Themeninfo II/2013 Energieforschung kompakt Solarthermische Kraftwerke Konzentriertes Sonnenlicht zur Energieerzeugung nutzen Ein Service von FIZ Karlsruhe
2 BINE-Themeninfo II/2013 Zur Sache Die jährliche Sonneneinstrahlung auf der Erde übersteigt den Weltenergiebedarf um mehr als das 8.000-fache. Etwa 1 % der Fläche der Sahara reicht rechnerisch aus, um mit solarthermischen Kraftwerken den Elektrizitätsbedarf der Welt zu decken. Schon zu Anfang des 20. Jahrhunderts stand in der Nähe von Kairo ein Solarkraftwerk, das die Sonnenenergie mittels Parabolspiegeln einfing, konzentrierte, ein Öl erhitzte und damit Wasser zum Sieden brachte. Damit wurde eine Dampfturbine angetrieben und Strom produziert. Das Solarturmkraftwerk PS10 liefert mit rund 11 MW Leistung im andalusischen Sevilla bereits seit 2007 Strom, ebenso wie die 64-MW-Anlage Nevada Solar One im amerikanischen Bundesstaat Nevada. Der Kraftwerkskomplex Andasol I-III in der spanischen Provinz Granada ging zwei Jahre später mit je 50 MW ans Netz. Der Markt entwickelte sich zu dieser Zeit schnell. Doch heute läuft die Marktentwicklung langsamer als vor einigen Jahren. Obwohl die deutschen Forschungseinrichtungen und Unternehmen auf dem Gebiet der solarthermischen Stromerzeugung zur Weltspitze gehören, befinden sie sich derzeit in einem schwierigen Umfeld. Hohe Investitionskosten, damit verbundene finanzielle Restriktionen, aber auch politische Instabilitäten etwa in der MENA-Region (Middle East & North Africa) sind einige Gründe. Vor allem ist die Konkurrenz zur Photovoltaik sehr hoch, da die Preisentwicklung zur Wettbewerbsfähigkeit beiträgt. Daher kommen Kraftwerksprojekte oft nur langsam zur Umsetzung. Auf der anderen Seite gibt es auch einen positiven Trend zu verzeichnen: Neue Märkte stehen kurz vor der Erschließung. Zurzeit sind 2,5 GW an solarthermischen Kraftwerken in Betrieb und etwa 1,5 GW im Bau. Die in Deutschland entwickelten und exportorientierten Schlüsselkomponenten, wie Absorber, Kollektoren und Spiegel, werden zu großen Anteilen in solarthermischen Kraftwerken weltweit eingesetzt. Zudem zeigen die Nachrichten aus dem marokkanischen Ouarzazate, dass der Ausbau der solarthermischen Kraftwerke in vollem Gang ist. Denn sie sind längst gängige Praxis geworden. Dieses Themeninfo geht auf die Grundlagen solarthermischer Anlagen, ihre technischen Komponenten und das Anwendungspotenzial ein und zeigt Beispiele aus der Praxis. Ihre BINE-Redaktion redaktion@bine.info Impressum ISSN 1610-8302 Herausgeber FIZ Karlsruhe GmbH Leibniz-Institut für Informationsinfrastruktur Hermann-von-Helmholtz-Platz 1 76344 Eggenstein-Leopoldshafen Autoren Alle Autoren arbeiten beim Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), Institut für Solarforschung. Prof. Dr. Robert Pitz-Paal Institutsdirektor Klaus Hennecke Abteilungsleiter Linienfokussierende Systeme Dr. Peter Heller Abteilungsleiter Qualifizierung Dr. Reiner Buck Abteilungsleiter Punktfokussierende Systeme Redaktion Anna Durst Inhalt 3 Der Markt bereitet sich vor 4 Merkmale solarthermische Kraftwerke 6 Parabolrinnen-Kollektortechnik 7 En passant: Archimedes Todesstrahl 11 Aus der Praxis: Aktuelle Kraftwerkskonzepte 11 Im Portrait: der Institutsdirektor und der Geschäftsführer 12 Fresnel das gekippte Liniensystem 14 Turmkraftwerk bündelt Sonne punktgenau 15 Aus der Praxis: Solarturm in Andalusien 17 Tests und Qualitätssicherung 19 Aus der Praxis: Kollektoren auf dem Prüfstand 20 Regionale und technische Schwerpunkte Titelbild DLR Version in Englisch Das Dokument finden Sie unter www.bine.info. Urheberrecht Eine Verwendung von Text und Abbildungen aus dieser Publikation ist nur mit Zustimmung der BINE-Redaktion gestattet. Sprechen Sie uns an. Kaiserstraße 185-197, 53113 Bonn Tel. 0228 92379-0 Fax 0228 92379-29 kontakt@bine.info www.bine.info
BINE-Themeninfo II/2013 3 Der Markt bereitet sich vor Die Sonne liefert Energie im Überfluss. Sie hat das Potenzial, den Bedarf der gesamten Bevölkerung der Erde zu decken. Laut der Internationalen Energieagentur wird sich die weltweit installierte Leistung solarthermischer Kraftwerke von 4 auf 12 GW bis 2020 verdreifachen. Die Herausforderung besteht darin, diese klimaneutrale Energie effizient und kostengünstig nutzbar zu machen. Abb. 1 Versuchsanlage auf der Plataforma Solar in Almería in Spanien, in der Forscher unter anderem Parabolspiegel testen und optimieren. In der süd-marokkanischen Stadt Ouarzazate soll am Rande der Sahara das erste und größte thermische Parabolrinnen-Kraftwerk des Landes entstehen. Die Planungen sind abgeschlossen, die Finanzierung steht, der erste Spatenstich steht bevor. Die Anlage in Ouarzazate soll nach der zweiten Bauphase 2017 bis zu 500 MW liefern. Die staatliche marokkanische Energiebehörde will den ersten Schritt zu einer klimafreundlichen Stromversorgung machen. Die Technologie der Parabolrinnenkraftwerke hat sich bereits bei Solarkraftwerken in den USA und in Spanien bewährt. Die Strahlung der Sonne wird mit riesigen Parabolspiegeln auf ein Absorberrohr konzentriert, welches von einem Wärmeträgermedium meist Thermoöl durchströmt wird. Dieses wird dann in einen Kraftwerksblock geleitet, worin Wasser verdampft und über eine Dampfturbine elektrische Energie erzeugt. Auch wenn sich die Technik bewährt hat und kommerziell umgesetzt wird, arbeitet die Energieforschung intensiv an der Optimierung der Komponenten und Konzepte. Dieses BINE-Themeninfo stellt die vier zentralen Forschungsbereiche für solarthermische Kraftwerke vor: Parabolrinnen-Kollektortechnik Fresnel-System Turmkraftwerke Tests und Qualitätssicherung gesenkt werden. Das bisher eingesetzte Wärmeträgermedium Thermoöl gilt als problematisch. Es ist aquatoxisch und bei einem Leck im Leitungssystem könnte es ins Grundwasser gelangen, was gravierende ökologische Schäden zur Folge hätte. Daher sollen alternative Wärmeträgermedien zur Marktreife entwickelt werden. Eine weitere Variante der Parabolrinnentechnologie sind Fresnelanlagen, die heute weltweit mit einer Gesamtleistung von rund 45,5 MW in Betrieb sind. Die aktuellen Forschungsthemen sind Komponenten für Parabolrinnen-, Fresnel- und Turmkraftwerke, um die Wirtschaftlichkeit zu verbessern. Geforscht wird auch an Receivern für Turmkraftwerke, die höhere Betriebstemperaturen erlauben und Kraftwerksprozesse von hoher Effizienz ermöglichen. In Forschungsprojekten wird das Konzept von Turmkraftwerken mit volumetrischen Luftreceivern sowie notwendigen Komponenten weiterentwickelt und getestet. Ein übergreifendes Thema sind Speicher, damit die Wärme auch nachts genutzt und grundlastfähiger Strom produziert werden kann. Die Qualität von Komponenten und Systemen in solarthermischen Kraftwerken ist ein entscheidendes Kriterium, um hohe Wirkungsgrade zu erreichen und Kosten zu senken. Forscher arbeiten dafür an geeigneten Messmethoden und -geräten, um die Qualität zu messen und Schwachstellen anschließend zu verbessern. Von den kommerziell betriebenen solarthermischen Kraftwerken sind mehr als 95 % Parabolrinnenanlagen. Durch Änderung des Kollektordesigns und Automatisierung von Betrieb und Wartung sollen die Kosten weiter
4 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 2 Die drei Parabolrinnenkraftwerke Andasol I-III stehen in der Nähe von Granada in Spanien. Quelle: Flagsol GmbH Merkmale solarthermischer Kraftwerke Zurzeit sind weltweit solarthermische Kraftwerke mit einer Kapazität von rund 2,5 GW in Betrieb; etwa 1,5 MW befinden sich im Bau. Sie eignen sich besonders für die Stromerzeugung in Regionen mit hoher direkter Einstrahlung. Ihr großer Vorteil liegt darin, dass sie durch ihre integrierten Speicher Solarstrom bedarfsgerecht zur Verfügung stellen können. Weltweit werden die in Deutschland entwickelten Schlüsselkomponenten in Kraftwerken eingesetzt. In solarthermischen Kraftwerken werden konzentrierende Kollektoren dazu verwendet, die Hochtemperaturwärme für den Kraftwerksblock bereitzustellen. Das kann in Ergänzung zum fossilen Betrieb geschehen oder diesen vollständig ersetzen. Optische Systeme konzentrieren nur die direkte Sonnenstrahlung und müssen der Sonne nachgeführt werden, um eine ausreichend hohe Konzentration zu erreichen. Diese Technik wird vor allem in großen, zentralen Anlagen im Sonnengürtel der Erde eingesetzt. Die Konzentration des Sonnenlichts erfolgt durch Spiegel, die das Licht auf einen Wärmeübertrager bündeln, der die absorbierte Energie auf ein Wärmeträgerfluid überträgt. Es existiert eine Vielzahl von unterschiedlichen Konzepten, in denen das Wärmeträgermedium entweder direkt im Kraftwerkskreislauf verwendet wird, beispielsweise Wasserdampf, oder zunächst in einem Sekundärkreislauf zirkuliert (z. B. Thermoöl). Heutige Konzepte basieren auf Erfahrungen der ersten Anlagen, die bereits Mitte der 1980er Jahre einen ersten kommerziellen Erfolg in den USA feiern konnten. Eine größere kommerzielle Markteinführung hat jedoch erst seit 2007 in Spanien und den USA stattgefunden. Zurzeit sind etwa 2,5 GW an solarthermischen Kraftwerken in Betrieb und etwa 1,5 GW im Bau. Weitere Märkte entwickeln sich derzeit insbesondere in der MENA-Region (Middle East and North Africa) sowie in Südafrika, Indien und China. Solarthermische Kraftwerke spielen auch eine wichtige Rolle im Rahmen des DESERTEC-Konzepts. Dabei wird erwartet, dass ein integriertes europäisch-nordafrikanisches Versorgungsnetz bis 2050 wesentliche wirtschaftliche und sozio-ökonomische Vorteile gegenüber einer getrennten Versorgungsstruktur bietet und zur kostengünstigen und nachhaltigen Versorgung auch von Europa und Deutschland mit Strom beiträgt. Linien- oder punktfokussierende Spiegel Solarthermische Kraftwerke können anhand der Anordnung ihrer Konzentratorspiegel unterschieden werden (Abb. 3): Linienfokussierende Systeme, wie Parabolrinnen- oder Linear-Fresnel-Systeme, müssen der Sonne in einer Achse nachgeführt werden, um die Strahlung auf ein Absorberrohr zu konzentrieren. In der Praxis kann eine etwa 100-fache Konzentration des Sonnenlichts erzielt werden. Punktfokussierende Systeme, wie Turmkraftwerke, nutzen eine große Zahl einzeln nachgeführter Heliostate, um die Strahlung auf einen einzigen Receiver auf der Spitze eines zentralen Turms zu konzentrieren. Sie können die einfallende Strahlung der Sonne mehrere 1.000 Mal konzentrieren. Dazu benötigen sie allerdings eine zweiachsige Nachführung der Spiegel. Nach den Gesetzen der Thermodynamik wird eingesammelte Wärme um so effektiver in Arbeit umgewandelt, je höher die Temperatur ist, auf der sie bereitgestellt wird. Auf der anderen Seite sinkt die Effizienz des Receivers mit steigender Temperatur aufgrund höherer Wärmeverluste. Daher gehört zu jedem System eine optimale Betriebstemperatur, bei der das günstigste Verhältnis von Solarstrahlung zu Emission erreicht wird. Mit steigender Konzentration werden höhere Effizienzen bei höheren optimalen Betriebstemperaturen erreicht. Energie thermisch speichern Solarthermische Kraftwerke haben den großen Vorteil, thermische Energiespeicher (z. B. Speichertanks mit heißem, geschmolzenem Salz) integrieren zu können,
