Mit Hilfe der Stromgestehungskosten kann die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke dargestellt werden. Besondere Beachtung findet in dieser Arbeit die Behandlung der Stromgestehungskosten der Parabolrinnentechnologie. Dabei soll herausgefunden werden, welche Faktoren wie stark auf die Stromgestehungskosten Einfluss nehmen. Der Standort Wüste wird dabei unter Berücksichtigung des DESERTEC-Projekts speziell behandelt. Zusätzlich erfolgt eine Betrachtung, wie sich der Clean Development Mechanismus auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke auswirkt.
Zuerst wird die allgemeine Funktionsweise solarthermischer Kraftwerke beschrieben und anhand von Beispielen aus der Praxis veranschaulicht. Zudem werden Praxisbeispiele von HGÜ-Verbindungen erörtert. Darauf folgt eine Beschreibung des DESERTEC-Projekts und des Clean Development Mechanism (CDM). Überdies wird die aktuelle Situation des solarthermischen Kraftwerkmarkts dargestellt. Ferner werden die Einflussfaktoren der Stromgestehungskosten näher untersucht. Dazu erfolgt eine genaue Betrachtung der Investitionskosten, der Betriebskosten, des Annuitätsfaktors und des Jahresertrags, wobei der Standort erheblichen Einfluss auf diese Faktoren nimmt. Hierzu wird der Standort Wüste mit dessen Vor-, Nachteilen und Risiken besonders hervorgehoben. Weiterhin wird auf den Einsatz eines thermischen Speichers, dessen Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit eines solarthermischen Kraftwerks und die Möglichkeit zur Grundlastversorgung und Planbarkeit ein-gegangen. Außerdem werden Kostenreduktionsschätzungen und die dazugehörigen Lernraten der Parabolrinnentechnologie aufgezeigt. Schließlich wird erläutert, welchen Einfluss der CDM auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke hat und mit welchen grundlegenden Problemen bei der Durchführung eines CDM-Projekts zu rechnen ist. Zuletzt wird die heutige und zukünftige Wettbewerbsfähigkeit solarthermischer Kraftwerke kurz erläutert. Dadurch soll geklärt werden, inwieweit solarthermische Kraftwerke heute wirtschaftlich betrieben werden können und welche Faktoren wie stark auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke Einfluss nehmen. Besonders die ökonomischen Ergebnisse der DESERTEC-Studien werden einer kritischen Betrachtung unterzogen.
Inhaltsverzeichnis
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS
1. EINLEITUNG
2. NATURWISSENSCHAFTLICH-TECHNISCHE GRUNDLAGEN
2.1 SONNENENERGIE
2.2 SOLARSTRAHLUNG
2.2.1 Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite
2.2.2 Konzentration der Solarstrahlung
2.2.3 Nutzung der Sonnenstrahlung für solarthermische Kraftwerke
3. TECHNISCHE ASPEKTE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
3.1 TYPEN SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
3.1.1 Linienkonzentratoren
3.1.2 Punktkonzentratoren
3.2 BAUARTEN SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
3.2.1 Parabolrinnenkraftwerke
3.2.2 Fresnel-Kollektor-Kraftwerke
3.2.3 Solarturmkraftwerke
3.2.4 Dish-Stirling-Kraftwerke (Paraboloidkraftwerke)
3.2.5 Integrated Solar Combined Cycle Kraftwerke (ISCC)
3.3 SPEICHERUNG DER SOLARENERGIE
3.4 HÖCHSTSPANNUNGS-GLEICHSTROM-ÜBERTRAGUNG (HGÜ)
4. DAS DESERTEC PROJEKT
4.1 DESERTEC KONZEPT
4.2 DESERTEC INDUSTRIAL INITIATIVE (DII)
5. CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM (CDM)
5.1 KYOTO PROTOKOLL
5.2 EU-EMISSIONSHANDEL
5.3 GRUNDLAGEN DES CDM
5.4 ABLAUF EINES CDM-PROJEKTS
5.5 LINKING DIRECTIVE
6. ÖKONOMISCHE ASPEKTE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
6.1 GEGENWÄRTIGE PROJEKTENTWICKLUNG SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
6.2 STROMGESTEHUNGSKOSTEN SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
6.2.1 Investitionskosten
6.2.2 Betriebskosten
6.2.3 Annuitätsfaktor und interne Verzinsung
6.2.4 Jahresertrag
6.3 KOSTENREDUKTIONSPOTENZIALE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
6.4 LERNKURVENEFFEKTE SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
6.5 EINFLUSS DER THERMISCHEN SPEICHERUNG AUF DIE WIRTSCHAFTLICHKEIT SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
6.6 EINFLUSS DES CDM AUF DIE WIRTSCHAFTLICHKEIT SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
6.7 WETTBEWERBSFÄHIGKEIT SOLARTHERMISCHER KRAFTWERKE
7. ZUSAMMENFASSUNG UND AUSBLICK
ANHANG
LITERATURVERZEICHNIS
Abbildungsverzeichnis
Abb. 2-1: Unterscheidung von Solarstrahlungsarten
Abb. 2-2: Konzentration der Sonnenstrahlen mit Hilfe eines Kollektors
Abb. 2-3: Senkrechter Strahlungseinfall der DNI aufgrund der Nachführung
Abb. 2-4: Weltweite jährliche DNI in kWh/m2a
Abb. 3-1: Einachsig nachgeführte Linienkonzentratoren
Abb. 3-2: Zweiachsig nachgeführte Punktkonzentratoren
Abb. 3-3: Parabolrinnenkollektoren mit Absorberrohr
Abb. 3-4: Parabolrinnenkraftwerk mit thermischem Speicher
Abb. 3-5: Solar Electric Generating Systems (SEGS I-IX)
Abb. 3-6: Andasol 1
Abb. 3-7: Thermischer Zwei-Tank-Speicher mit flüssigem Salz
Abb. 3-8: Fresnel-Kollektoren mit feststehendem Absorberrohr
Abb. 3-9: Kollektorfeld eines Fresnel-Kollektor-Kraftwerks (50 MW)
Abb. 3-10: Kimberlina Solar Thermal Power Plant
Abb. 3-11: Heliostatenfeld mit Receiver im Solarturm
Abb. 3-12: links: Planta Solar 20 (PS20), rechts: Planta Solar 10 (PS10)
Abb. 3-13: Solarturmkraftwerk Jülich
Abb. 3-14: Hohlspiegel mit Stirlingmotor (Dish-Stirling-Anlage)
Abb. 3-15: Maricopa Solar Project
Abb. 3-16: Solarthermische Kraftwerke mit thermischen Speicher können rund um die Uhr eine gesicherte Leistung liefern
Abb. 3-17: NorNed Seekabel
Abb. 3-18: Xiangjiaba - Shanghai ±800 kV UHVDC
Abb. 4-1: Visuelle Darstellung des DESERTEC Konzepts; links unten: Flä- che die benötigt wird, um den Strombedarf durch solarthermische Kraftwer- ke zu decken
Abb. 5-1:"baseline and credit" Verfahren
Abb. 6-1: Gegenwärtige Projektentwicklung solarthermischer Kraftwerke
Abb. 6-2: Weltweit installierte Leistung
Abb. 6-3: Weltweit im Bau befindliche Leistung
Abb. 6-4: Weltweit installierte und im Bau befindliche Leistung
Abb. 6-5: Weltweit angekündigte Leistung
Abb. 6-6: Stromgestehungskosten solarthermischer Kraftwerke
Abb. 6-7: Stromgestehungskosten Parabolrinnenkraftwerk (Thermoöl) in €2010 .
