Zusammenarbeit ist aus dem Arbeitsprogramm ersichtlich (Seite 2 und folgende). Damit wird die Expertise eines jeden Projektpartners bestmöglich genutzt, um die Projektzielstellung zu erreichen. Als Projektkoordinator tritt MAN Diesel & Turbo SE auf (zu Projektbeginn noch Firmierung unter MAN Turbo). MAN Diesel & Turbo SE Projektkoordination DLR SHCC TU Dresden VGB PowerTech e.v. Abbildung 2: Definition der Zusammenarbeit zwischen den Projektpartnern. Eine Zusammenarbeit mit Dritten ist in diesem Vorhaben noch nicht vorgesehen, ist aber bei der Fortführung (Phase 2: Technologieentwicklung) erforderlich.

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21 II Durchführung des Vorhabens 1 Arbeitspakete und erreichte Ziele AP 1 Parameter- und Datenspezifikation sowie Definition von Bewertungskriterien Die Aufgabenstellungen und gesetzten Ziele dieses Arbeitspaketes wurden vollständig erreicht. a) Parameterspezifikation In diesem Arbeitspaket wurden die Basisdaten und die Spezifikationen für die SHCC - Kraftwerke erarbeitet und definiert. Die detaillierte Darstellung der Spezifikationen für die verschiedenen SHCC -Anlagenkonzepte, die in dieser Studie ausgewählt, ausgelegt und optimiert wurden, erfolgt in AP 2. Die Spezifikationen bilden die Grundlage, um das Betriebsverhalten dieser Systeme zu simulieren, die Jahresstromerträge und die Stromgestehungskosten zu ermitteln sowie die Anlagen miteinander vergleichen zu können. SHCC (Solar-Hybrid-Combined-Cycle) Das SHCC -Anlagenkonzept basiert auf einem solarthermischen Turmkraftwerk mit kombiniertem Gas- und Dampf-Prozess (GuD). Ein derartiges Kraftwerk besteht, wie in Abbildung 3 dargestellt, aus dem Solarfeld mit Heliostaten, einem Strahlungsempfänger (druckaufgeladener Receiver), der auf einem Turm montiert ist, und einer für den solarhybriden Betrieb modifizierten Gasturbine. Das Grundprinzip eines solchen Konzeptes besteht in der sequentiellen Aufwärmung des Fluidstromes in der Gasturbinenanlage. Damit ist es möglich, die Verbrennungsluft vor der mit fossilem oder biogenem Brennstoff betriebenen Brennkammer signifikant solarthermisch aufzuheizen [1]. Receiver Brennkammer Abhitzekessel Dampfturbine Solarfeld Solarturm Gasturbine Kondensator a) Solarturmanlage auf der PSA b) Schema des SHCC -Kraftwerks Abbildung 3: SHCC -Kraftwerk. Neben der Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerkes ist die Versorgungssicherheit eine der wichtigsten Bedingungen im Energiesektor. Nur wenn ein solares Kraftwerk in der Lage ist, Strom nach Bedarf zu liefern, kann auf die Erzeugungskapazität von anderen konventionellen fossilen Kraftwerken (Back-up) verzichtet werden. Deswegen ist die - 7 -

22 Durchführung des Vorhabens - AP Versorgungssicherheit und ggfs. Grundlastfähigkeit von solarthermischen Kraftwerken eine sehr wichtige Voraussetzung, um den sicheren Übergang zu einer rein regenerativen Stromerzeugung zu gewährleisten. Um in den Nachtstunden und an den Tagen, an denen es keine oder nur unzureichende Sonnenstrahlung gibt, trotzdem Strom zu produzieren, stehen für solarthermische Kraftwerke grundsätzlich zwei technische Optionen zur Verfügung: die Anwendung von thermischen