ivor vidjen - diplomarbeit

Inhaltsverzeichnis I

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis........................................................................................................ II

Tabellenverzeichnis .......................................................................................................... III

Abkürzungsverzeichnis .................................................................................................... IV

Einheitenverzeichnis ........................................................................................................... V

Abstract ............................................................................................................................. VI

1 Einleitung ...................................................................................................................... 1

2 Konzentrierende Solarsysteme..................................................................................... 3

2.1 Solare Strahlung ........................................................................................... 3

2.2 Systemtechnische Gegenüberstellung ........................................................... 6

2.2.1 Der Parabolrinnen-Kollektor .................................................. 6

2.2.2 Der Fresnel-Kollektor .......................................................... 10

2.2.3 Der Solarturm ...................................................................... 13

2.2.4 Leistungsparameter .............................................................. 17

2.2.5 Zusammenfassung ............................................................... 20

3 Konventionelle Kraftwerkstechnik ............................................................................ 21

3.1 Dampfkraftwerke ........................................................................................ 21

3.2 Gasturbinen-Kraftwerke ............................................................................. 27

3.2.1 Gasturbine ........................................................................... 28

3.2.2 STIG-Prozess (Steam Injected Gasturbine) .......................... 31

3.3 Gas- und Dampfkraftwerk - GuD ................................................................ 32

4 Integrationsoptionen .................................................................................................. 35

4.1 Solare Integrationskonzepte für Dampfkraftwerke ...................................... 36

4.1.1 Solarunterstütze regenerative Speisewasservorwärmung ...... 37

4.1.2 Solarunterstütze Verdampfung ............................................. 40

4.1.3 Projektbeispiele ................................................................... 44


4.2 Solare Integrationskonzepte für Gas- und GuD-Kraftwerke ........................ 48

4.2.1 Solare Integration in den Joule-Prozess ................................ 48

4.2.2 Solare Integration in den Clausius-Rankine-Prozess ............. 52

4.2.3 Projektbeispiele.................................................................... 58

4.3 Zusammenfassung ...................................................................................... 62

5. Technische Analyse..................................................................................................... 63

5.1 Berechnungsmodell .................................................................................... 64

5.1.1 Referenzkraftwerk – Basisszenario ...................................... 65

5.1.2 Integrationsoptionen und Fahrweise ..................................... 67

5.2 Ergebnisse der technischen Analyse ............................................................ 70

6 Ökonomische Analyse ................................................................................................ 72

6.1 Kapitalwertmethode .................................................................................... 73

6.2 Investitionskosten ....................................................................................... 74

6.2.1 Auslegung der Kollektorfelder ............................................. 74

6.2.2 Kollektorfeldkosten.............................................................. 75

6.2.3 Hybridisierungskosten ......................................................... 77

6.3 Betriebs- und bedarfsgebundene Kosten ..................................................... 79

6.4 Kapitalkosten .............................................................................................. 80

6.5 Grundszenario ............................................................................................ 81

6.5.1 Kraftwerkseinnahmen .......................................................... 81

6.6 Ökonomische Gegenüberstellung im Grundszenario ................................... 83

6.7 Sensitivitätsanalyse ..................................................................................... 86

6.7.1 Emissionswert ...................................................................... 86

6.7.2 Einspeisevergütung und Förderung ...................................... 88

6.7.3 Ergebnisse ........................................................................... 91

7 Anwendungspotentiale für solares Retrofitting......................................................... 95

7.1 Klassisches & solares Retrofitting: Ausnutzung von Synergieeffekten ........ 95


7.2 Alter und Wirkungsgrade weltweiter Kraftwerkparks ................................. 97

8 Schlussbetrachtung ..................................................................................................... 99

Literaturverzeichnis ........................................................................................................ VII

Anhang ........................................................................................................................... VIII

Abbildungsverzeichnis II

Abbildungsverzeichnis

Abb. 2-1: Beispiele von Ganglinien solarer Einstrahlung ................................................ 4

Abb. 2-2: Jahresgang der Diffus- und Direktstrahlung in Deutschland ............................ 5

Abb. 2-3: Weltweite Verteilung direkter solarer Normalstrahlung ................................... 5

Abb. 2-4: Parabolrinnen-Kollektor .................................................................................. 6

Abb. 2-5: Parabolrinnenkraftwerk Anadasol 1 ................................................................ 7