Abb. 6-8: Links: Sensitivität des Annuitätsfaktors, der Betriebskosten, der Investitionskosten und des Jahresertrags auf die Stromgestehungskosten eines Parabolrinnenkraftwerks (50 MW); Rechts: Sensitivität der Brenn- stoffkosten, des Annuitätsfaktors, der Betriebskosten, der Investitionskos- ten und des Jahresertrags auf die Stromgestehungskosten eines konventi- onellen Kraftwerks (50 MW)
Abb. 6-9: Investitionsaufteilung eines Parabolrinnenkraftwerks (50 MW) mit einem 3h-Speicher
Abb. 6-10: Investitionsaufteilung eines Parabolrinnenkraftwerks (100 MW) mit einem 12h-Speicher
Abb. 6-11: Sensitivität der Investitionskosten auf die Stromgestehungskos- ten (Solarfeld, Kraftwerksblock, Speicherkosten, Grundstückskosten und indirekten Kosten)
Abb. 6-12: Spezifische Investitionskosten eines Parabolrinnenkraftwerks (Thermoöl) in €2010
Abb. 6-13: Sensitivität der Betriebskosten auf die Stromgestehungskosten (Kraftwerksgröße, Personalkosten, Betriebsmittel und Wartungskosten)
Abb. 6-14: Zinssatz bzw. Annuitätsfaktor zur Berechnung der Finanzierung eines Parabolrinnenkraftwerks
Abb. 6-15: Nutzungsdauer zur Berechnung der Finanzierung eines Para- bolrinnenkraftwerks
Abb. 6-16: Sensitivität der Stromerzeugung auf die Stromgestehungskos- ten (DNI, Leistungsfähigkeit des Konzentrators, des Receivers und des Kraftwerksblocks, Störungsfälle)
Abb. 6-17: Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von den DNI- Ressourcen
Abb. 6-18: Gesamtprojektkosten eines solarthermischen Kraftwerks am Beispiel Marokko
Abb. 6-19: DNI-Werte des Jahres 2002 aller nicht-ausgeschlossenen Ge- biete in Marokko
Abb. 6-20: links: Technische Potenziale solarthermischer Kraftwerke in Marokko (Unterteilung in verschiedene DNI-Klassen); rechts: Küstennahe Potenziale solarthermischer Kraftwerke in Marokko, wobei nur Standorte mit einbezogen wurden, welche unterhalb von 20 Metern über dem Mee- resspiegel liegen (Unterteilung in verschiedene DNI-Klassen)
Abb. 6-21: Korrelation der Volllaststunden, der DNI und des SM eines so- larthermischen Kraftwerks im Vergleich zu Projektdaten von Andasol 1 (Spanien) und Nevada Solar One (USA)
Abb. 6-22: Simulation eines relativen Jahresertragverlaufs eines solar- thermischen Kraftwerks mit einem 24h-Speicher an verschiedenen Stand- orten (ohne fossile Zufeuerung)
Abb. 6-23: Kumulierte Kostenreduktionspotenziale durch technische Inno- vationen, Erhöhung der Kraftwerksleistung und Massenproduktion bis 2020
Abb. 6-24: Lernkurven der spezifischen Investitionskosten solarthermi- scher Kraftwerke mit Solarmultiplikatoren von SM1-SM4 im Vergleich zu Projektdaten von Andasol 1 und Nevada Solar One
Abb. 6-25: Lernkurve solarthermischer Kraftwerke im Vergleich mit einer Kostenprojektion von Heizöl
Abb. 6-26: Stromnachfragekurve (schematische Darstellung)
Abb. 6-27: Einteilung der Technologien in die möglichen Einsätze der drei Laststufen mit erforderlichen Minimal- und Maximalerlösen
Abb. 6-28: Nutzung eines thermischen Energiespeichers in einem Parabol- rinnenkraftwerk. Verlagerung der Stromabgabe auf die abendlichen Spit- zennachfragezeiten
Abb. 6-29: Streuung der täglichen Kapazitätsfaktoren eines Parabolrin- nenkraftwerks mit einem 7h-Speicher im reinen Solarbetrieb (jährlicher Ka- pazitätsfaktor 39,4 Prozent)
Abb. 6-30: Arbeitsleistung der SEGS-Kraftwerke gemessen am Kapazitäts- faktor von Juni bis September während der Jahre 1989 bis 2003
Tabelle 6-1: Jährliche Volllaststunden (h/a) solarthermischer Kraftwerke mit divergierenden Solarmultiplikatoren (SM 1-4) an unterschiedlichen Standorten (DNI)
Tabelle A-1: Originalwerte der Studien von
Abb. 6-7 . Anhang
Tabelle A-2: Inflationsraten der Jahre 2000-2010 in EU-16 und USA Anhang
Tabelle A-3: Faktoren, mit welchen die Originalwerte multipliziert wurden . Anhang
Tabelle A-4: Multiplikation der Originalwerte mit Faktor B, wodurch die in Abb. 6-7 verwendeten Werte (Wert neu) entstehen Anhang
Tabelle A-5: Multiplikation der Originalwerte mit Faktor B, wodurch die in Abb. 6-12 verwendeten Werte (Wert neu) entstehen .. Anhang
Abkürzungsverzeichnis
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
1. Einleitung
Der Weltenergieverbrauch ist seit Beginn der Industrialisierung ausnehmend stark angestiegen, wobei ein Mensch heute im Durchschnitt etwa 15mal mehr Energie als vor 130 Jahren verbraucht. In absehbarer Zukunft wird sich dieser Wachstumstrend noch weiter steigern.
Die weltweite Energieversorgung basiert dabei hauptsächlich auf der Verbrennung fossiler Energieträger. Dadurch werden Luftschadstoffe wie Schwefeldioxid und Stickoxide freigesetzt. Ferner gelangen innerhalb weniger Jahrzehnte zusätzliche Mengen an Kohlendioxid in die Atmosphäre, die über mehrere Jahrmillionen bei der Entstehung der fossilen Brennstoffe als Kohlenstoff gebunden wurden. Dies führt zur Verstärkung des Treibhauseffektes und der globalen Erwärmung, mit allen damit verbundenen, möglichen dramatischen Folgen für das Ökosystem Erde samt seinen Bewohnern. Energiebedingte Kohlendioxidemissionen tragen dabei etwa zur Hälfte zum menschlich verursachten Treibhauseffekt bei.1
Durch die Nutzung regenerativer Energien entstehen keine oder nur sehr wenig der oben aufgeführten Problematiken. Regenerative Energien bieten die Chance einen nachhaltigen Energiepfad einzuschlagen. Die Sonne ist dabei die Energiequelle fast aller regenerativen Energien, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich ist. Die Wüsten der Erde empfangen in 6 Stunden mehr Energie, als die Menschheit in einem Jahr verbraucht. Abgesehen von der Geothermie und der Gezeitentechnolo- gie nutzen alle regenerativen Energien die eingestrahlte Sonnenenergie direkt oder indirekt. Sonnenkollektoren, solarthermische Kraftwerke und Solarzellen nutzen die Sonnenenergie direkt, wobei diese jedoch derzeit noch nicht wettbewerbsfähig sind und weiterer ökonomischer Verbesserungen und Entwicklungen bedürfen.
Mit Hilfe der Stromgestehungskosten kann die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke dargestellt werden. Besondere Beachtung findet die Behandlung der Stromgestehungskosten der Parabolrinnentechnologie. Dabei soll herausgefunden werden, welche Faktoren wie stark auf die Stromgestehungskosten Einfluss neh- men. Der Standort Wüste wird dabei unter Berücksichtigung des DESERTEC- Projekts speziell behandelt. Zusätzlich erfolgt eine Betrachtung, wie sich der Clean Development Mechanismus auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke auswirkt.
Zuerst wird die allgemeine Funktionsweise solarthermischer Kraftwerke beschrieben und anhand von Beispielen aus der Praxis veranschaulicht. Zudem werden Praxis- beispiele von HGÜ-Verbindungen erörtert. Darauf folgt eine Beschreibung des DE- SERTEC-Projekts und des Clean Development Mechanism (CDM). Überdies wird die aktuelle Situation des solarthermischen Kraftwerkmarkts dargestellt. Ferner wer- den die Einflussfaktoren der Stromgestehungskosten näher untersucht. Dazu erfolgt eine genaue Betrachtung der Investitionskosten, der Betriebskosten, des Annuitäts- faktors und des Jahresertrags, wobei der Standort erheblichen Einfluss auf diese Faktoren nimmt. Hierzu wird der Standort Wüste mit dessen Vor-, Nachteilen und Risiken besonders hervorgehoben. Weiterhin wird auf den Einsatz eines thermi- schen Speichers, dessen Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit eines solarthermi- schen Kraftwerks und die Möglichkeit zur Grundlastversorgung und Planbarkeit ein- gegangen. Außerdem werden Kostenreduktionsschätzungen und die dazugehörigen Lernraten der Parabolrinnentechnologie aufgezeigt. Schließlich wird erläutert, wel- chen Einfluss der CDM auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke hat und mit welchen grundlegenden Problemen bei der Durchführung eines CDM- Projekts zu rechnen ist. Zuletzt wird die heutige und zukünftige Wettbewerbsfähig- keit solarthermischer Kraftwerke kurz erläutert. Dadurch soll geklärt werden, inwie- weit solarthermische Kraftwerke heute wirtschaftlich betrieben werden können und welche Faktoren wie stark auf die Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke Einfluss nehmen. Besonders die ökonomischen Ergebnisse der DESERTEC- Studien werden einer kritischen Betrachtung unterzogen.
