FORSCHUNGSVERBUND SONNENENERGIE „THE

Dr.-Ing. Robert Pitz-Paal ist wissenschaftlicherMitarbeiter der Hauptabteilung Energietechnikin Köln, Dipl. Ing. Reiner Buck ist wissenschaft-licher Mitarbeiter im Institut für TechnischeThermodynamik in Stuttgart und Dipl. Ing.Gerhard Weinrebe ist wissenschaftlicher Mitar-beiter der Hauptabteilung Plataforma Solar deAlmería in Spanien der Deutschen Forschungs-anstalt für Luft- und Raumfahrt e.V.

Dipl.-Ing. Manfred Schmitz-Goeb ist Projekt-leiter für Solarthermische Kraftwerksanlagenbei der L.& C. Steinmüller GmbH, Gummers-bach

Solarturm-kraftwerkevon Robert Pitz-Paal,Reiner Buck,Manfred Schmitz-Goeb undGerhard Weinrebe

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Überblick

In Turmkraftwerken wird die Solarstrah-lung durch eine große Anzahl von ein-zelnen, der Sonne nachgeführten Spie-geln (Heliostaten) auf einen Strahlungs-empfänger (Receiver), der sich auf einenTurm befindet, konzentriert. Das dortaufgeheizte Wärmeträgermedium (ge-schmolzenes Salz, Wasserdampf, Luft)kann dann zur Stromerzeugung ineinem Wärmekraftprozeß verwendetwerden. Der Schwerpunkt dieses Bei-trags liegt in der Darstellung der vier ver-schiedenen Konzepte (PHOEBUS, SOLARTWO, SOLGAS, REFOS) von Solarturm-kraftwerken, die heutzutage verfolgtwerden. Darüber hinaus wird der Statusbei der solaren Komponentenentwick-lung (Heliostat, Receiver, thermischer En-ergiespeicher) für diese Konzepte prä-sentiert. Zum Abschluß werden die Ver-marktungsperspektiven der diskutiertenKonzepte abgeschätzt.

Central receiver power plants use a bignumber of individually sun-tracking mir-rors (heliostats) that concentrate the di-rect solar insolation onto a receiver loca-ted on a tower. There the solar energyheats up a transfer medium (molten salt,water-steam, air) which can be used forthermal electricity production. Thispaper presents the four different con-cepts (PHOEBUS, SOLAR TWO, SOLGAS,REFOS) of central receiver power plantswhich are presently under development.Also the development status of the solarcomponents (heliostat, receiver, thermalenergy storage) used in these conceptsare reviewed. Finally, market penetrationperspectives for the four plant conceptsare discussed.

1. Einleitung

Die Erzeugung von elektrischer Ener-gie in solarthermischen Kraftwerkenist einer der seit Anfang der siebziger

Jahre beschrittenen Wege, um langfri-stig die begrenzten fossilen Energie-träger zu ersetzen. In diesen Systemenwird durch Konzentration der direktensolaren Strahlung mittels eines Spie-gelsystems auf einen Strahlungsemp-fänger (Receiver) eine so hohe Tempe-ratur in einem Wärmeträgermediumerzeugt, daß damit in einem thermo-dynamischen Kreisprozeß mechani-sche Energie gewonnen und durcheinen Generator in elektrische Energieumgewandelt werden kann. Bei die-sem Konzept läßt sich das Strahlungs-angebot und die Energienachfrage

durch die Verwendung eines thermi-schen Energiespeichers entkoppeln.

Bei den sogenannten Solarturmkraft-werken erfolgt die Konzentration derSonnenstrahlung über zweiachsignachgeführte Einzelspiegel (sog.Heliostate), die um einen zentralenTurm, auf dem sich der Receiver befin-det, angeordnet sind. Durch diese An-ordnung lassen sich Strahlungsleistun-gen von bis zu 500 MW in einem ver-gleichsweise kompakten Receiverübertragen, was eine günstige Ko-stendegression auf dem Weg hin zugroßen Leistungseinheiten verspricht.Die verschiedenen Konzepte von So-larturmanlagen unterscheiden sich imwesentlichen in der Art des verwende-ten Wärmeträgers, wie Wasserdampf,Natrium, geschmolzenem Salz oderLuft. Während Natrium aufgrund sei-nes hohen Preises und seines Gefah-renpotentials bei den heutigen Kon-zepten keine Rolle spielt, sind die an-deren Optionen Bestandteil der heut-zutage verfolgten Konzepte.

Im folgenden Abschnitt werden vierunterschiedliche Solarturmkraftwerks-konzepte vorgestellt. In Abschnitt 3wird ein kurzer Überblick über denStatus bei der ‘solaren’ Komponenten-entwicklung für diesen Kraftwerkstypgegeben. Dieser umfaßt das Heliostat-feld, den Receiver und – wo einsetzbar– auch den thermischen Energiespei-cher. Zum Abschluß werden – soweitdas aus heutiger Sicht möglich ist –die Marktchancen und Perspektivender Konzepte erläutert.

