Ivor Vidjen - Diplomarbeit

Inhaltsverzeichnis I
Inhaltsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis........................................................................................................II
Tabellenverzeichnis .......................................................................................................... III
Abkürzungsverzeichnis .................................................................................................... IV
Einheitenverzeichnis...........................................................................................................V
Abstract............................................................................................................................. VI
1 Einleitung......................................................................................................................1
2 Konzentrierende Solarsysteme.....................................................................................3
2.1 Solare Strahlung ...........................................................................................3
2.2 Systemtechnische Gegenüberstellung ...........................................................6
2.2.1 Der Parabolrinnen-Kollektor..................................................6
2.2.2 Der Fresnel-Kollektor ..........................................................10
2.2.3 Der Solarturm ......................................................................13
2.2.4 Leistungsparameter..............................................................17
2.2.5 Zusammenfassung ...............................................................20
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik............................................................................21
3.1 Dampfkraftwerke........................................................................................21
3.2 Gasturbinen-Kraftwerke .............................................................................27
3.2.1 Gasturbine ...........................................................................28
3.2.2 STIG-Prozess (Steam Injected Gasturbine) ..........................31
3.3 Gas- und Dampfkraftwerk - GuD................................................................32
4 Integrationsoptionen ..................................................................................................35
4.1 Solare Integrationskonzepte für Dampfkraftwerke ......................................36
4.1.1 Solarunterstütze regenerative Speisewasservorwärmung......37
4.1.2 Solarunterstütze Verdampfung.............................................40
4.1.3 Projektbeispiele ...................................................................44

4.2 Solare Integrationskonzepte für Gas- und GuD-Kraftwerke ........................48
4.2.1 Solare Integration in den Joule-Prozess................................48
4.2.2 Solare Integration in den Clausius-Rankine-Prozess.............52
4.2.3 Projektbeispiele....................................................................58
4.3 Zusammenfassung ......................................................................................62
5. Technische Analyse.....................................................................................................63
5.1 Berechnungsmodell ....................................................................................64
5.1.1 Referenzkraftwerk – Basisszenario ......................................65
5.1.2 Integrationsoptionen und Fahrweise.....................................67
5.2 Ergebnisse der technischen Analyse............................................................70
6 Ökonomische Analyse ................................................................................................72
6.1 Kapitalwertmethode....................................................................................73
6.2 Investitionskosten.......................................................................................74
6.2.1 Auslegung der Kollektorfelder.............................................74
6.2.2 Kollektorfeldkosten..............................................................75
6.2.3 Hybridisierungskosten .........................................................77
6.3 Betriebs- und bedarfsgebundene Kosten .....................................................79
6.4 Kapitalkosten..............................................................................................80
6.5 Grundszenario ............................................................................................81
6.5.1 Kraftwerkseinnahmen ..........................................................81
6.6 Ökonomische Gegenüberstellung im Grundszenario...................................83
6.7 Sensitivitätsanalyse.....................................................................................86
6.7.1 Emissionswert......................................................................86
6.7.2 Einspeisevergütung und Förderung ......................................88
6.7.3 Ergebnisse ...........................................................................91
7 Anwendungspotentiale für solares Retrofitting.........................................................95
7.1 Klassisches & solares Retrofitting: Ausnutzung von Synergieeffekten........95

7.2 Alter und Wirkungsgrade weltweiter Kraftwerkparks .................................97
8 Schlussbetrachtung.....................................................................................................99
Literaturverzeichnis ........................................................................................................VII
Anhang........................................................................................................................... VIII

Abbildungsverzeichnis II
Abbildungsverzeichnis
Abb. 2-1: Beispiele von Ganglinien solarer Einstrahlung ................................................4
Abb. 2-2: Jahresgang der Diffus- und Direktstrahlung in Deutschland ............................5
Abb. 2-3: Weltweite Verteilung direkter solarer Normalstrahlung...................................5
Abb. 2-4: Parabolrinnen-Kollektor..................................................................................6
Abb. 2-5: Parabolrinnenkraftwerk Anadasol 1 ................................................................7
Abb. 2-6: UVAC 2010 (Universal Vacuum Air Collector)..............................................8
Abb. 2-7: UVAC 2010 - Schematisch .............................................................................8
Abb. 2-8: Nachführungsdarstellung einer Parabolrinne ...................................................8
Abb. 2-9: Linear-Fresnel-Kollektor...............................................................................10
Abb. 2-10: Funktion eines Fresnel-Kollektors.................................................................11
Abb. 2-11: Entwicklungsbeispiel „PrismaSun“ ...............................................................12
Abb. 2-12: Solarturmanlagen PS 10 und PS 20 ...............................................................13
Abb. 2-13: Funktionsprinzip eines offenen volumetrischen Luftreceivers .......................14
Abb. 2-14: Heliostat mit Spiegelfacetten.........................................................................15
Abb. 2-15: Membranheliostate........................................................................................16
Abb. 2-16: Solugas(-Druck)-Receiver.............................................................................16
Abb. 2-17: SiC-Druckreceiver und DLR-Rohrreceiver....................................................17
Abb. 3-1: Konventionelles Dampfkraftwerk..................................................................21
Abb. 3-2: Wärmeschaltplan eines Dampfkraftwerks .....................................................22
Abb. 3-3: Clausius-Rankine-Prozess.............................................................................23
Abb. 3-4: Druckerhöhung im CRP................................................................................23
Abb. 3-5: Temperaturerhöhung (Überhitzung) im CRP.................................................23
Abb. 3-6: Kondensationsdruck-Absenkung im CRP......................................................24
Abb. 3-7: Regenerative Vorwärmung im CRP ..............................................................24
Abb. 3-8: Zwischenüberhitzung im CRP.......................................................................25

Abb. 3-9: Abhängigkeit des thermischen Wirkungsgrades
von wesentlichen Parametern im CRP...........................................................25
Abb. 3-10: Kohlekraftwerk im Schnitt............................................................................26
Abb. 3-11: Konventionelles Gaskraftwerk ......................................................................27
Abb. 3-12: Schnitt durch eine Gasturbineneinheit...........................................................28
Abb. 3-13: Gasturbinen- und Joule-Prozess ....................................................................29
Abb. 3-14: Spez. Nutzarbeit und Wirkungsgrad in Abhängigkeit
vom Druckverhältnis einer Gasturbine ..........................................................29
Abb. 3-15: Vorwärmung, Zwischenüberhitzung und –kühlung bei Gasturbinen..............30
Abb. 3-16: Anlagenschema eines STIG-Prozesses..........................................................31
Abb. 3-17: GuD-Kraftwerk.............................................................................................32
Abb. 3-18: Wärmeschaltpläne einer ein- und zweistufigen GuD-Anlage.........................33
Abb. 3-19: GuD-Prozess im Ts- und Th-Diagramm........................................................34
Abb. 4-1: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung durch Entnahme....37
Abb. 4-2: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung
über Einfügung von Wärmetauschern in den Vorwärmstrang........................38
Abb. 4-3: Wärmeschaltplan zur EMI-Analyse...............................................................39
Abb. 4-4: Solare Dampfeinspeisung in die Entnahmestränge ........................................40
Abb. 4-5: Solarunterstützte Verdampfung mit Einspeisung vor dem ZÜ .......................41
Abb. 4-6: Solarunterstützte Zwischenüberhitzung.........................................................42
Abb. 4-7: Solarunterstützte Verdampfung mit Einspeisung vor dem DE .......................43
Abb. 4-8: Dampfkraftwerk Liddell................................................................................45
Abb. 4-9: Kogan Creek Dampfkraftwerk ......................................................................46
Abb. 4-10: Solare Luftvorwärmung in Kombination mit
solarunterstütztem STIG-Prozess ..................................................................49
Abb. 4-11: Solarer Joule-Prozess....................................................................................50
Abb. 4-12: GuD mit solarer Reformierung von Erdgas ...................................................51
Abb. 4-13: CSIRO’s SolGas-Turm .................................................................................51

Abb. 4-14: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Zwischenüberhitzung
bei GuD-Kraftwerken ...................................................................................52
Abb. 4-15: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Dampferzeugung
bei GuD-Kraftwerken ...................................................................................53
Abb. 4-16: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf
vor dem Zwischenüberhitzer .........................................................................54
Abb. 4-17: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf
vor dem Überhitzer .......................................................................................55
Abb. 4-18: Auswirkungen der Wassertemperaturkurve im Abhitzekessel bei
solarunterstützter Verdampfung ....................................................................56
Abb. 4-19: Einspeisung solar erhitzter Luft
in den Abhitzedampferzeuger........................................................................57
Abb. 4-20: ISCCS-Kraftwerk Ain Beni Mathar...............................................................58
Abb. 4-21: Chuck Lenzie GuD-Kraftwerk ......................................................................60
Abb. 4-22: Das SoluGas-Konzept...................................................................................61
Abb. 4-23: Zukunftsblick auf die Platforma Solar de Sanlúcar la Mayor .........................61
Abb. 5-1: Kohlendioxid-Emissionen nach Kraftwerkstyp..............................................63
Abb. 5-2: Weltweite Stromproduktion im Jahr 2005 .....................................................63
Abb. 5-3: Wärmeschaltplan des 500 MWel-Referenzkraftwerks ....................................66
Abb. 5-4: Qualitatives Ts-Diagramm des 500 MWel-Referenzkraftwerks......................66
Abb. 6-1: Elektrizitätspreise im Ländervergleich 2009..................................................82
Abb. 6-2: 90-Tage Forward-Preise für Kohle vom Jahr 2002 bis 2010..........................83
Abb. 6-3: Weltweite Entwicklung von Emissionshandels-Plattformen ..........................86
Abb. 6-4: Sensitivität der Kapitalwerte .........................................................................93
Abb. 7-1: Wirkungsgrade von Braunkohlekraftwerken im Zeitstrahl.............................96
Abb. 7-2: Altersstruktur des Kraftwerkspark in MEA ...................................................97
Abb. 7-3: Erzeugungsmix in MEA................................................................................98
Abb. 7-4: Altersstruktur installierter Kraftwerke weltweit.............................................98

Tabellenverzeichnis III
Tabellenverzeichnis
Tabelle 2-1: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 1/2 .........................................18
Tabelle 2-2: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 2/2 .........................................19
Tabelle 3-1: Typische Daten von Dampfkraftwerken....................................................26
Tabelle 3-2: Typische Daten von Gaskraftwerken ........................................................30
Tabelle 3-3: Typische Daten von GuD-Kraftwerken.....................................................34
Tabelle 4-1: Daten zum Dampfkraftwerk Cameo .........................................................44
Tabelle 4-2: Daten zum Dampfkraftwerk Liddell .........................................................46
Tabelle 4-3: Daten zum Dampfkraftwerk Kogan Creek................................................47
Tabelle 4-4: ISCCS-Projekte........................................................................................59
Tabelle 5-1: Daten zum 500 MWel-Referenzkraftwerk .................................................67
Tabelle 5-2: Wärmeschaltpläne der Integrationsoptionen .............................................69
Tabelle 5-3: Ergebnisse der Integrationsoptionen .........................................................70
Tabelle 6-1: Auslegungsdaten der Kollektorfelder........................................................75
Tabelle 6-2: Vollaststunden von Parabolrinnen-Kraftwerken........................................82
Tabelle 6-3: Kostenseite der Investitionen P3 und F3...................................................84
Tabelle 6-4: Einnahmeseite der Investitionen P3 und F3 im Grundszenario..................84
Tabelle 6-5: Kapitalwerte im Grundszenario ................................................................85
Tabelle 6-6: Preisprognosen für CO2 – Preise 2012 ......................................................87
Tabelle 6-7: Vergütungssysteme von Ländern mit CSP-Förderung...............................89
Tabelle 6-8: CSP-Vergütung in Algerien......................................................................89
Tabelle 6-9: Förderinitiativen für CSP in MEA ............................................................90
Tabelle 6-10: Ergebnisse des erweiterten Grundszenarios ..............................................92

Abkürzungsverzeichnis IV
Abkürzungsverzeichnis
a Jahr
Abb. Abbildung
AG Aktiengesellschaft
bspw. beispielsweise
bzgl. bezüglich
bzw. beziehungsweise
C Konzentrationsfaktor
ca. lat.: „ungefähr“
CO2 Kohlenstoffdioxid
CRP Clausius-Rankine-Prozess
CSIRO Australian Commonwealth Scientific and Research Organization
CSP Concentrated Solar Power
CST Concentrated Solar Thermal
d.h. das heißt
DE Dampferzeuger
DKW Dampfturbinen-Kraftwerk
DLR Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt
DNI Direct Normal Radiation
DSG Direct Steam Generation
el. elektrisch
EMI Exergy Merit Index
engl. englisch
EPRI Electric Power Research Institute
et al. und andere
etc. lat.: „und so weiter“
EU-ETS European Union Emission Trading Scheme
EUR Euro
GEF Global Environment Facility
ggf. gegebenenfalls
GTKW Gasturbinen-Kraftwerk
GuD Gas- und Dampfkraftwerk
Hrsg. Herausgeber
HTF Heat Transfer Fluid
IEA Internationale Energie Agentur
ISCCS Integrated Solar Combined Cycle System
Kap. Kapitel

Abkürzungsverzeichnis IV
Max. Maximal
MEA Middle East & Africa
N/A not available – nicht verfügbar
NOx Stickoxide
o. oder
s. siehe
SEGS Solar Energy Generation System
SGK Stromgestehungskosten
SKE Steinkohleeinheit
Spez. Spezifisch
STIG Steam Injected Gasturbine
u.a. unter anderem
u.U. unter Umständen
URL Uniform Resource Locator
USA United States of America
USD United States Dollar
usw. und so weiter
UVAC Universal Vacuum Air Collector
vgl. vergleiche
ZÜ Zwischenüberhitzer

Einheitenverzeichnis V
Einheitenverzeichnis
% Prozent
€ Euro
°C Grad Celsius
D Delta
d Tag
E Exa
g Gramm
G Giga
h Enthalpie
ha Hektar
J Joule
kg Kilogramm
kWh Kilowattstunde
kWhel Kilowattstunde elektrisch
kWhth Kilowattstunde thermisch
m Meter
m² Quadratmeter
m³ Kubikmeter
Mio. Million
Mrd. Milliarde
MW Megawatt
MWel Megawatt elektrisch
MWh Megawattstunde
MWth Megawatt thermisch
p Druck
qzu Zugeführte thermische Energie
S Entropie
s Sekunde
t Tonne
T Temperatur
th. thermisch
TWh Terrawattstunde
WNutz Nutzarbeit
el elektrischer Wirkungsgrad

Kurzfassung VI
Kurzfassung
Diese Studie untersucht diverse Möglichkeiten solare Energie in bestehende konventionelle
Kraftwerksprozesse zu integrieren und stellt dazu den Begriff des „Solar-Retrofitting“ vor.
Im ersten Teil der Arbeit werden mehrere nutzbringende Integrationslösungen bzw.
Kombinationsmöglichkeiten von verschiedenen Kollektorsystemen (Parabolrinne, Fresnel
und Solarturm) und fossilen Kraftwerksanlagen (Stein/Braunkohle-, Gasturbinen- und GuD-
Kraftwerk) präsentiert und deren grundlegende Vorteilhaftigkeit diskutiert. Um die Vorzüge
einer sogenannten Hybridisierung eines konventionellen Kraftwerks zu erörtern, bedient sich
die Studie einerseits theoretischen Überlegungen, belegt diese ferner unter Verwendung
elementarer technischer und thermodynamischer Erkenntnisse.
Im zweiten Teil der Studie wird der Fokus auf die Solar-Retrofit-Potentiale von
Kohlekraftwerken als emissionsintensivste Energieerzeugungssysteme gelegt mit dem Ziel,
den Nutzen und die Vorteilhaftigkeit einer Hybridisierung eines fossilen Dampfkraftwerks
gegenüber der Errichtung eines klassischen Solarthermie-Kraftwerks entsprechender
Leistung aus Investorensicht sowie aus volkswirtschaftlicher Perspektive herauszustellen.
Dazu wird ein 500 MWel-Kohlekraftwerk modelliert und auf verschiedene Weisen an die, aus
ökonomischen Überlegungen aussichtsreichsten Kollektorsysteme Parabolrinne und
direktverdampfender Fresnel-Kollektor, mit jeweils einer thermischen Leistung von 50 MWth
angeschlossen.
Die technische Analyse aller betrachteten Integrationslösungen zeigt, dass die größten
Effizienzwerte bei einer Fresnel-Integrationsoption erreicht werden, bei der ein Teilstrom des
Speisewasser nach der ersten Stufe der regenerativen Vorwärmung des konventionellen
Dampfprozesses abgegriffen, im Kollektor verdampft und vor die Zwischenüberhitzung
rückgespeist wird. Über die Gegenüberstellung zweier Betriebsweisen, die einmal Brennstoff
über die zugeführte Solarthermie sparen soll (sogenannter Solar-Fuel-Saver) und im
Gegensatz dazu in einem anderen Betriebsmodus, der den Leistungsoutput steigern soll
(sogenannter Solar-Power-Booster), kann einmal eine 3,58 %-ige Brennstoffeinsparung
beobachtet werden und entsprechend wurde eine Leistungssteigerung auf 517.91 MWel
errechnet. Weiter ist der im leistungssteigernden Modus solare netto-inkrementelle
Wirkungsgrad von 35,83% am höchsten, der die zusätzlich im Hybridbetrieb erzeugte
elektrische Leistung ins Verhältnis mit der eingespeisten solaren setzt.
Die vorgenommene Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zeigt, dass die durchaus nennenswerten
Einsparmöglichkeiten an Brennstoff und der sich ergebenden CO2-Emissionsreduktionen in
der Betriebsweise der Anlage als Fuel-Saver, bei derzeitigen Preisniveaus von Kohle und

Kurzfassung VI
Emissionsrechten unter keiner der betrachteten Annahmen für Kraftwerksstandorte
(Szenarioanalyse) rentabel betrieben werden kann.
Im Gegensatz dazu stehen die positiven Ergebnisse im Power-Booster-Modus im Großteil
angenommener realitätsnaher Szenarien für Marktumfelder, die unter bestimmten Annahmen
eindeutig für einen leistungssteigernden Solaren-Retrofit von Kohlekraftwerken sprechen.
Abgeschlossen wird die Studie über die Herleitung einer Tendenz für die Umsetzungs-
potentiale für solares Retrofitting, die sich über das Alter des weltweiten Kraftwerksparks
ergibt.

1 Einleitung 1
1 Einleitung
Die kommenden Jahre sind das entscheidende Zeitfenster für den Umbau der
Elektrizitätsversorgung. Nach Angaben der Internationalen Energie Agentur (IEA) liegt der
Investitionsbedarf der Elektrizitätswirtschaft wegen Alterung bestehender Kraftwerke, aber
besonders durch die rasant ansteigende Stromnachfrage bis 2030 bei weltweit 7,5 Billionen
Euro. Die meisten Regierungen haben die Grenzen der Aufnahmefähigkeit der Umwelt an
Schadstoffen und klimarelevanten Gasen verstanden und sich zu Emissionsreduktionszielen
verpflichtet, die sie zumeist über Gesetzesauflagen an Energieversorgungsunternehmen
weitergeben. Verbunden mit der Knappheit an fossilen Energieträgern, die sich in langfristig
steigenden Preisen für diese wiederspiegelt stehen Versorger, bzw. Investoren der
Energiebranche vor komplexen Entscheidungen. Umweltbelastungen, gesetzliche Auflagen
und eine bereits heute unsichere und relativ teure Versorgung mit fossilen Brennstoffen
zwingen zu einer Diversifikation des Erzeugungsparks mit erneuerbaren Energien. Allerdings
ist trotz intensiver weltweiter Anstrengungen zum Ausbau regenerativer Energieformen keine
der aktuell verfügbaren nachhaltigen Technologien zur Stromerzeugung in der Lage, die
zukünftig erwarteten Kapazitätsengpässe zu wettbewerbsfähigen Kosten zu decken. Dennoch
ist in Zukunft an eine Stromversorgung ohne einen beachtlichen Anteil an regenerativen
Energien nicht zu denken. Das größte Versorgungspotential liegt dabei unbestritten bei der
Ausnutzung solarer Energie. Aus diesen Gründen hat das Interesse in sogenannte
Solarthermie-Kraftwerke oder CSP-Systeme (Concentrated Solar Power) in den letzten
Jahren wieder vermehrt zugenommen, doch sind Investitionen in jene, im Vergleich zum
weltweit geplanten massiven Ausbau von Kraftwerken auf fossiler Basis relativ gering. Der
entgegengesehene Aufschwung des vielversprechenden und in vielen Aspekten technisch
ausgereiften Energiesystems Solarthermie-Kraftwerk lässt noch auf sich warten.
Um Investitionen in Solarthermie-Kraftwerke attraktiver zu gestalten und somit eine
signifikante Zunahme an CSP-Projekten wahrscheinlicher zu machen, bedarf es einer
Reduzierung von Marktbarrieren und Hemmschwellen, wie z.B. hohen Investitionskosten
und Betriebsrisiken. Die Integration solarer Energie in konventionelle Kraftwerke hat das
Vermögen, genannte Hindernisse zu umgehen, der Energiewirtschaft eine ökonomisch
zufriedenstellende Transformation ihrer Erzeugungskapazitäten hin zu umweltschonenderen
Systemen zu ermöglichen und CSP-Systemen zu einer schnelleren Markteinführung in
sonnenreichen Gegenden zu verhelfen. Dieses Vermögen basiert auf den vielschichtigen
Vorteilen, die sich über die Hybridisierung eines fossilen Kraftwerks mit einem
fokussierenden Solarsystem feststellen lassen.
So entfallen bei der Integration solarer Energie in ein bestehendes Kraftwerk im Vergleich
zur Errichtung üblicher CSP-Anlagen, kapitalintensive Baugruppen wie der Kraftwerksblock
(Turbine u. Generator), Backup- oder Spitzenkessel, thermische Speicher, Netzanbindungen

1 Einleitung 2
und elektrotechnische Komponenten. Komplexe und zeitintensive Genehmigungsverfahren
können einfacher ausfallen und bestehendes Kraftwerkspersonal kann für den Betrieb der
CSP-Anlage eingesetzt werden. Ein Integrationsprojekt kann in weniger als einem Jahr
durchgeführt werden. Das Resultat ist eine bedeutende Absenkung der Investitions- und
Betriebskosten eines fokussierenden Solarsystems zur Elektrizitätserzeugung.
Doch spricht besonders der sich für einen Kraftwerksbetreiber ergebende Nutzen für die
Hybridisierung seiner fossilen Erzeugungsanlage. Die Einbindung von Solarthermie in den
konventionellen Kraftwerksprozess kann die Leistung eines Kraftwerks steigern und somit
zur Deckung der Energienachfrage in Spitzenlastzeiten beisteuern (sogenannter Solar-Power-
Booster) und/oder den Verbrauch an fossilen Brennstoffen ausschlaggebend absenken
(sogenannter Fuel-Saver), was folglich zu einer Reduzierung von Emissionen führt. Ein
Energieversorgungsunternehmen kann über diese Effekte seine Erzeugungsanlage gegen
volatile Brennstoffpreise absichern, an Emissionshandelsplattformen teilnehmen, sein
Kraftwerksportfolio umweltbewusster gestalten und somit dessen Wirtschaftlichkeit für die
kommenden Jahre festschreiben.
Diese Diplomarbeit beschäftigt sich mit der Analyse solarer Integration in bestehende
konventionelle Kraftwerksanlagen auf fossiler Basis und führt dafür hier den Begriff „Solar-
Retrofitting“ ein. Darüber hinaus verfolgt sie das Ziel den technischen und ökonomischen
Nutzen der Hybridisierung eines Kohlekraftwerks über eine Modellrechnung zu bestätigen.
Eingangs wird dementsprechend vorgestellt, welche technische Ausführungsformen, bzw.
Kombinationen von verschiedenen CSP-Systemen mit üblicher Kraftwerkstechnik denkbar
sind und deren Vor- und Nachteile diskutiert. Die Studie stellt deshalb zuerst alle relevanten
solaren Kollektorsysteme mit ihren Merkmalen vor, geht anschließend auf konventionelle
Kraftwerkstechnik ein und baut somit das Wissen auf, um diese diversen Integrations-
konzepte verstehen zu können, die darauffolgend beschrieben werden sollen.
Diesem theoretischen Teil schließt sich eine Untersuchung an, die verschiedene Integrations-
lösungen mit Parabolrinnen- und Fresnel-Kollektoren für ein modelliertes Kohlekraftwerk
unter technischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten analysiert. Beginnend mit der
technischen Analyse wird der Einfluss aller Integrationslösungen auf den Kraftwerksprozess
gezeigt, die Vorteile aller Hybridisierungen demonstriert und für beide Kollektorsysteme
jeweils eine optimale Integrationslösung für die weitere wirtschaftliche Gegenüberstellung
ausgewählt. In der darauffolgenden ökonomischen Betrachtung wird aufgezeigt, dass eine
Rentabilität im Großteil angenommener realitätsnaher Szenarien für Marktumfelder, bzw.
Standorte für die ausgewählten Integrationslösungen festgestellt werden kann.
Abgeschlossen wird die Studie über die Herleitung einer Tendenz für die
Umsetzungspotentiale für solares Retrofitting, die sich über das Alter des weltweiten
Kraftwerkspark ergibt.

2 Konzentrierende Solarsysteme 3
2 Konzentrierende Solarsysteme
2.1 Solare Strahlung
Grundlage für das Verständnis der Solartechnik, bzw. konzentrierender Solarsysteme zur
Energieerzeugung ist die Einführung in die Solarstrahlung.
Die Sonne strahlt pro Jahr eine Gesamtenergiemenge von 3.850.000 EJ auf die Erde, was bei
einem jährlichen Weltenergieverbrauch von 500 EJ bedeutet, dass sie der Erde in nur einer
Stunde theoretisch so viel Energie zur Verfügung stellt, wie die Menschheit in einem ganzen
Jahr verbraucht (oerlikon 2010).
Die Bestrahlungsstärke oder Intensität der Solarstrahlung wird technisch in der Einheit W/m²
ausgedrückt. Dieser Strahlungswert oder auch Leistungsdichte genannt gibt dabei die
Energiemenge an, die jede Sekunde auf eine senkrechte Fläche von einem Quadratmeter
abgegeben wird. Trifft die Solarstrahlung die Atmosphäre der Erde noch mit einer Intensität
von 1.340 W/m², so wird sie auf dem Weg durch diese, durch Streuung (Richtungsänderung
durch Reflexion an z.B. Luftmolekülen, Wassertröpfchen, Eiskristallen, Staub, etc.),
Brechung und Absorption abgeschwächt.
Die letztendlich auf der Erdoberfläche messbare Strahlung nennt man Globalstrahlung. Die
Globalstrahlung setzt sich aus der direkten Strahlung der Sonne, die ohne Ablenkung einen
Punkt der Erde trifft und der diffusen Strahlung zusammen. Die Diffusstrahlung erreicht
dabei wegen den gerade beschriebenen Streumechanismen die Erdoberfläche indirekt.
Neben der Abhängigkeit der Bedingungen in der Erdatmosphäre hängt die Leistungsdichte
der Globalstrahlung auch vom Einstrahlwinkel der Sonne ab. Die Neigung der Erdachse
bedingt je nach Jahreszeit unterschiedliche Sonnenhöchststände über einem Referenzort und
sorgt somit für ungleiche Bestrahlungsstärken über das Jahr hinweg. Dementsprechend folgt
die Strahlungsintensität je nach Messort mehr oder minder ausgeprägten Tages-, Monats-,
und Jahreslastgängen. Einen typischen Verlauf für einen Ort in Norddeutschland zeigt Abb.
2-1 und verdeutlicht, wie eine Jahresganglinie als Mittelwert aus den einzelnen
durchschnittlichen Tagesganglinien hervorgeht.
Nicht nur die Intensität der Globalstrahlung ist Schwankungen unterworfen, sondern auch die
Zusammensetzung dieser, also die Verhältnisse von direkter und diffuser Strahlung (vgl.
Abb. 2-2). Dies ist deshalb von Bedeutung, da der diffusen Strahlung keine Richtung
zugeordnet werden kann, bzw. sie aus allen Himmelsbereichen kommt und sich somit optisch
nicht fokussieren lässt.
Der Nutzungsgrad eines konzentrierenden Solarsystems wird also ausschließlich vom Anteil
der Direktstrahlung bestimmt. Dementsprechend ist eine effektive Nutzung von CSP-

Systemen nur in Gegenden hoher direkter Solarstrahlung erreichbar1
. In niedrigeren
Breitengraden und/oder bei wolkenfreiem Himmel sind die soeben beschriebenen
Abminderungseffekte (wie Reflexion) der Strahlungsintensität weniger ausgeprägt. Folglich
sind somit die Länder des sogenannten Sonnengürtels für eine solarthermische Nutzung
prädestiniert. Der Sonnengürtel erstreckt sich ungefähr zwischen dem 40. nördlichen und
dem 40. südlichen Breitengrad, also etwa zwischen Südspanien und Südafrika.
Die Abb. 2-3 zeigt entsprechend die über den Tag aufsummierten gemessenen
unterschiedlichen Mittelwerte der weltweiten direkten solaren Einstrahlung, wobei sich der
Sonnengürtel darin gut erkennen lässt. Die Skala über der Karte verdeutlicht, dass eine
solarthermische Nutzung (CST = Concentrated Solar Thermal), eine jährliche
Mindesteinstrahlung von etwa 1.800 kWh/m² a (bzw. ca. 5 kWh/m² d) voraussetzt.
Abb. 2-1: Beispiele von Ganglinien solarer Einstrahlung (Kaltschmitt 1997)
1 In mitteleuropäischen Breiten überschreitet der diffuse Anteil den Direktstrahlungsanteil erheblich und im
Winter besteht die Globalstrahlung fast ausschließlich aus der Diffusstrahlung (IER 2006).

