Solarthermisches Kraftwerk

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Solarthermische Kraftwerke - ein Geheimtipp für den Klimaschutz

Solarthermische Kraftwerke sind Kraftwerke, bei denen die Solarstrahlung in Wärme umgewandelt, auf einen Wärmeträger (z.B. Öl, Luft) übertragen und schließlich in Kraftmaschinen (z.B. Dampfturbine, Gasturbine) in elektrische Energie umgesetzt wird.

Paraboloid-Kraftwerk
  • Ressource:
    direkte Solarstrahlung, ggf. mit Speichersystem; Hybridbetrieb mit fossilen und Biobrennstoffen möglich
  • Standorte:
    aride Zonen in Südeuropa, Nordafrika, Arabische Halbinsel (“Sonnengürtel” der Erde)
  • Einsatzgebiete:
    Stromerzeugung, Kraft-Wärme-Kopplung
  • Leistungsbereich:
    Paraboloid: ca. 10 kW pro Modul;
    Turm, Rinne: 5 bis 200 MW
  • Stromkosten heute:
    rein solar: 9 bis 11 Cent/kWh
    hybrid: 3 bis 8 Cent/kWh


Solarthermische Kraftwerke nutzen Hochtemperaturwärme aus konzentrierenden Sonnenkollektoren, um eine konventionelle Kraftmaschine anzutreiben. Die Anlagen können zur reinen Stromerzeugung, aber auch zur Kraft-Wärme-Kopplung eingesetzt werden, also zur kombinierten Erzeugung von Strom und Prozesswärme. Zum Beispiel kann ein solarthermisches Kraftwerk gleichzeitig Elektrizität, Kälte über eine Absorptionskältemaschine, industriellen Prozessdampf, und über eine Meerwasserentsalzungsanlage auch Trinkwasser erzeugen und so bis zu 85 % der gesammelten Solarwärme in Nutzenergie umwandeln.

Eine effiziente thermische Speicherung der erzeugten Solarwärme und die Zufeuerung mit Brennstoffen erlauben die im Kraftwerksbetrieb unverzichtbare ständige Verfügbarkeit zur Lastdeckung. Die Kraftwerke können doppelt genutzt werden: tagsüber als Solarkraftwerk und nachts als Teil des konventionellen Kraftwerksparks. So wird nicht nur Brennstoffverbrauch, sondern auch der Bau konventioneller Reservekraftwerke vermieden. Die Umwelt gewinnt doppelt und die Stromgestehungskosten können sich gegenüber dem reinen Solarbetrieb halbieren. Thermische Speicher sind schon heute technisch möglich, aber aufgrund der niedrigen Kosten fossiler Energieträger noch nicht ökonomisch umsetzbar. Mit ihnen kann das Solarkraftwerk rund um die Uhr 100 % solar betrieben werden – tagsüber direkt von den Spiegeln versorgt, nachts aus dem am Tag solar aufgefüllten Speicher.

Als Standorte kommen hauptsächlich die trockenen und heißen Zonen der Erde südlich des 40. Breitengrads in Frage, da lediglich der direkte Anteil der Sonnenstrahlung mittels Spiegeln gebündelt werden kann. Der hohe Anteil diffuser Strahlung erschwert den wirtschaftlichen Einsatz in unseren Breiten.

Bisher wurden fünf Arten solarthermischer Kraftwerke verwirklicht:

Parabolrinnenkraftwerke

Parabolrinnenkollektor eines solarthermischen Kraftwerks

Bei diesem Konzept wird das Sonnenlicht durch parabolisch gekrümmte Spiegel – mit bis zu 6 m Breite und 100 m Länge – auf ein Absorberrohr konzentriert, das sich dabei auf etwa 400°C erhitzt. Das Absorberrohr wird durch ein evakuiertes Glashüllrohr gegen Wärmeverluste geschützt. Die absorbierte Wärme wird durch ein im Rohr strömendes Thermoöl abgeführt und über einen Wärmetauscher zur Dampferzeugung genutzt. Der so erzeugte Dampf dient zum Antrieb eines konventionellen Dampfturbinen-Generator-Satzes. Auch die Integration in den Dampfteil eines modernen Gas- und Dampfturbinenkraftwerks (GuD) ist möglich. Wesentliche Bestandteile wie die Spiegelelemente und die Absorberrohre stammen dabei von deutschen Herstellern.