2. Heutige Konzepte für Solarturm-kraftwerke

2.1 PHOEBUS

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Beim diesem Konzept [1][2][3] wirdUmgebungsluft als Wärmeträger ver-wendet. Um die Strahlungsenergie andie Luft zu übertragen, kommt ein so-genannter volumetrischer Receiver(siehe unten) zum Einsatz, der sichwesentlich von den Rohrbündelsyste-men der anderen Konzepte unter-scheidet. Die Luft verläßt den Receivermit 700°C.

Der solare Anlagenteil wird beim PHO-EBUS-Kraftwerk mit einem Dampf-kraftwerk gekoppelt. Die Heißluftströmt durch einen Dampferzeuger, in

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dem der hochgespannte Dampf zumAntrieb der Turbine hergestellt wird.Abbildung 1 zeigt ein Schema des Ge-samtsystems.

Ein erdgasbefeuerter Kanalbrennerzwischen Receiver und Dampferzeu-ger führt der Luft zusätzliche Wärmezu, wenn die Sonnenstrahlung nichtausreicht, um die gewünschte Dampf-menge zu erzeugen. Das Solarturm-kraftwerk kann auf diese Weise nichtnur dann Strom erzeugen, wenn gera-de die Sonne scheint, sondern auchwährend Schlechtwetterperioden undin der Nacht. Das Kraftwerk kanndurch erhöhte fossile Zufeuerung imMittellast- oder sogar Grundlastbe-reich betrieben werden, um so die In-vestitionskosten auf eine größere pro-duzierte Strommenge zu verteilen. Da-durch sinkt das finanzielle Risiko fürden Betreiber und die notwendige be-triebliche Flexibilität ist sichergestellt,um Stromlieferverpflichtungen auchzu Zeiten nicht vorhandener Sonnen-einstrahlung zu erfüllen.

Abbildung 1: Verfahrensschema des PHO

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Der PHOEBUS ist ein im wesentlichenkonventionelles Kraftwerk. Durch dasbeschriebene Konzept der Einkoppe-lung solarer Energie ist ein maximalersolarer Anteil an der erzeugten Ener-gie möglich. Mit zunehmendenBrennstoffkosten rentiert sich die Inte-gration eines thermischen Energiespei-chers (siehe unten) in das Konzept,der die Verwendung des fossilenBrennstoffs überflüssig macht.

Seit 1993 wird in dem europäischenSolarforschungszentrum in Almería

ein Versuchskreislauf mit dem Luftre-ceiver mit der thermischen Leistungvon 3 MW getestet, der alle Kompo-nenten eines zukünftigen PHOEBUS-Kraftwerks beinhaltet. Die Versuchser-gebnisse zeigen das ausgezeichneteZusammenspiel der Komponentensowie eine geringe thermische Träg-heit des Systems, die ein schnelles An-fahren ermöglicht [4]. Der einfacheAufbau und der unproblematischeWärmeträger ‘Luft’ machen dieseTechnik besonders attraktiv.

2.2 SOLAR TWO

‘Solar Two’ [5] ist eine umgebaute Va-riante eines 10 MWe Solarkraftwerksin der kalifornischen Mojawewüste,das bereits von 1982 bis 1988 (damalsals ‘Solar One’) betrieben worden ist.Es demonstrierte die grundsätzlicheMachbarkeit der solarthermischenStromerzeugung im Megawatt-Maß-stab. Als Wärmeträgermedium im Re-ceiver wurde Wasser eingesetzt. Eszeigten sich Probleme, den Betrieb bei

EBUS-Solarturmkraftwerks

Wolkendurchgängen aufrecht zu er-halten. Die hierdurch verursachten er-heblichen Verlusten führten dazu, daßSolar One deutlich hinter seinen Er-wartungen zurück blieb.

Um diese Probleme zu vermeiden,wurde das Kraftwerk umgebaut undverwendet nun eine Salzschmelze ausKalium- und Natriumnitrat (KNO3,NaNO3), die sowohl als Wärmeträger-als auch als Speichermedium einge-setzt wird. Durch die Verwendung die-ses thermischen Energiespeichers wirddas Strahlungsangebot und die Ener-

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gienachfrage entkoppelbar. Das Schal-tungsschema des umgebauten Kraft-werks ist in Abbildung 2 dargestellt.Salz wird aus einem kalten Salzspei-cher auf den Turm und durch den Re-ceiver gepumpt, wo es sich erwärmt.Es gelangt dann in den heißen Tank.Von dort aus wird bei Bedarf Salz ent-nommen, und durch einen Dampfer-zeuger geleitet, der Frischdampf füreinen konventionellen Dampfturbi-nen-Kreislauf erzeugt. Das im Dampf-erzeuger abgekühlte Salz gelangt inden kalten Salzspeicher. Grundsätzlichläßt sich mit diesem Konzept nicht nurnachts sondern bei entsprechenderGröße von Energiespeicher und Solar-feld auch 24 h/Tag Strom produzieren.SOLAR TWO hat eine elektrische Lei-stung von 10 MWe, die durch den vor-handenen Energiespeicher bis zu 3 hnach Sonnenuntergang voll genutztwerden kann.