Abb. 2-2: Jahresgang der Diffus- und Direktstrahlung in Deutschland (Kleemann 1993)
Abb. 2-3: Weltweite Verteilung direkter solarer Normalstrahlung (WIR 2009)
Direkte solare Normalstrahlung in kWh/m² d

2.2 Systemtechnische Gegenüberstellung
Die technischen Spezifikationen von konzentrierenden Solarsystemen, wie z.B. ihre
thermodynamischen Merkmale (maximal zulässigen Drücke und Temperaturen der
Wärmeträgermedien) bestimmen die Möglichkeit einer solaren Integrationsmaßnahme in ein
bestehendes fossiles Kraftwerk. Wie später ersichtlich wird, definieren sie dabei den
geeigneten Einbindungspunkt in den konventionellen Kraftwerksprozess. Somit ist die
Vorstellung aller relevanten CSP-Technologien zweckmäßig.
Im Folgenden wird deshalb auf die Parabolrinne, den Fresnel-Kollektor und den Solarturm
eingegangen, da sich diese Kollektoren zum heutigen Stand für ein Solar-Retrofitting als
tauglich erweisen.
2.2.1 Der Parabolrinnen-Kollektor
Die Parabolrinne ist ein technisch ausgereiftes Kollektorkonzept, das sich seit über 15 Jahren
in zuverlässiger Produktion großer Mengen an Solarstrom bewährt hat und infolgedessen
relativ gute Erfahrungswerte vorweisen kann.
Ein Parabolrinnen-Kollektor besteht aus einem gewölbten Spiegel, der auftreffende
Sonnenstrahlen auf ein Absorberrohr, das sich in der Brennlinie der Spiegelfläche befindet
reflektiert und bündelt. Die konzentrierenden Sonnenstrahlen erhitzen dabei ein im
Absorberrohr zirkulierendes Arbeitsmedium oder welches auch Wärmeträger genannt wird.
Die Parabolrinnen-Kollektoren sind in den Längen von 20 bis 150m ausgeführt und bilden in
Reihe geschaltet das Kollektorfeld. Abb. 2-4 zeigt eine aufgeständerte Kollektoreinheit und
erklärt den Konzentrationseffekt, während Abb. 2-5 das Ergebnis einer Zusammenschaltung
der Einheiten zu einer Solarfarm eingefangen hat.
Abb. 2-4: Parabolrinnen-Kollektor (SM 2010a)

Abb. 2-5: Parabolrinnen-Kraftwerk Andasol 1 (SM 2010b)
Reflektor
Die Reflektoren bestehen aus mit Silber beschichteten Weißglas und sind für eine Lebens-
dauer von 30 Jahren ausgelegt (Ehrenberg 1997). Parabolrinnen der neuesten Generation, wie
z.B. dem HelioTrough der Solar Millennium AG sind im Stande, die auftreffenden
Sonnenstrahlen auf das Absorberrohr mit einer Genauigkeit von 99% zu reflektieren und
können einen Konzentrationsfaktor von 100 erreichen (Wesselak 2009). Der
Konzentrationsfaktor gibt dabei das Verhältnis von reflektierter Spiegelfläche (Aperturfläche)
zur Fläche des Absorbers an und liegt in der Praxis bei etwa 80. An die Reflektoren werden
hohe konstruktive Anforderungen gestellt, denn die erforderliche geometrische Präzision der
Reflektoren muss gegen alle Windlasten hinreichend widerstandsfähig sein.
Absorber
Absorber, oder auch Receiver genannt setzen die gebündelte Sonnenstrahlung in Wärme um
und geben sie an ein zirkulierendes Wärmeträgermedium ab. Die Receiver bestehen aus
einem Absorberrohr aus Metall, das von einem gläsernen Hüllrohr vakuumdicht umschlossen
ist. Der Aufbau soll eine möglichst effiziente Umwandlung, bei der so wenig wie möglich
Wärme verloren geht ermöglichen. Die Abb. 2-6 zeigt ein Absorberrohr von Siemens der
neuesten Generation, welches nach Angaben des Herstellers zurzeit das effizienteste Modell
am Markt ist. Abb. 2-7 zeigt denselben Receiver, nur in schematischer Darstellung und aus
deren Nummerierung kann man die wichtigsten technischen Merkmale und deren Funktion
herauslesen. Kommerzieller Standard zum heutigen Zeitpunkt ist der Einsatz eines
temperaturbeständigen synthetischen Öls (Thermo-Öl) als Wärmeträgermedium das in dem
Absorberrohr zirkuliert. Der Gebrauch des Thermo-Öls begrenzt die Maximaltemperatur des
Wärmeträgermediums auf 400°C und erfordert den Einsatz eines Wärmetauschers, der die
Wärme auf einen wasserdampf-betriebenen Rankine-Zyklus überträgt. Höhere Temperaturen
führen zu einer thermischen Instabilität der Kohlen-Wasserstoffverbindungen der Thermo-
Öle.

Abb. 2-6: UVAC 2010 (Siemens 2010)
Abb. 2-7: UVAC 2010 – Schematisch (Siemens 2010)
Nachführung
Die Reihen der Parabolrinnen, die zusammengeschaltet zu einer Solarfarm parallel
hintereinander aufgestellt sind, verlaufen in Nord-Süd-Richtung und werden der Sonne
entsprechend ihrem Tagesverlauf von Ost nach West einachsig nachgeführt (siehe Abb. 2-8).
Nachführungssysteme arbeiten mit Solar-Algorithmen und Photozellen und nutzen für die
Ausrichtung genaue hydraulische Antriebe oder Elektromotoren. Somit erreicht man, dass es
sich bei Parabolrinnen-Kollektoren trotz ihrer enormen Größe, um hochpräzise optische
Geräte handelt, die im Betrieb weniger als einen Millimeter genau ausgerichtet werden.
Abb. 2-8: Nachführungsdarstellung einer Parabolrinne (SM 2010c)
Beschichtetes Edelstahlrohr (geschwärzt und gegen Korrosion behandelt)
Beschichtetes Glasrohr (Anti-Reflektionsbeschichtet, Glasröhre ist wegen
geringeren Abstrahlungsverlusten evakuiert)
Verbindungsstück
Wasserstoff und Barium Fänger (fangen Zerfallsstoffe auf, die sich beim Einsatz
von organischen Wärmeträgermedien im Rohr sammeln und effizienzmindernd sind)

Zukunftsausblick Parabolrinne
Grundsätzlich folgen alle Bestrebungen in Sachen Neuentwicklung dem Ziel einer besseren
Ökonomie, bzw. Senkung der spezifischen Wärmeerzeugungskosten.
Als Beispiel wurde dies beim sogenannten HelioTrough, dem jüngst vorgestellten Kollektor
der Solar Millennium AG, durch die Modifikation der Geometrie zum Vergleich bisheriger
Parabolrinnen-Kollektoren erreicht. Laut Hersteller ist das vereinfachte Design größer und
kostengünstiger im Aufbau als bisherige Kollektordesigns. Viele Komponenten, wie z.B. der
Nachführungs-Antrieb zum Sonnenstand sind nur einmal pro Kollektor nötig und durch die
größeren Kollektoreinheiten kommt es zu Materialeinsparungen (SM 2010b).
Weitere Forschungsaktivitäten befassen sich mit der Effizienzsteigerung des Gesamtsystems,
die über einen Einsatz von Salzschmelzen oder Wasser als Wärmeträgermedium erreicht
werden sollen.
Dabei ermöglicht die Nutzung von Salz eine Steigerung der Wärmekapazität und der
Temperatur, was zu einer Steigerung des Wirkungsgrades beiträgt. Für die solare Integration
in ein konventionelles Kraftwerk würde dies eine Möglichkeit des Anbindens des
Wärmetauschers auf eine höhere Temperatur (bzw. Druckstufe) des Rankine-Zykluses
eröffnen.
Ist der Einsatz von Wasser als Wärmeträgermedium zwar noch überwiegend in der
Erprobungsphase, bzw. wird diese Technologie in Demonstrationsanlagen getestet, bietet die
Firma Ausra schon heute eine schlüsselfertige Lösung für eine sogenannte
Direktverdampfung oder DSG (Direct Steam Generation). Die Vorteile beim Verdampfen
von Wasser mithilfe der DSG-Technologie bedeuten:
eine Reduktion der Erstarrungstemperatur des Mediums auf 0°C im Vergleich zum
Thermo-Öl, die bei etwa 20°C liegt und somit dynamischeres Anfahrverhalten der
Anlage
eine Erhöhung der Solarwärme-Dampf-Effizienz durch den Wegfall von Thermo-
Öl/Wasser-Wärmetauschern und somit die Aushebung von Temperaturgefällen, die
sich in Wärmetauschern einstellen und für Übertragungsverluste sorgen.
eine Minimierung von Strömungsverlusten des Gesamtsystems, da auf viskoses
Thermo-Öl verzichtet wird
eine Eliminierung der Probleme bei Leckage mit umweltschädlichem Thermo-Öl
Für die Hybridisierung mit konventionellen Kraftwerken liegt der Vorteil im Wegfall der
Ölpumpen und somit einen Abfall des Eigenstromverbrauchs. Wesentlich aber ist, dass
durch den Wegfall des Wärmetauschers eine direkte Turbinenanbindung ermöglicht wird.

2.2.2 Der Fresnel-Kollektor
Eine Abwandlung, bzw. Weiterentwicklung der Parabolrinnen-Technologie stellen so
genannte Linear-Fresnel-Spiegel-Kollektoren, wie sie Abb. 2-9 zeigt dar.
Abb. 2-9: Linear-Fresnel-Kollektor (PowerGen 2010)
Der Fresnel-Kollektor bündelt Sonnenstrahlen mithilfe von parallel zu einer Ebene
angeordneten flachen (oder durch ein mechanisches Produktionsverfahren, leicht gewölbten)
Spiegelfacetten, auf einen darüber fix angeordneten Absorber. Die einzelnen Spiegel lassen
sich um 360° drehen und können bei Stürmen ganz umgedreht und so vor Wettereinflüssen
gesichert werden. Somit ist auch der Fresnel-Kollektor ein einachsig nachgeführtes System,
wobei allerdings jede Spiegelfacette mit einem elektrischen Einzelantrieb ausgerüstet wird.
Der kastenartige oder halbrunde Absorber ist aus einem oder aus mehreren parallel laufenden
Rohrbündeln - um eine Brennlinienerweiterung zu erreichen - ausgeführt. Die Rohrbündel
verlaufen im Inneren des Absorbers, der zur Isolation von unten mit einer Anti-Reflexions-
beschichteten Glasplatte abgeschlossen ist. Da die Seiten des Absorbers ebenfalls einfallende
Sonnenstrahlen auf die Rohrbündel fokussieren wird der Absorber auch Sekundär-
Konzentrator oder -Receiver genannt. Ausführungen, in denen aber auf den Sekundär-
Receiver verzichtet wird und die Rohrbündel frei liegen haben sich im Zuge einer
Kostenreduktion durchaus als optisch effizient bewährt (Burbidge 2006).
In der folgenden Darstellung ist die Funktion eines Fresnel-Kollektors mit halbrundem
Absorber illustriert (Abb. 2-10).

Abb. 2-10: Funktion eines Fresnel-Kollektors (Dena 2010)
Bei der Gegenüberstellung zwischen den Eigenschaften des Linear-Fresnel- und dem
Parabolrinnen-Kollektor sind die folgenden Unterschiede wesentlich:
Die sogenannten Verlustmechanismen Shading2
und Blocking3
sind höher und senken
den Kollektorwirkungsgrad. Damit ist beim Fresnel-Kollektor eine um etwa ein
Drittel größere Spiegelfläche (Aperturfläche), als bei der Parabolrinne bei gleicher
Leistungsaufnahme nötig.
Durch das einfachere Design (flache statt gewölbte Spiegel) und der simpleren
bodennahen Aufständerung fällt der Fresnel-Kollektor preiswerter aus. Die flache
Geometrie sorgt für geringere Windlasten an der Konstruktion, die so leichter und mit
weniger Materialaufwand konzipiert werden kann.
Da die Absorberrohre unbeweglich angeordnet sind kommt es zu einer weiteren
Kostenreduktion, da auf flexible Hochdruckröhren, sowie rotationsfähige Anschlüsse,
wie sie bei den Parabolrinnen von Nöten sind, verzichtet werden kann.
Als Arbeitsmedium kommt bevorzugt Wasser zum Einsatz, so dass der Fresnel-
Kollektor als DSG-System betrieben wird und daraus von den gleichen Vorteilen
profitiert, die im vorigen Abschnitt zur Direktverdampfung erläutert wurden.
Die bodennahe Aufständerung verursacht eine Kostenreduktion bei Wartungs- und
Instandhaltungskosten, da das System für Reinigungsprozesse und Wartungsarbeiten
zugänglicher ist.
2 Verschattung einzelner Kollektoren durch Nachbarkollektoren
3 Rückstrahlung reflektierter Sonnenstrahlen auf den Receiver wird durch eigene Spiegelfacetten behindert

Durch die Verrohrung von mehreren hundert Metern kann auf die
Strömungsumlenkung in Verbindungsschläuchen, bzw. Kugelgelenken verzichtet
werden und somit sind die Druckverluste vergleichsweise geringer.
Letztendlich lässt sich der Raum unter dem Kollektor für verschiedene
landwirtschaftliche Anbaumöglichkeiten nutzen, da die klimatischen Verhältnisse
unter den Spiegel-Facetten einem Gewächshaus ähneln.
Zukunftsausblick Fresnel-Kollektor
Da der Fresnel-Kollektor (im Gegensatz zur Parabolrinne) seine technische Reife erst in
jüngster Zeit bestätigen konnte, gibt es in technologischer Hinsicht noch einige
Optimierungspotentiale. Dabei wird z.B. versucht, Potentiale im Bereich des Receivers
aufzudecken. Die Zielrichtung ist in erster Hinsicht die Erhöhung der Maximaltemperaturen,
sowie Senkung der Fertigungskosten (Sankol 2008). Im Jahre 2010 hat die Firma Schott
ihren neuesten Hochtemperaturreceiver für die Direktdampferzeugung bei Fresnel-
Kollektoren vorgestellt. Der so genannte SuperNOVA erreicht Dampftemperaturen von
450°C4
und ermöglicht der Fresnel-Technologie sich allmählich den Effizienzwerten von
Parabolrinnen-Kollektoren anzugleichen (Novatech 2010). Weitere Forschungsarbeiten
haben folglich als primäres Ziel, die kommerzielle Nutzung des Fresnel-Kollektors zu
bestätigen und befassen sich u.a. mit der Erhöhung des Grades der Fertigungsautomatisierung
und wollen dadurch, in Verbindung mit einer Massenproduktion hohe Kostensenkungseffekte
demonstrieren.
Abb. 2-11: Entwicklungsbeispiel „PrismaSun“5
(Prismaplex 2010)
4 Wobei im Laufe des Forschungsprojektes „Fresdemo“, diese Temperatur schon im Testbetrieb überschritten
worden ist (Energy20 2010).
5 Der Fresnel-Kollektor PrismaSun der Firma Prismaplex ist ein zweiachsig nachgeführtes Konzept mit einer
Kollektorfläche von 100m² und befindet sich derzeit in der Entwicklung.

2.2.3 Der Solarturm
Bei sogenannten Solarturmkraftwerken, auch Zentralreceiver-Kraftwerke genannt, sind viele
zweiachsig nachgeführte Spiegel, sogenannte Heliostate um einen 50 bis 170m hohen6
Turm
aufgestellt, die Sonnenstrahlen auf diesen mit Konzentrationsfaktoren von 500 bis 1200
fokussieren. Im Turm wird die auftreffende Energie von einem Receiver aufgenommen und
dabei können Temperaturen bis weit über 1000°C7
erreicht werden. Die Temperaturwerte
und der damit erreichbare thermodynamische Wirkungsgrad sind somit deutlich höher als bei
Solarfarmkraftwerken, was auch den wirtschaftlichen Einsatz in nördlicheren Regionen
theoretisch ermöglicht.
Abb. 2-12 zeigt die Solarturmanlagen PS 10 und PS 20 (Bild oben), die nahe Sevilla in
Andalusien stehen. Während PS 10 (11MWel) das kommerziell erste Turmkraftwerk weltweit
ist (Bild unten) hat sich PS 20 als zweiter, von insgesamt vier geplanten Türmen 2009 in das
Projekt „Sanlucar la Mayor Solar Platform“ eingereiht. Dabei stellt PS 20 mit einer Anzahl
von 1.255 Heliostaten und 20MWel die leistungsstärkste8
Turmanlage der Welt dar (SN
2009), (ENS 2007).
Abb. 2-12: Solarturmanlagen PS 10 und PS 20 (Wiki 2010), (Rise 2010)
6 Die Türme eines Solarturm-Kraftwerks müssen eine gewisse Höhe aufweisen, damit sich die einzelnen
Heliostaten nicht gegenseitig beschatten.
7 Die technisch handhabbaren Temperaturen liegen heute bei maximal 1.300 °C
8 Unter Normbedingungen hat der Turm eine solare Umwandlungsrate von 92% und produziert dabei Dampf
mit einer Temperatur von 250°C und einem Druck von 40bar (Abengoa 2010a).

Receiver
Als Wärmeträgermedium in Solartürmen eignet sich Wasserdampf, Heißluft, Salzschmelze
und Erdgas, bzw. Synthesegas. Bevorzugt sind aber Heißluft, die unbegrenzt verfügbar, gut
zu handhaben ist und keine negativen Umwelteinflüsse bewirkt, sowie Salzschmelze, die sich
durch ihre hohe Wärmekapazität auszeichnet und sich dadurch auch als
Wärmespeichermedium eignet.
Bei der Verwendung von Luft kommen offene und geschlossene Systeme zum Einsatz. Beim
offenen Luftreceiver wird die Sonne dabei entweder auf ein Drahtgeflecht, einen keramischen
Schaum oder auf eine metallische, bzw. keramische Wabenstruktur fokussiert, wobei ein
Gebläse im Turm für deren Kühlung sorgt, indem es die Umgebungsluft ansaugt. Die so
erhitzte Luft wird anschließend einem Dampferzeuger, bzw. Wärmetauscher zugeführt. Das
System arbeitet demnach bei Umgebungsdruck, während bei der Ausführung als
geschlossener Receiver der Turm mit einem Glasfenster geschlossen ist und so, Luft bei
Überdruck erhitzt wird. Folglich erreicht eine geschlossene Ausführung höhere energetische
Zustände der Luft und somit eine Wirkungsgradsteigerung (IER 2006). Ein derartiges System
erlaubt - wie später bei den Hybridisierungsoptionen von konventionellen Kraftwerken
gezeigt wird - eine direkte Gasturbineneinspeisung
In der Abb. 2-13 ist zur Verdeutlichung eine mögliche Ausführung eines offenen
Luftreceivers dargestellt, in dem sich ein Dampferzeuger und ein Kanalbrenner befinden.
Diese Ausführung kann in der Fachliteratur als „Phoebus-Prinzip“ benannt vorgefunden
werden.
Mit der Detailansicht wird beschrieben, wie sich die Temperaturverhältnisse an der Receiver-
außenwand einstellen. Man sieht ebenfalls, wie die Luft von außen angesaugt wird und sie
dann im Turm nach unten strömt, wobei ein Großteil der Luft beim Verlassen des Turms
wieder eingesaugt wird und somit zirkuliert.
Abb. 2-13: Funktionsprinzip eines offenen volumetrischen Luftreceivers (Kaltschmitt 1997)

Sogenannte Rohrreceiver sind beim kalifornischen Projekt „Solar Two“ im Einsatz, bei dem
Salzschmelze als Wärmeträgerfluid zum Einsatz kommt. Der große Vorteil dieses Konzeptes
liegt darin begründet, dass Salz mit seiner hohen Wärmekapazität einen Wärmetauscher
zwischen dem Wärmeträgermedium und einem Wärmespeicher überflüssig macht (falls die
Installation eines thermischen Speichers aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten durchzuführen
wäre). Da, aber bei der Integration von solarer Energie in ein konventionelles Kraftwerk ein
thermischer Speicher wegen seiner hohen Kosten ohnehin nicht zweckmäßig ist wird nicht
auf diesen Typ des Solarturms eingegangen.
Zukunftsausblick Solarturm
Solarturmkraftwerke haben ihre Praxistauglichkeit in dem Ausmaß, wie die vorher
beschriebenen Technologien, Parabolrinne und Fresnel-Kollektor noch nicht beweisen
können, kommen aber nun aus ihrer Pilot- und Demonstrationsphase heraus, in denen sie sich
unbestritten als effektives Energieerzeugungssystem etabliert haben. Als aussichtsreiche
Technologie geltend bei der wenige Erfahrungswerte vorliegen, wird seit einigen Jahren
erheblich in die Entwicklung von Solarturmkraftwerken investiert (HAS 2009).
Eine Entwicklungsrichtung beschäftigt sich dabei mit der Senkung der Kosten von
Heliostaten, die mit etwa 60% der Gesamtinvestition, eine erhebliche Aufwendung darstellen
und deren Modifikation, bemerkenswerte Kostenreduktionspotentiale generieren soll. Als
Beispiel könnten über die Nutzung von kleineren (billigeren) Spiegelfacetten oder dem
Einsatz von sogenannten Membranheliostaten Kollektorfelder günstiger ausgestaltet werden.
Daneben kann durch eine Sekundärfokussierung am Solarturm sogar eine Reduktion der
Anzahl von Heliostaten erreicht werden. Darüber hinaus wird daran gearbeitet die optische
Qualität der Reflektoren zu steigern, deren Dauerhaltbarkeit zu erhöhen (z.B. durch die
Verringerung der Empfindlichkeit gegen Umwelteinflüsse, wie z.B. Windlasten) und bessere
Betriebs- und Wartungsmöglichkeiten aufzudecken.
Zur Verdeutlichung ist in Abb. 2-14 ein facettierter Heliostat dargestellt und Abb.2-15 zeigt
zwei Ausführungen von Membranheliostaten.
Abb. 2-14: Heliostat mit Spiegelfacetten (Helio 2010a)

Abb. 2-15: Membranheliostate (Saic 2010), (Helio 2010b)
Was die Receiver betrifft wird neben der Optimierung des Verhaltens und der Handhabung
der Trägermedien, die im Receiver umlaufen, auch am Design und vor allem an den
eingesetzten Werkstoffen geforscht. Die hohen erreichbaren Betriebstemperaturen im Turm
stellen eine enorme Beanspruchung der Materialien des Receivers dar und erfordern eine
ständige Weiterentwicklung.
Auf der Abb. 2-16 ist ein geschlossener druckbeauftragter Receiver der Firma Abengoa Solar
dargestellt. Zu erkennen ist der vorher im Text erwähnte Sekundärkonzentrator, bzw. die
Sekundärfokussierung und es wird angedeutet, wie die Wärmeübertragung in dem, über ein
dickes Quarz-Glasfenster abgeschlossenen Receiver technisch gelöst ist.
Das vorgestellte Konzept wird bei erfolgreicher Umsetzung für das solare Retrofitting von
Gas-Kraftwerken von herausragender Bedeutung (näheres ab Kapitel 4.2) sein.
Abb. 2-16: Solugas(-Druck)-Receiver (Abengoa 2010b)

Weitere Receiver-Designs in der Entwicklung sind der Siliciumcarbid-Druckreceiver (Abb.
2-17, links), bei dem die konzentrierte Solarstrahlung von einem topfartigem, doppel-
wandigem Druckgefäß absorbiert wird und ein vom DLR entwickelter Rohrreceiver (Abb. 2-
17, rechts), bei dem Luft in kreisförmig angeordneten Rohren erhitzt wird.
Abb. 2-17: SiC-Druckreceiver und DLR-Rohrreceiver (Pitz-Paal 2002), (Uhlig 2007)
Neben der Forschung an Heliostaten und Receivern sind abschließend noch die
Entwicklungsanstrengungen im Bereich der Hochtemperatur-Solarchemie zu erwähnen. Bei
diesem Verfahren wird das Ziel einer CO2-freien Wasserstoffgewinnung mittels
konzentrierter Sonnenenergie verfolgt. Dabei nutzt man den Effekt der thermischen Spaltung,
wobei z.B. bei der sogenannten Thermolyse, Wasser in seine Bestandteile Wasserstoff und
Sauerstoff zerlegt wird (siehe dazu auch: Hydrosol-Projekt, (DLR 2007)). Eine weitere
Möglichkeit besteht darin, fossile Brennstoffe wie Erdgas (Dampfreformierung), oder Erdöl
(Kracken) in ihre Bestandteile zu spalten und dabei als Produkt Wasserstoff zu erzeugen.
2.2.4 Leistungsparameter
Nachdem ein Überblick über die einzelnen relevanten konzentrierenden Solarsysteme
gegeben und deren Funktionsweisen erörtert wurden, gilt es in diesem Abschnitt diese
erläuterten Kerneigenschaften mit konkreten Leistungsparametern zu vervollständigen. Um
einen möglichst übersichtlichen Vergleich solarthermischer Technologien zu schaffen,
werden die Kenngrößen der beleuchteten Systeme in den Tabellen 2-1 und 2-2
gegenübergestellt.

Technologie: Parabolrinne (Hochdruck-) Parabolrinne Linear Fresnel
Parameter:
Typische Solarfeldform Rechteckig Rechteckig Rechteckig
Receiver/Absorber Absorberrohr Hochdruck-Absorberrohr Hochdruck-Absorberrohr (Rohrbündel)
Wärmeträger (HTF) Thermo-Öl Wasserdampf (Direktverdampfung) Wasserdampf (Direktverdampfung)
Elektrischer Leistungsbereich
installierter Solarkraftwerke
Max. in Betrieb: 50 MWel
In Planung: 550 MWel (Mojave Solar
Park)
In Planung: 50MWel (Designphase)
(wobei 30MWel in Bauphase)
In Planung: 250 MWel (Kogan Creek)
Konzentrationsfaktor C 70 bis 100 70 bis 100 25 bis 170
Land Use Factor
(Flächenbedarf)
0.3
(Ca. 30% niedriger als beim Solarturm entsprechender Leistung)
0.7
(Ca. 50% niedrigerer als beim Solarturm)
Temperatur- und Druckbereich
HTF
Thermo-Öl: Max. 400°C bei
< 5 bar Wasserdampf: Max. 600°C bei
120 bar
Wasserdampf: Max. 600°C bei
120 barTemperatur- und Druckbereich
Arbeitsmedium
Wasserdampf: 370 bis 390°C
bei 100bar
Technischer Stand Seit 1984 kommerzielle Nutzung und
dadurch bestätigte technische und
ökonomische Betriebswerte
Technologie mit niedrigstem
Materialbedarf
DSG mit Temperaturen bis 400°C ist im
fortgeschrittenem Zustand
DSG mit Temperaturen über 550°C noch in
der Vorentwicklung
Alle Anwendungen derzeit noch als
Testanlagen ausgeführt
Bisher keine kommerziellen Projekte,
Technologie ist aber an der Schwelle zur
Marktreife
Etablierte
Technologieanbieter
Sener, Solar Millennium, Abengoa, ACS-
Cobra, Acciona, Solel, Siemens
N/A Ausra, MAN Ferrostaal, Solarmundo, Mirrox
Tabelle 2-1: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 1/2 (Hartl 2009), (Tressner 2007), (Tamme 2005), (Pitz-Pal 2002), (Uhlig 2007), (CSP today 2010)

Tabelle 2-2: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 2/2 (Hartl 2009), (Tressner 2007), (Tamme 2005), (Pitz-Pal 2002), (Uhlig 2007), (CSP today 2010)
Technologie: Solarturm – Offener Luftreceiver Solarturm - Sattdampfreceiver Solarturm – Geschlossener Druckreceiver
Parameter:
Typische Solarfeldform Kreis-/halbkreisförmig Kreis-/halbkreisförmig Kreis-/halbkreisförmig
Receiver/Absorber Drahtgeflecht/keramischer Schaum/
metallische bzw. keramische
Wabenstruktur
Hochdruck-Absorberrohr (Rohrbündel) Volumetrischer Druckreceiver/Siliciumcarbid-
Druckreceiver/Rohrdruckreceiver
Wärmeträger (HTF) Luft bei atmosphärischem Druck Wasserdampf Luft/Erdgas
Elektrischer Leistungsbereich
installierter Solarkraftwerke
Max. in Betrieb: 1,5 MWel Max. in Betrieb: 20 MWel
In Planung: 1.200 MWel (Nevada)
Max. in Betrieb: 0,5 MWel
9
In Planung: 0,2 MWel (Newcastle, Australien)
Konzentrationsfaktor C 500 bis 1.200
Temperatur- und Druckbereich
HTF
Luft: Max. 1.200°C bei
Atmosphärischer Druck Wasserdampf: Derzeit 250°C
bei 40 bar
Luft: Max. 1.050°C
bei 15 barTemperatur- und Druckbereich
Arbeitsmedium
Max. 540°C bei 140 bar - Phoebus-Prinzip
(derzeit in Jülich: 485°C bei 27 bar)
Technischer Stand Hoher Wirkungsgrad Heliostaten sind weit entwickelt Pilot-/Demonstrationsphase
Hohe Dampftemperaturen erreichbar
Volumetrische Receiver haben ihre
technische Reife bestätigt, haben
dennoch Optimierungspotential
Rohrreceiver für Sattdampf im kommerziellen
Betrieb und gute Erfahrungswerte
Rohrreceiver mit Dampfüberhitzung noch in
der Entwicklungsphase
Sehr hohe Temperaturen erreichbar
Vielfältige Anwendungsmöglichkeiten für
solare Integration
Probleme mit Druckbeständigkeit des
Quarz-Glasfensters beim Druckreceiver
Beim Rohrreceiver gilt es den
Wartungsaufwand zu begrenzen
Etablierte
Technologieanbieter
N/A eSolar, BrightSource, Torresol Abengoa
9 (zur Produktion von Synthesegas im National Solar Energy Centre - NSEC)

2.2.5 Zusammenfassung
Durch technische Fortschritte und optimierte Betriebs- und Wartungsstrategien konnten bei
allen CSP-Technologien große Lerneffekte erzielt werden. Dies, in Verbindung mit der
ständigen Weiterentwicklung und einem stärkeren Einsatz der einzelnen Technologien lässt
weitere Wirkungsgradsteigerungen, Verbesserungen der Systemführung und zuletzt
Kostensenkungen erwarten.
Die Parabolrinnen-Technologie ist mit der meisten technischen sowie ökonomischen
Erfahrung bei Weitem die meist installierte Anlagentechnik, die diesem System gegenüber
anderen solarthermischen Technologien einige Wettbewerbsvorteile verschafft. Mit ihrem
geringen technischen, sowie finanziellen Risiko wird sie gegenüber anderen CSP-Systemen
von Investoren meist bevorzugt, auch wenn sie eine Anlage mit relativ niedrigem
Wirkungsgrad ist.
Solarturmtürme, sowie die Fresnel-Technologie stehen noch am Anfang ihrer Kosten-
senkungspotentiale, da sie noch nicht die gleich lange Entwicklungszeit der Parabolrinne
durchlaufen haben und ihr Einsatz bisher nicht in dem entsprechenden Ausmaß stattgefunden
hat.
Dem Fresnel-Kollektor kommt dabei zugute, dass er mit einer sehr geringen Zahl
verschiedener Bauteile auskommt und sich daher am besten für eine Standardisierung,
Massenfertigung und Modularisierung anbietet, was unter Umständen zu hohen
Preisverfällen führen wird. Für die solare Integration ist er darüber hinaus wegen seines
geringen Landbedarfs und vor allem wegen der Direktverdampfungs-Technologie interessant.
Der Solartum sticht mit seinen hohen Wirkungsgraden hervor und fernerhin liegt sein Vorteil
in den vielfältigen Möglichkeiten denen er einer solaren Integration in konventionelle
Kraftwerke eröffnet. Solarturm-Anwendungen sind zwar bis heute, primär als
Forschungsanlagen zu betrachten, doch kann man durch die gewonnenen Erfahrungswerte
und die vielversprechenden Potentiale dieser Technologie in Zukunft von einem größeren
Einsatz von Solarturmanlagen ausgehen. Weltweit befinden sich zurzeit vier Turmanlagen im
Bau und zwölf weitere sind geplant (CSP today 2010).

