Wüstenstrom für Europa: Chancen und Herausforderungen bei der Nutzung solarthermischer Großkraftwerke

2 Grundlagen

2.1 Standortvoraussetzungen

CSP-Anlagen benötigen im Gegensatz zu PV-Anlagen direkte Sonneneinstrahlung. Eine ganzjährige und über den Tag konstante Sonneneinstrahlung ist nur in den abgelegenen Wüstenregionen der Erde gewährleistet. Je weiter entfernt von der Küste oder von Flüssen umso trockener sind diese Gebiete. Wüsten gibt es genug im Sonnengürtel der Erde und damit auch genügend Flächen für solarthermische Kraftwerke. Die freie Verfügbarkeit dieser Flächen ist ein großer Vorteil für die Umsetzung von CSP-Anlagen.

Bild 2 stellt den prozentuellen Flächenbedarf pro Energieanlage am Beispiel des Bundesstaates Texas dar. Um ein Land wie Texas mit elektrischem Strom (270 GWh) aus Sonnenenergie zu versorgen werden nur 0,4 % der Gesamtfläche von Texas benötigt. /2/

Bild 2: Prozentueller Flächenbedarf pro Energiequelle nach /2/

Um den derzeitigen Weltenergiebedarf mit Elektrizität aus solarthermischen Kraftwerken zu versorgen, würde in der Sahara eine Fläche von nur 300 mal 300 km ausreichen – dies entspricht nicht einmal ein Prozent der Wüstenfläche. /3/

Aber die Wüsten haben auch ihre Nachteile. In diesen ariden Gebieten gibt es keine Niederschläge und somit auch kein Wasser. Wasser wird aber zur Energieumwandlung und zur Wartung benötigt. Der feine Sand bedingt einen höheren Verschleiß und stellt eine technische Herausforderung dar. Die exponierte Lage erhöht die Investitionskosten des CSP-Kraftwerkes wegen des notwendigen Ausbaus einer Infrastruktur. Ebenso wirken sich die erhöhten Transportkosten beim Stromtransport negativ auf den Jahresertrag aus. Der erzeugte Strom und die Abwärme des Kraftwerkes können nicht direkt vor Ort verwendet werden, da in diesen Wüstengebieten kein Besiedlungsgebiet existiert. Daraus resultiert auch eine geringe Verfügbarkeit von Arbeitskräften.

Ebenso muss bei gewissen Techniken ein Vorhandensein von fossilen Brennstoffen zur Zufeuerung berücksichtigt werden (siehe 2.3.4.)

Die für Europa relevanten Wüsten befinden sich zum Großteil auf dem afrikanischen Kontinent. Die afrikanischen Länder gelten als wirtschaftliche Entwicklungsländer und befinden sich zum Teil im politischen Umbruch. Die Kapitalbereitstellung für große Projekte stellt daher ein großes Risiko dar.

2.2 Arten von solarthermische Großkraftwerken - CSP

2.2.1 Parabolrinnen-Kollektoren – PRK

2.2.1.1 Aufbau und Komponenten

Die verbreiteste Technik bei solarthermischen Kraftwerken sind die Parabolrinnen-Kollektoren. Hier werden lange parabolförmige Spiegel (Bild 3) genutzt um das Sonnenlicht 80- bis 100-fach konzentriert auf Receiverrohre (2) zu lenken. Diese befinden sich im Brennpunkt des Reflektors (1). Im Receiver fließt ein Wärmeträger der später die Energie an Wasser abgibt, um Dampf zu erzeugen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bild 3: Parabolrinnen-Kollektor PRK /1/

Spiegel und Absorberrohre sind auf einer stählernen Metallstruktur (3) montiert und bilden mit ihr zusammen den Kollektor. Die Trägerkonstruktion ist über Stahlpylone im Boden verankert. Durch einen hydraulischen Antrieb können die bis zu 400 m langen Kollektorstränge mit einer Genauigkeit von Zehntelmillimetern dem Ost-West-Tagesverlauf der Sonne einachsig nachgeführt werden.

Eine Schlüsselrolle für die Effizienz von Parabolrinnen-Kraftwerken spielen neben der optischen Präzision der Spiegel, die rund 4 m langen, durch eine Glashülle vakuumdicht isolierten Receiver (2). Sie wandeln die Solarstrahlung in Wärme um. Das Hüllrohr besteht aus einem beschichteten, hochtransparenten und robustem Borosilikatglas. /4/

