Solarkraftwerk im Betrieb testen

Ein wesentliches Merkmal solarthermischer Kraftwerke ist die Möglichkeit, kostengünstige Wärmespeicher zu integrieren und den Strom genau dann zu erzeugen, wenn dieser benötigt wird, beispielsweise nach Sonnenuntergang. Ziel des Forschungsvorhabens ist es, Wirtschaftlichkeit und Betriebssicherheit von Parabolrinnenkraftwerken mit flüssigem Salz als Wärmeträgermedium zu untersuchen. Auf der Forschungsplattform Évora Molten Salt Plattform (EMSP) errichten die Projektpartner erstmalig ein komplettes Demonstrationskraftwerk. Dieses bildet das Betriebsverhalten eines realen Kraftwerks nach.

Projektkontext

In einem Parabolrinnenkraftwerk konzentrieren gekrümmte Spiegel die Solarstrahlung auf Absorberrohre, in denen ein Wärmeträgermedium zirkuliert. Dieses nimmt die Wärme der Solarstrahlung auf und leitet sie zu einem Kraftwerksblock weiter. Im konventionellen Kraftwerksprozess wird die Wärme an den Wasserdampfkreislauf übertragen. Der Wasserdampf treibt die Turbine zur Stromerzeugung an. Bislang nutzen kommerzielle Parabolrinnenkraftwerke Thermoöle als Wärmeträgermedium der mit Solarstrahlung erzeugten Hochtemperaturwärme. Für die Nutzung von Flüssigsalz anstelle von Thermoöl sprechen die niedrigeren Beschaffungskosten und die höhere Maximaltemperatur, auf die sich das Salz erhitzen lässt. Dadurch lassen sich die Stromgestehungskosten deutlich senken. Weiter ist das Flüssigsalz nicht grundwassergefährdend, dass bedeutet, das im Falle einer Leckage keine Umweltgefährdung damit einhergeht bzw. keine aufwändigen Auffangeinrichtungen notwendig sind. Auch sinkt durch die direkte Speicherung des Salzes ohne Wärmetauscher die Anlagenkomplexität.

Ein wirtschaftlicher Betrieb solarthermischer Kraftwerke wird von einem Teil des Marktes kritisch gesehen. Daher demonstrieren die Projektteams im Rahmen des Forschungsprojektes die Technologie, ihren verlässlichen und sicheren Betrieb und überprüfen Modelle. Diese sollen helfen, das Potential dieser Technologie zu bestimmen und die Bedenken des Marktes durch objektive und auf wissenschaftlicher Basis erbrachte Antworten zu widerlegen. Neu errichtete solarthermische Kraftwerke zeigen bereits, dass es möglich ist, die Stromgestehungskosten zu senken.

Innovation

Auf der Forschungsplattform Évora Molten Salt Plattform (EMSP) errichten die Forscherteams erstmalig ein komplettes Demonstrationskraftwerk. Dieses bildet das Betriebsverhalten eines realen Kraftwerks nach. Schwerpunkt der Arbeiten lag auf der Abstimmung aller Sub-Systeme und Aggregate untereinander. Die offene und transparente Arbeitsweise über die einzelnen Konsortialpartner hinweg schuf ein in sich abgestimmtes System.

Die Demonstration von Flüssigsalz als Wärmeträger- und Speichermedium ist bislang in einem derartigen System noch nicht erfolgt. Die Anlage erlaubt nicht nur die einfache Demonstration der Machbarkeit dieser Technologie, sondern eröffnet das Potential einer abgestimmten und umfassenden Betriebsoptimierung aller Komponenten.

Forschungsfokus

Wo genau liegen die Bedenken des Marktes? Eine Umfrage unter externen Marktteilnehmern zeigte verschiedene Problempunkte (fehlende Wirtschaftlichkeit, sicherer und verlässlicher Betrieb) auf. Der Testplan des Vorhabens orientiert sich im Wesentlichen an den ermittelten Bedenken, um diese eindeutig zu widerlegen.

Darüber hinaus stehen nicht nur Einzelkomponenten im Fokus. Ziel der Projektteams ist es, die Technologietauglichkeit eines vollständigen Kraftwerks zu demonstrieren. Die Arbeiten umfassen alle wesentlichen Sub-Systeme: Solarfeld, thermischer Speicher und Dampferzeugersystem mit Rückkühleinheit. Daneben bauen sie sämtliche Hilfssysteme eines Kraftwerks auf, wie beispielsweise Druckluftsysteme und die Demin-Wasseranlage und stimmen alle Sub-Systeme für ein optimiertes Betriebsverhalten gegenseitig ab. Dies eröffnet neue Potentiale, die Effizienz des Gesamtsystems zu steigern und Kosten zu senken.

Ergebnisse

Seit August 2018 liegen die konzeptionelle Auslegung der Gesamtanlage sowie die Detailauslegungen vor. Solarkollektordesigns und Receiverrohre sind an den Betrieb mit Flüssigsalz angepasst. Die Wissenschaftler haben ein System für die Solarfeldbeheizung entwickelt und erste Tests mit der Salzmischung verliefen erfolgreich. Mittlerweile sind die Arbeiten zum Aufbau der Anlage gestartet.

Praxistranfer

Flüssigsalz bei Solarfeldern mit großen Aperturflächen zu nutzen, stellt einen entscheidenden Evolutionsschritt in der Entwicklung der Parabolrinnenkraftwerke dar. Studien zeigen, dass die Stromgestehungskosten gegenüber der bisherigen, kommerzialisierten Thermoöl-Technologie um rund 33 Prozent niedriger liegen. Vor allem in Anlagen mit großen Speichern kann das Potenzial der Anlage vollständig ausgeschöpft werden. Das bedeutet, dass die Einbindung von thermischen Speichern (bis zu 12 Stunden Volllast) die Stromproduktion zu 100 Prozent aus Sonnenenergie für 24 Stunden, Tag und Nacht, bei geringsten Stromgestehungskosten zulässt.

Interessant sind diese Anlagen für Energieversorgungsunternehmen und Staaten, die für den sicheren Betrieb eines gesamten Stromnetzes mit einem hohen Anteil an erneuerbaren Energien verantwortlich sind. Die Komponenten, wie Solarfeld, thermischer Speicher, und Dampferzeugersystem mit Rückkühleinheit werden bereits vermarktet.