Flüssigsalz als Wärmeträger in Parabolrinnenkraftwerken
Unter der Leitung des DLR-Instituts für Solarforschung hat ein internationales Konsortium in Évora/Portugal eine solarthermische Flüssigsalz-Parabolrinnen-Testanlage errichtet. Mitglieder des Konsortiums sind die deutschen Unternehmen TSK Flagsol, eltherm, Yara und Steinmüller Engineering, Innogy der spanische Spiegel- und Receiver-Hersteller Rioglass und die portugiesische Universität Évora. Im Oktober 2021 konnte die Anlage erstmalig mit heißem Salz befüllt werden. Unternehmen und Forschungseinrichtungen werden hier unter realitätsnahen Bedingungen Flüssigsalz als Wärmeträger testen.
Geschmolzenes Salz: niedrigere Kosten und höherer Wirkungsgrad
Ziel des Forschungsvorhabens war es, die Wirtschaftlichkeit und die Betriebssicherheit von Parabolrinnenkraftwerken mit flüssigem Salz als Wärmeträgermedium zu untersuchen.
Bislang nutzen kommerzielle Parabolrinnenkraftwerke Thermoöle zur Aufnahme und Weiterleitung der mit Solarstrahlung erzeugten Hochtemperaturwärme. Für die Nutzung von Flüssigsalz anstelle von Thermoöl sprechen die niedrigeren Beschaffungskosten und die höhere Maximaltemperatur, auf die sich das Salz erhitzen lässt.
„Ein entscheidender Vorteil des Flüssigsalzes ist seine gute Beständigkeit bei hohen Temperaturen“, so der Projektleiter des DLR, Dr. Michael Wittmann „Für das Thermoöl ist bei 400 Grad Celsius Schluss, das Salz hingegen hält Temperaturen über 500 Grad im Dauereinsatz aus. Je nach Salzmischung sind obere Prozesstemperaturen von bis zu 560 Grad möglich.“
In einem neuartigen Durchlaufdampferzeuger gibt das Salz seine Energie an einen angeschlossenen Wasser-Dampf-Kreislauf ab. Die gegenüber dem Stand der Technik erhöhten Dampfparameter erlauben höhere Wirkungsgrade des Kraftwerksblocks. Prinzipiell sind auch überkritische Dampfzustände für kommerzielle Anwendungen möglich.
Salz kann in Parabolrinnenkraftwerken nicht nur als Wärmeträgermedium eingesetzt werden. Kommerzielle Solarkraftwerke nutzen riesige Tanks mit Flüssigsalz als Wärmespeicher. Solche Kraftwerke laufen mit einem Zweikreissystem, mit synthetischem Öl im Kollektorfeld und Flüssigsalz im Speichersystem. Wird Salz sowohl als Speichermedium als auch zur Weiterleitung der Wärme eingesetzt, ist ein Zweikreissystem nicht mehr notwendig. Dies führt zu einer Senkung der Systemkomplexität und damit der Investitionen.
Die Projektpartner optimieren die Anlage für den Betrieb mit Salz
Die Komponenten und das Gesamtsystem der neuen Testanlage in Évora wurden speziell an den Betrieb mit geschmolzenem Salz als Wärmeträgermedium angepasst.
Die größte Herausforderung bei der Nutzung von Salz liegt in seiner hohen Schmelz- beziehungsweise Erstarrungstemperatur. Je nach eingesetztem Salz liegen sie zwischen 120 und 240 Grad Celsius. Eine Erstarrung des Salzes in den verzweigten Rohrleitungen eines Solarfeldes führt zum Stillstand und möglicherweise Beschädigung der Anlage und muss daher verhindert werden. Daher sind die Anforderungen an ein genaues Design, ein abgestimmtes Betriebskonzept und gute Sicherungseinrichtungen hoch.
Das DLR beteiligte sich an der Planung und konzeptionellen Auslegung der Versuchsanlage sowie der Qualifizierung des Kollektorfeldes. DLR-Forscher werden den Versuchsbetrieb zudem wissenschaftlich begleiten.
Die Verwendung von Flüssigsalz stellt besondere Anforderungen an die Konstruktion des Kollektors. TSK Flagsol Engineering hat daher das Design seines HelioTrough®-Kollektors angepasst und wird den Praxiseinsatz demonstrieren. Der Kollektor ist aufgrund hoher Konzentrationsfaktoren besonders für den Einsatz bei hohen Betriebstemperaturen und damit für den Flüssigsalzbetrieb geeignet. Eltherm entwickelte die sicherheitsrelevante Solarfeld-Impedanzheizung und ist ebenfalls für deren Aufbau und Betriebsnachweis verantwortlich. Rioglass entwickelte ihre Receiver für den Einsatz von Flüssigsalz bei hohen Temperaturen weiter und zeigt die Stabilität der optischen Qualität der Receiver im Flüssigsalzbetrieb. Steinmüller Engineering installierte und testet seinen mit Flüssigsalz beheizten Durchlaufdampferzeuger auf der neuen Anlage. Yara entwickelte die notwendige Salzverfahrenstechnik und demonstriert die Einsatzfähigkeit von niedrigschmelzendem, sogenanntem ternären Salz.
Die Universität Évora als Eigentümer der Anlage war ebenfalls am Aufbau der Anlage beteiligt und wird den Betrieb der Infrastruktur mit Betriebspersonal und wissenschaftlichen Mitarbeitern unterstützen.
Das Forschungsprojekt "High Performance Solar 2 (HPS2)" wurde vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert und durch den Projektträger Jülich (PTJ) begleitet.