BINE-Themeninfo II/2013 5 Linienfokus Punktfokus Feststehender Receiver Der Receiver bleibt stationär und mechanisch unabhängig vom Konzentratorsystem. Die erreichbare Betriebstemperatur hängt vom Konzentrationsverhältnis ab. Parabolrinne Reflektor Absorberrohr Solarfeldverrohrung zentraler Receiver Heliostate Solarturm Nachgeführter Receiver Linear-Fresnel-Reflektor (LFR) Parabolschüssel Der Receiver bewegt sich zusammen mit dem Konzentratorsystem: Mobile Receiver sammeln mehr Strahlungsenergie als entsprechende stationäre Receiver. konkav gewölbter Spiegel (Hohlspiegel) Absorberrohr und Sekundärreflektor Receiver/ Stirling-Motor Reflektor Abb. 3 Die Tabelle zeigt linien- und punktfokussierende Systeme solarthermischer Kraftwerke. die den Betrieb der Anlage bei Wolkendurchgängen oder nach Sonnenuntergang fortsetzen können. Zusätzlich kann auch fossiler Brennstoff eingesetzt werden. So lässt sich die Stromerzeugung an den Bedarf anpassen. Im Gegensatz zu anderen erneuerbaren Energiesystemen, die elektrische Energiespeicher einsetzen, können solarthermische Kraftwerke mit Energiespeicher sogar kostengünstigeren Strom bereitstellen als Systeme ohne Speicher. Deutlich wird dies, wenn man z. B. ein 100-MW-Solarkraftwerk ohne Speicher mit einem 50-MW-System mit gleich großem Solarfeld und einem thermischen Speichertank vergleicht: Die 100-MW-Turbine wird an einem guten Solarstandort etwa 2.000 Volllaststunden pro Jahr genutzt, während die 50-MW- Turbine durch den Speichertank 4.000 Volllaststunden leistet. Beide Anlagen liefern die gleiche Menge Strom pro Jahr. Ist der Speichertank entsprechend kostengünstig, verursacht die 50-MW-Anlage geringere Investitionskosten aufgrund des kleineren Kraftwerkblocks. Zudem kann die Anlage den Strom auch zeitlich flexibler liefern. Wärme umwandeln Zurzeit wird die eingesammelte Wärmeenergie überwiegend in Dampfkraftwerken in Strom umgewandelt. Diese sind für Leistungsgrößen ab 10 MW und für Temperaturen bis etwa 600 C geeignet und können mit Parabolrinnen-, Linear-Fresnel- oder Solarturm-Systemen gekoppelt werden. Stirling-Motoren sind für kleinere Leistung bis zu einigen 10 kw geeignet, die typisch für Dish-Konzentratoren sind. Gasturbinen stehen in einem weiten Leistungsbereich zur Verfügung und bieten das Potenzial auch deutlich höhere Temperaturen bis 1.200 C auszunutzen. Bei großen Leistungen können sie mit Dampfprozessen zu sogenannten Kombikraftwerken gekoppelt werden und versprechen aufgrund der hohen Effizienz die gleiche Leistung mit 25 % weniger Kollektorfläche zu erzeugen als konventionelle Dampfkraftwerke. Bislang wurden Gasturbinen allerdings nur in Versuchsanlagen mit Solarenergie betrieben. Verbrauch und Kosten Solarthermische Kraftwerke mit Dampfkreislauf benötigen wie alle Dampfkraftwerke Wasser für den Betrieb, hauptsächlich zur effizienten Kühlung des Kreislaufs. Da Wasser in den Regionen, in denen die Technik zum Einsatz kommt, ein knappes Gut ist, lässt sich der Verbrauch von etwa 3,6 auf 0,25 l/kwh senken, wenn die Umgebungsluft zur Kühlung verwendet wird. Dies erhöht jedoch die Investitionskosten und senkt den Wirkungsgrad der Anlage, sodass die Stromgestehungskosten um 3 bis 7,5 % ansteigen. Als Alternative ist in der Nähe des Meeres auch Seewasserkühlung oder der Betrieb von Meerwasserentsalzungsanlagen möglich. Die Stromgestehungskosten von solarthermischen Kraftwerken sind in den letzten 5 Jahren um rund ein Drittel auf etwa 14 bis 18 Eurocent/kWh gefallen und haben nach Aussagen des Europäischen Industrieverbands ESTELA das Potenzial, in den nächsten 10 Jahren die 10 Eurocent-Marke zu unterschreiten. Der Mehrwert der besseren Versorgungssicherheit für den Netzbetrieb, der durch den Energiespeicher erreicht wird, beträgt im Vergleich zu fluktuierendem Strom aus Wind- oder PV-Anlagen heute in manchen Netzen bis zu 3 Eurocent/kWh. Mit höheren Anteilen an fluktuierender Energie im Netz wird dieser Wert zukünftig weiter steigen. Die drei Haupttreiber für eine Kostensenkung sind die Skalierung zu größeren Einheiten, die Massenfertigung von Komponenten und technologische Innovationen. Letztere zielen darauf ab, die Effizienz des Kraftwerks mit höheren Betriebstemperaturen zu steigern, die optische Auslegung zu optimieren sowie die Komponentenkosten und den Bedarf an Wasser und elektrischen Eigenverbräuchen zu senken.
6 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 4 Direktverdampfungskraftwerk Kanchanaburi in Thailand Quelle: Solarlite Parabolrinnen-Kollektortechnik Von den kommerziell betriebenen solarthermischen Kraftwerken sind mehr als 95 % Parabolrinnenanlagen. Forscher arbeiten daran, die Kosten durch die Änderung des Kollektordesigns und Automatisierung von Betrieb und Wartung weiter zu senken. Um das Wärmeträgermedium Thermoöl zu ersetzen, werden alternative Wärmeträger wie Wasserdampf und Flüssigsalze untersucht. Abb. 5 Kosinuseffekt und Endverluste Parabolrinnenkollektoren sind aus drei wesentlichen Funktionseinheiten aufgebaut: Der Konzentrator, eine verspiegelte Rinne mit parabelförmigem Querschnitt, wird durch eine Nachführeinrichtung so dem Lauf der Sonne nachgeführt, dass die einfallende Strahlung entlang der Brennlinie auf das Absorberrohr bzw. Receiverrohr konzentriert wird. Üblicherweise werden die Kollektoren in Nord-Süd-Richtung aufgestellt, sodass kurz nach Sonnenaufgang die tief stehende Sonne im Osten fast senkrecht in die Parabelöffnung, die sogenannte Apertur, eintritt. Im Laufe des Tages wandert die Sonne (auf der Nordhalbkugel) nach Süden und fällt zunehmend schräg auf den Kollektor (Abb. 6). Dabei fokussieren die Strahlen durch die nachgeführte Parabel weiterhin auf das Absorberrohr, legen jedoch nach der Reflexion einen etwas längeren Weg zurück. Durch den schrägen Einfall wird die pro Flächeneinheit aufgefangene Strahlungsenergie entsprechend dem Kosinus des Einfallswinkels reduziert (Kosinuseffekt, Abb. 5). Außerdem verpassen die am Nordende des Kollektors schräg austretenden, reflektierten Strahlen das Absorberrohr; man spricht von Endverlusten. Um den relativen Anteil dieser Endverluste zu reduzieren, werden Parabolrinnen möglichst lang gebaut. Da die Solarstrahlung morgens und abends wegen des längeren Weges durch die Atmosphäre gegenüber dem Mittag abgeschwächt ist, ergibt sich an einem wolkenlosen Tag ein recht gleichmäßiger Verlauf der je Kollektorfläche nutzbaren Energie. Hoch konzentriert Die wichtigsten Eigenschaften für einen effizienten Konzentrator sind eine hohe gerichtete Reflektivität für Licht aller Wellenlängen des Sonnenspektrums sowie eine präzise Parabelform. Gerichtete Reflektivität bedeutet, dass möglichst alle Strahlen nach dem Gesetz Einfallswinkel ist gleich Ausfallswinkel reflektiert werden und möglichst wenig Strahlen absorbiert oder gestreut werden. Abweichungen der Parabelform führen dazu, dass die Strahlung am Absorberrohr vorbei reflektiert wird. direkte Solarstrahlung Konzentratorspiegel Absorberrohr Endverluste: Am Kollektorende austretende reflektierte Strahlung Kosinuseffekt: Die Energiedichte der auftreffenden Strahlung wird durch den schrägen Einfall verdünnt Der Sonne nachgeführt Nur senkrecht zur optischen Achse einfallende Strahlung wird auf den Brennpunkt konzentriert. Daher muss der Konzentrator ständig dem Lauf der Sonne nachgeführt werden. Dazu werden überwiegend hydraulische Antriebssysteme verwendet; bei kleineren Kollektoren auch elektromotorische. Angesteuert werden die Antriebe entweder mit Hilfe von Sensoren, die die relative Position der Kollektoren gegenüber dem Sonnenstand
