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Flüssigsalzsysteme - Mit Salz statt Öl zu höheren Wirkungsgraden



Von den weltweit in der Planung befindlichen Solarthermiekraftwerken mit Parabolrinnenkollektoren setzen die meisten Konzepte weiterhin auf thermische Öle als Wärmeträgermedium im Solarfeldkreislauf. Die maximale Arbeitstemperatur des thermischen Öls liegt bei ca. 395 Grad Celsius. Dadurch ist die Frischdampftemperatur auf ca. 377 Grad Celsius begrenzt und erzeugt bei einem Dampfdruck von rund 100 bar einen Wirkungsgrad im Kraftwerksblock von circa 40 Prozent.

Solarthermisches Kraftwerk mit thermischem Öl (rot) und Wasser/Dampf (blau) als Wärmeträger- sowie Flüssigsalz als Speichermedium (grün).

 

Ein grundlegender Vorteil solarthermischer Kraftwerke besteht in der Integration thermischer Speicher. Sie ermöglichen die Entkopplung der solaren Energiegewinnung von der Stromproduktion und somit eine bedarfsgerechte Stromeinspeisung zu Tag- und Nachtzeiten. In den thermischen Speichern wird als Speichermedium kostengünstiges Flüssigsalz statt Thermoöl verwendet. Das Institut für Solarforschung arbeitet daran, Flüssigsalze nicht nur als Speicher, sondern auch als zirkulierendes Wärmeträgermedium im Solarfeld einzusetzen. Dadurch können verschiedene technische und ökonomische Vorteile realisiert werden.

Erhöhung des Systemwirkungsgrads

Der Einsatz von Salz statt thermischen Ölen als Wärmeträger- und Speichermedium erhöht den nutzbaren Temperaturbereich auf mindestens 565°C, wodurch Wirkungsgrade des Kraftwerksblocks von über 45% möglich werden. Durch die höheren Temperaturen steigt außerdem die Energiedichte im thermischen Speicher, weshalb dieser kleiner und damit kostengünstiger dimensioniert werden kann.

Strikte Entkopplung der solaren Energiegewinnung und der Stromproduktion

Kommt im Solarfeld Flüssigsalz als zirkulierendes Wärmeträgermedium zum Einsatz, kann es direkt als Speichermedium und für den Wärmetransport zum Kraftwerksblock genutzt werden. Dies führt zur vollständigen Entkopplung des Solarfeldes vom Kraftwerksblock, also von der solaren Einstrahlung zur Stromerzeugung (vergleiche Abbildungen oben). Die Speichertanks trennen die beiden Einheiten strikt. Somit beeinflussen selbst kurzfristige, starke solare Einstrahlungsschwankungen, beispielsweise durch Wolkendurchzug, die Stromproduktion in keinster Weise.

Reduktion der Stromgestehungskosten

Es existieren seit mehr als zehn Jahren Studien unterschiedlicher Institutionen, die den ökonomischen Aspekt von Flüssigsalz in Parabolrinnen beleuchten. Sie kommen geschlossen zum Ergebnis, dass Flüssigsalzsysteme die Stromgestehungskosten um bis zu 25 Prozent im Vergleich zu aktuellen Anlagen mit thermischem Öl senken können. Dies führt zu Stromgestehungskosten unter 10€-Cent/kWh.

Der Aufbau einer Anlage, mit der Stromgestehungskosten erheblich verringert werden können, ist in der nachfolgenden Skizze gezeigt.

Solarthermisches Kraftwerk mit Flüssigsalz als Wärmeträger- und Speichermedium gleichzeitig (grün: Flüssigsalz, blau: Wasser/Dampf). Bild: DLR

Das Gesamtsystem verwendet nur zwei Wärmeträgermedien: Flüssigsalz im Solar- und Speicherbereich und Wasser/Dampf im Kraftwerksblock. Im Dampferzeuger wird die thermische Leistung von Salz auf Wasser/Dampf übertragen. Der Generator des Kraftwerksblocks (rechts oben im Bild) speist den erzeugten Strom in das angeschlossene Netz ein. Wärmetauscher am Speicher können komplett eingespart werden.

