Bilderverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Abkürzungen und Einheiten
1 Einleitung
1.1 Zielsetzung
1.2 Bedeutung von solarthermischen Kraftwerken
1.3 Methodik
2 Grundlagen
2.1 Standortvoraussetzungen
2.2 Arten von solarthermische Großkraftwerken - CSP
2.2.1 Parabolrinnen-Kollektoren – PRK
2.2.2 Fresnel-Spiegel-Kollektoren – FSK
2.2.3 Zentralreceiver- bzw. Solarturm
2.2.4 Dish-Stirling-Anlagen
2.2.5 Hybride Solarkraftwerke
2.3 Energieumwandlung
2.3.1 Clausius-Rankine-Vergleichsprozess
2.3.2 Überhitzung des Frischdampfes
2.3.3 Zwischenüberhitzung
2.3.4 GuD
2.3.5 Kühlsysteme
2.4 Leistungsfähigkeit von Solarkraftwerken
3 Technischer Entwicklungsbedarf und Trends
3.1 Vollzeitbetrieb
3.1.1 Thermische Speicherung
3.1.2 Sensible Wärmespeicher
3.1.3 Latente Wärmespeicher
3.1.4 Chemische Wärmespeicherung
3.1.5 Sorption-Wärmespeicherung
3.1.6 Investitionskosten verschiedener Speichersysteme
3.2 Solarthermochemische Herstellung von Wasserstoff
3.2.1 Aktuelle Projekte
3.3 Trends
4 Ökonomische Auswirkungen
4.1 Investitionskosten
4.2 Stromgestehungskosten von solarthermischen Großkraftwerken
4.3 Vergleich mit konkurrierenden Techniken
4.3.1 Jahresstromproduktion in einem Solarkraftwerk
4.3.2 Vollkosten der Stromerzeugung
4.3.3 Unterschiede zwischen PV und CSP
5 Zusammenfassung und Ausblick
Literaturverzeichnis
Bild 1: Sonnengürtel der Erde /1/
Bild 2: Prozentueller Flächenbedarf pro Energiequelle nach /2/
Bild 3: Parabolrinnen-Kollektor PRK /1/
Bild 4: Schema eines PRK-Kraftwerks mit Zweitank-Wärmespeicherung /1/
Bild 5: Andasol 3 /5/
Bild 6: Shams 1 /6/
Bild 7: Schema von Shams 1 mit hybridem Kraftwerksteil nach /7/
Bild 8: Funktionsprinzip der Primärreflektoren /8/
Bild 9: Querschnitt Receiver /8/
Bild 10: 30 MW solarthermisches Kraftwerk PE 2 /9/
Bild 11: Prinzip Solarturmkraftwerk /10/
Bild 12: Schema Solarturmkraftwerk /12/
Bild 13: Solarthermisches Turmkraftwerk PS 20; Sevilla 2009 /5/
Bild 14: Aufbau Dish-Stirling-Anlage /13/
Bild 15: Maricopa Solar – Dish-Stirling-Kraftwerk /14/
Bild 16: Prinzip eines Parabolrinnenkraftwerks mit parallelem Dampferzeuger und getrenntem Kollektor- und Dampfturbinenkreis /15/
Bild 17: Prinzip eines GuD-Kraftwerks mit integriertem Parabolrinnenkollektorfeld /15/
Bild 16: Wärmeschaltplan des einfachsten Dampfkraftwerks nach /16/
Bild 17: Zustandsverlauf des idealisierten C-R-Prozesses (Sattdampf-Prozess) nach /16/
Bild 20: Wärmeschaltbild mit Überhitzung nach /16/
Bild 21: C-R-Prozess mit Überhitzung nach /16/
Bild 22: C-R-Prozess mit Zwischenüberhitzung nach /16/
Bild 23: GuD Schaubild nach /20/
Bild 24: ACC Modul /24/
Bild 25: Thermische Speicher in Andasol mit Flüssigsalzgemisch aus 60% Natriumnitrat (NaNO3) und 40% Kaliumnitrat (KNO3) /1/
Bild 26: Feststoffspeicher vor Anbringen der Isolation /26/
Bild 27: Sensible und latente Wärmespeicherung nach /27/