BINE-Themeninfo II/2013 7 En passant Absorberrohr Feldverrohrung Abb. 6 Funktionsprinzip der Parabolrinne Spiegel erfassen oder numerischer Berechnung des Sonnenstandes und Positionssensoren der Kollektoren bzw. einer Kombination aus beidem. Das absorbierende Rohr Im Absorberrohr wird die konzentrierte Solarstrahlung in Wärme umgewandelt und an das im Innern strömende Wärmeträgermedium übertragen. Das Stahlrohr besitzt eine optisch selektiv wirkende Beschichtung, die im Wellenlängenbereich des Solarspektrums möglichst hoch absorbierend, im Infrarot jedoch möglichst reflektierend wirkt, d. h. möglichst wenig emittiert. Heute werden Absorptionsraten von 96 % und Emissionsraten von nur 9 % erreicht. Um Wärmeverluste an die Umgebungsluft zu vermeiden, ist das Absorberrohr von einem evakuierten Glashüllrohr umgeben (Abb. 14). Die unterschiedliche Wärmeausdehnung von Glas und Metallrohr im Betrieb bei bis zu 500 C wird durch Metallfaltenbälge an den Rohrenden ausgeglichen. Eisenarmes Glas und Anti-Reflexionsbeschichtungen stellen sicher, dass die konzentrierte Strahlung möglichst verlustfrei durch das Glasrohr auf die eigentliche Absorberschicht treten kann. Dabei werden Transmissionsgrade von 96 % erreicht. Abb. 7 Die Darstellung zeigt, wie Archimedes römische Schiffe mit Hilfe von Parabolspiegeln in Brand gesetzt haben soll. Quelle: Bayerische Staatsbibliothek München Archimedes Todesstrahl Die Strahlenkanone des Archimedes gehört zu den Mythen der Antike. Beim Kampf um Syrakus im dritten Jahrhundert v. Chr. soll Archimedes mit einem Spiegel die römische Flotte in Brand gesetzt haben. Spiegel aus Bronze oder Glas sollen das Licht der Sonne konzentriert und auf die Schiffe der römischen Flotte gerichtet haben. Diese gingen, so die Überlieferung, reihenweise in Flammen auf. Physikalische Gegenargumente sind die notwendige Mindestgröße und Brennweite eines solchen Spiegels, die zu erreichende Mindesttemperatur zur Entzündung von Holz (etwa 300 C) und die Zeit, die das zu entzündende Holzstück konstant beleuchtet bleiben muss. Zur Machbarkeit wurden mehrfach Experimente durchgeführt. Forscher des Massachusetts Institute of Technology (MIT) und der University of Arizona gingen diesem Mythos der Antike auf den Grund. Sie konstruierten zwei verschiedene Spiegel und versuchten, ein 80 Jahre altes Fischerboot in Brand zu setzen. Das Experiment misslang jedoch. Der rund 30 Quadratmeter große Spiegel der MIT-Wissenschaftler brachte das Holz des Schiffs aus 50 Meter Entfernung nur zum Glimmen. Erst als die Distanz auf knapp 25 Meter verringert wurde, entstand eine relativ kleine Flamme, die jedoch schnell von allein wieder erlosch. Der Spiegel, den die Wissenschaftler vom Arizona Lunar and Planetary Laboratory konstruierten, erzeugte weder Feuer noch Rauch. Abb. 8 Beim Versuch des Massachusetts Institute of Technology (MIT) und der Universität Arizona entstand zwar eine Flamme, die aber schnell wieder erlosch. Quelle: MIT Das Kollektorsystem Parabolrinnenkollektoren sind modular aufgebaut. Die Konzentratorkollektoren werden in Reihe auf Stützpylonen gelagert und torsionssteif miteinander verbunden. Da die auffangbare Leistung proportional zur Konzentratorfläche ist, zielt die Kollektorkonstruktion darauf ab, möglichst wenige Bauteile, wie Antriebe, bewegliche Rohrverbindungen an den Kollektorenden und Absorberrohre, zu verwenden. Eine Verlängerung des Kollektors erhöht die Fläche pro Antrieb, erfordert jedoch torsionssteife Strukturen (Abb. 9 11), um die sich überlagernden Gewichtsund Windkräfte aus den Modulen ohne leistungsmindernde Verformungen des Konzentrators an die Antriebseinheit zu übertragen. Eine Vergrößerung der Aperturweite ermöglicht es, die Zahl der Absorberrohre pro Flächeneinheit zu reduzieren. Jedoch erhöht sich mit der Fläche auch die Windlast, was bei der Auslegung der Strukturen berücksichtigt werden muss.
8 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 9 Strukturbeispiel eines LS3-Kollektors mit Raumfachwerk. Abb. 10 Strukturbeispiel eines Eurotrough mit Torsionskasten. Abb. 11 Strukturbeispiel eines SL4600 mit Torsionsrohr. Erfolgreiche Parabolrinnentechnik Parabolrinnenkollektoren sind die bisher kommerziell erfolgreichste Technologie für solarthermische Kraftwerke. Bereits seit Mitte der 1980er Jahre werden in Kalifornien Parabolrinnenkraftwerke betrieben, deren Gesamtkapazität bis 1990 auf 354 MW el ausgebaut wurde. Parallel zur Errichtung dieser SEGS ( Solar Electricity Generating Systems ) genannten Anlagen mit Nennleistungen von 14 MW (SEGS I), 30 MW (SEGS II VII) und 80 MW (SEGS VIII und IX) wurden Komponenten und Systemkonzept ständig weiterentwickelt. Diese Entwicklung fand ein vorläufiges Ende aufgrund sinkender Gaspreise und damit verbundener geringer Erlöse. Zwar konnten die vorhandenen Kraftwerke weiter profitabel betrieben werden, neue Anlagen entstanden jedoch erst wieder seit 2007, insbesondere in Spanien und USA, aufgrund der zunehmenden Bedeutung von Klimaschutz und nachhaltiger Energieversorgung und dementsprechend geschaffener wirtschaftlicher Rahmenbedingungen. Höhere Prozesstemperatur höherer Wirkungsgrad Neben der dargestellten Optimierung des Kollektorsystems liegt ein weiteres Potenzial in der möglichst effizienten Umwandlung der im Kollektorfeld gesammelten Wärme in Strom durch Erhöhung der oberen Prozesstemperatur des Wandlungsprozesses. Da die Betriebstemperatur des derzeit überwiegend verwendeten Thermoöls aufgrund der thermischen Stabilität auf knapp 400 C begrenzt ist, werden andere Wärmeträgermedien auf ihre Eignung untersucht. Am weitesten fortgeschritten ist die Entwicklung bei der direkten Dampferzeugung im Kollektorfeld sowie beim Einsatz von Salzschmelzen als Wärmeträger. Beide haben spezifische Vorteile und Herausforderungen. Solare Direktverdampfung Bei der direkten Dampferzeugung kann nicht nur die Prozesstemperatur optimiert, sondern alle Komponenten des Thermoölkreislaufs samt der damit verbundenen Kosten und Wirkungsgradverluste eingespart werden. Die technologische Herausforderung besteht darin, dass das gesamte Rohrleitungssystem auf die hohen Drücke um 100 bar ausgelegt werden muss, die beim Turbinenbetrieb anzustreben sind. Auch die zweiphasige, verdampfende Strömung stellt besondere Anforderungen bezüglich Regelbarkeit und thermomechanischer Belastungen. Durch die Wärmezufuhr entstehen zunächst kleine Dampfblasen (Abb. 12), die sich zu größeren Blasen oberhalb der flüssigen Phase sammeln. Aufgrund des größeren spezifischen Volumens des Dampfes beschleunigen die sich ausdehnenden Dampfblasen zur sogenannten Wasserschwälle. Da der Wärmeübergang zwischen der Rohrwand und der Dampfphase deutlich schlechter ist als zwischen Rohrwand und Flüssigkeit, steigt nach diesem sogenannten Dry-out-Punkt die Rohrtemperatur an. Dies kann zu starken thermischen Belastungen des Rohres führen, da sich bei schwankender Solarstrahlung der Dry-out-Punkt sehr schnell verschieben kann. Die Temperaturverteilung (Abb. 13) im Rohrquerschnitt kann morgens oder abends auftreten. Eine deutliche Temperaturdifferenz gibt es zwischen der außen beheizten und innen unbenetzten Rohrfläche sowie dem gegenüberliegenden, unbeheizten, benetzten Abschnitt. Abb. 12 Die Abbildung zeigt die möglichen Strömungsformen, die sich bei der Verdampfung in horizontalen Rohren einstellen können. Wasserströmung Blasenströmung Wellenströmung Schwallströmung Ringströmung Dampfströmung
BINE-Themeninfo II/2013 9 T ( C) 380 375 370 365 360 355 350 345 340 335 330 325 320 315 310 Absorberbeschichtung (Absorberrohr aus Metall) Vakuum zwischen Hüllrohr und Absorberrohr Antireflexbeschichtetes, gläsernes Hüllrohr Faltenbalg Glas-Metall- Verbindung Xenonkapsel (minimiert Wärmeverluste) Befestigung Gasmolekül Getter zur Erhöhung des Vakuums Abb. 13 Temperaturverteilung bei einseitiger Beheizung. Abb. 14 Das Absorberrohr ist eine Schlüsselkomponente des Parabolrinnenkollektors. Quelle: Schott AG Um die Vorteile der direkten Dampferzeugung zu nutzen und gleichzeitig die Risiken durch unerwünschte Betriebszustände zu vermeiden, wurden verschiedene Prozesskonzepte entwickelt: Das Zwangsdurchlaufverfahren besticht durch den einfachen Aufbau. Das in den Kollektorstrang eingespeiste Wasser wird in einem Durchlauf vorgewärmt, vollständig verdampft und anschließend überhitzt. Beim Rezirkulationskonzept verdampft nicht die gesamte eingespeiste Wassermenge, sondern es wird ein Wasser-Dampf-Gemisch in einen Druckbehälter geleitet und dort aufgrund der Schwerkraft separiert. Dieses Konzept ist sehr robust, verursacht allerdings höhere Kosten durch den erforderlichen Druckbehälter, die Rezirkulationspumpe und Verluste in der Rezirkulationsleitung. Das erste kommerzielle Parabolrinnenkraftwerk, bei dem auf das Thermoöl verzichtet und der Dampf direkt in den Absorberrohren erzeugt wird, wurde in Kanchanaburi (Thailand) Ende 2011 in Betrieb genommen. Die Anlage mit einer Nennleistung von 5 MW arbeitet bei 30 bar und 330 C. In bereits geplanten Folgeprojekten sollen Anlagengröße und Frischdampfparameter gesteigert werden. Das Luftbild der Anlage (Abb. 4) zeigt deutlich die Aufteilung eines größeren Teilfelds zur Vorwärmung und Dampferzeugung und ein kleineres Überhitzerfeld. Da zur Zeit noch keine kostengünstigen Dampfspeicher zur Verfügung stehen, bietet sich die solare Direktverdampfung zunächst für kleinere Anlagen oder Hybridkraftwerke an, in denen solare und fossile Energie kombiniert werden. Aufgrund der an den jeweiligen Einspeisepunkt anpassbaren Dampfzustände können bei der Integration mit Gas- und Dampfkraftwerken die solaren Anteile gesteigert werden. Auch für die Brennstoffeinsparung und entsprechende Vermeidung von CO 2 -Emissionen in Kohlekraftwerken durch Integration eines solaren Dampferzeugers werden Konzepte entwickelt. Thermoöl. Dies ermöglicht höhere Prozesswirkungsgrade und höhere Speicherkapazitäten bei gleichem Speichervolumen. Das gebräuchlichste Salz ist eine Mischung aus Natrium- und Kaliumnitrat und hat einen Schmelzpunkt von 238 C. In Zeiten ohne Einstrahlung sind daher besondere Vorkehrungen erforderlich, um ein Einfrieren des Salzes zu verhindern. Die einfachste Maßnahme ist ständige Rezirkulation von warmem Salz, um die Anlage auf Temperatur zu halten. Dies ist mit entsprechenden Wärmeverlusten verbunden. Deshalb wird an der Entwicklung von Salzmischungen mit möglichst niedrigem Schmelzpunkt geforscht. Dabei ist zusätzlich darauf zu achten, dass diese Mischungen auch bei hohen Tempe- Alles in einer Röhre Im Rahmen des Projektes DUKE (Durchlaufkonzept Entwicklung und Erprobung) wurde auf der Plataforma Solar de Almería die bestehende DISS-Versuchsanlage (Direct Solar Steam) auf 1000 m Länge erweitert und mit zusätzlicher Messtechnik ausgestattet. In den Receiverrohren der Parabolrinnen wird Dampf direkt für die Stromproduktion erzeugt. Das ermöglicht höhere Temperaturen und spart Anlagenkomponenten sowie Zwischenschritte. Salzschmelze als Wärmeträger Salzschmelze hat sich als Speichermedium bereits im kommerziellen Maßstab bewährt. Der Einsatz ähnlicher Salze als Wärmeträgermedium hat nicht nur eine große Einsparung bei der Anlagentechnik zur Folge, sondern erlaubt die Erhöhung der Betriebstemperatur gegenüber Abb. 15 Die Testanlage DUKE auf der Plataforma Solar de Almería