Als Wärmeträger fließt durch die Receiver ein synthetisches Öl das bis zu max. 390°C erhitzt wird. In Zukunft soll es durch Wasser ersetzt werden. Dieses lässt sich auf über 500° C bei hohem Druck erhitzen und der Wirkungsgrad der Turbinen würde sich dadurch erhöhen (siehe 2.3.1). Bei diesen Temperaturen würde sich das Öl zersetzen. Warum Wasser bisher nicht zum Einsatz gekommen ist, liegt an den großen Materialanforderungen. Wasser würde direkt im Receivererrohr verdampfen (DISS –Technologie, Direct Solar Stream - Direkt-Dampferzeugung). Um eine Turbine effizient anzutreiben, sollte aber mindestens ein Druck von 10 MPa herrschen. Receiver, die mit Öl arbeiten, müssen diesem Druck nicht standhalten und können dadurch billiger und leichter gebaut werden. Genau diese Problematik begegnet das Forschungsprojekt DUKE (Durchlaufkonzept - Entwicklung und Erprobung) des DLR. Im Januar 2013 haben Wissenschaftler im Auftrag des BMU auf der Plataforma Solar de Almería in Südspanien eine Testanlage für PRK-Anlagen mit DISS-Technologie in Betrieb genommen. Bei der neuartigen Testanlage wird der Dampf für die Turbine in nur einem durchgehenden Strang im Kollektorfeld verdampft und überhitzt (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. Durch die neue Technologie können PRK-Anlagen effizienter und kostengünstiger Strom erzeugen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bild 4: Schema eines PRK-Kraftwerks mit Zweitank-Wärmespeicherung /1/

Die PRK-Kraftwerke unterteilen sich in 2 Teile, dem Solarteil und dem konventionellen Kraftwerksteil (Bild 4). Der Solarteil besteht aus dem Kollektorfeld (1) und einem Zweitank-Wärmespeicher (2) und der konventionellen Kraftwerksteil besteht aus den Komponenten Wärmetauscher (3), Turbine (4) und Kondensator (5).

2.2.1.2 Aktuelle Projekte

2.2.1.2.1 Andasol 1-3

Andasol (Bild 5) ist das derzeit größte solarthermische Kraftwerk auf dem europäischen Kontinent. Der Komplex besteht aus drei Kraftwerken, dem seit Mitte 2009 im Regelbetrieb befindlichen Andasol 1, dem im Testbetrieb Strom ins Netz liefernden Andasol 2 und dem jüngsten der drei Kraftwerke Andasol 3 (Bild 5), das seit September 2011 in Betrieb ist. Insgesamt beträgt die Höchstleistung 150 MW. Die kalkulierte eingespeiste Energie beträgt pro Anlage ca. 175 GWh. Die wichtigsten Daten zu Andasol 1 – 3 sind in Tabelle 1 zusammengefasst.

Bild 5: Andasol 3 /5/

Tabelle 1: Daten zu den Andasol-Kraftwerken /1/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.2.1.2.2 Sham 1

Mitten in der Wüste von Abu Dhabi ist im März 2013 eines der größten solarthermischen Kraftwerke (Bild 6) der Welt in Betrieb gegangen. Das 100 MW – Kraftwerk soll 210 GWh elektrische Energie pro Jahr abgeben.

Bild 6: Shams 1 /6/

Bild 7 zeigt das Schema von Shams 1. Im Gegensatz zu den Projekten Andasol 1 – 3 werden in Shams 1 das Thermoöl im Solarkreis und der Wasserdampf zu den Turbinen zusätzlich mit Gas erhitzt. Auf die hybride Kraftwerkstechnologie wird genauer in Kapitel 2.2.5 eingegangen. Wichtige Daten sind in Tabelle 2 zusammengefasst.

Bild 7: Schema von Shams 1 mit hybridem Kraftwerksteil nach /7/

Tabelle 2: Daten zu Shams 1 /8/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.2.2 Fresnel-Spiegel-Kollektoren – FSK

2.2.2.1 Aufbau und Komponenten

Ähnlich wie beim PRK wird die einstrahlende Sonne durch Spiegel auf einen Receiver konzentriert. Anstatt des parabelförmigen Spiegels werden jedoch plane Spiegel (ca. 0,5 m breit und bis zu 1000 m lang) in parallelen Reihen zusammengestellt. Die schmalen Spiegel, die sogenannten Primärspiegel, werden computergesteuert der Sonne nachgeführt und bündeln so die eingehende Strahlung auf den Receiver (Bild 8 und Bild 9).

Bild 8: Funktionsprinzip der Primärreflektoren /8/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bild 9: Querschnitt Receiver /8/

Im Receiver wird die eintretende Strahlung erneut von einem Sekundärreflektor auf das Absorberrohr reflektiert. Das durch dieses Absorberrohr geförderte Speisewasser wird durch die dadurch konzentrierte Energie direkt zu Sattdampf von bis zu 270 °C und 5,5 MPa verdampft.

Die Vorteile gegenüber den PRK liegen in der Bauweise. Plane Spiegel sind in der Produktion wesentlich günstiger als die Gewölbten. Die Konstruktion lässt sich einfacher gestalten und ist auch nicht so windanfällig, da sich die Spiegel am Boden befinden und einzeln gedreht werden. Der Receiver wird gar nicht bewegt, dadurch könnte die DISS-Technologie angewendet werden, was eine Dampftemperatur bis zu 550 °C im Absorberrohr ermöglicht.