Sollten sich die in SOLAR TWO gesetz-ten Erwartungen am Ende der De-monstrationsphase (1998) bestätigen,so kann, um die Kosten weiter zu sen-ken, in der nächsten Stufe ein Kraft-werk in einer Einheitsgröße von 100-200 MWe gebaut werden.

2.3 SOLGAS

SOLGAS ist der Projektname eines Solar-turmkraftwerkes im spanischen Huelva,das im Rahmen einer von der Europäi-schen Union (EU) geförderten Machbar-keitsstudie untersucht wurde [6].

Beim SOLGAS Konzept liefert ein So-larturmkraftwerk mit Wasserdampf-Receiver Sattdampf auf einem Tempe-raturniveau von z. B. 320 °C in denAbhitzekessel eines konventionellenGas- und Dampfturbinenkraftwerks.Dieses Anlagenkonzept benötigt

immer Erdgas als zusätzlichen Brenn-stoff, um die Gasturbine zu betreibenund kann keine Elektrizität im soge-nannten „solar only mode“ erzeugen(vgl. [7]).

Das Schaltungsschema ist in Abbil-dung 3 dargestellt. Der Receiver über-nimmt einen Teil der Verdampfung desWassers, die sonst im Abhitzekesseldes konventionellen Teils der Anlageerfolgen müßte. Diese Betriebsweiseverbessert die Wärmeübertragungzwischen dem Abgas der Gasturbineund dem Wasser bzw. Dampf, so daß

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Abbildung 2: Kraftwerksschema der SOLAR TWO Anlage

Abbildung 3: Kraftwerksschema der SOLGAS Anlage

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geringere Temperaturdifferenzen zurWärmeübertragung benötigt werdenals bei rein fossilem Betrieb. Um Fluk-tuationen der Frischdampfmengedurch kurzzeitige Schwankungen imsolaren Strahlungsangebot möglichsteinzuschränken, wird ein zusätzlicherGasbrenner im Abhitzekessel direktvor dem Verdampfer eingesetzt.

Bei Grundlastbetrieb (8.000 h) könnenbei diesem Konzept im Jahresmittelnur etwa 6% der thermischen Ener-gie, die in das Kraftwerk eingekoppeltwerden, durch die Sonne bereit ge-

stellt werden. Zudem ist ein deutlichgrößerer Regelungsaufwand notwen-dig, um sowohl das fluktuierende so-lare Energieangebot als auch die bedarfsbedingt schwankende Prozeß-wärmenachfrage zu beherrschen. DasKonzept setzt jedoch die einge-setzte fossile Energie mit einem hoh-en Wirkungsgrad von etwa 70%(einschließlich Prozeßwärme) um. Eszielt darauf ab, eine konventionell at-traktive Kraftwerksvariante durch einerelativ kleine Solaranlage zu ergänzen,um das Betriebs- und Investitionsko-stenrisiko zu minimieren.

2.4 REFOS

Ein anderes solar-fossiles Kraftwerks-konzept, das bei der DLR (unter demNamen REFOS) und am Weizman-Institut in Israel untersucht wird,wärmt die verdichtete Luft in einemGasturbinenprozeß solar vor [8][9].Abbildung 4 zeigt beispielhaft ein sol-ches System. Die vom Verdichter aufca. 15 bar komprimierte Luft wird mitetwa 400°C dem geschlossenen volu-metrischen Receiver zugeführt unddort durch die absorbierte Solarstrah-lung auf 800°C erhitzt. Anschließenderfolgt in der Brennkammer durch Zu-feuerung fossilen Brennstoffs die Er-hitzung der Luft auf die geforderteTurbineneintrittstemperatur. Eine Nut-zung des Gasturbinenabgases zumBetrieb eines Dampfturbinenkreislaufsverbessert den thermischen Wirkungs-grad der Anlage deutlich gegenüberreinen Dampfprozessen. Auf dieseWeise wird auch die eingekoppelteSolarenergie mit einem hohen Wir-kungsgrad in Strom umgewandelt.

Auch bei diesem Konzept muß nachheutigen Stand der Entwicklung dieSolarenergie durch den Einsatz fossilerEnergie aufgewertet werden. Dersolar-fossile Betrieb verringert jedochdie spezifischen Investitionskosten derAnlage und erlaubt zugleich einehocheffiziente Umsetzung des einge-setzten fossilen Brennstoffs. BeiGrundlastbetrieb (8.000h/a) könntenmit diesem Konzept etwa 13% desBrennstoffs eingespart werden, mehrals bei vergleichbaren anderen solar-hybriden Konzepten. Durch Erhöhungder Receiveraustrittstemperatur kanndieser Anteil außerdem weiter gestei-gert werden.

