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Solarforschung Quellenangabe 1 Ziele bei der Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken Von Robert Pitz-Paal Bernhard Hoffschmidt 67. Physikertagung.

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1 Solarforschung Quellenangabe 1 Ziele bei der Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken Von Robert Pitz-Paal Bernhard Hoffschmidt 67. Physikertagung Hannover 2003 Arbeitskreis Energie in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft am März 2003 Bad Honnef

2 Solarforschung: Quellenangabe 2 Übersicht Einkopplung von Solarenergie in konventionelle Kraftwerke Kostensenkung durch Effizienzsteigerung Direktverdampfung (Parabolrinnen) Einkopplung in Gasturbinenkraftwerke (Turmkraftwerke) Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher Betonspeicher (Parabolrinnen) Sandspeicher (Turmkraftwerke) Zusammenfassung und Ausblick

3 Solarforschung: Quellenangabe 3 Dampfkreislauf Kreislaufwirkungsgrad fossil & solar 35-42% Solar Anteil 100% Tageszeit Solar- only Tageszeit Speicher Solar Anteil 100% Fuel Saver Solar Anteil 30% - 50% Tageszeit Kreislaufwirkungsgrad fossil & solar 35-42% Einkopplung in Kraftwerke

4 Solarforschung: Quellenangabe 4 Dampfturbine im GuD (ISCCS) Solar Anteil 1% - 12% Tageszeit Kreislaufwirkungsgrad fossil 55%; solar 35-45% Technik Einkopplung in Kraftwerke

5 Solarforschung: Quellenangabe 5 Gasturbine in GuD Solar Anteil 30% - 80% Tageszeit Kreislaufwirkungsgrad solar & fossil 45-55% Einkopplung in Kraftwerke

6 Solarforschung: Quellenangabe 6 Frischdampf Parameter 370°C 100 bar Sekundärkreislaufmedium: Thermoöl Backup Optionen: Thermischer Energiespeicher Ölheizug Zusatzkessel Technologie Status 354 MW kommerziell betrieben in der Mojave Wüste (US) Lieferanten: Abengoa, Bechtel, Fichtner, Pilkington Solar, Solel, Schott Rohrglas Brennstoffe Ergas Heizöl Achievable Steam Temperature 390° C [°C] 1100 Kreislaufwirkungsgrad 37% Thermoöl Parabolrinnen Status Quo Kosten heute Euro cents/kWh SEGS Konzept

7 Solarforschung: Quellenangabe 7 Erzielbare Frischdampfparameter: 600°C 150 bar Sekundärkreislauf Medium: Luft (1 bar) Backup Optionen: Thermischer Energiespeicher Kanalbrenner Technologie Status 3 MWt System-Demonstration auf der Plataforma Solar Generalunternehmer: Abengoa L & C Steinmüller GmbH Brennstoffe: Erdgas Heizöl 730° C Heliostate Receiver Dampferzeuger Speicher Heißluft 730º Kaltluft 110º S ~ Kreislaufwirkungsgrad 42% Turmkraftwerke Status Quo PHOEBUS Konzept Kosten heute Euro cents /kWh

8 Solarforschung: Quellenangabe 8 Die Märkte für solarthermischen Strom Schnell wachsender Bedarf an Elektrizität in Entwicklungsländern Potential für solarthermischen Strom > 600 GW weltweit in den nächsten 20 Jahren 3-6 Euro cents/kWh Erzeugungskosten von Mittellaststrom (konventionell) Nischenmärkte (hohe Brennstoff- kosten) 6-8 Euro cents/kWh Direktstrahlung >= 5kWh/m²d am besten geeignet für Mittellast oder Spitzenlast durch hybrid Betrieb oder Speicher (Vergleich mit Wind oder PV) Märkte

9 Solarforschung: Quellenangabe 9 Technisch Hohe Investitionskosten Hohe Betriebs- und Wartungskosten Kostenunsicherheit Technisches Risiko Nicht-Technisch abwartende Industrie unsichere Marktsituation unsichere Genehmigungssituation nachteilige Steuergesetzgebung Märkte Hindernisse