2.2.2.2 Aktuelle Projekte

2.2.2.2.1 Solarkraftwerk PE 2

Das solarthermische FSK-Kraftwerk Puerto Errado 2 (PE 2) mit einer elektrischen Leistung von 30 MW ist seit August 2012 im kommerziellen Betrieb und produziert 49 GWh elektrischen Strom pro Jahr. Mit einer Spiegelfläche von 302,000 m2 ist es damit das weltweit größte Fresnel Solarkraftwerk in Betrieb. Der Strom wird ausschließlich durch Solarenergie erzeugt. Bild 10 zeigt die Anlage und in Tabelle 3 sind die wichtigsten Daten zusammengefasst

Bild 10: 30 MW solarthermisches Kraftwerk PE 2 /9/

Tabelle 3: Daten zum Solarkraftwerk PE 2 /8/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bild 11: Prinzip Solarturmkraftwerk /10/

Eine weitere Möglichkeit die Energie der Sonne zu nützen, stellen die Solarturmkraftwerke dar. Bei diesem Kraftwerkstyp sind mehrere hundert Spiegel (Heliostaten) exzentrisch oder als Nord- bzw. Südfeld (auf nördlicher oder südlicher Halbkugel) um einen Turm angeordnet. Ein Heliostat ist ein flacher oder leicht gewölbter Spiegel aus versilbertem Glas mit einer Fläche von 25 bis 150 m2. Diese werden einzeln durch zweiachsige Drehung kontinuierlich der Sonne computergesteuert nachgeführt. Das Heliostatenfeld (1) in Bild 11 fokussiert die einfallende Sonnenstrahlung auf dem in einem Turm verbauten Zentralreceiver (2) mit einem Absorber, der den konzentrierten Strahlungsstrom in Wärme umwandelt. Dabei werden Temperaturen bis zu 1200°C im Absorber erreicht. Als Wärmeträger können verschiedene Medien wie Luft, Wasserdampf, flüssige Metalle (Natrium) und geschmolzene anorganische Salze verwendet werden. Der Arbeitsstoff für die Wärmekraftmaschine wird entweder direkt im Receiver (Luft, Wasserdampf) oder durch das solar erwärmte Wärmeträgermedium in einem Wärmetauscher erhitzt und in eine Dampf- oder Gasturbine geleitet. /11/

Bild 12 zeigt das Anlagenschema eines Solarturmkraftwerks. Hier wird direkt am Receiver (2) der Dampf auf 250°C unter einem Druck von 4 MPa im Dampferzeuger (3) erhitzt. Der heiße Dampf (4) treibt entweder die Turbine (5) mit angeschlossenem Generator (6) an, oder wird im Wärmespeicher (7) zwischen gespeichert. Im Kondensator (8) wird der entspannte Dampf auf 50°C bei einem Druck von 6 kPa abgekühlt.

Bild 12: Schema Solarturmkraftwerk /12/

2.2.3.2 Aktuelle Projekte

2.2.3.2.1 PS20

PS20 ist der weltweit größte kommerziell betriebene Solarturm. Wie sein Vorgänger PS10 steht dieses 20 MW Kraftwerk im Solúcar Complex in der Nähe von Sevilla (Spanien). PS20 wurde Mitte 2009 in Betrieb genommen und erzeugt jährlich ca. 50 GWh Strom.

Bild 13 zeigt die Anlage und in Tabelle 4 sind die wichtigsten Daten aufgelistet.

Bild 13: Solarthermisches Turmkraftwerk PS 20; Sevilla 2009 /5/

Tabelle 4: Daten zu PS20 – Solarturmkraftwerk /12/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.2.4 Dish-Stirling-Anlagen

2.2.4.1 Aufbau und Komponenten

Als weitere Möglichkeit direkte Sonneneinstrahlung zu nutzen, sind die Dish-Stirling-Anlagen. Bild 14 zeigt den Aufbau einer Dish-Stirling-Anlage. Mit Hilfe eines zweiachsig nachgeführten Hohlspiegels in Form einer Schüssel (Dish) wird das Licht auf einen Brennpunkt konzentriert. Im Gegensatz zu den anderen thermischen Solaranlagen wird hier kein Wärmeträgermedium benötigt. Der Stirling-Motor, auch Heißgasmotor genannt, ist eine Wärmekraftmaschine, in der ein abgeschlossenes Arbeitsgas wie Luft, Helium oder Wasserstoff von außen an zwei verschiedenen Bereichen erhitzt und gekühlt wird, um mechanische Arbeit zu leisten. Der hohe Temperaturunterschied zwischen dem Absorber (ca. 1600°C) und der umgebenden Luft (ca. 35°C) wird verwendet, um einen Stirling-Motor anzutreiben, der mit einem Generator zur Stromerzeugung verbunden ist. Der Stirling-Motor, ist hybridisierbar und kann auch, wenn die Sonne nicht scheint, mit anderen Wärmequellen angetrieben werden. So lässt sich zum Beispiel mit einem Biogasbrenner das System CO2-neutral betreiben.

Dish-Stirling-Anlagen benötigen bei der Stromgewinnung zur Kühlung kein Wasser. Lediglich zur Reinigung der Spiegel wird Wasser verwendet.

Die Dish-Stirling-Anlagen sind zur Stromversorgung von abgelegenen Gebieten in einem Bereich von 5 – 50 kWel bestens geeignet. Jedoch gibt es Bestrebungen mehrere Dish-Stirling-Anlagen bis zu 1,5 MWel zusammenzufassen.