Dampfkraftwerke mit Parabolrinnenkollektoren werden seit Mitte der 80er Jahre in Kalifornien betrieben. Insgesamt ist eine Kapazität von 354 MW installiert, die einzelnen Anlagen haben eine Nennleistung von bis zu 80 MW. Ein Spitzenwirkungsgrad von über 21 % für die Umwandlung der Solarstrahlung in Wechselstrom wurde im Betrieb nachgewiesen. Sie versorgen seit ihrer Inbetriebnahme jährlich etwa 150.000 Menschen mit Strom und haben etwa 1 Mrd. US-Dollar an Erlösen erwirtschaftet.

Forschungsarbeiten zielen derzeit auf eine Kostensenkung durch eine verbesserte Struktur der Kollektoren, Optimierung der Betriebsstrategie und eine Substitution des zwischengeschalteten Thermoölkreislaufs durch direkte Dampferzeugung in den Absorberrohren.

Solarturmkraftwerke

Solarturmkraftwerk in Barstow, Kalifornien

Beim Solarturmkraftwerk wird die Sonnenstrahlung durch ein Feld einzeln nachgeführter Spiegel (Heliostaten) auf die Spitze eines Turmes konzentriert. Bei diesem Konzept können Temperaturen bis über 1.000°C erreicht werden. In der Turmspitze befindet sich ein Absorber, der die Strahlung in Wärme umwandelt und an ein Wärmeträgermedium abgibt, das die Wärme einem konventionellen Kraftwerksprozess zuführt. Bei der 10 MW-Testanlage “Solar Two” in Barstow, Kalifornien, wird ein Rohrbündelwärmetauscher als Absorber und geschmolzenes Salz als Wärmeträger benutzt. Ein Vorteil ist die gute Energiespeicherfähigkeit der Salzschmelze. Nachteilig ist die Gefahr lokaler Überhitzung der Absorberrohre. Außerdem kann das Salz stellenweise in einen festen Zustand übergehen.

Beim deutschem PHOEBUS-Konzept wird anstelle des Rohrbündelabsorbers ein metallischer Schwamm benutzt, der auch als volumetrischer Absorber bezeichnet wird, da die Strahlung sowohl an der Oberfläche als auch im Inneren des Drahtgeflechts absorbiert und in Wärme umgewandelt wird. Außenluft, die durch den Schwamm nach innen gesaugt wird, erhitzt sich auf bis zu 800°C und dient anschließend zur Dampferzeugung in einem konventionellen Kraftwerk. Der Vorteil gegenüber Rohrbündelabsorbern ist, dass die Wärme nicht durch eine Wand hindurch übertragen werden muss. Dadurch sind höhere Energieflussdichten, Betriebstemperaturen und Wirkungsgrade möglich.

Anfang der 90er Jahre wurde ein Prototyp auf der Plataforma Solar in Almeria, Spanien, erfolgreich getestet. Derzeit forscht man an so genannten geschlossenen volumetrischen Receivern (REFOS Konzept). Die Druckluft aus der Kompressorstufe einer Gasturbine wird in diesem Absorber solar erhitzt und treibt dann die Turbine an. Damit wird es möglich, Sonnenenergie direkt in eine Gasturbine bzw. in ein modernes, hocheffizientes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk einzukoppeln und dort mit hohen Wirkungsgraden von über 50 % in Strom umzuwandeln.

Paraboloidkraftwerke (Sonnenschüsseln)

Paraboloidkraftwerke mit Stirlingmotor-Generator im Test- und Demonstrationsbetrieb auf der Plataforma de Almeria, Spanien

Bei diesem Konzept konzentriert ein zweiachsig der Sonne nachgeführter Parabolspiegel die Sonnenenergie direkt auf einen im Brennpunkt des Spiegels aufgehängten Absorber. In diesem wird ein Arbeitsgas (Helium, Luft) zum Antrieb eines Stirlingmotors oder einer Gasturbine – die unmittelbar neben dem Absorber angeordnet sind – auf bis zu 900°C erhitzt.

Paraboloidkraftwerke haben ihre technische Reife in mehreren Jahren Testbetrieb bewiesen und mit bis zu 30 % die besten solar-elektrischen Wirkungsgrade erreicht, die überhaupt nachgewiesen wurden. In einem nächsten Schritt gilt es, zu einer Serienfertigung zu gelangen und dadurch das Kostensenkungspotenzial dieser Technologie zu erschließen.

Dieser Kraftwerkstyp mit einer typischen Leistung von einigen 10 kW eignet sich vor allem für den dezentralen Einsatz, z. B. für die Dorfversorgung in Entwicklungsländern. Mehrere Paraboloide lassen sich zu einem Kraftwerk zusammenschalten. In Kombination mit einer Biomasse-Feuerung oder einem Speicher ist auch ein Betrieb rund um die Uhr möglich.