Abb. 2-6: UVAC 2010 (Universal Vacuum Air Collector) .............................................. 8

Abb. 2-7: UVAC 2010 - Schematisch ............................................................................. 8

Abb. 2-8: Nachführungsdarstellung einer Parabolrinne ................................................... 8

Abb. 2-9: Linear-Fresnel-Kollektor ............................................................................... 10

Abb. 2-10: Funktion eines Fresnel-Kollektors ................................................................. 11

Abb. 2-11: Entwicklungsbeispiel „PrismaSun“ ............................................................... 12

Abb. 2-12: Solarturmanlagen PS 10 und PS 20 ............................................................... 13

Abb. 2-13: Funktionsprinzip eines offenen volumetrischen Luftreceivers ....................... 14

Abb. 2-14: Heliostat mit Spiegelfacetten ......................................................................... 15

Abb. 2-15: Membranheliostate ........................................................................................ 16

Abb. 2-16: Solugas(-Druck)-Receiver ............................................................................. 16

Abb. 2-17: SiC-Druckreceiver und DLR-Rohrreceiver.................................................... 17

Abb. 3-1: Konventionelles Dampfkraftwerk.................................................................. 21

Abb. 3-2: Wärmeschaltplan eines Dampfkraftwerks ..................................................... 22

Abb. 3-3: Clausius-Rankine-Prozess ............................................................................. 23

Abb. 3-4: Druckerhöhung im CRP ................................................................................ 23

Abb. 3-5: Temperaturerhöhung (Überhitzung) im CRP ................................................. 23

Abb. 3-6: Kondensationsdruck-Absenkung im CRP ...................................................... 24

Abb. 3-7: Regenerative Vorwärmung im CRP .............................................................. 24

Abb. 3-8: Zwischenüberhitzung im CRP ....................................................................... 25


Abb. 3-9: Abhängigkeit des thermischen Wirkungsgrades von wesentlichen Parametern im CRP ........................................................... 25

Abb. 3-10: Kohlekraftwerk im Schnitt ............................................................................ 26

Abb. 3-11: Konventionelles Gaskraftwerk ...................................................................... 27

Abb. 3-12: Schnitt durch eine Gasturbineneinheit ........................................................... 28

Abb. 3-13: Gasturbinen- und Joule-Prozess .................................................................... 29

Abb. 3-14: Spez. Nutzarbeit und Wirkungsgrad in Abhängigkeit vom Druckverhältnis einer Gasturbine .......................................................... 29

Abb. 3-15: Vorwärmung, Zwischenüberhitzung und –kühlung bei Gasturbinen .............. 30

Abb. 3-16: Anlagenschema eines STIG-Prozesses .......................................................... 31

Abb. 3-17: GuD-Kraftwerk ............................................................................................. 32

Abb. 3-18: Wärmeschaltpläne einer ein- und zweistufigen GuD-Anlage ......................... 33

Abb. 3-19: GuD-Prozess im Ts- und Th-Diagramm ........................................................ 34

Abb. 4-1: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung durch Entnahme .... 37

Abb. 4-2: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung über Einfügung von Wärmetauschern in den Vorwärmstrang ........................ 38

Abb. 4-3: Wärmeschaltplan zur EMI-Analyse............................................................... 39

Abb. 4-4: Solare Dampfeinspeisung in die Entnahmestränge ........................................ 40

Abb. 4-5: Solarunterstützte Verdampfung mit Einspeisung vor dem ZÜ ....................... 41

Abb. 4-6: Solarunterstützte Zwischenüberhitzung ......................................................... 42

Abb. 4-7: Solarunterstützte Verdampfung mit Einspeisung vor dem DE ....................... 43

Abb. 4-8: Dampfkraftwerk Liddell................................................................................ 45

Abb. 4-9: Kogan Creek Dampfkraftwerk ...................................................................... 46

Abb. 4-10: Solare Luftvorwärmung in Kombination mit solarunterstütztem STIG-Prozess .................................................................. 49

Abb. 4-11: Solarer Joule-Prozess .................................................................................... 50

Abb. 4-12: GuD mit solarer Reformierung von Erdgas ................................................... 51

Abb. 4-13: CSIRO’s SolGas-Turm ................................................................................. 51


Abb. 4-14: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Zwischenüberhitzung bei GuD-Kraftwerken ................................................................................... 52

