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Energieforschung kompakt Ein Service von FIZ Karlsruhe Themeninfo II/2013 Solarthermische Kraftwerke Konzentriertes Sonnenlicht zur Energieerzeugung nutzen

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Energieforschung kompakt

Ein Service von FIZ Karlsruhe

Themeninfo II/2013

Solarthermische Kraftwerke

Konzentriertes Sonnenlicht zur Energieerzeugung nutzen

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2 BINE-Themeninfo II/2013

ImpressumISSN 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-PaalInstitutsdirektor

Klaus Hennecke Abteilungsleiter Linienfokussierende Systeme

Dr. Peter Heller Abteilungsleiter Qualifizierung

Dr. Reiner Buck Abteilungsleiter Punktfokussierende Systeme

Redaktion Anna Durst

Titelbild DLR

Version in Englisch Das Dokument finden Sie unter www.bine.info.

UrheberrechtEine 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 [email protected] www.bine.info

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

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 [email protected]

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Abb. 1 Versuchsanlage auf der Plataforma Solar in Almería in Spanien, in der Forscher unter anderem Parabolspiegel testen und optimieren. Quelle: DLR

In der süd-marokkanischen Stadt Ouarzazate soll am Rande der Sahara das erste und größte thermische Para-bolrinnen-Kraftwerk des Landes entstehen. Die Planun-gen sind abgeschlossen, die Finanzierung steht, der erste Spatenstich steht bevor. Die Anlage in Ouarzazate soll nach der zweiten Bauphase 2017 bis zu 500 MW lie-fern. Die staatliche marokkanische Energiebehörde will den ersten Schritt zu einer klimafreundlichen Stromver-sorgung machen.

Die Technologie der Parabolrinnenkraftwerke hat sich bereits bei Solarkraftwerken in den USA und in Spanien bewährt. Die Strahlung der Sonne wird mit riesigen Para-bolspiegeln auf ein Absorberrohr konzentriert, welches von einem Wärmeträgermedium – meist Thermoöl – durchströmt wird. Dieses wird dann in einen Kraftwerks-block 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 Op-timierung der Komponenten und Konzepte.

Dieses BINE-Themeninfo stellt die vier zentralen For-schungsbereiche für solarthermische Kraftwerke vor:

• Parabolrinnen-Kollektortechnik• Fresnel-System• Turmkraftwerke • Tests und Qualitätssicherung Von den kommerziell betriebenen solarthermischen Kraftwerken sind mehr als 95 % Parabolrinnenanlagen. Durch Änderung des Kollektordesigns und Automatisie-rung von Betrieb und Wartung sollen die Kosten weiter

gesenkt werden. Das bisher eingesetzte Wärmeträger-medium Thermoöl gilt als problematisch. Es ist aquato-xisch und bei einem Leck im Leitungssystem könnte es ins Grundwasser gelangen, was gravierende ökologische Schäden zur Folge hätte. Daher sollen alternative Wärme-trägermedien zur Marktreife entwickelt werden.

Eine weitere Variante der Parabolrinnentechnologie sind Fresnelanlagen, die heute weltweit mit einer Gesamt-leistung 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 Turm-kraftwerke, die höhere Betriebstemperaturen erlauben und Kraftwerksprozesse von hoher Effizienz ermöglichen. In Forschungsprojekten wird das Konzept von Turmkraft-werken mit volumetrischen Luftreceivern sowie notwen-digen Komponenten weiterentwickelt und getestet. Ein übergreifendes Thema sind Speicher, damit die Wärme auch nachts genutzt und grundlastfähiger Strom produ-ziert werden kann.

Die Qualität von Komponenten und Systemen in solar-thermischen Kraftwerken ist ein entscheidendes Kriteri-um, um hohe Wirkungsgrade zu erreichen und Kosten zu senken. Forscher arbeiten dafür an geeigneten Mess-methoden und -geräten, um die Qualität zu messen und Schwachstellen anschließend zu verbessern.

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.

Der Markt bereitet sich vor

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In solarthermischen Kraftwerken werden konzentrierende Kollektoren dazu verwendet, die Hochtemperaturwärme für den Kraftwerksblock bereitzustellen. Das kann in Er-gänzung 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 Konzen-tration 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 Wärmeträ-gerfluid überträgt. Es existiert eine Vielzahl von unter-schiedlichen Konzepten, in denen das Wärmeträgermedi-um entweder direkt im Kraftwerkskreislauf verwendet wird, beispielsweise Wasserdampf, oder zunächst in einem Sekundärkreislauf zirkuliert (z. B. Thermoöl). Heu-tige Konzepte basieren auf Erfahrungen der ersten Anla-gen, 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 entwi-ckeln 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-nordafri-kanisches Versorgungsnetz bis 2050 wesentliche wirt-schaftliche und sozio-ökonomische Vorteile gegenüber einer getrennten Versorgungsstruktur bietet und zur kos-tengünstigen und nachhaltigen Versorgung auch von Europa und Deutschland mit Strom beiträgt.

Linien- oder punktfokussierende Spiegel

Solarthermische Kraftwerke können anhand der Anord-nung ihrer Konzentratorspiegel unterschieden werden (Abb. 3): Linienfokussierende Systeme, wie Parabolrin-nen- 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 Turmkraft-werke, nutzen eine große Zahl einzeln nachgeführter Heliostate, um die Strahlung auf einen einzigen Recei-ver auf der Spitze eines zentralen Turms zu konzentrie-ren. 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 eingesam-melte 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 Wärmever-luste. Daher gehört zu jedem System eine optimale Be-triebstemperatur, 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,

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.