In dieser Arbeit werden nur solarthermische Kraftwerke behandelt, welche die Son- nenstrahlen konzentrieren. Infolgedessen wird auf nicht-konzentrierende solarther- mische Anlagen wie z.B. das Aufwindkraftwerk aufgrund des sehr frühen Entwick- lungsstadiums, indem sich diese Technologie befindet, nicht näher eingegangen. Außerdem werden die Grundlagen des CDM und dessen Verknüpfungen mit dem Kyoto-Protokoll und dem Emissionshandel nur kurz erörtert. Eine nähere Betrach- tung dieser beiden Komponenten würde den Rahmen der Arbeit sprengen.
Das DESERTEC-Konzept beschreibt die Perspektiven einer nachhaltigen Strom- und Trinkwasserversorgung für die EUMENA-Region bis zum Jahr 2050. Ferner werden im Konzept alle regenerativen Energien mit einbezogen. Diese Arbeit be- leuchtet jedoch ausschließlich solarthermische Kraftwerke zur Stromerzeugung, wobei hauptsächlich auf die nordafrikanische Region eingegangen wird. Eine weiter- führende Bearbeitung des DESERTEC-Konzepts würde den Rahmen der Arbeit sprengen. Zudem wäre eine detaillierte politische Beurteilung oder eine erschöpfen- de Betrachtung des Leitungsbaus, jeweils ein eigenständiges Diplomarbeitsthema, weshalb hier darauf verzichtet wurde. Ferner bleibt die Entwicklung der Brennstoff- preise, die einen signifikanten Einfluss auf die Stromgestehungskosten nimmt, in dieser Arbeit aufgrund der thematischen Vielfältigkeit unberücksichtigt.
2. Naturwissenschaftlich-technische Grundlagen
In diesem Kapitel werden die Begriffe Sonnenenergie, Solarstrahlung und Konzent- ration beschrieben. Ferner wird erklärt, welche Art der Solarstrahlung von solar- thermischen Kraftwerken mit Hilfe welcher Komponenten wie genutzt wird. Zudem wird ein Überblick über die globale Verteilung der Solarstrahlung geschaffen.
2.1 Sonnenenergie
Die weitaus größte erneuerbare Energiequelle ist die Sonne. Sie existiert seit ca. 4,5 Mrd. Jahren und wird noch ca. weitere 4 Mrd. Jahre existieren.2 Die Energiemenge der Sonne, welche die Erdoberfläche erreicht, entspricht dem 10.000fachen des Weltprimärenergiebedarfs.
Sonnenenergie wird in direkte und indirekte Sonnenenergie eingeteilt. Die direkte Energie wird mittelbar genutzt, wie das bei Solarkraftwerken der Fall ist. Die indirek- te Energie wird unmittelbar genutzt, da die Sonnenenergie durch natürliche Um- wandlung in andere Energieformen wie Wind, Wasser der Flüsse oder Pflanzen- wachstum verändert wird. Die Basis aller Solar-, Wind- und Wasserkraftwerke ist somit die Sonne.3
2.2 Solarstrahlung
Sonnenstrahlung bzw. Solarstrah- lung wird in direkte und diffuse Strahlung eingeteilt (Abb. 2-1). Die direkte Strahlung trifft ohne Streu- ung und Reflexion (wie z.B. Wolken und Nebel) auf die Erdoberfläche. Die diffuse Strahlung entsteht durch Reflexion und Streuung in der At- mosphäre.4 Nur durch die direkte
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2-1 Unterscheidung von Solarstrahlungsarten (Quaschning, 2010, S. 177)
Sonnenstrahlung können Verschattungen entstehen, da das direkte Sonnenlicht nur aus der Sonnenrichtung kommt. Das Licht der diffusen Strahlung besitzt hingegen keine definierte Richtung.5 Die Globalstrahlung ist die Summe der direkten und dif- fusen Strahlung.
Verschiedene Faktoren haben Einfluss auf die Globalstrahlung, dazu gehören Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite (und die damit verbun- dene Sonnenscheindauer), Witterungsbedingungen, saisonale Schwankungen und Tagesstand der Sonne, wobei der entscheidende Faktor der Ort der Einstrahlung ist. Durch die Summe der Einflussfaktoren kann es zu einer erheblichen Streuung der lokalen Globalstrahlung kommen. Somit kann der Anteil der direkten Strahlung bei wolkenfreiem Himmel ca. 90 Prozent betragen, während der Anteil beispielswei- se bei Nebel auf bis zu 0 Prozent sinken kann.6
2.2.1 Ort der Einstrahlung in Bezug auf die geographische Breite
Die mittlere jährliche Globalstrahlung auf der Erdoberfläche bewegt sich insgesamt zwischen 800 und 2400 kWh/m2. In Mitteleuropa und in Deutschland liegt sie zwi- schen 900 und 1100 kWh/m2a (Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr).7 Die- ser Wert steigt bis auf über 1800 kWh/m2a in Südeuropa. Im Wüstengürtel der Erde beidseits des Äquators (Nordafrika, Naher Osten, Zentralasien, Süd- und Nordame- rika, Australien) werden örtlich sogar Werte von über 2500 kWh/m2a erreicht.8 Die jährliche Sonnenscheindauer liegt in Deutschland zwischen 1400 und 1900 Stun- den. In Südeuropa bewegt sie sich zwischen 2300 und 2800 h/a. In Nordafrika liegt der Wert zwischen 3200 und 3500 h/a.9
Beispiel: Die Sahara ist 8.700.000 km2 groß. Die mittlere jährliche Bestrahlung ist dort doppelt so hoch wie in Deutschland und liegt bei 2350 kWh/m2a. Die Gesamt- bestrahlung der Sahara beträgt rund das 200fache des Weltprimärenergiebedarfs. Auf eine Fläche von 48.500 km2 trifft die gleiche Energiemenge, die derzeit von der Menschheit verbraucht wird. Dies entspricht dem 1,5fachen der Fläche des Bundes- landes Brandenburg. An diesem Beispiel ist klar erkennbar, dass es durchaus mög- lich ist, den gesamten Energiebedarf der Menschheit ausschließlich durch Sonnen- energie zu decken.10
2.2.2 Konzentration der Solarstrahlung
Das Sonnenlicht auf der Erde lässt sich theoretisch um das etwa 46.000fache kon- zentrieren. Damit lassen sich im Brennpunkt Temperaturen von 5500° C erzielen. Praktisch wurden bisher Konzentrationsfaktoren von über 10.000 und Temperaturen von weit über 1000° C erreicht.
Bei konzentrierender Solarkraft (Concentrated Solar Power, CSP) wird das direkte Sonnen- licht konzentriert, um somit hohe Temperatur- grade zu erreichen (Abb. 2-2).
Bei der Konzentration wird allgemein die Strah- lung einer Strahlungsquelle durch eine opti- sche Einrichtung, den Konzentrator, mit der Öffnungs- bzw. Aperturfläche auf einen Emp- fänger bzw. Receiver konzentriert.11 Mit ande- ren Worten wird die Strahlung der Sonne re- flektiert und gebündelt. Dies geschieht mit dem Konzentrator. Bei solarthermischen Kraftwer-
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2-2 Konzentration der Sonnen- strahlen mit Hilfe eines Kollektors (Quaschning, 2010, S. 165)
ken ist das der Kollektor oder Reflektor. Das konzentrierte Sonnenlicht wird vom Receiver oder Absorber empfangen und absorbiert.
2.2.3 Nutzung der Sonnenstrahlung für solarthermische Kraft- werke
Solarthermische Kraftwerke nutzen nur die direkte Sonnenstrahlung (Direct Normal Irradiation, DNI). Trifft die Sonnenstrahlung genau senkrecht auf die Fläche, ist der Energiegewinn am größ- ten.12
Hierzu wird bei solarthermischen Kraftwerken der Kollektor geneigt (Abb. 2-3).13 Die Kollektoren müssen somit für ihren Betrieb der Sonne nachge- führt werden, um zu jedem Zeitpunkt einen mög-
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2-3 Senkrechter Strahlungs- einfall der DNI aufgrund der Nach- führung (Quaschning, 2010, S. 177)
lichst senkrechten Strahlungseinfall zu erreichen und dadurch das Sonnenlicht op- timal zu konzentrieren.14 Die Nachführung ist bei solarthermischen Kraftwerken un- abdingbar.