Aufwindkraftwerke

In Aufwindkraftwerken erwärmt die Sonne unter riesigen Glashäusern Luft. Die warme Luft strömt zu einem in der Mitte der Glashäuser stehenden Kamin, in dem Luft aufsteigt. Der so entstehende starke Zug wird zum Antrieb von im Kamin installierten Windturbinen zur Stromerzeugung genutzt. Im Gegensatz zu den zuvor beschriebenen Technologien kann hierbei auch die diffuse Strahlung der Sonne genutzt werden. Die technische Machbarkeit dieses Konzepts wurde in mehrjährigem Betrieb in einem spanischen Versuchskraftwerk nachgewiesen. Nun gibt es an verschiedenen Standorten Vorstudien für Aufwindkraftwerke mit Leistungen von 100 bis 200 MW. Für solche Leistungen sind Turmhöhen von bis zu 1.000 m notwendig. Die Glashäuser bedecken dabei mehrere Quadratkilometer Fläche. Der Wirkungsgrad ist im Vergleich zu den anderen solarthermischen Kraftwerkstechnologien niedriger.

Fresnel-Konzentratoren

Kollektorsystem einer Fresnel-Anlage: unten die Spiegelsegmente des Fresnel-Reflektors, oben das Absorberrohr im Zentrum des Sekundärkonzentrators

Anfang 2001 wurde ein Kollektor vorgestellt, bei dem der Konzentrator aus einzelnen Facetten gerader Spiegel besteht. Da die Lichtbündelung dieses Systems schwächer ist als bei Parabolrinnen, wurde über dem Absorberrohr ein Sekundärkonzentrator angebracht, der das Licht ein zweites Mal konzentriert. Im Absorberrohr wird direkt Wasser verdampft. Das System zeichnet sich durch einfache und kostengünstige Bauweise aus und kann auf mehrere 100 MW Leistung ausgebaut werden. Nächster Schritt ist eine Pilotanlage zur Stromerzeugung.

Kosten solarthermischer Kraftwerke

Die Kosten für die Sonnenkollektoren fallen grundsätzlich als Anfangsinvestition an. Das ist so, als würde man den gesamten für den Betrieb notwendigen Brennstoff eines Kraftwerks zu Beginn des Projekts kaufen und dann einlagern. Für diese Investition müssen zudem Steuern, Zinsen und Versicherungsprämien bezahlt werden, während fossiler Brennstoff erst bei Bedarf zugekauft wird und in vielen Ländern nicht nur steuerfrei ist, sondern sogar subventioniert wird.

Die Ausgangslage für Solarstrom ist also denkbar ungünstig. Insbesondere bei den derzeit niedrigen Preisen für fossile Brennstoffe ist Solarstrom deshalb in der Regel teurer als Strom aus konventionellen Kraftwerken.

Solarthermische Kraftwerke können an guten Standorten etwa 2.000 bis 3.000 Stunden pro Jahr im reinen Solarbetrieb arbeiten. Daraus ergeben sich Stromgestehungskosten von heute 9 bis 11 Cent/kWh. Wenn die vorhandenen Kostensenkungspotenziale erschlossen werden, können diese Kosten halbiert werden.

Dualbetrieb, also die Zufeuerung von Brennstoffen, führt zu einer besseren Auslastung der Wärmekraftmaschine, da auf diese Weise mehr Betriebsstunden erreicht werden können. Damit wird die Konkurrenzfähigkeit gegenüber konventionellen Kraftwerken deutlich verbessert. Je nach Anteil der Zufeuerung und abhängig von den Brennstoffpreisen können die Stromgestehungskosten gegenüber dem reinen Solarbetrieb um bis zu 50 % niedriger liegen. Dadurch werden schon heute Stromgestehungskosten erreicht, die – ohne Fördermaßnahmen – nur wenige Cents über denen konventioneller Kraftwerke liegen.

Energiespeicher erhöhen den Solaranteil des Kraftwerks, sie verbessern das Betriebsverhalten, bewirken eine höhere Ausnutzung des Kraftwerkblocks und verbessern die Erlössituation.

Das Zusammenwirken aller genannten Faktoren führt dazu, dass sich die solaren Stromgestehungskosten eines solarthermischen Kraftwerks mit integrierter Speichertechnik gegenüber dem Betrieb ohne Speicher absenken lassen. Zu diesem Zweck sollen bis etwa 2005 kommerzielle solarthermische Speicherkonzepte entwickelt und erste Prototypen gebaut werden.


Quellen


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