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Abb. 4 Direktverdampfungskraftwerk Kanchanaburi in Thailand
© Solarlite

Abb. 5 Kosinuseffekt und Endverluste
© DLR

Abb. 6 Funktionsprinzip der Parabolrinne
© DLR

Abb. 9 Strukturbeispiel eines LS3-Kollektors mit Raumfachwerk.
© DLR

Abb. 10 Strukturbeispiel eines Eurotrough mit Torsionskasten.
© DLR

Abb. 11 Strukturbeispiel eines SL4600 mit Torsionsrohr.
© DLR

Abb. 12 Die Abbildung zeigt die möglichen Strömungsformen, die sich bei der Verdampfung in horizontalen Rohren einstellen können.
© DLR

Abb. 13 Temperaturverteilung bei einseitiger Beheizung.
© DLR

Abb. 14 Das Absorberrohr ist eine Schlüsselkomponente des Parabolrinnenkollektors.
© Schott AG

Abb. 14b Das Absorberrohr ist eine Schlüsselkomponente des Parabolrinnenkollektors.
© Schott AG

Abb. 15 Die Testanlage DUKE auf der Plataforma Solar de Almería
© DLR

Abb. 16 Beispiel eines Sonnensensors
© Flagsol GmbH

Abb. 17 Flüssigsalzspeicher im Andasol-Kraftwerk
© DLR

Abb. 18 Tagesgang eines Parabolrinnenkollektors am Beispiel eines 50-MW-Kraftwerks am Standort Barstow (Kalifornien)
© J. Dersch, DLR
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Parabolrinnen-Kollektortechnik

Von den kommerziell betriebenen solarthermischen Kraftwerken sind mehr als 95% Parabolrinnenanlagen. Forscher arbeiten daran, die Kosten durch die Änderung des Kollektordesigns und Automatisierung von Betrieb und Wartung weiter zu senken. Um das Wärmeträgermedium Thermoöl zu ersetzen, werden alternative Wärmeträger – wie Wasserdampf und Flüssigsalze – untersucht.

Parabolrinnenkollektoren sind aus drei wesentlichen Funktionseinheiten aufgebaut: Der Konzentrator, eine verspiegelte Rinne mit parabelförmigem Querschnitt, wird durch eine Nachführeinrichtung so dem Lauf der Sonne nachgeführt, dass die einfallende Strahlung entlang der Brennlinie auf das Absorberrohr bzw. Receiverrohr konzentriert wird. Üblicherweise werden die Kollektoren in Nord-Süd-Richtung aufgestellt, sodass kurz nach Sonnenaufgang die tief stehende Sonne im Osten fast senkrecht in die Parabelöffnung, die sogenannte Apertur, eintritt. Im Laufe des Tages wandert die Sonne (auf der Nordhalbkugel) nach Süden und fällt zunehmend schräg auf den Kollektor (Abb. 6). Dabei fokussieren die Strahlen durch die nachgeführte Parabel weiterhin auf das Absorberrohr, legen jedoch nach der Reflexion einen etwas längeren Weg zurück. Durch den schrägen Einfall wird die pro Flächeneinheit aufgefangene Strahlungsenergie entsprechend dem Kosinus des Einfallswinkels reduziert (Kosinuseffekt, Abb. 5). Außerdem verpassen die am Nordende des Kollektors schräg austretenden, reflektierten Strahlen das Absorberrohr; man spricht von Endverlusten. Um den relativen Anteil dieser Endverluste zu reduzieren, werden Parabolrinnen möglichst lang gebaut. Da die Solarstrahlung morgens und abends wegen des längeren Weges durch die Atmosphäre gegenüber dem Mittag abgeschwächt ist, ergibt sich an einem wolkenlosen Tag ein recht gleichmäßiger Verlauf der je Kollektorfläche nutzbaren Energie.