Speichertechnologien und/oder die Hybridisierung des Kraftwerks. Dementsprechend weist das SHCC -Kraftwerk als solar-hybride Anlage folgende Vorteile auf: Hohes Potential zur Reduzierung von Brennstoffkosten für solarthermisch erzeugten Strom Höchst möglicher Wirkungsgrad zur Wandlung von Solarwärme in Strom Prozessdesign und hohe Wirkungsgrade reduzieren Aufwand für Trockenkühlung in Wüstengebieten Bedarfsgerechte Stromerzeugung (maximale Leistungs- und Arbeitsausnutzung bei fluktuierender Solarstrahlung) 24h-Betrieb ohne Speicher möglich Vermeidung konventioneller Backup Kraftwerke Hoher Solaranteil (Jahresanteil in Grundlast ca. 30 %, bei Betrieb in Sonnenstunden bis zu 70 % möglich) 1 Basisdaten und gemeinsame Randbedingungen Zur Auslegung, Optimierung und Simulation des Betriebsverhaltens der betrachteten Anlagen sind detaillierte Spezifikationen notwendig. Da der Kraftwerksstandort für die später geplante Pilotanlage noch nicht feststeht, mussten für die System- und Untersystembearbeitungen vorläufige Basisdaten zugrunde gelegt werden. Unter Beachtung der Standortkriterien und im Zusammenhang mit dem DESERTEC-Konzept wurde ein Standort in Nordafrika als fiktive Möglichkeit ausgewählt (siehe hierzu AP 3). Für die SHCC -Kraftwerke wurden folgende Basisdaten definiert: 2 Leistungsgröße: 30 MW el Receiver-Gasaustrittstemperatur: 850 C Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung) 3 Optimierung des Solarfeldes für maximalen Jahresenergieertrag und Wirtschaftlichkeit Betriebsfälle 4 : Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast (0-24 Uhr) In AP 2 werden grundsätzliche Möglichkeiten der solaren Wärmeeinkopplung in den Gasturbinenprozess diskutiert, um gemeinsam mit der nachfolgenden Analyse zu den Möglichkeiten für die Schaltungs- und Aufstellungsvarianten der SHCC -Anlagen die Vorzugsvarianten mit einer Bewertungsmethodik auswählen zu können. Für die 1 Gilt für heute verfügbare Technologie. Darüber hinausgehende Potentiale sind vorhanden. 2 Aufgrund der signifikanten Größenabhängigkeit von DT im betrachteten Leistungsbereich bezüglich Effizienz und Kosten wird eine 30 MW el -SHCC -Anlage gegenüber der ursprünglich geplanten 20 MW el Leistungsklasse präferiert. 3 Die Abbildung der Trockenkühlung erfolgt analog AP 2; a) nach Formel (2-4), [2]. 4 Jeweils mit 100 % der umgebungsabhängigen Anlagenleistung.

23 Durchführung des Vorhabens - AP Vorzugsvarianten wurden in diesem Arbeitspaket (AP 1) die detaillierten Spezifikationen erarbeitet. Diese werden ebenfalls in AP 2 dargestellt und diskutiert. Um die Ergebnisse der Jahressimulationen besser miteinander vergleichen zu können, wurden die Kraftwerke mit folgenden gemeinsamen Annahmen und Einstellungen ausgelegt und modelliert. Standort und meteorologische Daten Als gemeinsamer Standort für alle untersuchten Kraftwerke wurde der Standort Hassi R'Mel im Norden von Algerien festgelegt ( Tabelle 2, weitere Details siehe AP 3). Tabelle 2: Meteorologische und geografische Daten für Hassi R'Mel, Einheit Wert Ort Hassi R'mel - Algerien Latitude [ ] N 32,9 Longitude [ ] E 3,3 Höhe [m] 746 DNI pro Jahr [kwh/m 2 a] 2258 * Lufttemperatur (mittel/min/max) [ C] 19,2 / 0,2 / 41,7 ** Rel. Luftfeuchte (mittel) [%] 42,9 ** Luftdruck (mittel) [mbar] 932 ** Feuchtkugeltemperatur (mittel/min/max) [ C] 11,2 / -2,1 / 23,2 ** Design point Die Spezifikationen zum gemeinsamen Designpoint (Auslegungspunkt) sind für die Solarfelder und das Kraftwerk bzw. für die jeweiligen Kraftwerksprozesse in Tabelle 3 zusammengefasst. Tabelle 3: Definition des Designpoints. Bezeichnung Einheit Hassi R Mel Design point (DP) [dd:mm - hh] :00 (solar noon) [W/m²] 921 (ambient) [ C] 25 [bar] Rel. [%] 60 5 Quellen: * - DLR; ** - Meteonorm

24 Durchführung des Vorhabens - AP b) Benchmarkprozesse In diesem Arbeitspaket wurden verschiedene Technologien für solarthermische Kraftwerke als Benchmark für die SHCC -Kraftwerke definiert und spezifiziert. Zunächst musste aus den verfügbaren Technologien eine kleine Auswahl getroffen werden, um diese mit einem hohen Detaillierungsgrad auslegen, optimieren und letztendlich mit den SHCC -Kraftwerken vergleichen zu können. - Solarthermische Kraftwerke und solar-hybride Kraftwerke - Solarthermischen Kraftwerken wird unter den erneuerbaren Energien ein entscheidender Anteil an der zukünftigen globalen Stromerzeugung zugesprochen [2]. Zur solarthermischen Stromerzeugung werden aktuell weltweit vier Technologien verfolgt: Parabolrinnen-Anlagen, Fresnel-Anlagen, Solarturm-Anlagen und Dish-Anlagen (Abbildung 4). Parabolrinne Fresnel Solarturm Paraboloid Abbildung 4: Solarthermische Kraftwerke [Quellen von links nach rechts: NREL, Ausra, Abengoa Solar, SES]. Parabolrinnen-Anlagen sind derzeit am weitesten entwickelt und kommerziell am Markt verfügbar. Die Betriebstemperaturen dieser Anlagen liegen bei ca. 400 zukünftig auch bis 550 C, bei einem Konzentrationsfaktor von derzeit etwa 80. Fresnel-Anlagen können vergleichbare Parameter wie Parabolrinnen-Anlagen erreichen. Solarturm-Kraftwerke erzielen mit Konzentrationsfaktoren von etwa 500 bis 1000 Betriebstemperaturen von 600 C bis über 1000 C. Parabolspiegel-Anlagen (Dish-Anlagen) weisen Konzentrationsfaktoren über 1000 auf, übliche Betriebstemperaturen liegen bei 700 C. Diese Systeme sind für dezentrale Anlagen kleiner Leistung oder für Solarparks in der Entwicklung. Sowohl bei den Parabolrinnen-Kraftwerken als auch bei den Solarturmkraftwerken wird derzeit mit Hochdruck an Prozessen mit hohen Temperaturen gearbeitet, die hohe Wirkungsgrade des Kreisprozesses ermöglichen und somit das Potential bieten, die Stromgestehungskosten zu reduzieren. Bei den Parabolrinnen-Kraftwerken werden derzeit mehrere unterschiedliche Konzepte verfolgt. Ein wesentliches Unterscheidungsmerkmal ist das verwendete Wärmeträgermedium (WTM; englisch: Heat Transfer Fluid - HTF). Stand der Technik ist der Einsatz eines Thermoöls, das Temperaturen von ca. 400 C erlaubt. Weiter stehen im Fokus der Einsatz der Direktverdampfung des Wasserdampfs im Absorberrohr des Kollektors und der Einsatz von Flüssigsalzschmelzen als WTM. Beide Prozesse erlauben Temperaturen bis ca. 550 C, stellen aber auch besondere neue Herausforderungen. Gemeinsam haben die Konzepte für Parabolrinnen-Kraftwerke, dass ein auf die möglichen Temperaturen angepasster effizienter Dampfprozess zum Einsatz kommt.

