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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
Inhaltsverzeichnis I
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
Inhaltsverzeichnis I
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
Abbildungsverzeichnis II
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
Abbildungsverzeichnis II
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
Ivor Vidjen - Diplomarbeit
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
Ivor Vidjen - Diplomarbeit
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-
2 Konzentrierende Solarsysteme 4
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).
2 Konzentrierende Solarsysteme 5
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 Konzentrierende Solarsysteme 6
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)
2 Konzentrierende Solarsysteme 7
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.
2 Konzentrierende Solarsysteme 8
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)
2 Konzentrierende Solarsysteme 9
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 Konzentrierende Solarsysteme 10
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).
2 Konzentrierende Solarsysteme 11
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
2 Konzentrierende Solarsysteme 12
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 Konzentrierende Solarsysteme 13
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).
2 Konzentrierende Solarsysteme 14
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)
2 Konzentrierende Solarsysteme 15
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)
2 Konzentrierende Solarsysteme 16
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)
2 Konzentrierende Solarsysteme 17
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.
2 Konzentrierende Solarsysteme 18
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)
Max. in Betrieb: 2 MWel
In Planung: 50MWel (Designphase)
Max. in Betrieb: 5 MWel
(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)
2 Konzentrierende Solarsysteme 19
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 Konzentrierende Solarsysteme 20
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)
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 22
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
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 23
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.
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 24
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)
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 25
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)
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 26
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 Konventionelle Kraftwerkstechnik 27
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 Konventionelle Kraftwerkstechnik 28
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).
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 29
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
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 30
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)
Kraftwerks-Komponente Typische Daten
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 Konventionelle Kraftwerkstechnik 31
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 Konventionelle Kraftwerkstechnik 32
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)
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 33
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).
3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 34
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)
Kraftwerks-Komponente Typische Daten
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 Integrationsoptionen 36
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 Integrationsoptionen 37
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.
4 Integrationsoptionen 38
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 Integrationsoptionen 39
(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
4 Integrationsoptionen 40
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).
4 Integrationsoptionen 41
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
4 Integrationsoptionen 42
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).
4 Integrationsoptionen 43
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 Integrationsoptionen 44
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
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  • 2. 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
  • 3. Inhaltsverzeichnis I 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
  • 4. Inhaltsverzeichnis I 7.2 Alter und Wirkungsgrade weltweiter Kraftwerkparks .................................97 8 Schlussbetrachtung.....................................................................................................99 Literaturverzeichnis ........................................................................................................VII Anhang........................................................................................................................... VIII
  • 5. 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
  • 6. Abbildungsverzeichnis II 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
  • 7. Abbildungsverzeichnis II 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
  • 8. 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
  • 10. 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
  • 11. 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
  • 12. 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
  • 14. 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
  • 15. 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.
  • 16. 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
  • 17. 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.
  • 18. 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-
  • 19. 2 Konzentrierende Solarsysteme 4 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).
  • 20. 2 Konzentrierende Solarsysteme 5 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
  • 21. 2 Konzentrierende Solarsysteme 6 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)
  • 22. 2 Konzentrierende Solarsysteme 7 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.
  • 23. 2 Konzentrierende Solarsysteme 8 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)
  • 24. 2 Konzentrierende Solarsysteme 9 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.
  • 25. 2 Konzentrierende Solarsysteme 10 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).
  • 26. 2 Konzentrierende Solarsysteme 11 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
  • 27. 2 Konzentrierende Solarsysteme 12 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.
  • 28. 2 Konzentrierende Solarsysteme 13 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).
  • 29. 2 Konzentrierende Solarsysteme 14 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)
  • 30. 2 Konzentrierende Solarsysteme 15 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)
  • 31. 2 Konzentrierende Solarsysteme 16 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)
  • 32. 2 Konzentrierende Solarsysteme 17 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.
  • 33. 2 Konzentrierende Solarsysteme 18 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) Max. in Betrieb: 2 MWel In Planung: 50MWel (Designphase) Max. in Betrieb: 5 MWel (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)
  • 34. 2 Konzentrierende Solarsysteme 19 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)
  • 35. 2 Konzentrierende Solarsysteme 20 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).
  • 36. 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)
  • 37. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 22 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
  • 38. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 23 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.
  • 39. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 24 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)
  • 40. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 25 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)
  • 41. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 26 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)
  • 42. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 27 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)
  • 43. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 28 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).
  • 44. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 29 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
  • 45. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 30 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) Kraftwerks-Komponente Typische Daten 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
  • 46. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 31 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
  • 47. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 32 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)
  • 48. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 33 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).
  • 49. 3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 34 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) Kraftwerks-Komponente Typische Daten 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
  • 50. 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.
  • 51. 4 Integrationsoptionen 36 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.
  • 52. 4 Integrationsoptionen 37 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.
  • 53. 4 Integrationsoptionen 38 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.
  • 54. 4 Integrationsoptionen 39 (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
  • 55. 4 Integrationsoptionen 40 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).
  • 56. 4 Integrationsoptionen 41 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
  • 57. 4 Integrationsoptionen 42 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).
  • 58. 4 Integrationsoptionen 43 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.
  • 59. 4 Integrationsoptionen 44 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