Abb. 4-15: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Dampferzeugung bei GuD-Kraftwerken ................................................................................... 53

Abb. 4-16: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf vor dem Zwischenüberhitzer ......................................................................... 54

Abb. 4-17: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf vor dem Überhitzer ....................................................................................... 55

Abb. 4-18: Auswirkungen der Wassertemperaturkurve im Abhitzekessel bei solarunterstützter Verdampfung .................................................................... 56

Abb. 4-19: Einspeisung solar erhitzter Luft in den Abhitzedampferzeuger ........................................................................ 57

Abb. 4-20: ISCCS-Kraftwerk Ain Beni Mathar............................................................... 58

Abb. 4-21: Chuck Lenzie GuD-Kraftwerk ...................................................................... 60

Abb. 4-22: Das SoluGas-Konzept ................................................................................... 61

Abb. 4-23: Zukunftsblick auf die Platforma Solar de Sanlúcar la Mayor ......................... 61

Abb. 5-1: Kohlendioxid-Emissionen nach Kraftwerkstyp.............................................. 63

Abb. 5-2: Weltweite Stromproduktion im Jahr 2005 ..................................................... 63

Abb. 5-3: Wärmeschaltplan des 500 MWel-Referenzkraftwerks .................................... 66

Abb. 5-4: Qualitatives Ts-Diagramm des 500 MWel-Referenzkraftwerks ...................... 66

Abb. 6-1: Elektrizitätspreise im Ländervergleich 2009 .................................................. 82

Abb. 6-2: 90-Tage Forward-Preise für Kohle vom Jahr 2002 bis 2010 .......................... 83

Abb. 6-3: Weltweite Entwicklung von Emissionshandels-Plattformen .......................... 86

Abb. 6-4: Sensitivität der Kapitalwerte ......................................................................... 93

Abb. 7-1: Wirkungsgrade von Braunkohlekraftwerken im Zeitstrahl ............................. 96

Abb. 7-2: Altersstruktur des Kraftwerkspark in MEA ................................................... 97

Abb. 7-3: Erzeugungsmix in MEA ................................................................................ 98

Abb. 7-4: Altersstruktur installierter Kraftwerke weltweit ............................................. 98

Tabellenverzeichnis III

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2-1: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 1/2 ......................................... 18

Tabelle 2-2: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 2/2 ......................................... 19

Tabelle 3-1: Typische Daten von Dampfkraftwerken.................................................... 26

Tabelle 3-2: Typische Daten von Gaskraftwerken ........................................................ 30

Tabelle 3-3: Typische Daten von GuD-Kraftwerken..................................................... 34

Tabelle 4-1: Daten zum Dampfkraftwerk Cameo ......................................................... 44

Tabelle 4-2: Daten zum Dampfkraftwerk Liddell ......................................................... 46

Tabelle 4-3: Daten zum Dampfkraftwerk Kogan Creek ................................................ 47

Tabelle 4-4: ISCCS-Projekte ........................................................................................ 59

Tabelle 5-1: Daten zum 500 MWel-Referenzkraftwerk ................................................. 67

Tabelle 5-2: Wärmeschaltpläne der Integrationsoptionen ............................................. 69

Tabelle 5-3: Ergebnisse der Integrationsoptionen ......................................................... 70

Tabelle 6-1: Auslegungsdaten der Kollektorfelder ........................................................ 75

Tabelle 6-2: Vollaststunden von Parabolrinnen-Kraftwerken ........................................ 82

Tabelle 6-3: Kostenseite der Investitionen P3 und F3 ................................................... 84

Tabelle 6-4: Einnahmeseite der Investitionen P3 und F3 im Grundszenario .................. 84

Tabelle 6-5: Kapitalwerte im Grundszenario ................................................................ 85

Tabelle 6-6: Preisprognosen für CO2 – Preise 2012 ...................................................... 87

Tabelle 6-7: Vergütungssysteme von Ländern mit CSP-Förderung ............................... 89

Tabelle 6-8: CSP-Vergütung in Algerien ...................................................................... 89

Tabelle 6-9: Förderinitiativen für CSP in MEA ............................................................ 90

Tabelle 6-10: Ergebnisse des erweiterten Grundszenarios .............................................. 92

Abkürzungsverzeichnis IV

Abkürzungsverzeichnis

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

Abkürzungsverzeichnis IV

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

Einheitenverzeichnis V

Einheitenverzeichnis

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

el elektrischer Wirkungsgrad

Kurzfassung VI

Kurzfassung

Diese Studie untersucht diverse Möglichkeiten solare Energie in bestehende konventionelle Kraftwerksprozesse zu integrieren und stellt dazu den Begriff des „Solar-Retrofitting“ vor.