Bild 28: Spezifisches Invest für einen 8h-Speicher (erwartete Kosten 2035) nach /28/
Bild 29: Solarturm mit integriertem Pilotreaktor auf der Plataforma Solar de Almería in Südspanien /30/
Bild 30: Wasserstoffkonzentration im Abgas der Pilotanlage Hydrosol-2 /31/
Bild 31: Schema der solaren Zinkherstellung nach /32/
Bild 32: Gesamtleistung in MW der CSP-Kraftwerke weltweit (Stand:02.04.2013) /34/
Bild 33: Ressourcenanteile im europäischen Strommix des TRANS-CSP Scenarios /35/
Bild 34: Kostenaufteilung eines 50MW PRK– Kraftwerks mit 7h Speicher nach /37/
Bild 35: Stromgestehungskosten für PV, CSP und WIND (WEA) an Standorten in Deutschland und Spanien. Der Wert unter der Technologie bezieht sich auf die solare Einstrahlung in kWh/m²/a (optimaler Neigungswinkel für PV berücksichtigt, DNI für CSP), bei Windkraft auf die Volllaststundenanzahl pro Jahr. /38/
Bild 36: Stromgestehungskosten für CSP nach Anlagentyp und Einstrahlung (DNI in kWh/m²/a) /38/
Bild 37: Sensitivitätsanalyse CSP (100MW mit Speicher) mit jährlicher Einstrahlung von 2000 kWh/m²/a, 100% entspricht Mittelwert für Parabol + Speicher aus Bild 36. /38/
Bild 38: Prognose für Stromgestehungskosten für EE anhand von Lernkurven und des konventionellen Strommix in Spanien bis 2030. /38/
Bild 39: Sensitivitätsanalyse für die Prognose von Stromgestehungskosten von CSP-Kraftwerken mittels Lernkurven. /38/
Bild 40: Marktprognose der kumulierten Kraftwerksleistung für solarthermische Kraftwerke 2010-2030, Sarasin (2009), Trieb (2009), Greenpeace (2009) /38/
Bild 41: Vollkosten der Stromerzeugung (Berechnung der CAPEX mit unterschiedlichen Betriebsstunden der Anlagen, Kostenstand 13.Juli.2011, Solarenergie PV und CSP in Spanien, Wind on- und offshore durchschnittliche Windbedingungen für Europa, Kohle und Gas inkl. CO2-Zertifikatskosten) /28/
Tabelle 1: Daten zu den Andasol-Kraftwerken /1/
Tabelle 2: Daten zu Shams 1 /8/
Tabelle 3: Daten zum Solarkraftwerk PE 2 /8/
Tabelle 4: Daten zu PS20 – Solarturmkraftwerk /12/
Tabelle 5: Eckdaten von Maricopa Solar /14/
Tabelle 6: CO2-Vergleich bei der Stromerzeugung in Deutschland /19/
Tabelle 7: Korrekturfaktoren für Gasturbinenleistung /23/
Tabelle 8: Art der Kühlung und Wirkungsgrad von Großkraftwerken /23/
Tabelle 9: Vergleich verschiedener Kraftwerke und ihrer Volllaststunden und ihres Jahres-Kapazitätsfaktors nach /38/
Tabelle 10: Unterschiedliche Parameter für PV und CSP
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Als einer der größten Hersteller für solarthermische Kraftwerke (CSP- Concentrated Solar Power) hat die Solar Millennium AG am 21. Dezember 2011 Insolvenzantrag gestellt und am 28. Februar 2012 wurde das Insolvenzverfahren eröffnet. Die erheblichen Preissenkungen bei Photovoltaik (PV) in den letzten Monaten favorisieren diese Technologie im wirtschaftlichen Sinne und machen es konkurrenzlos gegenüber solarthermischen Kraftwerken.