Merkmale solarthermischer Kraftwerke

Abb. 2 Die drei Parabol-rinnenkraftwerke Andasol I-III stehen in der Nähe von Granada in Spanien. Quelle: Flagsol GmbH

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Abb. 3 Die Tabelle zeigt linien- und punktfokussierende Systeme solarthermischer Kraftwerke. Quelle: DLR

die den Betrieb der Anlage bei Wolkendurchgängen oder nach Sonnenuntergang fortsetzen können. Zusätz-lich kann auch fossiler Brennstoff eingesetzt werden. So lässt sich die Stromerzeugung an den Bedarf anpas-sen. Im Gegensatz zu anderen erneuerbaren Energie-systemen, die elektrische Energiespeicher einsetzen, können solarthermische Kraftwerke mit Energiespei-cher 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-Tur-bine 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 kosten-günstig, verursacht die 50-MW-Anlage geringere Inves-titionskosten aufgrund des kleineren Kraftwerkblocks. Zudem kann die Anlage den Strom auch zeitlich flexib-ler liefern.

Wärme umwandeln

Zurzeit wird die eingesammelte Wärmeenergie überwie-gend in Dampfkraftwerken in Strom umgewandelt. Die-se sind für Leistungsgrößen ab 10 MW und für Tempera-turen bis etwa 600 °C geeignet und können mit Parabolrinnen-, Linear-Fresnel- oder Solarturm-Syste-men gekoppelt werden. Stirling-Motoren sind für klei-nere Leistung bis zu einigen 10 kW geeignet, die typisch für Dish-Konzentratoren sind. Gasturbinen stehen in ei-nem 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 Kombikraft-werken gekoppelt werden und versprechen – aufgrund der hohen Effizienz – die gleiche Leistung mit 25 % weniger Kollektorfläche zu erzeugen als konventionelle

Dampfkraftwerke. Bislang wurden Gasturbinen aller-dings nur in Versuchsanlagen mit Solarenergie betrie-ben.

Verbrauch und Kosten

Solarthermische Kraftwerke mit Dampfkreislauf benöti-gen – 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 Ver-brauch 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 Wirkungs-grad 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 Stromge-stehungskosten 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 Poten-zial, in den nächsten 10 Jahren die 10 Eurocent-Marke zu unterschreiten. Der Mehrwert der besseren Versor-gungssicherheit für den Netzbetrieb, der durch den Ener-giespeicher erreicht wird, beträgt im Vergleich zu fluktu-ierendem 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 opti-sche Auslegung zu optimieren sowie die Komponenten-kosten und den Bedarf an Wasser und elektrischen Ei-genverbräuchen zu senken.

Feststehender Receiver

Der Receiver bleibt stationär und mechanisch unabhängig vom Konzen­tratorsystem. Die erreich­bare Betriebstemperatur hängt vom Konzentrations­verhältnis ab.

Nachgeführter Receiver

Der Receiver bewegt sich zusammen mit dem Konzen tratorsystem: Mobile Receiver sammeln mehr Strahlungs energie als entsprechende stationäre Receiver.

Linienfokus Punktfokus

Parabolschüssel

Receiver/Stirling-Motor

Reflektor

Solarturm

Heliostate

ReflektorAbsorberrohr

Solarfeldverrohrung

Linear-Fresnel-Reflektor (LFR)

zentraler ReceiverParabolrinne

konkav gewölbter Spiegel (Hohlspiegel)

Absorberrohr und Sekundär-reflektor

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Parabolrinnen-Kollektortechnik

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 ent-lang der Brennlinie auf das Absorberrohr bzw. Receiver-rohr konzentriert wird. Üblicherweise werden die Kollek-toren 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 zuneh-mend schräg auf den Kollektor (Abb. 6). Dabei fokus-sieren die Strahlen durch die nachgeführte Parabel weiter-hin auf das Absorberrohr, legen jedoch nach der Reflexion einen etwas längeren Weg zurück. Durch den schrägen Einfall wird die pro Flächeneinheit aufgefan-gene Strahlungsenergie entsprechend dem Kosinus des Einfallswinkels reduziert (Kosinuseffekt, Abb. 5). Außer-dem 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 Atmo-sphäre 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 Kon-zentrator sind eine hohe gerichtete Reflektivität für Licht aller Wellenlängen des Sonnenspektrums sowie eine präzise Parabelform. Gerichtete Reflektivität be-deutet, dass möglichst alle Strahlen nach dem Gesetz „Einfallswinkel ist gleich Ausfallswinkel“ reflektiert wer-den und möglichst wenig Strahlen absorbiert oder ge-streut werden. Abweichungen der Parabelform führen dazu, dass die Strahlung am Absorberrohr „vorbei re-flektiert“ wird.

Der Sonne nachgeführt

Nur senkrecht zur optischen Achse einfallende Strah-lung wird auf den Brennpunkt konzentriert. Daher muss der Konzentrator ständig dem Lauf der Sonne nachge-führt werden. Dazu werden überwiegend hydraulische Antriebssysteme verwendet; bei kleineren Kollektoren auch elektromotorische. Angesteuert werden die An-triebe entweder mit Hilfe von Sensoren, die die relative Position der Kollektoren gegenüber dem Sonnenstand

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. 4 Direkt-verdampfungskraftwerk Kanchanaburi in Thailand Quelle: Solarlite

Kosinuseffekt: Die Energiedichte der auftreffendenStrahlung wird durch den schrägen Einfall „verdünnt“

Endverluste: Am Kollektorendeaustretende reflek-tierte Strahlung

Absorberrohr

Konzentrator-spiegel

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Abb. 5 Kosinuseffekt und EndverlusteQuelle: DLR