10 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 16 Beispiel eines Sonnensensors Quelle: Flagsol GmbH Abb. 17 Flüssigsalzspeicher im Andasol-Kraftwerk Abb. 18 Tagesgang eines Parabolrinnenkollektors am Beispiel eines 50-MW-Kraftwerks am Standort Barstow (Kalifornien) Quelle: J. Dersch, DLR raturen noch stabil bleiben, nicht korrosiv wirken und kostengünstig sind. Aussichtsreich erscheinen Nitratsalzmischungen mit drei oder mehr Komponenten. Chlorid- Mischungen werden ebenfalls untersucht, bringen jedoch verstärkte Korrosionsprobleme mit sich. Die erste Anwendung dieser Technologie im Kraftwerksmaßstab wurde von ENEL und Archimede Solar im Juli 2010 in Priolo Gargallo auf Sizilien in Betrieb genommen. Das Kollektorfeld umfasst rund 30.000 m 2 Kollektorfläche und heizt die Salzschmelze auf 550 C. Der mit der heißen Salzschmelze erzeugte Dampf wird in den Dampfkreislauf des benachbarten Gas- und Dampfturbinenkraftwerks der ENEL eingespeist und trägt dort mit rund 5 MW zur Stromerzeugung bei. Systemstudien zeigen ökonomische Vorteile für Anlagen mit Salzschmelze besonders bei großen Nennleistungen (> 150 MW el ) und Speichern mit Kapazitäten von 10 bis 12 Volllaststunden. Speicherkonzepte Wärmespeicher erfüllen in solarthermischen Kraftwerken zwei wesentliche Aufgaben: Zum einen können bereits relativ kleine Speicher als Puffer zum Ausgleich schwankender Einstrahlung eingesetzt werden und so einen stabilen Betrieb der Anlage erleichtern. Zum andern kann mit großen Speichern die Betriebszeit des Kraftwerksblocks über die Zeiten mit verfügbarer Einstrahlung hinaus verlängert oder völlig davon abgekoppelt werden. Die Speichergröße wird häufig in Volllaststunden angegeben, das ist die Anzahl der Stunden, welche das Kraftwerk mit voller Leistung allein aus dem Speicher betrieben werden könnte. Pufferspeicher haben typischerweise eine Kapazität von ½ bis 1 Volllaststunde, während große Speicher mit 8 bis 12 Volllaststunden im Prinzip einen Kraftwerksbetrieb rund um die Uhr ermöglichen können. Verbreitet sind Speichersysteme, bei denen eine Salzschmelze von einem kalten Tank (etwa 290 C) in einem Wärmetauscher durch Wärmeträgeröl aus dem Solarfeld auf etwa 390 C erhitzt und dann in einem heißen Tank gespeichert wird. Die Speicherkapazität hängt ab von der Temperaturdifferenz zwischen heiß und kalt, dem Fassungsvermögen der Tanks und der sogenannten spezifischen Wärmekapazität des Speichermediums. Dies ist die Wärmemenge, die ein Kilogramm Speichermedium je Grad Temperaturerhöhung aufnehmen kann. Da die Speicherkosten wesentlich von der Menge des Speichermaterials bestimmt werden, werden möglichst kostengünstige Speichermedien mit hoher Wärmekapazität eingesetzt und eine hohe Temperaturspreizung zwischen beladenem und entladenem Zustand angestrebt. Solarfeld Leistung in MWh 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9101112131415161718192021222324 Uhrzeit (17. Juni) Leistung DNI (direkte Normalstrahlung) 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 DNI in W/m² Bei der Dampferzeugung wird ein großer Anteil der Wärme bei konstanter Temperatur für den Phasenwechsel von flüssigem Wasser zu Dampf benötigt. Deshalb ist dort ein Speicher wünschenswert, der ebenfalls auf konstantem Temperaturniveau Wärme aufnehmen und abgeben kann. Diese Eigenschaft bieten sogenannte Latentwärmespeicher, bei denen die bei einem Phasenwechsel von flüssig zu fest frei werdende Energie genutzt wird. Das Beladen eines solchen Speichers erfolgt durch kondensierenden Dampf. Die freigesetzte Wärme wird an das feste Salz übertragen und beginnt dieses zu schmelzen. Im beladenen Zustand ist das gesamte Salz im Speicher flüssig (Abb. 17). Zum Entladen wird Wasser eingeleitet, das der Salzschmelze Wärme entzieht, sodass diese nach und nach erstarrt, während das Wasser verdampft. Eine große Herausforderung bei der Konzeption solcher Speicher besteht darin, dass das erstarrende Salz eine schlecht wärmeleitende Kruste auf den Verdampferrohren bildet und so eine effiziente Entladung hemmt.
BINE-Themeninfo II/2013 11 Aus der Praxis Aktuelle Kraftwerkskonzepte Im Portrait Welche Rolle spielen solarthermische Kraftwerke in 15 Jahren? Prof. Dr. Robert Pitz-Paal Institutsdirektor am Institut für Solarforschung, DLR Niels Bohr hatte sicher Recht, als er sagte: Prognosen sind schwierig, insbesondere wenn sie die Zukunft betreffen. Daher möchte ich lieber erläutern, welche Rolle solarthermische Kraftwerke spielen könnten: Bis 2028 sind mehr als 50 GW an solarthermischen Kraftwerken mit Speichertechnik implementierbar, die auch in den Abendstunden eine gesicherte Stromversorgung zur Verfügung stellen, die die Fluktuationen von Wind- und PV-Strom ausgleicht. Die Preise sind soweit gefallen, dass ein massiver Ausbau der Technologie ohne umfangreiche Subventionen möglich ist. Klimaschutz wird damit auch ökono - misch attraktiv. Unternehmen sind als Partner in die Wertschöpfung eingebunden und es gibt zahlreiche Kooperationen mit deutschen Firmen und Forschungsinstituten. Dies geschieht nur, wenn heute gezielt in eine solche Entwicklung investiert wird. Dazu braucht es jetzt auch langfristig angelegte substanzielle finanzielle Anreize, die ein klares Signal an die Wirtschaft sind. G Dr. Nikolaus Benz Geschäftsführer SCHOTT Solar CSP GmbH Collector Field Collector Field Back-Up- System Back-Up- System Den heutigen Stand der Technik repräsentieren die in Spanien errichteten Anlagen vom Typ Andasol (Abb. 19, oben) mit einer Leistung von 50 MW el und integriertem Wärmespeicher für rund 8 Volllaststunden. Stahlstrukturen mit parabolisch gekrümmten Glasspiegeln bilden Konzentratormodule mit einer Aperturweite von rund 5,8 m und 12 m Länge, die zu 150 m langen Kollektoren zusammengesetzt werden. Die Absorberrohre haben eine selektiv beschichtete Oberfläche und sind von einem evakuierten Glashüllrohr umgeben. Als Wärme trägermedium dient ein Thermoöl, im Wärmespeicher wird eine kostengünstigere Salzschmelze eingesetzt. 18 Anlagen dieser Technologie mit einer Kollektorfläche von jeweils rund 500.000 m 2 sind in Spanien bereits am Netz, zusätzlich weitere 22 Anlagen ohne Speicher mit entsprechend verkleinertem Kollektorfeld (jeweils rund 350.000 m 2 ). 6 Anlagen befinden sich noch im Bau, sodass Ende 2013 etwa 2,3 GW aus Parabolrinnenkraftwerken G in Spanien bereitgestellt werden können. Ein solar-hybrides Kraftwerkskonzept, Hot Tank bei dem der fossile Brennstoff möglichst effizient genutzt wird, ist die Kombination einer Parabolrinnenanlage mit einem Gas- und Dampfkraftwerk (GuD-Kraftwerk). Der durch die Solaranlage zusätzlich erzeugte Dampf wird an geeigneter Stelle in den Dampfkreislauf des GuD-Kraftwerks eingespeist. Dies senkt die solarspezifischen Investitionskosten der Anlage und steigert den Solarertrag, da weniger Zeit und Cold Solarenergie Tank zum täglichen Start-up und Vorwärmen benötigt wird. Allerdings bleibt der realisierbare Solarbeitrag relativ gering. Das 2009 in Kuraymat (Ägypten) fertig gestellte Kraftwerk dieses Collector Typs hat Field bei einer Back-Up- Gesamtleistung Storage- von 140 MW el Power eine Solarfeldleistung Block von 20 MW el. Ähnliche System Anlagen wurden Systemauch in Marokko (Ain Bni Mathar, 470 MW el ) und Algerien (Hassi R Mel, 150 MW el ) errichtet. Auch das Archimede- Kraftwerk in Italien (130 MW el mit 5 MW el Solaranteil) und das Martin Next Generation Solar-Kraftwerk in Florida (3.780 MW el Gesamtleistung mit 75 MW el Solarbeitrag) gehören in diese Kategorie. Weitere Planungen gibt es unter anderem für Standorte in Mexiko und Indien. Storage- System Hot Tank Cold Tank Storage- System HTF-System Power Block Power Block Abb. 19 Gegenüberstellung von Andasol- und Molten-Salt-Anlage: Im oberen Fall wird die Wärme vom Thermoöl auf das Salz (grün) zur Speicherung übertragen, im anderen Fall ist das Salz selbst Wärmeträger im Kollektorkreislauf. G Wenn man die enormen technischen Fortschritte betrachtet, die die CSP-Industrie alleine in den vergangenen fünf Jahren erzielt hat, dann fällt folgende Aussage nicht schwer: Solarthermische Kraftwerke werden in den nächsten 15 Jahren ihren Anteil an der Stromversorgung rund ums Mittelmeer signifikant steigern. Sie haben im Mix der erneuerbaren Energien eine wichtige Aufgabe und damit ein großes Potenzial. Der Strom, den solarthermische Kraftwerke erzeugen, ist sehr gut regel- und speicherbar und kann damit den Lastprofilen angepasst werden. Das ist für die schwach ausgebauten Versorgungsnetze Nordafrikas von großer Bedeutung. Seitens der Industrie werden wir weiter in Forschung & Entwicklung investieren, um die Erzeugung von CSP-Strom noch wirtschaftlicher zu machen. Gleichzeitig werden sich durch neue Kraftwerksprojekte in den Betreiberländern eigene Industrien herausbilden und zum Wirtschaftswachstum in den Regionen beitragen.