3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 21
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik
Das Kapitel 3 ist eine Abhandlung konventioneller Kraftwerkstechnik und soll einen
technischen Überblick über Energieerzeugungsanlagen auf fossiler Basis geben, die für eine
solare Integration als tauglich erachtet werden.
Die im folgenden durchgeführte Zusammenfassung thermodynamischer Vergleichsprozesse
und der daraus abgeleiteten technischen Lösungen für derzeit laufende Kraftwerke samt ihrer
Prozessdaten sind Basis für das Verständnis der Vorteile solarer Retrofittings, deren
Umsetzungsmöglichkeiten samt den Auswirkungen, den sie auf konventionelle Kreisläufe
haben.
3.1 Dampfkraftwerke
Bei Dampfkraftanlagen hat sich die sogenannte Linearanordnung als zweckmäßig erwiesen,
die Rücksicht auf die Richtung der Energie- sowie Materialströme im Prozess nimmt. Wie in
der Abb. 3-1, befinden sich dabei die zwei zentralen Komponenten des Kraftwerks, nämlich
der Dampferzeuger und die Turbogruppe (Turbine und Generator) in abgetrennten Gebäuden
– dem Kesselhaus und dem Maschinenhaus. Bei der Gebäudeplanung wird besonders auf
eine günstige Führung der Heißdampfleitungen geachtet und ferner sind Rohrleitungen so
verlegt, dass aus Kostengründen kurze Weglängen erreicht werden und deren vollständige
Entleerung möglich ist. Das Kraftwerksgebäude kann als reiner Zweckbau angesehen
werden, das die Anlage vor Witterungseinflüssen (wie Frost oder Niederschlag) schützt
(Strauß 2006). Je nach Region bzw. Klima können somit Bauformen anders ausfallen und
verschieden hohe Integrationskosten verursachen.
Abb. 3-1: Konventionelles Dampfkraftwerk (BEN 2010)

Für diese Studie ist besonders der Wasser-, bzw. Dampfkreislauf des Kraftwerks von
wesentlicher Bedeutung und soll näher betrachtet werden.
In Abb. 3-2 ist ein Wärmeschaltplan eines Dampfkraftwerks in seiner derzeitigen,
bzw. üblichen Ausführung dargestellt. Wasser wird dabei im Kessel verdampft und überhitzt,
anschließend zur Hochdruckturbine geleitet, wo der Dampf schließlich expandiert. Dieser
Dampf geringeren Drucks wird dem Kessel größtenteils zur Zwischenüberhitzung
rückgeführt (Schwarz-Rote-Linie), während ein kleinerer Teil wiederrum entnommen und in
den Hochdruckvorwärmer 1 geleitet wird, der die letzte Einheit der sogenannten
regenerativen Speisewasservorwärmung bildet (grau gestrichelter Kasten). Der zwischen-
überhitzte Dampf tritt dann in die Mitteldruckturbine ein. Aus der Mitteldruckturbine wird
wieder Dampf an verschiedenen Stellen, bzw. Druckstufen der Turbine entnommen, der
einerseits die Niederdruckturbine speist, bzw. dem Hochdruckvorwärmer 1 und dem
Mischvorwärmer zugeführt wird. Wie bei den anderen Druckstufen wird auch aus der
Niederdruckturbine Dampf für die regenerative Speisewasservorwärmung (Niederdruck-
Vorwärmer 1 bis 4) abgezapft. Der Hauptteil des Dampfmassenstroms verbleibt aber und
wird im Kondensator letztendlich verflüssig und zur erneuten Vorwärmung zurückgeführt.
Abb. 3-2: Wärmeschaltplan eines Dampfkraftwerks

Die endgültige Ausführung des eben gezeigten Kreisprozesses eines Dampfkraftwerks ist das
Resultat der Optimierung des Wirkungsgrades nach thermo-dynamischen Prinzipien in
Verbindung mit der Prämisse niedriger Kosten, um die bestmögliche Wirtschaftlichkeit des
Kraftwerks sicherzustellen. Dieser Sachverhalt kann verdeutlicht werden, wenn der
thermodynamische Vergleichsprozess eines Dampfkraftwerks (Abb. 3-3) im Ts-Diagramm
betrachtet wird. Der sogenannte Clausius-Rankine-Prozess (künftig: CRP) besteht dabei
vereinfacht aus zwei isentropen und zwei isobaren Zustandsänderungen. Demnach erfolgt die
Expansion in der Turbine (3 4), bzw. die Kompression in der Pumpe isentrop (1 2) und die
Wärmeabfuhr im Kondensator (4 1), bzw. die Wärmezufuhr im Kessel isobar (2 3).
Abb. 3-3: Clausius-Rankine-Prozess
Eine Wirkungsgraderhöhung dieses vereinfachten Kreisprozesses kann durch die Annäherung
des technisch realisierbaren Clausius-Rankine-Prozesses an den idealen Carnot-Prozess10
erreicht werden, was schließlich zu dem in der Abb. 3-2 dargestellten Anlagenschema führt.
Folglich ist der Wirkungsgrad bestimmt, bzw. veränderbar durch die folgenden Punkte (IER
2006) (wobei man mit Hilfe der Abb. 3-4 bis 3-9 die Anführungen nachvollziehen kann):
Variation des Frischdampfzustandes (Erhöhung von Druck und Temperatur des
Arbeitsmediums Wirkungsgradsteigerung) – Die Wirkungsgraderhöhung resultiert
dabei aus der Erhöhung der Arbeitsausbeute des Prozesses (Umschlossenes Feld des
Kreisprozesses wird ausgedehnt).
Abb. 3-4: Druckerhöhung im CRP Abb. 3-5: Temperaturerhöhung
(Überhitzung) im CRP
10 Der Carnot-Prozess ist in der Thermodynamik ein rein theoretischer Vergleichsprozess für Kreisprozesse, der
ein Optimum repräsentiert, bzw. den maximal möglichen Wirkungsgrad eines Kreisprozesses bei gleichen
Eckdemperaturren angibt (Carnot-Wirkungsgrad). Je näher ein realer Prozess an den Carnot-Prozess angenähert
wird, desto höher wird der Wirkungsgrad.

Variation des Kondensationsdrucks (Absenkung des Drucks
Wirkungsgradsteigerung) - Der Kondensationsdruck ist nahezu identisch mit dem
Turbinenaustrittsdruck im Kraftwerk.11
Bei der Absenkung des Kondensationsdruckes
wird eine höhere Arbeitsausbeute des Prozesses erreicht (umschlossene Fläche wird
ausgedehnt). Wärme wird dabei an die Umgebung bei einer geringeren Temperatur
abgegeben, was eine Reduzierung der Wärmeverluste bedeutet.
Abb. 3-6: Kondensationsdruck-Absenkung im CRP
Modifikation der regenerativen Speisewasservorwärmung (Erhöhung der Zahl der
Vorwärmstufen Wirkungsgradsteigerung) - Da das Funktionsprinzip der
regenerativen Vorwärmung darauf beruht Turbinendampf abzuzapfen, vermindert
dies die nutzbare Turbinenarbeit. Dennoch führt diese prozessinterne Wärme-
verschiebung zu einer Wirkungsgraderhöhung, da die Verminderung der zugeführten
Wärmemenge an das Speisewasser größer, als die Verkleinerung der spez. Nutzarbeit
der Turbine ist (siehe Abb.3-7). Abb 3-9c zeigt die Verbesserung des thermischen
Wirkungsgrades in Abhängigkeit der Anzahl an Vorwärmstufen, wobei das Maximum
der Steigerung bei unendlich vielen Vorwärmstufen erreicht wäre. Da aber durch die
Investitionskosten ein wirtschaftliches Optimum gegeben ist, sind in der Praxis meist
nicht mehr als 8 Stufen ausgeführt12
.
Abb. 3-7: Regenerative Vorwärmung im CRP
11 Dementsprechend ist bei der Einstellung des Kondensatordrucks darauf zu achten, dass der Grad der
Dampfnässe nicht überschritten wird, der sich bei abnehmendem Druck einstellt und dann, neben steigenden
Strömungsverlusten auch zu Erosion an der Turbine führen kann.
12 Im Einzelfall sind aber bis 14 Stufen möglich, wobei man bei modernen Neuanlagen sogar bis zu 10 Stufen
installiert (Zahoransky 2010)

Modifikation der Zwischenüberhitzung (Erhöhung der Zahl der
Zwischenüberhitzungen Wirkungsgradsteigerung) - Auch bei der
Zwischenüberhitzung, bei der man durch die Erhöhung der mittleren zugeführten
Wärme den Wirkungsgrad anhebt, stellt sich ein wirtschaftlich vertretbares Maximum
bei der Anwendungen einer Stufe ein.
Abb. 3-8: Zwischenüberhitzung im CRP
Abb. 3-9: Abhängigkeit des thermischen Wirkungsgrades von wesentlichen Parametern
(a: Kondensatordrucks, b: Frischdampftemperatur, c: Zahl der Vorwärmstufen,
d: Zahl der Zwischenüberhitzungen) im CRP (IER 2006)

Dieser kurze Anriss des komplexen Kraftwerksprozesses führt aber im Wesentlichen zu den
üblichen Daten laufender Dampfkraftwerke, die in Tabelle 3-1 zusammengefasst sind.
Tabelle 3-1: Typische Daten von Dampfkraftwerken (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)
Kraftwerks-Komponente Typische Daten
Elektrische Leistung Von 500 MW bis 1000 MW
Frischdampfzustand 540 bis 580 °C,
bei 180 bis 280 bar
Kondensatorzustand 10 bis 60°C,
bei 0,01 bis 0,2 bar
Zwischenüberhitzung Einfach, bei ca. 40 bar auf Frischdampftemperatur
Regenerative
Speisewasservorwärmung
Mehrfach, ca. 8 Stufen auf ca. 250 °C
Mischvorwärmer Bei ca. 10 bis 15 bar
Turbinensatz
Hochdruckturbine (Entspannung vom Frischdampfdruck auf ca. 40 bar),
ein- oder doppelflutige Mitteldruckturbine (Entsp. von ca. 40 bis ca. 7 bar),
2 bis 3 doppelflutige Niederdruckturbine (Entsp. von ca. 7 bis näherungsweise
Kondensatordruck
Die Abb. 3-10 zeigt abschließend ein Kohlekraftwerk samt dessen wichtigsten Komponenten.
Abb. 3-10: Kohlekraftwerk im Schnitt (Grote 2009)

3.2 Gasturbinen-Kraftwerke
In diesem Kraftwerkstyp kommt eine Gasturbine zum Einsatz, die so ausgeführt ist, dass sie
Umgebungsluft ansaugt und über Beschaufelung in einer oder mehreren Verdichterstufen
komprimiert, diese anschließend in einer Brennkammer mit einem gasförmigen oder
flüssigen Treibstoff mischt und letztendlich entzündet. Das so entstandene Heißgas wird im
nachfolgenden Turbinenteil, der an einen Generator angeschlossen ist, entspannt. Wegen der
(besonders im Vergleich zu Dampfkraftwerken) kurzen Anfahrzeiten werden Gaskraftwerke
vor allem zum Abdecken von Lastspitzen im Stromnetz verwendet. In rohstoffreichen
Ländern bzw. Ölförderstaaten, wie z.B. im arabischen Raum sind sie aber durchaus massiv
als Grundlastkraftwerke im Einsatz. Gasturbinen werden in solchen Regionen in Meerwasser-
entsalzungsanlagen in kombinierten Anlagen betrieben und sind weiter als Antrieb für
Kompressor-Stationen von Pipelines installiert. Somit sind Gas-Kraftwerke ebenfalls für ein
solares Retrofitting unbedingt von Bedeutung.
Die Abb. 3-11 zeigt ein einfaches Gaskraftwerk mit einer Turbine mit zugehörigem
Generator, die als Einwellenmaschine ausgeführt ist.
Abb. 3-11: Konventionelles Gaskraftwerk (Celsias 2010)

3.2.1 Gasturbine
Gasturbinen die in Kraftwerken zum Einsatz kommen sind als sogenannte schwere Bauart
ausgeführt (Heavy-Duty) und kommen dabei üblicherweise in Leistungen von 50 bis
340 MWel vor. Gemäß der obigen Prozessbeschreibung bestehen sie aus einem
Turboverdichter, einer Brennkammer und der eigentlichen Turbine. Der Verdichter wird
normalerweise axial durchströmt und ist mehrstufig ausgeführt. Im Turbinenteil (der analog
zur Dampfturbine arbeitet) wird das Gas auf Umgebungsdruck entspannt und verlässt die
Anlage mit einer relativ hohen Temperatur. In Abb. 3-12 ist eine Gasturbineneinheit mit
Generator im Schnitt mit einem 21-stufigen Verdichter und einer 5-stufigen Turbine
dargestellt.
Abb. 3-12: Schnitt durch eine Gasturbineneinheit (Hagelstein 2010)
Der thermodynamische Vergleichsprozess für die Gasturbine ist der sogenannte Joule-
Prozess (im englischen Sprachraum: Brayton-Prozess), wie er als Ts-Schaubild in der Abb. 3-
13 rechts dargestellt ist. Die linke Seite der Abb. 3-13 zeigt dabei die Turbine schematisch in
ihre Einzelteile zerlegt, bzw. deren Wärmeschaltplan. Im abgebildeten Idealprozess wird das
Arbeitsmedium (in diesem Fall Luft) von nach isentrop verdichtet (Turboverdichter)
und in der Brennkammer von nach isobar erwärmt und nachfolgend in der Turbine von
nach isentrop expandiert. Die Wärmeabfuhr von nach stellt die Abkühlung der
Abgase an der Atmosphäre dar (IER 2006).

Abb. 3-13: Gasturbinen- und Joule-Prozess
Im idealen Joule-Prozess betrachtet ist der thermische Wirkungsgrad ausschließlich eine
Funktion des Druckverhältnisses (p2/p1) in der Gasturbine bzw. des Verdichters13
. Die
Temperatur in wirkt sich dabei nur auf die spezifische Nutzarbeit (W*nutz) aus, was über
die Graphen und der korrespondierenden Formel der Abb. 3-14 dargestellt ist (TeachING
2010).
Abb. 3-14: Spezifische Nutzarbeit und Wirkungsgrad in Abhängigkeit vom Druckverhältnis
einer Gasturbine (TeachING 2010)
Neben der Erhöhung des Druckverhältnisses sind noch drei weitere Maßnahmen zur
thermodynamischen Verbesserung anwendbar. Eine Möglichkeit ist dabei die Anwendung
des inneren Wärmetausches analog zur Dampfturbine, bei der man der Gasturbine einen
Teilstrom des Heißgases abgreift und damit über einen Wärmetauscher die komprimierte Luft
vor der Brennkammer vorwärmt (siehe Abb. 3-15 links). Die Wärmezufuhr wird hin zu
13 In einer realen ausgeführten Turbine, kommt es aber durch Verdichtungs- und Expansionsprozesse im
Verdichter und in der Gasturbine, sowie durch Druckverluste am Eintritt des Verdichters zu Irreversibilitäten.
= = 1
th = thermischer Wirkungsgrad
W*nutz = Spezifische Nutzarbeit
qzu = zugeführte Wärme
p1 = Turbinenaustrittsdruck
p2 = Turbineneintrittsdruck
= Verhältnis der Wärmekapazitäten
des Verbrennungsgases

höheren Temperaturen verschoben und die Wärmeabfuhr entsprechend in den Bereich
niedriger Temperaturen. Zwei andere Maßnahmen sind die Zwischenkühlung und
Zwischenüberhitzung, bei denen der Verdichter und die Turbine in Stufen unterteilt werden.
Mit einer Kühlung des Gases im Verdichter wird dessen spezifische technische Kompres-
sionsarbeit verringert. In Kombination mit der Senkung der mittleren Temperatur der
Wärmeabfuhr wird die spezifische Nutzarbeit des Prozesses erhöht, was über die
umschlossene Fläche in Abb. 3-15 rechts illustriert ist (IER 2006).
Abb. 3-15: Vorwärmung, Zwischenüberhitzung und –kühlung bei Gasturbinen
Da ein Gaskraftwerk im Vergleich zu einem Dampfkraftwerk hohe spez. Investitionskosten
aufweist, kommen je nach Anwendungsart (Grundlast- oder Spitzenlastkraftwerk), bzw.
Standort verschiedene Ausführungen der Anlage zum Einsatz, bzw. werden die gerade
beschriebenen Maßnahmen zur Prozessoptimierung teilweise eingesetzt oder nicht. Tabelle 3-
2 zeigt in diesem Zusammenhang die üblichen Daten betriebener Gaskraftwerke.
Tabelle 3-2: Typische Daten von Gaskraftwerken (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)
Elektrische Leistung Von 50 MW bis 340 MW
Turbineneintritts-
Zustand
1000 bis 1250 °C,
bei 10 bis 32 bar
Turbinenaustritts-
Zustand
450 bis 630°C,
bei atmosphärischem Druck
Zwischenüberhitzung Einfach, bei großen Gasturbinen
Zwischenkühlung Zweifache
Luftvorwärmung Bei älteren Gasturbinen mit kleinen Druckverhältnissen vorkommend
Brennkammer Silo- oder Ring-Brennkammer
Turbine
Mehrstufige axiale Turbine in einem Gehäuse (ca. 6 Stufen),
bei Druckverhältnissen von 1,6 bis 2,3 pro Stufe
Verdichter
Mehrstufiger axialer Turboverdichter (10 bis 15 Stufen),
bei Druckverhältnissen von 1,2 bis 1,6 pro Stufe,
Austrittstemperatur aus dem Verdichter: ca. 280°C

3.2.2 STIG-Prozess14
(Steam Injected Gasturbine)
Für das Verständnis einer bestimmten Solar-Retrofit-Lösung für ein Gaskraftwerk, die später
präsentiert wird ist vorab die Erläuterung des sogenannten STIG-Prozesses notwendig.
Der STIG-Prozess beschreibt dabei eine Option, die Leistung einer Turbine über die
Einspritzung von Wasser oder Wasserdampf vor, in, oder nach der Brennkammer zu
verändern. Die Einspritzung führt über die entsprechende Erhöhung des Massenstroms durch
die Turbine zu einer Leistungssteigerung. Weiter kann mit einem STIG-Prozess eine NOx-
Reduktion erreicht werden (Einspritzung vor Brennkammer). Der STIG-Prozess wird
weltweit im kleineren Leistungsbereich (bis ca. 40MWel), nach dem in der Abb. 3-16
dargestellten Anlagenschema betrieben. Wie man sieht, wird das Wasser durch die
Abgaswärme in einem Abhitzekessel, vorgewärmt, verdampft und eventuell überhitzt. Der
Vorteil liegt in der Steigerung des Gesamtwirkungsgrades der Anlage, im Vergleich zu einer
GuD-Ausführung und niedrigeren Investitionskosten. Da der eingedüste Dampf mit dem
Rauchgas an die Umgebung abgegeben wird, liegt aber der Nachteil des Systems darin, dass
ständig neues Wasser in hoher Qualität nachgeführt werden muss. Ein Einsatz ist somit in
trockenen Gegenden stark eingeschränkt (Schaumann 2005), (Zaharonsky 2010).
Abb. 3-16: Anlagenschema eines STIG-Prozesses (Zaharonsky 2010)
14 Auch nach seinem Erfinder, Cheng-Cycle genannt

3.3 Gas- und Dampfkraftwerk - GuD
Ein Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk oder Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk verbindet die
Prinzipien eines Gasturbinenkraftwerkes und eines Dampfkraftwerkes. Der Sinn dahinter
besteht darin, den relativ geringen Gesamtwirkungsgrad bei der Stromgewinnung mittels
eines Gasturbinenprozesses durch einen nachgeschalteten Dampfturbinenprozess zu erhöhen.
Da die Abgase einer Gasturbine am Austritt relativ hoch sind (über 500 °C), können sie über
den Einsatz eines Abhitzekessels das Speisewasser einer Dampfturbine erwärmen.
Grundsätzlich können diese Kraftwerke auch im Grundlastbetrieb, also ganzjährig gefahren
werden. Aufgrund der hohen Brennstoffkosten wird dies in Kontinentaleuropa dennoch selten
gemacht.
Im GuD-Kraftwerk wird mit ein bis vier Gasturbinen und einer Dampfturbine Elektrizität
erzeugt, wobei entweder jede Turbine jeweils einen Generator antreibt (Mehrwellenanlage)
oder die Gasturbine mit der Dampfturbine über eine gemeinsame Generator-Welle
(Einwellenanlage) verbunden ist.
Eine Einwellen-Konfiguration einer GuD-Anlage wird in der Abb.3-17 präsentiert.
Abb. 3-17: GuD-Kraftwerk (ESC 2010)

Die Wärmeschaltpläne links und rechts in Abb. 3-18 zeigen zwei verschiedene Möglichkeiten
einer GuD-Kraftwerksausführung. Auf der linken Seite ist eine einstufige Anlage dargestellt,
d.h. dass Dampf im Abhitzekessel auf nur einer Druckstufe erzeugt, bzw. überhitzt wird. Der
Nachteil dieser einfacheren und somit günstigen Ausführung liegt an den hohen
Exergieverlusten bei der Wärmeübertragung im Abhitzekessel, welche sich wegen der großen
Temperaturdifferenz zwischen Rauchgas und Wasser ergeben.
Eine Verbesserung der Effizienz durch die Eindämmung dieser Verluste wird in üblichen
Kraftwerksausführung über den Einsatz mehreren Druckstufen (z.B. mit zwei Druckstufen,
Abb. 3-18 rechts) erreicht. Die Verteilung der übertragenen Wärme auf mehrere Druckstufen
im Wasserkreislauf führt im Abhitzekessel zu einer geringeren Temperaturdifferenz und
minimiert Exergieverluste, was sich wiederum positiv auf den Gesamtwirkungsgrad auswirkt.
Abb. 3-18: Wärmeschaltpläne einer ein- und zweistufigen GuD-Anlage (Sperlich 2002)
Im unteren Bild links (Abb. 3-19) ist der kombinierte GuD-Prozess im Temperatur-Entropie-
Diagramm dargestellt. Man sieht den „Kreislauf“ des offenen Gasturbinenprozess bis
(GTKW – Gasturbinen-Kraftwerk), sowie den durch die Wärmeübertragung im
Abhitzedampferzeuger realisierten Dampfprozess (DKW – Dampfturbinen-Kraftwerk).
Die rechte Seite der Abb. 3-19 zeigt über das Temperatur-Enthalpie-Diagramm die
Temperaturverhältnisse bei einer, bzw. zwei Druckstufen, die sich im Abhitzedampferzeuger
einstellen. Mit der orangenen Linie wird verdeutlicht, wie mit einem zweistufigen Prozess die
Dampf-Temperaturkurve an den Verlauf der Rauchgas-Temperaturkurve besser angelehnt
werden kann und dadurch die Temperaturdifferenz DT verkleinert wird, was zur oben
erläuterten Exergieverlust-Minimierung führt (Schaumann 2005).

Abb. 3-19: GuD-Prozess im Ts- und Th-Diagramm (Modler 2007)
Übliche GuD-Kombikraftwerke zur reinen Stromgewinnung werden kommerziell entweder
als zweistufige, oder nach dem neuesten technologischen Stand als dreistufige Prozesse
ausgeführt. Die Tabelle 3-3 fasst typische Kennwerte für GuD-Anlagen zusammen.
Tabelle 3-3: Typische Daten von GuD-Kraftwerken (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)
Elektrische Leistung Gasturbinenleistung von 250 bis 280 MW,
bei einer üblichen Gesamtanlagenleistung von 400 MW
Gasturbinenaustritts-
Zustand (Rauchgas im Abhitzekessel)
450 bis 630°C,
bei atmosphärischem Druck
Dampfdrücke
Ca. 60 bis 80 bar Hochdruckteil,
und 2 bis 3 bar Niederdruckteil bei zweistufigen Prozessen
Ca. 130 bar Hochdruckteil,
30 bar Mitteldruckteil und
8 bar Niederdruckteil bei dreistufigen Prozessen
Zwischenüberhitzung
Bei zweistufigen Prozessen nein,
Bei dreistufigen Prozessen ja

4 Integrationsoptionen 35
4 Integrationsoptionen
Zu der Integration von solarer Energie in konventionelle Kraftwerkstechnologie lassen sich in
der Literatur in jüngster Zeit immer mehr Studien finden. Dies zeugt von einem
zunehmenden Interesse der Forschung und Industrie für diese Technologie. Derartige Studien
sind aber soweit nur als theoretische Forschungsveröffentlichungen oder als praktische
Arbeitspapiere verfügbar und liegen noch nicht als einschlägige Fachbücher vor. Solche
Studien sind sehr fallspezifisch und widmen sich überwiegend einer speziellen Fragestellung.
Die meisten Arbeitspapiere greifen dabei ein ganz bestimmtes Projekt auf oder gehen auf
projektspezifische Problematiken ein und vertiefen sich in entsprechende technische Details.
Ein Beispiel dafür ist in dem Arbeitspapier von (KSCST 1991) zu finden, in dem die
Einbindung solarer Energie in ein bestehendes indisches 220 MWel Kohlekraftwerk analysiert
wird. Andere Studien widmen sich eher vollständig thermodynamischen Betrachtungen zu,
bzw. analysieren die Auswirkungen auf einen Kraftwerksprozess bei der Integration von
Solarthermie. Solche Studien reichen von grundsätzlichen Überlegungen zur thermo-
dynamischen Vorteilhaftigkeit gemäß (Ying 1998), über exergetische Betrachtungen nach
(Yaghoubi 2010) bis hin zu thermodynamischen Optimierungsstudien, die eine optimale
Auslegung für einer bestimmten Integrationsoption ableiten (siehe z.B. (Kelly 2001)).
Literatur die einen umfassenden Überblick über sämtliche mögliche Integrationsoptionen
bietet, konnte nicht aufgefunden werden. Dementsprechend ist eines der Ziele dieser Studie
genau diesem Sachverhalt entgegenzuwirken und einen möglichst breite Sammlung an
verschiedenen technischen Lösungen zu präsentieren, wie fossile Kraftwerke mit solarer
Technologie kombiniert werden können.
Dieses Kapitel widmet sich dementsprechend im Kern den Kombinationsmöglichkeiten von
solaren Kollektor-Systemen mit konventionellen Kraftwerken, die nacheinander vorgestellt
werden sollen. Die entsprechenden Hybridisierungsoptionen werden dabei hinsichtlich ihrer
Merkmale, wie z.B. thermodynamischer Eigenschaften untersucht und so deren Eignung als
technische Lösung diskutiert. Mit der Vorstellung realisierter oder geplanter Solar-
Integrations-Projekte wird der theoretische Teil um Beispiele aus der Praxis erweitert.

4.1 Solare Integrationskonzepte für Dampfkraftwerke
Bei den klassischen solarthermischen Kraftwerken handelt es sich um Dampfkraftwerke, die
ihre Antriebsenergie primär aus der Hochtemperaturwärme der Kollektoren gewinnen und
zur Aufrechterhaltung ihres Betriebs mit einer fossilen Zufeuerung, bzw. Spitzenlastkesseln
ausgestattet sind (Backup). Das berühmteste Beispiel dafür sind die neun Sonnenwärme-
kraftwerke SEGS (Solar Electricity Generating Systems), die in der kalifornischen Mojave-
Wüste von 1984 bis 1991 in Betrieb genommen wurden und nun mit neun Kraftwerken eine
Gesamtleistung von 354 MWel vorweisen. Dieses klassische solarthermische Kraftwerks-
konzept unterscheidet sich von der Idee der Hybridisierung von konventionellen
Kraftwerken, weil nach der Umsetzung eines solaren Retrofittings, die CSP-Technologie,
bzw. die erzeugte Wärme aus den Solarkollektoren mit nur einem geringen energetischen
Anteil an der Gesamt-Stromerzeugung (10-30%) beteiligt ist. Insofern spricht man bei der
Durchführung einer solaren Integration im englischen Sprachraum oftmals von „solar thermal
aided power plants“, also einer solaren Beihilfe oder Unterstützung eines konventionellen
Kraftwerks-Prozesses.
Bei der Einbindung solarer Energie in ein konventionelles Dampfkraftwerk, bzw. in den
Clausius-Rankine-Prozess kommen verschiedenartige Wege in Frage. Solarthermie kann
dabei genutzt werden, um Speisewasser vorzuwärmen, Dampf zu überhitzen oder zwischen-
überhitzen, bis hin zur Luftvorwärmung vor Eintritt in den Brennraum des Dampferzeugers.
Allerdings sind die Integrationsmöglichkeiten, bzw. technischen Ausführungen über fixe
standort-, und kraftwerksabhängige Parameter eingeschränkt. So bestimmen vorherrschende
Rahmenbedingungen, wie z.B. die solare Einstrahlung und der Kraftwerksprozess, bzw.
dessen Temperaturen und Drücke letztendlich das Design der Solar-Retrofit-Maßnahme.
Die folgenden vier vereinfachten Wärmeschaltbilder, die auf dem üblichen Kraftwerkschema
eines Dampfkraftwerks basieren (vgl. Abb. 3-2) führen an, wie CSP-Technologien in einen
Dampfprozess integriert werden können. Die Aufteilung der Studie erfolgt dabei in solar-
unterstützte Vorwärmung und solarunterstützte Verdampfung von Speisewasser.

4.1.1 Solarunterstütze regenerative Speisewasservorwärmung
Beim ersten vorzustellenden Integrationskonzept wird Speisewasser an einem bestimmten
Punkt der Vorwärmstufe entnommen, anschließend im Solarfeld erwärmt und in einer
nachfolgenden Stufe wieder zurückgeführt. Je nach Kollektorart fließt das abgezweigte
Wasser direkt in den Receivern der fokussierenden Systeme oder wird durch den Einsatz von
Wärmetauschen erwärmt (z.B. bei Parabolrinne). Abb. 4-1 zeigt zwei Möglichkeiten dieses
Konzepts. Bei der Option 1, wird das CSP-System in den Niederdruckbereich des
Vorwärmstrangs integriert. Je nach Einstrahlungsstärke wird dem Solarsystem ein
Massenstrom an Wasser zugeführt und dadurch die Austrittstemperatur aus dem Kollektor
geregelt. Ab einer minimalen solaren Einstrahlung „kippt“ das System und es geht mehr
Wärme im Kollektorfeld verloren als zugeführt wird, so daß das Einlassventil des Solarfeldes
komplett geschlossen wird. Da das erwärmte Wasser vor dem Hochdruckwärmetauscher
zurückgeführt wird, wird mit ihm die Temperatur vor dem Dampferzeuger geregelt, so dass
nach Meinung von (Kelly 2001), deswegen auf komplexe Regelsysteme verzichtet werden
kann.
Abb. 4-1: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung durch Entnahme
Die Option 2 der Abb. 4-1 beschreibt das gleiche Prinzip beim Einsatz an einer höheren
Druckstufe, wobei hier die höchste Druckstufe zur Veranschaulichung gewählt wurde. Der
Vorteil liegt in einem höheren solaren Wirkungsgrad, der sich aufgrund einer höheren
thermodynamischen Mitteltemperatur der Einspeisung einstellt, dementsprechend aber an die
CSP-Systeme höhere Ansprüche gestellt werden. Der Bedarf an höheren Temperaturen und
Drücken verlangt eine größere Dimensionierung der Bauteile (z.B. stärke Absorberrohre),
bzw. den Einsatz anderer Solarsysteme, was zu erheblichen Kostensteigerungen führen kann.

