03. Juli 2017
Salzturmkraftwerke nutzen bis zu 565 Grad Celsius heiße Salzschmelze als Wärmeträgermedium. Die Kostensenkung wird durch eine Kombination von verschiedenen Verbesserungen erreicht: durch eine Effizienzsteigerung des solaren Strahlungsempfängers (engl. Receiver) und des solaren Hochtemperatur-Kreislaufs im Solarturm, durch Maßnahmen zur Senkung von Hilfsenergien in der Betriebsführung, die Nutzung von temperaturbeständigeren und langlebigeren Werkstoffen für den Wärmeempfänger im Turm, sowie durch reduzierte Investitionskosten der einzelnen Komponenten.
Strom aus solarthermischen Kraftwerken: bedarfsgerecht und stabil
Solarthermische Kraftwerke ermöglichen durch die Integration von thermischen Speichern eine von der verfügbaren Sonnenstrahlung entkoppelte und somit bedarfsgerechte Stromerzeugung. In vielen Ländern des Sonnengürtels sind sie heute ein wichtiger Baustein für eine sichere Energieversorgung. Während die steigenden Anteile von erneuerbarem, fluktuierendem Strom aus Windkraft- und PV-Anlagen ohne Speicher die Stabilität der nationalen Stromnetze auf die Probe stellen, tragen flexible CSP-Kraftwerke mit integriertem Speicher zur Entlastung der Stromnetze bei.
In großen kommerziellen Solarturmkraftwerken reflektieren spezielle, nahezu flache Spiegel, die auf mehreren 10.000 sogenannten Heliostaten montiert sind, die auftreffende Solarstrahlung zur Spitze eines Solarturms. Dort nimmt ein Empfänger(Receiver) mit einem speziellen Wärmeträgermedium die Solarstrahlung auf, wandelt sie in Wärme um und leitet sie an einen Stromerzeuger im Kraftwerk weiter.
Solarturmkraftwerke arbeiten im Vergleich zu Parabolrinnenkraftwerken mit einer höheren Konzentration von Solarstrahlung und können in Folge dessen höhere Wirkungsgrade für die Umwandlung von Solarstrahlung in Wärme und Strom erreichen.
Nutzten die ersten kommerziellen Turmkraftwerke noch Wasserdampf als Wärmeträgermedium, setzen neuere und fast alle aktuell im Bau oder in der Planung befindlichen Solarturmkraftwerke dafür überwiegend Salzschmelze ein. Einer der wesentlichen Vorteile dieser Technologie ist, dass die heiße Salzschmelze sich relativ kostengünstig in großen Tanks speichern lässt und die Wärme zur Stromerzeugung auch dann gestellt werden kann, wenn keine Solarstrahlung verfügbar ist, also zum Beispiel während der Nachtstunden.
Kostensenkungspotentiale sehen die Forscher vor allem in Verbesserungen der solaren Hochtemperatur-Kreisläufe im Solarturm und den Konzepten für den Receiver.
Unterschiedliche Stellschrauben zur Kostensenkung identifiziert
Der Teil des Solarturmkraftwerks, der die Solarstrahlung einfängt, wird jeden Tag neu gestartet und bei Sonnenuntergang in den Ruhezustand versetzt. Ein Teil der Funktionen wird währenddessen jedoch weiter benötigt. Beispielsweise werden die Rohre, in denen das Salz zirkuliert dauerhaft elektrisch beheizt, um das Erstarren der Salzschmelze zu verhindern – fällt die Temperatur nämlich unter die kritische Marke von 230 Grad Celsius wechselt das Salz vom flüssigen in den festen Zustand. Strom wird für den Betrieb der Pumpen benötigt, die die heiße Salzschmelze im Rohrleistungssystem des Turms zirkulieren lassen. Die Berechnungen im Projekt HPMS zeigten: Sind in diesem Kreislauf alle beteiligten Teile, wie Rohre, Armaturen und Ventile optimal aufeinander abgestimmt, benötigt das System weniger Strom für den Eigenbedarf und verliert weniger Wärme.
Untersucht wurde auch, wie sich die Erhöhung der Salztemperatur bis zur Temperaturobergrenze im konventionellen Kraftwerksblocks auf die Gesamteffizienz auswirkt. In den Modellen wurde dafür die obere Salztemperatur von derzeit 565 auf bis zu 640 Grad Celsius erhöht. Der Receiver mitsamt dem Salzschmelze-System wurde für diese höhere Temperatur ausgelegt, unter Berücksichtigung der erhöhten thermischen Verluste, sowie der erhöhten thermischen und korrosiven Materialbelastung.
Der Kosteneffekt einer erhöhten Salzschmelze-Temperatur wurde sowohl für Einzelturm- als auch Mehrturmanlagen bewertet. Dabei zeigte sich, dass der gesteigerte Wirkungsgrad des konventionellen Kraftwerksteils durch eine Senkung des Receiverwirkungsgrads wieder verloren geht, sodass beide Systeme etwas höhere Stromgestehungskosten als die Variante mit 565 Grad Celsius erzielen.
Neues Receiverkonzept verspricht niedrigere Stromgestehungskosten
Untersucht wurden vier unterschiedliche Receivertypen hinsichtlich Herstellungskosten, Wirkungsgrad und Optmierungsmöglichkeiten: Externer Receiver, Facedown Kavitätenreceiver, Heliotower Kavitätenreceiver und Sternreceiver (siehe Abbildung).
Externer Receiver
Facedown Kavitätenreceiver
Heliotower Kavitätenreceiver
Stern Receiver
Abb. 1: Überblick der untersuchten Receiverkonzepte
Die Analyse der Ergebnisse ergab, dass die niedrigsten Stromgestehungskosten mit dem Externen Receiver und dem Sternreceiver erreicht werden. Bei diesen Varianten sind die Stromgestehungskosten um bis zu 13 Prozent niedriger als bei der Referenzanlage nach aktuellem Stand der Technik. Die Varianten mit Kavitätenreceivern erreichen zwar höhere Receiverwirkungsgrade, allerdings sind die Receiver- beziehungsweise Systemkosten - hier höher.
Basierend auf den Ergebnissen des Projektes wurde das grundlegende Konzept für ein verbessertes Receiversystem entwickelt. In einem Folgeprojekt soll dieses am Solarturm Jülich des DLR aufgebaut und getestet werden, um die Markeinführung der verbesserten Receivertechnologie vorzubereiten.
Projektpartner und Förderung
Die am Projekt beteiligten Partner waren:
DLR-Institut für Solarforschung, Babcock Borsig Steinmüller GmbH, die Bilfinger Piping Technologies GmbH, die M+W Germany GmbH, die STEAG Energy Services GmbH, Salzgitter Mannesmann Forschung GmbH und das Solar-Institut Jülich der Fachhochschule Aachen. .
Das Konsortium wurde zudem von den assoziierten Partnern BASF SE und VDM Metals GmbH sowie dem Unterauftragnehmer Rhein Ruhr Power unterstützt.
Das Projekt HPMS (High Performance Molten Salt Tower Receiver System) wurde durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert und vom Institut für Solarforschung koordiniert.