Im ersten Teil der Arbeit werden mehrere nutzbringende Integrationslösungen bzw. Kombinationsmöglichkeiten von verschiedenen Kollektorsystemen (Parabolrinne, Fresnel und Solarturm) und fossilen Kraftwerksanlagen (Stein/Braunkohle-, Gasturbinen- und GuD-Kraftwerk) präsentiert und deren grundlegende Vorteilhaftigkeit diskutiert. Um die Vorzüge einer sogenannten Hybridisierung eines konventionellen Kraftwerks zu erörtern, bedient sich die Studie einerseits theoretischen Überlegungen, belegt diese ferner unter Verwendung elementarer technischer und thermodynamischer Erkenntnisse.

Im zweiten Teil der Studie wird der Fokus auf die Solar-Retrofit-Potentiale von Kohlekraftwerken als emissionsintensivste Energieerzeugungssysteme gelegt mit dem Ziel, den Nutzen und die Vorteilhaftigkeit einer Hybridisierung eines fossilen Dampfkraftwerks gegenüber der Errichtung eines klassischen Solarthermie-Kraftwerks entsprechender Leistung aus Investorensicht sowie aus volkswirtschaftlicher Perspektive herauszustellen. Dazu wird ein 500 MWel-Kohlekraftwerk modelliert und auf verschiedene Weisen an die, aus ökonomischen Überlegungen aussichtsreichsten Kollektorsysteme Parabolrinne und direktverdampfender Fresnel-Kollektor, mit jeweils einer thermischen Leistung von 50 MWth angeschlossen. Die technische Analyse aller betrachteten Integrationslösungen zeigt, dass die größten Effizienzwerte bei einer Fresnel-Integrationsoption erreicht werden, bei der ein Teilstrom des Speisewasser nach der ersten Stufe der regenerativen Vorwärmung des konventionellen Dampfprozesses abgegriffen, im Kollektor verdampft und vor die Zwischenüberhitzung rückgespeist wird. Über die Gegenüberstellung zweier Betriebsweisen, die einmal Brennstoff über die zugeführte Solarthermie sparen soll (sogenannter Solar-Fuel-Saver) und im Gegensatz dazu in einem anderen Betriebsmodus, der den Leistungsoutput steigern soll (sogenannter Solar-Power-Booster), kann einmal eine 3,58 %-ige Brennstoffeinsparung beobachtet werden und entsprechend wurde eine Leistungssteigerung auf 517.91 MWel

errechnet. Weiter ist der im leistungssteigernden Modus solare netto-inkrementelle Wirkungsgrad von 35,83% am höchsten, der die zusätzlich im Hybridbetrieb erzeugte elektrische Leistung ins Verhältnis mit der eingespeisten solaren setzt.

Die vorgenommene Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zeigt, dass die durchaus nennenswerten Einsparmöglichkeiten an Brennstoff und der sich ergebenden CO2-Emissionsreduktionen in der Betriebsweise der Anlage als Fuel-Saver, bei derzeitigen Preisniveaus von Kohle und

Kurzfassung VI

Emissionsrechten unter keiner der betrachteten Annahmen für Kraftwerksstandorte (Szenarioanalyse) rentabel betrieben werden kann. Im Gegensatz dazu stehen die positiven Ergebnisse im Power-Booster-Modus im Großteil angenommener realitätsnaher Szenarien für Marktumfelder, die unter bestimmten Annahmen eindeutig für einen leistungssteigernden Solaren-Retrofit von Kohlekraftwerken sprechen.

Abgeschlossen wird die Studie über die Herleitung einer Tendenz für die Umsetzungs-potentiale für solares Retrofitting, die sich über das Alter des weltweiten Kraftwerksparks ergibt.