Das Integrationskonzept nach Abb. 4-1 zeichnet sich dadurch aus, dass es vielfältige
Ausführungsmöglichkeiten hinsichtlich des Einfügens des CSP-Systems bietet und somit eine
hohe Flexibilität bezüglich der technischen Designs erlaubt. Prinzipiell kann dabei jedes
konzentrierende System für die Anwendung in Frage kommem, da je nach Eingriffspunkt
zwischen niedrigen und hohen Temperaturen und Drücken, die im CSP-System verarbeitet
werden sollen, gewählt werde kann. Beim Einsatz eines Wärmetauschers zur Entkopplung
des CSP-Kreislaufs vom Dampfkreislauf des Kraftwerks kann darüber hinaus die
Problematik der Druck-Inkompatibilität des Dampfprozesses und des CSP-Systems komplett
eliminiert werden. Außerdem macht ein Wärmetauscher eine feine Abstimmung des
Gesamtprozesses möglich, indem der Temperaturgradient des Wärmeträgers des
Solarsystems an den des Speisewassers optimal angenähert werden kann (Pinch-Point-Effekt,
siehe Bild 3-19, rechts) (Morin 2004).
In der Abb. 4-2 soll ein Konzept vorgestellt werden, bei dem Wärmetauscher im Gebrauch
sind, diese allerdings direkt in den Vorwärmstrang zwischen die konventionellen
Wärmetauscher integriert werden. Bei dieser Lösung wird auf die Umleitung des
Speisewassers verzichtet, da es im Vorwärmstrang direkt beheizt werden kann (KSCST
1991).
Abb. 4-2: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung über Einfügung von
Wärmetauschern in den Vorwärmstrang
Die vielfältigen erläuterten Wahlmöglichkeiten beim Design zur Umsetzung einer
solarunterstützten regenerativen Speisewasservorwärmung erlauben je nach Zielvorstellung
eines Kraftwerksbetreibers (z.B. niedrigste SGK) die Findung einer optimalen Auslegung.

(4-1)
Der positive Effekt hinter den eben gezeigten Hybridisierungsmodellen liegt darin begründet,
dass die Entnahme aus den Turbinenstufen reduziert wird und der eingesparte Dampf, der
eigentlich für die konventionelle regenerative Vorwärmung gebraucht werden würde, nun
zusätzlich in der Turbine expandieren kann.
Die energetische Vorteilhaftigkeit dieses Prinzips wurde von (Ying 1998) über die Herleitung
des Exergie-Güte-Verhältnisses (EMI – Exergy merit ratio), als Resultat der
Kreislaufberechung des in der Abb. 4-3 gezeigten Wärmeschaltplans bewiesen. Der EMI ist
dabei definiert, als das Verhältnis von zusätzlich gewonnener Turbinenarbeit (Expansion),
zur über der Wärme des Solarfeldes zugeführten Exergie. Durch die Einbringung
exergiearmer Wärme aus dem Solarsystem zur Substitution von exergiereichem Dampf, der
aus der Turbine entnommen wird, wird mehr Arbeit gewonnen als entsprechend thermische
Energie über das Solarfeld (orangenes Feld) zugeführt wird. Dieser Sachverhalt stellt sich
mathematisch ausgedrückt in der Formel 4-1 dar.
Da die Temperatur TL vor dem Eingang des integrierten Solarfelds (orangenes Feld) immer
kleiner als die Temperatur nach dem Solarfeld TH ist gilt, dass der EMI immer größer als
100% sein muss. Ferner lässt die Formel erkennen, dass die Außentemperatur T0 einen
Einfluss auf die Effizienz eines Solarsystems hat. Je höher die Außentemperatur, desto höher
fallen die Verluste an Solarkollektoren aus.
Abb. 4-3: Wärmeschaltplan zur EMI-Analyse
TLTH
EMI = Exergie merit ratio
W = zusätzlich verfügbare Turbinenarbeit
Ex = Exergieeintrag über die Solarfeldwärme
T0 = Außentemperatur
TL = Solarfeld-Eingangstemperatur
TH = Solarfeld-Ausgangstemperatur

In der entsprechenden Studie wird anhand eines Clausius-Rankine-Prozesses mit einer
dreistufigen Vorwärmung, bzw. dreistufigen Entnahme des Turbinendampfes gezeigt, dass
die Substitution der Dampfentnahme mit der gleichen Wärmemenge erzeugt im Solarfeld, zu
einem theoretischen Arbeitsanstieg der Turbine um bis zu 30% führen kann. In der Realität
aber, ergeben sich durch Irreversibilitäten niedrigere Werte, die sich je nach
Anlagenausführung realisieren lassen könnten.
4.1.2 Solarunterstütze Verdampfung
Gemäß den Wärmeschaltplänen die nachfolgend für mögliche Integrationsoptionen gezeigt
werden, werden Kollektorsysteme genutzt, um Dampf direkt oder indirekt zu erzeugen, bzw.
um Dampf zu führen und ihn auf ein höheres Temperaturniveau zu bringen.
Dementsprechend verrichtet das CSP-System je nach Auslegung neben der Vorwärmung
auch die Dampferzeugung, sowie Überhitzung.
Das erste Konzept, das vorgestellt werden soll, schöpft seinen energetischen Vorteil ebenfalls
über den eben mit dem EMI erklärten thermodynamischen Effekt. In der, auf der Abb. 4-4
präsentierten Retrofit-Option werden über die Solarthermie substituierte Entnahmeströme
entspannt und tragen zusätzlich zur Stromerzeugung bei. Das CSP-System agiert dabei als
Vorwärmer und Verdampfer und speist produzierten Dampf in den Entnahmestrang einer
Turbinenstufe.
Abb. 4-4: Solare Dampfeinspeisung in die Entnahmestränge
Die gestrichelten Linien deuten in der Darstellung darauf hin, dass die Entnahme und auch
die Zufuhr von Dampf an unterschiedlichen Stellen realisiert werden kann. Die gegebenen
Möglichkeiten Nassdampf oder Sattdampf auf unterschiedlichen Druck- und
Temperaturstufen mit verschiedenen konzentrierenden Systemen zu verarbeiten, lässt auch
bei dieser Integrationsoption eine hohe Flexibilität erkennen (Morin 2004).

Die drei nächsten Integrationsoptionen, die in einem weiter vereinfachten Wärmeschaltplan
präsentiert werden, unterscheiden sich in erster Hinsicht von den bisher beschriebenen
Optionen, hinsichtlich des Bedarfs an höheren Temperaturniveaus, die von den CSP-
Systemen zur Verfügung gestellt werden müssen. (Burbidge 2006) verweist in einer Studie
(über die Möglichkeiten einer Hybridisierung eines Kraftwerks in Australien) auf die Vorteile
von direktverdampfenden CSP-Systemen. Der Autor sieht über die Verarbeitung hoher
Temperaturen, eine Erhöhung der Systemwirkungsgrade (Carnot) und erwartet entsprechend
eine höhere Wirtschaftlichkeit.
Da an die Kollektorsysteme höchste Ansprüche gestellt werden, sie dabei an ihre
Erprobungsgrenzen herangeführt und eventuell einer Modifikation unterzogen werden
müssen, ist gleichzeitig die Ausfallwahrscheinlichkeit des CSP-Systems damit höher.
Dementsprechend bergen diese Integrationsoptionen auch die höchsten Risiken für
Investoren (Ugolini 2009).
Nach der Integrationslösung die in der Abb. 4-5 gezeigt ist, wird Speisewassser an einem
Punkt des Vorwärmstrangs abgegriffen (hier bspw. nach dem Hochdruckvorärmer) und kann
so in einem CSP-System zur Verdampfung gebracht werden. Je nach Abgriffpunkt sind die
Temperaturen und der Drücke des Wassers verschieden. Der Zustand des solarerzeugten
Dampfes, der vor der Zwischenüberhitzung (ZÜ) mit dem Anzapfdampf der Hochdruckstufe
der Turbine zusammengebracht wird, sollte bei rund 300°C und 40 bar liegen, bzw. diese
Werte nicht wesentlich unterschreiten. Dies deckt sich mit dem eigentlichen Zustand des
Entnahmedampfes bei konventionellen Dampfkraftwerken und verringert so zusätzliche
Regeleingriffe, bzw. größere Modifikationen am Zwischenüberhitzer. Den Tabellen 2-1 und
2-2 nach (Kollektor-Vergleich) würden sich zum jetzigen Entwicklungsstand besonders
Solarturm-Sattdampfreceiver, sowie Linear-Fresnel-Kollektoren für dieses Integrations-
konzept eignen. Sobald die direktverdampfende Parabolrinne ihre Einsatztauglichkeit
vollkommen bestätigt hat, kommt sie auch für dieses Konzept mit ihren Leistungsparametern
durchaus in Frage.
Abb. 4-5: Solarunterstütze Verdampfung mit Einspeisung vor dem ZÜ

Dadurch, dass sich der Wirkungsgrad eines Brennkessels nur unwesentlich bei einer
Absenkung seiner Kesselleistung verringert, können mit den zwei Konzepten der Abb. 4-6
und der Abb. 4-7 Brennstoffeinsparungen erreicht werden, indem man den Dampferzeuger
bzw. Zwischenüberhitzer bei hohen solaren Einstrahlungen umgeht (Ugolini 2009).
Bei der solarunterstützten Zwischenüberhitzung nach Abb. 4-6, wird Dampf nach dem
Austritt der ersten Entnahmestufe abgezweigt und in einem CSP-System auf ein höheres
Temperaturniveau gebracht. In Zeiten hoher solarer Einstrahlung wird somit die Belastung
des konventionellen Zwischenüberhitzers verringert und Brennstoff eingespart.
Bezugnehmend auf die üblichen Temperatur- und Druckverhältnisse des Entnahmedampfes
konventioneller Dampfkraftwerke sollte das Kollektorsystem den Dampfzustand von etwa
300°C und 40 bar auf die Frischdampftemperatur von 540 bis 580°C und einen Druck von
etwa 50 bar anheben. Der Fresnel-Kollektor, sowie in Zukunft die direktverdampfende
Parabolrinne wären im Stande diese geforderten Leistungsparameter, bzw. Dampfzustände zu
erfüllen (Ugolini 2009).
Abb. 4-6: Solarunterstütze Zwischenüberhitzung
Das letzte Anlagenschema das vorgestellt wird (Abb. 4-7) stellt an das Solarsystem die
höchsten Ansprüche, da neben der geforderten hohen Wärmeleistung das System auch
Drücke von rund 300 bar verarbeiten muss, die für die Expansion an der Hochdruckstufe der
Turbine von Nöten sind. Derzeit ist kein direktverdampfendes Kollektor-System in der
Realität mit diesen Leistungsparametern ausgeführt, bzw. geht man in der mittelfristigen
Entwicklung bei der Parabolrinne und dem Fresnel-Kollektor auch nicht von diesen
Parametern aus. Denkbar ist aber eventuell die Modifikation des sogenannten Phobeus-
Prinzips, bei dem der Solarturm mit volumetrischem offenem Druckreceiver zum Einsatz
kommt (Abb. 2-13). Der Dampferzeuger, der nach diesem Konzept im Turm integriert ist,
wird von der durchströmenden Luft beheizt. Es muss geklärt werden, ob man von den in der
Tabelle 2-2 ausgewiesenen Maximalzuständen des Dampfes (540°C bei 140 bar), höhere
Drücke bei der Verwendung anderer Dampferzeuger, die sich z.B. aus Kostengründen am
Turmboden befinden, erreichen kann (Ugolini 2009).

Zu erwarten sind aber auch darüber hinaus Fortschritte bei der Forschung am Solarturm mit
Sattdampfreceiver, bei dem die Dampfüberhitzung noch in der Entwicklungsphase steckt. Ein
solcher Turm mit Direktverdampfung, der Dampfparameter mit Frischdampfzuständen, wie
sie in konventionellen Kreisläufen üblich, bzw. gefordert sind bereitstellen könnte, wäre für
die hier beschriebene solarunterstützte Verdampfung ideal. Des Weiteren könnte ein solcher
Turm auch in der vorher erläuterten solaren Zwischenüberhitzung (Abb. 4-6) zum Einsatz
kommen und diese Hybridisierungsoption um ein taugliches CSP-System erweitern.
Die nichtverdampfenden Integrationslösungen, sowie die solare Dampfeinspeisung in die
Entnahmestränge (Abb. 4-4) erfordern bei gewünschter leistungssteigernder Auslegung, eine
Leistungserhöhung der Turbine, da der substituierte, bzw. zusätzlich zur Expansion stehende
Dampf von ihr verarbeitet werden muss. Da aber Kraftwerke oftmals in Teillast betrieben
werden, um der jeweiligen Leistungsanforderung des Netzes nachzukommen (z.B. Vorhalten
von Regelleistung), kann unter Umständen auf eine Turbinenmodifikation verzichtet werden.
Bei den beiden Lösungen (Abb. 4-6 und Abb. 4-7) ist aber wahrscheinlich eine Neuauslegung
der Dampfturbine unvermeidbar, da davon ausgegangen werden muss, dass die CSP-Systeme
schwankenden Massenströme an den Turbosatz liefern, der diese dann möglichst problemlos
übernehmen muss.
Abb. 4-7: Solarunterstütze Verdampfung mit Einspeisung vor dem DE
Bei allen Lösungen, die die Kesselleistung beeinflussen, kann davon ausgegangen werden,
dass sie auch den Bedarf an dessen Umgestaltung wahrscheinlich machen, sei es durch den
Austausch des Regelsystems oder durch die unmittelbare Modifikation an den einzelnen
Komponenten (Rohrleitungen) des Druckkessels. Diese und die vorher erwähnten Probleme
bei derartigen Integrationsansätzen stellen eine kommerzielle Anwendung zumindest
kurzfristig in Frage.

4.1.3 Projektbeispiele
Nachfolgend werden weltweit geplante, bzw. realisierte Kraftwerksprojekte präsentiert, die
solarerzeugte Energie in Dampfkraftwerke einspeisen.
Dampfkraftwerk Cameo
In den USA, etwa 26 Kilometer östlich vom Grand Junction in Colorado steht das von
XcelEnergy betriebene Kohlekraftwerk „Cameo Generationg Station“, dass seit Februar 2010
das weltweit erste Kohlestaub befeuerte Kraftwerk mit Anschluss an ein Parabolrinnen-
Kollektorfeld ist. Das Kraftwerk als solches hat eine elektrische Gesamtleistung von
73 MWel, wobei sich diese auf zwei Blöcke (Block 1 mit 24 MWel und Block 2 mit 49 MWel)
aufteilt. Als Brennstoff kommt primär Kohle mit niedrigem Schwefelgehalt zum Einsatz,
wobei zusätzlich auch Gas verfeuert wird. Block 1 ging 1957 ans Netz und Block 2 nahm
seinen Betrieb 1960 auf. Das Cameo Solar-Hybrid Projekt gliedert sich in das sogenannte
„Innovative Clean Technology Program“ und soll im Laufe des Jahres 2010 die
Leistungsfähigkeit der solaren Anbindung an das konventionelle Kraftwerk testen. Im Zuge
dessen, soll anhand des Blocks 2 - 49 MWel demonstriert werden, dass mit der solaren
Wärmeeinspeisung in die Vorwärmstufe (ähnlich Abb. 4-1) eine elektrische Leistung von
1 MWel erzeugt werden kann und mit dieser jährlich eine Einsparung von 900 Tonnen Kohle
und somit 2000 Tonnen CO2 möglich ist. Die Energie des Thermo-Öls der ca. 2,6 ha großen
Solarfarm wird über einen zwischengeschalteten Wärmetauscher in den Kreislauf des
Kraftwerks eingebracht. Verfügbare Daten zum Cameo-Projekt können der Tabelle 4-1
entnommen werden (XcelEnergy 2010).
Tabelle 4-1 Daten zum Dampfkraftwerk Cameo (XcelEnergy 2010)
Projektname Cameo hybrid solar-coal plant
Beteiligte Parteien
Betreiber: XcelEnergy
Projektpartner: Abengoa Solar
Gesamte Projektkosten 4,5 Millionen US-Dollar (ca. 3,4 mio EUR)
Leistungsgröße der Dampfturbine 49 MWel
Größe des Kollektorfeldes Ca. 2,6 ha mit 8 Reihen
Länge einer Parabolrinne 152 meter
Temperatur des Wärmeträgers (Thermo-Öl) 575 Grad Fahrenheit (ca. 302 °C)
Minimale Temperatur des Wärmeträgers zur
Aufrechterhaltung des Prozesses
375 Grad Fahrenheit (ca. 191 °C)
Erwartete Steigerung des thermischen Wirkungsgrads 3 bis 5%
Erwartete Emissionsminderung 2.000 tCO2/a
Erwartete Kohleeinsparung 900 t/a

Dampfkraftwerk Liddell
Das Liddell-Kohlekraftwerk, das sich am See Liddell in New South Wales in Australien
befindet wird von vier Dampfturbinen mit je 500 MWel angetrieben und kommt so auf eine
Gesamtleistung von 2.000 MWel. Das Kraftwerk wurde 1972 in Betrieb genommen und ist
eines der ersten großen australischen Kraftwerke, die im Inland ans Netz gingen. Liddell
produziert jedes Jahr eine Strommenge von etwa 10.000 GWh und versorgt damit rund
1 Million australische Haushalte. Seit dem Jahr 2008 erzeugen neben dem Kraftwerk 800
Spiegel auf einer Fläche von 20.000 m2
eine thermische Leistung von 9 MWth und speisen
nach dem Konzept, gemäß der Abb. 4-5, Dampf direkt in den Kreislauf einer der vier
Turbinen ein. Das elektrische Äquivalent wird dabei auf 3MWel beziffert. Das Projekt, das
gemeinsam vom Kraftwerksbetreiber Macquarie Generation und seinem Technologiepartner
Ausra, der die Kollektoren geliefert hat initiiert wurde ist ursprünglich in zwei Phasen
entstanden, wobei eine weitere Expansion offensteht. Die erste Phase des Projektes startete
nach der Fertigstellung von 1.300 m2
Kollektorfläche im Jahre 2004 und sollte beweisen,
dass die Erzeugung von Direktdampf von 285°C und 96 bar Druck zu bewerkstelligen war,
da diese Parameter für eine solare Integration vom konventionellen Kreislauf gefordert
waren. Nach erfolgreichen Tests wurde 2005 beschlossen das Kollektorfeld auf seine
derzeitige Größe auszudehnen. Nach einer Investition von insgesamt 5.5 Millionen USD (ca.
4,2 mio EUR), erzeugt das Feld etwa 4.400 MWhth pro Jahr und kann somit dem Kraftwerk
Liddell eine Einsparung von ca. 2000 t Kohle und 4.000 tCO2 jährlich bringen. Wie erwähnt,
steht eine Expansion des Kollektorfeldes auf eine Gesamtfläche von 180.000 m2
als Option
im Raum, doch muss sich das Konzept neben Hürden, wie Finanzierungsfragen und
technischer Machbarkeit erst unter Realbedingungen hinsichtlich seiner Ökonomie
behaupten. Abb. 4-8 zeigt das Kraftwerk Liddell mit der Andeutung eines Kollektorfeldes15
.
Tabelle 4-2 stellt alle verfügbaren Daten zum Projekt Liddell zusammen (Ausra 2010),
(Ecogen 2008), (Wolf 2004).
Abb. 4-8: Dampfkraftwerk Liddell (Wolf 2004)
15 Kollektorfeld ist eingezeichnet, da kein Bild des Kraftwerks in guter Auflösung verfügbar war.

Tabelle 4-2: Daten zum Dampfkraftwerk Liddell (Ausra 2010), (Ecogen 2008),
(Wolf 2004)
Projektname Liddell Solar Thermal Station
Beteiligte Parteien
Betreiber: Macquarie Generation
Projektpartner: Ausra
Gesamte Projektkosten 5,5 Millionen US-Dollar (ca. 4,2 mio EUR)
Größe des Kollektorfeldes Ca. 2 ha mit 3 Reihen
Länge der Fresnel-Kollektoren
62 Meter mit
(12 Spiegel mit 1,84 m Breite pro Kollektoreinheit)
Dampfzustand 285 °C bei 96 bar
Thermische Leistung des Feldes 9 MWth
Erwartete Kohleeinsparung 2.000 t/a
Dampfkraftwerk Kogan Creek
Im Jahr 2012 sollen AREVA‘s kompakte Linear-Fresnel-Kollektoren im Südwesten von
Queensland, Australien in Betrieb gehen und in den Kreislauf des 750 MWel Kohlekraftwerks
„Kogan Creek Power Station“ Dampf mit der Leistungsgröße von 44 MWth einspeisen. Das
Projekt ist primär als Power-Booster ausgelegt und so wird mit einer zusätzlich erzeugten
Leistung von 23 MWel gerechnet, was einer Steigerung der Jahresproduktion an Strom um 40
GWhel entsprechen soll (CS Energy 2010).
Tabelle 4-3, gibt Details zum Projekt an und Abb. 4-9 zeigt eine Luftaufnahme des
Kraftwerks im vorgesehenen Endzustand.
Abb. 4-9: Kogan Creek Dampfkraftwerk (CS Energy 2010)

Tabelle 4-3 Daten zum Dampfkraftwerk Kogan Creek (CS Energy 2010)
Projektname Kogan Creek Solar Boost Project
Beteiligte Parteien
Betreiber: CS Energy
Projektpartner: AREVA
Projektkosten 98,8 Millionen US-Dollar (ca. 75 mio EUR)
Größe des Kollektorfeldes Ca. 30 ha
Thermische Leistung des Feldes 44 MWth
Erwartete Leistungssteigerung 23 MWel im Durchschnitt
Dampfkraftwerk Mejillones
Der französische Energieversorger GDF SUEZ und die Solar Power Group (Essen) haben
beschlossen ein 150 MWel - Kohlekraftwerk im Norden von Chile an ein 5 MWth – Fresnel-
Kollektorfeld anzuschließen. Das Projekt, das gerade in der Genehmigungsphase steckt, soll
solarüberhitzten Dampf in den ersten Monaten des Jahres 2012 an den Mejillones Kohleblock
des Betreibers E-CL liefern. Ziel des Projektes ist es nach Angaben der Initiatoren, den
Kohleverbrauch und die CO2-Emissionen des Kraftwerks zu senken, bei gleichzeitiger
Steigerung der Treibstoffeffizienz (Solarserver 2010). Detailliertere Daten zum erst kürzlich
angekündigten Projekt stehen zu diesem Zeitpunkt16
nicht zur Verfügung.
16 Stand: Oktober 2010

4.2 Solare Integrationskonzepte für Gas- und GuD-Kraftwerke
Dieses Kapitel beschäftigt sich mit der Hybridisierung von Kraftwerken, die mit einer
Gasturbine betrieben werden, sei es ein einfaches Gasturbinen-Kraftwerk oder ein
Kombikraftwerk mit angeschlossenem Dampfkreislauf (GuD). Alle Integrationsmodelle zur
direkten Einspeisung solarer Energie in eine Gasturbine bei einfachen Gas-Kraftwerken (also
in den Joule-Prozess) sind dementsprechend genauso in einem GuD-Kraftwerk anwendbar.
Aus diesem Grund ist dieses Kapitel nach den beiden verschiedenen thermodynamischen
Kreisläufen gegliedert in die solare Energie eingebracht werden kann.
4.2.1 Solare Integration in den Joule-Prozess
Solare Luftvorwärmung
Die Zufuhr von Brennstoff in die Gasturbine, um die Wärmemenge qzu im Joule Prozess
bereitzustellen (Abb. 3-13, rechts, ), kann über die solare Luftvorwärmung reduziert
werden. Dazu wird Außenluft nach dem Verdichter aus der Turbine abgezweigt und in einem
CSP-System erwärmt (siehe Abb. 4-10). Die Luft kann dabei beispielsweise bei einer
Temperatur von etwa 400°C bei 20 bar entnommen werden und muss dann, auf ein möglichst
hohes Temperaturniveau gehievt werden, dass nach Tabelle 3-2 idealerweise bei 1000 bis
1250 °C liegt. Einleuchtend ist, dass die praktikabelste Lösung für dieses Konzept der Betrieb
eines Solarturms mit Druckreceiver ist, der dieses geforderte hohe Temperaturniveau
bereitstellen kann17
. Es ist aber wahrscheinlicher, dass durch thermische Verluste und einer
gewünschten schonenderen Fahrweise des Turms, solch ein Temperaturniveau auch in Zeiten
solarer Spitzeneinstrahlungen nicht am Turbineneintritt (Brennkammer) erreicht werden
kann. Der Temperaturunterschied wird demnach vom Brenner über die Zufeuerung von
fossilem Brennstoff erreicht. Die Zufeuerung dient darüber hinaus zur Aufrechterhaltung der
geforderten Arbeitstemperaturen von 1000 bis 1250 °C bei schwankendem Energiebeitrag
des CSP-Systems durch variierende Sonneneinstrahlungen.
Im Vergleich zu den Integrationskonzepten für Gas- und GuD-Kraftwerke, die noch
vorzustellen sind, kann vorweggenommen werden, dass sich mit der solaren Luftvorwärmung
die größten Solaranteile an der Stromerzeugung erreichen lassen. Nach (Schwarzbrödel
2005), ist ein Solaranteil in der Spitze bis zu 90% realisierbar, bzw. ein Jahreswert von 30%
erreichbar, was als der größte Vorteil dieses Systems gegenüber anderen Konzepten von
(Schwarzbrödel 2005) benannt wird.
17 Daneben gibt es von der National Renewable Energy Association den Vorschlag, die Außenluft über einen
Salz-Turm mit angeschlossenem Wärmetauscher auf etwa 540°C zu erwärmen. Der solare Energiebeitrag soll
sich nach dem Modell bei 18 bis 30% bewegen und zur Aufrechterhaltung des Prozesses ist das sogenannte
KOKHALA-Konzept mit zwischengeschalteten thermischen Speichern ausgelegt (Price 1997).

Solare Dampfinjektion
Im Abschnitt 3.1.2 wurde auf den positiven Effekt der STIG-Option hingewiesen, die auch
durch den Einsatz von konzentrierenden Solarkollektoren realisiert werden kann. Da
Gasturbinen üblicherweise höhere Massenströme problemlos verarbeiten können ist eine
Wasserdampfinjektion prinzipiell bei allen Gasturbinen möglich (Zaharonsky 2010). Dampf,
der direkt in Fresnel-Kollektoren und Solartürmen mit Sattdampfreceivern oder indirekt, über
den Einsatz von Wärmetauschern mit z.B. Parabol-Rinnen erzeugt werden kann, ist im
Stande die Leistung der Turbine bei einer Injektion um bis zu 30% zu steigern. Eine
Dampfinjektion führt dabei zu einem Anstieg des Druckverhältnisses, bzw. zur Erhöhung des
Turbinenaustritts-Drucks, verändert aber den Betriebspunkt der gesamten Turbine nur
geringfügig. Da aber der Verdichter höhere Drücke aufbringen muss, müssen die
Druckverhältnisse über einen nötigen Eingriff am Turboverdichter gesteigert werden. Neben
der Forderung, dass Wasser in unmittelbarer Nähe des Kraftwerks ausreichend zur Verfügung
stehen muss (was in den seltensten Fällen gegeben sein wird), muss der Dampf eine hohe
Qualität vorweisen. Das entsprechende Speisewasser muss demnach von jeglichen
Verunreinigungen wie Salzen, die zu einer Korrosion in der Turbine führen könnten,
gereinigt werden.
Zusammenfassend zeigt die Abb. 4-10, die zwei eben erläuterten Integrationsmöglichkeiten
in Kombination. In diesem Beispielschema, wird die komprimierte Verbrennungsluft von
einem volumetrischen Druckreceiver auf die Temperatur von 800 °C gebracht und
anschließend dem Brennraum zugeführt, wo sie mit dem Dampf, der hier in einem Fresnel-
Kollektor erzeugt wird, vermischt wird. Die Abgaswärme geht bei einem GuD-Kraftwerk in
den Abhitzedampferzeuger. Bei Gas-Kraftwerken kann die Abwärme, wie im Bild
angedeutet, als Unterstützung für den angeschlossenen STIG-Prozess dienen (Wärmetauscher
vor der Fresnel-Solarfarm). Eine andere denkbare Ausführung für Gas-Kraftwerke wäre die
Realisierung einer Luftvorwärmung über einen Rekuperator entsprechend der Abb. 4-11 (FS
1997).
Abb. 4-10: Solare Luftvorwärmung in Kombination mit solarunterstütztem STIG-Prozess
(eigene Darstellung)

Abb. 4-11: Solarer Joule-Prozess (SSolarNet 2010)
Einspeisung von solarerzeugtem Synthesegas
In 2.2.3 wurde am Schluss des Unterkapitels kurz auf die Möglichkeit eingegangen,
Wasserstoff mit solaren Hochtemperaturreaktoren zu erzeugen. Vollständigkeitshalber soll
im Folgenden eine entsprechende Integrationsoption aufgegriffen werden. Die Ausführungen
werden bewusst knapp gehalten, da man die Reformierung von Erdgas, als eine für sich
stehende Technologie einstufen kann.
Neben der Option Solarthermie in einen Prozess einzuspeisen besteht auch die Möglichkeit,
über den Einsatz eines sogenannten solarchemischen Reaktors solar veredelten Brennstoff in
der Gasturbine zu verfeuern. Abb. 4-11 zeigt dabei ein entsprechendes Anlagenschema bei
dem ein GuD-Kraftwerk um den Prozess der Synthesegaserzeugung durch Wasserdampf-
bzw. Kohlendioxid-Methanreformierung erweitert ist. Dabei werden Erdgas und
Wasserdampf einem Reaktor (wegen der hohen geforderten Temperaturen üblicherweise im
Turm) unter Druck zugeführt und über die fokussierte Sonneneinstrahlung in ein, im
Vergleich zum Erdgas energiereicheres Synthesegas umgewandelt. (FS 1997) gibt an, dass
für dieses Integrationsmodell nur geringfügige Veränderungen an der Gasturbine
durchzuführen sind, die danach problemlos eine Verfeuerung von Synthesegas erlaubt.
Weltweit gibt es einige Forschungsprojekte, bzw. Demonstrationsanlagen ähnlichen Stils, die
mit verschiedenen Technologien, bzw. Prozessen ausgeführt sind. Beispiele für Projekte sind
das SOLASYS, HYDROSOL 1&2, HYTHEC, HYCYCLES, Hi2H2, INNOHYP-CA,
SOLHYCARB, SOLREF und das SolGas-Projekt, das in New South Wales, Australien

durchgeführt wird. Der SolGas-Turm (Abb. 4-12), der sich auf dem Komplex des Australian
Commonwealth Scientific and Research Organization (CSIRO) befindet dient der Erzeugung
von veredeltem Brennstoff, der anschließend in eine Gasturbine des am Standort befindenden
Kraftwerks eingespeist wird. Bis 2012 soll die Anlage um einen weiteren, neben dem
bestehenden Turm erweitert werden (DLR 2010), (CSIRO 2010).
Abb. 4-12: GuD mit solarer Reformierung von Erdgas (FS 1997)
Abb. 4-13: CSIRO’s SolGas-Turm (Ecogen 2010)

4.2.2 Solare Integration in den Clausius-Rankine-Prozess
Nachfolgend werden vier Integrationslösungen vorgestellt die sich hinsichtlich ihrer
konstruktiven Ausführung in zwei Typen einteilen lassen. Verständnishalber werden die
Hybridisierungslösungen in einem abstrahierten dreistufigen GuD-, bzw. Dampfprozess eines
GuD-Kraftwerks dargestellt. Die Druckstufen lassen sich in den Abbildungen über den
verwendeten Farbcode leicht erkennen.
Turbinen-Direkteinspeisung
Da die zwei ersten Integrationsoptionen die präsentiert werden, den Dampferzeuger (Abb.4-
15) und/oder den Zwischenüberhitzer (Abb. 4-14) des Abhitzekessels umgehen, werden sie
wegen ihrer technischen Ähnlichkeit gruppiert betrachtet. Beide Lösungen entnehmen
Wasser an einem Punkt des Abhitzedampferzeugers und verdampfen, bzw. überhitzen dieses
im CSP-System, um anschließend den solar erzeugten Dampf direkt in eine Druckstufe der
Turbine einzuspeisen (Ugolini 2009).
Die Auswahl korrespondierender Kollektoren muss (gemäß gleicher Prinzipien, wie anhand
von Dampfkraftwerken erläutert - Kapitel 4.1), den Anforderungen des konventionellen
Dampfprozesses gerecht werden und daher eignen sich für das Konzept der Abb. 4-14
Solarturm-Sattdampfreceiver, Linear-Fresnel-Kollektoren, sowie nach zukünftigen
Entwicklungserwartungen direktverdampfende Parabolrinnen.
Abb. 4-14: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Zwischenüberhitzung
bei GuD-Kraftwerken

Da die Drücke bei GuD-Dampfprozessen etwas niedriger liegen als bei reinen Dampf-
Kraftwerken sind in vielen GuD-Kraftwerken mit Entscheidung zur Lösung von Abb. 4-15,
die gleichen Kollektortypen, wie die eben aufgezählt denkbar, obwohl bei dieser Lösung
höhere Dampfzustände gefordert sind. Überschreiten die geforderten Drücke dennoch die
Toleranz des Fresnel- oder des Parabolrinnen-Kollektors, ist eventuell ein optimiertes
Phoebus-Prinzip (siehe Abschnitt 2.2.3) oder ein weiterentwickelter Solarturm mit
Dampfreceiver zu integrieren (äquivalent der Lösungen der letzten Option des Abschnitts
4.1.2).
Abb. 4-15: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Überhitzung bei GuD-Kraftwerken
Die zwei vorgestellten Konzepte können bei einer bestimmten Fahrweise des Kraftwerks zu
einer signifikanten Brennstoffeinsparung führen. In diesem sogenannten „Fuel-Saver-Modus“
wird die Gasturbine in Zeiten hoher solarer Einstrahlung heruntergefahren, wobei die
Leistung der Dampfturbine mithilfe der eingespeisten Solarthermie konstant gehalten wird.
Der gezielte Einsatz eines Solarturms kann wiederum (im Gegensatz zur Fuel-Saver-Idee)
Frischdampfzustände erzeugen, die in ihrer Höhe mit dem Abhitzekessel der Gasturbine nie
erreichbar wären. Dementsprechend wäre je nach Toleranz des Turbosatzes oder
Modifikationsgrad (Turbinen-Retrofit) auch ein sogennanter „Solar-Boost-Betrieb“, bzw.
eine Leistungssteigerung des Dampfkreislaufs des Kraftwerks möglich.
(Ugolini 2009) sieht den größten Vorteil der ersten zwei Integrationsoptionen in der
Umgehung oder anders, der Vermeidung der Rückspeisung von Dampf in den Abhitzekessel
was weniger kostentreibende Veränderungen an ihm nötig macht. Die Nachteile dieser
Lösungen liegen in der relativ großen Beeinflussung des gesamten GuD-Kombiprozesses,
besonders da die Gasturbine beim Fuel-Saver-Betrieb in Teillast - also weg von ihrem
optimalen Auslegungspunkt - gefahren wird. Ein weiterer negativer Aspekt ist, dass den
schwankenden Massenströmen des CSP-Systems bei Direkteinspeisung durch eine
Turbinenmodifikation unbedingt Rechnung getragen werden muss (siehe 4.1.2).