3. Status bei der Komponentenent-

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wicklung

3.1 Heliostate

Das Heliostatenfeld eines Solarturm-kraftwerkes stellt mit ca. 80% der so-laren Investitionskosten einen wesent-lichen Anteil der Gesamtkosten dar. Eswurden daher viele Anstrengungenunternommen, Heliostate mit gutenoptischen und mechanischen Eigen-schaften bei gleichzeitig geringen Fer-tigungs-, Betriebs- und Wartungsko-sten zu entwickeln. Diese technologi-schen und ökonomischen Anforderun-

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gen der Solarturmkraftwerke dernächsten Generation werden nurgroße (Membran-) Heliostate mit min-destens 100m2 Spiegelfläche erfüllenkönnen [10].

Im Jahre 1994 begann auf der „Plata-forma Solar de Almería (PSA)“ einHeliostaten-Technologieprogramm1

[11]. Es entstanden zwei Heliostatemit 150m2 (ASM150) bzw. 100m2

Spiegelfläche (GM100), die im direk-ten Vergleich unter realen Bau- und

Abbildung 4: Kraftwerksschema des REFO

ASM

Typ Metallmembran – Konzeauf Fachwerkdrehstand

Spiegelfläche 150 m2

Design Schlaich Bergermann + PStuttgartL. & C. Steinmüller, Gumm

Bau L. & C. Steinmüller, Gumm

Konzentrator gespannter Metallmembrkonzentrator mit aufgekleDünnglasspiegeln

Konzentrator- < 22 kg/m2

gewicht

Brennweite 200 m - ∞einstellbar durch UnterdruKonzentratorgehäuse

Canting On-Axis (durch Konstruktprinzip automatisch gege

Optische Qualität besser 1,5 mrad (gemesse

Antrieb Servomotoren

Getriebe (Masse) Cyclodrive 1003:1 (2 x 20

Tabelle: Heliostate ASM150 und GM100

Betriebsbedingungen zeigen, welchesKonstruktionsprinzip die geeignete Lö-sung für den solarthermischen Kraft-werksmarkt der Zukunft darstellt. EineÜberblick über die beiden Heliostategibt die Tabelle.

3.1.1 150m2-MetallmembranheliosatASM 150

Der ASM1502 (Abbildung 5), wurde1995 auf der PSA aufgebaut und inBetrieb genommen [12]. Bei diesen

S Konzepts

GM 100

ntrator Facettierter T-Heliostat mitZentralgetriebe auf Pylon

100 m2

artner, CIEMAT, Madrid

ersbach

ersbach Pujol Montala (Getriebe)CIEMAT, Madrid (Facetten)Jupasa, Madrid (Struktur, Montage)

an- 32 Glas/Metall Facettenbten je 3 m x 1.1 m

20 kg/m2 (nur Facetten)

480 mck im

ions- On-Axis (manuell mit Laserstrahl-ben Cantingmethode)

n) 2,6 mrad (Auslegungswert)

Asynchron-Drehstrommotoren

kg) zentrales Getriebe (1300 kg)

im Überblick

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Heliostaten wird ein dünnes Stahl-blech über einen Druckring gespanntund anschließend mit Spiegelglas be-klebt. Auf der Rückseite des Druckrin-ges ist eine zweite Membran ange-bracht. Durch Unterdruck in demdurch die beiden Membranen gebilde-ten Raum wird die bespiegelte Mem-bran so verformt, daß ein Hohlspiegelentsteht und das Sonnenlicht auf denReceiver fokussiert wird. Der Spiegelwird in einem Drehstand kardanischaufgehängt, so daß er der Sonnezweiachsig nachgeführt wird. DerKonzentrator bildet einschließlich dermit Spiegeln beklebten Vorderseiten-membran ein Flächentragwerk, d.h.Tragwerksfunktion und optische Funk-tion sind ganzheitlich vereint.

Der Heliostat wurde umfangreichenTests unterzogen, um seine optischeQualität, seine Nachführgenauigkeit,den Eigenenergieverbrauch und seineZuverlässigkeit und Wartungsfreund-lichkeit zu ermitteln und gegebenen-falls weiter zu verbessern. Messungenergaben, daß die optische Qualitätden Auslegungswert weit übertrifftund für einen Heliostaten dieserGröße bisher unerreicht war [13].Auch die Robustheit des Konzepteswurde bei Windgeschwindigkeitenvon über 80 km/h in Betriebsstellungund 120 km/h in Überlebensstellungeindrucksvoll dokumentiert. Erfahrun-gen aus dem Testbetrieb und detail-lierte Kostenanalysen werden beim

Hersteller LCS direkt in die zukünftigeSerienfertigung einfließen.

