1

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Solarturm Kraftwerke mit Hochtemperatur- Wärmespeicher

Robert Pitz-PaalSolarforschungInstitut für Technische Thermodynamik

2

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Parabolic Trough Power Tower Dish StirlingSolarkraftwerke

3

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Parabolic Trough Power Tower

Komponenten übertragen MWs an Leistung

Deutsche Industrie gehört zu den führenden Herstellern und Projektentwicklern

Heute 900 GWh pro Jahr

Netzgekoppelt Stromerzeugung

+ potentiell 15 GW bisl 2020bei 5-8 cents/kWh

+ 500 MW bis 2006 bei 12-18 cents/kWh

Source SolarPACES

1 9 8 0 1 9 9 0 2 0 0 0 2 0 1 0 2 0 2 0

So

lar

Ge

ne

ratio

n C

ost

in E

uro

Ce

nts

/kW

h

1 5

2 5

5 0

8

1 0 0

S p a n is hP r e m iu m s2 0 0 0 k W h / m ²

S E G S I I I - V I I

R & DD e m o

G r a n t s

I E A S S P S , C E S A - I

S O L A R O N E

S O L A R T W O

C a l i f o r n iaP r e m iu m s

2 7 0 0 k W h / m ² a

S E G S - IS E G S - I I

S E G S V I I I - I X

G r e e nP r ic i n g

R & D a n dD E M OP h a s e

C a l i f o r n i aS u b s i d i z e d

M a r k e t s

E u r o p e a nS u b s i d i z e d

M a r k e t s

G r e e nP o w e r

M a r k e t s

A n d a S o l 1

A n d a S o l N

S o l a r T r e sP S 1 0 Next

Generation Technology

New Marktet Entry

4

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher• Pufferspeicher• Abgabe-Management • Erhöhung des

Kapazitätsfaktors• Reduzierter

Teillastbetrieb• Größerer Solaranteil

Energiespeicher sind unbedingt erforderlich für die erfolgreiche Markteinführung solarthermischer KraftwerkeEffiziente Speichertechnologie mit hohe Lebensdauer und niedrigen spezifischen Kosten

=> Verbesserter Wirkungsgrad=> Niedrigere Stromgestehungskosten (LEC) => Reduktion der CO2-Emissionen

ThermischeEnergiespeicher

5

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Thermische Energiespeicher

2000 h

+2000 h

75

80

85

90

95

100

105

0 5 10 15

Storage capacity [full-load hours]

Rela

tive

ele

ctri

city

cos

ts [

%]

no storage, electricity costs =

100%

* assuming specific investment costs for the storage of 10 Euro/kWh

6

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Speicherkonzepte für ParabolrinnenNutzbare Temperaturdifferenz im Speicher nur 100 K 290 °C -> 390°C !Direkte thermische Energiespeicher

Wärmeträgerfluid (WTF) ist auch Speichermedium=> nicht wirtschaftlich (WTF und Druckbehälter zu teuer)

Indirekte thermische EnergiespeicherRegenerator-Systeme: WTF transportiert Energie zu und von einem festen,flüssigen oder latenten Speichermaterial=> Flüssig-Salz 2-Tank Speicher (Übertragung vom Turmkraftwerk aber 3 x so teuer)=> Hybride (latent/sensibel) Wärmespeicher für Wasser/Dampf-

Systemebislang nicht entwickelt=> Feststoffspeicher mit Beton oder Gießkeramik (Projekt WESPE,

BMU)

ThermischeEnergiespeicher

7

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Speicherkonzepte für TurmkraftwerkeNutzbare Temperaturdifferenz im Speicher 300 - 700 K !Salzschmelze als Wärmeträgerfluid und Speichermedium

2-Behälter: Heißspeicher und Kaltspeicher (Realsiert 105 MWh)Nachteile: Teures Speichermedium und eine aufwendige

Begleitheizung ist notwendig

Feststoffschüttung als Speichermedium und Luft als Wärmeträgerfluid1 Behälter mit keramischen Füllkörpern (realisert 3 MWh)Nachteile: Der Druckverlust steigt mit der Speichergröße und es

ist nur eine unvollständige Nutzung des Speichermaterials möglich

ThermischeEnergiespeicher

8

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

PHOEBUS- und Salzsystem

Storage TankCold Salt

Storage TankHot Salt

ConventionalEPGS

Steam Generator

o C565290 o C

»Th erm al S to ra ge

Heliostat Field

Hot Air 680°C

ThermalStorage

Blower BlowerCold Air110°C

Steam Generator

Power Block

Steam65 bar, 460°C

Receiver

Anlagenschema Solar 2 mit 2-Tank Salzspeicher(USA 1996 - 99, 110 MWhth)