Bild 14: Aufbau Dish-Stirling-Anlage /13/

2.2.4.2 Aktuelle Projekte

2.2.4.2.1 MARICOPA Solar

Im Maricopa Solar Projekt in Arizona (Bild 15) werden 60 Dish-Stirling-Anlagen zu einem 1,5 MW Kraftwerk zusammengefasst. 50 – 60 GWh Strom werden jährlich seit 2010 produziert. Die wichtigsten Daten sind in Tabelle 5 zusammengefasst.

Bild 15: Maricopa Solar – Dish-Stirling-Kraftwerk /14/

Tabelle 5: Eckdaten von Maricopa Solar /14/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.2.5 Hybride Solarkraftwerke

Der Vorteil von solar-hybriden Gasturbinenanlagen in Kraftwerken ist, dass sie entkoppelt von der fluktuierenden Sonnenstrahlung elektrische Energie erzeugen können und somit bedarfsgerecht sowie grundlastfähig produzieren können. Dies geschieht durch die Integration von thermischen Speichern und dem zusätzlichen Befeuern der Turbine mit Erdgas, um eine gleichbleibende Turbineneintrittstemperatur zu erhalten (fossile Hybridisierung).

Kombiniert man also Gas- und solare Dampfprozesse, wären im gesamten Stromsystem die beim Betrieb von Anlagen mit fluktuierender Stromerzeugung notwendigen Reservekapazitäten nicht erforderlich.

2.2.5.1 SEGS (Solar Electricity Generation System)

Bei einem SEGS-Kraftwerk wird zum Kollektor- und Dampfturbinenkreislauf ein zweiter paralleler Kreis mit einem zusätzlichen Dampferzeuger geschaltet. (Bild 16).

Der parallele Dampferzeuger sorgt für eine gleichbleibende Turbineneintrittstemperatur und kann somit die fluktuierende Sonnenstrahlung kompensieren. In Kalifornien wird Erdgas als Energieträger für den Hybridbetrieb eingesetzt, wobei dieser aufgrund gesetzlicher Regelungen maximal 25% der thermischen Energie liefern darf. /15/

Bild 16: Prinzip eines Parabolrinnenkraftwerks mit parallelem Dampferzeuger und getrenntem Kollektor- und Dampfturbinenkreis /15/

2.2.5.2 ISCCS (Integrated Solar Combined Cycle System)

Beim ISCCS - Kraftwerk (Bild 17) wird ein solares Parabolrinnen-Kollektorfeld in ein kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk (GuD) (siehe Kapitel 2.3.4) integriert, da die Solarwärme zum Antrieb der Turbine nicht ausreicht. Hierzu wird der Abhitzekessel so modifiziert, dass eine zusätzliche Dampferzeugung über einen solaren Dampferzeuger oder einen Nachbrenner erfolgen kann. Da die Solarwärme lediglich für einen Teil der Dampferzeugung – und das auch nur zeitweise – eingesetzt wird, ist der jährliche solare Deckungsanteil dieser Kraftwerksvariante ohne den Einsatz von Speichertechnologien auf Werte unter 20% beschränkt. /15/

Bild 17: Prinzip eines GuD-Kraftwerks mit integriertem Parabolrinnenkollektorfeld /15/

2.2.5.3 Vor- und Nachteile der Hybriden Solarkraftwerke

Hybride Kraftwerke liefern einen wichtigen Beitrag zur Sicherung einer kontinuierlichen elektrischen Energieabgabe, aber ohne Wärmespeicherung sind sie aus derzeitiger Sicht nicht konkurrenzfähig, da sie im Vergleich zu modernen GuD-Kraftwerken mehr CO2 ausstoßen. Durch die Hybridbauweise werden die Kraftwerkskomponenten besser ausgelastet und erreichen dadurch höhere Wirkungsgrade. Im Vergleich zu rein fossilen Kraftwerken sind die Stromgestehungskosten heute höher.

Für das Ziel einer CO2-Reduzierung sind Hybride Kraftwerke in Zukunft nur sinnvoll, wenn der Solaranteil gegenüber dem fossilen Anteil erheblich gesteigert wird.

2.3 Energieumwandlung

Die Umwandlung von Wärmeenergie in mechanische Arbeit erfolgt über einen Dampfkraftprozess.

Der Carnot-Prozess dient als Vergleichsprozess. Er ist der Kreisprozess mit dem maximalen Umwandlungswirkungsgrad.

Allgemein gilt für den thermischen Wirkungsgrad eines Carnot-Prozesses:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 1 )

mit

WN Nutzarbeit in kJ

Qzu zugeführte Wärmemenge in kJ

Qab abgeführte Wärmemenge in kJ

Tmin niedrigste im Prozess auftretende Temperatur in K

Tmax höchste im Prozess auftretende Temperatur in K

Für Solarkraftwerke mit Dampfturbinen gilt der Clausius-Rankine-Kreisprozess.

