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 24.-28. März 2003 Bad Honnef Hi hier bin ich

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 Dies umfaßt sachnotwendig die Fragen nach neuen Themen,

Dampfkreislauf Fuel Saver Speicher Solar-only Einkopplung in Kraftwerke Kreislaufwirkungsgrad fossil & solar 35-42% Kreislaufwirkungsgrad fossil & solar 35-42% Dampfkreislauf Fuel Saver Solar Anteil 30% - 50% 6 12 18 24 Tageszeit Tageszeit Speicher Solar Anteil 100% 6 12 18 24 Solar Anteil 100% Tageszeit Solar-only

Dampfturbine im GuD (ISCCS) Einkopplung in Kraftwerke Dampfturbine im GuD (ISCCS) Kreislaufwirkungsgrad fossil 55%; solar 35-45% Solar Anteil 1% - 12% 5 Tageszeit 10 15 20 Technik

Einkopplung in Kraftwerke Kreislaufwirkungsgrad solar & fossil 45-55% Gasturbine in GuD Kreislaufwirkungsgrad solar & fossil 45-55% Solar Anteil 30% - 80% 5 10 15 20 Tageszeit

Achievable Steam Temperature Parabolrinnen Status Quo 800 [°C] Sekundärkreislaufmedium: Thermoöl Thermoöl 700 Kosten heute 12-14 Euro cents/kWh Frischdampf Parameter 370°C 100 bar 600 Kreislaufwirkungsgrad  37% 500 Backup Optionen: Thermischer Energiespeicher Ölheizug Zusatzkessel 400 390° C Brennstoffe Ergas Heizöl 300 200 Achievable Steam Temperature Technologie Status 354 MW kommerziell betrieben in der Mojave Wüste (US) 100 Lieferanten: Abengoa, Bechtel, Fichtner, Pilkington Solar, Solel, Schott Rohrglas SEGS Konzept 1 100

~ PHOEBUS Konzept 730° C Turmkraftwerke Status Quo Kosten heute Sekundärkreislauf Medium: Luft (1 bar) 730° C Heliostate Receiver Dampferzeuger Speicher Heißluft 730º Kaltluft 110º S ~ Erzielbare Frischdampfparameter: 600°C 150 bar Kosten heute 18-20 Euro cents /kWh Kreislaufwirkungsgrad  42% Backup Optionen: Thermischer Energiespeicher Kanalbrenner Brennstoffe: Erdgas Heizöl Technologie Status 3 MWt System-Demonstration auf der Plataforma Solar Generalunternehmer: Abengoa L & C Steinmüller GmbH

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)

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

Spanien Dampf Turm Luft 10 10 Spanien Dampf Turm Salz 15 15 Märkte Gelegenheiten Standort Kreislauf Solare Technologie Gesamtkapazität Solare Kapazität MWe MWe Spanien Dampf Turm Luft 10 10 Spanien Dampf Turm Salz 15 15 Spanien Dampf Öl-Rinne 100 100 Ägypten GuD entscheidet Investor 135 35 Indien GuD Öl-Rinne 140 35 Mexiko GuD entscheidet Investor 312 40 Marokko GuD entscheidet Investor 150 30-50

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% !!

2500 m² Testkollektor in Almeria Parabolrinnen Direktverdampfung Konzept? Thermohydraulik? Regelung? Komponenten? 2500 m² Testkollektor in Almeria 3100 h Testbetrieb

Direktverdampfung in horizontalen Kollektoren funktioniert !!! Parabolrinnen Direktverdampfung Direktverdampfung in horizontalen Kollektoren funktioniert !!! Konzept Rezirkulation! Regelung ok! Thermohydraulik ok; max delta T = 20 K ! Tset1 Tset2

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%

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

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

Inbetriebnahme des Testsystems Einkopplung in die GT Inbetriebnahme des Testsystems Datum: 28.1.2003 Test bei 600°C sehr gute Solarbedingungen Testzeit: > 6 h max. 31 Heliostate vorläufige Auswertung 14:49 Inputleistung: 451 kWsolar + 518 kWfuel Leistung elektrisch: 127 kW ( = 13%) Druckverlust Receiver: 92 mbar Receiverwirkungsgrad: 86% Temperaturen NT / MT / HT: 263°C  383°C  469°C  590°C Aufbau des Testsystems: Herbst 2002 erste solar-hybride Tests am 15.12.2002 bisher 11 Testtage mit 22 h Solarbetrieb

Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher Pufferspeicher Abgabe-Management Erhöhung des Kapazitätsfaktors Reduzierter Teillastbetrieb Größerer Solaranteil => Verbesserter Wirkungsgrad => Niedrigere Stromgestehungskosten (LEC) => Reduktion der CO2-Emissionen Pufferspeicher => glättung von Strahlungsschwankungen Abgabe-Management >= Verschiebung der Stromerzeugung in Perioden mit höheren Strompreisen bzw. in Perioden ohne Einstrahlung Kapazitätsfaktor = erzeugte elektr. Energie/theoretisch mögliche (=Nennleistung mal jahresstundenzahl) Energiespeicher sind unbedingt erforderlich für die erfolgreiche Markteinführung solarthermischer Kraftwerke Effiziente Speichertechnologie mit hohe Lebensdauer und niedrigen spezifischen Kosten

Thermische Energiespeicher Einfluß von Speichergöße und Speicherkosten auf die Stromgestehungskosten (für 50 MWel Parabolrinnenkraftwerk - Mittelmeerstandort)

Speicherkonzepte für Parabolrinnen Thermische Energiespeicher 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) Direkte: 1-Tank thermocline Speicher (geschichtet) 2-Tank -System heiß/kalt nicht wirtschaftlich bei Rinne, wegen Druck bei Turm ist WTF drucklos indirekt: PCM chemisch (reaktionsenthalpie) fest =>sensible flüssig => sensible Wärme (Salzschmelze)

Schnitt durch einen Betonspeicher Thermische Energiespeicher 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

Speicherkonzepte für Turmkraftwerke Thermische Energiespeicher Speicherkonzepte für Turmkraftwerke Nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher 300 - 700 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 Direkte: 1-Tank thermocline Speicher (geschichtet) 2-Tank -System heiß/kalt nicht wirtschaftlich bei Rinne, wegen Druck bei Turm ist WTF drucklos indirekt: PCM chemisch (reaktionsenthalpie) fest =>sensible flüssig => sensible Wärme (Salzschmelze)

Neuer Ansatz: Sand als Speichermedium für Luftsysteme Thermische Energiespeicher 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 Fließbild der Anlage Konzept patentiert Zur Zeit mit Inustriepartner detailliert untersucht

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

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