25 Durchführung des Vorhabens - AP Bei den Solarturmkraftwerken werden derzeit mehrere parallele Konzepte verfolgt, die sich ebenfalls durch das verwendete WTM unterscheiden. Dies beeinflusst den Receivertyp maßgeblich. Die wichtigsten Optionen sind Systeme mit direkter Dampferzeugung (Sattdampf, überhitzter bzw. überkritischer Dampf), Systeme mit flüssigem WTM (Flüssigsalz, Flüssigmetall), Systeme mit Luft als WTM (atmosphärisch oder druckaufgeladen) und Systeme mit Partikelreceiver (direkt bestrahlter Partikel-Fallfilm). Bei den Solarturmkraftwerken bieten sich durch die hohen Temperaturen je nach Konzept mehrere Möglichkeiten an: Dampfprozesse mit unter- oder überkritischen Dampfparametern sowie mit und ohne Zwischenüberhitzung, effiziente Gas- und Dampfkraftwerke oder aber Gasturbinenkraftwerke in optimierten Schaltungsvarianten. Zur Auswahl von Benchmarkprozessen für die SHCC -Kraftwerke wurden solarthermische Kraftwerke ausgesucht, die in Wüstengebieten zum Einsatz kommen können und die Möglichkeit zur Grundversorgung bieten. Grundsätzlich kann aus technischer Sicht jedes solarthermische Kraftwerk durch die Hybridisierung und Speichereinbindung zur Grundversorgung eingesetzt werden. Wichtiger ist die Frage, welcher Kraftwerkstyp unter diesen Voraussetzungen die geringsten Stromgestehungskosten bei minimalen CO 2 - Emissionen erreichen kann. Folgende Benchmarkprozesse wurden ausgewählt: Parabolrinnenkraftwerk (mit Thermoöl) Salzturmkraftwerk konventionelles GuD-Kraftwerk Die zwei Solarkraftwerke wurden als solar-hybride Kraftwerke ausgelegt, die zudem einen thermischen Speicher beinhalten. Durch einen fossilen Brenner können diese Anlagen rein solar, rein fossil oder solar-hybrid betrieben werden. Der thermische Speicher ermöglicht einen Betrieb mit solarer Energie, auch wenn keine Solarstrahlung nutzbar ist. Das konventionelle GuD-Kraftwerk wurde als Referenzkraftwerk definiert, um die SHCC - Kraftwerke mit heute aktuellen, modernen GuD-Kraftwerken vergleichen zu können. - Parabolrinnen-Kraftwerk - Parabolrinnen-Kraftwerke mit Thermoöl als Wärmeträgermedium werden seit den 1980er Jahren erfolgreich in Kalifornien betrieben (SEGS-Kraftwerke). In den letzten Jahren sind weltweit zahlreiche neue Anlagen gebaut worden oder befinden sich gerade in der Fertigstellung. Ein Beispiel hierfür sind die Andasol-Kraftwerke 1-3 (Abbildung 5a) mit einer elektrischen Leistung von jeweils 50 MW el. Andasol 1 wurde Ende 2008, Andasol an das spanische Netz angeschlossen. Andasol 3 befindet sich im Bau. Dass heutzutage so viele Projekte im Bau oder in Planung sind, unterstreicht die seit den Anfängen der SEGS- Kraftwerke erlangte technologische Reife. In (Abbildung 5b) ist das Schema der Andasol 1-Anlage dargestellt. Thermoöl wird als Wärmerträgermedium im Kollektorfeld verwendet. Dieses überträgt die thermische Energie aus dem Solarfeld über Wärmeübertrager entweder an einen konventionellen Dampfprozess oder an einen thermischen Speicher mit Salzschmelze. Wenn nicht genügend Solarenergie vom Solarfeld verfügbar ist, kann die thermische Energie für den Dampfprozess aus dem Speicher oder dem fossilen Brenner geliefert werden.

