25. Oktober 2021
Forschung für günstigeren Solarstrom

DLR und Uni­ver­si­tät Évo­ra tes­ten Ein­satz von ge­schmol­ze­nem Salz im So­lar­kraft­werk

Projektingenieure prüfen die Oberflächentemperaturen der Rohrleitungen
Pro­jek­t­in­ge­nieu­re prü­fen die Ober­flä­chen­tem­pe­ra­tu­ren der Rohr­lei­tun­gen.
Bild 1/4, Credit: © DLR. Alle Rechte vorbehalten

Projektingenieure prüfen die Oberflächentemperaturen der Rohrleitungen.

Pro­jek­t­in­ge­nieu­re prü­fen die Ober­flä­chen­tem­pe­ra­tu­ren der Rohr­lei­tun­gen, be­vor sie die Salz­schmel­ze in das So­lar­feld pum­pen.
Vier HelioTrough®-Kollektormodule mit einer Gesamtlänge von 684 Metern
Vier He­lio­Trough®-Kol­lek­tor­mo­du­le mit ei­ner Ge­samt­län­ge von 684 Me­tern.
Bild 2/4, Credit: DLR (CC BY-NC-ND 3.0)

Vier HelioTrough®-Kollektormodule mit einer Gesamtlänge von 684 Metern.

Vier He­lio­Trough®-Kol­lek­tor­mo­du­le mit ei­ner Ge­samt­län­ge von 684 Me­tern lie­fern ei­ne ther­mi­sche Ge­samt­leis­tung von bis zu 3,5 Me­ga­watt. In den Kol­lek­to­ren kom­men Re­cei­ver­roh­re des Pro­jekt­part­ners Rioglass zum Ein­satz, die mit Salz­schmel­ze bis 565 Grad Cel­si­us be­trie­ben wer­den kön­nen.
Aus dem Kollektorfeld fließt die heiße Salzschmelze in einen Speichertank
Aus dem Kol­lek­tor­feld fließt die hei­ße Salz­schmel­ze in ei­nen Spei­cher­tank.
Bild 3/4, Credit: DLR (CC BY-NC-ND 3.0)

Aus dem Kollektorfeld fließt die heiße Salzschmelze in einen Speichertank.

Aus dem Kol­lek­tor­feld fließt die hei­ße Salz­schmel­ze in ei­nen Spei­cher­tank. Bei ei­ner Tem­pe­ra­tur­dif­fe­renz von 275 Grad Kel­vin zwi­schen Heiß- und Kalt­tank steht in die­ser De­mons­tra­ti­ons­an­la­ge ei­ne Spei­cher­ka­pa­zi­tät von et­wa 6 Me­ga­watt­stun­den zur Ver­fü­gung, mit der auch nach Son­nen­un­ter­gang für et­wa drei Stun­den bei vol­ler Leis­tung Dampf er­zeugt wer­den kann. In kom­mer­zi­el­len So­lar­kraft­wer­ken kom­men große Salz­spei­cher­tanks zum Ein­satz, die Stromer­zeu­gung an 24 Stun­den am Tag er­mög­li­chen.
Der Dampferzeuger stellt Dampf bei einem Druck von bis zu 140 bar zur Verfügung und liefert eine thermische Leistung von 1,6 Megawatt
Der Damp­fer­zeu­ger stellt Dampf bei ei­nem Druck von bis zu 140 bar zur Ver­fü­gung und lie­fert ei­ne ther­mi­sche Leis­tung von 1,6 Me­ga­watt.
Bild 4/4, Credit: DLR (CC BY-NC-ND 3.0)

Der Dampferzeuger stellt Dampf bei einem Druck von bis zu 140 bar zur Verfügung und liefert eine thermische Leistung von 1,6 Megawatt.

Der Damp­fer­zeu­ger stellt Dampf bei ei­nem Druck von bis zu 140 bar zur Ver­fü­gung und lie­fert ei­ne ther­mi­sche Leis­tung von 1,6 Me­ga­watt. Mit dem vom Pro­jekt­part­ner Stein­mül­ler En­gi­nee­ring in­stal­lier­ten Zwang­durch­lauf­kes­sel kön­nen sehr fle­xi­ble Last­pro­fi­le ge­fah­ren wer­den.
  • Auf der Évora Molten Salt Platform beginnt der Betrieb eines Parabolrinnenfeldes mit Salzschmelze als Wärmeträgermedium.
  • Solarkraftwerke mit Salzschmelze können besonders hohe Temperaturen und damit höhere Wirkungsgrade erreichen.
  • Eine Erhöhung der Salztemperatur erhöht die Stromausbeute und senkt so die Stromgestehungskosten.
  • Schwerpunkte: Energie, Solarkraftwerke, Energiespeicher