1 Einleitung 1

1 Einleitung

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

1 Einleitung 2

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

2 Konzentrierende Solarsysteme 3

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


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

Abb. 2-1: Beispiele von Ganglinien solarer Einstrahlung (Kaltschmitt 1997)

1 In mitteleuropäischen Breiten überschreitet der diffuse Anteil den Direktstrahlungsanteil erheblich und im Winter besteht die Globalstrahlung fast ausschließlich aus der Diffusstrahlung (IER 2006).


Abb. 2-2: Jahresgang der Diffus- und Direktstrahlung in Deutschland (Kleemann 1993)

Abb. 2-3: Weltweite Verteilung direkter solarer Normalstrahlung (WIR 2009)

Direkte solare Normalstrahlung in kWh/m² d


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

Abb. 2-4: Parabolrinnen-Kollektor (SM 2010a)


Abb. 2-5: Parabolrinnen-Kraftwerk Andasol 1 (SM 2010b)

Reflektor

Die Reflektoren bestehen aus mit Silber beschichteten Weißglas und sind für eine Lebens-dauer von 30 Jahren ausgelegt (Ehrenberg 1997). Parabolrinnen der neuesten Generation, wie z.B. dem HelioTrough der Solar Millennium AG sind im Stande, die auftreffenden Sonnenstrahlen auf das Absorberrohr mit einer Genauigkeit von 99% zu reflektieren und können einen Konzentrationsfaktor von 100 erreichen (Wesselak 2009). Der Konzentrationsfaktor gibt dabei das Verhältnis von reflektierter Spiegelfläche (Aperturfläche) zur Fläche des Absorbers an und liegt in der Praxis bei etwa 80. An die Reflektoren werden hohe konstruktive Anforderungen gestellt, denn die erforderliche geometrische Präzision der Reflektoren muss gegen alle Windlasten hinreichend widerstandsfähig sein.

Absorber

Absorber, oder auch Receiver genannt setzen die gebündelte Sonnenstrahlung in Wärme um und geben sie an ein zirkulierendes Wärmeträgermedium ab. Die Receiver bestehen aus einem Absorberrohr aus Metall, das von einem gläsernen Hüllrohr vakuumdicht umschlossen ist. Der Aufbau soll eine möglichst effiziente Umwandlung, bei der so wenig wie möglich Wärme verloren geht ermöglichen. Die Abb. 2-6 zeigt ein Absorberrohr von Siemens der neuesten Generation, welches nach Angaben des Herstellers zurzeit das effizienteste Modell am Markt ist. Abb. 2-7 zeigt denselben Receiver, nur in schematischer Darstellung und aus deren Nummerierung kann man die wichtigsten technischen Merkmale und deren Funktion herauslesen. Kommerzieller Standard zum heutigen Zeitpunkt ist der Einsatz eines temperaturbeständigen synthetischen Öls (Thermo-Öl) als Wärmeträgermedium das in dem Absorberrohr zirkuliert. Der Gebrauch des Thermo-Öls begrenzt die Maximaltemperatur des Wärmeträgermediums auf 400°C und erfordert den Einsatz eines Wärmetauschers, der die Wärme auf einen wasserdampf-betriebenen Rankine-Zyklus überträgt. Höhere Temperaturen führen zu einer thermischen Instabilität der Kohlen-Wasserstoffverbindungen der Thermo-Öle.


Abb. 2-6: UVAC 2010 (Siemens 2010)

Abb. 2-7: UVAC 2010 – Schematisch (Siemens 2010)

Nachführung

Die Reihen der Parabolrinnen, die zusammengeschaltet zu einer Solarfarm parallel hintereinander aufgestellt sind, verlaufen in Nord-Süd-Richtung und werden der Sonne entsprechend ihrem Tagesverlauf von Ost nach West einachsig nachgeführt (siehe Abb. 2-8). Nachführungssysteme arbeiten mit Solar-Algorithmen und Photozellen und nutzen für die Ausrichtung genaue hydraulische Antriebe oder Elektromotoren. Somit erreicht man, dass es sich bei Parabolrinnen-Kollektoren trotz ihrer enormen Größe, um hochpräzise optische Geräte handelt, die im Betrieb weniger als einen Millimeter genau ausgerichtet werden.

