Ziele bei der Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken

1. Ziele bei der Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken Von Robert Pitz-Paal Bernhard Hoffschmidt 67. Physikertagung Hannover 2003 Arbeitskreis Energie in der Deutschen Physikalischen Gesellschaft am 24.-28. März 2003 Bad Honnef

2. Übersicht • Einkopplung von Solarenergie in konventionelle Kraftwerke • Kostensenkung durch Effizienzsteigerung • Direktverdampfung (Parabolrinnen) • Einkopplung in Gasturbinenkraftwerke (Turmkraftwerke) • Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher • Betonspeicher (Parabolrinnen) • Sandspeicher (Turmkraftwerke) • Zusammenfassung und Ausblick

3. 6 18 24 Fuel Saver Solar Anteil 30% - 50% 6 12 18 24 Tageszeit Speicher Solar Anteil 100% 6 18 24 Tageszeit Solar-only Solar Anteil 100% 6 12 18 24 Tageszeit Einkopplung in Kraftwerke Kreislaufwirkungsgradfossil & solar 35-42% Kreislaufwirkungsgradfossil & solar 35-42% Dampfkreislauf

4. Dampfturbine im GuD (ISCCS) Einkopplung in Kraftwerke Kreislaufwirkungsgradfossil 55%; solar 35-45% Solar Anteil 1% - 12% 5 10 15 20 Tageszeit Technik

5. Einkopplung in Kraftwerke Gasturbine in GuD Kreislaufwirkungsgradsolar & fossil 45-55% Solar Anteil 30% - 80% 5 10 15 20 Tageszeit

6. Thermoöl Parabolrinnen Status Quo [°C] 800 Sekundärkreislaufmedium: Thermoöl 700 Kosten heute 12-14 Euro cents/kWh Frischdampf Parameter 370°C100 bar 600 Kreislaufwirkungsgrad  37% 500 Backup Optionen: Thermischer EnergiespeicherÖlheizug Zusatzkessel 400 390° C 300 Brennstoffe Ergas Heizöl 200 Achievable Steam Temperature Technologie Status 354 MW kommerziell betrieben in der Mojave Wüste (US) 100 • Lieferanten: • Abengoa, Bechtel, Fichtner, Pilkington Solar, Solel, Schott Rohrglas SEGS Konzept 0 1 100

7. Receiver Heißluft 730º Dampferzeuger Speicher ~ S Heliostate Kaltluft 110º Turmkraftwerke Status Quo Sekundärkreislauf Medium: Luft (1 bar) PHOEBUS Konzept 730° C Erzielbare Frischdampfparameter: 600°C150 bar Kosten heute 18-20 Euro cents /kWh Kreislaufwirkungsgrad  42% Backup Optionen: Thermischer EnergiespeicherKanalbrenner Brennstoffe: Erdgas Heizöl Technologie Status 3 MWt System-Demonstration auf der Plataforma Solar Generalunternehmer: Abengoa L & C Steinmüller GmbH

8. Schnell wachsender Bedarf an Elektrizität in Entwicklungsländern Potential für solarthermischen Strom> 600 GW weltweit in den nächsten 20 Jahren 3-6 Euro cents/kWh Erzeugungskosten von Mittellaststrom (konventionell) Nischenmärkte (hohe Brennstoff-kosten) 6-8 Euro cents/kWh Direktstrahlung >= 5kWh/m²d am besten geeignet für Mittellast oder Spitzenlast durch hybrid Betrieb oder Speicher (Vergleich mit Wind oder PV) Märkte Die Märkte für solarthermischen Strom

9. Märkte Hindernisse Technisch • Hohe Investitionskosten • Hohe Betriebs- und Wartungskosten • Kostenunsicherheit • Technisches Risiko Nicht-Technisch • abwartende Industrie • unsichere Marktsituation • unsichere Genehmigungssituation • nachteilige Steuergesetzgebung

10. Märkte Gelegenheiten Standort Kreislauf Solare Technologie Gesamtkapazität Solare Kapazität MWe MWe Spanien Dampf Turm Luft 10 10 Spanien Dampf Turm Salz 15 15 Spanien Dampf Öl-Rinne 100 100 Ägypten GuD entscheidet Investor 135 35 Indien GuD Öl-Rinne 140 35 Mexiko GuD entscheidet Investor 312 40 Marokko GuD entscheidet Investor 150 30-50

11. Effizienzsteigerung Kostensenkung durch Effizienzsteigerung • Direktverdampfung (Parabolrinnen)Kostensenkung durch Vermeidung des teueren Thermoöls und der entsprechenden Wärmetauscher • Höhere Wirkungsgrade durch die Möglichkeit höhere Dampfzustände zu erreichen • Geringere Pumpenergie • Kostensenkung bis zu 25% !!

12. Parabolrinnen Direktverdampfung • Konzept? • Thermohydraulik? • Regelung? • Komponenten? • 2500 m² Testkollektor in Almeria • 3100 h Testbetrieb

13. Tset1 Tset2 Parabolrinnen Direktverdampfung Direktverdampfung in horizontalen Kollektoren funktioniert !!! • Konzept Rezirkulation! • Regelung ok! • Thermohydraulik ok;max delta T = 20 K !

