SolarforschungQuel

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Ziele bei der Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken

Von Robert Pitz-PaalBernhard Hoffschmidt

67. Physikertagung Hannover 2003Arbeitskreis Energie in der

Deutschen Physikalischen Gesellschaftam 24.-28. März 2003 Bad Honnef

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Übersicht

Einkopplung von Solarenergie in konventionelle Kraftwerke

Kostensenkung durch Effizienzsteigerung Direktverdampfung (Parabolrinnen) Einkopplung in Gasturbinenkraftwerke

(Turmkraftwerke) Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher

Betonspeicher (Parabolrinnen) Sandspeicher (Turmkraftwerke)

Zusammenfassung und Ausblick

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DampfkreislaufG

Expan sionVessel HTF

Kreislaufwirkungsgrad

fossil & solar 35-42%

6 12 18 24

Solar Anteil100%

Tageszeit

Sola

r-on

ly6 18 24

TageszeitSp

eich

er

Solar Anteil100%

Fuel

Sa

ver

Solar Anteil30% - 50%

6 12 18 24

Tageszeit

6 18 24

Kreislaufwirkungsgrad

fossil & solar 35-42%

Einkopplung in Kraftwerke

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Dampfturbine im GuD (ISCCS)

So lar Field for Low Pressure Steam

Fu el

200M W G as Turbine

Fo rcedd rau gh t fan

X M WSupplem entary FiringelFu el

90 + X M WSteam Turbineel

So lar Field for H igh Pressure Steam

5 10 15 20

Solar Anteil1% - 12%

Tageszeit

Kreislaufwirkungsgrad

fossil 55%; solar 35-45%

Einkopplung in Kraftwerke

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Gasturbine in GuD

Fuel

200M W G as Turbine

Fo rcedd rau gh t fan

X M WSupplem entary Firingel

Fue l

90 + X M WSteam Turbineel

RefosReceiver

5 10 15 20

Solar Anteil30% - 80%

Tageszeit

Kreislaufwirkungsgrad

solar & fossil 45-55%

Einkopplung in Kraftwerke

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Frischdampf Parameter370°C

100 bar

Sekundärkreislaufmedium:Thermoöl

Backup Optionen:Thermischer

EnergiespeicherÖlheizug

Zusatzkessel

Technologie Status354 MW kommerziell

betriebenin der Mojave Wüste (US)

Lieferanten:Abengoa, Bechtel,

Fichtner, Pilkington Solar, Solel, Schott

Rohrglas

BrennstoffeErgasHeizöl

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Achi

evab

le S

team

Tem

pera

ture

390°

C

[°C]

1 100

Kreislaufwirkungsgrad 37%

G

Thermoöl

ParabolrinnenStatus Quo

Kosten heute 12-14 Euro cents/kWh

SEGS Konzept

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Erzielbare Frischdampfparameter:

600°C150 bar

Sekundärkreislauf Medium:Luft (1 bar)

Backup Optionen:Thermischer Energiespeicher

Kanalbrenner

Technologie Status 3 MWt System-Demonstration

auf der Plataforma Solar

Generalunternehmer:Abengoa L & C Steinmüller GmbH

Brennstoffe:ErdgasHeizöl

730°

C

Heliostate

Receiver

Dampferzeuger

Speicher

Heißluft 730º

Kaltluft 110ºS

~Kreislaufwirkungsgrad 42%

TurmkraftwerkeStatus Quo

PHOEBUS Konzept

Kosten heute18-20 Euro cents /kWh

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Die Märkte für solarthermischen Strom Schnell wachsender Bedarf an

Elektrizität in Entwicklungsländern

Potential für solarthermischen Strom> 600 GW weltweit in den nächsten 20 Jahren

3-6 Euro cents/kWh Erzeugungskosten von Mittellaststrom (konventionell)

Nischenmärkte (hohe Brennstoff-kosten) 6-8 Euro cents/kWh

Direktstrahlung >= 5kWh/m²d

am besten geeignet für Mittellast oder Spitzenlast durch hybrid Betrieb oder Speicher (Vergleich mit Wind oder PV)

Märkte

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Technisch Hohe Investitionskosten Hohe Betriebs- und Wartungskosten Kostenunsicherheit Technisches Risiko

Nicht-Technisch abwartende Industrie unsichere Marktsituation unsichere Genehmigungssituation nachteilige Steuergesetzgebung

MärkteHindernisse

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Standort Kreislauf Solare TechnologieGesamtkapazitätSolare Kapazität

MWe MWeSpanien Dampf Turm Luft 10 10Spanien Dampf Turm Salz 15 15Spanien Dampf Öl-Rinne 100 100Ägypten GuD entscheidet Investor 135 35Indien GuD Öl-Rinne 140 35Mexiko GuD entscheidet Investor 312 40Marokko GuD entscheidet Investor 150 30-50

MärkteGelegenheiten

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Kostensenkung durch Effizienzsteigerung Direktverdampfung (Parabolrinnen)

Kostensenkung durch Vermeidung des teueren Thermoöls und der entsprechenden Wärmetauscher

Höhere Wirkungsgrade durch die Möglichkeit höhere Dampfzustände zu erreichen

Geringere Pumpenergie Kostensenkung bis zu 25% !!