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Spiegel

Absorberrohr

Feldverrohrung

Abb. 6 Funktionsprinzip der Parabolrinne Quelle: DLR

erfassen oder numerischer Berechnung des Sonnen-standes 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 strömen-de Wärmeträgermedium übertragen. Das Stahlrohr be-sitzt eine optisch selektiv wirkende Beschichtung, die im Wellenlängenbereich des Solarspektrums möglichst hoch absorbierend, im Infrarot jedoch möglichst reflek-tierend wirkt, d. h. möglichst wenig emittiert. Heute werden Absorptionsraten von 96 % und Emissionsraten von nur 9 % erreicht. Um Wärmeverluste an die Umge-bungsluft zu vermeiden, ist das Absorberrohr von ei-nem evakuierten Glashüllrohr umgeben (Abb. 14). Die unterschiedliche Wärmeausdehnung von Glas und Me-tallrohr im Betrieb bei bis zu 500 °C wird durch Metall-faltenbälge an den Rohrenden ausgeglichen. Eisenar-mes Glas und Anti-Reflexionsbeschichtungen stellen sicher, dass die konzentrierte Strahlung möglichst ver-lustfrei durch das Glasrohr auf die eigentliche Absorber-schicht treten kann. Dabei werden Transmissionsgrade von 96 % erreicht.

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 Rohrverbin-dungen an den Kollektorenden und Absorberrohre, zu verwenden. Eine Verlängerung des Kollektors erhöht die Fläche pro Antrieb, erfordert jedoch torsionssteife Struk-turen (Abb. 9 – 11), um die sich überlagernden Gewichts- und Windkräfte aus den Modulen ohne leistungsmin-dernde Verformungen des Konzentrators an die Antriebs- einheit zu übertragen. Eine Vergrößerung der Apertur-weite ermöglicht es, die Zahl der Absorberrohre pro Flä-cheneinheit zu reduzieren. Jedoch erhöht sich mit der Fläche auch die Windlast, was bei der Auslegung der Strukturen berücksichtigt werden muss.

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

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 Mindest-temperatur 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.

En passant

Abb. 7 Die Darstellung zeigt, wie Archimedes römische Schiffe mit Hilfe von Parabol-spiegeln in Brand gesetzt haben soll. Quelle: Bayerische Staatsbibliothek München

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Abb. 9 Strukturbeispiel eines LS3-Kollek-tors mit Raumfachwerk. Quelle: DLR

Abb. 10 Strukturbeispiel eines Eurotrough mit Torsionskasten. Quelle: DLR

Abb. 11 Strukturbeispiel eines SL4600 mit Torsionsrohr. Quelle: DLR

Wasserströmung Blasenströmung Wellenströmung Schwallströmung Ringströmung Dampfströmung

Abb. 12 Die Abbildung zeigt die möglichen Strömungsformen, die sich bei der Verdampfung in horizontalen Rohren einstellen können. Quelle: DLR

Erfolgreiche Parabolrinnentechnik

Parabolrinnenkollektoren sind die bisher kommerziell er-folgreichste Technologie für solarthermische Kraftwerke. Bereits seit Mitte der 1980er Jahre werden in Kalifornien Parabolrinnenkraftwerke betrieben, deren Gesamtkapa-zität 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 vorhande-nen Kraftwerke weiter profitabel betrieben werden, neue Anlagen entstanden jedoch erst wieder seit 2007, insbe-sondere in Spanien und USA, aufgrund der zunehmenden Bedeutung von Klimaschutz und nachhaltiger Energie-versorgung und dementsprechend geschaffener wirt-schaftlicher Rahmenbedingungen.

Höhere Prozesstemperatur – höherer Wirkungsgrad

Neben der dargestellten Optimierung des Kollektorsys-tems liegt ein weiteres Potenzial in der möglichst effizi-enten Umwandlung der im Kollektorfeld gesammelten Wärme in Strom durch Erhöhung der oberen Prozess-temperatur des Wandlungsprozesses. Da die Betriebs-temperatur des derzeit überwiegend verwendeten Ther-moöls 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 He-rausforderungen.

Solare Direktverdampfung

Bei der direkten Dampferzeugung kann nicht nur die Pro-zesstemperatur 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 zweipha-sige, verdampfende Strömung stellt besondere Anfor-derungen bezüglich Regelbarkeit und thermomechani-scher Belastungen. Durch die Wärmezufuhr entstehen zunächst kleine Dampfblasen (Abb. 12), die sich zu grö-ßeren Blasen oberhalb der flüssigen Phase sammeln. Aufgrund des größeren spezifischen Volumens des Damp-fes beschleunigen die sich ausdehnenden Dampfblasen zur sogenannten Wasserschwälle.

Da der Wärmeübergang zwischen der Rohrwand und der Dampfphase deutlich schlechter ist als zwischen Rohr-wand und Flüssigkeit, steigt nach diesem sogenannten Dry-out-Punkt die Rohrtemperatur an. Dies kann zu star-ken 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, unbeheiz-ten, benetzten Abschnitt.

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Abb. 13 Temperaturverteilung bei einseitiger Beheizung. Quelle: DLR

Abb. 14 Das Absorberrohr ist eine Schlüsselkomponente des Parabolrinnenkollektors. Quelle: Schott AG

Antireflexbeschichtetes, gläsernes Hüllrohr

Glas-Metall-Verbindung

Absorber-beschichtung (Absorberrohr aus Metall)

FaltenbalgVakuum zwischen Hüllrohr und Absorberrohr

Gasmolekül „Getter“ zur Erhöhung des Vakuums

Befestigung

Xenonkapsel (minimiert Wärmeverluste)T

(°C) 380

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Um die Vorteile der direkten Dampferzeugung zu nutzen und gleichzeitig die Risiken durch unerwünschte Betriebs-zustände zu vermeiden, wurden verschiedene Prozess-konzepte entwickelt: Das Zwangsdurchlaufverfahren besticht durch den einfachen Aufbau. Das in den Kollek-torstrang 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 ge-leitet und dort aufgrund der Schwerkraft separiert. Dieses Konzept ist sehr robust, verursacht allerdings höhere Kosten durch den erforderlichen Druckbehälter, die Re-zirkulationspumpe und Verluste in der Rezirkulations-leitung.