2.3.1 Clausius-Rankine-Vergleichsprozess

Einfachen Dampfkraftwerken liegt der Clausius-Rankine-Prozess (C-R-Prozess) zugrunde.

Bild 16 veranschaulicht das Anlageschema und Bild 17 den Zustandsverlauf im T,s-Diagramm.

Bild 16: Wärmeschaltplan des einfachsten Dampfkraftwerks nach /16/

mit

Wt,ab abgeführte technische Arbeit in kJ

Wt,zu zugeführte technische Arbeit in kJ

Basis der thermodynamischen Analyse ist der 1. Hauptsatz der Thermodynamik für stationär durchströmte Systeme:

( 2 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

mit

Q Wärme in kJ

Wt technische Arbeit in kJ

Geschwindigkeitsdifferenz in m/s

kinetische Energie in kJ

Höhendifferenz in m

Enthalpiedifferenz

potentielle Energie in kJ

Diese Beziehung vereinfacht sich für die einzelnen Zustandsänderungen. So kann bei den durch die Pumpe oder Turbine hervorgerufenen Zustandsänderungen der Wärmeanteil Q vernachlässigt werden, da die über die Systemgrenzen zu- oder abgeführte Wärme unbedeutend ist. Gegenüber der Enthalpiedifferenz sind die Änderungen der kinetischen und potentiellen Energie vernachlässigbar. /16/

Bild 17: Zustandsverlauf des idealisierten C-R-Prozesses (Sattdampf-Prozess) nach /16/

mit

TU Umgebungstemperatur in K

Tm,zu mittlere Temperatur der äußeren Wärmezufuhr in K

Si Entropie bei Zustand i (i = 1,2,3,…) in kJ/K

Für die Zustandsänderungen des idealisierten Prozesses gilt nach Bild 17 :

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Entspannungspunkt 4 wird in das Zweiphasengebiet gelegt, um die Wärmeabfuhr auf tiefstes Temperaturniveau zu legen. /16/

Der thermische Wirkungsgrad des idealen C-R-Prozesses lässt sich wie folgt berechnen:

( 9 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 10 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 11 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 12 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 13 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 14 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Da ist, ist der Wirkungsgrad des C-R-Prozesses kleiner als der des Carnot-Prozesses .

Thermische Wirkungsgrade erreichen bei einem Gegendruck p0=0;05 bar, einem Frischdampfdruck von 150 bar und einer Dampftemperatur von 500 °C Werte von . /17/.Deutlich größere thermische Wirkungsgrade von derzeit bis zu (Kraftwerk Irsching 4 in Ingolstadt, Bayern /18/) werden in kombinierten Gas-Dampfkraftwerken, so genannten GuD-Kraftwerken (siehe 2.3.4) erreicht. In ihnen wird das Verbrennungsgas zuerst in einer Gasturbine unter Arbeitsleistung entspannt und anschließend zur Dampferzeugung einem Dampfkraftwerk zugeführt.

Entsprechend der Gleichung (14) des C-R-Wirkungsgrades sind für einen hohen Wirkungsgrad erforderlich:

- hohe Frischdampftemperaturen

- geringe Kondensatortemperaturen

Die Temperaturen sind allerdings an folgende Randbedingungen gebunden:

- Wärmeabfuhr: klimatischen Verhältnisse setzen hier ihre Grenzen. Hohe Umgebungstemperaturen und Mangel an Kühlwasser schränken dem Wirkungsgrad für CSP-Anlagen ein.
- Wärmezufuhr: Werkstoff
z.B. bei Drücken von 180 ... 240 bar:
- Unlegierte Stähle St 35.8, St 45.8 bis Wandtemperaturen von 450°C
- Legierte Stähle 15Mo3, 13Cr Mo4.4, 10CrMo9.10 bis 580°C
- Austenitische Stähle X10CrNiMo1613, X10CrNiNb1613 bis 700°C
- Weiterhin kann der thermische Wirkungsgrad durch komplexere Prozesse gesteigert werden (Zwischenüberhitzung, regenerative Speisewasservorwärmung)

Der Wirkungsgrad eines reinen Gasturbinenkraftwerks würde ca. 33% bis maximal 42% betragen. /17/

2.3.2 Überhitzung des Frischdampfes

Das obere Temperaturniveau des Sattdampf-Prozess (2.3.1) ist niedrig und führt daher zu kleinen Wirkungsgraden. Eine isobare Überhitzung (Bild 20) des Dampfes führt zu einer Erhöhung der mittleren oberen Temperatur und somit zu einer Erhöhung der Turbinenarbeit, was folglich zu einer Leistungssteigerung des Kraftwerkes führt.

Bild 20: Wärmeschaltbild mit Überhitzung nach /16/

Bild 21: C-R-Prozess mit Überhitzung nach /16/

Um den Entspannungsendzustand (Zustand 4 in Bild 22) im Nassdampfgebiet zu halten, muss eine Erhöhung der Frischdampftemperatur (Zustand 3 in Bild 21) mit einer Erhöhung des Frischdampfdruckes einhergehen. /16/

2.3.3 Zwischenüberhitzung

Die Zwischenüberhitzung lässt die mittlere obere Temperatur und die Turbinenleistung steigern. Der überhitze Dampf in der Hochdruckturbine entspannt sich auf einen Zwischendruck (Zustand 5 in Bild 22). Danach wird er im Dampferzeuger zur Zwischenüberhitzung wieder aufgeheizt auf Zustand 6 und an eine Niederdruckturbine weitergeführt.