26 Durchführung des Vorhabens - AP Dampferzeuger Dampf turbine Salzspeicher G Gasbrenner Solarfeld Kondensator a) Parabolrinnen-Kraftwerk: Andasol 1 in Südspanien [Quelle: SolarMillennium] Abbildung 5: Folgende Basisdaten wurden spezifiziert: b) Schema des Parabolrinnen-Konzeptes Parabolrinnen-Kraftwerk. Standort: analog SHCC -Kraftwerke Designpoint: analog SHCC -Kraftwerke Leistungsgröße: 30 MW el Temperaturen im Kollektorfeld: Eintritt 293 C und Austritt 393 C. Dampfturbine mit Zwischenüberhitzung und mehrfacher Speisewasservorwärmung Dampftemperaturen Frischdampf: 371 C/100 bar Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung) 6 Solaranteil im Designpoint: 100 % Optimierung des Solarfeldes für maximalen Jahresenergieertrag und Wirtschaftlichkeit Betriebsfälle 7 : Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast (0-24 Uhr) Die detaillierten Spezifikationen für das Parabolrinnen-Kraftwerk sind in AP 2 dargestellt. - Salzturm - Im Bereich der Salztürme wurden bereits mehrere Demonstrationsanlagen errichtet. Die bekannteste und größte Anlage ist das 1996 in Betrieb genommene Solar Two-Kraftwerk mit 10 MW el elektrischer Leistung in Barstow, USA, (Abbildung 6a). Die Entwicklungen, der Bau und der Betrieb der Demonstrationsanlagen haben den Weg für das erste kommerzielle Salzturmkraftwerk bereitet, dass sich derzeit in Spanien im Bau befindet (Solar Tres bzw. Gemasolar). Dieses Kraftwerk mit einer Leistung von 17 MW el soll 2011 fertiggestellt sein. Darüber hinaus befinden sich zahlreiche Salzturmkraftwerke weltweit in Planung. Der Kraftwerkstyp ist ein Solarturmkraftwerk mit einem Dampfprozess und einer Salzschmelze als Wärmeträgermedium, welche auch für die thermische Speicherung verwendet wird. Abbildung 6b zeigt das Schema einer solchen Anlage. Der fossile Brenner erlaubt einen Betrieb der Anlage auch in solar-hybrider oder rein fossiler Fahrweise. 6 Die Abbildung der Trockenkühlung erfolgt analog AP 2; a) nach Formel (2-4), [2]. 7 Jeweils mit 100 % der umgebungsabhängigen Anlagenleistung.

27 Durchführung des Vorhabens - AP Gasbrenner Dampferzeuger Dampfturbine Heißer Tank G Solarfeld Solarturm Kalter Tank Kondensator a) Solar Two-Kraftwerk in Kalifornien USA [Quelle: Sandia] Abbildung 6: b) Schema eines Solarturms mit flüssigem Salz als Wärmeträgermedium Salzturm-Kraftwerk. Folgende Basisdaten wurden spezifiziert: Standort: analog SHCC -Kraftwerke Designpoint: analog SHCC -Kraftwerke Leistungsgröße: 30 MW el Temperaturen im Receiver: Eintritt 290 C und Austritt 565 C. Dampfturbine mit Zwischenüberhitzung und mehrfacher Speisewasservowärmung Dampftemperaturen Frischdampf: 552 C/126 bar Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung) 8 Solaranteil im Designpoint: 100 % Optimierung des Solarfeldes für maximalen Jahresenergieertrag und Wirtschaftlichkeit Betriebsfälle: Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast (0-24 Uhr) Die detaillierten Spezifikationen für das Salzturm-Kraftwerk sind in AP 2 dargestellt. - Konventionelles GuD-Kraftwerk - Als Referenz für die Bewertung wichtiger technischer, wirtschaftlicher und ökologischer Kennwerte wurde ein konventionelles, fossil gefeuertes GuD-Kraftwerk definiert. Es handelt sich hierbei um ein Kraftwerk mit einer SIEMENS-Gasturbine SGT5-1000F 9 Gasturbine mit nachgeschaltetem Dampfprozess. Folgende Basisdaten wurden spezifiziert: Standort: analog SHCC -Kraftwerke Designpoint: analog SHCC -Kraftwerke Leistungsgröße: 95 MW el Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung) 7 Betriebsfälle: Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast (0-24 Uhr) Die detaillierten Spezifikationen für das GuD-Kraftwerk sind in AP 2 dargestellt. 8 Die Abbildung der Trockenkühlung erfolgt analog AP 2; a) nach Formel (2-4), [2]. 9 Ältere Bezeichnung: Siemens-Westinghouse V64.3A