Sind es nur wirtschaftliche Gründe die die Art der Technologie bei der Erstellung eines Solarkraftwerks eine Rolle spielen oder sind es auch technische Gründe, die der PV-Technologie den Vorzug geben?
In Solarkraftwerken lässt sich die Energie in Form von Wärme speichern, bevor sie in der Turbine zur Stromerzeugung eingesetzt wird. Dadurch können sie ununterbrochen und nahe an der Volllastgrenze betrieben werden. Solarthermische Kraftwerke können dadurch als Grundlastkraftwerke betrieben werden und bieten langfristig gesehen eine Alternative zu den bestehenden thermischen Kraftwerken, die nicht mit regenerativen Energiequellen betrieben werden.
Im Moment scheint vieles gegen die Solarthermischen Kraftwerke zu sprechen, neue Technologien und steigende Preise bei fossilen Brennstoffen könnten aber dafür sorgen, dass diese Kraftwerke zur Sicherung und Stabilisierung des Stromnetzes beitragen.
Die Arbeit soll die Chancen und Herausforderungen bei der Nutzung solarthermischer Großkraftwerke darstellen.
Grundsätzlich unterscheidet man in der Solarthermie zwischen Hochtemperatur- und Niedertemperaturanlagen. Niedertemperaturanlagen nutzen einen Temperaturbereich von bis zu 80°C. Der Hochtemperaturbereich beginnt bei ca. 80°C und erreicht bis zu 1200°C. Bei diesen hohen Temperaturen lässt sich die eingestrahlte Sonnenenergie in elektrische Energie genauso umwandeln, wie es in den herkömmlichen kalorischen bzw. nuklearen Kraftwerken geschieht.
Ein weiterer Vorteil der Hochtemperaturanlagen liegt in der Weiterverwendung der gewonnen thermischen Energie, die je nach Gebrauch direkt in elektrische Energie umgewandelt wird, oder zwischenzeitlich in Wärmespeicher abgeführt wird. Dadurch lässt sich eine Energieumwandlung auch bei keiner direkten Sonneneinstrahlung gewährleisten.
Thermische Solarkraftwerke nutzen die direkte Sonneneinstrahlung und lassen sich daher nicht in allen Gebieten der Erde umsetzen.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 1: Sonnengürtel der Erde /1/
Wie aus Bild 1 zu erkennen ist, liegen die besten Standorte für thermische Solarkraftwerke unter anderem in den nordafrikanischen Staaten.
Nordafrika befindet sich gerade im politischen Umbruch und eben deshalb bietet die Produktion von elektrischer Energie aus Sonnenenergie eine große soziale, ökologische und ökonomische Chance. Voraussetzung dafür ist, dass Europa sich schon jetzt dafür interessiert und Investitionen in diese Richtung tätigt. Dazu gehört auch der Ausbau eines leistungsfähigen Gleichstromnetzes (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)). Europa würde sich dadurch auch an einer CO2-freien Energieerzeugung beteiligen.
Für die vorliegende Arbeit wurde in starkem Maße auf Internetrecherchen zurückgegriffen, da die Entwicklungen von solarthermischen Anlagen zum Teil so aktuell sind, dass sie noch nicht in literarischen Werken dargestellt sind. Für die Grundlagen wurden Standardwerke aus dem Bereich Erneuerbare Energien, Energietechnik und Kraftwerkstechnik gewählt.
Aktuelle Daten entstammen überwiegend der Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien des Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE vom 30. Mai 2012, der Studie TRANS-CSP des DLR - Institut für Technische Thermodynamik und der Technology Roadmap - CSP der International Energy Agency (IEA).