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 Direktver-dampfung zunächst für kleinere Anlagen oder Hybrid-kraftwerke an, in denen solare und fossile Energie kombi-niert werden. Aufgrund der an den jeweiligen Einspeise- punkt anpassbaren Dampfzustände können bei der In-tegration mit Gas- und Dampfkraftwerken die solaren Anteile gesteigert werden. Auch für die Brennstoffein-sparung und entsprechende Vermeidung von CO2-Emis-sionen in Kohlekraftwerken durch Integration eines so-laren Dampferzeugers werden Konzepte entwickelt.

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

Thermoöl. Dies ermöglicht höhere Prozesswirkungsgrade und höhere Speicherkapazitäten bei gleichem Speicher-volumen.

Das gebräuchlichste Salz ist eine Mischung aus Natri-um- und Kaliumnitrat und hat einen Schmelzpunkt von 238 °C. In Zeiten ohne Einstrahlung sind daher beson-dere 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 Ent-wicklung 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.

Abb. 15 Die Testanlage DUKE auf der Plataforma Solar de Almería Quelle: DLR

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100

120

140

160

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2021 2223 24

DN

I in

W/m

²

Sola

rfel

d Le

istu

ng in

MW

h

Uhrzeit (17. Juni)Leistung DNI (direkte Normalstrahlung)

Abb. 18 Tagesgang eines Parabolrinnen-kollektors am Beispiel eines 50-MW-Kraft-werks am Standort Barstow (Kalifornien)Quelle: J. Dersch, DLR

Abb. 16 Beispiel eines Sonnensensors Quelle: Flagsol GmbH

Abb. 17 Flüssigsalzspeicher im Andasol-Kraftwerk Quelle: DLR

raturen noch stabil bleiben, nicht korrosiv wirken und kostengünstig sind. Aussichtsreich erscheinen Nitratsalz-mischungen mit drei oder mehr Komponenten. Chlorid-Mischungen werden ebenfalls untersucht, bringen jedoch verstärkte Korrosionsprobleme mit sich.

Die erste Anwendung dieser Technologie im Kraftwerks-maßstab wurde von ENEL und Archimede Solar im Juli 2010 in Priolo Gargallo auf Sizilien in Betrieb genom-men. Das Kollektorfeld umfasst rund 30.000 m2 Kollek-torfläche und heizt die Salzschmelze auf 550 °C. Der mit der heißen Salzschmelze erzeugte Dampf wird in den Dampfkreislauf des benachbarten Gas- und Dampftur-binenkraftwerks der ENEL eingespeist und trägt dort mit rund 5 MW zur Stromerzeugung bei. Systemstudien zeigen ökonomische Vorteile für Anlagen mit Salzschmelze be-sonders bei großen Nennleistungen (> 150 MW

el ) und Spei-

chern mit Kapazitäten von 10 bis 12 Volllaststunden.

Speicherkonzepte

Wärmespeicher erfüllen in solarthermischen Kraftwer-ken zwei wesentliche Aufgaben: Zum einen können be-reits relativ kleine Speicher als Puffer zum Ausgleich schwankender Einstrahlung eingesetzt werden und so einen stabilen Betrieb der Anlage erleichtern. Zum an-dern kann mit großen Speichern die Betriebszeit des

Kraftwerksblocks über die Zeiten mit verfügbarer Ein-strahlung hinaus verlängert oder völlig davon abgekop-pelt werden. Die Speichergröße wird häufig in Volllast-stunden angegeben, das ist die Anzahl der Stunden, welche das Kraftwerk mit voller Leistung allein aus dem Speicher betrieben werden könnte. Pufferspeicher ha-ben typischerweise eine Kapazität von ½ bis 1 Volllast-stunde, während große Speicher mit 8 bis 12 Volllast-stunden im Prinzip einen Kraftwerksbetrieb rund um die Uhr ermöglichen können.

Verbreitet sind Speichersysteme, bei denen eine Salz-schmelze von einem „kalten“ Tank (etwa 290 °C) in einem Wärmetauscher durch Wärmeträgeröl aus dem Solar-feld 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 Speicher-medium je Grad Temperaturerhöhung aufnehmen kann. Da die Speicherkosten wesentlich von der Menge des Speichermaterials bestimmt werden, werden möglichst kostengünstige Speichermedien mit hoher Wärmeka-pazität eingesetzt und eine hohe Temperaturspreizung zwischen beladenem und entladenem Zustand ange-strebt.

Bei der Dampferzeugung wird ein großer Anteil der Wär-me 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 Phasen-wechsel von flüssig zu fest frei werdende Energie ge-nutzt 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, so- dass diese nach und nach erstarrt, während das Wasser verdampft. Eine große Herausforderung bei der Konzep-tion solcher Speicher besteht darin, dass das erstarrende Salz eine schlecht wärmeleitende Kruste auf den Ver-dampferrohren bildet und so eine effiziente Entladung hemmt.

Page 11: Solarthermische Kraftwerke - bine.info · BINE-Themeninfo II/2013 3 Abb. 1 Versuchsanlage auf der Plataforma Solar in Almería in Spanien, in der Forscher unter anderem Parabolspiegel