Bild 22: C-R-Prozess mit Zwischenüberhitzung nach /16/

Die Zwischenüberhitzung kann mehrfach angewendet werden. (siehe 2.3.4)

Trotz der höheren Investitionskosten einer Zwischenüberhitzung wird dennoch ein wirtschaftliches Optimum wegen des höheren Wirkungsgrades erreicht. /16/

2.3.4 Gas- und Dampfturbinenkraftwerk - GuD

Unter einem Gas-Kombikraftwerk versteht man ein kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk. Im deutschsprachigen Raum wird dafür das Kürzel GuD (Gas- und Dampfturbinenkraftwerk) verwendet, im englischen Sprachraum die Bezeichnung CCGT (Combined Cycle Gas Turbine). Als Brennstoff wird bei Kombikraftwerken meist Erdgas verwendet. Die Kombination einer Gas- mit einer Dampfturbine ermöglicht eine gute Ausnützung des Brennstoffes und dadurch können mehr als 60 % der eingesetzten Energie in Strom umgewandelt werden. Zum Vergleich können herkömmliche Wärmekraftwerke herangezogen werden, die lediglich einen Wirkungsgrad von etwa 35% (max. 42% siehe 2.3.1) aufweisen. Die hauptsächlichsten Vorteile von GuD sind die niedrigen Investitionskosten und der kurze Zeitbedarf für die Planung und Realisierung. Außerdem sind sie weltweit erprobt und zuverlässig im Betrieb. Gas-Kombikraftwerke haben jedoch auch Nachteile: Sie werden mit fossiler, erschöpfbarer Energie betrieben und die Stromkosten sind stark von den Brennstoffkosten abhängig. Der größte Nachteil ist aber ihr CO2-Ausstoß. Reine GuD-Kraftwerke produzieren 428 g CO2 pro kWh, damit emittieren sie weniger als alle fossil-thermischen Kraftwerke (622 bis 1153 g/kWh), aber beträchtlich mehr als der Solarstrom Import aus Spanien mit 27 g/kWh. (siehe Tabelle 6).

Tabelle 6: CO2-Vergleich bei der Stromerzeugung in Deutschland /19/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Ein Gas-Kombikraftwerk ist die Kombination eines Gasturbinen-Kraftwerks mit einem Dampfturbinen-Kraftwerk, wobei die heißen Abgase der Gasturbine zur Dampferzeugung für das Dampfturbinen-Kraftwerk genutzt werden. (siehe Bild 23)

Bild 23: GuD Schaubild nach /20/

2.3.4.1 Gasturbine

Wie in Bild 23 sind die Hauptbestandteile einer Gasturbine (1) der Verdichter (1a), die Brennkammer (1b) und die eigentliche Turbine (1c). Über einen Luftfilter (2a) und den Luftkanal (2) gelangt Außenluft zum Lufteintritt (1d) der Gasturbine. Sie wird im Verdichter auf einen hohen Druck komprimiert und der Brennkammer zugeführt. Der Brennstoff gelangt über die Brennstoffzufuhr (1e) ebenfalls in die Brennkammer, wo das Luft/Gasgemisch verbrannt wird. Das energiereiche Rauchgas treibt die Turbine an und über diese den Generator (3) zur Stromerzeugung. Bei diesem Prozess kühlt sich das Rauchgas von etwa 1200°C bis 1500°C bis zur Abgastemperatur von etwa 550°C ab. Nach der Gasturbine gelangt das Rauchgas in den Abhitzedampferzeuger (AHD) (4) und schließlich in den Abgaskamin (5).

2.3.4.2 Dampfturbine

Die heißen Abgase der Gasturbine erzeugen im AHD den für die Dampfturbinen benötigten Dampf. Der AHD ist in der Regel in verschiedene Druckstufen unterteilt, im dargestellten Beispiel in einen Hochdruck- (4a), Mitteldruck- (4b) und Niederdruckteil (4c). Die verschiedenen Dampfdrücke ergeben sich aus der unterschiedlichen Temperatur des Abgases. Beim Eintritt in den AHD ist es am heißesten; es gibt allmählich seine Wärme ab und beim Austritt ist es am wenigsten heiß. Vom AHD wird der Dampf über die Dampfleitungen zur Hochdruck- (6a), Mitteldruck- (6b) und Niederdruck- (6c) Dampfturbine geleitet. Der Dampf treibt die Turbinen an und diese den Generator. Hier handelt es sich entweder um den gleichen Generator, der auch von der Gasturbine angetrieben wird oder um einen separaten Generator (7) (wie hier im Bild 23). Der Dampf kühlt sich in den Turbinen auf 50° bis 100° C ab und wird dann in den Kondensator (8) geleitet, wo dieser zu Wasser kondensiert wird. Dieses wird von der Speisewasserpumpe (10) wieder zum AHD geleitet. Die Wärme des Kondensators wird über einen Kühlturm abgeführt.