Abb. 2-8: Nachführungsdarstellung einer Parabolrinne (SM 2010c)

Beschichtetes Edelstahlrohr (geschwärzt und gegen Korrosion behandelt) Beschichtetes Glasrohr (Anti-Reflektionsbeschichtet, Glasröhre ist wegen

geringeren Abstrahlungsverlusten evakuiert) Verbindungsstück Wasserstoff und Barium Fänger (fangen Zerfallsstoffe auf, die sich beim Einsatz

von organischen Wärmeträgermedien im Rohr sammeln und effizienzmindernd sind)


Zukunftsausblick Parabolrinne

Grundsätzlich folgen alle Bestrebungen in Sachen Neuentwicklung dem Ziel einer besseren Ökonomie, bzw. Senkung der spezifischen Wärmeerzeugungskosten. Als Beispiel wurde dies beim sogenannten HelioTrough, dem jüngst vorgestellten Kollektor der Solar Millennium AG, durch die Modifikation der Geometrie zum Vergleich bisheriger Parabolrinnen-Kollektoren erreicht. Laut Hersteller ist das vereinfachte Design größer und kostengünstiger im Aufbau als bisherige Kollektordesigns. Viele Komponenten, wie z.B. der Nachführungs-Antrieb zum Sonnenstand sind nur einmal pro Kollektor nötig und durch die größeren Kollektoreinheiten kommt es zu Materialeinsparungen (SM 2010b). Weitere Forschungsaktivitäten befassen sich mit der Effizienzsteigerung des Gesamtsystems, die über einen Einsatz von Salzschmelzen oder Wasser als Wärmeträgermedium erreicht werden sollen. Dabei ermöglicht die Nutzung von Salz eine Steigerung der Wärmekapazität und der Temperatur, was zu einer Steigerung des Wirkungsgrades beiträgt. Für die solare Integration in ein konventionelles Kraftwerk würde dies eine Möglichkeit des Anbindens des Wärmetauschers auf eine höhere Temperatur (bzw. Druckstufe) des Rankine-Zykluses eröffnen. Ist der Einsatz von Wasser als Wärmeträgermedium zwar noch überwiegend in der Erprobungsphase, bzw. wird diese Technologie in Demonstrationsanlagen getestet, bietet die Firma Ausra schon heute eine schlüsselfertige Lösung für eine sogenannte Direktverdampfung oder DSG (Direct Steam Generation). Die Vorteile beim Verdampfen von Wasser mithilfe der DSG-Technologie bedeuten:

eine Reduktion der Erstarrungstemperatur des Mediums auf 0°C im Vergleich zum Thermo-Öl, die bei etwa 20°C liegt und somit dynamischeres Anfahrverhalten der Anlage

eine Erhöhung der Solarwärme-Dampf-Effizienz durch den Wegfall von Thermo-Öl/Wasser-Wärmetauschern und somit die Aushebung von Temperaturgefällen, die sich in Wärmetauschern einstellen und für Übertragungsverluste sorgen.

eine Minimierung von Strömungsverlusten des Gesamtsystems, da auf viskoses Thermo-Öl verzichtet wird

eine Eliminierung der Probleme bei Leckage mit umweltschädlichem Thermo-Öl

Für die Hybridisierung mit konventionellen Kraftwerken liegt der Vorteil im Wegfall der Ölpumpen und somit einen Abfall des Eigenstromverbrauchs. Wesentlich aber ist, dass durch den Wegfall des Wärmetauschers eine direkte Turbinenanbindung ermöglicht wird.


2.2.2 Der Fresnel-Kollektor

Eine Abwandlung, bzw. Weiterentwicklung der Parabolrinnen-Technologie stellen so genannte Linear-Fresnel-Spiegel-Kollektoren, wie sie Abb. 2-9 zeigt dar.

Abb. 2-9: Linear-Fresnel-Kollektor (PowerGen 2010)

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


Abb. 2-10: Funktion eines Fresnel-Kollektors (Dena 2010)

Bei der Gegenüberstellung zwischen den Eigenschaften des Linear-Fresnel- und dem Parabolrinnen-Kollektor sind die folgenden Unterschiede wesentlich:

Die sogenannten Verlustmechanismen Shading2 und Blocking3 sind höher und senken den Kollektorwirkungsgrad. Damit ist beim Fresnel-Kollektor eine um etwa ein Drittel größere Spiegelfläche (Aperturfläche), als bei der Parabolrinne bei gleicher Leistungsaufnahme nötig.