12 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 120 Lorem Das Kraftwerk ipsum dolor sit Kimberlina amet, consectetuer mit CLFR- adipiscing elit. Aenean (Compact commodo Technologie Linear ligula eget Fresnel dolor. Reflector) Aenean nutzt massa. ein Feld aus vielen parallelen Fresnel- Kollektoren mit Flachspiegeln und steht in Bakersfield im US-Bundesstaat Kalifornien. Quelle: Areva Kimberlina Fresnel das gekippte Liniensystem Eine Variante der Parabolrinnentechnik sind Fresnelanlagen, die heute weltweit mit einer Gesamtleistung von rund 45,5 MW in Betrieb sind. Die Fertigungskosten sind gegenüber der Parabolrinne geringer. Wegen der weniger starken Konzentration der Sonnenstrahlung haben Fresnel-Kollektoren höhere optische Verluste, was zu einer geringeren Effizienz führt. Fresnelkollektoren sind linienkonzentrierende Systeme, deren Receiver im Gegensatz zu Parabolrinnenanlagen nicht nachgeführt wird. Stattdessen werden die bodennahen Spiegellamellen, die Primärspiegel, im Tagesverlauf um die Nord-Süd-Achse gekippt und konzentrieren die Solarstrahlung auf den über ihnen feststehenden Receiver (Abb. 22). Die Primärspiegel sind je nach Bauweise plan oder leicht gekrümmt und werden jeweils von einem Motor oder Seilantrieb präzise der Sonne nachgeführt. Als Spiegelmaterial werden meist Glasspiegel eingesetzt. Diese werden auf einer Metallstruktur befestigt. Der Receiver befindet sich in der Fokallinie und besteht oft aus einem Metallrohr, das sich über einen gesamten Kollektorstrang erstreckt. Dieses ist mit einer selektiven Absorberbeschichtung versehen, um die Umwandlungsverluste möglichst gering zu halten. Über dem Absorberrohr ist ein Sekundärreflektor angebracht. Er wirft die Strahlung, die nicht direkt auf den Absorber trifft, zurück. Um die Wärmeverluste des Absorbers zu minimieren, wird typischerweise der Receiver mit einer Glasscheibe unterhalb des Absorbers geschlossen, sodass die Strahlung der Primärspiegel ungehindert hindurchtreten kann, der Absorber aber vor Windeinflüssen geschützt wird. Kostengünstiges Konzept Verglichen mit Parabolrinnen können Fresnelkollektoren kostengünstiger hergestellt werden. Da die Primärspiegel bodennah angebracht sind, sind sie jederzeit leicht für Reparatur- oder Reinigungsarbeiten erreichbar und können wegen der relativ geringen Windkräfte mechanisch weniger aufwendig gebaut werden. Zudem ist eine höhere Modularität des Kollektorfeldes möglich und keine oder nur eine geringe plastische Verformung der Glasspiegel erforderlich. Auch die Fundamente müssen weniger Lasten aufnehmen und können je nach Größe des Kollektors sogar durch kostengünstige Bodenanker ersetzt werden. Der über dem Spiegelfeld befindliche Receiver kann durch einfache Stahlblechprofile abgestützt und durch Seilabstrebungen in seiner Lage fixiert werden. Durch die Verwendung eines Sekundärreflektors ist der Einsatz günstigerer, nicht evakuierter Receiver denkbar. Dadurch, dass die Receiver ortsfest sind, ist eine geringere Anzahl von Ausgleichsbögen und flexiblen Verbindungsstellen (z. B. Kugelgelenken) erforderlich. Zuletzt ist aufgrund der kompakteren Konstruktion der spezifische Landverbrauch geringer, was neben den geringeren Landerwerbskosten auch zu einer Reduktion der Bodenarbeiten führt. Die einfachere und kostengünstigere Bauweise bringt allerdings auch Nachteile verglichen mit einem gleichgroßen Parabolrinnenkollektor. Der Jahresertrag eines Fresnelkollektors fällt mit etwa 71 % eines gleich großen Parabolrinnenkollektors erheblich geringer aus. Aufgrund stärkerer Verschattungsverluste in den Morgenund Abendstunden weist der Fresnelkollektor unregelmäßigere Leistungszufuhr und somit häufigere Teillastzeiten der Turbine auf. Der Grund liegt darin, dass die Spiegellamellen sich bei niedrigem Sonnenstand gegenseitig teilweise verschatten und somit weniger Strahlung zum Receiver gespiegelt wird. Zudem deckt sich beim Parabolrinnenkollektor die Hauptachsenebene des Spiegels mit der Ebene aus Sonnenstand und Receiver, während beim Fresnelkollektor die Hauptachse jedes einzelnen Primärspiegels immer die Winkelhalbierende von Sonnenstand und Receiverrichtung ist. Das führt zu größeren Kosinusverlusten. Weitere zusätzliche Verluste entstehen aufgrund der längeren Fokallänge und Einbußen am Sekundärreflektor durch Absorption und Streuung. Fresnelkollektoren dürfen etwa 70 % der spezifischen Kosten von Parabolrinnenkollektoren nicht überschreiten, um trotz des geringeren Ertrags wettbewerbsfähig zu sein. Dies wird aufgrund der potenziell günstigeren Bauweise als erreichbar angesehen.
BINE-Themeninfo II/2013 13 7.45e+02 7.01e+02 6.56e+02 6.12e+02 5.67e+02 5.23e+02 4.78e+02 4.34e+02 3.89e+02 3.45e+02 3.00e+02 Abb. 21 Temperaturverteilung im Receiver bei einer Fluidtemperatur von 700 Kelvin. Quelle: Mertins 2009 Sonnenstrahlung Sekundärreflektor Fresnelreflektor Absorberrohr Abb. 22 Funktionsprinzip eines Fresnelkollektors: Die Spiegellamellen konzentrieren die Solarstrahlung auf den über ihnen feststehenden Receiver. Quelle: DBU Derzeit sind nach Entwicklung und Tests von Prototypen erste größere Demonstrationsanlagen im Aufbau oder bereits in Betrieb. Prinzipiell können in Fresnelsystemen zwar die gleichen Wärmeträgermedien wie in Parabolrinnensystemen eingesetzt werden. Die Entwickler setzen jedoch derzeit vorwiegend auf die direkte Dampferzeugung aus Wasser für den Betrieb einer Turbine (Novatec Puerto Errado 30 MW) oder auf eine Speisewasservorwärmung in fossilen Kraftwerken, wie Braun- oder Steinkohlekraftwerken. Konstante Dampftemperatur Die größten technischen Herausforderungen liegen neben der kostengünstigen Herstellung der Anlagen einerseits in der Bereitstellung konstanter Dampfparameter, andererseits in der Beherrschung der hohen Temperaturen um 500 C am Receiver (Abb. 21). Die Dampfqualität am Austritt eines Kollektorstrangs kann durch ein sogenanntes One-Through-Regelungskonzept für den Dampfmassenstrom gewährleistet werden, sodass mit Hilfe einer Massenstromregelung der schwankenden Einstrahlung oder dem Kollektorwirkungsgrad durch veränderten Sonnenstand Rechnung getragen wird. Zur Regelung der Dampfparameter kann auch zusätzliches Wasser am heißen Ende des Solarfeldes eingespritzt werden. Weiterhin besteht die Möglichkeit, durch den Einsatz von Kurzzeit-Dampfspeichern oder durch Hybridisierung, d. h. der gezielten fossilen Zufeuerung, die Dampfparameter zu stabilisieren. Neben dem One-Through-Regelungskonzept, bei dem die Erwärmung, Verdampfung und Überhitzung in einem Strang stattfinden, ist auch eine Regelung mit zweigeteiltem Solarfeld möglich. Im ersten Abschnitt findet die Erwärmung und Verdampfung des Wassers statt. An einem Dampfabscheider wird anschließend der Flüssig- und Dampfanteil des Sattdampfes getrennt. Während der Flüssiganteil rezirkuliert, wird der Dampfanteil in den zweiten Abschnitt, den Überhitzer, geleitet. Derzeit existiert für die direkten Dampferzeugungskonzepte noch kein kommerzielles Speichersystem zur mehrstündigen Überbrückung von Wolkendurchgängen oder den längeren Betrieb in den Abendstunden, wenn keine Sonne mehr scheint, jedoch die Nachfrage nach Strom noch hoch ist. Daher sind sogenannte Phasenwechselspeicher derzeit in der Entwicklung. Die in Fresnelanlagen angestrebten Prozesstemperaturen von bis zu 500 C bei Drücken um 100 bar an der Turbine erfordern entsprechende Wandstärken der Absorberrohre (Drücke von bis zu 130 bar am Eintritt Solarfeld). Da die Temperaturdifferenz zwischen Außen- und Innenoberfläche gegenüber dünnwandigen Rohren steigt, wird die selektive Absorberbeschichtung zusätzlich belastet. Aller dings wird das Rohr auch im Umfang etwas gleichmäßiger bestrahlt, was diesem Effekt entgegenwirkt. Der Sekundärreflektor umschließt das Receiverrohr ohne zusätzliche Kühlung und muss Temperaturen von ca. 200 C langfristig standhalten. Spaniens erstes kommerzielles Fresnel-Kraftwerk Puerto Errado 2 (PE2) des Herstellers Novatec Solar ist das erste kommerzielle auf Fresnel-Technologie basierende solarthermische Kraftwerk und seit August 2012 in Betrieb. Das Kraftwerk besteht aus zwei separaten 15-MW el -Kraftwerken mit jeweils eigenem Solarfeld, Turbine und B.O.P. (balance of plant) mit Speisewasserversorgung, Pumpen und mit Kühlanlagen (Kondensator). Bei Bedarf können beide Solarfelder gekoppelt werden, um eine Turbine anzusteuern. Dies erlaubt es den Kraftwerksbetreibern im Winter und bei schlechteren Einstrahlungswerten, eine Turbine auf Volllast statt zwei Turbinen in Teillastbetrieb zu fahren. Das Grundprinzip des Kraftwerkes ist aus dem Grobschema ersichtlich. Über eine Frischwasserpumpe wird Wasser ins Solarfeld gepumpt. Im Solarfeld findet eine Erwärmung mit anschließender Verdampfung statt. Da es sich beim PE2-Kraftwerk um eine Sattdampfanlage handelt, findet keine Überhitzung statt. Am Austritt des Solarfeldes fließt Sattdampf bei ca. 270 C und 55 bar mit einem Restwasseranteil in eine Dampftrommel. Über einen Dampfabscheider wird trockener Sattdampf über einen finalen Dampfabscheider zur Turbine geleitet; dort entspannt sich der Dampf und thermische Energie wird in kinetische Energie umgewandelt, die wiederum mittels eines Generators in elektrische Energie umgewandelt wird. Der entspannte Dampf wird über einen Luft-Rückkühler kondensiert und anschließend in einem Kondensatbehälter aufgefangen. Über einen Entlüfter wird das Wasser wieder in den Kreislauf geleitet. Der Flüssiganteil des Sattdampfes wird mit einer Rezirkulationspumpe der Dampftrommel entnommen und dem Solarfeld wieder zugefügt.