28 Durchführung des Vorhabens - AP c) Bewertungskriterien Die im Rahmen dieses Projektes behandelten komplexen technischen Systeme können ausschließlich mit Hilfe von speziellen Methoden bewertet und untereinander verglichen werden. Dabei ist es wichtig, dass die zur Anwendung kommenden Bewertungskriterien möglichst umfassend definiert sind, um eine Bewertung nicht nur aus technischer, sondern auch aus kommerzieller Sicht zu ermöglichen. Die Definition dieser Bewertungskriterien ist sicherlich abhängig von der Zusammensetzung der bewertenden Personengruppe und deren individuellen Erfahrungen. Um die Subjektivität einer Entscheidung abzumildern, sind zwei unterschiedliche Bewertungsverfahren im Rahmen dieser Projektstudie zum Einsatz gekommen. Dabei handelt es sich zum einen um die QFD-Methode (Quality Function Deployment) und zum Zweiten um ein standardisiertes Bewertungsschema, das die einzelnen Kriterien relativ zu sich selbst und relativ untereinander bewertet. Die Festlegung der Wichtung der Kriterien erfolgte gemeinsam durch die gesamte Arbeitsgruppe, um individuelle Einflüsse möglichst auszuschalten und zu einer neutralen Bewertung zu kommen. Die Bewertungskriterien lassen sich in folgende Klassen einteilen: 1. Entwicklungsaufwände 2. Leistungsfähigkeit der Anlage 3. Service und Lebensdauer 4. Montageaufwände 5. Kosten 6. Wirtschaftlichkeit Zu diesen Hauptbewertungskriterien sind bis zu sieben weitere Unterkriterien definiert worden. Diese können dem Anhang XVI entnommen werden. Für QFD sind andere Zielgrößen als Bewertungskriterien definiert worden. Dies geschah mit Absicht, um mit einem leicht modifizierten Ansatz Ähnlichkeiten oder implizite Präferenzen auszugleichen. Letzten Endes, wie man dem Anhang XVI entnehmen kann, zielen diese jedoch in die gleiche Richtung. QFD unterscheidet sich jedoch in einer wesentlichen Ausprägung von der Vergleichsmethode. Zusätzlich zu den Bewertungskriterien definiert die QFD-Methode Risiken für die verschiedenen Lösungsvarianten einer Aufgabenstellung. Die definierten Risiken können der nachfolgenden Tabelle entnommen werden. Tabelle 4: Risikowichtung in der QFD-Methode. Kurzbeschreibung Nr. Details identifizierte Risiken Wichtung Entwicklungszeit zu lang 1 Umfangreiche Tests verzögern die Entwicklung 8 Performance wird nicht erreicht 2 nicht wettbewerbsfähig zu anderen CSP Systemen 7 Systemdynamik nicht beherrschbar 3 Maschine kann nicht auf BL betrieben werden 8 Bauaufwand zu hoch 4 Transportprobleme und Kosten 6 Kunde akzeptiert das Produkt nicht (veraltet, zu teuer) 5 Performance des SHCC Systems ist nicht mehr aktuell, ein upgrade ist nicht möglich, Kosten sind zu hoch Es ist anzumerken, dass ausschließlich Risiken definiert worden sind, die eine relativ hohe bis mittlere Eintrittswahrscheinlichkeit haben und deren Auswirkungen entsprechend hoch sind. 9

29 Durchführung des Vorhabens - AP Beiden Methoden ist gemeinsam, dass die verschiedenen Parameter gewichtet werden müssen und zwar jedes einzelne Kriterium gegen jedes andere. Schon daran ist zu erkennen, dass bei einer Anzahl von sechs Hauptgruppen mit entsprechender Anzahl von Untergruppen ohne ein standardisiertes Verfahren eine sehr umständliche Vorgehensweise resultieren würde. Die hier vorgeschlagenen Verfahren zeichnen sich jedoch durch eine relativ einfache Handhabung aus und sind nicht zuletzt deshalb ausgewählt worden. MAN Diesel & Turbo hat insbesondere die QFD-Methode in einer Mehrzahl von Entwicklungsprojekten erfolgreich zum Einsatz gebracht, um verschiedene alternative Lösungen für die Entwicklung und Konstruktion von Komponenten untereinander zu vergleichen und neutral zu bewerten. Dieses Verfahren ist deshalb im Rahmen der SHCC - Projektstudie zum Einsatz gekommen (siehe AP 2 c)).