CSP-Anlagen benötigen im Gegensatz zu PV-Anlagen direkte Sonneneinstrahlung. Eine ganzjährige und über den Tag konstante Sonneneinstrahlung ist nur in den abgelegenen Wüstenregionen der Erde gewährleistet. Je weiter entfernt von der Küste oder von Flüssen umso trockener sind diese Gebiete. Wüsten gibt es genug im Sonnengürtel der Erde und damit auch genügend Flächen für solarthermische Kraftwerke. Die freie Verfügbarkeit dieser Flächen ist ein großer Vorteil für die Umsetzung von CSP-Anlagen.
Bild 2 stellt den prozentuellen Flächenbedarf pro Energieanlage am Beispiel des Bundesstaates Texas dar. Um ein Land wie Texas mit elektrischem Strom (270 GWh) aus Sonnenenergie zu versorgen werden nur 0,4 % der Gesamtfläche von Texas benötigt. /2/
Bild 2: Prozentueller Flächenbedarf pro Energiequelle nach /2/
Um den derzeitigen Weltenergiebedarf mit Elektrizität aus solarthermischen Kraftwerken zu versorgen, würde in der Sahara eine Fläche von nur 300 mal 300 km ausreichen – dies entspricht nicht einmal ein Prozent der Wüstenfläche. /3/
Aber die Wüsten haben auch ihre Nachteile. In diesen ariden Gebieten gibt es keine Niederschläge und somit auch kein Wasser. Wasser wird aber zur Energieumwandlung und zur Wartung benötigt. Der feine Sand bedingt einen höheren Verschleiß und stellt eine technische Herausforderung dar. Die exponierte Lage erhöht die Investitionskosten des CSP-Kraftwerkes wegen des notwendigen Ausbaus einer Infrastruktur. Ebenso wirken sich die erhöhten Transportkosten beim Stromtransport negativ auf den Jahresertrag aus. Der erzeugte Strom und die Abwärme des Kraftwerkes können nicht direkt vor Ort verwendet werden, da in diesen Wüstengebieten kein Besiedlungsgebiet existiert. Daraus resultiert auch eine geringe Verfügbarkeit von Arbeitskräften.
Ebenso muss bei gewissen Techniken ein Vorhandensein von fossilen Brennstoffen zur Zufeuerung berücksichtigt werden (siehe 2.3.4.)
Die für Europa relevanten Wüsten befinden sich zum Großteil auf dem afrikanischen Kontinent. Die afrikanischen Länder gelten als wirtschaftliche Entwicklungsländer und befinden sich zum Teil im politischen Umbruch. Die Kapitalbereitstellung für große Projekte stellt daher ein großes Risiko dar.
2.2.1.1 Aufbau und Komponenten
Die verbreiteste Technik bei solarthermischen Kraftwerken sind die Parabolrinnen-Kollektoren. Hier werden lange parabolförmige Spiegel (Bild 3) genutzt um das Sonnenlicht 80- bis 100-fach konzentriert auf Receiverrohre (2) zu lenken. Diese befinden sich im Brennpunkt des Reflektors (1). Im Receiver fließt ein Wärmeträger der später die Energie an Wasser abgibt, um Dampf zu erzeugen.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 3: Parabolrinnen-Kollektor PRK /1/
Spiegel und Absorberrohre sind auf einer stählernen Metallstruktur (3) montiert und bilden mit ihr zusammen den Kollektor. Die Trägerkonstruktion ist über Stahlpylone im Boden verankert. Durch einen hydraulischen Antrieb können die bis zu 400 m langen Kollektorstränge mit einer Genauigkeit von Zehntelmillimetern dem Ost-West-Tagesverlauf der Sonne einachsig nachgeführt werden.