11BINE-Themeninfo II/2013

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. Quelle: DLR

G

Collector Field Power BlockStorage-System

Back-Up-System

Hot Tank

Cold Tank

G

Collector Field Storage-System

Power BlockHTF-SystemBack-Up-System

G

Collector Field Power BlockStorage-System

Back-Up-System

Hot Tank

Cold Tank

G

Collector Field Storage-System

Power BlockHTF-SystemBack-Up-System

Aus der Praxis

Aktuelle Kraftwerkskonzepte

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 Kollek-toren zusammengesetzt werden. Die Absorberrohre haben eine selektiv be-schichtete 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 m2 sind in Spanien bereits am Netz, zusätzlich weitere 22 Anlagen ohne Speicher mit entsprechend ver-kleinertem Kollektorfeld (jeweils rund 350.000 m2). 6 Anlagen befinden sich noch im Bau, sodass Ende 2013 etwa 2,3 GW aus Parabolrinnenkraftwerken in Spanien bereitgestellt werden können. Ein solar-hybrides Kraftwerkskonzept, bei dem der fossile Brennstoff möglichst effizient genutzt wird, ist die Kom-bination 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 Solarenergie zum täglichen Start-up und Vorwärmen benötigt wird. Allerdings bleibt der realisierbare Solarbeitrag relativ gering. Das 2009 in Kuraymat (Ägypten) fertig gestellte Kraftwerk dieses Typs hat bei einer Gesamtleistung von 140 MW

el eine Solarfeldleistung

von 20 MWel

. Ähnliche Anlagen wurden auch in Marokko (Ain Bni Mathar, 470 MW

el ) und Algerien (Hassi R’Mel, 150 MW

el ) errichtet. Auch das Archimede-

Kraftwerk in Italien (130 MWel mit 5 MW

el Solaranteil) und das Martin Next Ge-

neration Solar-Kraftwerk in Florida (3.780 MWel Gesamtleistung mit 75 MW

el

Solarbeitrag) gehören in diese Kategorie. Weitere Planungen gibt es unter anderem für Standorte in Mexiko und Indien.

Im Portrait

Welche Rolle spielen solarther- mische Kraftwerke in 15 Jahren?

Wenn man die enormen technischen Fort-schritte 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 Strom-versorgung 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.

Dr. Nikolaus Benz Geschäftsführer SCHOTT Solar CSP GmbH

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 Speicher-technik implementierbar, die auch in den Abend-stunden 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 langfris-tig angelegte substanzielle finanzielle Anreize, die ein klares Signal an die Wirtschaft sind.

Prof. Dr. Robert Pitz-Paal Institutsdirektor am Institut für Solarforschung, DLR

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12 BINE-Themeninfo II/2013

Abb. 1 Lorem ipsum dolor sit amet, consectetuer adipis-cing elit. Aenean commodo ligula eget dolor. Aenean massa.

Fresnelkollektoren sind linienkonzentrierende Systeme, deren Receiver im Gegensatz zu Parabolrinnenanlagen nicht nachgeführt wird. Stattdessen werden die boden-nahen Spiegellamellen, die Primärspiegel, im Tagesver-lauf um die Nord-Süd-Achse gekippt und konzentrieren die Solarstrahlung auf den über ihnen feststehenden Receiver (Abb. 22). Die Primärspiegel sind je nach Bau-weise plan oder leicht gekrümmt und werden jeweils von einem Motor oder Seilantrieb präzise der Sonne nachgeführt. Als Spiegelmaterial werden meist Glas-spiegel eingesetzt. Diese werden auf einer Metallstruk-tur 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 Um-wandlungsverluste 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, so-dass die Strahlung der Primärspiegel ungehindert hin-durchtreten 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 kön-nen wegen der relativ geringen Windkräfte mechanisch

weniger aufwendig gebaut werden. Zudem ist eine hö-here Modularität des Kollektorfeldes möglich und keine oder nur eine geringe plastische Verformung der Glas-spiegel erforderlich. Auch die Fundamente müssen weni-ger 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 gerin-gere Anzahl von Ausgleichsbögen und flexiblen Verbin-dungsstellen (z. B. Kugelgelenken) erforderlich. Zuletzt ist aufgrund der kompakteren Konstruktion der spezifi-sche Landverbrauch geringer, was neben den geringe-ren Landerwerbskosten auch zu einer Reduktion der Bodenarbeiten führt.

Die einfachere und kostengünstigere Bauweise bringt allerdings auch Nachteile verglichen mit einem gleich-großen Parabolrinnenkollektor. Der Jahresertrag eines Fresnelkollektors fällt mit etwa 71 % eines gleich großen Parabolrinnenkollektors erheblich geringer aus. Auf-grund stärkerer Verschattungsverluste in den Morgen- und Abendstunden weist der Fresnelkollektor unregel-mäßigere Leistungszufuhr – und somit häufigere Teil- lastzeiten 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 Hauptachsen-ebene des Spiegels mit der Ebene aus Sonnenstand und Receiver, während beim Fresnelkollektor die Haupt-achse jedes einzelnen Primärspiegels immer die Win-kelhalbierende 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.

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 Konzen-

tration der Sonnenstrahlung haben Fresnel-Kollektoren höhere

optische Verluste, was zu einer geringeren Effizienz führt.

Fresnel – das gekippte Liniensystem

Abb. 20 Das Kraftwerk Kimberlina mit CLFR- Technologie (Compact Linear Fresnel Reflector) nutzt ein Feld aus vielen parallelen Fresnel- Kollektoren mit Flach-spiegeln und steht in Bakersfield im US-Bundes-staat Kalifornien. Quelle: Areva Kimberlina

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13BINE-Themeninfo II/2013

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 Parabol-rinnensystemen eingesetzt werden. Die Entwickler setzen jedoch derzeit vorwiegend auf die direkte Dampferzeu-gung aus Wasser für den Betrieb einer Turbine (Novatec Puerto Errado 30 MW) oder auf eine Speisewasservor-wärmung in fossilen Kraftwerken, wie Braun- oder Stein-kohlekraftwerken.