3.1.2 100m2-Glas/Metall-Heliostat GM100

Der GM100 (Abbildung 6) ist eine ver-größerte Ausführung des Heliostaten-typs, den man schon seit den 80erJahren kennt: ein zentraler Fuß bzw.Pylon mit darauf montierter Azimut/Elevations-Getriebeeinheit, an der einTorsionsrohr mit Auslegern zur Befesti-gung der einzelnen Spiegelfacettenbefestigt ist. Die mechanische Funkti-

1 unter maßgeblicher Beteiligung der deut-schen und spanischen Industrie (LCS, SBP,FDE, JUPASA, Pujol Montala).

2 entwickelt von einem deutschen Industrie-konsortium (L.&C. Steinmüller (LCS),Schlaich Bergermann und Partner (SBP)und Fichtner Development Engineering(FDE).

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Abbildung 5: 150m2 Metallmembran-Heliostat ASM150 auf der Plataforma Solarde Almería im Routinebetrieb

Abbildung 6: 100m2 Glas-Metall-Heliostat GM100 auf der Plataforma Solar deAlmería

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on (Torsionsstab und Ausleger) undoptische Funktion (Facetten) sind ge-trennt. Zwei wesentliche Neuerungenwurden beim GM100 eingeführt:

• Eine zentrale, höhenverstellbare,schwenkbare Meßvorrichtung er-laubt, die einzelnen Spiegelfacettenunabhängig von Sonnenschein undSonnenstand präzise auszurichten.Auf der PSA wurde diese Methodezur Ausrichtung der einzelnen Facet-ten erfolgreich eingesetzt [14].

• Eine „intelligente“ lokale Heliosta-ten-Reglereinheit berechnet selb-ständig den Sonnenvektor und dendaraus für den Heliostaten resultie-renden Azimut- und Elevations-Soll-winkel. Der zentrale Heliostatenfeld-Kontrollrechner muß nur noch ein-malig die Koordinaten des ge-wünschten Zielpunktes übermitteln,sowie eventuelle Änderungen des-selben bzw. Sonderbefehle. Dadurchwird der Datenfluß drastisch redu-ziert und der Einsatz einer Funk-steuerung ermöglicht. Diese Steue-rung bietet Vorteile wie weniger Ver-kabelung, geringere Anforderungenan den Blitzschutz der Installationund eine höhere Flexibilität [15].

Während die kostengünstige und prä-zise Einstellprozedur für die Spiegelfa-cetten nur für die Glas/Metallbau-weise notwendig ist, kann die „intelli-gente“ lokale Heliostatensteuerungmit oder ohne Funksteuerung auchauf die anderen Heliostatkonzepteübertragen werden, wenn sie sich be-währt. Dieser Spiegeltyp wird ab Ende1996 den ersten Erprobungstests un-terzogen.

3.1.3 Vergleich

Die durch Schwerkraft und vor allem

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Wind hervorgerufenen Drehmomentewerden beim ASM außen am steifenDruckring in den als Fachwerk ausge-führten Drehstand eingeleitet. Durchdiese „natürliche Untersetzung“ blei-ben die Kräfte klein, und damit kön-nen auch kleine – und damit preiswer-te – Antriebseinheiten eingesetzt wer-den. Im Gegensatz dazu werden beimGM100 die Momente in die zentraleGetriebeeinheit eingeleitet, die ent-sprechend dimensioniert sein muß,was sich natürlich auch in deutlichhöheren Kosten für diese Komponen-te niederschlägt.

FORSCHUNGS

Der Luftreceiver hat folgende Vorteile:Die Luft als Wärmeträgermedium istungiftig, nicht korrosiv, unbrennbar,überall verfügbar sowie leicht zuhandhaben. Der Kraftwerkstyp ist un-problematisch und hat universelle Ein-satzmöglichkeiten. Der Receiver kannmorgens bei Sonnenaufgang schnellangefahren werden, da keine großenMassen aufgewärmt werden müssen.

3.2.2 SOLAR TWO

Der SOLAR TWO Receiver ist ein Rohr-receiver, der von einer Salzschmelze

Abbildung 8: Salzreceiver der SOLARTWO AnlageAbbildung 7: PHOEBUS-Receiver

Solartu

Durch die Variation des Unterdrucksim Konzentratorinneren des ASM150läßt sich der Krümmungsradius derMembran und damit die Brennweiteeinstellen. Die Fertigung ist also füralle Heliostate gleich, unabhängigvom Abstand Heliostat-Strahlungs-empfänger. Die Kontur der Facettendes GM100 muß dem Abstand vomStrahlungsempfänger des jeweiligenAufstellungsortes angepaßt werden,was die Fertigung aufwendiger gestal-tet. Dafür ist es aber möglich, die Fa-cetten an einer zentralen Fertigungs-stelle herzustellen, so daß die End-montage vor Ort weniger Zeit bean-sprucht.

Während der ASM150 im Lauf derletzten 15 Monate bereits bewiesenhat, daß er den gestellten Anforderun-gen entspricht, wird der GM100 dazuin den nächsten Monaten die Ge-legenheit haben.