Hoch konzentriert

Die wichtigsten Eigenschaften für einen effizienten Konzentrator sind eine hohe gerichtete Reflektivität für Licht aller Wellenlängen des Sonnenspektrums sowie eine präzise Parabelform. Gerichtete Reflektivität bedeutet, dass möglichst alle Strahlen nach dem Gesetz „Einfallswinkel ist gleich Ausfallswinkel“ reflektiert werden und möglichst wenig Strahlen absorbiert oder gestreut werden. Abweichungen der Parabelform führen dazu, dass die Strahlung am Absorberrohr „vorbei reflektiert“ wird.

Der Sonne nachgeführt

Nur senkrecht zur optischen Achse einfallende Strahlung wird auf den Brennpunkt konzentriert. Daher muss der Konzentrator ständig dem Lauf der Sonne nachgeführt werden. Dazu werden überwiegend hydraulische Antriebssysteme verwendet; bei kleineren Kollektoren auch elektromotorische. Angesteuert werden die Antriebe entweder mit Hilfe von Sensoren, die die relative Position der Kollektoren gegenüber dem Sonnenstand erfassen oder numerischer Berechnung des Sonnenstandes und Positionssensoren der Kollektoren bzw. einer Kombination aus beidem.

Das absorbierende Rohr

Im Absorberrohr wird die konzentrierte Solarstrahlung in Wärme umgewandelt und an das im Innern strömende Wärmeträgermedium übertragen. Das Stahlrohr besitzt eine optisch selektiv wirkende Beschichtung, die im Wellenlängenbereich des Solarspektrums möglichst hoch absorbierend, im Infrarot jedoch möglichst reflektierend wirkt, d. h. möglichst wenig emittiert. Heute werden Absorptionsraten von 96% und Emissionsraten von nur 9% erreicht. Um Wärmeverluste an die Umgebungsluft zu vermeiden, ist das Absorberrohr von einem evakuierten Glashüllrohr umgeben (Abb. 14). Die unterschiedliche Wärmeausdehnung von Glas und Metallrohr im Betrieb bei bis zu 500 °C wird durch Metallfaltenbälge an den Rohrenden ausgeglichen. Eisenarmes Glas und Anti-Reflexionsbeschichtungen stellen sicher, dass die konzentrierte Strahlung möglichst verlustfrei durch das Glasrohr auf die eigentliche Absorberschicht treten kann. Dabei werden Transmissionsgrade von 96% erreicht.

Das Kollektorsystem

Parabolrinnenkollektoren sind modular aufgebaut. Die Konzentratorkollektoren werden in Reihe auf Stützpylonen gelagert und torsionssteif miteinander verbunden. Da die auffangbare Leistung proportional zur Konzentratorfläche ist, zielt die Kollektorkonstruktion darauf ab, möglichst wenige Bauteile, wie Antriebe, bewegliche Rohrverbindungen an den Kollektorenden und Absorberrohre, zu verwenden. Eine Verlängerung des Kollektors erhöht die Fläche pro Antrieb, erfordert jedoch torsionssteife Strukturen (Abb. 9 – 11), um die sich überlagernden Gewichtsund Windkräfte aus den Modulen ohne leistungsmindernde Verformungen des Konzentrators an die Antriebseinheit zu übertragen. Eine Vergrößerung der Aperturweite ermöglicht es, die Zahl der Absorberrohre pro Flächeneinheit zu reduzieren. Jedoch erhöht sich mit der Fläche auch die Windlast, was bei der Auslegung der Strukturen berücksichtigt werden muss.

Erfolgreiche Parabolrinnentechnik

Parabolrinnenkollektoren sind die bisher kommerziell erfolgreichste Technologie für solarthermische Kraftwerke. Bereits seit Mitte der 1980er Jahre werden in Kalifornien Parabolrinnenkraftwerke betrieben, deren Gesamtkapazität bis 1990 auf 354 MWel ausgebaut wurde. Parallel zur Errichtung dieser SEGS („Solar Electricity Generating Systems“) genannten Anlagen mit Nennleistungen von 14 MW (SEGS I), 30 MW (SEGS II – VII) und 80 MW (SEGS VIII und IX) wurden Komponenten und Systemkonzept ständig weiterentwickelt. Diese Entwicklung fand ein vorläufiges Ende aufgrund sinkender Gaspreise und damit verbundener geringer Erlöse. Zwar konnten die vorhandenen Kraftwerke weiter profitabel betrieben werden, neue Anlagen entstanden jedoch erst wieder seit 2007, insbesondere in Spanien und USA, aufgrund der zunehmenden Bedeutung von Klimaschutz und nachhaltiger Energieversorgung und dementsprechend geschaffener wirtschaftlicher Rahmenbedingungen.

