Mittwoch, 23. Januar 2013
Dampferzeugung direkt im Receiverrohr
In der Testanlage DUKE (Durchlaufkonzept – Entwicklung undErprobung) wird der Wasserdampf für die Stromerzeugung direkt in den Receiverrohren der Parabolrinnen erzeugt. Zwischenschritte über Wärmeträgermedien fallen damit weg, zudem sind höhere Betriebstemperaturen möglich.
Quelle: DLR (CC-BY 3.0).
Direktverdampfung:Testanlage DUKE
In der Testanlage DUKE (Durchlaufkonzept – Entwicklung undErprobung) auf der Plataforma Solar in Almería (Spanien) wird der Wasserdampf, der die Turbine antreibt, direkt im Receiverrohr erzeugt. In den heutigen Anlagen wird dort ein Wärmeträgeröl erhitzt.
Auf der Plataforma Solar de Almería in Südspanien haben Wissenschaftler des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) eine Testanlage für Sonnenkraftwerke in Betrieb genommen. In der Anlage wird der Dampf für die Stromerzeugung direkt in den Receiverrohren der Parabolrinnen erzeugt. Zwischenschritte über Wärmeträgermedien fallen damit weg, zudem sind höhere Betriebstemperaturen möglich. Durch die neue Technologie können Parabolrinnenkraftwerke effizienter und kostengünstiger Strom erzeugen.
Alles in einer Röhre
In der Versuchsanlage in Almería konzentrieren parabolförmige Spiegel die Sonnenstrahlen auf Receiverrohre. Diese Rohre nehmen die Sonnenstrahlung auf, wandeln sie in Wärme um und leiten sie weiter. Das Besondere an der Testanlage ist, dass sich in den Rohren kein Öl, sondern Wasser befindet, das direkt zu Dampf umgewandelt und noch weiter erhitzt wird. Der so erzeugte "überhitzte Dampf" kann in einem Kraftwerk zum Antrieb einer Turbine verwendet werden. Weil der Dampf direkt aus den Receiverrohren zur Turbine geleitet wird, sprechen die Wissenschaftler von einem Durchlaufkonzept. "Die Herausforderung bei Direktverdampfungsanlagen dieser Art sind der erhöhte Betriebsdruck von zirka 110 Bar in den Receiverrohren und die Regelung des Gesamtprozesses. Aber die Vorteile überwiegen: Durch das Durchlaufkonzept entfallen Wärmetauscher und viele weitere Zusatzkomponenten, zum Beispiel die Aufbereitungsanlagen für das Öl", beschreibt Projektleiter Fabian Feldhoff vom DLR-Institut für Solarforschung die Vorzüge der neuen Technologie. "Dadurch können die Investitionskosten für Solarkraftwerke gesenkt werden. Ein Kraftwerk mit dieser Technologie kann bei höheren Temperaturen arbeiten, wodurch der Kraftwerksprozess effizienter wird."
Mit dem 1.000 Meter langen Kollektorfeld und einer thermischen Leistung von drei Megawatt wollen die Forscher in dem Forschungsprojekt DUKE (Durchlaufkonzept – Entwicklung und Erprobung) die Funktion des Durchlaufkonzepts im Industriemaßstab nachweisen. Die neue Testanlage bietet weltweit einzigartige Möglichkeiten für die Erforschung und Weiterentwicklung dieser Technik.
Vorteile durch das Wärmeträgermedium Wasser
Parabolrinnenkraftwerke sind derzeit die bewährtesten Sonnenkraftwerke. Fast alle bislang gebauten kommerziellen Anlagen nutzen in den Receiverrohren im Spiegelfeld ein synthetisches Wärmeträgeröl. Der Nachteil dieser Wärmeträgeröle: Sie können nur auf Temperaturen bis 400 Grad Celsius erhitzt werden, was zu eingeschränkten Wirkungsgraden führt. Die nun im DLR getestete Anlage kann mit neuartigen Receivern bei Betriebstemperaturen bis zu 500 Grad Celsius arbeiten.
Bei der neuartigen Testanlage wird der Dampf für die Turbine in nur einem durchgehenden Strang im Kollektorfeld verdampft und überhitzt, Wissenschaftler sprechen von einem 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.
Projektbeschreibung DUKE
Das Solarforschungsprojekt DUKE (Durchlaufkonzept - Entwicklung und Erprobung) wurde vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit gefördert und mit Partnern aus der Industrie durchgeführt. Die Testanlage wird auf der Plataforma Solar de Almería (PSA) in bewährter Kooperation mit dem spanischen CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas) betrieben. Das Projekt läuft voraussichtlich noch bis zum April 2014.
Die Plataforma Solar de Almería ist ein Testzentrum für konzentrierende Hochtemperatur-Solartechnik. Das DLR war an Planung und Aufbau maßgeblich mitbeteiligt und nutzt es seit Beginn mit vor Ort stationiertem wissenschaftlichem Personal für die eigenen solartechnischen Test- und Entwicklungsarbeiten in enger Zusammenarbeit mit der spanischen Partnerorganisation CIEMAT, die Besitzer und Betreiber der Anlage ist.
Zuletzt geändert am:23.01.2013 09:08:54 Uhr
23.01.2013 11:01 - von manfred Peters
Sehr geehrte Frau Bürkle, wie hoch ist den der dauerhafte Wasserbedarf pro MWe installierte Leistung? Die Frage zielt natürlich auf die Wasserknappheit, die dort besteht, wo die Solarthermie geographisch den höchsten Wirkungsgrad verspricht.Mit freundlichen GrüssenManfred Peters
23.01.2013 16:01 - von DaBrain
Geht ab!