Bei solarthermischen Kraftwerken unterscheidet man zwischen einachsiger und zweiachsiger Nachführung. Nur bei der zweiachsigen Nachführung lässt sich eine Anlage stets optimal zur Sonne ausrichten, welche jedoch technisch sehr aufwändig ist. Deshalb wird oftmals eine einachsige Nachführung bevorzugt.15
Für eine Konzentration wird direkte Strahlung als Strahlungsquelle benötigt. Somit eignet sich diffuse Solarstrahlung nicht für konzentrierende Systeme. Dadurch wird der Einsatz vor allem in sonnenreichen Regionen der Erde, die einen hohen Anteil an direkter jährlicher Solarstrahlung besitzen, interessant.16
In Mitteleuropa kommt der Einsatz von solchen Anlagen praktisch nicht in Frage. Gründe hierfür sind der hohe Anteil der jährlichen Diffusstrahlung (bis zu 50 Pro- zent) und die vergleichbar geringe Sonnenscheindauer (unter 2000 h/a).17
Laut Trieb-1 et al. (2009, S.3) haben Afrika, Australien und der Nahe Osten die größten Potenziale solarthermischer Kraftwerke (Abb. 2-4). Die DNI-Werte liegen in diesen Ländern meist zwischen 2000 und 2800 kWh/m2a. Die Daten der Abbildung basieren auf einer 22-jährigen Messung (1983-2005).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 2-4 Weltweite jährliche DNI in kWh/m 2 a (Quelle der Daten [1], Quelle der Abb.: Trieb-1 et al., 2009, S. 2)
3. Technische Aspekte solarthermischer Kraftwerke
In diesem Kapitel wird die allgemeine Funktionsweise eines solarthermischen Kraft- werks beschrieben. Des Weiteren werden die Typen und Bauarten solarthermischer Kraftwerke dargestellt und anhand von Beispielen aus der Praxis veranschaulicht. Außerdem wird der Einsatzgrund eines thermischen Energiespeichers erörtert und dessen Bauarten und Betrieb geschildert. Ferner wird die Stromübertragung mittels HGÜ-Leitungen anhand von Praxisbeispielen dargelegt. Auf Grund dessen soll ge- klärt werden, ob eine technische Realisierbarkeit solarthermischer Kraftwerke (mit Wärmespeicher) möglich und wie weit diese bereits vorangeschritten ist. Zusätzlich soll anhand von Beispielen aus der Praxis dargestellt werden, dass eine Stromüber- tragung mittels HGÜ-Verbindungen über mehrere tausend Kilometer durchaus im Bereich des Möglichen liegt.
Ein Kraftwerk ist eine technische Anlage, die einen bestimmten Energieträger in E- lektrizität umwandelt. Solarthermische Kraftwerke bestehen aus einem solaren und einem konventionellen Kraftwerksteil. Der Solarteil besteht aus vielen Kollektoren und (eventuell) aus einem Wärmespeicher. Der konventionelle Teil besteht aus ei- nem reinen Dampfturbinen- oder einem Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerksteil (GuD-Kraftwerksteil).18
Ein solarthermisches Kraftwerk erzeugt aus Sonnenstrahlung elektrischen Strom.19 Dabei erfolgt eine mehrstufige Energieumwandlung. Zunächst konzentriert der Kon- zentrator die Sonnenstrahlung. Die Konzentratoren erhöhen die Intensität der Solar- strahlung. Dadurch wird das Wärmeträgermedium im Receiver erhitzt. Dieses Wär- meträgermedium gibt wiederum seine Wärme an Wasser ab und dabei entsteht Wasserdampf. Auch gibt es bereits Verfahren, bei denen das Wasser ohne Zwi- schenkreislauf direkt erhitzt wird und dabei Wasserdampf entsteht. Dieser Wasser- dampf treibt eine Dampf- oder Gasturbine an. Dabei wird thermische Energie in me- chanische Energie umgewandelt. Ein Generator, der mit der Turbine gekoppelt ist, erzeugt Strom. Auf diese Weise wird die Sonnenenergie in solarthermischen Kraft- werken über Wärme und mechanische Energie in elektrische Energie umgewandelt. Allgemein wird zwischen großen zentralen solarthermischen Kraftwerken im Leis- tungsbereich von 10 bis mehreren hundert Megawatt (MW) und kleinen dezentralen Kraftanlagen mit einer Leistung von 10 bis 500 Kilowatt (kW) unterschieden.20
3.1 Typen solarthermischer Kraftwerke
Insgesamt gibt es vier verschiedene Bauarten solarthermischer Kraftwerke:
- Parabolrinnenkraftwerke,
- Fresnel-Kollektor-Kraftwerke,
- Solarturmkraftwerke und
- Dish-Stirling-Kraftwerke.
Diese werden bezüglich der Bauweise und Verwendung von Konzentratoren in zwei unterschiedliche Typen eingeteilt - Kraftwerke mit Lininenkonzentratoren (Parabol- rinnen- und Fresnel-Kollektor-Kraftwerke) und Kraftwerke mit Punktkonzentratoren (Solarturm- und Dish-Stirling-Kraftwerke). Linienkonzentratoren werden einachsig und Punktkonzentratoren zweiachsig der Sonne nachgeführt.
3.1.1 Linienkonzentratoren
Da die Konzentratoren die Sonnenstrahlen reflektieren, werden sie auch Reflektoren genannt. Der Reflektor kon- zentriert das Sonnenlicht auf eine Brennlinie oder einen Brennpunkt. Dieser hat bei Parabolrinnenkraftwerken die Form einer Parabel (Abb. 3-1 links). Bei Fresnelkraftwerken
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-1 Einachsig nachgeführte Linienkonzentratoren (Quaschning, 2010, S. 165)
werden so genannte Flachspiegel eingesetzt, die durch eine fast ebene Fläche ge- prägt sind (Abb. 3-1 rechts). Die Spiegel bestehen meist aus Glas, da sich diese in der Praxis aufgrund ihrer langen Lebensdauer für die Reflexion bewährt haben. Der Reflektor muss der Sonne nachgeführt werden, sodass die Strahlung immer senk- recht einfällt. Linienkonzentratoren werden einachsig der Sonne nachgeführt, die Reflektoren bewegen sich auf einer Achse (ihrer Längsachse) und folgen somit dem Lauf der Sonne. Einachsig nachgeführte Systeme konzentrieren das Sonnenlicht auf ein Absorberrohr im Brennpunkt. Da die Strahlung auf eine "Linie" konzentriert wird, ist nur eine einachsige Nachführung erforderlich.
Bei einem Parabolrinnenkraftwerk konzentrieren die Linienkonzentratoren das Son- nenlicht auf ein Absorberrohr und heißen Parabolrinnenkollektoren (Abb. 3-1 links). Bei einem Fresnelkraftwerk wird der Konzentrator auf mehrere Spiegel verteilt, die einzeln in eine optimale Position zum Absorberrohr gebracht werden. Die Linien- konzentratoren dieser Kraftwerke heißen Fresnelkollektoren (Abb. 3-1 rechts).21
Bei kommerziellen Anlagen sind bislang weitgehend Parabolrinnenkollektoren zum Einsatz gekommen.22
3.1.2 Punktkonzentratoren
Mit Punktkonzentratoren können durch höhere Kon- zentration höhere Arbeits- temperaturen erreicht wer- den. Punktkonzentratoren werden zweiachsig der Sonne nachgeführt, die Konzentratoren bewegen sich auf zwei Achsen (ihrer
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-2 Zweiachsig nachgeführte Punktkonzentratoren (Quaschning, 2010, S. 166)
Längs- und Querachse) zur Sonne hin. Somit ist eine punktuelle Konzentration mög- lich. Zweiachsig nachgeführte Systeme konzentrieren das Sonnenlicht auf einen zentralen Absorber in unmittelbarer Nähe des Brennpunkts (Abb. 3-2).