Eine Schlüsselrolle für die Effizienz von Parabolrinnen-Kraftwerken spielen neben der optischen Präzision der Spiegel, die rund 4 m langen, durch eine Glashülle vakuumdicht isolierten Receiver (2). Sie wandeln die Solarstrahlung in Wärme um. Das Hüllrohr besteht aus einem beschichteten, hochtransparenten und robustem Borosilikatglas. /4/
Als Wärmeträger fließt durch die Receiver ein synthetisches Öl das bis zu max. 390°C erhitzt wird. In Zukunft soll es durch Wasser ersetzt werden. Dieses lässt sich auf über 500° C bei hohem Druck erhitzen und der Wirkungsgrad der Turbinen würde sich dadurch erhöhen (siehe 2.3.1). Bei diesen Temperaturen würde sich das Öl zersetzen. Warum Wasser bisher nicht zum Einsatz gekommen ist, liegt an den großen Materialanforderungen. Wasser würde direkt im Receivererrohr verdampfen (DISS –Technologie, Direct Solar Stream - Direkt-Dampferzeugung). Um eine Turbine effizient anzutreiben, sollte aber mindestens ein Druck von 10 MPa herrschen. Receiver, die mit Öl arbeiten, müssen diesem Druck nicht standhalten und können dadurch billiger und leichter gebaut werden. Genau diese Problematik begegnet das Forschungsprojekt DUKE (Durchlaufkonzept - Entwicklung und Erprobung) des DLR. Im Januar 2013 haben Wissenschaftler im Auftrag des BMU auf der Plataforma Solar de Almería in Südspanien eine Testanlage für PRK-Anlagen mit DISS-Technologie in Betrieb genommen. Bei der neuartigen Testanlage wird der Dampf für die Turbine in nur einem durchgehenden Strang im Kollektorfeld verdampft und überhitzt (Durchlaufkonzept). Dieses stellt zwar höhere Anforderungen an die Regelung der Anlage als bisher schon eingesetzte Verfahren. Die Wissenschaftler gehen jedoch davon aus, dass das System insgesamt kostengünstiger und effizienter arbeitet. Zudem sind Anlagen dieser Art leichter skalierbar, Sonnenkraftwerke können problemlos erweitert werden. Dies ist langfristig besonders für weitere Kostensenkungen wichtig. Durch die neue Technologie können PRK-Anlagen effizienter und kostengünstiger Strom erzeugen.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 4: Schema eines PRK-Kraftwerks mit Zweitank-Wärmespeicherung /1/
Die PRK-Kraftwerke unterteilen sich in 2 Teile, dem Solarteil und dem konventionellen Kraftwerksteil (Bild 4). Der Solarteil besteht aus dem Kollektorfeld (1) und einem Zweitank-Wärmespeicher (2) und der konventionellen Kraftwerksteil besteht aus den Komponenten Wärmetauscher (3), Turbine (4) und Kondensator (5).
2.2.1.2 Aktuelle Projekte
2.2.1.2.1 Andasol 1-3
Andasol (Bild 5) ist das derzeit größte solarthermische Kraftwerk auf dem europäischen Kontinent. Der Komplex besteht aus drei Kraftwerken, dem seit Mitte 2009 im Regelbetrieb befindlichen Andasol 1, dem im Testbetrieb Strom ins Netz liefernden Andasol 2 und dem jüngsten der drei Kraftwerke Andasol 3 (Bild 5), das seit September 2011 in Betrieb ist. Insgesamt beträgt die Höchstleistung 150 MW. Die kalkulierte eingespeiste Energie beträgt pro Anlage ca. 175 GWh. Die wichtigsten Daten zu Andasol 1 – 3 sind in Tabelle 1 zusammengefasst.
Bild 5: Andasol 3 /5/
Tabelle 1: Daten zu den Andasol-Kraftwerken /1/
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
2.2.1.2.2 Sham 1
Mitten in der Wüste von Abu Dhabi ist im März 2013 eines der größten solarthermischen Kraftwerke (Bild 6) der Welt in Betrieb gegangen. Das 100 MW – Kraftwerk soll 210 GWh elektrische Energie pro Jahr abgeben.
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