Konstante Dampftemperatur

Die größten technischen Herausforderungen liegen neben der kostengünstigen Herstellung der Anlagen einerseits in der Bereitstellung konstanter Dampfparameter, ander-erseits in der Beherrschung der hohen Temperaturen um 500 °C am Receiver (Abb. 21). Die Dampfqualität am Austritt eines Kollektorstrangs kann durch ein sogenann-tes One-Through-Regelungskonzept für den Dampfmas-senstrom 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. Wei-terhin 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-Regelungs-konzept, 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 anschlie-ßend 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 Dampferzeugungs-konzepte 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 Phasen-wechselspeicher 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 Innenober-fläche gegenüber dünnwandigen Rohren steigt, wird die selektive Absorberbeschichtung zusätzlich belastet. Aller dings wird das Rohr auch im Umfang etwas gleich-mäßiger 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 kommerzi-elle 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 Kühl-anlagen (Kondensator). Bei Bedarf können beide Solarfelder gekoppelt werden, um eine Turbine anzusteuern. Dies erlaubt es den Kraftwerksbe-treibern im Winter und bei schlechteren Einstrahlungswerten, eine Turbine auf Volllast statt zwei Turbinen in Teillastbetrieb zu fahren. Das Grund-prinzip 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 wieder-um 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 Ent-lüfter wird das Wasser wieder in den Kreislauf geleitet. Der Flüssiganteil des Sattdampfes wird mit einer Rezirkulationspumpe der Dampftrommel entnommen und dem Solarfeld wieder zugefügt.

Abb. 21 Temperaturverteilung im Receiver bei einer Fluidtemperatur von 700 Kelvin. Quelle: Mertins 2009

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

Sonnenstrahlung

Sekundärreflektor

Fresnelreflektor

Absorberrohr

Abb. 22 Funktionsprinzip eines Fresnelkollektors: Die Spiegellamellen konzentrieren die Solarstrahlung auf den über ihnen feststehenden Receiver. Quelle: DBU

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14 BINE-Themeninfo II/2013

Solare Turmkraftwerke gehören zu den punktfokussieren-den Systemen. Diese Systeme sind dadurch gekennzeich-net, dass die solare Direktstrahlung auf einen Punkt, den sogenannten „Brennpunkt“, konzentriert wird. Es können deutlich höhere Konzentrationsfaktoren als mit linien-fokussierenden Systemen erreicht werden, wodurch die optimale Betriebstemperatur im Receiver erhöht werden kann. Dies ermöglicht die Einkopplung in Kraftwerks-prozesse mit besseren Prozessparametern und damit höhere Wirkungsgrade. Es ergibt sich ein höherer Gesamtwirkungsgrad bei der Wandlung von Solarstrah-lung 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 Wärme-trägermedium 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 unter-scheiden 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

Die Konzentration der solaren Direktstrahlung erfolgt mit vielen Heliostaten, die meist aus einer leicht gekrümmten Glasfläche bestehen. Diese Fläche wird durch die Feld-steuerung über einen Zweiachsen-Antrieb der Sonnen-bewegung so nachgeführt, dass die reflektierte Solar-strahlung auf den Receiver konzentriert wird. Derzeitige Heliostate sind zwischen 1 und 140 m2 groß. Um die ge-wünschte hohe Strahlungskonzentration zu er reichen, brauchen Heliostate eine hohe optische Qualität der Spiegelfläche und eine exakte Nachführung. Die Nach-führung eines Heliostaten erfolgt über elektrische Dreh- oder Linearantriebe. Einige Neuentwicklungen verwenden hydraulische Aktuatoren. Systematische Abweichungen in der Nachführbewegung können über geeignete Kali-

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.

Turmkraftwerk bündelt Sonne punktgenau

Abb. 23 Das kalifornische Kraftwerk Ivanpah ist derzeit das größte thermische Solar- turmkraftwerk weltweit. Quelle: BrightSource Energy / Flickr

Receiver

Heißluft

DampfGenerator

Turbine

Kondensat

Heliostatfeld

Kondensator

Dam

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zeug

er

Spei

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Rück

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luft

G

Abb. 24 Anlagen-schema: Heliostate konzentrieren das Sonnenlicht auf die Spitze des Turms zum Receiver. Quelle: DLR

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15BINE-Themeninfo II/2013

Abb. 25 Heliostat mit 120 m² großer Spiegelfläche Quelle: DLR

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 Energieversor-gung über kleine PV-Module.

Heutzutage werden vor allem Wasser/Dampf, Flüssigsalz oder Luft als Wärmeträgermedium eingesetzt. Während Dampf direkt in einem Dampfturbinenprozess zur Strom-erzeugung genutzt werden kann, wird bei Flüssigsalz oder Luft die Wärme über Wärmetauscher an den Kraftwerks-prozess 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 Wärme-trägermedium ab. In Rohrreceivern strömt das Medium direkt durch bestrahlte, schwarz beschichtete Absorber-rohre aus Hochtemperatur-Metalllegierungen. Für die geforderten Leistungen (bis zu mehrere 100 MW pro Re-ceiver) werden viele parallele Rohre zu Paneelen zusam-mengefasst und miteinander verbunden, ähnlich dem Kessel eines fossilen Dampferzeugers.

Für Luft werden auch sogenannte volumetrische Absorber verwendet, die die Strahlung im Volumen einer hochpo-rösen Keramikstruktur absorbieren und so die durch-strömende Luft erhitzen. Im solaren Demonstrations-kraftwerk Jülich werden Parallelkanal-Monolithe aus Siliziumkarbid eingesetzt, um die Luft durch die absor-bierte Solarstrahlung auf 680 °C zu erhitzen.