Höhere Prozesstemperatur – höherer Wirkungsgrad

Neben der dargestellten Optimierung des Kollektorsystems liegt ein weiteres Potenzial in der möglichst effizienten Umwandlung der im Kollektorfeld gesammelten Wärme in Strom durch Erhöhung der oberen Prozesstemperatur des Wandlungsprozesses. Da die Betriebstemperatur des derzeit überwiegend verwendeten Thermoöls aufgrund der thermischen Stabilität auf knapp 400 °C begrenzt ist, werden andere Wärmeträgermedien auf ihre Eignung untersucht. Am weitesten fortgeschritten ist die Entwicklung bei der direkten Dampferzeugung im Kollektorfeld sowie beim Einsatz von Salzschmelzen als Wärmeträger. Beide haben spezifische Vorteile und Herausforderungen.

Solare Direktverdampfung

Bei der direkten Dampferzeugung kann nicht nur die Prozesstemperatur optimiert, sondern alle Komponenten des Thermoölkreislaufs samt der damit verbundenen Kosten und Wirkungsgradverluste eingespart werden. Die technologische Herausforderung besteht darin, dass das gesamte Rohrleitungssystem auf die hohen Drücke um 100 bar ausgelegt werden muss, die beim Turbinenbetrieb anzustreben sind. Auch die zweiphasige, verdampfende Strömung stellt besondere Anforderungen bezüglich Regelbarkeit und thermomechanischer Belastungen. Durch die Wärmezufuhr entstehen zunächst kleine Dampfblasen (Abb. 12), die sich zu größeren Blasen oberhalb der flüssigen Phase sammeln. Aufgrund des größeren spezifischen Volumens des Dampfes beschleunigen die sich ausdehnenden Dampfblasen zur sogenannten Wasserschwälle.

Da der Wärmeübergang zwischen der Rohrwand und der Dampfphase deutlich schlechter ist als zwischen Rohrwand und Flüssigkeit, steigt nach diesem sogenannten Dry-out-Punkt die Rohrtemperatur an. Dies kann zu starken thermischen Belastungen des Rohres führen, da sich bei schwankender Solarstrahlung der Dry-out-Punkt sehr schnell verschieben kann. Die Temperaturverteilung (Abb. 13) im Rohrquerschnitt kann morgens oder abends auftreten. Eine deutliche Temperaturdifferenz gibt es zwischen der außen beheizten und innen unbenetzten Rohrfläche sowie dem gegenüberliegenden, unbeheizten, benetzten Abschnitt.

Um die Vorteile der direkten Dampferzeugung zu nutzen und gleichzeitig die Risiken durch unerwünschte Betriebszustände zu vermeiden, wurden verschiedene Prozesskonzepte entwickelt: Das Zwangsdurchlaufverfahren besticht durch den einfachen Aufbau. Das in den Kollektorstrang eingespeiste Wasser wird in einem Durchlauf vorgewärmt, vollständig verdampft und anschließend überhitzt. Beim Rezirkulationskonzept verdampft nicht die gesamte eingespeiste Wassermenge, sondern es wird ein Wasser-Dampf-Gemisch in einen Druckbehälter geleitet und dort aufgrund der Schwerkraft separiert. Dieses Konzept ist sehr robust, verursacht allerdings höhere Kosten durch den erforderlichen Druckbehälter, die Rezirkulationspumpe und Verluste in der Rezirkulationsleitung.