14. Effizienzsteigerung Kostensenkung durch Effizienzsteigerung • Direktverdampfung (Parabolrinnen)Kostensenkung durch Vermeidung des teueren Thermoöls und der entsprechenden Wärmetauscher • Höhere Wirkungsgrade durch die Möglichkeit höhere Dampfzustände zu erreichen • Geringere Pumpenergie • Kostensenkung bis zu 25% !! • Einkopplung in Gasturbinenkraftwerke (Turmkraftwerke) • Solarenergie mit Wirkungsgraden von GuD Kraftwerken umwandeln • Optimal zur Kombination mit Erdgas • Kostensenkung bis zu 25%

15. NT Modul (300°C bis 530°C) • MT Modul (530°C bis 780°C) • HT Modul (780°C bis 1000°C) Einkopplung in die GT • serielle / parallele Verbindung der Module • Betrieb bei unterschiedlichen Temperatur-Niveaus

16. Einkopplung in die GT • kostengünstige Bauweise • 16 spiralförmig gebogene Inconelrohre, 28 x 2.3mm HT-Modul MT-Modul NT-Modul

17. Einkopplung in die GT • Datum: 28.1.2003 • Test bei 600°C • sehr gute Solarbedingungen • Testzeit: > 6 h • max. 31 Heliostate • vorläufige Auswertung 14:49 • Inputleistung: 451 kWsolar + 518 kWfuel • Leistung elektrisch: 127 kW ( = 13%) • Druckverlust Receiver: 92 mbar • Receiverwirkungsgrad: 86% • Temperaturen NT / MT / HT: 263°C  383°C  469°C  590°C Inbetriebnahme des Testsystems • Aufbau des Testsystems: Herbst 2002 • erste solar-hybride Tests am 15.12.2002 • bisher 11 Testtage mit 22 h Solarbetrieb

18. => Verbesserter Wirkungsgrad • Pufferspeicher • Abgabe-Management • Erhöhung des Kapazitätsfaktors • Reduzierter Teillastbetrieb • Größerer Solaranteil => Niedrigere Stromgestehungskosten (LEC) => Reduktion der CO2-Emissionen Energiespeicher sind unbedingt erforderlich für die erfolgreiche Markteinführung solarthermischer Kraftwerke Effiziente Speichertechnologie mit hohe Lebensdauer und niedrigen spezifischen Kosten ThermischeEnergiespeicher Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher

19. ThermischeEnergiespeicher Einfluß von Speichergöße und Speicherkosten auf die Stromgestehungskosten (für 50 MWel Parabolrinnenkraftwerk - Mittelmeerstandort)

20. ThermischeEnergiespeicher Speicherkonzepte für Parabolrinnen • Nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher nur 100 K 290 °C -> 390°C ! • Direkte thermische Energiespeicher • Wärmeträgerfluid (WTF) ist auch Speichermedium • => nicht wirtschaftlich (WTF und Druckbehälter zu teuer) • Indirekte thermische Energiespeicher • Regenerator-Systeme: WTF transportiert Energie zu und von einem festen,flüssigen oder latenten Speichermaterial • => Flüssig-Salz 2-Tank Speicher (Übertragung vom Turmkraftwerk aber 3 x so teuer) • => Hybride (latent/sensibel) Wärmespeicher für Wasser/Dampf-Systeme bislang nicht entwickelt • => Feststoffspeicher mit Beton oder Gießkeramik (Projekt WESPE, BMU)

21. ThermischeEnergiespeicher Schnitt durch einen Betonspeicher • Exzellenter Kontakt zwischen Rohr und Beton • Keine großen Blasen • Geringe Porosität • Geschätze Kosten für 450 MWh Speicher ca. 18 Euro/kWh

22. ThermischeEnergiespeicher Speicherkonzepte für Turmkraftwerke • Nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher 300 - 700 K ! • Salzschmelze als Wärmeträgerfluid und Speichermedium • 2-Behälter: Heißspeicher und Kaltspeicher (Realsiert 105 MWh) • Nachteile: Teures Speichermedium und eine aufwendige Begleitheizung ist notwendig • Feststoffschüttung als Speichermedium und Luft als Wärmeträgerfluid • 1 Behälter mit keramischen Füllkörpern (realisert 3 MWh) • Nachteile: Der Druckverlust steigt mit der Speichergröße und es ist nur eine unvollständige Nutzung des Speichermaterials möglich

23. ThermischeEnergiespeicher Neuer Ansatz: Sand als Speichermedium für Luftsysteme • billiges Speichermaterial • drucklose Speicherung • kein Einfrieren des Speichermaterials • keine Umweltgefährdung durch das Speichermaterial • der Heißspeicher kann zu 100% genutzt werden • der Druckverlust des Wärmetauschers und des Fließbettkühlers ist unabhängig von der Größe des Speichers • der heiße Sand gelangt über ein einfaches Fallrohr in den Heißspeicher und von dort weiter in den Fließbettkühler, es ist keine Förderanlage für dieses heiße Material notwendig

24. ThermischeEnergiespeicher • Konzept patentiert • Zur Zeit mit Inustriepartner detailliert untersucht Fließbild der Anlage

25. ThermischeEnergiespeicher • Konzept patentiert • Zur Zeit mit Inustriepartner detailliert untersucht Vergleich Speicherdichte/Kosten für das Medium

26. Zusammenfassung und Ausblick • Solarthermische Kraftwerke stehen in Europa kurz vor der Markteinführung • Heutige europäische Technologie basiert auf Parabolrinnen mit Thermoöl oder Turmkraftwerke mit atmosphärischem Luftreceiver • Stromgestehungskosten für diese ersten Anlagen in Südeuropa liegen bei etwa 15 cents/kWh • Kostensenkung durch Effizienzsteigerung setzt auf höhere Betriebstemperaturen: d.h. Direktverdampfung in Parabolrinnen bzw. Heißluft in die Gasturbine bei Turmkraftwerken • Kostengünstige thermische Energiespeicher verbessern die Erlössituation eines Kraftwerks erheblich: Vielversprechend sind Betonspeicher für die Parabolrinne und Sandspeicher für Turmkraftwerke