Die Sonnenernte speichern

Thermische Speicher können die eingesammelte Solar-wärme aufnehmen und zu einem späteren Zeitpunkt wie-der weitgehend verlustfrei an den Kraftwerksprozess abgeben. Der Speichertyp richtet sich nach dem verwen-deten Wärmeträgermedium. Für Dampfsysteme existieren Druckspeicher, die wegen ihrer begrenzten Speicherdau-

Turmkraftwerk bündelt Sonne punktgenau

Solarturm in Anadalusien

Die Solarturmanlage „Gemasolar“ (Abb. 26 und 27) wurde nahe der südspanischen Stadt Córdoba errichtet. Sie hat eine elektrische Leis-tung von knapp 20 MW und nutzt Flüssigsalz als Wärmeträger- und Speichermedium. Das im Receiver erhitzte Salz wird einem Speicherbe-hälter zugeführt und von dort über einen Wärmetauscher zur Dampfer-zeugung genutzt. Danach strömt das abgekühlte Flüssigsalz in einen weiteren Speicherbehälter, von dem es bei Sonnenschein zum Rohrre-ceiver gepumpt und wieder erhitzt wird. Solare Energieeinkopplung und Stromerzeugung können damit vollkommen unabhängig vonein-ander erfolgen, solange heißes Salz im Speicher ist. Durch die Überdi-mensionierung des Heliostatenfeldes wird tagsüber so viel Solarener-gie 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 m2. Der Turm hat eine Höhe von 140 m.

Aus der Praxis

Abb. 26 Solarturm-Anlage Gemasolar in Spanien Quelle: Beyond Coal and Gas / Flickr

Abb. 27 Der Solarturm der Gemasolar-Anlage hat eine Höhe von 140 m. Quelle: Beyond Coal and Gas / Flickr

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16 BINE-Themeninfo II/2013

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 Flüssig-salz 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,

dabei wird die Wärme von der Luft an das Speicherme-dium 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 Dampfprozes-se zur Stromerzeugung eingesetzt. Je nach System und Wärmeträgermedium erreichen diese Dampfprozesse derzeit einen thermischen Wirkungsgrad bis etwa 42 %. Mittelfristig streben die Forscher an, die Dampftempe-ratur weiter anzuheben, indem die Receiver-Temperatur erhöht wird. Der Wirkungsgrad-Vorteil der Dampfkraft-werkstechnologie kann genutzt werden, um die solaren Stromgestehungskosten weiter zu reduzieren, wie inzwi-schen in kohlebefeuerten Kraftwerken eingesetzt (600 bis 620 °C). Eine Alternative stellen solar-beheizte hoch-effiziente Gasturbinensysteme dar, die als GuD-Prozess oder als rekuperatives Gasturbinensystem ebenfalls thermische Wirkungsgrade über 45 % erreichen können. Ein Demonstrationskraftwerk mit solar unterstützter Gas-turbine wurde 2012 in Spanien in Betrieb genommen. Es basiert auf einer 4,6 MW Gasturbine. Der Receiver befindet sich zwischen dem Verdichter und der Brenn-kammer der Gasturbine. Der verwendete Rohrreceiver kann die Luft auf Temperaturen bis 800 °C vorheizen, durch Zufeuerung wird die Luft auf die nominale Turbi-nen-Eintrittstemperatur von 1.160 °C aufgeheizt.

Perspektive

Die Solarturm-Technologie steht am Beginn der Markt-einführung. 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 Gesamt-leistung sind im Bau. Die Weiterentwicklung konzent-riert sich auf Senkung der Investitionskosten, durch Serienfertigung und Standardisierung der Komponenten sowie auf die Komponenten und Subsysteme zur Steige-rung der Wirkungsgrade. Um den Gesamtwirkungsgrad zu steigern, sollen die Prozesstemperaturen und die Anlagensteuerung erhöht werden.

Zeit1 2 3 4 5

ther

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zum Speicher

solare Wärmeeinkopplung QC

thermische Last QL

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vom Speicher-QS

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Abb. 30 Die Abbildung zeigt beispielhaft die verschiedenen Betriebsmodi eines Turmkraftwerks. Quelle: DLR

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

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 Solar-energie (rote Linie) zunehmend die Wärmeerzeugung, der Brennstoffein-satz wird sukzessive zurückgefahren. Wenn der Speicher abends voll-ständig 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 Zu-satzfeuerung die Stromerzeugung sicherstellen (Modus 5).

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17BINE-Themeninfo II/2013

Vor Einführung neuer Materialien und Komponenten in den Markt bis hin zum optimierten Betrieb von kompletten Anlagen ist eine Qualitätssicherung mit geeigneten Test- und Qualifizierungsmethoden notwendig. Dabei handelt es sich um entsprechende Instrumente, Prüfstände und Messabläufe aber auch langfristige Aspekte, wie die Alte-rung der Komponenten, was unter realistischen Betriebs-bedingungen abgedeckt werden muss. Mit Markteinfüh-rung 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 eintref-fenden Strahlung innerhalb eines bestimmten Raum- winkels 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 herkömm-lichen 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 herge-stellt, 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 beschleu-nigen. Materialien müssen in einer festgelegten Dauer in diesen Tests widerstehen, ohne zu stark zu degradieren. Degradationsmechanismen sind Korrosionserscheinun-gen sowie Veränderungen an der Oberfläche (Abrasion, Verschmutzung).

Geprüfte Qualität

Da konzentrierende Solarkollektoren die einfallende So-larstrahlung 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 Messver-fahren verwendet, welches auf der Methode der Deflekto-metrie beruht. Dabei wird eine Serie von Streifenmustern auf ein ebenes Target projiziert, die vom Spiegel reflektier-ten und deformierten Muster mit einer Kamera aufge-nommen und die Abweichungen zur idealen Spiegelstei-gung 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 Standar-disierung der Messrandbedingungen (z. B. Ausrichtung der Spiegel im Prüfaufbau, zu verwendende Haltestruktur),

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 Entwick-

lung von geeigneten Messmethoden und -geräten, um Schwachstellen

sichtbar zu machen und diese anschließend zu verbessern.