Indirekte Einspeisung
Die zwei nächsten gruppierten Lösungen wirken den gerade beschriebenen Problemen, die
sich durch schwankende Dampfzustände einstellen entgegen, erfordern aber Veränderungen
am Abhitzekessel, da Dampf unmittelbar in ihn eingespeist wird (Ugolini 2009).
Die Lösung der Abb. 4-16 bei der, der im CSP-System erzeugte Dampf, vor dem
Zwischenüberhitzer rückgekoppelt wird, ist eine Abwandlung der Idee der Abb. 4-14 und
verringert dementsprechend die Ansprüche an die Turbine, sowie an das fokussierende
Solarsystem (niedrigeres Temperaturniveau).
Abb. 4-16: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf vor dem Zwischenüberhitzer
In 3.3 wurde erklärt, wie sich eine Wirkungsgradverbesserung des Dampfprozesses beim
GuD-Kraftwerk durch die Annäherung des Verlaufs der Wasser(Dampf-)temperaturkurve an
die Rauchgastemperaturkurve des Abhitzekessels über den Einsatz mehrerer Druckstufen
erreichen lässt.
Die Integrationsoptionen der Abb. 4-17 nutzt ein artgemäßes thermodynamisches Prinzip
mithilfe dessen sich die Effizienz des Abhitzedampferzeugers steigern lässt.
Dabei wird ein Teil des Wassers am Hochdruckteil der Vorwärmstufe entnommen, im
Solarkollektor verdampft und vor dem Überhitzer in den Abhitzekessel rückgekoppelt. Die
Effizienzverbesserung stellt sich dadurch ein, dass die Enthalpieströme im Abhitzekessel
optimiert, bzw. günstiger zueinander abgestimmt werden.

Abb. 4-17: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf vor dem Überhitzer
Wird Sattdampf im Solarsystem nach diesem Prinzip erzeugt, wird der konventionelle
Dampferzeuger entlastet, bzw. ist es dann möglich, die zur Verdampfung benötigte latente18
Wärmeübertragung des Abhitzekessels herabzusenken. In der Abb. 4-18 ist dieser
Sachverhalt illustriert, wobei die rote Linie die Rauchgaskurve des Dampferzeugers darstellt.
Die blauen Geraden unterhalb der langen horizontalen Linie sind die Temperaturen des
flüssigen Wassers in den verschiedenen Vorwärmdruckstufen, während die Geraden oberhalb
der Horizontalen Dampftemperaturen darstellen. Folglich ist die blaue Linie, die
Temperaturkurve des Wassers beim Phasenübergang im Dampferzeuger und somit
horizontal. Dies ist darüber hinaus der Ort der größten Temperaturdifferenz DT zwischen
dem Rauchgas und Wasser (Exergieverlust).
Übernimmt nun ein fokussierendes Solarsystem die Verdampfung eines Teilstroms des
Wassers, so verkürzt sich die blaue horizontale Linie entsprechend der Abb. 4-18 (unten),
was im Vergleich zum oberen Diagramm zu einer Absenkung von DT führt, somit eine
Erhöhung der mittleren Temperatur des Prozesses bedingt, was wiederrum einer
Wirkungsgradsteigerung entspricht (Kelly 2001).
18 Latent heißt sie deshalb, weil die Aufnahme bzw. Abgabe dieser Wärme bei einer Phasenänderung (hier
Verdampfung) nicht zu einer Temperaturänderung führt

Abb. 4-18: Auswirkungen der Wassertemperaturkurve im Abhitzekessel bei
solarunterstützter Verdampfung
Die Menge des Wassers, die zur Verdampfung in den Solarkollektor eingeleitet wird, hat aber
hinsichtlich ihrer thermodynamischen Vorteile eine Obergrenze, denn wird der
Energiebeitrag der CSP-Anlage zu hoch ausgelegt, wird dem Abhitzekessel somit die
Möglichkeit genommen, die Wärme vom Rauchgas an das Wasser auch bei kleinen
Temperaturdifferenzen (DT) zu übertragen. Dies würde wiederum den Gesamtwirkungsgrad
des GuD-Kraftwerks schmälern, der eine Kombination aus Joule- und Clausius-Rankine-
Prozess ist. Es ist nämlich unbedingt zu verdeutlichen, dass beim Stromerzeugungssystem
GuD-Kraftwerk, die Gasturbine der primäre Energieerzeuger ist, während die Dampfturbine
mit der anfallenden Abwärme, die sonst als unverwerteter „Abfall“ an die Atmosphäre
abgegeben werden würde, betrieben wird. Gemäß dem Ziel der Optimierung des GuD-
Gesamtwirkungsgrades sollte entsprechend dieser Schlussfolgerung, das Design einer solaren
Hybridisierung eines kombinierten GuD-Prozess dementsprechend der Auslegungsregel
folgen, dass das Solarsystem zur Maximierung der Wärmeübertragung des Dampferzeugers
im Abhitzekessel genutzt wird (und sein energetischer Beitrag einen optimalen Grenzwert
nicht überschreiten sollte). Dies entspricht wieder dem schon erläuterten Begriff des Solar-
aided-Ansatzes (Siehe Abschnitt 4.1).

Sind also bei der Integration nach Abb. 4-17, dem solaren Beitrag über diese
Rahmenbedingungen somit klare Schranken gesetzt, der dadurch relativ niedrig gehalten
werden muss (bis max. 30%), erreicht man wiederrum mit ihr die höchsten
Gesamtwirkungsgrade bei hybriden GuD-Anlagen (Kelly 2001). Diese Option kann als
klassischer Solar-Power-Booster angesehen werden, der eventuell eine Leistungssteigerung
des Dampfturbosatzes fordert. So ausgelegt, muss die Turbine dann in Zeiten schwacher
solarer Einstrahlung mit Teillast laufen. Die Integrationsoptionen nach Abb. 4-11 und 4-12
können einem GuD-Kraftwerk als Fuel-Saver ausgelegt, zwar wiederrum erhebliche
Einsparungen bringen, doch wird bei diesen Lösungen prinzipiell frei zur Verfügung
stehende Energie des anfallenden Rauchgases durch Solarenergie substituiert, denn aus der
Perspektive des Treibstoffverbrauchs ist die Stromerzeugung der Dampfturbine in einem
GuD-Prozess kostenlos.
Einspeisung solar erhitzter Luft in den Abhitzedampferzeuger
Abschließend soll ein Integrationsmodell vorgestellt werden, dass wohl als das konstruktiv
einfachste angesehen werden kann und somit die geringsten baulichen Veränderungen an
dem konventionellen Kraftwerk, bzw. seiner Komponenten voraussetzt. In Abb. 4-19 ist ein
Integrationsschema dargestellt, bei dem über einen offenen volumetrischen Luftreceiver
(PHOBEUS-Prinzip) erhitzte Heißluft vor dem Abhitzedampferzeuger mit dem Abgas der
Gasturbine vermischt wird. In der Darstellung nach (Rheinländer 2002), liegt die Temperatur
der Luft nach dem CSP-System deutlich über der des Rauchgases am Gasturbinenaustritt.
Vorgesehen ist auch ein Kanalbrenner vor dem Abhitzekessel, der bei kurzfristigen Defiziten
des Solarangebots die geforderten Arbeitstemperaturen bereitstellt. Darüber hinaus kann mit
dem Kanalbrenner falls erforderlich, eine Spitzenleistung des Dampfkreislaufes auch nach
dem Sonnenuntergang erreicht werden.
Abb. 4-19: Einspeisung solar erhitzter Luft in den Abhitzedampferzeuger

4.2.3 Projektbeispiele
Der thermodynamische Vorzug, der sich bei der Ausnutzung solarer Energie zur
Verdampfung von Wasser und somit zur Minimierung der latenten Wärmeübertragung
gemäß des Prinzips der Abb. 4-17 ergibt, kann als Grund angesehen werden, dass bis heute
weltweit alle Hybridisierungen als konforme, sogenannte ISCCS-Projekte (Solar Integrated
Combined Cycle System) durchgeführt wurden. Ein weiterer bedeutender Grund ist auch die
Finanzierungshilfe für vier ISCCS-Projekte durch die Globale Umweltfazilität (GEF)19
.
Das von der Firma Luz Solar International vorgestellte ISCCS-Kraftwerk ist dabei
eine GuD-Hybridisierung, bei der ein solares Parabolrinnenfeld in ein Gas- und
Dampfkraftwerk integriert wird. Gemäß dem gezeigten Anlagenschema (Abb. 4-17),
funktioniert die Zufuhr der Sonnenenergie durch die Verdampfung eines Teils des
Speisewassers im CSP-System und einer anschließenden Einspeisung des Sattdampfes in den
Hochdruck-Teil des Abhitzekessels zur Überhitzung. Da alle Projekte in ihrer technischen
Ausführung dem gleichen Prinzip folgen und der Fokus dieser Studie auf der Hybridisierung
von Dampfkraftwerken liegt wird es als ausreichend erachtet, nur ein ISCCS-Projekt näher
vorzustellen. Ferner sind alle Projekte als sogenannte Greenfield-Projekte ausgeführt, was
bedeutet, dass nicht ein alter vorherrschender konventioneller Kraftwerksprozess hybridisiert
wurde, sondern dass die ISCCS-Kraftwerke als solche neu konzipiert wurden und dann als
„Gesamtpaket“ in die Bauphase übergingen.
ISCCS-Kraftwerk Ain Beni Mathar
Abb. 4-20: ISCCS-Kraftwerk Ain Beni Mathar (Flickr 2010)
19 Die Globale Umweltfazilität (Global Environment Facility, GEF), die 1991 gegründet wurde, ist ein
internationaler Mechanismus zur Finanzierung von Umweltschutzprojekten in Entwicklungsländern. Heute sind
179 Staaten Mitglied der GEF. Zwischen 1991 und 2009 wurden etwa 8,8 Mrd. US-Dollar für mehr als 2400
Projekte in über 165 Ländern zur Verfügung gestellt (Thegef 2010).

Das im Nordosten Marokkos (nahe der algerischen Grenze) liegende Ain Beni Mathar
ISCCS-Kraftwerk (Abb. 4-20), das mit zwei Gasturbinen und einer Dampfturbine betrieben
wird, wurde mithilfe der Förderung durch die Weltbank, wie auch dem GEF dieses Jahr in
Betrieb genommen. Hybridisiert ist der mit einer elektrischen Gesamtleistung von 470 MWel
GuD-Block mit einer 183.000m² großen Solarfarm, bestehend aus 224 Parabolrinnen-
Spiegel. Abengoa Solar, die Entwicklungs- und Baufirma erwartet sich von dem etwa 400
Millionen Euro teuren Projekt eine jährliche Stromerzeugung von 3.538 GWh. Das Solarfeld,
das als elektrisches Äquivalent ausgedrückt mit 20 MWel an der Gesamtleistung beteiligt ist,
soll nach den Entwicklern die Emissionen des GuD-Kraftwerks um 12.000 Tonnen CO2 pro
Jahr reduzieren (Moroccoboard 2010).
Die nachfolgende Aufstellung in der Tabelle 4-4 präsentiert weltweit alle bekannten, bzw.
angekündigten ISCCS-(Greenfield-)Projekte (GuD-Parabolrinnen-Hybrid). Man sieht, dass
ein Großteil der Projekte dieses Jahr, also 2010 in Betrieb gingen.
Tabelle 4-4: ISCCS-Projekte (Siemon 2009), (Walz 2009), (Geyer 2002)
Projektname
und Standort
Installierte
Gesamtleistung
in MWel
Solares
Leistungsäquivalent
in MWel
Jährliche
Direkteinstrahlung am
Standort in kWh/m²
Solarer
Leistungsanteil
Inbetriebnahme
Yazd
Iran
467 17 2.500 3,6% 2010
Hassi R’mel
Algeria
150 25 2.300 16,7% 2010
Ain Beni Mathar
Marokko
470 20 2.300 4,3% 2010
Kurayamat
Egypt
150 30 2.400 20% 2010
Victorville 2
USA
563 50 2.400 8,9% 2010
Martin Next Gen Solar
USA
1.125 75 1.500 6,7% 2010
Archimede
Italien
770 30 2.100 3,9% 2010
San Joaquin Solar 1 & 2
USA
187 107 2.000 57,2% 2011
Palmdale
USA
617 62 2.400 10,0% 2013
Agua Prieta
Mexiko
500 30 2.600 6,0% N/A
Mathania
Indien
140 30 2.300 20% N/A

Chuck Lenzie Solar-Hybrid Demonstrationsprojekt
In der groß angelegten Studie (Solar Augmentation Study), die in Zusammenarbeit vom US-
amerikanischen Übertragungsnetz- und Kraftwerksbetreiber Tri-State und dem Electric
Power Research Institute (EPRI) durchgeführt wird, soll ein GuD-Kraftwerk in Nevada, etwa
50km nördlich von Las Vegas hybridisiert werden. Betrieben mit je zwei Blöcken, bestehend
aus zwei Gasturbinen und jeweils einer Dampfturbine, erreicht das im Jahre 2006 in Betrieb
genommene Chuck Lenzie Kraftwerk in der Spitze eine Gesamtleistung von 1.102 MWel. Im
Zuge der Studie soll beginnend ab dem Jahr 2011 mit der ersten Phase des Projektes über
eine detaillierte technische und ökonomische Analyse die optimale solare Integrationsoption
definiert werden (u.a. Auswahl des CSP-Systems). An diese erste Design- und
Modellierungsphase soll sich Mitte des Jahres 2012 die Bauphase anschließen. Fest steht aber
schon heute, dass entweder über eine Solarfarm (Parabolrinnen) oder einen Solarturm eine
thermische Leistung von 95 MWth in die GuD-Anlage integriert werden soll. Ans Netz soll
das Kraftwerk nach der Terminplanung im Jahre 2015 gehen.
Die Ziele des Projektes sind die Identifikation der effizientesten Integrationsoption, das
Aufzeigen der ökonomischen und ökologischen Vorteilhaftigkeit der Durchführung einer
Hybridisierung und die Erstellung einer grundlegenden Anleitung für die Realisierung von
Integrationsprojekten an anderen Kraftwerken (Nvenergy 2010), (EPRI 2010).
Die Abb. 4-21 zeigt das Chuck Lenzie GuD-Kraftwerk in seiner heutigen Ausführung.
Abb. 4-21: Chuck Lenzie GuD-Kraftwerk (Nvenergy 2010)

Das SoluGas-Projekt - Solar Up-scale Gas Turbine System
Das Ziel des Solugas Projekts ist die Demonstrierung der Leistungsfähigkeit und der
Kostensenkungspotentiale einer hybridisierten Gasturbine nach dem in 4.2.1 erläuterten
Prinzip, das in der Abb. 4-22 nochmals dargestellt ist.
Abb. 4-22: Das SoluGas-Konzept (Solugas 2010)
Im Zuge des Projektes soll ein Solarturm auf dem Testgelände der „Platforma Solar de
Sanlúcar la Mayor“ (PSSM) in Spanien mit einem speziell entwickelten Rohrreceiver
errichtet werden, der Luft unter Druck erhitzt und einer Gasturbine mit einer elektrischen
Leistung von 4,6 MWel, bei einer Temperatur von 650°C zuführt. Das Solugas Projekt, das
von der Europäischen Union finanziell gestützt wird, ist das erste seiner Art und soll nach der
Inbetriebnahme und erfolgreichen Testläufen den Weg für eine Kommerzialisierung dieser
Technologie ebnen (Solugas 2010).
Solugas wurde im November 2008 gestartet und hat eine Laufzeit von 54 Monaten, wobei die
Bauphase, nach Plan des Betreibers Abengoa Solar20
, schon beginnen hätte sollen. Der
Solarturm des Solgas Projektes soll entsprechend der Abb. 4-23, neben den zwei bestehenden
Türmen PS10 und PS 20 (auf die in Kapitel 2.2.3 eingegangen wurde) errichtet werden.
Abb. 4-23: Zukunftsblick auf die Platforma Solar de Sanlúcar la Mayor (Solugas 2010)
20 In Zusammenarbeit mit: DLR, Turbomatch, GEA Technika Cieplna und New Energy Algeria (NEAL)

4.3 Zusammenfassung
Wie in den vorherigen Abschnitten gezeigt wurde, gibt es für jeden konventionellen
Kraftwerkstyp vielerlei Varianten von Schaltungsmöglichkeiten und entsprechenden
Integrationskombinationen mit konzentrierenden Solarsystemen. All diese Möglichkeiten
weisen je nach Kraftwerkstyp, bzw. technische Daten der Energiegewinnungsprozesse andere
Resultate hinsichtlich Wirkungsgrade, Nutzungsgrade, Brennstoffeinsparungen,
Emissionsminderung, Leistungssteigerung, Stromgestehungskosten bzw. Wirtschaftlichkeit
auf. Daneben kann davon ausgegangen werden, dass die Entwicklungsanstrengungen bei den
konzentrierenden Systemen in Zukunft noch weitere Integrationsmodelle technisch
durchführbar machen werden und das Risiko der CSP-Technologieanwendung durch
Lernkurven und Testerfahrungen reduzieren.
Je nach Anwendungsfall, also ob ein Projekt als Demonstrationsprojekt, kommerzieller Fuel-
Saver oder Power-Booster ausgeführt werden soll, bzw. welchen Grad des Risikos die
Investoren bei der Verwendung junger CSP-Systeme bereit sind einzugehen, eignen sich
manche Optionen mehr oder minder gut für eine Umsetzung. Eine solche subjektive
Zielvorstellung von Investoren, bzw. Kraftwerksbetreibern in Verbindung mit den fixen
Gegebenheiten des Kraftwerks (Solarangebot vor Ort, Kraftwerksdesign, Prozessdaten, etc.),
die von Anwendungsfall zu Anwendungsfall stark voneinander abweichen können, macht die
Identifikation einer grundsätzlichen Optimallösung aus den gezeigten Hybridisierungs-
beispielen unmöglich.
Es kann aber als Faustregel angebracht werden, dass diejenigen Integrationskonzepte, die nur
geringe Änderungen der Kraftwerkskonfiguration voraussetzen und in deren Prozesse und
damit Betriebsweisen nicht wesentlich eingreifen, einen inhärenten Vorteil haben. Nach
(Trieb 1997) können Abstriche im Nutzungsgrad und die Leistungsverfügbarkeit einer
Anlage wegen der Reduzierung der Anpassungsfähigkeit des Kraftwerks an die
Bedarfsstruktur, umso größer werden, je mehr der eigentliche konventionelle Kreislauf bei
einer solaren Integration modifiziert wird. So ist es als Beispiel bei Hybridisierung von
Dampfkraftwerken denkbar, dass diejenigen Integrationsoptionen, die sich solarunterstützer
Verdampfung bedienen, trotz ihres potentiellen höheren Wirkungsgrades, wegen den nötigen
Veränderungen am Brennraum, bzw. Dampferzeugers und dessen Betriebsführung den
Nutzungsgrad eventuell aber unverhältnismäßig negativ beeinflussen. (Ugolini 2008)
vermutet aus diesen Annahmen heraus einen kommerziellen Vorteil bei der solarunterstützten
Vorwärmung, die sich als Option mit dem geringsten nötigen Eingriff auszeichnet und so als
vorrangig praktikable Technologie angenommen werden kann.

5 Technische Analyse 63
5. Technische Analyse
Über den Begriff des „solar aided“ Ansatzes wurde erklärt, dass die solaren Anteile bei einem
Hybridbetrieb an der Stromerzeugung relativ niedrig gehalten werden. Dies ist auf die hohen
spez. Investitionskosten für CSP-Systeme zurückzuführen, die bei „Überdimensionierung“ in
keinem Verhältnis zum Nutzen der solaren Integration stehen würden, bzw. ökonomisch
nicht tragbar wären. Aus Klimaschutzgesichtspunkten ist dieser Zusammenhang von
Stromgestehungskosten (SGK) und solaren Anteilen, bzw. der dadurch der Dimensionierung
auferlegten ökonomischen Restriktionen ein Konflikt und so erscheinen Integrationskonzepte
nur dann sinnvoll bzw. tragbar, wenn Anlagen mit hohen Kohlendioxidemissionen
substituiert werden. Aus diesem Grund beschäftigt sich dieses Kapitel mit dem Vergleich von
Integrationslösungen im Sinne eines solaren Retrofittings eines Steinkohlekraftwerks, das
sich als Energieerzeugungssystem mit den (nach Braunkohle) zweithöchsten
Emissionswerten pro erzeugter Kilowattstunde auszeichnet (s. Abb. 5-1) und weiter, der
weltweit am häufigsten installierte Kraftwerkstyp ist (s. Abb. 5-2).
Abb. 5-1: Kohlendioxid-Emissionen nach Kraftwerkstyp (JKW 2010)
Abb. 5-2: Weltweite Stromproduktion im Jahr 2005 (Kernenergie.ch 2010)

5.1 Berechnungsmodell
Die technische Analyse ist nach dem Prinzip durchgeführt, dass ihre Ergebnisse auf reale
Kraftwerksanlagen übertragbar sind und somit für die meisten entsprechenden
Dampfkreisläufe (zumindest tendenziell) Gültigkeit vorweisen. Das herangezogene Referenz-
kraftwerk ist dadurch entsprechend den üblichen Parametern (s. Tabelle 3-1) für bestehende
Dampfkraftanlagen in sonnenreicheren Gegenden modelliert. Vereinfachend wurde dabei auf
Annahmen für Verluste von Turbinen, Pumpen, usw. verzichtet, da dies die
Allgemeingültigkeit der Studie einschränken könnte. Angenommene Durchschnittswerte für
Brennstoffeigenschaften und Emissionen folgen der gleichen Logik.
Im Folgenden soll die bereits über den kommerziellen Betrieb etablierte Parabolrinnen-
technologie dem an der Schwelle zur Marktreife stehenden direktverdampfenden Fresnel-
Kollektor gegenüber gestellt werden. Die Auswahl der zu vergleichenden CSP-Systeme folgt
der Annahme, dass sich mittel- bis kurzfristig gesehen, diese Kollektorsysteme als die
praktikabelsten und risikominimalen Integrationskandidaten auszeichnen, was nicht zuletzt
über die in Kapitel 4 vorgestellten realisierten Projekte bestätigt wird. Über die Untersuchung
von diversen Integrationsvarianten, bzw. Schaltungslösungen, die für jede der beiden CSP-
Technologien infrage kommen wird deren Auswirkungen auf die Thermodynamik des
Kraftwerksprozesses aufgezeigt. Darüber hinaus soll die technische Analyse jeweils eine
theoretisch optimale Schaltungsvariante für die Kombination mit der Parabolrinne, bzw. dem
Fresnel-Kollektor für das modellierte Referenzkraftwerk identifizieren und begründen.
Diese zwei Lösungen bilden die Basis für die weitere Gegenüberstellung und sollen
infolgedessen in der abschließenden ökonomischen Betrachtung aufgegriffen werden.

5.1.1 Referenzkraftwerk – Basisszenario
Anhand eines Modellkraftwerks mit einfacher Zwischenüberhitzung und einer zweistufigen
Speisewasservorwärmung, die über einen Misch- und einen Oberflächenvorwärmer realisiert
ist, sollen die Auswirkungen von verschiedenen Integrationsoptionen auf den Dampfprozess
dargestellt werden. Diese relativ einfache Ausführung weicht gewiss stark von Schaltplänen
wahrhaftig betriebener Kohlekraftwerke ab, spiegelt aber die realen Prozesse, bzw. die
thermodynamischen Beziehungen dieses Energiesystems in einer genügenden Genauigkeit
wieder. Eine detailliertere Ausgestaltung des Wärmeschaltplans würde wiederum von dem
erwähnten Ansatz der Allgemeingültigkeit abweichen.
Aus dem Wärmeschaltplan der Abb. 5-3, sind alle Prozessdaten des modellierten
Referenzkraftwerks ersichtlich. Eine qualitative Darstellung des Prozesses ist anhand des Ts-
Diagramms der Abb. 5-4 gezeigt, wobei die Parameter x und y die entnommenen Anteile
(Anzapfmengen) der Vorwärmstufen repräsentieren. Für die Auslegung des Prozesses und für
die anschließende technische Analyse wurden folgende Annahmen getroffen:
Kessel, Turbine, Generator, Kondensator und Vorwärmer sind verlustfrei (reversibler
Kreisprozess)
Verdichter (Wasser- und Thermo-Ölpumpen) als isentrop betrachtet
Jegliche Druckabfälle sind vernachlässigt
Eigenverbrauch des Referenzkraftwerks nur über die Verdichter (Wasser- und
Thermo-Ölpumpen) bestimmt
Kondensatordruck beträgt 0,1235 bar, was eine Kondensation bei 50,0 °C bedeutet
und als angepasst an die klimatischen Bedingungen sonnenreicher Standorte
angesehen wird
Brennstoff ist Steinkohle mit einem, entsprechend einer genormten Steinkohleeinheit
(SKE) Energiegehalt von 29,3076 MJ/kgSteinkohle (Modler 2007)
CO2-Emissionen sind 2,68 t/tSKE nach (Bund-nrw 2010)
Klimatische Umstände (Luftdruck, Luftfeuchte und Sauerstoffgehalt) vernachlässigt.
Der Frischdampfzustand zeichnet sich über einen Druck von 260,0 bar und einer Temperatur
von 560 °C aus. Dampf wird zur Vorwärmung bei Drücken von 40 und 5 bar entnommen.
Die elektrische Leistung, die an der Turbine des Referenzkraftwerks abgegeben wird beträgt
dabei 500,0 MWel, wobei dafür eine Kesselleistung von 996,0 MWth aufgebracht werden
muss. Diese Annahmen decken sich mit den üblichen Prozessdaten für Dampfkraftwerke
(siehe Tabelle 3-1, Seite 26; (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)).

Abb. 5-3: Wärmeschaltplan des 500 MWel-Referenzkraftwerks
Abb. 5-4: Qualitatives Ts-Diagramm des 500 MWel-Referenzkraftwerks

Die Tabelle 5-1 stellt noch einmal die wichtigsten Prozessdaten des Referenzkraftwerks
übersichtlich zusammen.
Tabelle 5-1: Daten zum 500 MWel-Referenzkraftwerk (eigene Annahmen)
Parameter Wert
Elektrische Leistung 500,0 MWel
Eigenverbrauch (Verdichter) 9,6 MWel
Kesselleistung 996,0 MWth
Frischdampfparameter 560°C; 260 bar
Kondensatorparameter 50°C, 0,1235 bar
Wirkungsgrad 49,21%
Gesamtmassenstrom 349,95 kg/s
Brennstoffverbrauch 244,69 g SKE/kWh
CO2-Emissionen 655,76 g/kWh
5.1.2 Integrationsoptionen und Fahrweise
Diese Studie legt sich bei den Integrationsvarianten auf einen solaren Energieeintrag in das
Referenzkraftwerk von 50 MWth fest, der entsprechend über das jeweilige CSP-System
bereitgestellt wird. Zwar sind bei Parabolrinnen-Kraftwerken thermische Leistungen von
rund 150 MWth die Regel, doch wird hier die Behauptung aufgestellt, dass Anwendung bei
Leistungen dieser Größenordnung, bei Fresnel-Kollektoren wegen fehlenden praktischen
Belegen, zumindest mittelfristig aus Betreibersicht auszuschließen sind. Weiter ist es eher
unwahrscheinlich, dass sich Flächen diesen Ausmaßes, die die Solarkollektoren bei
entsprechender thermischer Leistung einfordern, in unmittelbarer Umgebung betriebener
konventioneller Kraftwerke erschließen lassen. Somit wird eine Einspeisung von 50 MWth als
ein zweckdienlicher Kompromiss zum technischen Vergleich der zwei CSP-Systeme
angesehen.
Alle Integrationsvarianten werden in zwei Betriebsmodi oder auch Fahrweisen des
Kraftwerks betrachtet und deren Prozessdaten analysiert.
Im Fuel Saver Modus soll die Anlage den gleichen Output, nämlich 500,0 MWel bei weniger
Kesselleistung, bzw. Brennstoffzufuhr leisten. Somit wurde die elektrische Leistung beim
entsprechenden Berechnungsschritt fixiert.
Beim Power Booster Modus wurde die Kesselleistung von 996,0 MWth konstant gehalten und
analysiert, inwiefern die Einspeisung von solarerzeugten 50 MWth, den elektrischen
Leistungsoutput des Kraftwerks erhöht.