Das erste kommerzielle Parabolrinnenkraftwerk, bei dem auf das Thermoöl verzichtet und der Dampf direkt in den Absorberrohren erzeugt wird, wurde in Kanchanaburi (Thailand) Ende 2011 in Betrieb genommen. Die Anlage mit einer Nennleistung von 5 MW arbeitet bei 30 bar und 330 °C. In bereits geplanten Folgeprojekten sollen Anlagengröße und Frischdampfparameter gesteigert werden. Das Luftbild der Anlage (Abb. 4) zeigt deutlich die Aufteilung eines größeren Teilfelds zur Vorwärmung und Dampferzeugung und ein kleineres Überhitzerfeld.

Da zur Zeit noch keine kostengünstigen Dampfspeicher zur Verfügung stehen, bietet sich die solare Direktverdampfung zunächst für kleinere Anlagen oder Hybridkraftwerke an, in denen solare und fossile Energie kombiniert werden. Aufgrund der an den jeweiligen Einspeisepunkt anpassbaren Dampfzustände können bei der Integration mit Gas- und Dampfkraftwerken die solaren Anteile gesteigert werden. Auch für die Brennstoffeinsparung und entsprechende Vermeidung von CO2-Emissionen in Kohlekraftwerken durch Integration eines solaren Dampferzeugers werden Konzepte entwickelt.

Salzschmelze als Wärmeträger

Salzschmelze hat sich als Speichermedium bereits im kommerziellen Maßstab bewährt. Der Einsatz ähnlicher Salze als Wärmeträgermedium hat nicht nur eine große Einsparung bei der Anlagentechnik zur Folge, sondern erlaubt die Erhöhung der Betriebstemperatur gegenüber Thermoöl. Dies ermöglicht höhere Prozesswirkungsgrade und höhere Speicherkapazitäten bei gleichem Speichervolumen.

Das gebräuchlichste Salz ist eine Mischung aus Natrium- und Kaliumnitrat und hat einen Schmelzpunkt von 238 °C. In Zeiten ohne Einstrahlung sind daher besondere Vorkehrungen erforderlich, um ein Einfrieren des Salzes zu verhindern. Die einfachste Maßnahme ist ständige Rezirkulation von warmem Salz, um die Anlage auf Temperatur zu halten. Dies ist mit entsprechenden Wärmeverlusten verbunden. Deshalb wird an der Entwicklung von Salzmischungen mit möglichst niedrigem Schmelzpunkt geforscht. Dabei ist zusätzlich darauf zu achten, dass diese Mischungen auch bei hohen Temperaturen noch stabil bleiben, nicht korrosiv wirken und kostengünstig sind. Aussichtsreich erscheinen Nitratsalzmischungen mit drei oder mehr Komponenten. Chlorid-Mischungen werden ebenfalls untersucht, bringen jedoch verstärkte Korrosionsprobleme mit sich.

Die erste Anwendung dieser Technologie im Kraftwerksmaßstab wurde von ENEL und Archimede Solar im Juli 2010 in Priolo Gargallo auf Sizilien in Betrieb genommen. Das Kollektorfeld umfasst rund 30.000 m2 Kollektorfläche und heizt die Salzschmelze auf 550 °C. Der mit der heißen Salzschmelze erzeugte Dampf wird in den Dampfkreislauf des benachbarten Gas- und Dampfturbinenkraftwerks der ENEL eingespeist und trägt dort mit rund 5 MW zur Stromerzeugung bei. Systemstudien zeigen ökonomische Vorteile für Anlagen mit Salzschmelze besonders bei großen Nennleistungen (> 150 MWel ) und Speichern mit Kapazitäten von 10 bis 12 Volllaststunden.