Effizienzsteigerung

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Konzept? Thermohydraulik? Regelung? Komponenten?

ParabolrinnenDirektverdampfung

Zwangsdurchlauf einfaches Anlagenkonzept geringe InvestitionskostenStrömungsstabilität ?Regelbarkeit ?

Einspritzung Strömungsstabilität gute Regelbarkeitkomplexe Anlagehöhere Investitionskosten

Zwangsumlauf Strömungsstabilität gute Regelbarkeithöhere Investitionskostenhöhere Pumpleistung

2500 m² Testkollektor in Almeria

3100 h Testbetrieb

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Konzept Rezirkulation!

Regelung ok!

Thermohydraulik ok;max delta T = 20 K !

ParabolrinnenDirektverdampfung

04.07.01

300

320

340

360

380

400

420

12 13 14 15 16 17 18 19 20

Zeit

Tem

pera

tur [

°C]

0

20

40

60

80

100

120

Druc

k [b

ar],

Sola

rstra

hlun

g [W

/m^2

/10]

Austrittstemperatur

Austrittsdruck

Direktstrahlung

Tset1

Tset2

Parabolic ReflectorTC

TC

TCTCTC TC

TC

TC

Absorber steel tube

Glass coverParabolic Reflector

TC

TC

TCTCTC TC

TC

TC

Absorber steel tube

Glass cover

Direktverdampfung in horizontalen Kollektoren funktioniert !!!

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Kostensenkung durch Effizienzsteigerung Direktverdampfung (Parabolrinnen)

Kostensenkung durch Vermeidung des teueren Thermoöls und der entsprechenden Wärmetauscher

Höhere Wirkungsgrade durch die Möglichkeit höhere Dampfzustände zu erreichen

Geringere Pumpenergie Kostensenkung bis zu 25% !!

Einkopplung in Gasturbinenkraftwerke (Turmkraftwerke) Solarenergie mit Wirkungsgraden von GuD

Kraftwerken umwandeln Optimal zur Kombination mit Erdgas Kostensenkung bis zu 25%

Effizienzsteigerung

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NT Modul (300°C bis 530°C)

MT Modul (530°C bis 780°C)

HT Modul (780°C bis 1000°C)

serielle / parallele Verbindung der ModuleBetrieb bei unterschiedlichen Temperatur-Niveaus

Solarun it

C om binedC ycle P lant

G asTurb ine Steam C yc le

H e lios ta tF ie ld

R ece iver

Einkopplung in die GT

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kostengünstige Bauweise16 spiralförmig gebogene Inconelrohre, 28 x 2.3mm

HT-Modul

MT-Modul NT-Modul

Einkopplung in die GT

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Inbetriebnahme des TestsystemsAufbau des Testsystems: Herbst 2002erste solar-hybride Tests am 15.12.2002bisher 11 Testtage mit 22 h Solarbetrieb

Datum: 28.1.2003Test bei 600°Csehr gute Solarbedingungen Testzeit: > 6 hmax. 31 Heliostatevorläufige Auswertung 14:49

Inputleistung: 451 kWsolar + 518 kWfuel

Leistung elektrisch: 127 kW ( = 13%)

Druckverlust Receiver: 92 mbar

Receiverwirkungsgrad: 86%

Temperaturen NT / MT / HT:

263°C 383°C 469°C 590°C

Einkopplung in die GT

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Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher• Pufferspeicher• Abgabe-Management • Erhöhung des

Kapazitätsfaktors• Reduzierter

Teillastbetrieb• Größerer Solaranteil

Energiespeicher sind unbedingt erforderlich für die erfolgreiche Markteinführung solarthermischer KraftwerkeEffiziente Speichertechnologie mit hohe Lebensdauer und niedrigen spezifischen Kosten

=> Verbesserter Wirkungsgrad=> Niedrigere Stromgestehungskosten (LEC) => Reduktion der CO2-Emissionen