Anlagenschema PHOEBUS, Speicher mit einer Schüttung aus Keramikkugeln (Deutschland, Spanien 1992 - 93, 1 MWhth)

9

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Vorteile eines Sandspeichers gegenüber anderen Technologien

billiges Speichermaterial drucklose Speicherung kein Einfrieren des Speichermaterials der Heißspeicher kann zu 100% genutzt werden der Druckverlust des Wärmetauschers und des

Fließbettkühlers ist unabhängig von der Größe des Speichers

der heiße Sand gelangt über ein einfaches Fallrohr in den Heißspeicher und von dort weiter in den Fließbettkühler, es ist keine Förderanlage für dieses heiße Material notwendig

10

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Spezifische Speichermasse, Speichervolumen und Materialkosten

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Sand Sattelkörper Salz Hitec XL Solar Salt

Mas

se in

kg/

MW

h K

oste

n in

€/M

Wh

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

Volu

men

in m

3 /MW

h

Speichermasse Kosten des Speichermaterials Speichervolumen

150°C - 800°C

150°C - 800°C

150°C - 500°C

250°C - 600°C

11

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Anlagenschema des SandsystemsReceiver

KaltspeicherHeißspeicher

Fließbettkühler

Turm

Sand-Luft Wärmetauscher

Turbine

Umgebungsluft

Solarstrahlung vom Heliostatfeld

12

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Receiverbauarten

T

Gas

Eintritt

Austritt

Mat

eria

lFluid

T

Gas

Material

Röhrenreceiver volumetrischer Receiver

Eintritt Austritt

KonzentrierteSolarstrahlung~ 200 kW/m2

KonzentrierteSolarstrahlung~ 1000 kW/m2

13

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Wirbelschicht

• Die Wirbelschicht (Fließbett, Fluidized Bed) liegt strömungsmechanisch zwischen Festbett und Flugstrom

• Intensive Durchmischung des Feststoffs

• Näherungsweise isotherm: Feststofftemperatur gleich Gastemperatur und ortsunabhängig

• Guter Wärmeübergang zwischen Feststoff und Wand/Einbauten

Festbett Wirbelschicht Flugstrom

u0 < umf u0 > utumf < u0 < ut

14

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Schema des FließbettkühlersSandzufuhr

Sandabzug

Fluidisierungsluft

Luftaustritt

Freiraum

Düsenboden

Tauchheizflächen(Rohrbündel)

15

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Verteilung der Kosten für einen 2-Tank Salzspeicher

Tanks18%

Salz-Öl-Wärme-tauscher

26% Salz56%

• 2-Tank Salzspeicher für ein Parabolrinnen-kraftwerk

• Kapazität: 688 MWh

• Material: Solar Salt

• Speichertemperaturen: 295 / 380°C

Daten aus: Pacheco, J.E.; Showalter, S.K.; Kolb, W.J.; Development of a Molten-Salt Thermocline Thermal Storage System for Parabolic Trough Plants, Journal of Solar Energy Engineering, Vol. 124, May 2002, pp. 153-159

16

26.0

4.23

DLR, Solarforschung

Kostenvergleich Speichermaterial und Behälter

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

rela

tiver

Wer

t

Sand Sattelkörper Salz Hitec XL Solar Salt

Speichervolumen Kosten Speichermaterial Kosten Behälter und Inventar

Temperaturgefälle:Sand: 150 - 800°CSattelkörper: 150 - 800°CHitec XL: 150 - 500°CSolar Salt: 250 - 600°C

17

26.0

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DLR, Solarforschung

Bei dem Kostenvergleich bisher nicht berücksichtigte, wesentliche Bauteile

Sandsystem Feststoff-schüttung

Salzsystem

Dampferzeuger Fließbettkühler Abhitzekessel Salz-DampfWärmetauscher

Transport Sandförderung Heißgasleitung(Turm zum Boden)

Rohrleitungen,Pumpen undVentile

Zusatzaggregate Luft-SandWärmetauscher

Begleitheizung

18

26.0

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DLR, Solarforschung

Zusammenfassung

Thermische Energiespeicher sind wichtig für den Einsatz solarthermischer Kraftwerke im größeren Umfang

Die bisher für Solarturmkraftwerke erprobten Speichersysteme haben Schwächen

Der Sandspeicher bietet ein Potenzial zur Kostenreduktion gegenüber den erprobten Systemen

Weitere Untersuchungen zu Details werden noch durchgeführt