Speicherkonzepte

Wärmespeicher erfüllen in solarthermischen Kraftwerken zwei wesentliche Aufgaben: Zum einen können bereits relativ kleine Speicher als Puffer zum Ausgleich schwankender Einstrahlung eingesetzt werden und so einen stabilen Betrieb der Anlage erleichtern. Zum andern kann mit großen Speichern die Betriebszeit des Kraftwerksblocks über die Zeiten mit verfügbarer Einstrahlung hinaus verlängert oder völlig davon abgekoppelt werden. Die Speichergröße wird häufig in Volllaststunden angegeben, das ist die Anzahl der Stunden, welche das Kraftwerk mit voller Leistung allein aus dem Speicher betrieben werden könnte. Pufferspeicher haben typischerweise eine Kapazität von ½ bis 1 Volllaststunde, während große Speicher mit 8 bis 12 Volllaststunden im Prinzip einen Kraftwerksbetrieb rund um die Uhr ermöglichen können.

Verbreitet sind Speichersysteme, bei denen eine Salzschmelze von einem „kalten“ Tank (etwa 290 °C) in einem Wärmetauscher durch Wärmeträgeröl aus dem Solarfeld auf etwa 390 °C erhitzt und dann in einem heißen Tank gespeichert wird. Die Speicherkapazität hängt ab von der Temperaturdifferenz zwischen heiß und kalt, dem Fassungsvermögen der Tanks und der sogenannten spezifischen Wärmekapazität des Speichermediums. Dies ist die Wärmemenge, die ein Kilogramm Speichermedium je Grad Temperaturerhöhung aufnehmen kann. Da die Speicherkosten wesentlich von der Menge des Speichermaterials bestimmt werden, werden möglichst kostengünstige Speichermedien mit hoher Wärmekapazität eingesetzt und eine hohe Temperaturspreizung zwischen beladenem und entladenem Zustand angestrebt.

Bei der Dampferzeugung wird ein großer Anteil der Wärme bei konstanter Temperatur für den Phasenwechsel von flüssigem Wasser zu Dampf benötigt. Deshalb ist dort ein Speicher wünschenswert, der ebenfalls auf konstantem Temperaturniveau Wärme aufnehmen und abgeben kann. Diese Eigenschaft bieten sogenannte Latentwärmespeicher, bei denen die bei einem Phasenwechsel von flüssig zu fest frei werdende Energie genutzt wird. Das Beladen eines solchen Speichers erfolgt durch kondensierenden Dampf. Die freigesetzte Wärme wird an das feste Salz übertragen und beginnt dieses zu schmelzen. Im beladenen Zustand ist das gesamte Salz im Speicher flüssig (Abb. 17). Zum Entladen wird Wasser eingeleitet, das der Salzschmelze Wärme entzieht, sodass diese nach und nach erstarrt, während das Wasser verdampft. Eine große Herausforderung bei der Konzeption solcher Speicher besteht darin, dass das erstarrende Salz eine schlecht wärmeleitende Kruste auf den Verdampferrohren bildet und so eine effiziente Entladung hemmt.

Alles in einer Röhre

Im Rahmen des Projektes „DUKE“ (Durchlaufkonzept – Entwicklung und Erprobung) wurde auf der Plataforma Solar de Almería die bestehende DISS-Versuchsanlage (Direct Solar Steam) auf 100 m Länge erweitert und mit zusätzlicher Messtechnik ausgestattet. In den Receiverrohren der Parabolrinnen wird Dampf direkt für die Stromproduktion erzeugt. Das ermöglicht höhere Temperaturen und spart Anlagenkomponenten sowie Zwischenschritte.

Merkzettel

Service

BINE-Themeninfo II/2013
(PDF, 20 Seiten, 2,8 MB)

Infotipp

Sonnenenergie in der Erde speichern
BINE-Projektinfo 01/2013

Die Sonnenseiten des Sattdampfes
BINE-Projektinfo 11/2011

Solarthermische Kraftwerke werden Praxis
BINE-Projektinfo 07/2008

Thermische Solaranlagen
BINE-basisEnergie Nr. 4

Forschungsförderung

Das Informationssystem EnArgus bietet Angaben zur Forschungsförderung, so auch zu diesen Projekten:

0325046
0325048 A-B
0325086 A-D
0325119A
0325144 B-D
0325112 A-C
0325232