23.01.2013 23:01 - von my68_
Interessante Frage von H. Peters. Ich bin gespannt auf die Antwort.Nächste Fragen:1) Der Druck von 110 bar macht die Receiver-Pipes teurer. Sind diese aus Stahl?2) Die Aussage "Durch das Durchlaufkonzept entfallen Wärmetauscher..." ist meines Erachtens irreführend. Ich spare den Wärmetauscher für den Primärkreislauf. Für den Dampfkreislauf durch die Turbine benötige ich aber immer noch einen Kondensator. Wo kommt das Kühlwasser her? Setzte ich LuKo's ein, so muss ich einen erheblichen Teil der erzeugten Energie für den elektrischen Antrieb der Gebläse abzweigen.Wieviel Prozent der erzeugten Energie werden da intern verbraucht?Grüße
24.01.2013 08:01 - von Dorothee Bürkle, DLR Kommunkation
Sehr geehrter Herr Herr Peters, Prof. Pitz-Paal, Leiter des DLR-Instituts für Solarforschung macht zu Ihrer Frage folgende Angaben:Der Wasserverbrauch hängt von der Bauweise des Solarkraftwerks ab. Dort wo Wasser verfügbar ist, wird es genutzt ( ca. 3.5 l / kwh) um die Effizienz zu steigern und die Kosten zu senken. Wassersparende Anlagen benötigen heute etwa 0.25 l/kWh, sind aber etwa 5% teurer. Diese Menge ist in etwa vergleichbar mit der durchschnittlichen Niederschlagsmenge in der Sahara (45 mm/ Jahr), die auf die Fläche eines Solarkraftwerks fällt und eine entsprechende Nutzung kann deshalb als nachhaltig bezeichnet werden. Neue Techniken können den Wasserverbrauch auf bis zu 0,1 l/kWh senken. Beste Grüße
24.01.2013 11:01 - von Fabian Feldhoff, DLR
Sehr geehrter my68_ Zu Frage 1)Die Absorberrohre bestehen aus Stahl. Das Stahlrohr wird noch von einem Glasrohr umschlossen und zwischen Glas und Stahl ein Vakuum erzeugt. Dies dient zur Minimierung der Wärmeverluste. Ein Schema ist im folgendem Link zu sehen:http://www.schott.com/csp/media/img/csp-receiver.jpg Bei höheren Drücken wird das Stahlrohr entsprechend dicker. Der Preis steigt aber nicht proportional zur Stahlmasse. Des Weiteren werden bei den angestrebten hohen Temperaturen andere Materialien notwendig. Diese sind zwar spezifisch, d.h. auf die Masse bezogen, teurer. Da sie aber auch stabiler sind, ist die Preissteigerung meist gering. Dies ist natürlich in den Kostenrechnungen für ein solches Kraftwerk berücksichtigt. Zu Frage 2)Die im Artikel angesprochenen Wärmeübertrager beziehen sich auf das Solarfeld. Bei Ölkraftwerken muss die Wärme über verschiedene Wärmetauscher an das Wasser bzw. den Dampf für die Dampfturbine übertragen werden. Diese fallen bei Direktverdampfungskraftwerken weg, da der Dampf aus dem Solarfeld direkt zur Turbine geleitet wird. Die Wärmetauscher für den „klassischen“ Teil des Kraftwerks, wie zum Beispiel der Kondensator, bleiben (nahezu) unverändert.Entscheidend für den Kondensator, und damit das von Ihnen angesprochene Kühlwasser, ist die Auslegung und der Standort des Kraftwerks. Bei den in der vorherigen Antwort angesprochenen Trockenkühltürmen kann das Kühlwasser komplett entfallen. Dies wird, wie von Ihnen bereits angemerkt, mit einem höheren Verbrauch für Luftkühler erkauft. Dies bedeutet einen insgesamt geringeren Wirkungsgrad (ca. 3 bis 10% je nach Standort) des Kraftwerks und damit höhere Kosten. Wassereinsparung ist wie fast überall ein Kompromiss zwischen Kosten und Nutzen. Es muss daher für jedes Kraftwerk individuell überlegt werden, wie die beste/nachhaltigste Lösung aussieht.In den meisten spanischen Parabolrinnen-Kraftwerken wird noch eine Nasskühlung verwendet. Dort liegt der Wasserverbrauch dennoch unter den dort auf der Fläche zur Verfügung stehenden Wasserressourcen.Dazu verweise ich auch gerne noch auf einen Vortrag, der einen ersten Eindruck zur Kühlung vermitteln kann:http://www.dlr.de/sf/Portaldata/73/Resources/dokumente/Soko/Soko2010/7_Dersch_Wasserverbrauch_Wassereinsparung.pdf Beste Grüße,Fabian Feldhoff
18.03.2013 12:03 - von Henning Heppner
Hallo,wird in der bestehenden Anlage die Lage des Verdampfungsendpunktes aktiv geregelt? Welches Betriebskonzept wird dort bzg. des Wasserdurchlaufes durch die Receiver verfolgt?Viele Grüße
18.03.2013 14:03 - von Fabian Feldhoff
Sehr geehrter Herr Heppner,einige der zu testenden Konzepte sehen eine aktive Regelung des Verdampfungsendpunktes vor, der jedoch nur indirekt gemessen werden kann. Dazu wird dann in entsprechendem Abstand davor mehr oder weniger Wasser in die Hauptleitung "eingespritzt".Viele Grüße,Fabian Feldhoff