Bei einem Dish-Stirling-Kraftwerk konzentriert der Punktkonzentrator das Sonnen- licht auf einen einzigen Brennpunkt und wird Paraboloidkollektor genannt (Abb. 3-2 links). Bei einem Turmkraftwerk wird der Konzentrator auf mehrere Spiegel verteilt, die Heliostaten. Das Heliostatenfeld konzentriert das Sonnenlicht auf einen Absor- ber an der Turmspitze (Abb. 3-2 rechts). Damit können größere Leistungen erreicht werden.23
3.2 Bauarten solarthermischer Kraftwerke
3.2.1 Parabolrinnenkraftwerke
Bei Parabolrinnenkraftwerken (Parabolic Trough System) wird direkte Sonnenstrahlung von den Parabolrinnenkollekto- ren auf einen linienförmigen Receiver (Absorberrohr) kon- zentriert (Abb. 3-3). Die Para- bolrinnenkollektoren konzent- rieren das Sonnenlicht mehr als 80fach im Brennpunkt. Als
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-3 Parabolrinnenkollektoren mit Absorberrohr [2]
Absorber werden in der Regel Vakuumröhren aus Stahl-Glas-Verbindungen ver- wendet.24 Das Vakuum dient dabei als Isolierung. Der Absorber wandelt die Strah- lung in Wärme um und gibt diese an ein Wärmeträgermedium ab. Als Wärmeträ- germedium kann Wasserdampf und Thermoöl verwendet werden, wobei parallel mit anderen Stoffen wie z.B. flüssiges Salz oder CO2 geforscht wird. Im kommerziellen Bereich kommt bisher ausschließlich Thermoöl zum Einsatz, welches durch das Ab- sorberrohr fließt und sich auf Temperaturen von knapp 400° C aufheizt. Die Wärme wird über Wärmetauscher an einen Wasserdampfkreislauf abgegeben (Abb. 3-4).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-4 Parabolrinnenkraftwerk mit thermischem Speicher (Quaschning, 2010, S. 167)
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Dabei wird unter Druck Wasser verdampft und überhitzt. Der Dampf treibt eine Tur- bine an. Die Turbine setzt wiederum einen Generator in Gang, der elektrischen Strom erzeugt. Im Anschluss an die Turbine kondensiert der Dampf durch Kühlung wieder zu Wasser und gelangt mit Hilfe einer Pumpe erneut in den Kreislauf.
Dieser Prozess der Stromerzeugung über Dampfturbinen wird nach den Erfindern Clausius-Rankine-Prozess genannt. Tatsächlich ist das exakt der gleiche Prozess wie bei konventionellen Dampfkraftwerken, wobei fossile oder nukleare Energieträ- ger durch die Solarstrahlung substituiert werden.25
Die Effizienz des Kreisprozesses eines solarthermischen Kraftwerks ist durch sei- nen Wirkungsgrad gekennzeichnet.26 Dieser zeigt an, wie viel Prozent der einge- strahlten Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt werden kann. Je hö- her der Wirkungsgrad, desto effizienter ist das Kraftwerk und desto günstiger kann Strom produziert werden. Somit ist der Wirkungsgrad eine wichtige Größe für den Vergleich der verschiedenen Kraftwerkstechnologien.
Laut Richter et al. (2009, S. 17) weisen Parabolrinnenkraftwerke einen kommerziell nachgewiesenen Wirkungsgrad von 14 Prozent im Jahresverlauf auf. Auch Quaschning (2010, S. 178) spricht bei Parabolrinnenkraftwerken mit Dampfturbine von einem mittleren jährlichen Wirkungsgrad von etwa 15 Prozent. Dr. Nikolaus Benz (energiespektrum 5, 2009, S. 14), Geschäftsführer der Schott Solar CSP GmbH, nennt mittlere jährliche Wirkungsgrade von 16-17 Prozent.
Allerdings beträgt der maximal erreichbare Wirkungsgrad eines Parabolrinnenkraft- werks mit Thermoöl als Wärmeträgermedium 16 Prozent. Diese Beschränkung ba- siert auf der maximalen Arbeitstemperatur des Thermoöls.27
Mit Hilfe technischer Neuentwicklungen wird versucht den Wirkungsgrad weiter zu steigern und somit Kosten zu reduzieren. Ein neuartiges Verfahren ist beispielswei- se die solare Direktverdampfung (Direct Steam Generation, DSG). Dabei wird Was- ser mit Hilfe der Kollektoren bei hohem Druck direkt verdampft und auf bis zu 500° C erhitzt. Dieser Dampf lässt sich ohne die zusätzliche Nutzung von Thermoöl und Wärmetauscher direkt in die Turbine leiten.28
Aufgrund der Ölkrise und der stark steigenden Energie- preise, errichtete die Firma Luz im Jahr 1984 das "Solar Electric Generating System I" (SEGS I) in der kaliforni- schen Mojave-Wüste (Abb. 3-5). Es ist das erste kom- merzielle Parabolrinenkraft- werk der Welt mit einer Leis- tung von 13,8 MW. Bis zum Jahr 1989 folgten weitere
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-5 Solar Electric Generating Systems (SEGS I-IX) [3]
Kraftwerke (SEGS II - SEGS VII) mit einer Leistung von jeweils 30 MW. In den Jah- ren 1990 und 1991 wurden zwei weitere Anlagen gebaut (SEGS VII und SEGS IX), diesmal mit einer Leistung von jeweils 80 MW. Die Gesamtleistung aller Kraftwerke beträgt 354 MW. Die Gesamtfläche der Kollektoren variiert zwischen 83.000 m2 bei SEGS I und 484.000 m2 bei SEGS IX. Die Gesamtfläche, die für den Bau benötigt wurde, beträgt über 7 km2. Die Kraftwerke speisen jährlich rund 800 Gigawattstun- den (GWh) Strom ins Netz, was den Bedarf von 200.000 Haushalten entspricht. SEGS II - SEGS IX können auch mit Erdgas betrieben werden, sodass sie auch nachts oder bei Schlechtwetterperioden Elektrizität liefern. Der Erdgasanteil, der pro Jahr zugeführt wird, darf jedoch per Gesetz nicht höher als 25 Prozent sein. Die DNI-Werte in der Mojave-Wüste liegen bei 2725 kWh/m2a. Der mittlere jährliche Wirkungsgrad liegt bei SEGS I noch bei 9,3 Prozent. Dieser konnte fortwährend er- höht werden, wodurch SEGS IX einen Wirkungsgrad von 13,6 Prozent aufweisen kann. Bis heute verfügen die Kraftwerke über eine technische Verfügbarkeit von mehr als 98 Prozent, wobei die Leistungsabgabe nach 20 Jahren Betriebsdauer le- diglich um etwa 3 Prozent gesunken ist. Laut Axel Buchholz (Gille, 2009, S. 60), Geschäftsführer der Flabeg Holding GmbH, welche die Spiegel für die Solarkollekto- ren liefern, müssen sie nur 0,1 bis 0,2 Prozent der Spiegel im Jahr ersetzen, obwohl einige tausend Spiegel seit Jahrzehnten im Einsatz sind. Die Gesamtinvestitionen für die Anlagen betrugen mehr als 1,2 Mrd. Dollar.
Nachdem Mitte der 1980er Jahre die Energiepreise wieder drastisch fielen und die Steuerbefreiungen der amerikanischen Regierung ausliefen, kam es zum Konkurs der Firma Luz, was einen weiteren Bau solarthermischer Kraftwerke verhinderte.
Erst im Jahr 2006 erfolgte eine Renaissance solarthermischer Kraftwerke mit dem Bau neuer Parabolrinnenkraftwerken in den USA und Spanien.29 30 31 32 33 Die "Andasol" Parabolrin- nenkraftwerke befinden sich in der Provinz Granada im südspanischen Andalusien (Abb. 3-6). Die Anlage besteht aus drei im Wesentlichen bau- gleichen Kraftwerken. "Anda- sol 1" ging Ende 2008, "Anda- sol 2" ging Ende 2009 und "Andasol 3" soll Ende 2010 ans Netz gehen. Jedes Kraft- werk verfügt über eine Leis-
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-6 Andasol 1 [4]
tung von 50 MW und produziert eine Bruttostrommenge von etwa 180 GWh pro Jahr. Damit erzeugen die Kraftwerke zusammen genommen mit einer Leistung von 150 MW rund 540 GWh Strom pro Jahr. Damit lässt sich der Bedarf von etwa 600.000 Menschen decken. Pro Bauabschnitt beträgt die Kollektorfläche 510.000 m2, was der Größe von etwa 70 Fußballfeldern entspricht. Damit gelten die Andasol Kraftwerke als das größte Solarkraftwerk der Welt. Die Gesamtfläche pro Kraft- werkspark entspricht etwa 2 km2. Der DNI-Wert des Standorts beträgt 2136 kWh/m2a. Der Anteil der fossilen Zufeuerung darf bei Andasol 1, sowie bei allen spanischen Kraftwerken, per Gesetz nicht höher als 15 Prozent sein. Der geschätz- te mittlere jährliche Wirkungsgrad liegt bei etwa 15 Prozent. Mit Hilfe der Andasol Kraftwerke sollen die Nachfragespitzen im Sommer abgedeckt werden, die vor al- lem durch den hohen Energiebedarf der Klimaanlagen verursacht werden. Mit Son- nenkraftwerken lassen sich logischerweise die mittäglichen Spitzenlasten besonders gut abdecken.34 35
Die Anlage ist mit thermischen Speichern (siehe Kapitel 3.3) ausgestattet (Abb. 3-7). Jeder Kraftwerkspark verfügt über einen Zwei-Tank-Speicher mit flüssigem Salz.