3.2 Receiver

Receiver dienen dazu, die konzentrier-te Strahlung an ein Wärmeträgermedi-um zu übertragen. Energieverlusteentstehen durch unvollständige Ab-sorption der Strahlung, thermische Ei-genstrahlung, Konvektionsverlustedurch Wind, etc., und durch die ther-mischen Trägheitseffekte beim Anfah-ren. Es gilt, diese Verluste möglichst zuminimieren, da sie es notwendig ma-chen zusätzlich (teure) Heliostatenaufzustellen, um sie zu kompensieren.

3.2.1. PHOEBUS

Übliche Receiver bestehen aus einemRöhrenwärmetauscher, bei dem dieAbsorption an der Rohroberflächestattfindet. PHOEBUS besitzt einen vo-lumetrischen Receiver, der aus einem

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lockeren Drahtgestrick aufgebaut ist(Abbildung 7). Die Sonnenstrahlungkann in das Gestrick eindringen undwird größtenteils erst in der Tiefe anden Drähten absorbiert und in Wärmeumgewandelt. Ein Gebläse saugt Luftdurch das Drahtgestrick. Der Luft-strom nimmt die Wärme auf, wobeidie vorne liegenden Drähte durch dieeinströmende kalte Luft gekühlt wer-den. Da die nach außen weisendeOberfläche des Receivers kälter ist alsdie Temperatur, mit der die Luft dasGestrick wieder verläßt, hat diese Bau-art geringe thermische Verluste.

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Solart

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als Wärmeträgermedium durchströmtwird (Abbildung 8). Die Rohrbündelsind in Zylinderform mit einer Höhevon ca. 10 m Höhe angeordnet undwerden in Serpentinen von Salz durch-strömt, das von ca. 290°C auf 565°C

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Entsprechende Receiver für die Kopp-lung mit Gasturbinen mit 100 kW und300 kW thermischer Leistung wurdenbei 3 bar erfolgreich getestet [16][17].Abbildung 11 zeigt den Aufbau einessolchen Receivers. Im Rahmen einesMitte 1996 angelaufenen Projektessoll bei der DLR die Entwicklung diesesReceivertyps soweit vorangetriebenwerden, daß detaillierte Aussagen zutechnischen Daten, zu Lebensdauerund zu den Kosten möglich sind.

Ein etwas anderes Konzept eines volu-metrischen Luftreceivers, das eine Ab-

erwärmt wird. Insgesamt 800 ge-schwärzte Rohre aus hochwarmfestemStahl sind auf 24 Paneele verteilt. DieRohre sind flexibel aufgehängt, so daßsie sich bei Erwärmung frei ausdehnenkönnen. Alle Zu- und Abführleitungensind elektrisch beheizbar, damit esbeim Anfahren des Receivers nichtzum Ausfrieren des Salzes in denRohrleitungen kommt. Bevor der Re-ceiver für SOLAR TWO gebaut wurde,ist die Funktionsfähigkeit des Systemsdurch Experimente an einer kleinerenVersuchsanlage nachgewiesen wor-den.

ein kleiner Energiespeicher, der dieWasserdampftemperatur bei Betrieb-sunterbrechungen oder über Nachtnahezu beibehält.

3.2.4 REFOS

Für die direkte solare Luftvorwärmungfür Kombikraftwerke muß der Recei-ver bei Drücken von etwa 15 bar undTemperaturen zwischen 400 und800°C arbeiten. Beim sogenanntenvolumetrischen Receiver müssen hier-zu mehrere Module kleinerer Leistungparallel geschaltet werden, um die er-

Abbildung 10: Modulare Bauweise für die druckbeaufschlagten volumetrischenLuftreceiver: Receiver mit Sekundärkonzentrator

3.2.3 SOLGAS

Beim SOLGAS Receiver handelt es sich

Abbildung 9: Rezirkulationskonzeptbeim SOLGAS Receiver

um einen Wasserdampf-Receiver mitDampftrommel und Strömungsrezir-kulation (Abbildung 9), wie er in ähnli-cher Weise als LaMont-Kessel in derkonventionellen Kraftwerkstechnik be-kannt ist.

Bei diesem Prinzip befinden sich Flüs-sigkeits- und Dampfphase im Gleich-gewicht in einer Dampftrommel. DasWasser zirkuliert durch den Rohrbün-delreceiver, wobei bei einem Durchlaufetwa 15% verdampfen. Das entstan-dene Wasser/Dampf Gemisch wird indie Trommel zurückgeleitet, wo sich

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die beiden Phasen trennen. Dertrockene Dampf (Sattdampf) wird ausder Trommel zum Überhitzer in demfossil befeuerten Dampferzeuger ge-leitet. Die Verdampfung des Wassersin der senkrechten Receiverrohren ga-rantiert eine gute und gleichmäßigeKühlung der bestrahlten Rohrbündelund verhindert damit eine Überhit-zung der Rohrwand.