Tests und Qualitätssicherung

Abb. 31 HelioThrough-Kollektor-Testloop im Kraftwerk SEGS-V in Kalifornien Quelle: Flagsol GmbH

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Abb. 32 Der Reflex des Absorberrohres in den Spiegelfacetten eines Parabolrinnen-moduls verrät Steigungsfehler (Form) der Spiegel. Quelle: DLR

Abb. 33 Auf einem Heliostat reflektiertes Streifenmuster. Quelle: DLR

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 Betriebs-temperatur 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.

die Übertragbarkeit der Laborergebnisse auf den einge-bauten Zustand und die Einhaltung der Spiegelsollform in verschiedenen Betriebspunkten ab. Dazu werden Fi-nite-Elemente-Modelle entwickelt und die einzelnen Einflussfaktoren untersucht.

Zur Sicherstellung der Qualität solarthermischer Kraftwer-ke ist neben der Qualitätsprüfung der einzelnen Kompo-nenten auch eine Qualitätssicherung bei Montage der Kollektoren, des Solarfeldes und des gesamten Kraft-werks nötig. Hier sind in der Regel produktionsintegrierte Mess- und Qualifizierungsverfahren aufgrund der direkten und zeitnahen Möglichkeit der Einflussnahme auf die

Produktionsparameter den Feldmessverfahren vorzu-ziehen. Aufgrund der Kollektorgröße lassen sich jedoch nicht alle Qualifizierungsmaßnahmen in der Fertigungs-halle durchführen. Deshalb werden auch Messverfahren für bereits aufgebaute Solarfelder benötigt. Feldmess-verfahren werden zudem für Abnahmemessungen bei Inbetriebnahme von Solarfeldern eingesetzt oder zur gezielten Durchführung von Instandhaltungsarbeiten nach einigen Betriebsjahren.

Je mehr Solarstrahlung auf den Receiver trifft, umso mehr Strahlungsenergie wird mit einem Kollektorsystem ge-sammelt. Wird diese Maximierung des sogenannten Inter-

[bitte einzeichnen, dass der weiße vertikale Balken das Absorberrohr ist]

Glas-Metall-Verbindung

Absorber-beschichtung (Absorberrohr aus Metall)

FaltenbalgVakuum zwischen Hüllrohr und Absorberrohr

y-Achse [m]

x-Ac

hse

[m]

0 2

10

5

0

–5

–10

2

1

0

–1

–2

4 6 8 10 0

Abb. 34 Ein Quadrocopter misst deflektometrisch Parabolrinnen-Konzentratoren aus der Luft. Quelle: DLR

Abb. 35 Steigungsabweichungen eines Parabolrinnenkollektors werden mit der Software QFly gemessen. Quelle: DLR

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Abb. 36 Photogrammetrische Messung: Der Kollektor wird aus verschiedenen Winkeln fotografiert. Quelle: DLR

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 Herstel-lungsprozess von Spiegelfacetten sollte die Spiegelform vermessen werden. Bei der späteren Montage der Spie-gelfacetten muss sichergestellt werden, dass die Facet-ten richtig auf der Haltestruktur ausgerichtet werden. Zudem muss die Haltestruktur geometrischen Anforde-rungen gerecht werden. Zur Vermessung der Form bzw. auch der Verformung unter z. B. Gravitationseinfluss wer-den häufig photogrammetrische Messmethoden ange-wendet (Abb. 33). Dabei werden auf die zu untersuchen-de Kollektorstruktur Marker aufgebracht, und diese dann aus unterschiedlichen Winkeln abfotografiert. Aus diesen zweidimensionalen Digitalfotos kann eine Photo-grammetrie-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 ausge-wertet. Bei einer solaren Turmanlage kann die Bildauf-nahme von einem zentralen Punkt auf Turmhöhe ge-macht 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 photogramme-trische und deflektometrische Techniken im Zusammen-spiel mit automatischer Bildverarbeitung und -auswer-tung benutzt.

Kollektoren auf dem Prüfstand

Die Leistungsfähigkeit der Receiver in einer Parabolrinnenanlage wird durch zwei Eigenschaften beschrieben: dem optischen Wirkungsgrad und den thermischen Verlusten. Diese Eigenschaften werden an Laborprüf-ständen im Quarz-Zentrum des DLR zerstörungsfrei gemessen (Abb. 37). Zur Messung der thermischen Verluste wird der Receiver auf unterschied-liche 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. Ne-ben einer hohen Leistungsfähigkeit ist auch eine ausreichende Langle-bigkeit 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 Parabol-rinnenkollektoren mit einer Länge von bis zu 20 m installiert werden können. Der Prüfstand erlaubt die Qualifikation aller Kollektorteil-komponenten, wie z. B. Metallstrukturen, Reflektoren, Receivern und flexiblen Rohrverbindungen, bis hin zu kompletten Kollektoren. Durch die zweiachsige Nachführung erlaubt er eine hohe Flexibilität bezüg-lich des Einfallswinkels von Solarstrahlung auf den Prüfkollektor. Der Prüfstand ist mit hochgenauer Sensorik ausgestattet, welche Wirkungs-gradmessungen mit einer Unsicherheit von ±2 % erlaubt.

Abb. 37 Quarz-Prüfstand: Sonnensimulator zum Testen von Parabolrinnenre-ceivern. Quelle: DLR

Abb. 38 Kontas ist ein drehbarer Prüfstand für Parabolrinnenkollektoren. Quelle: DLR

Aus der Praxis

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Kontakt · InfoFragen zu diesem Themen info? Wir helfen Ihnen weiter:

0228 92379-44 Weitere Informationen zum Thema sind beim BINE Informationsdienst oder unter www.bine.info abrufbar.

ProjektorganisationMinisterium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)11055 Berlin

Projektträger Jülich Forschungszentrum Jülich GmbH 52425 Jülich

Förderkennzeichen 03250460325048A-B0325086A-D0325119A0325144B-D0325112A-C0325232

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

Regionale und technische SchwerpunkteAnders 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 Export-faktor 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 Wert-schöpfung: Das bedeutet neue Arbeitsplätze und weniger Abhängigkeit von Rohstoffim-porten. 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.

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