Die Tanks sind 14 Meter hoch und weisen einen Durchmesser von 36 Metern auf. Beide Tanks fassen zusammen 28.500 t flüssiges Salz (jeder 14.250 t). Sind die Speicher voll aufgeladen (1.010 MWh36 ), reicht deren Kapazität für 7,5 h Volllastbetrieb aus. Dadurch werden die Anlagen planbar und können auch bei Bewölkung oder nachts im Volllastbe- trieb laufen.37 38 In den Sommermona- ten ist nahezu ein 24-stündiger Betrieb möglich. Das führt zu einem Betrieb von etwa 3500 Volllaststunden pro Jahr,
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-7 Thermischer Zwei-Tank-Speicher mit flüssigem Salz (Pitz-Paal et al., 2009, S. 10)
was einer Verdopplung der jährlichen Betriebsstunden unter Volllast entspricht.39
Als Referenzprojekt für das Design der Wärmespeicher diente das Demonstrations- kraftwerk Solar Two in Barstow, Kalifornien, das mit einem Speicher des gleichen Salzgemisches ausgestattet ist und eine Speicherkapazität von 3 Stunden besitzt.40 Den Bau der Anlagen realisierte seit 2007 MAN Solar Millennium GmbH, ein Ge- meinschaftsunternehmen von MAN Ferrostaal und der Solar Millennium AG, wobei Solar Millennium das Know-how für das Kraftwerk lieferte. Jahrelang hatte Solar Millennium in einem der solarthermischen Kraftwerke in der Mojave-Wüste geforscht und die Technik optimiert.41
3.2.2 Fresnel-Kollektor-Kraftwerke
Die Fresnel-Kollektor-Anlage (Linear Fresnel Reflector System) ist eine weitere Variante der Linienkonzentration (Abb. 3-8). Es han- delt sich dabei um den gleichen Prozess der Stromerzeugung wie bei der Parabolrinne, wobei der Kollektor- und der Absorberaufbau im Vergleich zur Parabolrinne unterschied- lich sind. Beim Fresnelkollektor handelt es
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-8 Fresnel-Kollektoren mit festste- hendem Absorberrohr [5]
sich um mehrere Spiegelstreifen, die der Sonne nachgeführt werden. Dabei len- ken sie die direkte Solarstrahlung auf ein feststehendes Absorberrohr.42
Für ein Fresnel-Kollektor-Kraftwerk mit einer Leistung von 50 MW werden 12 Kollek- tor-Reihen mit einer Länge von 1000 m benötigt (Abb. 3-9). Die Reihen können oh- ne Abstand nacheinander aufgebaut werden, sodass die Solarfeldgröße gleich der Spiegelflächengröße ist. Dadurch entsteht kein zusätzlicher Flächenverbrauch und im Vergleich zur Parabolrinne ist eine effizientere Landnutzung gegeben. Die Kollek- toren sind parallel in Reihe geschaltet und das Solarfeld ist in drei Sektionen unter- teilt - Vorwärmung, Verdampfung, Überhitzung.43
Das Absorberrohr wird von einem Sekundär-Reflektor abgedeckt. Dieser dient dabei als zusätzliche Wärmeisolierung. Somit kommt das Absorberrohr ohne Vakuumiso- lierung aus und vermeidet dadurch aufwendige Stahl-Glas-Verbindungen, welche bruchanfällig sind und einen höheren Wärmeverlust aufweisen. Beim Fresnel- Kollektor-Kraftwerk werden höhere Temperaturen als beim Parabolrinnenkraftwerk erreicht (ca. 450-500° C). Dadurch kann direkt mit einem Wasserdampfkreislauf ge- arbeitet werden. Auf einen zwischengeschalteten Thermoöl-Kreislauf und die damit verbundenen Nachteile und Mehraufwendungen kann verzichtet werden.44
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-9 Kollektorfeld eines Fresnel-Kollektor-Kraftwerks (50 MW) (Lerchenmüller et al., 2004, S.8)
Bei einem Vergleich der Fresnel-Kollektoren mit Parabolrinnenkollektoren könnten Kostenreduktionen von bis zu 50 Prozent entstehen.45 Diese Einsparungen werden durch mehrere Faktoren realisiert. Zum einen kann auf gekrümmtes Glas verzichtet werden, das in der Herstellung aufwendiger und teurer ist. Zum anderen werden die Windlasten aufgrund des bodennahen Aufbaus verringert, wodurch auch die Nach- führung vereinfacht werden kann. Des Weiteren kann pro Absorberrohr eine we- sentlich größere Aperturfläche installiert werden, wodurch eine hohe Modularität und dadurch weitere Kostensenkungen ermöglicht werden.46 Schlussendlich sind weite- re Einsparungen durch geringere Instandhaltungskosten möglich.47
Bei Fresnel-Kollektor-Kraftwerken und Dish-Stirling-Kraftwerken können bislang kei- ne kommerziell nachgewiesenen Angaben bezüglich des mittleren jährlichen Wir- kungsgrades gemacht werden, da es bei diesen Techniken an ausreichenden Erfah- rungswerten fehlt. Weltweit gibt es bisher erst einige wenige Prototypen und De- monstrationsanlagen dieser Bautypen. Die folgenden Werte basieren auf den Erfah- rungen der Pilotanlagen und weiterführenden, aufs Jahr gerechneten Schätzungen. Laut Trieb et al. (2005, S. 42) weisen Fresnel-Kollektor-Kraftwerke Wirkungsgrade von 9 bis 11 Prozent auf. Auch Lerchenmüller et al. (2004, S. 30) weisen bei ihren Simulationsergebnissen einen Wirkungsgrad von 10,4 Prozent aus.
Das australische Unternehmen Ausra errichtete in Bakersfield, Kalifornien, das Fresnel-Kollektor- Kraftwerk "Kimberlina Solar Ther- mal Power Plant" (Abb. 3-10). Es ist seit Ende 2008 mit einer Leis- tung von 5 MW in Betrieb und deckt den Strombedarf von rund 3500 Haushalten ab. Es dient in erster Linie als Demonstrations-
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-10 Kimberlina Solar Thermal Power Plant [6]
kraftwerk, gilt jedoch als erstes kommerzielles Fresnel-Kollektor-Kraftwerk und hilft die Spitzenlasten des kalifornischen Sommers abzudecken (Kühlungsbedarf). [7] [8]
3.2.3 Solarturmkraftwerke
Um ein Solarturmkraftwerk (Power Tower System) sind mehrere Hundert oder gar Tausend Heliostaten angeordnet (Abb. 3- 11). Diese werden einzeln der Sonne nachgeführt und auf einen bestimmten Punkt in der Turmspitze ausgerichtet (Punktkonzentration). Dort befindet sich der Receiver mit einem Absorber. Die He- liostaten konzentrieren das Sonnenlicht um das 600-1000fache. Der Absorber wandelt die Strahlung in Wärme um und erwärmt sich aufgrund der hohen Strah- lungskonzentration auf Temperaturen bis 1100° C. Die Wärme wird an ein Wärmeträgermedium abgegeben. Dabei
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-11 Heliostatenfeld mit Receiver im So- larturm (Richter et al., 2009, S. 66)
heasnsdicehlt uems Lsuicfth, fulümssiLguefst, Sfalülzs,siWgeasssSeardlza,mpf oder Natrium. Dieses transportiert die Wärme weiter. Eine Gas- oder Dampfturbine, die einen Generator antreibt, wandelt die Wärme schließlich in elektrische Energie um.48
Das Turmkonzept beinhaltet zwei Arten von Receivern - den offenen volumetrischen Receiver und den druckaufgeladenen Receiver.