Aufgrund der geringen Wärmekapa-zität des Receivers begrenzen lediglichdie auftretenden thermischen Span-nungen im Absorberrohr die Ge-schwindigkeit von An- und Abfahren.Plötzliche Schwankungen im solarenStrahlungsangebot werden über einkurzzeitiges Absenken des Wasser-standes bei gleichzeitiger Druckabsen-kung in der Dampftrommel gedämpft.Die Dampftrommel wirkt zudem wie

forderliche Gesamtleistung zu erbrin-gen. Jedes der Module besteht hierbeiaus einem Sekundärkonzentrator, andessen Austrittsöffnung sich der ei-gentliche Receiver befindet. Ein Se-kundärkonzentrator ist eine trichter-förmige Anordnung von Spiegel-flächen, die die eintretende Solarstrah-lung nochmals in die Austrittsaperturkonzentriert. Durch ein Quarzfenstertrifft die konzentrierte Solarstrahlungauf den Absorber, der aus einemhochporösen Material (z. B. Keramik-schaum) besteht. Die durchströmendeLuft wird hierbei auf die geforderteTemperatur erhitzt. Abbildung 10zeigt eine solche Anordnung, wobeimehrere bienenwabenartig nebenein-ander angebrachte Module den ge-samten Brennfleck des Spiegelfeldesabdecken.

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sorberstruktur aus einer Vielzahl vonquerangeströmten keramischen Stäb-chen verwendet, wird am WeizmanInstitut verfolgt. Der Receiver erreichteine Austrittstemperatur von ca.1.100 °C bei einer thermischen Lei-stung ca. 50 kW [18].

3.3 Thermische Energiespeicher

Thermische Energiespeicher dienendazu, Strahlungsangebot und Ener-gienachfrage zu entkoppeln. Dies er-möglicht es den Anlagentypen SOLARTWO und PHOEBUS schon heute, aufeine fossile Zufeuerung zu verzichten.Eine Weiterentwicklung des REFOSKonzepts hin zu höheren Temperatu-

Abbildung 11: Querschnitt durch ein voVOBREC

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ren würden den Verzicht auf fossilemBrennstoff bei gleichzeitigem Einsatzeines thermischen Energiespeichersauch hier ermöglichen. Einzig dasSOLGAS Konzept kommt auch bei Ein-satz eines Energiespeichers nicht ohnefossilen Brennstoff zum Betrieb derGasturbine aus.

Der Einsatz von fossilem Brennstoffstellt jedoch zur Zeit noch die erheb-lich kostengünstigere Variante dar,den Anlagenbetrieb unabhängig vomStrahlungsangebot aufrechtzuerhal-ten.

3.3.1 PHOEBUS

Bei der Verwendung eines gasförmi-gen Wärmeträgermediums wie imFalle von PHOEBUS muß die thermi-sche Energie an ein anderes Speicher-medium übertragen werden. Zweck-mäßig ist hier eine keramische Spei-chermasse, wie sie z. B. aus der Hoch-ofentechnologie bekannt ist. Ein par-allel zum Dampferzeuger geschalteterSpeicher wird beim Beladen vonheißer Luft und beim Entladen vonkalter Luft in entgegengesetzter Rich-tung durchströmt . Die Vorteile desFeststoffspeichermediums liegen inden geringen Kosten für den Speicher-werkstoff, seinen potentiell hohen

lumetrisches Receivermodul vom Typ

Speichertemperaturen und seinerhohen Lebensdauer.

Ein kompletter PHOEBUS Versuchs-kreislauf mit thermischem Speicherwurde auf der Plataforma Solar de Al-mería aufgebaut und getestet. Mitdieser Schaltung konnte auch bei starkschwankender Solareinstrahlung einekonstante Dampferzeugerleistung ge-währleistet werden. Bei entsprechen-der Größe des Speichers (und natür-lich des Heliostatenfeldes) läßt sichdie solare Stromerzeugung bis in dieNachtstunden ausdehnen.

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3.3.2 SOLAR TWO

Zwei Flüssigsalzspeicher nehmengeschmolzenes Salz auf. Der ‘heiße’Tank befindet sich auf einer Tempera-tur von 565°C während der kalte Tankbei 290°C liegt. Beim Beladen wirdSalz dem kalten Speicher entnommen,im Receiver aufgeheizt und demheißen Speicher zugeführt. Beim Ent-laden wird Salz dem heißen Speicherentnommen, im Dampferzeuger ab-gekühlt und dem kalten Speicher wie-der zugeführt. Durch das große Volu-men-zu-Oberflächenverhältnis ist zuerwarten, daß bei einem täglichenLade- und Entladezyklus ca. 99% dervom Receiver an den Speicher geliefer-ten Energie an den Dampferzeugerweitergereicht werden kann. Mit einerelektrischen Zusatzheizung muß ver-hindert werden, daß die Salzschmelzebei längeren Stillstandszeiten erstarrt.Aufgrund der hohen Korrosionsratenbei den erhöhten Temperaturen mußder Heißsalzspeicher aus Edelstahl ge-fertigt werden, während der andereferritischen Stahl zuläßt.