2.3.4.3 Wirkungsgrad einer GuD

Im deutschen Kraftwerk Irsching 4 wurde mit der Gasturbine SGT5-8000H von Siemens ein Weltrekord geschafft: Im Testlauf hat die Turbine bei einer Leistung von 578 MW mit einem Wirkungsgrad von 60,75% (netto) die angepeilte Effizienzbestmarke von 60% übertroffen. /21/

2.3.4.4 Vorteil der GuD Integration

Parabolrinnen – Solarfelder speisen ihre Wärme in den AHD ein. Bei der Integration muss darauf geachtet werden, dass die maximale Temperatur auf 400°C begrenzt ist.

Die Vorteile der Integration eines Solarfeldes in ein GuD-Kraftwerk reichen von den thermodynamischen Synergien über ein verbessertes Betriebsverhalten des Solarfelds (bei der Einbindung in ein Grundlastkraftwerk entfallen die Anfahrverluste) zu Kostenvorteilen für das solare System, da hierbei kein eigenes Kraftwerk benötigt wird, sondern lediglich eine Erweiterung der bestehenden Komponenten. Die Modifikationen am GuD-Kraftwerk sind wesentlich kostengünstiger als eigenständige Systeme, so dass die Umwandlung der Sonnenenergie preiswerter ist. Bei der Dimensionierung der Dampfturbine ist noch zu beachten, dass das GuD bei erhöhten Lufttemperaturen weniger Leistung erreicht. Die höhere Temperatur bewirkt eine geringere Luftdichte und diese wiederum einen verringerten Massenfluss. Darüber hinaus steigt die Verdichterleistung, so dass der Wirkungsgrad sinkt (siehe 2.3.4.5). Die Dampfturbine erhält weniger Frischdampf, da dem AHD weniger Energie zur Verfügung steht. Hier kann das Solarfeld sinnvoll eingesetzt werden, da es zusätzliche Wärme einkoppelt, weil die Luft durch die Solarstrahlung erhitzt wird. /22/

2.3.4.5 Einfluss der Umgebungstemperatur und der geodätischen Höhe auf die Turbinenleistung

Die hohen Umgebungstemperaturen in der Wüste beeinflussen den Ansaugdruck und die Dichte der Luft. Ausgehend von der ISO-Temperatur sinken Austrittsmassenstrom, Leistung und Wirkungsgrad bei steigender Umgebungstemperatur. Erklären lässt sich dieses Verhalten dadurch, dass bei erhöhter Temperatur die Dichte der Luft abnimmt, wodurch sich der Ansaugmassenstrom des Verdichters erniedrigt und somit sich die Turbinenleistung verringert. Durch die Zunahme der geodätischen Höhe kommt es zur Abnahme des barometrischen Druckes, d.h. die Luftdichte ρ nimmt mit geringer werdendem Druck ab, was zu einer Abnahme des vom Verdichter angesaugten Luftmassenstroms führt. Somit ändert sich auch die Turbinenleistung. Als Richtwerte gelten folgende Korrekturfaktoren (Tabelle 7):

Tabelle 7: Korrekturfaktoren für Gasturbinenleistung /23/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Wendet man diese Korrekturfaktoren auf den Standort von Shams1 in der Nähe von Abu Dhabi an, ergibt sich bei einer Umgebungstemperatur von 45°C und einer geodätischen Höhe von 78 m ein Leistungsverlust von 18,7%, bzw. bei 35°C ein Leistungsverlust von 12,8%.

2.3.5 Kühlsysteme

Voraussetzung für hohe Wirkungsgrade ist eine möglichst geringe Kondensatortemperatur. Im Idealfall wird das Arbeitsmittel durch Frischwasser (Flüsse oder Meer) oder durch einen Nasskühlturm abgekühlt. Hierbei werden die niedrigsten Temperaturen erreicht, die sogar unter der Umgebungstemperatur liegen können. Für CSP-Kraftwerke kommen diese Varianten leider nicht zum Einsatz, da sie im Widerspruch mit der notwendigen gesicherten Sonneneinstrahlung stehen. Gebiete an Küsten und Flüssen weisen vermehrt Wolkenbildung auf, wodurch teilweise die direkte Sonneneinstrahlung verhindert wird. Ideale Standorte sind die Trockengebiete der Erde.

Wegen der exponierten Lage von CSP-Kraftwerken muss der Verbrauch von Wasser stark eingeschränkt werden. Wasser wird aber auch zum Reinigen der Reflektoren und zur Ergänzung von Verdampfungsverlusten benötigt.

Als Alternative zur Nasskühlung kann die Trockenkühlung eingesetzt werden.