Beim offenen volumetrischen Receiver kann ausschließlich Luft als Wärmeträger- medium verwendet werden.49 Dabei wird Umgebungsluft von einem Gebläse durch den Receiver gesaugt. Der Receiver gibt dabei die Wärme an die hindurchgesaugte Umgebungsluft ab. Die Receiver-Vorderseite wird dabei von der angesaugten Luft gekühlt. Im Inneren des Receivers entwickeln sich sehr hohe Temperaturen. Die Luft erwärmt sich dabei auf Temperaturen von 650 bis 850° C. Die heiße Luft ge- langt in einen Abhitzekessel, der Wasser verdampft und überhitzt und somit einen Dampfturbinenkreislauf antreibt (siehe weiter im Kapitel, Praxisbeispiel "Solarturm- kraftwerk Jülich").50
Es gibt drei Arten von druckaufgeladenen Receivern - den volumetrischen Druckre- ceiver, den Silizium-Druckreceiver und den Rohrreceiver. Im weiteren Verlauf wird nur auf den volumetrischen Druckreceiver näher eingegangen, da dieser mittelfristig die aussichtsreichste Option zur Wirkungsgraderhöhung und Kostenreduktion bietet.
Hierbei wird die Luft in einem volumetrischen Druckreceiver durch das konzentrie- rende Sonnenlicht bei etwa 15 Bar auf Temperaturen bis 1100° C erhitzt. Diese hei- ße Luft treibt eine Gas turbine an, was mit Wasserdampf nicht möglich wäre. Ein nachgeschalteter Dampfturbinen-Prozess wird durch die Abwärme der Turbine an- getrieben. Der Vorteil dieses aufwendigeren und teureren Systems ergibt sich durch den höheren thermischen Wirkungsgrad. Dieser kann durch den kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess von etwa 35 Prozent beim reinen Dampfturbinenprozess auf über 50 Prozent gesteigert werden. Dadurch sind Gesamtwirkungsgrade von über 20 Prozent möglich.
Im Gegensatz zu Parabolrinnenkraftwerken gibt es bei Solarturmkraftwerken weni- ger Erfahrung mit kommerziellen Anlagen.51 Laut Quaschning (2010, S. 178) weisen Solarturmkraftwerke mit Dampfturbine einen mittleren jährlichen Wirkungsgrad von etwa 15 Prozent auf. Die Werte von Trieb et al. (2005, S. 42) sind dagegen etwas geringer und liegen zwischen 8 und 10 Prozent. Jedoch können laut Quaschning (2010, S. 178) Solarturmkraftwerke mit Druckreceivern mittlere jährliche Wirkungs- grade von 20 Prozent und mehr erreichen, da diese an einen kombinierten Gas- und Dampfturbinenprozess gekoppelt sind. Auch Trieb et al. (2005, S. 42) sprechen bei dieser Technologie von Wirkungsgraden zwischen 15 und 25 Prozent im Jahresmit- tel. Richter et al. (2009, S. 22) gehen von einem jährlichen mittleren Wirkungsgrad von 25 Prozent aus.
Abengoa Solar errichtete den "Planta Solar 20" (PS20) in der spanischen Pro- vinz Sevilla, di- rekt neben sei-
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-12 links: Planta Solar 20 (PS20), rechts: Planta Solar 10 (PS10) [9]
nem Vorgänger "Planta Solar 10" (PS10), dem weltweit ersten kommerziellen Solar- turmkraftwerk (Abb. 3-12). PS20 ging im Jahr 2009 mit einer Leistung von 20 MW in Betrieb. Es erzeugt geschätzte 48 GWh Strom pro Jahr und versorgt damit rund 12.000 Haushalte. Mit seiner Kollektorfläche von 150.000 m2 und einem 165 m ho- hen Turm gilt es als das größte Solarturmkraftwerk der Welt. PS20 verfügt über ei- nen Druckwasserspeicher, mit einer Speicherkapazität von 1 Stunde (siehe Kapitel 3.3). Außerdem kann bei schlechten solaren Bedingungen Erdgas zugefeuert wer- den, wobei der gesamte Erdgasanteil zwischen 12 und 15 Prozent liegt. Der DNI- Wert liegt bei 2012 kWh/m2a. Durch technische Verbesserungen im Receiverbe- reich wird ein höherer jährlicher Wirkungsgrad als beim PS10 (17 Prozent) erwar- tet.52 [10] [11]
Das "Solarturmkraftwerk Jülich" ist ein Gemein- schaftsprojekt der Stadt- werke Jülich, der Kraftan- lagen München (KAM), dem Deutschen Luft- und Raumfahrtzentrum (DLR) und dem Solar-Institut Jü- lich (SIJ) (Abb. 3-13). Das Kraftwerk mit einer Leis- tung von 1,5 MW wird zwar
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-13 Solarturmkraftwerk Jülich [12]
kommerziell betrieben und speist Strom ins Netz ein, wurde jedoch hauptsächlich als Forschungs- und Demonstrationsanlage erbaut. Dabei kommt unter anderem der in Deutschland entwickelte offene, volumetrische Luftreceiver zum Einsatz. Bei dieser Receiverart wird kein Wasser benötigt, weshalb sich der Einsatz in Wüsten- regionen anbietet.53 Im Januar 2009 begann die mehrjährige Test- und Forschungs- phase des Kraftwerks mit dem Ziel, höhere Wirkungsgrade zu erreichen und durch Praxiserfahrungen die Technologie zur endgültigen Marktreife weiter zu entwickeln. Im Vordergrund steht dabei die Sicherung des deutschen Exportmarktes in diesem Technologiebereich. [13]
3.2.4 Dish-Stirling-Kraftwerke (Paraboloidkraftwerke)
Bei einer Dish-Stirling-Anlage (Dish/Engine System) wird der Kollektor als Hohlspiegel (dish) bezeichnet und hat die Form einer gro- ßen Schüssel (Abb. 3-14). Der Spiegel wird kontinuierlich zweiachsig der Sonne nachge- führt, wobei er das Licht auf einen Brenn-
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-14 Hohlspiegel mit Stirlingmotor
punkt konzentriert (Punktkonzentration). Im Brennpunkt befindet sich der Receiver, der die Wärme absorbiert und an einen Stirling-Heißgas-Motor abgibt. Der Stirling- Motor setzt die Wärme wiederum in Bewegungsenergie um und treibt einen Genera- tor an, der schließlich elektrische Energie erzeugt.54
Die Leistung der Dish-Stirling-Anlagen liegt zwischen 5 und 50 kW. Aufgrund dieser kleinen Leistungsgrößen ist ein dezentraler Einsatz sinnvoll. Ein Beispiel wäre die Versorgung von abgelegenen Ortschaften, die nicht an das Stromnetz angeschlos- sen sind. Deshalb sind diese Anlagen ein sinnvoller Ersatz für die heute weit ver- breiteten Diesel-Aggregate. Zusätzlich können mehrere Anlagen auch zu einer "Farm" zusammen geschaltet werden, sodass sich Leistungsbereiche von 5 kW bis mehrere hundert MW realisieren lassen.55
Laut Quaschning (2010, S. 178) erreichen Dish-Stirling-Kraftwerke einen mittleren jährlichen Wirkungsgrad von 20 Prozent und mehr. Die Zahlen von Trieb et al. (2005, S. 42) sind etwas konservativer und liegen zwischen 16 und 18 Prozent. Al- lerdings wurden laut Richter et al. (2009, S. 26) und Rentzing et al. (2009, S. 60) bei dieser Technologie bereits Spitzenwirkungsgrade von 31,25 Prozent gemessen. Somit erreicht dieser Kraftwerkstyp bisher den höchsten Wirkungsgrad unter den solarthermischen Kraftwerken, arbeitet allerdings auch mit der anfälligsten Technik.