ThermischeEnergiespeicher

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Einfluß von Speichergöße und Speicherkosten auf die Stromgestehungskosten

(für 50 MWel Parabolrinnenkraftwerk - Mittelmeerstandort)

75

80

85

90

95

100

105

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Storage Capacity in Full Load Hours [h]

Rela

tive

Elec

trici

ty G

ener

atin

g Co

st LE

C [%

] LEC-100% solar, 40 €/kWhLEC-100% solar, 20 €/kWhLEC-100% solar, 10 €/kWh

ThermischeEnergiespeicher

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Speicherkonzepte für ParabolrinnenNutzbare Temperaturdifferenz im Speicher nur 100 K 290 °C -> 390°C !Direkte thermische Energiespeicher

Wärmeträgerfluid (WTF) ist auch Speichermedium=> nicht wirtschaftlich (WTF und Druckbehälter zu teuer)

Indirekte thermische EnergiespeicherRegenerator-Systeme: WTF transportiert Energie zu und von

einem festen,flüssigen oder latenten Speichermaterial=> Flüssig-Salz 2-Tank Speicher (Übertragung vom Turmkraftwerk aber 3 x so teuer)=> Hybride (latent/sensibel) Wärmespeicher für

Wasser/Dampf-Systemebislang nicht entwickelt=> Feststoffspeicher mit Beton oder Gießkeramik (Projekt

WESPE, BMU)

ThermischeEnergiespeicher

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Schnitt durch einen Betonspeicher

•Exzellenter Kontakt zwischen Rohr und Beton

•Keine großen Blasen

•Geringe Porosität•Geschätze

Kosten für 450 MWh Speicher ca. 18 Euro/kWh

ThermischeEnergiespeicher

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Speicherkonzepte für TurmkraftwerkeNutzbare Temperaturdifferenz im Speicher 300 - 700 K !Salzschmelze als Wärmeträgerfluid und Speichermedium

2-Behälter: Heißspeicher und Kaltspeicher (Realsiert 105 MWh)

Nachteile: Teures Speichermedium und eine aufwendige Begleitheizung ist notwendig

Feststoffschüttung als Speichermedium und Luft als Wärmeträgerfluid

1 Behälter mit keramischen Füllkörpern (realisert 3 MWh)Nachteile: Der Druckverlust steigt mit der Speichergröße und

es ist nur eine unvollständige Nutzung des Speichermaterials

möglich

ThermischeEnergiespeicher

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Neuer Ansatz: Sand als Speichermedium für Luftsysteme

billiges Speichermaterial drucklose Speicherung kein Einfrieren des Speichermaterials keine Umweltgefährdung durch das

Speichermaterial der Heißspeicher kann zu 100% genutzt werden der Druckverlust des Wärmetauschers und des

Fließbettkühlers ist unabhängig von der Größe des Speichers

der heiße Sand gelangt über ein einfaches Fallrohr in den Heißspeicher und von dort weiter in den Fließbettkühler, es ist keine Förderanlage für dieses heiße Material notwendig

ThermischeEnergiespeicher

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Fließbild der AnlageReceiver

KaltspeicherHeißspeicher

Fließbettkühler

Turm

Sand-Luft Wärmetauscher

Turbine

•Konzept patentiert

•Zur Zeit mit Inustriepartner detailliert untersucht

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Vergleich Speicherdichte/Kosten für das Medium

•Konzept patentiert

•Zur Zeit mit Inustriepartner detailliert untersucht

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Sand Sattelkörper Salz Hitec XL

Mas

se in

kg/

MW

h K

oste

n in

€/M

Wh

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

Volu

men

in m

3 /MW

h

Speichermasse Kosten des Speichermaterials Speichervolumen

150°C - 800°C

150°C - 800°C 150°C - 500°C

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Zusammenfassung und Ausblick Solarthermische Kraftwerke stehen in Europa kurz vor der

Markteinführung Heutige europäische Technologie basiert auf

Parabolrinnen mit Thermoöl oder Turmkraftwerke mit atmosphärischem Luftreceiver

Stromgestehungskosten für diese ersten Anlagen in Südeuropa liegen bei etwa 15 cents/kWh

Kostensenkung durch Effizienzsteigerung setzt auf höhere Betriebstemperaturen: d.h. Direktverdampfung in Parabolrinnen bzw. Heißluft in die Gasturbine bei Turmkraftwerken

Kostengünstige thermische Energiespeicher verbessern die Erlössituation eines Kraftwerks erheblich: Vielversprechend sind Betonspeicher für die Parabolrinne und Sandspeicher für Turmkraftwerke