30 Durchführung des Vorhabens - AP AP 2 Prozessmodellierung und- simulation, Variantenuntersuchungen (Schaltungs- und Aufstellungsvarianten), Prozessoptimierung a) SHCC -Prozesse Das Kapitel stellt zusammenfassend die Untersuchungen bezüglich möglicher Anlagenkonfigurationen für SHCC vor. Der Fokus lag, neben den Voruntersuchungen zur Wärmeeinkopplung, auf den entwickelten Prozessvarianten mit der Gasturbine (GT) THM des Projektpartners MAN Diesel & Turbo SE. Weiterführende theoretische Betrachtungen zu solar-hybriden Gasturbinen sind den Veröffentlichungen der Projektpartner zu entnehmen, [3], [4], [2]. Prozessbetrachtungen wurden schwerpunktmäßig mit der Software EBSILON Professional [5] durchgeführt. Beim Projektpartner DLR kam zusätzlich auch die Software IPSEpro [6] zum Einsatz. Theoretische Arbeiten fanden vorwiegend als Parametervariationen statt. Die auf der GT THM basierenden Anlagen wurden Anlagenschaltungen auf Basis in der Praxis umsetzbarer Kriterien entwickelt. - Voruntersuchungen zur Wärmeeinkopplung in Gasturbinen - Die THM-Gasturbinenfamilie ermöglicht gerade wegen ihres Zweiwellen-Designs mit der Trennung zwischen Verdichterantriebsturbine und Powerturbine verschiedene Konzepte zur Wärmeeinkopplung. Daher fand vor den eigentlichen Prozessuntersuchungen eine Zusammenstellung prinzipieller Möglichkeiten zur solaren Wärmeeinkopplung in GT statt, Tabelle 5 und Tabelle 6. Dabei wurden neben bekannten Ansätzen auch neuartige Ideen entwickelt. Anschließend wurden ausgehend von der Parametrierung der GT THM und einer solaren Aufheiztemperatur von 850 C überschlägige Berechnungen zu den Varianten durchgeführt. Tabelle 5: Solarwärmeeinkopplung bei einem einzigen Aufheizabschnitt innerhalb einer Gasturbinenanlage (GTA); Darstellung als zweiwellige GT. (A) Serielle Aufheizung mit vorgeschaltetem Receiver (B) Serielle Aufheizung mit nachgeschaltetem Receiver. (C) Parallele Aufheizung mit optionaler serieller Komponente Die in Literatur und Projekten bislang präferierte Schaltung der Receiver (A) ist in Tabelle 5 dargestellt. Bei dieser Variante stellen hohe Eintrittstemperaturen aber auch der weite Betriebsbereich zwischen hohen und niedrigen Eintrittstemperaturen signifikante Anforderungen an die Brennkammer. Eine Nachschaltung der Receiver (B) hätte z. B. den Vorteil niedriger Brennkammereintrittstemperaturen bezogen auf (A). Die Höhe der BK- Eintrittstemperatur bei (B) hängt ausschließlich vom Verdichtungsverhältnis ab. Allerdings sind das Korrosionsverhalten von Keramiken, die Strahlungsverluste der Receiver sowie die Regelung und die nach oben hin begrenzte GT-ISO-Temperatur zu berücksichtigen. Eine