10 Solarforschung: Quellenangabe 10 StandortKreislaufSolare TechnologieGesamtkapazitätSolare KapazitätMWe SpanienDampfTurm Luft1010 SpanienDampfTurm Salz1515 SpanienDampfÖl-Rinne ÄgyptenGuDentscheidet Investor13535 IndienGuDÖl-Rinne MexikoGuDentscheidet Investor MarokkoGuDentscheidet Investor Märkte Gelegenheiten

11 Solarforschung: Quellenangabe 11 Kostensenkung durch Effizienzsteigerung Direktverdampfung (Parabolrinnen) Kostensenkung durch Vermeidung des teueren Thermoöls und der entsprechenden Wärmetauscher Höhere Wirkungsgrade durch die Möglichkeit höhere Dampfzustände zu erreichen Geringere Pumpenergie Kostensenkung bis zu 25% !! Effizienzsteigerung

12 Solarforschung: Quellenangabe 12 Konzept? Thermohydraulik? Regelung? Komponenten? Parabolrinnen Direktverdampfung 2500 m² Testkollektor in Almeria 3100 h Testbetrieb

13 Solarforschung: Quellenangabe 13 Konzept Rezirkulation! Regelung ok! Thermohydraulik ok; max delta T = 20 K ! Parabolrinnen Direktverdampfung T set1 T set2 Direktverdampfung in horizontalen Kollektoren funktioniert !!!

14 Solarforschung: Quellenangabe 14 Kostensenkung durch Effizienzsteigerung Direktverdampfung (Parabolrinnen) Kostensenkung durch Vermeidung des teueren Thermoöls und der entsprechenden Wärmetauscher Höhere Wirkungsgrade durch die Möglichkeit höhere Dampfzustände zu erreichen Geringere Pumpenergie Kostensenkung bis zu 25% !! Einkopplung in Gasturbinenkraftwerke (Turmkraftwerke) Solarenergie mit Wirkungsgraden von GuD Kraftwerken umwandeln Optimal zur Kombination mit Erdgas Kostensenkung bis zu 25% Effizienzsteigerung

15 Solarforschung: Quellenangabe 15 NT Modul (300°C bis 530°C) MT Modul (530°C bis 780°C) HT Modul (780°C bis 1000°C) serielle / parallele Verbindung der Module Betrieb bei unterschiedlichen Temperatur-Niveaus Einkopplung in die GT

16 Solarforschung: Quellenangabe 16 kostengünstige Bauweise 16 spiralförmig gebogene Inconelrohre, 28 x 2.3mm HT-Modul MT-Modul NT-Modul Einkopplung in die GT

17 Solarforschung: Quellenangabe 17 Inbetriebnahme des Testsystems Aufbau des Testsystems: Herbst 2002 erste solar-hybride Tests am bisher 11 Testtage mit 22 h Solarbetrieb Datum: Test bei 600°C sehr gute Solarbedingungen Testzeit: > 6 h max. 31 Heliostate vorläufige Auswertung 14:49 Inputleistung: 451 kW solar kW fuel Leistung elektrisch: 127 kW ( = 13%) Druckverlust Receiver: 92 mbar Receiverwirkungsgrad: 86% Temperaturen NT / MT / HT: 263°C 383°C 469°C 590°C Einkopplung in die GT

18 Solarforschung: Quellenangabe 18 Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher Pufferspeicher Abgabe-Management Erhöhung des Kapazitätsfaktors Reduzierter Teillastbetrieb Größerer Solaranteil Energiespeicher sind unbedingt erforderlich für die erfolgreiche Markteinführung solarthermischer Kraftwerke Effiziente Speichertechnologie mit hohe Lebensdauer und niedrigen spezifischen Kosten => Verbesserter Wirkungsgrad => Niedrigere Stromgestehungskosten (LEC) => Reduktion der CO 2 -Emissionen Thermische Energiespeicher