Integration einer Parabolrinnen-Solarfarm
Die Integration der in den Parabolrinnen-Kollektoren erzeugten Solarthermie erfolgt anhand
eines Oberflächenwärmetauschers in das Referenzkraftwerk, der in den Vorwärmstrang des
Dampfprozesses eingefügt wird und wie erwähnt einen Übertragungsverlust von 1%
aufweist. Das zirkulierende Thermo-Öl tritt dabei bei jeder Integrationsvariante in den
Wärmetauscher mit einer Temperatur von 390°C ein und fließt in das Solarfeld mit 280°C
wieder zurück. Der Druck des Thermo-Öls ist auf 5 bar festgesetzt und gemäß (Pondus 2010)
wird für die spez. Wärmekapazität des Fluides von 3 kJ/kgK und für die spez. Dichte von
665 kg/m³ bei einer mittleren Temperatur von 335°C ausgegangen. Die beachtete
Verdichterleistung der Thermo-Ölpumpe ergibt sich daraus gerundet zu 0,12 MWel.
Für die Hybridisierung des Referenzkraftwerks mit dem Parabolrinnen-Kollektorfeld wurden
drei verschiedene Integrationspunkte, bzw. Eingriffsorte des Wärmetauschers analysiert. Der
Tabelle 5-2 ist dabei zu entnehmen, dass in der Integrationsoption P1 der Wärmetauscher vor
den Mischvorwärmer eingefügt wird, während bei der Integrationsoption P2 der
Wärmetauscher nach dem Mischvorwärmer, bzw. vor dem Oberflächenvorwärmer der
Hochdruckentnahmestufe eingebaut wird. In der Integrationsoption P3 wird der Thermo-
Öl/Wasser-Wärmetauscher unmittelbar vor dem Kessel des Kraftwerks eingefügt.
Integration eines Fresnel-Kollektorfeldes
Der Fresnel-Kollektor wird in allen Fällen (F1 bis F4) der Tabelle 5-2 zur
Direktverdampfung genutzt, wobei er einen Teilstrom des Kraftwerk-Speisewassers an einem
Punkt abgreift und solarerzeugten Dampf in einen anderen Punkt des Dampfprozesses
zurückspeist. In der stationären Modellbetrachtung stellt das Fresnel-Kollektorfeld immer
diejenigen Dampfparameter (Enthalpiewerte) zur Verfügung, die im Punkt der Einspeisung
vom Referenzkraftwerk vorausgesetzt sind, bzw. ursprünglich vorhanden waren.
Während bei den Integrationsoptionen F2 und F3 zusätzliche Förderpumpen bzw. Verdichter
zur Erreichung der geforderten Druckstufen am Rückspeisungspunkt von Nöten sind, kann
auf diese, wie dargestellt bei den Optionen F1 und F4 verzichtet werden. Es wird dabei
angenommen, dass die Förderung des Teilmassenstroms durch die Fresnel-Kollektoren über
die vorherrschenden Druckverhältnisse des Referenzsystems sichergestellt ist.

Tabelle 5-2: Wärmeschaltpläne der Integrationsoptionen
Schaltplan Beschreibung
Integrations-
option P1
Technologie: Parabolrinnen-Kollektor
Ausführung: Integration eines Thermo-
Öl/Wasser-Wärmetauschers vor den
Mischvorwärmer der regenerativen
Integrations-
option P2
Ausführung: Integration eines Thermo-Öl
/Wasser-Wärmetauschers vor den
Oberflächenvorwärmer der regenerativen
Integration-
soption P3
Ausführung: Integration eines Thermo-Öl
/Wasser-Wärmetauschers vor den Kessel
(Dampferzeuger)
Integrations-
option F1
Technologie: Fresnel-Kollektor
Ausführung: Abgriff eines Teils des
Speisewassers nach , Verdampfung im
CSP-System und Rückspeisung in den
Mischvorwärmer
Integrations-
option F2
CSP-System und Rückspeisung vor die
Integrations-
option F3
CSP-System und Rückspeisung vor die
Integrations-
option F4
kondensierten Entnahme-„Dampfes“ nach
, Verdampfung im CSP-System und
Rückspeisung vor die Zwischenüberhitzung

5.2 Ergebnisse der technischen Analyse
Die untere Zusammenstellung der Tabelle 5-3 präsentiert Resultate zur Untersuchung der verschiedenen Integrationsoptionen (der Tabelle 5-2).
Tabelle 5-3: Ergebnisse der Integrationsoptionen
Elektrische
Leistung
(MWel)
Thermische
Kesselleistung
(MWth)
Massenstrom
(kg/s)
Kühlleistung
Kondensator
(MWth)
Elektrischer
Wirkungsgrad
(%)
Anzapfmengen als Anteile am
Gesamtmassenstrom (%)
Brennstoff-
verbrauch
(gSKE/kWh)
CO2-
Emissionen
(g/kWh)
Solarer
inkrementeller
Wirkungsgrad
(%)
Hybridisierung Modus 500 996,0 349,95 506,0 49,21
X=19,14
Y=12,67
244,69 655,76
Referenzkraftwerk
- Basisszenario
Integrations-
option P1
Fuel-Saver 500 973,25 (-2,28%) 341.95 (-2,29%) 532,85 (+5,31%) 47.91 (-2,63%) X=19,14; Y=7,35 (-42,00%) 239,10 (-2,28%) 640,78 (-2,28%) -
Power-Booster 511,42 (+2,28%) 996,0 349,95 544,40 (+7,59%) 47,94 (-2,57%) X=19,14; Y=7,47 (-41,04%) 239,22 (-2,23%) 641,12 (-2,23%) 22,85
Integrations-
option P2
Fuel-Saver 500 960,54 (-3,56%) 331,55 (-5,26%) 519,86 (+2,74%) 48,55 (-1,35%) X=12,28 (-35,82%); Y=13,75 (+8,50%) 235,98 (-3,56%) 632,41 (-3,56%) -
Power-Booster 517,80 (+3,56%) 996,0 344,01 (-1,70%) 537,87 (+6,30%) 48,57 (-1,31%) X=12,53 (-34,53%); Y=13,71 (+8,19%) 236,27 (-3,44%) 633,22 (-3,44%) 35,61
Integrations-
option P3
Fuel-Saver 500 960,36 (-3,58%) 331,78 (-5,19%) 519,69 (+2,71%) 48,55 (-1,34%) X=12,37 (-35,36%); Y=13,73 (+8,39%) 235,93 (-3,58%) 632,30 (-3,58%) -
Power-Booster 517,89 (+3,58%) 996,0 344,30 (-1,61%) 537,78 (+6,28%) 48,58 (-1,29%) X=12,62 (-34,09%); Y=13,69 (+8,09%) 236,23 (-3,45%) 633,11 (-3,45%) 35,78
Integrations-
option F1
Fuel-Saver 500 973,25 (-2,28%) 341.95 (-2,29%) 532,85 (+5,31%) 47.93 (-2,61%) X=19,14; Y=7,35 (-42,00%) 239,10 (-2,28%) 640,78 (-2,28%) -
Power-Booster 511,42 (+2,28%) 996,0 349,95 544,40 (+7,59%) 47,95 (-2,54%) X=19,14; Y=7,47 (-41,04%) 239,22 (-2,23%) 641,12 (-2,23%) 22,85
Integrations-
option F2
Fuel-Saver 500 962,42 (-3,37%) 333,40 (-4,73%) 521,84 (+3,13%) 48,46 (-1,53%) X=19,14; Y=12,67 236,44 (-3,37%) 633,65 (-3,37%) -
Power-Booster 516,86 (+3,37%) 996 345,20 (-1,36%) 538,90 (+6,50%) 48,48 (-1,48%) X=19,14; Y=12,67 236,71 (-3,26%) 634,37 (-3,26%) 33,72
Integrations-
option F3
Fuel-Saver 500 960,32 (-3,58%) 331,74 (-5,20%) 519,72 (+2,71%) 48,56 (-1,32%) X=19,14; Y=13,74 (+8,41%) 235,92 (-3,58%) 632,27 (-3,58%) -
Power-Booster 517,91 (+3,58%) 996,0 344,28 (-1,62%) 537,84 (+6,29%) 48,58 (-1,28%) X=19,14; Y=13,70 (+8,10%) 236,22 (-3,46%) 633,08 (-3,46%) 35,83
Integrations-
option F4
Fuel-Saver 500 960,54 (-3,56%) 331,55 (-5,26%) 519,86 (+2,74%) 48,56 (-1,33%) X=20,76 (+8,47%); Y=13,75 (+8,50%) 235,98 (-3,56%) 632,41 (-3,56%) -
Power-Booster 517,80 (+3,56%) 996,0 344,01 (-1,70%) 537,87 (+6,30%) 48,58 (-1,28%) X=20,70 (+8,17%); Y=13,71 (+8,19%) 236,27 (-3,44%) 633,61 (-3,44%) 35,61

Es wird deutlich, dass in jeder Schaltungsvariante eine Brennstoff- oder Emissionseinsparung
im Fuel-Saver-Modus, sowie eine Leistungssteigerung im Power-Booster-Betrieb möglich
ist. Alle Hybridisierungen wirken sich dabei negativ auf den elektrischen Wirkungsgrad des
Referenzkraftwerks aus und senken ihn signifikant.
Die höchste Brennstoffeinsparung, sowie die größte Leistungssteigerung ist über die
Hybridisierung des Referenzkraftwerks mit einem Fresnel-Kollektorfeld nach der
Schaltungsvariante F3 ermittelt worden. Bemerkenswert ist dabei, dass bei dieser
Hybridoption die Einbußen beim elektrischen Wirkungsgrad am geringsten sind. Dies
bestätigt den Grundsatz, dass eine solare Integration den Kraftwerksprozess so wenig wie
möglich von seinem ursprünglichen optimalen Auslegungspunkt weg bewegen soll, um die
Gesamteffizienz des Hybridbetriebs zu maximieren. In der Variante F3 ist auch der solare
netto-inkrementelle Wirkungsgrad von 35,83% am höchsten, der die zusätzlich im
Hybridbetrieb erzeugte elektrische Leistung ins Verhältnis mit der eingespeisten solaren
Energie setzt. Im Fuel-Saver-Betrieb kommt es im stationären Betrachtungspunkt mit der
Integrationsoption F3 zu einer 3,48-prozentigen Brennstoff-, bzw. CO2-Einsparung pro
erzeugter Kilowattstunde Elektrizität im Vergleich zum Referenzkraftwerk.
Nahezu identische Verbesserungen hinsichtlich des Brennstoffverbrauchs, oder der
Leistungssteigerung, lassen sich auch über die Integration eines Parabolrinnen-
Kollektorfeldes nach dem Schaltschema P3 erzielen. Während die Gesamtmassenströme des
Speisewassers bei F3 und P3 fast übereinstimmen, ist dies im Gegensatz dazu bei den
Entnahmeanteilen (x und y) für die Vorwärmung nicht zu beobachten. Der solare
Energieeintrag bei der Option P3 unter Zuhilfenahme des Öl/Wasser-Wärmetauschers
substituiert, bzw. reduziert die Entnahmedampfanteile der Vorwärmung. Die Umleitung von
Speisewasser in den Fresnel-Kollektor bei F3 zur Direktverdampfung verändert wiederrum
die Entnahmedampfanteile nur geringfügig. Im Zuge der Forderung, dass eine solare
Integration auf einen konventionellen Kraftwerkskreislauf so wenig wie möglich verändernde
Auswirkungen auf die Prozessdaten (Entfernung vom Auslegungspunkt) haben soll, kann
somit der direktverdampfende Fresnel-Kollektor aus der technischen Analyse als das
vorteilhaftere fokussierende System identifiziert werden.
Für die weitere ökonomische Gegenüberstellung, die die Eignung der zwei CSP-Systeme für
die solare Integration vollständig beurteilt sind somit die Option P3 und F3 qualifiziert.

6 Ökonomische Analyse 72
6 Ökonomische Analyse
Ziel der wirtschaftlichen Untersuchung ist die letztendliche Feststellung, welche der beiden
konkurrierenden Lösungen P3 und F3 unter monetären Gesichtspunkten der anderen
überlegen ist. Dazu sollen sowohl die brennstoffsparende Betriebsweise Fuel-Saver-Mode,
wie auch die leistungssteigernde Power-Boost-Mode untersucht werden.
Die zwei angenommenen Investitionen werden aus der Perspektive potentieller Investoren
mittels der Kapitalwertmethode, die die Vorteilhaftigkeit einer Investition absolut in einem
Wert, dem Kapitalwert (engl.: Net Present Value) ausdrückt, beurteilt. Der Vorteil der
Kapitalwertmethode liegt neben der Möglichkeit der Gegenüberstellung verschiedener
Investitionsoptionen, auch in der Möglichkeit, die Höhe der Rentabilität der Investitionen zu
ermitteln. Je höher der Kapitelwert, desto attraktiver ist die Investition und desto
wahrscheinlicher wäre eine tatsächliche Umsetzung dieser in der Realität.
Das Fehlen verlässlicher Studien, Daten oder sonstigen Informationen, die eine umfassende
und unanfechtbare wirtschaftliche Analyse möglich machen würde zwangsläufig zu einer
gewissen Unschärfe bei der Kostenmodellierung, sowie bei den Annahmen über die
Einnahmeseite (Unklarheit über zu erwartende Vergütungen oder Subventionen) des
Referenzkraftwerks an ausgewählten realen Standorten, bzw. Marktumgebungen führen. Die
Ergebnisse wären dadurch weder brauchbar, noch ließen sie eine allgemeine Beurteilung der
grundsätzlichen Potentiale der Umsetzung von Solar-Retrofit-Maßnahmen an
Kohlekraftwerken in Gegenden günstiger solarer Einstrahlungen zu. Diesen Umständen wird
dadurch begegnet, dass die Ökonomie der Optionen P3 und F3 anhand verschiedener
Szenarien oder besser unter unterschiedlichen Randbedingungen verglichen wird. Ausgehend
von einem über seinen durchschnittlichen Charakter auf nahezu jeden realen Standort zu
übertragendem „Grund-Szenario“, werden alle Kapitalwerte bestimmt. Das Grundszenario
wird dabei wiederrum unter der Annahme eines Hoch- und Niedriglohnumfeldes, wie auch
unter der Annahme drei verschiedener Werte für jährliche Direkteinstrahlungen bewertet.
Über eine anschließende Variation der Einnahmenseiten (Sensitivitätsanalyse) mit
realitätsbezogenen Werten wird die Veränderung des Kapitalwerts beim Ändern relevanter
Parameter wie CO2-Vergütungen oder CSP-Förderungen (Einspeisevergütung) gezeigt.
Die matrixartige Aufstellung aller generierten Ergebnisse, ermöglicht eine Bewertung an
welchen Standorten - oder besser gesagt - in welchen Marktumfeldern, welche der beiden
Hybridisierungen einen wirtschaftlichen Vorteil für einen potentiellen Investoren verspricht.

6.1 Kapitalwertmethode
Die Kapitalwertmethode ist das am häufigsten angewandte Verfahren der dynamischen
Investitionsrechnung. Bei der Kapitalwertmethode werden alle mit einer Investition
verbundenen Einnahmen Et und Ausgaben At (Cashflows) einschließlich der
Anfangsinvestition I und des Restwertes L (Liquidationserlös) mit dem Kalkulationszinsfuß i
über die gesamte Nutzungsdauer T durch Diskontierung auf einen Kalkulationszeitpunkt
unmittelbar vor Beginn der Investition abgezinst und dabei der Kapitalwert (englisch: net
present value oder Nettogegenwartswert) der Investition berechnet. Dabei sind bereits die
Anfangsinvestitionen I auszahlungserhöhend und der Restwert L einzahlungserhöhend
berücksichtigt. Der Kapitalwert ist somit die Summe der Barwerte aller Zahlungsüberschüsse
und stellt dabei einen Maßstab für die effektive Verzinsung der Investition dar. Die effektive
Verzinsung ist umso höher, je größer der Kapitalwert ist. Eine Investition mit positivem
Kapitalwert erbringt neben der Amortisation des eingesetzten Kapitals und der Verzinsung
des gebundenen Kapitals zum Kalkulationszinsfuß noch einen zusätzlichen Betrag in Höhe
des Kapitalwertes. Die Kapitalwertmethode ist folglich sowohl zur Beurteilung eines
isolierten Investitionsprojektes als auch zum Vergleich verschiedener Investitionsalternativen
geeignet. Das Entscheidungskriterium lautet bei einer einzelnen Investition, dass der
Kapitalwert größer oder gleich Null sein muss. Bei mehreren, alternativen Investitionen ist
diejenige Investition am vorteilhaftesten, deren Kapitalwert am größten ist (WL24 2011),
(Dillerup 2005).
Die Formel 6-1 gibt an, wie der Kapitalwert mathematisch ausgedrückt wird, bzw. berechnet
wird:
(6-1)
C0 = Kapitalwert
It = Investitionsauszahlung
T = Betrachtungsdauer (Nutzungsdauer)
Et = Einnahmen im Zeitpunkt t
At = Ausgaben im Zeitpunkt t
L = Liquidationserlös (Restwert)
I2 = Kalkulationszinssatz

6.2 Investitionskosten
6.2.1 Auslegung der Kollektorfelder
Die Ermittlung der benötigten Kollektorflächen für die jeweiligen CSP-Technologien, bzw.
deren nötigen Wärmeleistungen wurden gemäß der von (Temo 2007) empfohlenen Formel
6-1 durchgeführt.
Da eine solare Wärmeleistung von 50 MWth in den Dampfkreislauf eingespeist wird
entspricht diese auch der benötigten Wärmeleistung des Fresnel-Kollektors. Der
angenommene Wärmeübertragungsverlust von 1% bei der Parabolrinnen-Kollektor-Lösung
bedeutet entsprechend eine benötigte thermische Leistung von rund 50,51 MWth.
Wie schon in Kapital 2.1 vorweggenommen ist an CSP-Anwendungen nur bei Standorten mit
einer jährlichen Direktstrahlung von über 1.800 kWh/m2
a zu denken, wobei man bei den
heute vorherrschenden Preisen für Solarsysteme das wirtschaftliche Minimum normalerweise
bei 2.000 kWh/m2
a ansetzt21
. (Graf 2002) gibt für diese Direktstrahlungswerte, bzw.
Standorte entsprechender jährlicher solarer Einstrahlung eine entsprechende und zur
Berechnung zu verwendende (Formel 6-2) Einstrahlungsleistung (Energiestromdichte) von
800 W/m² als üblichen Auslegungspunkt an.
Für den jahresmittleren Kollektorwirkungsgrad wird für die Parabolrinne gemäß den
Erwartungen beim neuen Andasol 3 - Projekt22
ein Wert von 50% angenommen. Da keine
Angaben für die Fresnel-Technologie zur Verfügung standen, wurde deren jahresmittlerer
Kollektorwirkungsgrad über den von (Lerchenmüller 2004) ermittelten Spitzenwirkungsgrad
von 65% mithilfe des Spitzenwertes der Parabolrinne von 70% linear auf den Wert von
46,43% interpoliert.
Die endgültigen Flächenbedarfe oder Landbedarfe errechnen sich gemäß dem Richtwert, dass
sich die Flächenausnutzung (engl. Land Use Factor) der Parabolrinne auf 30%, und bei dem
Fresnel-Kollektor auf 70% der errechneten Kollektorflächen Ak beläuft.
21 Es wird behauptet, dass bei der zukünftigen Einstellung prognostizierter Preisverfälle, auch die Schwelle der
Wirtschaftlichkeit zum Wert 1.800 kWh/m2 a mittelfristig sinken wird (Trieb 2005).
22Entsprechend den Angaben der Quelle: (SM 2008)
Ak = Kollektorfläche [m2
]
Qn = Benötigte Wärmeleistung [W]
Is = Einstrahlungsleistung (Energiestromdichte) [W/m2
]
k = Jahresmittlerer Kollektorwirkungsgrad [%]
(6-2)

Die Tabelle 6-1 stellt alle Sachverhalte und Ergebnisse der Kollektorfeldauslegung für beide
CSP-Technologien dar.
Tabelle 6-1: Auslegungsdaten der Kollektorfelder
Parameter Parabolrinnenfeld Fresnelfeld
Benötigte Wärmeleistung Qn 50,51 MWth 50,00 MWth
Einstrahlungsleistung Is 800 W/m²
Jahresmittlerer
Kollektorwirkungsgrad k
50% 46,43%
Kollektorfläche Ak 126.263 m² 134.615 m²
Landbedarf 420.875 m² (ca. 650 x 650m) 192.308 m² (ca. 440 x 440m)
6.2.2 Kollektorfeldkosten
Grundstückskosten
Wie errechnet wurde ist bei beiden Anwendungen ein relativ großer Flächenbedarf gegeben
(wobei die Fresnel-Lösung über ihren günstigeren Flächenausnutzungsfaktor bedeutend
weniger Fläche in Anspruch nimmt). Ist eine freie Fläche mit solchen Dimensionen nicht von
vornherein an einem Kraftwerksstandort gegeben, sind eventuell alternative Flächen
erschließbar. Beispielsweise bieten sich dafür verfügbare Freiflächen an, die für zukünftige
Kapazitätssteigerungen des Kraftwerks vorgesehen worden sind. Daneben kommen nicht
verwendete Kohlelagerstätten in Frage oder es können genutzte Kohlelager umstrukturiert
und somit für eine solare Nutzung freigemacht werden. In manchen Ländern wird vom
Gesetzgeber gefordert Rekultivierungsmaßnahmen im Zuge eines Kraftwerksbaus
einzuleiten. Solch begrünte Flächen, die sich eventuell in der Umgebung des Kraftwerks
befinden, können je nach erteilter Genehmigung als Kollektorflächen eingesetzt werden.
Aber auch im Falle, dass sich hinreichend Freifläche in Kraftwerksnähe finden lässt, muss
diese auch bestimmten Anforderungen genügen, um tatsächlich für eine solare Anwendung
geeignet zu sein. So ist es von Vorteil, wenn die Flächen soweit wie möglich von
Staubemittenten wie z.B. Schornsteinen entfernt sind, was den Reinigungsaufwand bzw.
Reinigungskosten der jeweiligen Kollektoren verringert. Zusätzliche Kosten können
entstehen, wenn neben geeigneten Flächen hohe Objekte, wie z.B. Bäume für
Abschattungsverluste sorgen, die entfernt werden müssen.

Eine zusätzliche Forderung aus technologischer Hinsicht an das Gelände ist, dass das Gefälle
für Parabolrinnen- sowie Fresnel-Kollektoren weniger als 1-3% betragen muss, um einen
effizienten Betrieb sicherstellen zu können.23
In dieser Wirtschaftlichkeitsbetrachtung wäre die Annahme eines Grundstückspreises
nicht zielführend und somit wird vorausgesetzt, dass genügend ungenutzte und geeignete
Freifläche in Nähe des Referenzkraftwerks zur Verfügung steht, die sich im Besitz des
Kraftwerksbetreibers befindet. Somit sind Grundstückskosten sowie deren Erschließungs-
kosten, wie z.B. Kosten für das Planieren vernachlässigt.
Abschließend sei dennoch angemerkt, dass eine profunde ökonomische Gegenüberstellung
realer Kraftwerksstandorte, Kosten einer Flächennutzung in die Kalkulation mit aufnehmen
muss. Befinden sich interessante Flächen nicht im Besitz des Kraftwerksbetreibers so sind
Grundstückspreise bei den gezeigten Größenordnungen von herausragender Bedeutung. Aber
auch Flächen im Eigentum des Betreibers können je nach Fall einen Opportunitätskostensatz
aufweisen, da sie wegen der Besetzung durch die Kollektoren nicht anderweitig genutzt
werden können.
Errichtungskosten
Die Investitionskosten beider Kollektorsysteme lassen sich grundsätzlich in folgende
Grundbausteine unterteilen:
Tragekonstruktion
Spiegel
Absorber
Nachführmechanismen
Hilfsanlagen (Pumpen, Nachführungssysteme, Verrohrungen, Elektrotechnik und -
bei der Parabolrinne - das Thermo-Öl-System)
Für die Parabolrinnen-Technologie stehen dazu zahlreiche detaillierte Literaturwerte zur
Verfügung, die sich auf Kostenangaben aus realisierten Projekten stützen. Man kann sich
somit einer Bandbreite an Daten zu Kosten bedienen, die die Herleitung der
Errichtungskosten für eine selbst konstruierte Modellanlage relativ exakt ermöglicht.
23
Exkurs: Im Vgl. zeigt sich hier der Vorteil einer theoretischen Hybridisierung mit einem Solarturm, der
dieser Forderung nicht nachkommen muss, da die Heliostate des Solartums das Licht auf einen einzigen
Absorber konzentrieren und somit unabhängig voneinander positioniert werden können. Somit lässt sich dieses
Kollektorsystem problemlos auch in hügeligem Gelände errichten, was die Anzahl der Kraftwerke erhöht, die
für ein solares Retrofitting in Frage kommen. Darüber hinaus können bei Gaskraftwerken Gaspipelines, die u.U.
über eine geeignete Fläche zum Kraftwerksblock verlaufen für Parabolrinnen- und Fresnelkollektoren zu einem
großen Hindernis werden, was beim Hernehmen von Heliostaten kein Problem darstellt.

Anders sieht der Fall beim Fresnel-Kollektor aus, der mit seinen wenigen Anwendungen eine
detaillierte Kostenschätzung nicht möglich macht. Diese Sachlage fordert einen globaleren
Ansatz bei der Kostenabschätzung und demnach sollen nach (Lerchenmüller 2004) und
(BMU 2004) die folgenden Parameter für die Wirtschaftlichkeitsberechnung gelten:
Parabolrinnen-Solarfeldkosten bezogen auf die Spiegelflächen (Aperturweiten) samt
Wärmetauscher und Thermo-Öl sind 220 €/m² für Hochlohnländer (z.B. Spanien) und
176 €/m² für Niedriglohnländer (z.B. Ägypten)
Fresnel-Solarfeldkosten bezogen auf die Spiegelflächen sind 150 €/m² für
Hochlohnländer und 120 €/m² für Niedriglohnländer
Beide Systeme benötigen für die Errichtung eine bemerkenswerte Menge an Stahl für ihre
jeweiligen Tragekonstruktionen. Die Preise für Stahl am jeweiligen Betrachtungsort spielen
somit eine herausragende Bedeutung für die Investitionskosten. Weiter ergeben sich
Preisunterschiede bei anderen Komponenten wie Spiegeln und Betonarbeiten, die je nach
Markt verschieden hoch bewertet werden können. Solche Materialkostenunterschiede
verbunden mit Lohnkosten von Arbeitern oder Monteuren die regional schwanken, werden
vereinfacht über die zwei Preiskategorien Hochlohnland und Niedriglohnland erfasst.
6.2.3 Hybridisierungskosten
Der Anschluss eines Solarsystems an einen konventionellen Kraftwerksprozess nach den in
dieser Arbeit zu untersuchenden Ausführungsformen, fordert unbedingt mehr oder minder
große bauliche Veränderungen an den verschiedenen Gewerken des Referenzkraftwerks.
Eine Analyse all dieser Faktoren sprengt eindeutig den hier angesetzten Rahmen der Studie
und setzt eine umfassende Modellierung des Referenzkraftwerks (detaillierte konstruktive
Ausführung), samt seines Standortes und Fahrplans voraus. Darüber hinaus würde jeder
Schritt in Richtung einer detaillierteren Modellierung, eine Entfernung von der
Übertragbarkeit, bzw. der Allgemeingültigkeit der Ergebnisse bedeuten.
Ein weiterer Problempunkt ist der grundsätzliche Mangel an Informationen über solare
Retrofittings wegen den bisher geringen Anwendungen. Es liegen weder in der Literatur,
noch aus Projekten brauchbare Referenzwerte für angefallene Arbeiten oder Kosten einer
Kraftwerkshybridisierung nach den in dieser Studie gewählten Optionen oder sonstigen
Lösungen vor. Darüber hinaus sind sie aus Kraftwerksneubauten, die von vornherein
hybridisiert sind (z.B. ISCCS) nicht ableitbar. Diese Umstände bestimmen die einzig
mögliche Herangehensweise die Kosten basierend auf technischen Räson mithilfe von
Erfahrungen und Preisen aus dem Anlagenbau abzuschätzen.