4. Marktchancen

Ein solarthermisches Kraftwerk hathöhere Investitionskosten als ein kon-ventionelles Kraftwerk, da der solareTeil zusätzlich zum sowieso vorhande-nen konventionellen Teil gebaut wer-den muß. Auf der anderen Seite schla-gen die über die gesamte Lebensdauereingesparten Brennstoffkosten zuBuche, so daß der Unterschied bei denletztlich entscheidenden Stromgeste-hungskosten wieder geringer wird.Sowohl durch Serieneffekte beim Bauweiterer Anlagen als auch durch eineVergrößerung der Einheitsleistung(von heute 30 MWe auf bis zu 200MWe) läßt sich eine Kostendegressionerzielen, so daß die regenerative

Stromerzeugung mit Solarturmanla-gen eine wirtschaftliche Alternative zurein konventionellen Verfahren wer-den kann.

Das REFOS-Konzept als interessanteAlternative für die solarthermischenStromerzeugung bietet wegen derhohen Prozeßtemperaturen einenhohen Wirkungsgrad für die Umset-zung von Solarenergie in elektrischenStrom. Bis zu einer großtechnischenRealisierung sind aber erhebliche Ent-wicklungsarbeiten zu leisten, die im

E

von einem Kraftwerks- und Anlagen-bauer als schlüsselfertiges Kraftwerkangeboten. Die solaren Komponenten

Solartu

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wesentlichen den zuverlässigen undkostengünstigen Receiver in der ent-sprechenden Leistungsgröße betref-fen.

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cialization Plans“, Proc. 7th Intl. Symp.on Solar Thermal Concentrating Techno-logies, Moskau (1994) 189 ff

[5] M. Blanco „SOLGAS Project: Hybrid CombinedCycle Cogeneration Plant Based on Cen-tral Receiver Technology“, Final ReportRENA-CT94-0043, erstellt für die EU-Kommission (1996)

[6] W. Meinecke, K. Hennecke, F. Trieb,F. Staiß„Systemaspekte hybrider Solarkraftwer-ke“, Themen 96/97, ForschungsverbundSonnenenergie (1997)

Das SOLGAS Konzept ist noch weitvon der Markteinführung entfernt undseine Chancen des schwer abzuschät-zen. Es nutzt aufgrund der nur sehrmoderaten solar erzeugten Dampf-temperaturen das Potential der Turm-technologie kaum aus. Auch eine ste-tige Weiterentwicklung auf der Basisdieses Konzepts ist nicht absehbar.

MEN 96/97“

Anlagen könnten neue Impulse fürzielgerichtete Forschung und Entwick-lung geben sowie ein Anstoß zur Seri-enfertigung von Heliostaten sein.

Die gleichzeitige Verwendung derSalzschmelze als Wärmeträger undSpeichermedium bei SOLAR TWO istein technisch eindrucksvolles Konzept.Es erfordert allerdings sowohl beimBau als auch beim Betrieb der Anlagehochqualifiziertes und zuverlässigesPersonal. Es bleibt abzuwarten, obsich nach der Auswertung der Ver-

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[10] M. Haeger, M. Romero„PSA Heliostat Technology Program for1994 to 1996“, PSA Internal Document

[11] G. Weinrebe„Test Program for Three PHOEBUS TypeLarge Area Heliostats“, PSA TechnicalReport GW12/94, Almería (1994)

[12] G. Weinrebe, M. Schmitz-Goeb, W.Schiel,,On the Performance of the ASM150Stressed Membrane Heliostat“, Proc.1996 ASME Intl. Conf. on Solar Energy,San Antonio (1996)

Das PHOEBUS-Konzept wird heute

haben sich in Versuchsanlagen be-währt, die konventionellen Kraft-werkskomponenten sind Stand derTechnik. Die Verwendung des Wärme-trägermediums Luft bedeutet einegroße Vereinfachung im Aufbau undbei der Wartung der Anlage und ver-langt weniger spezifizierte Fachkräfte.Dies sind die Voraussetzungen für eineerfolgreiche Markteinführung dieser

Conf. on Solar Energy, San Antonio(1996)

Literatur

[1] „PHOEBUS – A Solar Tower Plant withVolumetric Receiver – Post FeasibilityStudy 1C“, Fichtner Development En-gineering und L.& C. Steinmüller GmbH,Stuttgart (1994)

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[4] D. J. Brundage, W. R. Gould, P. De Laquil„Solar Two Project Status and Commer-

Hingegen benötigt es die geringstenspezifischen Investitionskosten beigleichzeitig geringstem solaren Anteil.Erfahrungen aus dem Betrieb solcher

suchsergebnisse von SOLAR TWO einAnbieterkonsortium findet, welchesbereit ist, diese Technologie zu ver-markten.

[7] G. Brose, R. Buck, R. Köhne, R. Tamme,F. Trieb:„Brennstoffeinsparung in fortschrittli-chen Kombikraftwerken durch solareReformierung von Erdgas“, Interner Be-richt DLR-IB 95 101 (1995)

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