19 Solarforschung: Quellenangabe 19 Einfluß von Speichergöße und Speicherkosten auf die Stromgestehungskosten (für 50 MW el Parabolrinnenkraftwerk - Mittelmeerstandort) Thermische Energiespeicher

20 Solarforschung: Quellenangabe 20 Speicherkonzepte für Parabolrinnen Nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher nur 100 K 290 °C -> 390°C ! Direkte thermische Energiespeicher Wärmeträgerfluid (WTF) ist auch Speichermedium => nicht wirtschaftlich (WTF und Druckbehälter zu teuer) Indirekte thermische Energiespeicher Regenerator-Systeme: WTF transportiert Energie zu und von einem festen,flüssigen oder latenten Speichermaterial => Flüssig-Salz 2-Tank Speicher (Übertragung vom Turmkraftwerk aber 3 x so teuer) => Hybride (latent/sensibel) Wärmespeicher für Wasser/Dampf-Systeme bislang nicht entwickelt => Feststoffspeicher mit Beton oder Gießkeramik (Projekt WESPE, BMU) Thermische Energiespeicher

21 Solarforschung: Quellenangabe 21 Schnitt durch einen Betonspeicher Exzellenter Kontakt zwischen Rohr und Beton Keine großen Blasen Geringe Porosität Geschätze Kosten für 450 MWh Speicher ca. 18 Euro/kWh Thermische Energiespeicher

22 Solarforschung: Quellenangabe 22 Speicherkonzepte für Turmkraftwerke Nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher K ! Salzschmelze als Wärmeträgerfluid und Speichermedium 2-Behälter: Heißspeicher und Kaltspeicher (Realsiert 105 MWh) Nachteile: Teures Speichermedium und eine aufwendige Begleitheizung ist notwendig Feststoffschüttung als Speichermedium und Luft als Wärmeträgerfluid 1 Behälter mit keramischen Füllkörpern (realisert 3 MWh) Nachteile: Der Druckverlust steigt mit der Speichergröße und es ist nur eine unvollständige Nutzung des Speichermaterials möglich Thermische Energiespeicher

23 Solarforschung: Quellenangabe 23 Neuer Ansatz: Sand als Speichermedium für Luftsysteme billiges Speichermaterial drucklose Speicherung kein Einfrieren des Speichermaterials keine Umweltgefährdung durch das Speichermaterial der Heißspeicher kann zu 100% genutzt werden der Druckverlust des Wärmetauschers und des Fließbettkühlers ist unabhängig von der Größe des Speichers der heiße Sand gelangt über ein einfaches Fallrohr in den Heißspeicher und von dort weiter in den Fließbettkühler, es ist keine Förderanlage für dieses heiße Material notwendig Thermische Energiespeicher

24 Solarforschung: Quellenangabe 24 Fließbild der Anlage Konzept patentiert Zur Zeit mit Inustriepartner detailliert untersucht Thermische Energiespeicher

25 Solarforschung: Quellenangabe 25 Vergleich Speicherdichte/Kosten für das Medium Konzept patentiert Zur Zeit mit Inustriepartner detailliert untersucht Thermische Energiespeicher

26 Solarforschung: Quellenangabe 26 Zusammenfassung und Ausblick Solarthermische Kraftwerke stehen in Europa kurz vor der Markteinführung Heutige europäische Technologie basiert auf Parabolrinnen mit Thermoöl oder Turmkraftwerke mit atmosphärischem Luftreceiver Stromgestehungskosten für diese ersten Anlagen in Südeuropa liegen bei etwa 15 cents/kWh Kostensenkung durch Effizienzsteigerung setzt auf höhere Betriebstemperaturen: d.h. Direktverdampfung in Parabolrinnen bzw. Heißluft in die Gasturbine bei Turmkraftwerken Kostengünstige thermische Energiespeicher verbessern die Erlössituation eines Kraftwerks erheblich: Vielversprechend sind Betonspeicher für die Parabolrinne und Sandspeicher für Turmkraftwerke


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