Demzufolge wird zuerst angebracht, welche Annahmen über die technischen Hauptfaktoren
zur letztendlichen Kostenabschätzung geführt haben:
Es wird angenommen, dass der Kraftwerkskessel (Vorwärmer, Verdampfer und
Überhitzer) durch die Auswirkungen der Verschiebung des Auslegungspunktes des
Kraftwerksprozesses an die neuen Bedingungen leicht angepasst werden muss.
Das Neuverlegen von Rohren oder Erweitern um Komponenten muss sich im Rahmen
des vorhandenen Platzangebots bewegen und erfordert einen Umbau oder sogar den
Neubau von Wänden, Unterkonstruktionen, Stahlkonstruktionen wie Gerüsten, sowie
Halterungen, Aufhängungen usw. Das Einfügen des Thermo-Öl/Wasser-
Wärmetauschers bei der Option P3 bedarf größerer Eingriffe in die
Speisewasserleitungen. Ebenso fordert die Option F3 die Veränderung der
Speisewasserleitungen, bzw. das Hinzufügen von Anschlüssen zur Wasserentnahme
und Dampfeinspeisung.
Durch die Erweiterung des Kraftwerks nimmt auch die Komplexität des
Dampfprozesses, bzw. des Regelkreises der Anlage zu. Es gilt die Sensorik und
Steuerungstechnik des CSP-Systems in die Leitwarte des Kraftwerks zu integrieren.
Weiter wird vom ganzen Prozess eine schnellere Ansprechzeit und Regeldynamik
benötigt, die sich mit dem Verbund mit einem Energieerzeugungssystem, dass sich
regenerativer Quellen bedient ergibt. Bedenkt man, dass Temperaturen und Drücke
des Wärmeträgers im Solarfeld durch vorbeiziehende Wolken in kürzester Zeit
signifikant schwanken können, sind an das Steuerungs- und Regelungssystem des
Kraftwerks höhere Ansprüche gesetzt. Folglich sind (je nach Alter der Anlage), mehr
oder weniger große Modifikationen der Leittechnik und der Warte von Nöten.
Aus Vereinfachungsgründen und in Hinsicht auf das Ziel einer Übertragbarkeit der
Ergebnisse wurden Details zur Kühlung des Referenzkraftwerks bei dessen
Auslegung nicht geklärt. Die Tabelle 5-3 hat gezeigt, dass sich bei allen
Hybridisierungsoptionen ein zusätzlicher Kühlbedarf einstellt, was eine Anpassung
des Kühlkreislaufs des Referenzkraftwerks an die neuen Gegebenheiten erfordert.
Setzt man z.B. Nasskühlung als System voraus, so kann als Richtwert von einem
zusätzlichen Wasserverbrauch pro erzeugter MWhel von 4m³ ausgegangen werden
(CEA 2010)24
. Bei Trockenkühlung wären eventuell die elektrischen Antriebe oder
sogar die Ventilatoren selbst wegen Überlastung durch größere Einheiten zu ersetzen.
Eventuell könnte es sogar dazu kommen, dass das Kühlsystem komplett neu ausgelegt
24 Sind z.B. an Gewässern der Einleitung des Kühlwassers aus Umweltschutzgründen Grenzen gesetzt, kann
sich das als äußerst negativ für die Investition in eine solare Integration erweisen. An heißen Tagen, bei denen
der Spotpreis für Strom gerade wegen dieser Problematik normalerweise ansteigt, sollte der Vorteil der CO2-
reduzierten solarunterstützten Stromversorgung nicht gehemmt werden.

werden muss, mit z.B. der Erweiterung, oder Umstellung auf Hybrid- oder
Trockenkühlung. Da aber die Kühlleistung in den betrachteten Anwendungsfällen P3
und F3 um maximal etwa 6,3% ansteigt wird angenommen, dass am System keine
signifikanten Umbauten durchgeführt werden müssen.
Stromseitig wird vorausgesetzt, dass die Gewerke der Elektrotechnik, wie z.B.
Transformatoren oder Netzanbindungen wegen der Veränderungen der
Leistungsgrößen einer Modifikation unterzogen werden müssen. Kleinere
Komponenten, wie beispielsweise Schaltschränke und Leistungsschalter sind ggf.
auszutauschen.
Eingriffe an der Turbine und/oder am Turbinenhaus (besonders in Hinsicht auf den
Solar-Boost-Betrieb) seien nicht von Nöten. Es wird vorausgesetzt, dass das
Referenzkraftwerk weit weg der Turbinengrenzen gefahren wird und genügend
Reserve bzgl. der Turbinenleistung zur Verfügung steht, um den Solar-Boost-Betrieb
zu fahren. Weiter sollen die Schwankungen bei der Dampfeinspeisung F3 so über die
konventionelle Dampfentnahme ausgeregelt werden, dass sie auf die Turbine keine
Einflüsse haben.
Nach Konsultationen von Anlagenbauern25
, wird ein pauschaler Wert für die Hybridisierung
des Kraftwerks von 20 Mio. € in Hochlohnländern und 16 Mio. € in Niedriglohnländern
festgesetzt. Dieser Wert soll alle gerade diskutierten Auslegungskosten, sowie die Kosten der
Designphase (Machbarkeitsanalyse, dynamische Modellierung, Kreisprozessberechnungen,
Optimierung, administrative Kosten wie Genehmigungen, etc.) beinhalten.
6.3 Betriebs- und bedarfsgebundene Kosten
Die zusätzlichen Kosten, die durch den Betrieb der Solarsysteme durch die Hybridisierung
entstehen, setzten sich aus folgenden Posten zusammen:
Wartungs- und Instandhaltungskosten: Inspektionen, Auswechseln von Spiegeln und
Absorberrohren, Wartung der Wasser- oder Thermo-Ölpumpe, Instandhaltung von
Druckverbindungen und Rohrleitungen, Service von Stellmotoren und anderen
elektrotechnischen Gewerken, sowie Ersatzteile
25 (Imtech 2011), (ABB 2011)

Prozesskosten: Wasserverbrauch für das Reinigen der Spiegel, sowie anfallende
zusätzliche Verbräuche, wie z.B. Wasser bei Nasskühlung oder Elektrizität bei
Trockenkühlung, sowie Betriebsstoffe wie Treib- und Schmiermittel
Personalkosten: Eigenes Personal oder Lohnunternehmen für sämtliche Wartungs-
und Instandhaltungsaufgaben, sowie Personalaufwand für administrative Tätigkeiten
Betriebsmittel: Waschanlage für die Spiegel, Thermoöl-Absauganlage beim
Parabolrinnen-Kollektor, sowie Hilfsgeräte wie Fahrzeuge
Sonstige Kosten: Versicherungsprämien, Treibstoffe für Hilfsgeräte, Personaltraining
und Schulungen, Beratungs- und Dienstleistungskosten, Buchführung und
Controlling, etc.
Nach (Zhang 2009) die über den Vergleich von fünf real betriebenen Parabolrinnen-
kraftwerken zu einer Einschätzung kommt, belaufen sich die betriebs- und bedarfs-
gebundenen Kosten auf 2% der Investitionskosten. Dabei wird aber ein komplettes
Parabolrinnen-Kraftwerk zugrunde gelegt das neben dem Solarfeld, auch einen thermischen
Speicher, sowie den Kraftwerksblock (Turbine und Generator) enthält. Da nach (S&L 2003)
der thermische Speicher und der Kraftwerksblock zusammen einen Anteil an den gesamten
Investitionskosten eines solarthermischen Kraftwerks von durchschnittlich 37% ausmachen,
wird für diese Studie ein gerundeter Wert von 1,3% der Investitionskosten (exklusiv
Hybridisierungskosten) für die jährlichen Betriebs- und bedarfsgebundenen Kosten erhoben.
6.4 Kapitalkosten
Der Cash-Flow-Berechnung sei ein Zinssatz von 6% per anno für den Kapitalkostensatz
auferlegt, wobei mit eine Lebenszeit der Solarsysteme von 20 Jahren gerechnet wird.
Die geringe Erfahrung mit dem Fresnel-Kollektor und die zusätzlichen (Ausfall-)Risiken die
sich die durch die Direktverdampfung einstellen, sind für den Investor bei der Entscheidung
für diese Technologie ein höheres Wagnis, als bei der Investition in die ausgereifte und
vielmals kommerziell bestätigte Parabolrinnen-Technologie. Diesem Sachverhalt muss
Rechnung getragen werden, denn das Risikopotential muss mit einem erhöhten Aufwand für
Rückstellungen aufgewogen werden. Die Lösung F3 soll deshalb zusätzlich mit einem
jährlichen Risikoaufschlag von 0.1% der Investitionskosten des Hochlohnlandes
(201.923 EUR) belastet werden.

6.5 Grundszenario
Wie schon erläutert bildet der erste Schritt der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung die Berechnung
der Ergebnisse im Umfeld eines Grundszenarios. Dazu gilt es im Folgenden Annahmen über
die Einnahmeseite (positiven Cashflows) zu treffen, die sich im Grundszenario aus
Kohleeinsparung (im Fuel-Save-Mode) oder Mehreinnahmen durch die Veräußerung
zusätzlich erzeugte Strommengen ergeben (Power-Booster-Mode). Ebenso wurde schon
vorweggenommen, dass die Berechnungsergebnisse für drei hypothetische Standorte
verschiedener jährlicher solarer Direkteinstrahlung präsentiert werden sollen.
Die nächsten Unterabschnitte begründen die Wahl dieser Rahmenbedingungen, bzw.
Parameter, bevor letztendlich die Kapitalwerte der Investitionen P3 und F3 im Grundszenario
präsentiert werden.
6.5.1 Kraftwerkseinnahmen
Kraftwerksperformance und Solarangebot
Die Summe der jährlichen Direktstrahlung wirkt sich unmittelbar auf die solare
Stromerzeugung, bzw. Kohleeinsparung und somit letztendlich auf die Kapitalrendite einer
Investition in CSP-Systeme aus26
. Folgende drei Strahlungswerte, die sich an verschiedenen
geeigneten realen Standorten der Welt messen lassen sollen deshalb untersucht werden:
DNI = 2000 kWh/m2
a – „Guter Standort“
DNI = 2400 kWh/m2
a – „Sehr guter Standort“
DNI = 2800 kWh/m2
a – „Exzellenter Standort“
Vereinfacht wird angenommen, dass die Solarkollektoren nur dann Energie in das
Referenzkraftwerk einspeisen, wenn die Einstrahlungsleistung über deren Auslegungspunkt
liegt. Die Solarsysteme sollen demnach im Modell bei Leistungen unter der Nennleistung
sofort abgeklemmt werden. Anders gesagt wird im Teillastverhalten und während
26 Exkurs: Bei der Auslegung eines fokussierenden Solarsystems in der Praxis ist eine viel genauere Auflösung
der solaren Einstrahlung essentiell, um bei Wirkungsgradberechnungen, Ertragsprognosen und der sich daraus
ergebenden Vergütungen, Fehlerabweichungen zu minimieren.
Als Informationsquellen können u.U., verfügbare Datenbanken zweckdienlich sein, jedoch sind Strahlungswerte
für einige Regionen nur mit eingeschränkter Genauigkeit vorhanden. In diesem Fall können einerseits
Satellitenmessungen vorgenommen oder über den Einsatz von Sensoren Bodenmessungen durchgeführt werden.
Das Argument für die Satellitenmessung liegt in der höheren räumlichen Auflösung über größere Gebiete bei
denen somit der Einsatz mehrerer Bodenmessstationen entfällt. Dem großen Vorteil der viel präziseren
Bodenmessung andererseits stehen die relativ hohen Kosten der Messung entgegen. (Quaschning 2002). Doch
ist zu betonen, dass CSP-Anwendungen, Investitionen in Millionenhöhen mit sich bringen und somit
hinsichtlich der Solarpotentiale vor Ort abgesichert und gerechtfertigt werden müssen.

Anfahrzyklen Strom nicht erzeugt, bzw. Brennstoff nicht eingespart. Dieser Ansatz macht
eine ausreichend genaue Quantifizierung der Stromerzeugungsmengen, bzw. Brennstoff-
einsparmengen über das Heranziehen von Vollaststunden möglich.
In der Tabelle 6-2 sind nach einem statistischen Modell errechnete Vollaststunden für ein
Parabolrinnen-Kraftwerk ohne thermischen Speicher über den Werten der DNI eingetragen.
Angenommen sei, dass sich die Werte ohne signifikante Fehler auf den Fresnel-Kollektor
anwenden lassen können. Um möglichst vielen realen Standorten gerecht zu werden, wurden
die Werte bei der geographischen Breite von 30° verwendet.
Tabelle 6-2: Vollaststunden von Parabolrinnen-Kraftwerken (Trieb 2009)
Strompreise
Vergleicht man die verfügbaren Strompreise für Haushalte und Industriekunden der Abb. 6-1,
lässt sich ein Durchschnittswert bei etwa 15 US cents/kWhel ausmachen. Für das
Grundszenario soll entsprechend ein Marktpreis für Elektrizität, den das Referenzkraftwerk
bei der Veräußerung von einer Kilowattstunde Strom erzielen kann bei gerundet
10 EURO cent/kWhel angesetzt werden27
.
Abb. 6-1: Elektrizitätspreise im Ländervergleich 2009 (Bakken Oil 2010)
27 Dollarkurs: EUR/USD: 1,3556, am 03.02.2011

Kohlepreise
Abb. 6-2 zeigt die 90-Tage Forward-Preise für Kohle vom Jahr 2002 bis 2010. Nach einem
extremen Preisanstieg in den Jahren 2007 und 2008 hat sich der Kohlepreis wieder bei etwa
70 USD/t eingependelt. Im Grundszenario soll demgemäß ein Kohlepreis von 52 EUR/tSKE
gelten.
Abb. 6-2: 90-Tage Forward-Preise für Kohle vom Jahr 2002 bis 2010 (Reuters 2010)
6.6 Ökonomische Gegenüberstellung im Grundszenario
Die drei Tabellen die nachkommend gezeigt werden präsentieren alle Ergebnisse der
ökonomischen Analyse bezugnehmend auf das Grundszenario, die sich über die diskutierten
Annahmen ergeben.
Die Tabelle 6-3, ist eine Aufstellung der Kostenseite mit den Einmalauszahlungen für die
Errichtung der Kollektorsysteme und die Integration in das Referenzkraftwerk, sowie der
jährlichen Auszahlungen für die Betriebskosten und Risikoprämien. Die Auszahlungen
werden dabei im Preisumfeld eines Hochlohn- und eines Niedriglohnlandes vorgestellt.
Tabelle 6-4 widmet sich den Produktionszahlen bei hypothetischen Standorten mit
unterschiedlich hohen solaren Einstrahlungswerten, bzw. Vollaststunden und zeigt
beigeschlossen die jährlichen Einnahmen, die sich beim Betrieb im Fuel-Saver-Modus, bzw.
im Solar-Boost-Modus bei erwogener Preislage ergeben.
In der Aufstellung der Tabelle 6-4 werden schließlich alle errechneten Kapitalwerte für die
Investitionsoptionen P3 und F3 in allen Varianten des Grundszenarios präsentiert.

Tabelle 6-3: Kostenseite der Investitionen P3 und F3
In EUR
Integrationsoption mit
Parabolrinnen-Kollektor
P3
Integrationsoption mit Fresnel-
Kollektor
F3
Quellen:
Hochlohnland Niedriglohnland Hochlohnland Niedriglohnland -
Kollektorfeldkosten -
mit Öl/Wasser-
Wärmetauscher bei P3
27.777.860 22.222.288 20.192.250 16.153.800
(Lerchenmüller 2004),
(BMU 2004)
Integrationskosten 20.000.000 16.000.000 20.000.000 16.000.000
(Imtech 2011),
(ABB 2011)
Investition Total 47.777.860 38.222.288 40.192.250 32.153.800 -
Betriebskosten Total 361.112 288.890 262.499 209.999
(Zhang 2009),
(S&L 2003)
Risikozuschlag Total - - 201.923 201.923 (Eigene Annahme)
Betrachtet man Tabelle 6-3 so kann man erkennen, dass trotz der größeren benötigten
Kollektorflächen (Aperturweiten) beim Fresnel-Kollektor im Vergleich zum Parabolrinnen-
System, die Investitionskosten bei F3 deutlich niedriger liegen. Die Betriebskosten fallen
entsprechend ebenfalls niedriger aus, doch über den Risikozuschlag beim Fresnel-System,
ergeben sich schließlich höhere jährliche Gesamtauszahlungen für den Betrieb im Vergleich
zur Option P3.
Tabelle 6-4: Einnahmeseite der Investitionen P3 und F3 im Grundszenario
Integrationsoption mit Parabolrinnen-
Kollektor
P3
Kollektor
F3
Guter
Standort –
DNI: 2000
kWh/m²a
Sehr guter
Standort –
DNI: 2400
kWh/m²a
Exzellenter
Standort –
DNI: 2800
kWh/m²a
Guter
Standort –
DNI: 2000
kWh/m²a
Sehr guter
Standort –
DNI: 2400
kWh/m²a
Exzellenter
Standort –
DNI: 2800
kWh/m²a
Volllaststunden 1689 h 2128 h 2580 h 1689 h 2128 h 2580 h
Zus. Stromerzeugung
Fuel Saver - - - - - -
Power Booster 30.220 MWh 38.074 MWh 46.161 MWh 30.256 MWh 38.120 MWh 46.217 MWh
Mehrerlös durch zus.
Stromerzeugung
Power Booster 3.021.951 EUR 3.807.408 EUR 4.616.124 EUR 3.025.593 EUR 3.811.997 EUR 4.621.688 EUR
Kohleeinsparung
Fuel Saver 7.394 t 9.316 t 11.295 t 7.403 t 9.327 t 11.309 t
Power Booster - - - - - -
Positiver Wert durch
die Kohleeinsparung
Fuel Saver 384.497 EUR 484.435 EUR 587.331 EUR 384.964 EUR 485.023 EUR 588.045 EUR

Aus der Tabelle 6-4 kann man entnehmen, dass die Vermarktung von zusätzlich erzeugtem
Strom um ein vielfaches an Einnahmen generiert als die Gegenrechnung von eingesparter
Kohle zum angenommenen Marktpreis.
Dieser Umstand erklärt auch die Ergebnisse der Tabelle 6-5, die für alle Varianten des
Grundszenarios beim Fuel-Saver-Betrieb einen negativen Kapitalwert ausweist. Bei den in
der technischen Analyse errechneten Kohleeinsparungen in Kombination mit dem
angenommenen Preisniveau, ist eine Rentabilität der Investition beim brennstoffsparenden
Betrieb unter jeglichen Umständen nicht annähernd gegeben. Keine der beiden
konzentrierenden Solarsysteme qualifizieren sich somit unter ökonomischen Gesichtspunkten
für den Fuel-Saver-Betrieb bei vorausgesetzten Parametern.
Anders sieht dies für den Betrieb im Power-Boost-Modus aus bei dem beide Investitionen P3
und F3 im Niedriglohnland bei DNI ab 2400 und im Hochlohnland bei DNI ab 2800 rentabel
sind. Im direkten Vergleich der Kapitalwerte, sticht dabei die Lösung F3 als die
Vorzuziehende heraus. Trotz der höheren jährlichen Betriebsauszahlungen weist die
Integrationsoption mit der Fresnel-Technologie einen beachtlichen ökonomischen Vorteil im
Vergleich zur entsprechender Hybridisierung nach P3 in allen Varianten aus.
Tabelle 6-5: Kapitalwerte im Grundszenario
Kollektor
P3
Kollektor
F3
Guter
Standort –
DNI: 2000
kWh/m²a
Sehr guter
Standort –
DNI: 2400
kWh/m²a
Exzellenter
Standort –
DNI: 2800
kWh/m²a
Guter
Standort –
DNI: 2000
kWh/m²a
Sehr guter
Standort –
DNI: 2400
kWh/m²a
Exzellenter
Standort –
DNI: 2800
kWh/m²a
Hochlohnland
Fuel Saver - 47.509.637 - 46.363.363 - 45.183.144 - 41.103.619 - 39.955.952 - 38.774.300
Power Booster - 17.258.246 - 8.249.118 1.026.795 - 10.815.813 - 1.795.827 7.491.265
Niedriglohnland
Fuel Saver - 37.125.679 - 35.979.405 - 34.799.187 - 32.463.000 - 31.315.333 - 30.133.680
Power Booster - 6.874.288 2.134.840 11.410.753 - 2.175.194 6.844.792 16.131.884
Rückblickend auf die technische Analyse, bei der die Option F3 schon als die effizientere
Lösung identifiziert wurde, kann in Kombination mit den günstigen Ergebniswerten der
wirtschaftlichen Analyse, eine absolute Vorteilhaftigkeit einer Hybridisierung eines
Dampfkraftwerks mit einem Fresnel-Kollektor gegenüber einer Parabolrinnen-Lösung
unterstellt werden.

6.7 Sensitivitätsanalyse
Im Folgenden soll das Grundszenario angelehnt an reale Gegebenheiten um weitere Faktoren
erweitert werden. Dabei werden die Inputgrößen der Einnahmeseite variiert und die
Auswirkungen auf die Kapitalwerte der Investitionen P3 und F3 aufgezeigt. Bevor im
Unterkapitel 6.6.3 die Resultate dieser Sensitivitätsanalyse gezeigt werden, ist zuerst deren
Berechtigung anhand von Praxisbeispielen zu klären.
6.7.1 Emissionswert
Die ökonomische Bewertung der Durchführung einer solaren Integration an einem
konventionellen Kraftwerk, dessen Standort einem Emissionshandel oder –besteuerung
unterliegt wird deutlich verbessert. Besonders in Hinsicht, dass die Kapitalwerte im
Grundszenario beim Fuel-Saver-Betrieb durchweg ungünstig ausfallen muss untersucht
werden, wie sich eventuell etablierte Emissionspreise auf die Ökonomie auswirken.
Bis zum heutigen Zeitpunkt ist nur die europäische Plattform zum Emissionshandel (EU-ETS
– European Emission Trading Scheme) von nennenswerter28
Bedeutung, bei der Emittenten
untereinander Emissionsberechtigungen auf einer Börse handeln können und so ein Preis für
diese bilden.
Dies macht eine Standortwahl zurzeit nach der Voraussetzung eines Emissionswertes
überschaubar, doch wie Abb. 6-3 zeigt, sollte sich die Sachlage in absehbarer Zeit deutlich
verändern.
Abb. 6-3: Weltweite Entwicklung von Emissionshandels-Plattformen (Dutta 2009)
28 Neben der EU-ETS sind in New South Wales (Bundesstaat in Australien), Neuseeland und Tokio
Handelssysteme etabliert

Als die wohl bedeutsamste Veränderung ist die Bildung der sogenannte „Australian Carbon
Scheme“ zu nennen, die einen Handel für ganz Australien regeln wird, einem Standort mit
relativ hoher Einstrahlleistungen und einer Elektrizitätsproduktion basierend auf rund 80%
Kohle. Es wird erwartet, dass sich der Preis von Kohlenstoffdioxid in einer Spanne von 15
bis 30 EUR/tCO2 bewegen wird (Greenfudge 2009). War die Einführung der Carbon Scheme
ursprünglich nach der Abb. 5-6 für das Jahr 2011 geplant, hat sie das australische Parlament
zum jetzigen Stand auf Ende 2012 verschoben.
Indien hat im Juli 2010 eine Kohlenstoffbesteuerung eingeführt, die umgerechnet bei rund
0,80 EUR pro emittierter Tonne CO2 liegt (Businessweek 2010).
In den USA und Kanada gibt es mehrere schon umgesetzte und geplante Handelssysteme auf
freiwilliger Basis. Einen Preis für Emissionen gibt es an diesen Standorten nicht, doch ist die
Tendenz in Richtung der Bildung weiterer Handelsplattformen deutlich.
Wird man kurzfristig noch kleine regionale Märkte zum Handel von sogenannten
Verschmutzungsrechten sehen, geht die Richtung mittelfristig in der Bildung von regionalen
Initiativen und langfristig zu miteinander verknüpften Märkten. Die EU-ETS, als weltweit
erstes multinationales Handelssystem, dient dabei als mögliches Vorbild und Vorreiter einer
weltweiten Plattform.
Die Tabelle 6-6 enthält Preisprognosen der bedeutendsten Analystenhäuser für das Recht zur
Emittierung einer Tonne Kohlenstoffdioxid im Jahr 2012. Im Durchschnitt liegt die
Preisprognose bei 24 EUR/t CO2.
Tabelle 6-6: Preisprognosen für CO2 – Preise 2012
Preisprognosen in EUR/t CO2 für
das Jahr 2012
Barclays Capital 24
Citi Bank 25
Daiwa Bank 12
Point Carbon 26
Sagacarbon 26
Société General 20
UBS 35
UniCredit 27
Durchschnitt: 24

6.7.2 Einspeisevergütung und Förderung
Ohne eine Förderung der solaren Integration ist diese ökonomisch bisher in einigen Varianten
des Grundszenarios des in dieser Diplomarbeit betrachteten Modells, bzw. in allen Varianten
beim Fuel-Saver-Betrieb nicht tragbar. In einigen Ländern wird aber die Energieerzeugung
mit fokussierenden Solarsystemen gezielt gefördert. Als wichtigste Beispiele sind dabei
Einspeisevergütungen, fixe Aufschläge, Investitionshilfen, bzw. Subventionen, vergünstigte
Darlehen bis hin zu Steueranreizen zu nennen.
Bei der Einspeisevergütung, die eine feste Einnahme bei jeder ins Netz eingespeisten
Kilowattstunde Strom garantiert, variieren die Boni von Land zu Land. Üblich ist dabei eine
jährliche Degression der Tarife. Manche Vergütungssysteme sind abhängig von der
installierten Leistung und können auch eine Obergrenze für diese beinhalten, bei der
Vergütungen noch gezahlt werden.
Bei dem System der fixen Aufschläge wird ein Aufschlag über den erzielten Marktpreis zum
Decken des Stromgestehungspreises gezahlt. Diese Aufschläge sind projektspezifisch und je
nach Erzeugersystem, bzw. dessen errechneten Stromgestehungspreis verschieden.
Die Tabelle 6-7 stellt alle Länder außer Algerien vor, die eine CSP-Förderung etabliert haben
und zeigt entsprechende Vergütungshöhen. Die Tabelle ist als eine vereinfachte Darstellung
zu betrachten, die sich aufgerundeter Werte bedient. Im Einzelfall sind die
Tarifbestimmungen viel komplexer ausgestaltet. So kann anders als in Deutschland ein
Betreiber in Spanien zwischen zwei Einspeisevergütungsmodellen jährlich wechseln. Dabei
besteht die Möglichkeit einen fixen Tarif zu erhalten (der bei exakter Betrachtung bei
0,278399 EUR pro kWh, statt der gerundeten Angabe liegt) oder den Strom zu
Spotmarktpreisen plus einer Prämie an der Strombörse zu veräußern.
Algerien wird deshalb separat in der Tabelle 6-7 behandelt, da das Land beim Thema der
solaren Integration einen Schritt weiter ist als andere Länder. Die Länder der ersten Tabelle
haben durchaus Richtlinien für Solar-Hybrid-Kraftwerke, doch kommen sie von der Seite,
dass die Sonne als primäre Energieressource dient, während eine fossile Zufeuerung die
Hybridisierung ausmacht. So gilt z.B. in Spanien, dass die Einspeisevergütung für CSP-
Kraftwerke nur bei einem maximalen fossilen Anteil von 15% gezahlt wird.
Algerien verfolgt das Ziel einen hohen Anteil an erneuerbaren Energien dadurch zu
erreichen, dass es seine zwei größten Energiepotentiale (Sonne und Gas) miteinander
verbindet. Wie der Tabelle 6-8 zu entnehmen ist, hat die Regierung deshalb ein Tarif-Modell
zusammengestellt, das bei steigendem solarem Anteil an der Stromerzeugung, ein höherer
Aufschlag auf den Marktpreis des Stroms bezahlt wird (SM 2008), (SCHOTT 2005).

Tabelle 6-7: Vergütungssysteme von Ländern mit CSP-Förderung (Solarpaces 2010),
(DIFC 2010)
Land Elektrische Leistung Vergütung
Zeitraum der
gesicherten Vergütung
Inflations-
anpassung
Frankreich Bis max. 12 MW bzw. bis
1.500 h/a Erzeugung:
0.30 EUR/kWh
20 Jahre Keine
Über 1.500 h/a: 0,05 EUR/kWh
Deutschland
Offen 0,46 EUR/kWh
Unbegrenzt
(Anlagen-Lebensdauer)
Keine
Griechenland
Bis 5 MW: 0,23 – 0,25 EUR/kWh
10 Jahre Keine
Über 5 MW: 0,25 – 0,27 EUR/kWh
Portugal
Bis 10 MW: 0,27 EUR/kWh
15 Jahre Keine
Über 10 MW: 0,16 – 0,20 EUR/kWh
Israel
Bis 20 MW:
ca. 0,15 EUR/kWh
(0,20 USD/kWh)
20 Jahre Ja
Über 20 MW:
ca. 0,12 EUR/kWh
(0,16 USD/kWh)
Spanien
Bis 50 MW: 0,27 EUR/kWh 25 Jahre Ja
Südafrika
Offen
ca. 0,22 EUR/kWh
(2.1 ZAR/kWh)
N/A N/A
Indien
Offen
ca. 0,25 EUR/kWh
(15,4 INR/kWh)
N/A N/A
Tabelle 6-8: CSP-Vergütung in Algerien (Geyer 2007)
Solarer Anteil an der Stromgestehung Prämie auf den Marktpreis der Elektrizität
0-5% 0%
5-10% 100%
10-15% 140%
15-20% 160%
20-25% 180%
Ab 25% 200%
Wie schon erwähnt, können neben Einspeisetarifen auch andere Förderinstrumente für eine
Standortwahl ausschlaggebend sein. In den USA als Beispiel wurden in vier Bundesstaaten
sogenannte „public benefit funds“ gegründet, die zur gezielten Subventionierung von
effizienzerhöhenden Maßnahmen, sowie erneuerbaren Energien dienen.

Tabelle 6-9: Förderinitiativen für CSP in MEA (DIFC 2010)
Land Ziele/Maßnahmen Leitende Behörde/Gesetzeswerk
Ägypten 20% regenerative Energien im Strommix bis 2020,
hauptsächlich aus Wind- und Solarenergie
Förderung durch Prämien wie auch Einspeisetarife
Egypt New and Renewable Authority (ENREA),
Supreme Council of Energy in Egypt Resolution
on Renewable Energy
Jordanien
10% regenerative Energien im Strommix, Erreichung
u.a. über Steuererleichterungen
Draft Renewable Energy Law No. 2007,
EDAMA Initiative
Marokko
20% regenerative Energien im Strommix bis 2012,
Erreichung über Steuererleichterungen
Renewable Energy Flagship Project, PROMASE
Syrien
50% regenerative Energien im Strommix bis 2050 In Arbeit
Bisher wurden CSP-Fördermittel in denjenigen Ländern etabliert, die gerade nicht in den
potentialreichsten Zonen der Erde hinsichtlich solarer Einstrahlungen liegen, wie z.B.
Europa. Doch lässt sich der Tabelle 6-9 entnehmen, dass in jüngster Zeit gerade in diesen
Ländern (wie z.B. in den Ländern des Sonnengürtels) größeres Interesse an erneuerbaren
Energien aufkommt. Dies beweist auch das Projekt „Masdar-City“, das in den Vereinigten
Arabischen Emiraten bei Fertigstellung, die größte Lehranstalt und Forschungseinrichtung
der Welt, für eine nachhaltige Energieversorgung sein wird.
Sind die in der Tabelle 6-9 aufgeführten Länder des Nahen und Mittleren Ostens mit
hervorragenden solaren Potentialen ausgestattet, so trifft dies auch für ihre fossilen
Ressourcen zu, die im Regelfall der eigenen Industrie oder Bevölkerung subventioniert zu
Verfügung gestellt werden. Es kann aber davon ausgegangen werden, dass in absehbarer
Zukunft, gerade CSP-Anwendungen in diesen Regionen begünstig werden und dies einen
Boom im Bereich Solarsysteme auslösen wird. Nicht zuletzt muss auch den hohen
Geburtenraten und somit steigenden Energieverbräuchen entgegengewirkt werden. Die
Förderinstrumente werden dabei je nach Land und Region verschieden ausfallen und können
nur schwer prognostiziert werden.

6.7.3 Ergebnisse
In den vorigen Unterabschnitten wurde diskutiert, welche Erweiterungen beim Grundszenario
unternommen werden könnten, um mit diesem Schritt realitätsnahe Rahmenbedingungen für
die Generierung spezifischerer Ergebnisse zu schaffen und so alle Eventualitäten
verschiedener Märkte, bzw. Standorte abzudecken.
Die folgenden zwei Annahmen werden entsprechend getroffen:
Um den Einfluss, auf ausnahmslos alle Kapitalwerte unter der Annahme des
Vorhandenseins eines Emissionswertes zu zeigen wird theoretisch unterstellt, dass
einerseits, eingesparte CO2-Rechte über den Fuel-Save-Betrieb veräußert werden
können. Andererseits wäre das Referenzkraftwerk nach dem Power-Boost-Retrofit für
eine höhere Zuteilung von Verschmutzungsrechten qualifiziert, die wiederrum
gehandelt werden könnten. Der Durchschnittspreis von 24 EUR/t CO2 wird dabei zu
Grunde gelegt.
Um den Einfluss auf ausnahmslos alle Kapitalwerte unter der Annahme des
Vorhandenseins einer Einspeisevergütung zu zeigen wird theoretisch unterstellt, dass
erzeugte Strommengen, die auf der Einspeisung von Solarthermie basieren mit
0,25 EUR/kWhel vergütet werden. Dieser Wert entspricht etwa dem Durchschnitt aller
Vergütungsmodelle der Tabelle 6-7.
Die ursprüngliche Ergebnismatrix des Grundszenarios nimmt nach den getroffenen
Annahmen, bzw. deren Erweiterung die Form der Tabelle 6-10 an.
Zum einfacheren Vergleich sind dabei die Kapitalwerte des Grundszenarios nochmals
aufgeführt. Zusätzlich dazu werden die neu errechneten Kapitalwerte gezeigt, die sich bei der
Unterstellung des Vorhandenseins eines Emissionswertes ergeben (mit „+ 24 EUR/t CO2“
indiziert). Die letzten Zeilen in den jeweiligen Variationen des Szenarios geben die
Kapitalwerte an, die sich beim Zugrunde legen eines Emissionswertes plus der erläuterten
Einspeisevergütung von 0,25 EUR/kWhel errechnen.