In einem nass gekühlten CSP-Kraftwerk (SEGS-Typ) werden etwa 80% des Wassers für die Kühlung aufgewendet, 15% für sonstigen Kraftwerksbedarf und lediglich 5% für das Reinigen der Reflektoren. Im Durchschnitt werden in einem Nasskühlsystem 3,2 m3/MWhel für die Wärmeabfuhr verbraucht – so benötigt ein 30 MW SEGS System ca. 140 m3/h, während es mit Trockenkühlung nur 28 m3/h benötigen würde. /22/

2.3.5.1 Trockenkühlsysteme (ACC - Air Cooled Condensor)

Bild 24: ACC Modul /24/

Luftgekühlte Kondensatoren (ACC) bestehen aus einzelnen Modulen (siehe Bild 24), die in parallelen Reihen angeordnet werden. Jedes Modul enthält mehrere Rippenrohrpakete sowie einen Axiallüfter, der die Kühlluft über den Wärmeübertragungsbereich der Rippenrohre drückt. Die gebräuchlichste Form des luftgekühlten Kondensators ist die modulare Dreiecksform, die in Kraftwerken aller Größen zum Einsatz kommt. /24/

2.3.5.2 Wirkungsgradabhängigkeit von der Kühlung

Tabelle 8: Art der Kühlung und Wirkungsgrad von Großkraftwerken /23/

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Trockenkühlung ist bei PRK-Anlagen und FSK-Anlagen möglich, erhöht jedoch die Investitionskosten um ca. 10% und reduziert die Stromerzeugung um ca. 7%, Wie aus Tabelle 8 ersichtlich ist, verringert sich der Wirkungsgrad gegenüber einer Meereskühlung um fast 4% und der Eigenstromverbrauch der Axiallüfter verschlingt nochmals zusätzliche 3%.

2.4 Leistungsfähigkeit von Solarkraftwerken

Die Leistungsfähigkeit und Effizienz eines Solarkraftwerks mit Dampf- oder Gasturbine beziehungsweise mit einem Stirlingmotor wird durch die elektrische Leistung und den gesamten Wirkungsgrad gekennzeichnet. Dazu kommen andere technische Kennwerte der Solarkraftwerke. Die solare Nutzenergieleistung Psol, thermische Nutzenergieleistung Qth, sowie die elektrische Leistung Pel eines Solarkraftwerks ergeben sich aus:

( 17 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 18 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 19 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

mit:

gesamte Aperturfläche des konzentrierenden Kollektors bzw. Kollektorfeldes in m2

eintreffende Direktstrahlungsstärke auf die Kollektorapertur in

Massenstrom des Wärmeträgers im Absorber in

massenspezifische Enthalpieänderung des Wärmeträgers im Absorber in

Massenstrom des Arbeitsstoffes in der Wärmekraftmaschine (z.B.: Turbine) in

massenspezifische Nutzarbeit des Solarkraftwerks in

gesamter (elektrischer) Wirkungsgrad des Solarkraftwerks

Wirkungsgrad des Solarteils des Kraftwerks

Wirkungsgrad des elektrischen Generators

Der gesamte (elektrische) Wirkungsgrad des Solarkraftwerks ergibt sich jeweils aus:

( 20 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 21 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 22 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

( 23 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

mit:

Wirkungsgrad des konventionellen Teils des Kraftwerks

Wirkungsgrad des Kollektorfeldes (inkl. Kollektoren und Rohrleitungen)

Wirkungsgrad des Absorbers

Wirkungsgrad des Wärmespeichers

Wirkungsgrad des Dampferzeugers

Für den thermischen Wirkungsgrad des Kreisprozesses des Solarkraftwerks gilt:

( 24 )

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Für den Wirkungsgrad des Kollektorfeldes gilt:

( 25 )

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

mit:

gewonnener Sonnenstrahlungsenergiestrom durch das Kollektorfeld in kW /10/

Die Optimierungsmöglichkeiten des Wirkungsgrads des konventionellen Teils des Kraftwerks ist in Kapitel 2.3.1 ausführlich beschrieben.

Wirkungsgrad des Solarteils des Kraftwerks Gleichung (22) ergibt sich aus den Wirkungsgraden des Kollektorfeldes, des Absorbers und des Wärmespeichers.

Um den Wirkungsgrad des Kollektorfeldes zu verbessern, muss ein möglichst großer gewonnener Sonnenstrahlungsstrom bei möglichst kleiner Gesamtaperturfläche des konzentrierenden Kollektors erfolgen. Verbesserungen können hier durch optisch günstigere Oberflächen des Kollektors erreicht werden.

Um einen möglichst hohen Wirkungsgrad beim Absorber zu erhalten, muss dieser möglichst die ganze gebündelte Energie aufnehmen und verlustfrei weitergeben können. Laut Schott Solar weist ihr Absorber einen Absorptionsgrad von 95% auf und emittiert bei einer Temperatur von ca. 400°C maximal 14% Wärmestrahlung. Das Stahlrohr wird von einem vakuumisolierten konzentrischen Hüllrohr aus Borosilikatglas mit Antireflexbeschichtung umgeben, das für über 96% der Sonnenstrahlung durchlässig ist. /1/

Der Spitzenwirkungsgrad eines Solarkraftwerkes beträgt derzeit ca. 28%, im Jahresmittel ca. 15% (siehe Tabelle 1).

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