solarforschung quellenangabe 1 ziele bei der entwicklung von solarthermischen kraftwerken von robert...
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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
ThermischeEnergiespeicher
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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
ThermischeEnergiespeicher
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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