Tabelle 6-10: Ergebnisse des erweiterten Grundszenarios
Kollektor
P3
Kollektor
F3
Guter
Standort –
DNI: 2000
kWh/m²a
Sehr guter
Standort –
DNI: 2400
kWh/m²a
Exzellenter
Standort –
DNI: 2800
kWh/m²a
Guter
Standort –
DNI: 2000
kWh/m²a
Sehr guter
Standort –
DNI: 2400
kWh/m²a
Exzellenter
Standort –
DNI: 2800
kWh/m²a
Hochlohnland
Fuel
Saver
Grundszenario - 47.509.637 - 46.363.363 - 45.183.144 - 41.103.619 - 39.955.952 - 38.774.300
+ 24 EUR/t CO2 -42,139,429 -39,597,346 -36,979,985 -35,726,885 -33,181,712 -30,561,170
+ 0,25 EUR/kWh 44,514,427 69,579,329 95,386,473 51,031,409 76,126,546 101,964,820
Power
Booster
Grundszenario - 17.258.246 - 8.249.118 1.026.795 - 10.815.813 - 1.795.827 7.491.265
+ 24 EUR/t CO2 -11,803,228 -1,376,247 9,359,505 -5,354,165 5,085,397 15,834,103
+ 0,25 EUR/kWh 40,189,086 64,129,758 88,779,380 46,700,811 70,670,352 95,349,697
Niedriglohnland
Fuel
Saver
Grundszenario - 37.125.679 - 35.979.405 - 34.799.187 - 32.463.000 - 31.315.333 - 30.133.680
+ 24 EUR/t CO2 -31,755,471 -29,213,388 -26,596,028 -27,086,266 -24,541,093 -21,920,551
+ 0,25 EUR/kWh 54,898,385 79,963,287 105,770,430 59,672,028 84,767,165 110,605,439
Power
Booster
Grundszenario - 6.874.288 2.134.840 11.410.753 - 2.175.194 6.844.792 16.131.884
+ 24 EUR/t CO2 -1,419,270 9,007,711 19,743,463 3,286,454 13,726,016 24,474,722
+ 0,25 EUR/kWh 50,573,043 74,513,716 99,163,338 55,341,430 79,310,971 103,990,316
Aus der Tabelle 6-10 ist ersichtlich, dass der unterstellte Emissionswert die negativen
Kapitalwerte des Grundszenarios nicht ins Positive transferieren kann. Der Fuel-Saver-
Betrieb ist demnach ohne eine zusätzliche Förderung aus ökonomischer Betrachtungsweise
auszuschließen.
In Hinsicht auf den Power-Booster-Betrieb ermöglicht die CO2 – Vergütung nun einen
rentablen Einsatz im Hochlohnland bei DNI 2400, sowie im Niedriglohnland bei DNI 2000,
was zuvor im Grundszenario nicht gegeben war.
Unter der Annahme einer zusätzlichen Vergütung der erzeugten Elektrizität, die sich auf das
Solarsystem zurückführen lässt, weisen die Investitionen P3 und F3 in allen denkbaren
Varianten beachtliche positive Kapitalwerte aus. Sogar unter den denkbar ungünstigsten
Rahmenbedingungen (Fuel-Saver Betrieb und DNI 2000 im Hochlohnland) ergibt sich ein
Kapitalwert von rund 44,5 Millionen Euro.
Somit kann letztendlich festgestellt werden, dass unter der Annahme realistischer
Marktbedingungen und besonders einhergehend mit Förderinitiativen, ein solares Retrofitting
an Kohlekraftwerken eine stark zu erwägende Investition für einen Kraftwerksbetreiber sein
sollte. Dabei bleibt die Integration eines Fresnel-Kollektors nach der Option F3 zu
bevorzugen.

Da die bisherigen Ergebnisse durchweg unter der Annahme fixer Inputdaten generiert wurden
und darüber hinaus, nur schwer ersichtlich war, auf welche Parametervariationen der
Kapitalwert am sensibelsten reagiert, muss die Sensitivitätsanalyse mit zusätzlichen
Überlegungen, bzw. um eine weitere Ergebnisdarstellung ausgedehnt werden. Ferner wurde
der Kohlepreis keiner Variation unterzogen, wobei aber die Bedeutung von
Brennstoffpreisen, bzw. die Ausgestaltung von Verträgen für die Lieferung des
Energieträgers zum entsprechenden Kraftwerk evident sind und ebenfalls in die
Wirtschaftlichkeitsanalyse fließen müssen. Darüber hinaus ist die Sensitivitätsanalyse nur mit
der Variation der Höhe der Investitionskosten und dem Zinssatz vollständig. Deshalb wird
abschließend eine Ergebnisdarstellung nach der Abb. 6-4 präsentiert.
Dabei zeigt die Abb. 6-4, um wie viel Prozent sich der Kapitalwert (Ordinatenachse) bei
10%-igen Variationsschritten eines Inputwertes beim Festhalten aller restlichen Werte
verändert. Wegen der mathematischen Konsistenz gelten die Verläufe sowohl für P3, wie
auch für F3.
Abb. 6-4: Sensitivität der Kapitalwerte
VeränderungdesKapitalwertes
Variation der Inputwerte

Dass der Preis für Strom der ausschlaggebendste Wert ist, konnte schon aus den vorherigen
Darstellungen gut erkannt werden. Wird ein Kraftwerk, bzw. ein Standort für ein solares
Retrofitting geprüft ist also zuerst zu klären, in welcher Höhe mit einer eventuell garantierten
Einspeisevergütung zu rechnen ist. Sind am bevorzugten Standort keine Förderinstrumente
gleicher Art etabliert, wurde gezeigt, dass nur ein Power-Boost-Betrieb in Frage kommt.
Dann wiederrum muss die Situation auf dem jeweiligen Strommarkt, bzw. dessen
Nachfrageverlaufskurve analysiert werden. Denn sind die Preise für Regelenergie auf dem
jeweiligen Markt hoch oder besser gesagt zeigt der Strompreis ausgeprägte Spitzen während
der Mittagszeit, so könnte dies eine ausreichend gute Voraussetzung für eine solare
Integrationsmaßnahme sein. Das Kraftwerk, das einem solaren Retrofitting unterzogen wurde
kann somit seine Vorteile im Power-Boost-Betrieb voll ausschöpfen und dann billig
erzeugten Strom liefern, wenn er am teuersten gehandelt wird. Für einen Betreiber ist es
wichtig, dass sein Kraftwerk der Nachfragekurve des Strommarktes wirtschaftlich folgen
kann und somit hat der Preisverlauf (Base-, Peak-Load und Regelleistung, bzw. Energie),
einen außerordentlichen Einfluss auf die richtige Wahl der Hybridoption, bzw. deren
optimale Auslegung.
Die unwesentlichen Einsparpotentiale beim Verbrauch an Kohle, die sich über das Modell
ergeben, lassen bei der Variation des Kohlepreises und des CO2-Preises keinen bedeutenden
Einfluss auf die Rentabilität der Solar-Retrofit-Maßnahmen nehmen. Dementsprechend
würden auch sehr große Teuerungsraten von Emissionspreisen und Brennstoffpreisen alleine
keine förderlichen Voraussetzungen bilden, um Hybridisierungsmaßnahmen nach den
vorgeschlagenen Ausführungen am Referenzkraftwerk aus Betreibersicht attraktiv zu
gestalten.

7 Anwendungspotentiale für solares Retrofitting 95
7 Anwendungspotentiale für solares Retrofitting
Wegen den vielschichtigen Anforderungen bei der Suche nach einem geeigneten Kraftwerk,
bzw. dessen Standort und besonders wegen der kraftwerksspezifischen technischen
Probleme, die es von Projektbeurteilung zu Projektbeurteilung zu lösen gilt, ist eine generelle
Potentialabschätzung für solares Retrofitting nahezu unmöglich. Dennoch wird in diesem
Kapitel zumindest versucht eine Tendenz für die Investitionsmöglichkeiten in diese
Technologie zu geben. Dabei wird die These aufgestellt, dass die Argumente für die
Durchführung eines klassischen Kraftwerks-Retrofit nahezu identisch mit den Argumenten
für die Durchführung einer solaren Integration sind. Dementsprechend sind - wie gleich
erörtert wird – theoretisch jene Kraftwerke, die für ein klassisches Retrofitting infrage
kommen ebenso (bei brauchbarem Standort) für eine solare Integration geeignet. Darüber
hinaus können sich bei der Kombination von klassischen Kraftwerks-Retrofitting mit der
solaren Integration signifikante Synergieeffekte ergeben.
7.1 Klassisches & solares Retrofitting: Ausnutzung von Synergieeffekten
Neuanlagen nutzen moderne Kraftwerkstechnik, die das Resultat einer ständigen
Weiterentwicklung ist, die in den letzten 40 Jahren für viele Innovationen gesorgt und eine
enorme Wirkungsgradsteigerung bei der Stromerzeugung ermöglicht hat. Darüber hinaus hat
sich das Gewicht vom primären Ziel der Brennstoffeinsparung durch die Erhöhung des
Wirkungsgrades auch hin zum Einsatz intelligenter Umweltschutztechnik verlagert.
Die hohe Lebensdauer konventioneller Kraftwerke (bei Dampfkraftwerken: 40 bis 50 Jahre)
und der daraus folgende Einsatz überholter Kraftwerkstechnik sorgt dafür, dass alte
Kraftwerke wegen moderaten Wirkungsgraden einen erhöhten Brennstoffbedarf ausweisen,
was weiter mit hohen Betriebskosten und Emissionen verbunden ist. Daher produzieren viele
ältere Kraftwerke trotz ihrer mechanischen Funktionstüchtigkeit und ihres noch längst nicht
erreichten Ende des Betriebszyklus, unwirtschaftlich, bzw. sehen sich im Nachteil im Sinne
der Wettbewerbsfähigkeit.
Betrachtet man die Abb. 7-1, so kann man diesen Sachverhalt anhand des Verlaufs der
Wirkungsgradentwicklung29
von Braunkohlekraftwerken (die ähnlich der Kurve für
Steinkohlekraftwerke ist) sehen. Dieser Umstand macht deshalb gerade ältere Kraftwerke zu
geeigneten Kandidat für eine solare Integration, da sie den Missständen bei der Erfüllung von
Umweltstandards entgegenwirkt, bzw. die im Vergleich zu modernen Anlagen höheren
Emissionswerte durch Brennstoffeinsparung auf einen akzeptablen Wert herabsetzen kann.
29 Anzumerken ist, dass seit den sechziger Jahren die Wirkungsgrade konventioneller Kraftwerke von knapp 40
um gut 20 Prozentpunkte gestiegen sind.

Abb. 7-1: Wirkungsgrade von Braunkohlekraftwerken im Zeitstrahl (Breyer 2007)
Eine massenhaft bewährte Maßnahme ein in die Jahre gekommenes Kraftwerk zu
modernisieren und es somit hinsichtlich Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit für
einen zukünftigen Einsatz weit über die ursprüngliche technische Lebensdauer aufzurüsten,
stellt das sogenannte Kraftwerks-Retrofitting dar.
Wie anhand verschiedenster Hybridisierungstechnologien- und Möglichkeiten gezeigt, setzt
die Kombination von CSP-Anwendungen mit einem konventionellen Kraftwerk beachtliche
bauliche und prozesstechnische Veränderungen des Kraftwerks voraus. Je nach gewählter
Konfiguration und Dimensionierung des Kollektorfeldes sind Kraftwerkskomponenten
auszutauschen oder ggf. komplett zu ersetzen. Viele dieser erforderlichen Eingriffe decken
sich mit Arbeiten, die ein „klassisches“ Kraftwerks-Retrofitting per Definition ohnehin
beinhaltet. Weiter sind Unternehmen, die Retrofittings für Kraftwerke anbieten im Regelfall
in der Lage ein solares Integrationskonzept ohne weiteres umzusetzen.
Somit kann die Kombination eines klassischen Kraftwerks-Retrofittings mit einer solaren
Integration vielfältige Synergievorteile generieren. Ein älteres Kraftwerk wird so nah wie
möglich an die Effizienzwerte moderner Anlagen angenähert und dessen Betrieb für viele
weitere Jahre kann gesichert werden. Darüber hinaus kann die notwendige Abwandlung der
konventionellen Anlagenkomponenten, bzw. Betriebsweise des Kraftwerks durch die solare
Integration den ursprünglich ausgelegten Betriebszustand weg von seinem Optimum
bewegen. Kraftwerks-Retrofitting ist im Stande das Kraftwerk an die gewünschten
Betriebseigenschaften anzupassen und dieser Problematik entgegenzuwirken. Ein weiterer
Pluspunkt sind Kostendegressionseffekte, die sich durch die Vergabe größerer Gewerke an
einen Anbieter ergeben.

7.2 Alter und Wirkungsgrade weltweiter Kraftwerkparks
Weltweit gibt es hunderte von fossilen Kraftwerken, die mit einer Modernisierung ihren
Wirkungsgrad um 10 oder sogar 15 % steigern könnten, bzw. über ein solares Retrofitting
ihre CO2-Bilanz deutlich verbessern könnten (sonnenreicher Standort vorausgesetzt), wobei
die größten Potenziale in Nordamerika, sowie in Teilen Europas und Asiens liegen.
Dampfturbinen sind in Industrieländern im Durchschnitt etwa 30 Jahre alt und legt man das
Augenmerk auf Europa, so liegt der mittlere Wirkungsgrad des Kohlekraftwerkparks bei nur
37 bis 38 %. Dampfturbinen haben in Europa ein durchschnittliches Alter von fast 29 Jahren.
Setzt man einen dringenden Handlungsbedarf bei einem Kraftwerksalter von über 25 Jahren
voraus, dann müssen in Europa über 500 Anlagen einer Modernisierung unterzogen werden,
was weltweit die Spitze bildet. Als Potential für solare Integrationen ist diese Zahl nicht in
dieser Höhe gültig, da sich die meisten sanierungsbedürftigen Kraftwerke in Mittelosteuropa,
das sich durch rel. schwache jährliche Direktstrahlungsanteile auszeichnet, befinden.
Bedeutender zeigen sich die Anwendungspotentiale der Hybridisierung von Kraftwerken in
Nordamerika, wo sich Dampfturbinen mit einem Altersdurchschnitt von 34 Jahren
auszeichnen und somit im Mittel noch älter sind als in Europa (Siemens 2011).
Unbestreitbar ist die Bedeutung der Regionen Mittlerer Osten und Afrika (auch
genannt: MEA – Middle East & Africa) für die Erweiterung konventioneller Kraftwerke mit
solarer Energie. Wie Abb.7-2 zeigt ist der Bestand an älteren Kraftwerken erheblich und birgt
ein hohes Modernisierungs- bzw. solares Integrationspotential in den Ländern des
Sonnengürtels.
Abb. 7-2: Altersstruktur des Kraftwerkspark in MEA (Cochet 2008)

Abb. 7-3 deutet darauf hin, dass bei den Ländern des Nahen Ostens und Nord Afrika, die
Stromproduktion auf Gas- und Ölfeuerung basiert, wobei der Süden Afrikas stark auf Kohle
ausgerichtet ist.
Abb. 7-3: Erzeugungsmix in MEA (Cochet 2008)
Betrachtet man die Struktur des weltweiten Kraftwerkparks in Abb. 7-4 so zeigt sich ein klar
ansteigendes Durchschnittsalter der Kraftwerke, was in Zukunft einen erhöhten
Rehabilitierungsbedarf nach sich ziehen wird. Besonders in Entwicklungsländern wie Afrika
befassen sich Finanzierungsinstitute in letzter Zeit mehr mit der Modernisierung statt mit
Neubauten von Kraftwerksblöcken (Lahmeyer 2002). Meist herrscht in diesen Ländern ein
Kapazitätsengpass, während nach Meinung von (Lahmeyer 2002) die installierten
Kapazitäten vorerst zur Deckung zur Versorgung ausreichend wären. Vor diesem
Hintergrund lässt sich von einem deutlichen Anstieg des Retrofit-Bedarfs in Zukunft
ausgehen und im Zuge dessen ein enormes Potential für Solar-Retrofit-Maßnahmen
annehmen.
Abb. 7-4: Altersstruktur installierter Kraftwerke weltweit (Gränicher 2009)

8 Schlussbetrachtung 99
8 Schlussbetrachtung
Im Zuge dieser Diplomarbeit wurde dargelegt, dass Solarthermie in jeden konventionellen
Kraftwerksprozess auf diverse nutzbringende Weisen eingebunden werden kann und insofern
Solar-Retrofit-Maßnahmen ein vielversprechendes und wirksames Instrument sind, die
zukünftige Elektrizitätserzeugung umweltschonender auszugestalten. Die heute zur
Verfügung stehenden Solar-Technologien erlauben darin die Findung und Abstimmung der
optimalen technischen Ausführung einer Integration unter gegebenen Rahmenbedingungen,
wie den individuellen thermodynamischen Merkmalen des Kraftwerks, sowie dessen
speziellen Standorteigenschaften wie beispielsweise Solarangebot, Brennstoffpreise,
Strompreise, Nachfragekurven, Fahrpläne und Gesetzesauflagen.
Anhand verschiedener grundlegender Befunde, wie z.B. dem Exergy Merit Ratio oder der
thermodynamischen Vorzüge des ISCCS-Konzept sind zumindest aus technischer Hinsicht
maßgebliche Indizien vorhanden, Hybridisierungsmaßnahmen an Kraftwerken auf fossiler
Basis als unbedingt erwägungswert einzustufen. Über diese Feststellungen kann
dementsprechend eine nachdrückliche Empfehlung an Kraftwerksbetreiber ausgesprochen
werden, Investitionen in die Durchführung solarer Retrofittings für Anlagen an
sonnenreichen Standorten umfassend zu prüfen. Darüber hinaus sollte zweifellos eine
verstärkte Forschung und Entwicklung von Energieversorgern, Anlagenbauern und
Forschungseinrichtungen dieser aussichtsreichen Technologie einsetzen.
Die ausführliche Analyse der Hybridisierung eines hypothetischen 500 MWel-
Kohlekraftwerks und des gezielten Technologievergleiches der zwei Technologien
Parabolrinnen- und Fresnel-Kollektor offenbart eine Vielzahl an differenzierteren Erkennt-
nissen über Solar-Retrofit-Potentiale für Dampfkraftwerke.
So ist die an der Schwelle zur Kommerzialisierung stehende Direktverdampfung von Wasser
im Fresnel-Kollektor aus technischen wie auch aus ökonomischen Gesichtspunkten
sämtlichen Parabolrinnen-Lösungen überlegen. Die größten Effizienzwerte wurden bei der
Fresnel-Option erreicht, bei der ein Teilstrom des Speisewassers nach der ersten
Vorwärmstufe abgegriffen, im Fresnel-Kollektor verdampft und vor die
Zwischenüberhitzung des konventionellen Kraftwerks rückgespeist wird. In dieser
Ausführung wurde der Kraftwerksprozess am wenigsten von seinen ursprünglichen
Prozessdaten entfernt und die negativen Veränderungen am Wirkungsgrad des Modell-
kraftwerks waren am geringsten. Die durchaus nennenswerten Einsparmöglichkeiten an
Brennstoff und der sich ergebenden CO2-Emissionsreduktionen können in der Betriebsweise
der Anlage als Fuel-Saver bei derzeitigen Preisniveaus von Kohle und Emissionsrechten in
keinem Szenario eine Rentabilität gewährleisten. Wegen der geringen Auswirkungen der
Preisveränderungen von Kohle und CO2 auf den Kapitalwert der Investition ändern auch
starke Preisschwankungen diesen Sachverhalt nicht. Zwar bleibt die Auslegung eines

8 Schlussbetrachtung 100
hybridisierten Kohlekraftwerks als Fuel-Saver zumindest aus Umweltschutzgründen immer
noch ein interessantes Konzept, doch kann ein wirtschaftlicher Betrieb ohne geeignete
Fördermodelle in dieser Studie nicht erkannt werden.
Im Gegensatz dazu stehen die Ergebnisse für die Analyse des Power-Boost-Betriebs, bei dem
schon im Grundszenario in drei verschiedenen Annahmefällen bei einem relativ niedrig
angenommenen Preis für Elektrizität ein positiver Kapitalwert erreicht wird.
Als das Ergebnis dieser Studie ist dementsprechend festzuhalten, dass der solare Retrofit von
Kohlekraftwerken zur Leistungssteigerung eine bemerkenswert attraktive Lösung sein kann,
die Erweiterung von Kraftwerkskapazitäten auf nachhaltige Weise voranzutreiben bei u.U.
gleichzeitiger Erzielung akzeptabler Renditen. Beachtet man die relativ simplifizierten
Annahmen beim benutzten Berechnungsmodell, ist bei einer umfassenden und dynamischen
Analyse, die auch Preisverläufe (Peak-Load) des entsprechenden Strommarktes bewertet und
eine auf das Zielkraftwerk zugeschnittene Integrationslösung mithilfe komplexer Werkzeuge
optimiert, von einer weit besseren Effizienz und folglich einer höheren Wirtschaftlichkeit
entsprechender Retrofit-Maßnahmen auszugehen. Die Stromerzeugung mithilfe erneuerbarer
Energien ist somit über die Kombination mit bestehenden konventionellen Kraftwerken an
günstigen Standorten entweder per se rentabel oder bedarf im ungünstigsten Fall weit
weniger Subventionen als alleinstehende Solarthermie-Kraftwerke. Die Vorteilhaftigkeit
einer Hybridisierung eines fossilen Kraftwerks gegenüber der Errichtung eines klassischen
Solarthermie-Kraftwerks entsprechender Leistung ist sowohl aus Investorensicht, als auch
aus volkswirtschaftlicher Bewertung über diese Diplomarbeit im Rahmen des vereinfachten
Betrachtungsmodells bewiesen. Eine Ausgestaltung von gezielten Förderrichtlinien für die
Hybridisierung von alten Kraftwerksanlagen in sonnenreichen Ländern (wie z.B. Südeuropa)
nach den präsentierten Retrofit-Ansätzen, wäre ein wichtiger Schritt den Bekanntheitsgrad
und die Akzeptanz dieser Technologie zu erhöhen und somit einen weiteren Pflasterstein für
den Weg in eine nachhaltige Energieversorgung zu setzen.

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Anhang VIII
Anhang
Solar Retrofit Berechnungen gemäß der Wärmeschaltpläne der Tabelle 5-3, Seite 70:

Anhang VIII
P1: Thermoöl-Wärmetauscher vor
- Fuel Saving Mode - Leistung konstant = 500 MW
- Power Boost Mode - Kesselleistung konstant = 996 MW
in Fuel Saving Mode --> Leistung konstant = 500 MW
Thermoöl-Wärmetauscher vor
h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3
h2 198.9 h2 194.6 h2 209.8 h2 209.8
h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2
h4 668 h4 668 h4 171.925 h4 166.166
h5 1089 h5 1089 h5 1089 h5 1089
h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3
h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6
h8 1093.90 h8 1093.90 h8 1092.14 h8 1092.21
h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2
h10 2866 h10 2866 h10 2866 h10 2866
h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1
h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1
h13 2329 h13 2329 h13 2329 h13 2329
x= 19.14% x= 19.14% x= 12.28% x= 12.53%
y= 7.35% y= 7.47% y= 13.75% y= 13.71%
m= 349.9458233 bei Qzu = 996 MW m= 344.0144 bei Qzu = 996 MW
m= 341.95118bei P = 500 MW P= 511.4228024 m= 331.5541 bei P = 500 MW P= 517.8029
qzu(ohne Solar)= 2846.15kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2846.15kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2897.07 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2895.23 kJ/kg
qzu(mit Solar)= 2992.37kJ/kg qzu(mit Solar)= 2989.03kJ/kg qzu(mit Solar)= 3047.88 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3040.57 kJ/kg
qab= 1558.25kJ/kg qab= 1555.67MW qab= 1567.94 MW qab= 1563.50 MW
Kessel: Qzu= 973.246MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel: Qzu= 960.5 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW
Kessel + Solar: Qzu= 1023.2MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0MW Kessel + Solar: Qzu= 1010.5 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW
Kondensator: Qab= 532.85MW Kondensator: Qab= 544.4 MW Kondensator: Qab= 519.86 MW Kondensator: Qab= 537.9 MW
Pumpe 1: 0.13MW Pumpe 1: 0.13MW Pumpe 1: 0.12 MW Pumpe 1: 0.13 MW
Thermoölp: 0.12MW Thermoölp: 0.12MW Thermoölp: 0.12 MW Thermoölp: 0.12 MW
Eigenverbrauch: 9.71MW Eigenverbrauch: 9.94MW Eigenverbrauch: 9.43 MW Eigenverbrauch: 9.78 MW
el= 47.91%mit Solar el= 47.94% mit Solar el= 48.55% mit Solar el= 48.57% mit Solar
Sol. Inkrementeller
Wirkungsgrad:
22.8%
Sol. Inkrementeller
Wirkungsgrad
35.61%
Brennstoffverbrauch: 119.54870t/h 122.3436924 t/h 117.9875 t/h 122.3437 t/h
239.09741g/kWh 239.2222088 g/kWh 235.975 g/kWh 236.2746 g/kWh
CO2 Emissionen: 640.78107g/kWh 641.1155196 g/kWh 632.4131 g/kWh 633.216 g/kWh

Anhang VIII
P3: Thermoöl-Wärmetauscher nach
P3: Thermoöl-Wärmetauscher nach
h1 209.3 h1 209.3
h2 209.8 h2 209.8
h3 640.2 h3 640.2
h4 668 h4 668
h5 919.1 h5 924.8
h6 1087.3 h6 1087.3
h7 1114.6 h7 1114.6
h8 150.70 h8 145.22
h9 3360.2 h9 3360.2
h10 2866 h10 2866
h11 3583.1 h11 3583.1
h12 2956.1 h12 2956.1
h13 2329 h13 2329
x= 12.37% x= 12.62%
y= 13.73% y= 13.69%
m= 344.3007626bei Qzu = 996 MW
m= 331.7780158bei P = 500 MW P= 517.891955
qzu(ohne Solar)= 2894.59kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2892.82kJ/kg
qzu(mit Solar)= 3045.29kJ/kg qzu(mit Solar)= 3038.04kJ/kg
qab= 1566.37kJ/kg qab= 1561.96MW
Kessel: Qzu= 960.4MW Kessel: Qzu= 996.0MW
Kessel + Solar: Qzu= 1010.4MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0MW
Kondensator: Qab= 519.69MW Kondensator: Qab= 537.8MW
Pumpe 1: 0.12MW Pumpe 1: 0.13MW
Thermoölp: 0.12MW Thermoölp: 0.12MW
Eigenverbrauch: 9.44MW Eigenverbrauch: 9.79MW
el= 48.55%mit Solar el= 48.58% mit Solar
Sol. Inkrementeller
Wirkungsgrad: 35.78%
Brennstoffverbrauch: 117.9658503 t/h 122.3436924t/h
235.9317005g/kWh 236.2340083g/kWh
CO2 Emissionen: 632.296957 g/kWh 633.107142g/kWh

Anhang VIII
F1: Fresnel nach
F1 Fresnel nach
F2: Fresnel nach
F2: Fresnel nach
h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3
h2 408.70391 h2 408.70391 h2 213.4 h2 213.4
h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2
h4 668 h4 668 h4 668 h4 668
h5 1089 h5 1089 h5 1089 h5 1089
h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3
h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6
h8 1093.90 h8 1093.90 h8 1093.8996 h8 1093.90
h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2
h10 2866 h10 2866 h10 2866 h10 2866
h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1
h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1
h13 2329 h13 2329 h13 2329 h13 2329
x= 19.14% x= 19.14% x= 19.14% x= 19.14%
y= 7.35% y= 7.47% y= 12.67% y= 12.67%
m= 349.94582bei Qzu = 996 MW m= 345.19663 bei Qzu = 996 MW
Kondensator: Qab= 532.85MW Kondensator: Qab= 544.40MW Kondensator: Qab= 521.84 MW Kondensator: Qab= 538.9 MW
Thermoölp: 9.60MW Thermoölp: 9.82MW Thermoölp: 0.07 MW Thermoölp: 0.07 MW
Eigenverbrauch: MW Eigenverbrauch: MW Eigenverbrauch: 9.43 MW Eigenverbrauch: 9.76 MW
Sol. Inkrementeller
Wirkungsgrad:
22.85%
Sol. Inkrementeller
Wirkungsgrad
33.7%
Brennstoffverbrauch: 119.54871t/h 122.34369t/h 118.21855 t/h 122.34369 t/h
239.09742g/kWh 239.22221g/kWh 236.4371 g/kWh 236.70612 g/kWh
CO2 Emissionen: 640.78108g/kWh 641.11552g/kWh 633.65144 g/kWh 634.37241 g/kWh

Anhang VIII
F3: Fresnel nach
F3: Fresnel nach
F4: Fresnel nach
F4: Fresnel nach
h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3
h2 213.4 h2 213.4 h2 213.4 h2 213.4
h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2
h4 668 h4 668 h4 668 h4 668
h5 1089 h5 1089 h5 1089 h5 1089
h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3
h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6
h8 1092.14 h8 1092.21 h8 1093.8996 h8 1093.90
h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2
h10 2866 h10 2866 h10 2866 h10 2866
h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1
h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1
h13 2329 h13 2329 h13 2329 h13 2329
x= 20.76% x= 20.70% x= 19.14% x= 19.14%
y= 13.75% y= 13.71% y= 13.74% y= 13.70%
m= 344.01437bei Qzu = 996 MW m= 344.27629 bei Qzu = 996 MW
Kondensator: Qab= 519.86MW Kondensator: Qab= 537.9 MW Kondensator: Qab= 519.72 MW Kondensator: Qab= 537.84 MW
Thermoölp: MW Thermoölp: MW Thermoölp: 0.09 MW Thermoölp: 0.09 MW
Eigenverbrauch: 9.32MW Eigenverbrauch: 9.67MW Eigenverbrauch: 9.40 MW Eigenverbrauch: 9.75 MW
Sol. Inkrementeller
Wirkungsgrad:
35.6%
Sol. Inkrementeller
Wirkungsgrad
35.8%
Brennstoffverbrauch: 117.98759t/h 122.34369t/h 117.96053 t/h 122.34369 t/h
235.97517g/kWh 236.27462g/kWh 235.92106 g/kWh 236.22417 g/kWh
CO2 Emissionen: 632.41346g/kWh 633.21597g/kWh 632.26844 g/kWh 633.08078 g/kWh

Anhang VIII
Parabolrinnenfeld Fresnelfeld
Abgegebene Wärmeleistung: 50 MW Abgegebene Wärmeleistung: 50 MW
Wärmetauscher und
Übertragungsverluste 1 %
Nachgefragte Wärmeleistung: 50.50505051 Kollektorfeld Wirkungsgrad: 46.42857143 % (65% Spitze)
Energiestromdichte: 600 W/m²
Austrittstemp Thermoöl: 390 °C Kollektorfläche: 179,487.18 m²
Eintrittstemperatur: 280 °C Anzahl Kollektoren: 8 Stk. Typ:Areva
150m lang, 43m Breit mit 12
Spiegeln
Delta: 110 K Landbedarf: 256,410.26 m²
cp Thermoöl: 3 kJ/kg K
Massenstrom: 153.0 kg/s
Spez. Volum 0.001503759 m³/kg
Fördermenge: 0.230143771 m³/s
Pumpendruck: 5 bar
Pumpenleistung: 0.115071885 MW
Kollektorfeld Wirkungsgrad: 50 %
(70%
Spitze)
Energiestromdichte: 600 W/m²
Kollektorfläche: 168,350.17 m²
Anzahl Kollektoren: 309 Stk. Typ: LS-3
Landbedarf: 561,167.23 m²

Ivor Vidjen - Diplomarbeit

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