Auswahl der richtigen Salzmischung

Die technische Herausforderung beim Betrieb von Parabolrinnenkraftwerken mit Flüssigsalzen besteht in den hohen Erstarrungstemperaturen von über 140°C. Ein Einfrieren der Salze innerhalb des Solarfelds muss in jedem Fall verhindert werden. Die Erstarrungstemperatur einer Salzmischung hängt von der jeweiligen Zusammensetzung ab. Die Verwendung einer Mischung mit möglichst niedriger Erstarrungstemperatur ist aber nicht immer optimal für das Gesamtsystem, weil diese Mischungen häufig auch Begrenzungen in der maximal möglichen Prozesstemperatur mit sich bringen. Neben den genannten Sicherheitsaspekten ist die Wahl des Salzes daher auch vom Kraftwerkstandort und von der eingesetzten Kollektortechnologie abhängig. Aufgrund der technologischen Entwicklung hin zu höheren Konzentrationsfaktoren, wird die Wichtigkeit der oberen Prozesstemperatur weiter wachsen.

Erfahrungen in der Flüssigsalztechnologie

Die Anwendung von Flüssigsalz als Wärmeträgermedium wurde schon im Projekt „Solar Two“ in Turmkraftwerken demonstriert. Das erste Turmkraftwerk mit Flüssigsalz Gemasolar wurde 2009 errrichtet. Weitere kommerzielle Turmkraftwerke mit dieser Technologie befinden sich derzeit im Bau.

Trotz der vielversprechenden Studienergebnisse hinsichtlich des Kostensenkungspotentials, wurde Flüssigsalz in Parabolrinnenanlagen bisher nur in kleinen Anlagengrößen kommerziell umgesetzt. Grund hierfür sind noch zu erbringende Nachweise für Lösungen bei einigen technischen Herausforderungen, die Flüssigsalz mit sich bringt:

  1. Sicherstellen einer Befüllungs- und Entleerungsprozedur des Gesamtsystems
  2. Hoher Energieaufwand während des Nachtbetriebs, um Erstarrung des Salzes durch Abkühlung zu vermeiden (bspw. Eigenverbräuche, Heizenergie, etc.)
  3. Einfriergefahren in verschiedenen Betriebsmodi (bspw. Verlässlichkeit der Begleitheizungen für Rohrleitungen und Einbauten)
  4. Anwendbare Blackout Strategien
  5. Materialanforderungen durch Temperatur und Korrosion
  6. Leistungsfähigkeit der Solarkollektoren (Tauglichkeit der Receiver, Konzentrationsfaktoren, optischer/thermischer Wirkungsgrad, mechanische Eigenschaften)
  7. Flexible Verbindungen: Demonstration der Einsatzfähigkeit und Dichtheit
  8. Dampferzeugersystem: Interne Leckagen an den Übertragerflächen, örtliche Temperaturdifferenzen zwischen Salz- und Wasserkreislauf
  9. Instandhaltungs- und Betriebsmaßnahmen; Umgang mit unvorhergesehenen Ereignissen
  10. Stabilität der Salzmischungen (zeitliche Stabilität, thermische Stabilität)

Die Erfahrungen im "Solar Two" Turmprojekt haben neben der Identifikation störungsanfälliger Bauteile auch Hinweise auf die Lösung der oben dargestellten Herausforderungen geliefert. Ziel der aktuellen Forschung ist es, Lösungen für die bestehenden Probleme zu erarbeiten bzw. ungerechtfertigte Bedenken objektiv nachvollziehbar zu widerlegen.


Kontakt
Dr.-Ing. Jana Stengler
Gruppenleiterin Fluidsysteme

Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR)

Institut für Solarforschung
, Solare Hochtemperatur-Technologien
Stuttgart

Tel.: +49 711 6862 8238

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