14 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 23 Das kalifornische Kraftwerk Ivanpah ist derzeit das größte thermische Solarturmkraftwerk weltweit. Quelle: BrightSource Energy / Flickr Turmkraftwerk bündelt Sonne punktgenau Hohe Betriebstemperaturen von rund 1.000 C und mehr können solare Turmkraftwerke leisten. In Verbindung mit einer Gasturbine sind so solarthermische Kraftwerksprozesse mit hoher Effizienz möglich. In Forschungsprojekten wird das Kraftwerkskonzept mit volumetrischem Luftreceiver sowie notwendigen Komponenten weiterentwickelt und getestet. Zentrale Erkenntnisse für diese Technologie sind Ergebnisse des Versuchskraftwerks Jülich. Abb. 24 Anlagenschema: Heliostate konzentrieren das Sonnenlicht auf die Spitze des Turms zum Receiver. Solare Turmkraftwerke gehören zu den punktfokussierenden Systemen. Diese Systeme sind dadurch gekennzeichnet, dass die solare Direktstrahlung auf einen Punkt, den sogenannten Brennpunkt, konzentriert wird. Es können deutlich höhere Konzentrationsfaktoren als mit linienfokussierenden Systemen erreicht werden, wodurch die optimale Betriebstemperatur im Receiver erhöht werden kann. Dies ermöglicht die Einkopplung in Kraftwerksprozesse mit besseren Prozessparametern und damit höhere Wirkungsgrade. Es ergibt sich ein höherer Gesamtwirkungsgrad bei der Wandlung von Solarstrahlung in Strom, daraus resultieren potenziell niedrigere Stromgestehungskosten. In einem Solarturm-Kraftwerk (Abb. 24) lenkt eine Vielzahl von zweiachsig nachgeführten Konzentratorspiegeln, den Heliostaten (Abb. 25), das Sonnenlicht auf die Spitze eines Turmes. Dort befindet sich der zentrale Receiver, in dem die konzentrierte Solarstrahlung absorbiert und in Hochtemperatur-Wärme umgewandelt wird. Ein Wärmeträgermedium führt die Wärme ab und gibt sie direkt an den Kraftwerksprozess oder an einen Speicher weiter. In Solarturm-Systemen wird die Strahlung 500- bis 1.000- fach konzentriert, womit sich Receiver-Temperaturen bis 1.200 C erreichen lassen. Solarturm-Kraftwerke unterscheiden sich in der Art des Wärmeträgermediums, des Receivers und des Kraftwerksprozesses. Je nach Bedarf werden thermische Speicher in das Kraftwerk integriert, um die Stromerzeugung an den aktuellen Strombedarf anzupassen. Durch die Installation eines Zusatzbrenners kann das Kraftwerk im Bedarfsfall auch ohne Solarwärme betrieben werden, es entfällt damit die Notwendigkeit, teure Reservekapazitäten im Stromnetz vorzuhalten. Heliostate bündeln die Sonne Heliostatfeld Receiver Heißluft Rückführluft Speicher Dampferzeuger Turbine Dampf Generator G Kondensator Kondensat Die Konzentration der solaren Direktstrahlung erfolgt mit vielen Heliostaten, die meist aus einer leicht gekrümmten Glasfläche bestehen. Diese Fläche wird durch die Feldsteuerung über einen Zweiachsen-Antrieb der Sonnenbewegung so nachgeführt, dass die reflektierte Solarstrahlung auf den Receiver konzentriert wird. Derzeitige Heliostate sind zwischen 1 und 140 m 2 groß. Um die gewünschte hohe Strahlungskonzentration zu er reichen, brauchen Heliostate eine hohe optische Qualität der Spiegelfläche und eine exakte Nachführung. Die Nachführung eines Heliostaten erfolgt über elektrische Drehoder Linearantriebe. Einige Neuentwicklungen verwenden hydraulische Aktuatoren. Systematische Abweichungen in der Nachführbewegung können über geeignete Kali-
BINE-Themeninfo II/2013 15 Aus der Praxis Solarturm in Anadalusien Abb. 25 Heliostat mit 120 m² großer Spiegelfläche Die Solarturmanlage Gemasolar (Abb. 26 und 27) wurde nahe der südspanischen Stadt Córdoba errichtet. Sie hat eine elektrische Leistung von knapp 20 MW und nutzt Flüssigsalz als Wärmeträger- und Speichermedium. Das im Receiver erhitzte Salz wird einem Speicherbehälter zugeführt und von dort über einen Wärmetauscher zur Dampferzeugung genutzt. Danach strömt das abgekühlte Flüssigsalz in einen weiteren Speicherbehälter, von dem es bei Sonnenschein zum Rohrreceiver gepumpt und wieder erhitzt wird. Solare Energieeinkopplung und Stromerzeugung können damit vollkommen unabhängig voneinander erfolgen, solange heißes Salz im Speicher ist. Durch die Überdimensionierung des Heliostatenfeldes wird tagsüber so viel Solarenergie eingesammelt, dass die Anlage im Sommer 24 Stunden am Tag Strom produzieren kann. Die Anlage nutzt 2.650 Heliostaten mit einer Fläche von je 115 m 2. Der Turm hat eine Höhe von 140 m. briermethoden minimiert werden. Heutige Heliostate werden über Kabel angesteuert und mit Energie für die Nachführung versorgt, neue Entwicklungen gehen über auf funkgesteuerte Heliostate mit lokaler Energieversorgung über kleine PV-Module. Heutzutage werden vor allem Wasser/Dampf, Flüssigsalz oder Luft als Wärmeträgermedium eingesetzt. Während Dampf direkt in einem Dampfturbinenprozess zur Stromerzeugung genutzt werden kann, wird bei Flüssigsalz oder Luft die Wärme über Wärmetauscher an den Kraftwerksprozess abgegeben. Für innovative Solarturmkonzepte wird für höhere Temperaturen derzeit die Nutzung von Flüssigmetallen oder keramischen Partikeln untersucht. Der Receiver Der Strahlungsempfänger bzw. Receiver wandelt die stark konzentrierte Solarstrahlung in Hochtemperaturwärme um und gibt diese an das Wärmeträgermedium ab. Die Art des Receivers hängt wesentlich vom gewählten Wärmeträgermedium ab. In Rohrreceivern strömt das Medium direkt durch bestrahlte, schwarz beschichtete Absorberrohre aus Hochtemperatur-Metalllegierungen. Für die geforderten Leistungen (bis zu mehrere 100 MW pro Receiver) werden viele parallele Rohre zu Paneelen zusammengefasst und miteinander verbunden, ähnlich dem Kessel eines fossilen Dampferzeugers. Abb. 26 Solarturm-Anlage Gemasolar in Spanien Quelle: Beyond Coal and Gas / Flickr Für Luft werden auch sogenannte volumetrische Absorber verwendet, die die Strahlung im Volumen einer hochporösen Keramikstruktur absorbieren und so die durchströmende Luft erhitzen. Im solaren Demonstrationskraftwerk Jülich werden Parallelkanal-Monolithe aus Siliziumkarbid eingesetzt, um die Luft durch die absorbierte Solarstrahlung auf 680 C zu erhitzen. Die Sonnenernte speichern Thermische Speicher können die eingesammelte Solarwärme aufnehmen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder weitgehend verlustfrei an den Kraftwerksprozess abgeben. Der Speichertyp richtet sich nach dem verwendeten Wärmeträgermedium. Für Dampfsysteme existieren Druckspeicher, die wegen ihrer begrenzten Speicherdau- Abb. 27 Der Solarturm der Gemasolar-Anlage hat eine Höhe von 140 m. Quelle: Beyond Coal and Gas / Flickr
16 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 28 Das 377 MW große Kraftwerk Ivanpah steht in der kalifornischen Mojave-Wüste und umfasst drei Türme. Quelle: BrightSource Energy / Flickr Abb. 29 Nahaufnahme des Solarturms Quelle: BrightSource Energy / Flickr er eher zum Ausgleich von Wolkendurchgängen dienen. Speicher für Dampfsysteme mit längeren Speicherdauern befinden sich erst in der Entwicklung, dabei wird eine Kombination aus sensibler und latenter Speicherung favorisiert. Für Flüssigsalz werden aktuell Zweitank- Systeme verwendet: Das solar auf 565 C erhitzte Flüssigsalz wird in einem heißen Speichertank gesammelt und zur Stromerzeugung von dort zum Kraftwerksprozess gepumpt. Das dabei auf 290 C abgekühlte Flüssigsalz wird in einem zweiten Salztank gesammelt und, wenn genügend Solarenergie zur Verfügung steht, im Receiver wieder auf 565 C aufgeheizt. Für Luftsysteme werden sogenannte Regeneratorspeicher eingesetzt, die meist keramische Speicherelemente in Form eines Festbettes (gestapelte oder aufgeschüttete Formkörper) nutzen. Zum Beladen wird das Festbett von oben nach unten mit der aufgeheizten Luft durchströmt, Betriebsmodi eines Turmkraftwerks Mit leerem Speicher kann das Solarkraftwerk morgens bei Bedarf bereits vor Sonnenaufgang mit dem Zusatzbrenner den Betrieb aufnehmen (Modus 1). Nach Sonnenaufgang übernimmt die eingekoppelte Solarenergie (rote Linie) zunehmend die Wärmeerzeugung, der Brennstoffeinsatz wird sukzessive zurückgefahren. Wenn der Speicher abends vollständig gefüllt ist, wird die Leistung des Solarfelds so reduziert, dass sie dem aktuellen Leistungsbedarf des Kraftwerkblocks entspricht (Modus 3). Nach vollständiger Entleerung des Speichers kann bei Bedarf die Zusatzfeuerung die Stromerzeugung sicherstellen (Modus 5). thermische Energie Q Aux. Brenner Q A zum Speicher Q Dumping +Q S Q D 1 2 3 4 5 solare Wärmeeinkopplung Q C thermische Last Q L Abb. 30 Die Abbildung zeigt beispielhaft die verschiedenen Betriebsmodi eines Turmkraftwerks. vom Speicher -Q S Q Aux. Brenner Q A Zeit dabei wird die Wärme von der Luft an das Speichermedium übertragen. Zum Entladen wird der Speicher in umgekehrter Richtung mit Luft durchströmt, diese heizt sich dabei entsprechend auf. Der Kraftwerksprozess In aktuellen Solarturm-Kraftwerken werden Dampfprozesse zur Stromerzeugung eingesetzt. Je nach System und Wärmeträgermedium erreichen diese Dampfprozesse derzeit einen thermischen Wirkungsgrad bis etwa 42 %. Mittelfristig streben die Forscher an, die Dampftemperatur weiter anzuheben, indem die Receiver-Temperatur erhöht wird. Der Wirkungsgrad-Vorteil der Dampfkraftwerkstechnologie kann genutzt werden, um die solaren Stromgestehungskosten weiter zu reduzieren, wie inzwischen in kohlebefeuerten Kraftwerken eingesetzt (600 bis 620 C). Eine Alternative stellen solar-beheizte hocheffiziente Gasturbinensysteme dar, die als GuD-Prozess oder als rekuperatives Gasturbinensystem ebenfalls thermische Wirkungsgrade über 45 % erreichen können. Ein Demonstrationskraftwerk mit solar unterstützter Gasturbine wurde 2012 in Spanien in Betrieb genommen. Es basiert auf einer 4,6 MW Gasturbine. Der Receiver befindet sich zwischen dem Verdichter und der Brennkammer der Gasturbine. Der verwendete Rohrreceiver kann die Luft auf Temperaturen bis 800 C vorheizen, durch Zufeuerung wird die Luft auf die nominale Turbinen-Eintrittstemperatur von 1.160 C aufgeheizt. Perspektive Die Solarturm-Technologie steht am Beginn der Markteinführung. Die Leistungsgröße von Kleinanlagen reicht von 100 kw el bis zu großen Kraftwerken mit mehreren hundert MW Leistung. Erste kommerzielle Anlagen mit einer Gesamtleistung von ca. 50 MW sind in Betrieb, weitere Solarturm-Kraftwerke mit fast 500 MW Gesamtleistung sind im Bau. Die Weiterentwicklung konzentriert sich auf Senkung der Investitionskosten, durch Serienfertigung und Standardisierung der Komponenten sowie auf die Komponenten und Subsysteme zur Steigerung der Wirkungsgrade. Um den Gesamtwirkungsgrad zu steigern, sollen die Prozesstemperaturen und die Anlagensteuerung erhöht werden.
BINE-Themeninfo II/2013 17 Abb. 31 HelioThrough- Kollektor-Testloop im Kraftwerk SEGS-V in Kalifornien Quelle: Flagsol GmbH Tests und Qualitätssicherung Die Qualität von Komponenten und Systemen in solarthermischen Kraftwerken ist ein entscheidendes Kriterium, um hohe Wirkungsgrade zu erreichen und die Kosten zu senken. Der Fokus liegt dabei auf der Entwicklung von geeigneten Messmethoden und -geräten, um Schwachstellen sichtbar zu machen und diese anschließend zu verbessern. Vor Einführung neuer Materialien und Komponenten in den Markt bis hin zum optimierten Betrieb von kompletten Anlagen ist eine Qualitätssicherung mit geeigneten Testund Qualifizierungsmethoden notwendig. Dabei handelt es sich um entsprechende Instrumente, Prüfstände und Messabläufe aber auch langfristige Aspekte, wie die Alterung der Komponenten, was unter realistischen Betriebsbedingungen abgedeckt werden muss. Mit Markteinführung solarthermischer Kraftwerke nimmt die Bedeutung dieses Bereichs weiter zu. Konzentratorspiegel spielen eine Schlüsselrolle beim effizienten Einsatz der Technik. Wichtige Messgröße ist der solar gewichtete, gerichtete Reflexionsgrad. Dieser gibt an, welcher Anteil der eintreffenden Strahlung innerhalb eines bestimmten Raumwinkels reflektiert wird und bestimmt damit, wie viel Strah - lung auf den Receiver trifft. Der Reflexionsgrad wird mit dem tatsächlichen Sonnenspektrum gewichtet, um nur die nutzbaren Anteile des Lichts mit einzubeziehen. Ziel ist, einen möglichst hohen Reflexionsgrad über eine möglichst lange Dauer zu erhalten. Es gibt verschiedene Typen von Spiegelmaterialien, von denen sich vor allem die Glasspiegel als tauglich erwiesen. Es gibt zurzeit zwei Gruppen von alternativen Materialien zu herkömmlichen Glasspiegeln: Aluminiumspiegel und Folien. Die ersten bestehen aus anodisierten Aluminiumblechen, auf denen reflexionserhöhende und schützende Schichten aufgebracht werden. Bei den Folien sind diese Schichten auf eine sehr dünne Polymerschicht aufgebracht. Beide Typen können möglicherweise kostengünstiger hergestellt, leichter installiert und flexibler eingesetzt werden. Veränderungen im Aufbau und Neuentwicklungen von Konzentratoren zwingen dazu, dass deren Qualität für einen langjährigen Außeneinsatz getestet wird. Dafür werden neben lang andauernden Außenbewitterungstests auch beschleunigte Alterungstests durchgeführt. In der Regel werden dabei Umwelteinflüsse (z. B. Temperatur, Feuchtigkeit, UV-Strahlung, Verschmutzung) verschärft, um die natürlich auftretende Degradation zu beschleunigen. Materialien müssen in einer festgelegten Dauer in diesen Tests widerstehen, ohne zu stark zu degradieren. Degradationsmechanismen sind Korrosionserscheinungen sowie Veränderungen an der Oberfläche (Abrasion, Verschmutzung). Geprüfte Qualität Da konzentrierende Solarkollektoren die einfallende Solarstrahlung auf einen Empfänger (Receiver) umlenken sollen, ist neben dem Anteil der reflektierten Strahlung (bestimmt durch den gerichteten Reflexionsgrad) auch die Richtung der reflektierten Strahlung von maßgeblicher Bedeutung. Letztere wird bestimmt durch die Einhaltung der idealen Spiegelform bzw. der Spiegelsteigung. Zur präzisen Vermessung wird ein optisches Messverfahren verwendet, welches auf der Methode der Deflektometrie beruht. Dabei wird eine Serie von Streifenmustern auf ein ebenes Target projiziert, die vom Spiegel reflektierten und deformierten Muster mit einer Kamera aufgenommen und die Abweichungen zur idealen Spiegelsteigung berechnet. Das Verfahren erlaubt die Messung und Bewertung von Einzelspiegeln beliebiger Geometrie im Labor, in der Spiegelfertigung und später im Solarfeld. Aktuelle Forschungsaktivitäten zielen auf die Standardisierung der Messrandbedingungen (z. B. Ausrichtung der Spiegel im Prüfaufbau, zu verwendende Haltestruktur),
18 BINE-Themeninfo II/2013 Abb. 32 Der Reflex des Absorberrohres in den Spiegelfacetten eines Parabolrinnenmoduls verrät Steigungsfehler (Form) der Spiegel. Abb. 33 Auf einem Heliostat reflektiertes Streifenmuster. die Übertragbarkeit der Laborergebnisse auf den eingebauten Zustand und die Einhaltung der Spiegelsollform in verschiedenen Betriebspunkten ab. Dazu werden Finite-Elemente-Modelle entwickelt und die einzelnen Einflussfaktoren untersucht. Zur Sicherstellung der Qualität solarthermischer Kraftwerke ist neben der Qualitätsprüfung der einzelnen Komponenten auch eine Qualitätssicherung bei Montage der Kollektoren, des Solarfeldes und des gesamten Kraftwerks nötig. Hier sind in der Regel produktionsintegrierte Mess- und Qualifizierungsverfahren aufgrund der direkten und zeitnahen Möglichkeit der Einflussnahme auf die Produktionsparameter den Feldmessverfahren vorzuziehen. Aufgrund der Kollektorgröße lassen sich jedoch nicht alle Qualifizierungsmaßnahmen in der Fertigungshalle durchführen. Deshalb werden auch Messverfahren für bereits aufgebaute Solarfelder benötigt. Feldmessverfahren werden zudem für Abnahmemessungen bei Inbetriebnahme von Solarfeldern eingesetzt oder zur gezielten Durchführung von Instandhaltungsarbeiten nach einigen Betriebsjahren. Kollektorqualifizierung aus der Luft Luftgestützte Messsysteme helfen, komplette Solarfelder optisch zu untersuchen. QFly (Abb. 34) nennt sich ein Messsystem, bestehend aus einer Flugdrohne, die wahlweise eine CCD-Kamera oder eine Infrarotkamera mit sich trägt. Je nach Einsatzzweck überfliegt QFly das Solarfeld in unterschiedlichen Routen und nimmt dabei Bilder im sichtbaren oder im Infrarotbereich des Spektrums auf. Aus den Bildern im sichtbaren Spektralbereich kann über deflektometrische Verfahren die Formtreue der Spiegeloberfläche bestimmt werden (Abb. 35). Ergänzend werden Ansätze aus der Photogrammetrie genutzt, um unter anderem Abweichungen des Absorberrohrs, von der Brennlinie zu detektieren. Damit lassen sich Verformungen der Struktur erkennen. Zudem kann mit diesen Daten der optische Wirkungsgrad der gesamten Anlage mittels Strahlverfolgung bestimmt werden. Aus den Infrarot-Bildern lässt sich die Oberflächentemperatur der Glashüllrohre der Absorber bestimmen. Selbst bei 400 C Betriebstemperatur sind diese Hüllrohre im Idealfall nur handwarm, dank der selektiven Beschichtung und des Vakuums im Inneren. Bei defekten Absorbern steigt die Hüllrohrtemperatur, was sich wiederum in den IR-Bildern erkennen lässt. x-achse [m] 2 1 10 5 0 1 2 0 5 Abb. 34 Ein Quadrocopter misst deflektometrisch Parabolrinnen- Konzentratoren aus der Luft. Je mehr Solarstrahlung auf den Receiver trifft, umso mehr Strahlungsenergie wird mit einem Kollektorsystem gesammelt. Wird diese Maximierung des sogenannten Inter- 0 2 y-achse [m] 4 6 8 10 0 Abb. 35 Steigungsabweichungen eines Parabolrinnenkollektors werden mit der Software QFly gemessen. 10