Ingenieurinnen und Ingenieure des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) haben einen wichtigen Schritt zur Nutzung von geschmolzenem Salz, als Wärmeträger in Parabolrinnen-Solarkraftwerken gemacht. Gemeinsam mit der Universität Évora und Industriepartnern hat ein Team des DLR-Instituts für Solarforschung erstmalig das Solarfeld der Parabolrinnen-Testanlage Évora in Portugal mit Salzschmelze in Betrieb genommen. Die innovative Technologie trägt dazu bei, dass die Kosten von solarthermischen Kraftwerken weiter sinken. Mit ihren integrierten Speichern sind solarthermische Kraftwerke die einzige Technologie, die rund um die Uhr große Mengen von Solarstrom erzeugen kann.

Salz statt Öl als Wärmeträgermaterial für höhere Wirkungsgrade

Kommerzielle Parabolrinnenkraftwerke auf heutigem Stand der Technik nutzen ein spezielles Thermoöl als Wärmeträgermedium. Das Öl nimmt von Spiegeln konzentrierte Solarstrahlung auf, wandelt diese in Wärme um und leitet sie über Rohrleitungen an einen Wärmespeicher oder eine Dampfturbine zur Stromerzeugung weiter. Der mit Salzschmelze gefüllte Wärmespeicher kann die Wärme bei Temperaturen von bis zu 560 Grad Celsius für eine Dauer von zwölf Stunden vorhalten und bei steigender Stromnachfrage wieder abgeben. Für das Übertragen der Wärme vom Öl in den Speicher benötigt das Kraftwerk Wärmetauscher. Dabei geht jedoch ein Teil der Wärmeenergie für die spätere Umwandlung in Strom verloren. Zudem begrenzt die maximal mögliche Einsatztemperatur des Öls von etwa 400 Grad Celsius den Wirkungsgrad der Energieumwandlung. Forschung und Industrie suchen daher nach Wegen, die Temperaturen in Solarkraftwerken weiter zu erhöhen, um so die Kosten der Stromerzeugung zu senken.

Eine vielversprechende Möglichkeit, die Temperaturen in Parabolrinnenkraftwerken zu erhöhen, ist die Nutzung von Salzschmelze nicht nur als Wärmespeichermedium, sondern auch als Wärmetransportmedium im Kollektorfeld. Je nach Zusammensetzung der Salzschmelze kann sie mit bis zu 565 Grad Celsius deutlich höhere Temperaturen aufnehmen als Thermoöl. Ein weiterer Vorteil: Die Speicher können direkt mit der Salzschmelze aus dem Solarfeld befüllt werden und der bisher erforderliche Wärmetauscher entfällt.

Eine technische Herausforderung bei der Nutzung von Salzschmelze als Wärmeträgerfluid ist die Begleitheizung aller Rohrleitungen: Damit die heiße Salzschmelze bei Befüllung der Anlage nicht erstarrt, müssen elektrische Begleitheizungen alle salzführenden Bauteile vorheizen.

Erstbefüllung und Testbetrieb der Anlage bei 300 Grad Celsius erfolgreich

Ausgehend von einer Starttemperatur von 300 Grad Celsius wollen die Ingenieure und Ingenieurinnen die Betriebstemperatur sukzessive auf 500 Grad Celsius erhöhen. Höhere Temperaturen im Solarfeld ermöglichen höhere Wirkungsgrade bei der Umwandlung von Sonnenenergie in Wärme und von Wärme in Strom, wodurch die Stromgestehungskosten sinken.

Dr. Jana Stengler, Leiterin der Gruppe Fluidsysteme im DLR-Institut für Solarforschung, sagte zu den Ergebnissen des ersten Tests: „Wir sind sehr zufrieden mit dem Verlauf der ersten Befüllung. Nun ist das nächste Ziel, Betriebserfahrung zu sammeln, um Schritt für Schritt alle weiteren Komponenten mit Salzschmelze zu befüllen, den Regelbetrieb und auch kritische Betriebssituationen zu erproben.“

Förderer und Projektbeteiligte

Das Forschungsprojekt ist Bestandteil des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderten Forschungsprojektes "High Performance Solar 2“. Begleitet wird das Projekt dabei durch den Projektträger Jülich PtJ.

Neben dem DLR sind TSK Flagsol, YARA, Rioglass, Steinmüller Engineering, eltherm und RWE am Projekt beteiligt. Die Universität Évora als Eigentümer der Évora Molten Salt Platform (EMSP) unterstützt den Aufbau und Betrieb der Anlageninfrastruktur mit Betriebspersonal und wissenschaftlichen Mitarbeitern.

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    Deut­sches Zen­trum für Luft- und Raum­fahrt (DLR)

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    In­sti­tut für So­lar­for­schung
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