Die Firma Tessera Solar errichtete Ende 2009 das Dish-Stirling- Kraftwerk "Maricopa Solar Project" mit einer Leistung von 1,5 MW in Arizona (Abb. 3-15). Es ist das ers- te kommerzielle Paraboloidkraft- werk und ging Anfang 2010 in Be- trieb. Es besteht aus 60 Hohlspie- geln, mit einer Leistung von jeweils 25 kW. Die Firma Stirling Energy Systems (SES) lieferte dabei die
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-15 Maricopa Solar Project [15]
Hohlspiegel mit der firmeneigenen Bezeichnung "Suncatcher". Bei diesem System wird kein Wasser für die Stromerzeugung oder Kühlung benötigt. Das Kraftwerk ist der erste Schritt für die Großprojekte, die in den USA für die nächsten Jahre geplant sind. [16]
3.2.5 Integrated Solar Combined Cycle Kraftwerke (ISCC)
Bei einem ISCC-Kraftwerk wird ein Solarfeld in ein herkömmliches GuD-Kraftwerk eingekoppelt. Infolgedessen handelt es sich hierbei um ein Hybridkraftwerk. Die So- larwärme der Parabolrinnenkollektoren reicht jedoch nicht zum Antrieb des Gastur- binenprozesses aus. Deshalb kann nur ein begrenzter Solaranteil in das Kraftwerk mit eingegliedert werden. Da die Solarwärme lediglich für einen Teil der Dampfer- zeugung - und das auch nur zeitweise - eingesetzt wird, ist der jährliche solare An- teil dieser Kraftwerksvariante ohne den Einsatz von Speichertechnologien auf Werte unter 20 Prozent beschränkt.56 57
Die Firma Abengoa Solar errichtete den Solarteil des "ISCC Marokko" bei Ain Beni Mathar in Marokko, welches das weltweit größte ISCC-Kraftwerk ist. Es hat eine Leistung von 470 MW, wobei der Solaranteil, erzeugt durch Parabolrinnenkollekto- ren, etwa 20 MW (ca. 4 Prozent) beträgt. Der DNI-Wert in dieser Region liegt bei 2290 kWh/m2a. Das Kraftwerk nahm Anfang 2010 den Betrieb auf. [17] [18] [19] Abener Energia errichtet derzeit in Algerien ein ISCC-Kraftwerk mit einer Leistung von 150 MW und einem Parabolrinnen-Solaranteil von 20 MW (ca. 13 Prozent). Auch in Ägypten entsteht ein 150 MW Kraftwerk mit einem Parabolrinnen- Solaranteil von 25 MW (ca. 17 Prozent). Beide Anlagen gehen Mitte 2010 in Betrieb. [20] [21]
Diese drei Anlagen sind bisher die einzigen solarthermischen Kraftwerke, die in Nordafrika in Betrieb oder in Bau sind (Stand: April 2010).
3.3 Speicherung der Solarenergie
Die Sonnenstrahlung steht nicht immer konstant zur Verfügung. Saisonale und tägli- che Schwankungen erschweren ihre Nutzung. Um eine konstante sichere Energie- versorgung zu gewährleisten, sind Speicher erforderlich. Mit Energiespeichern las- sen sich die unterschiedlichen Verläufe der Energieerzeugung und des Energie- verbrauchs ausgleichen. Somit kann eine bedarfsgerechte Energieversorgung si- chergestellt werden. Die bei einer maximalen Sonneneinstrahlung anfallende Über- schusswärme wird gespeichert und bei Sonnenstrahlungsausfall oder bei hohem Wärmebedarf wieder abgegeben. So kann ein solarthermisches Kraftwerk, mit der am Tag gespeicherten Energie, beispielsweise auch während der Nacht oder bei Schlecht- wetterperioden Energie erzeu- gen (Abb. 3-16). Hierbei erhitzt das Solarfeld den Speicher tagsüber mit überschüssiger Wärme. Abends oder nachts und bei Schlechtwetterperioden speist der Speicher den Was-
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abb. 3-16 Solarthermische Kraftwerke mit thermischen Speicher können rund um die Uhr eine gesicherte Leistung liefern (Quaschning, 2010, S. 168)
serdampfkreislauf. Das Solarfeld wird deshalb mit soviel Kollektoren ausgestattet, wie für die Stromerzeugung tagsüber und für die "Fütterung" des Speichers nötig ist.58
Grundsätzlich gibt es vier allgemeine Formen der Energiespeicherung - elektrische, mechanische, chemische und thermische Energiespeicher. Bei Solaranlagen spie- len besonders thermische Energiespeicher oder Wärmespeicher (Thermal Energy Storage, TES) eine wichtige Rolle.59
Außerdem wird zwischen Kurz- und Langzeitspeichern unterschieden. Im Allgemei- nen werden Speicher, deren Speicherdauer im Bereich von Minuten bis zu wenigen Stunden liegt, als Kurzzeitspeicher bezeichnet.60 Bei solarthermischen Kraftwerken ist die Speicherung auf die Überbrückung des nächtlichen Strahlungsausfalls, schlechter Wetterbedingungen oder die Abwälzung der Energie auf Nachfragespit- zen ausgelegt. Deshalb ist eine Speicherung von höchstens 24 Stunden erforder- lich, sodass es sich bei solarthermischen Kraftwerken um Kurzzeitspeicher oder Ta- gesspeicher handelt.61
Speichermöglichkeiten für solarthermische Kraftwerke beschränken sich auf Flu- idspeicher, Feststoffspeicher, Dampfspeicher und Latentwärmespeicher. Im kom- merziellen Bereich wurden bisher nur Dampfspeicher und Fluidspeicher mit Flüssig- salz als Speichermedium eingesetzt. Feststoff- und Latentwärmespeicher wurden bis dato im Labormaßstab und in Pilotprojekten getestet, entsprechend werden die- se Speicherformen hier im weiteren Verlauf nicht berücksichtigt.
[...]
1 Nitsch et al., 2004, S. 6-22
2 Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26
3 Quaschning, 2009, S. 49
4 Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26
5 Quaschning, 2009, S. 59
6 Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26
7 Khartchenko, 2004, S. 7
8 Quaschning, 2009, S. 57
9 Khartchenko, 2004, S. 7
10 Quaschning, 2009, S. 59
11 Quaschning, 2009, S. 130
12 Hadamovsky/Jonas, 2007, S. 21 - 26
13 Quaschning, 2009, S. 66
14 Khartchenko, 2004, S. 393
15 Quaschning, 2009, S. 70
16 Quaschning, 2009, S. 143
17 Khartchenko, 2004, S. 393
18 Khartchenko, 2004, S. 398
19 Quaschning, 2010, S. 163
20 Khartchenko, 2004, S. 393
21 Quaschning, 2009, S. 143
22 Quaschning, 2009, S. 134
23 Quaschning, 2009, S. 143
24 Quaschning, 2009, S. 137
25 Quaschning, 2010, S. 166 f.
26 Khartchenko, 2004, S. 395
27 Krewitt et al., 2009, S. 140
28 Quaschning, 2010, S. 169
29 Quaschning, 2010, S. 168 f.
30 Mohr et al., 1999, S. 46
31 Quaschning, 2009, S. 149 f.
32 Rentzing, 2009, S. 60
33 Geyer et al., 2002, S. 15
34 energiespektrum 5, 2009, S. 12
35 Richter et al., 2009, S. 13
36 Ertmer, 2009, S. 26
37 energiespektrum 7-8, 2009, S. 21
38 Pagel, 2009, S. 35 f.
39 Solar Millenium, 2008, S. 13
40 Solar Millenium, 2008, S. 18
41 Rentzing et al., 2009, S. 61
42 Mertins et al., 2003, S. 124
43 Häberle et al., 2003, S. 2
44 Mertins et al., 2003, S. 124
45 Häberle et al., 2003, S. 2
46 Mertins et al., 2003, S. 124
47 Häberle et al., 2003, S. 2
48 Khartchenko, 2004, S. 404
49 Pitz-Paal, 2003, S. 24 ff.
50 Quaschning, 2010, S. 170 ff.
51 Quaschning, 2010, S. 170 ff.
52 Abengoa Solar, 2008, S. 10-15
53 Rentzing, 2009, S. 60
54 Quaschning, 2010, S. 172 f.
55 Laing et al., 2003, S. 30
56 Quaschning et al., 2002, S. 51 f.
57 Quaschning, 2009, S. 152
58 Quaschning, 2009, S. 150 f.
59 Khartchenko, 2004, S. 149
60 Khartchenko, 2004, S. 151
61 Tamme et al., 2005, S. 126
- Citation du texte
- Benjamin Braun (Auteur), 2010, Wirtschaftlichkeit solarthermischer Kraftwerke (CSP) am Beispiel Desertec-Projekt unter besonderer Berücksichtigung der Clean Development Mechanism (CDM), Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/162842
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