BINE-Themeninfo II/2013 19 Aus der Praxis Kollektoren auf dem Prüfstand Abb. 36 Photogrammetrische Messung: Der Kollektor wird aus verschiedenen Winkeln fotografiert. ceptfaktors ohne eine Erhöhung des Materialeinsatzes erreicht, kann das Kraftwerk günstiger elektrischen Strom erzeugen. Spiegelformen vermessen Häufig werden gekrümmte Spiegelfacetten auf einer Tragestruktur zusammengesetzt, um daraus z. B. eine linearkonzentrierende Parabolrinnenanlage oder einen punktkonzentrierenden Heliostaten für Turmkraftwerke zu bilden. Bei der Prototypentwicklung und im Herstellungsprozess von Spiegelfacetten sollte die Spiegelform vermessen werden. Bei der späteren Montage der Spiegelfacetten muss sichergestellt werden, dass die Facetten richtig auf der Haltestruktur ausgerichtet werden. Zudem muss die Haltestruktur geometrischen Anforderungen gerecht werden. Zur Vermessung der Form bzw. auch der Verformung unter z. B. Gravitationseinfluss werden häufig photogrammetrische Messmethoden angewendet (Abb. 33). Dabei werden auf die zu untersuchende Kollektorstruktur Marker aufgebracht, und diese dann aus unterschiedlichen Winkeln abfotografiert. Aus diesen zweidimensionalen Digitalfotos kann eine Photogrammetrie-Software die dreidimensionale Geometrie rekonstruieren, und es kann überprüft werden, ob die Geometrie der Kollektorstruktur innerhalb ihrer Toleranz liegt. Deflektometrische Messverfahren werden angewendet, um die Abweichung der Spiegelsteigung bzw. -form von ihrem Sollwert zu messen. Hierfür wird eine Serie von auf der Spiegeloberfläche reflektierten Streifenmustern (Abb. 35) mit einer Kamera aufgenommen und ausgewertet. Bei einer solaren Turmanlage kann die Bildaufnahme von einem zentralen Punkt auf Turmhöhe gemacht werden. Bei einer Parabolrinnen-Anlage existiert kein zentraler Punkt, sondern eine Fokallänge, in der das Receiverrohr installiert wird. Der Reflex dieses Rohres kann auf den Spiegeln der Parabolrinne fotografiert und die Daten prozessiert werden. Die Kamera kann dabei ortsfest am Boden stehen oder mit Hilfe einer fliegenden Plattform über das Solarfeld bewegt werden (Infobox QFly). Bei dem Messsystem QFly werden photogrammetrische und deflektometrische Techniken im Zusammenspiel mit automatischer Bildverarbeitung und -auswertung benutzt. Die Leistungsfähigkeit der Receiver in einer Parabolrinnenanlage wird durch zwei Eigenschaften beschrieben: dem optischen Wirkungsgrad und den thermischen Verlusten. Diese Eigenschaften werden an Laborprüfständen im Quarz-Zentrum des DLR zerstörungsfrei gemessen (Abb. 37). Zur Messung der thermischen Verluste wird der Receiver auf unterschiedliche Betriebstemperaturen erhitzt. Aus der Heizleistung kann dann auf die thermischen Verluste bei diesen Temperaturen geschlossen werden. Für die Bewertung des optischen Wirkungsgrades wird ein Receiver in einem Sonnensimulator bestrahlt. Die absorbierte Leistung wird über die Erwärmung des ihn durchfließenden Wassers, also kalorimetrisch, ermittelt. Eine besondere Herausforderung ist dabei, die erforderliche Messgenauigkeit von möglichst unter einem Prozent zu erreichen. Neben einer hohen Leistungsfähigkeit ist auch eine ausreichende Langlebigkeit gefordert, da ein späterer Austausch der im Solarfeld großflächig verbauten Receiver vermieden werden sollte. Zum Test der Haltbarkeit der Absorberschicht werden die Receiver beschleunigt gealtert, indem sie über mehrere Wochen überhitzt und anschließend ihre optischen und thermischen Eigenschaften erneut vermessen werden. Der Prüfstand Kontas (Abb. 38) wurde im Jahr 2010 auf der Plataforma Solar de Almería (PSA) errichtet, um ganze Kollektormodule testen zu können. Er befindet sich auf einer drehbaren Plattform, auf der Parabolrinnenkollektoren mit einer Länge von bis zu 20 m installiert werden können. Der Prüfstand erlaubt die Qualifikation aller Kollektorteilkomponenten, wie z. B. Metallstrukturen, Reflektoren, Receivern und flexiblen Rohrverbindungen, bis hin zu kompletten Kollektoren. Durch die zweiachsige Nachführung erlaubt er eine hohe Flexibilität bezüglich des Einfallswinkels von Solarstrahlung auf den Prüfkollektor. Der Prüfstand ist mit hochgenauer Sensorik ausgestattet, welche Wirkungsgradmessungen mit einer Unsicherheit von ±2 % erlaubt. Abb. 37 Quarz-Prüfstand: Sonnensimulator zum Testen von Parabolrinnenreceivern. Abb. 38 Kontas ist ein drehbarer Prüfstand für Parabolrinnenkollektoren.
20 BINE-Themeninfo II/2013 Regionale und technische Schwerpunkte Anders als die Photovoltaik (PV) und die Windenergie erzeugen solarthermische Anlagen mit Speichern keinen flukturierenden Strom. Ein Einsatz von solarthermischen Anlagen mit Speichern kann sogar dazu beitragen, dass mehr PV und Windenergie ins Netz eingespeist werden kann. Diese Technologie ist aufgrund des unterschiedlichen Sonnenstandes sowohl jahreszeitlich als auch von der Tageszeit und der Bewölkung abhängig. Ein großer Vorteil der Solarthermie gegenüber Windenergie und Photovoltaik ist die Möglichkeit, die gewonnene Wärme in Zeiten geringen Strombedarfs in großen Beton- oder Salzwärmespeichern, die direkt auf dem Kraftwerksgelände installiert sind, zu speichern. Somit kann ein solarthermisches Kraftwerk Stromschwankungen von mehreren Stunden oder sogar über die ganze Nacht mit Hilfe dieser mächtigen Speicher ausgleichen. Diese Speicher sind heutzutage schon gängige Praxis. Wie alle erneuerbaren Energien wird auch die Solarthermie in Zukunft stärker ausgebaut werden. Vor allem in Spanien und den USA werden solarthermische Anlagen gebaut und weiterentwickelt. Preiswerter erneuerbarer Strom ist zudem die Basis für eine nachhaltige Versorgung nordafrikanischer Länder mit Wasser. Dieses braucht die Region zur eigenen Versorgung fast noch dringender als Strom. Damit könnte die Meerwasserentsalzung, die heute nur in den ölreichen Golfstaaten betrieben wird, für alle Länder im Mittleren Osten und in Nordafrika (MENA-Region) erschwinglich werden und langfristig auch als Exportfaktor für die regionale Entwicklung dienen. Forscher gehen davon aus, dass vor allem die Länder in Nordafrika davon profitieren können und beobachten von Projekt zu Projekt einen steigenden Anteil an lokaler Wertschöpfung: Das bedeutet neue Arbeitsplätze und weniger Abhängigkeit von Rohstoffimporten. Viele Projektkonzepte gehen davon aus, dass ein schrittweiser Technologietransfer erfolgt und der wachsende Anteil der Anlagenkomponenten vor Ort gebaut werden kann. Durch den weiteren Ausbau kann Solar- und Windstrom schon in den nächsten zehn Jahren für viele Länder günstiger sein, als Öl und Gas zu Weltmarktpreisen zu importieren. Projektorganisation Ministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) 11055 Berlin Projektträger Jülich Forschungszentrum Jülich GmbH 52425 Jülich Förderkennzeichen 0325046 0325048A-B 0325086A-D 0325119A 0325144B-D 0325112A-C 0325232 Mehr vom BINE Informationsdienst >> Sonnenenergie in der Erde speichern. BINE-Projektinfo 01/2013 >> Die Sonnenseiten des Sattdampfes. BINE-Projektinfo 11/2011 >> Solarthermische Kraftwerke werden Praxis. BINE-Projektinfo 07/2008 >> Thermische Solaranlagen. BINE-basisEnergie Nr. 4 Links und Literatur >> www.desertec.org >> www.psa.es >> www.ciemat.es >> www.ivanpahsolar.com >> www.puertoerrado2.com >> www.estelasolar.eu >> www.solarpaces.org >> www.dlr.de/sf >> www.sollab.eu >> Mertins, M.: Technische und wirtschaftliche Analyse von horizontalen Fresnel-Kollektoren. Dissertation. Karlsruhe Univ. 2009, EKI DNB998376744 Kontakt Info Fragen zu diesem Themeninfo? Wir helfen Ihnen weiter: 0228 92379-44 Weitere Informationen zum Thema sind beim BINE Informationsdienst oder unter www.bine.info abrufbar. Konzept und Gestaltung: iserundschmidt GmbH, Bonn Berlin Layout: KERSTIN CONRADI Mediengestaltung, Berlin