Durch das einfachere Design (flache statt gewölbte Spiegel) und der simpleren bodennahen Aufständerung fällt der Fresnel-Kollektor preiswerter aus. Die flache Geometrie sorgt für geringere Windlasten an der Konstruktion, die so leichter und mit weniger Materialaufwand konzipiert werden kann.

Da die Absorberrohre unbeweglich angeordnet sind kommt es zu einer weiteren Kostenreduktion, da auf flexible Hochdruckröhren, sowie rotationsfähige Anschlüsse, wie sie bei den Parabolrinnen von Nöten sind, verzichtet werden kann.

Als Arbeitsmedium kommt bevorzugt Wasser zum Einsatz, so dass der Fresnel-Kollektor als DSG-System betrieben wird und daraus von den gleichen Vorteilen profitiert, die im vorigen Abschnitt zur Direktverdampfung erläutert wurden.

Die bodennahe Aufständerung verursacht eine Kostenreduktion bei Wartungs- und Instandhaltungskosten, da das System für Reinigungsprozesse und Wartungsarbeiten zugänglicher ist.

2 Verschattung einzelner Kollektoren durch Nachbarkollektoren 3 Rückstrahlung reflektierter Sonnenstrahlen auf den Receiver wird durch eigene Spiegelfacetten behindert


Durch die Verrohrung von mehreren hundert Metern kann auf die Strömungsumlenkung in Verbindungsschläuchen, bzw. Kugelgelenken verzichtet werden und somit sind die Druckverluste vergleichsweise geringer.

Letztendlich lässt sich der Raum unter dem Kollektor für verschiedene landwirtschaftliche Anbaumöglichkeiten nutzen, da die klimatischen Verhältnisse unter den Spiegel-Facetten einem Gewächshaus ähneln.

Zukunftsausblick Fresnel-Kollektor

Da der Fresnel-Kollektor (im Gegensatz zur Parabolrinne) seine technische Reife erst in jüngster Zeit bestätigen konnte, gibt es in technologischer Hinsicht noch einige Optimierungspotentiale. Dabei wird z.B. versucht, Potentiale im Bereich des Receivers aufzudecken. Die Zielrichtung ist in erster Hinsicht die Erhöhung der Maximaltemperaturen, sowie Senkung der Fertigungskosten (Sankol 2008). Im Jahre 2010 hat die Firma Schott ihren neuesten Hochtemperaturreceiver für die Direktdampferzeugung bei Fresnel-Kollektoren vorgestellt. Der so genannte SuperNOVA erreicht Dampftemperaturen von 450°C4 und ermöglicht der Fresnel-Technologie sich allmählich den Effizienzwerten von Parabolrinnen-Kollektoren anzugleichen (Novatech 2010). Weitere Forschungsarbeiten haben folglich als primäres Ziel, die kommerzielle Nutzung des Fresnel-Kollektors zu bestätigen und befassen sich u.a. mit der Erhöhung des Grades der Fertigungsautomatisierung und wollen dadurch, in Verbindung mit einer Massenproduktion hohe Kostensenkungseffekte demonstrieren.

Abb. 2-11: Entwicklungsbeispiel „PrismaSun“5 (Prismaplex 2010) 4 Wobei im Laufe des Forschungsprojektes „Fresdemo“, diese Temperatur schon im Testbetrieb überschritten worden ist (Energy20 2010). 5 Der Fresnel-Kollektor PrismaSun der Firma Prismaplex ist ein zweiachsig nachgeführtes Konzept mit einer Kollektorfläche von 100m² und befindet sich derzeit in der Entwicklung.


2.2.3 Der Solarturm Bei sogenannten Solarturmkraftwerken, auch Zentralreceiver-Kraftwerke genannt, sind viele zweiachsig nachgeführte Spiegel, sogenannte Heliostate um einen 50 bis 170m hohen6 Turm aufgestellt, die Sonnenstrahlen auf diesen mit Konzentrationsfaktoren von 500 bis 1200 fokussieren. Im Turm wird die auftreffende Energie von einem Receiver aufgenommen und dabei können Temperaturen bis weit über 1000°C7 erreicht werden. Die Temperaturwerte und der damit erreichbare thermodynamische Wirkungsgrad sind somit deutlich höher als bei Solarfarmkraftwerken, was auch den wirtschaftlichen Einsatz in nördlicheren Regionen theoretisch ermöglicht. Abb. 2-12 zeigt die Solarturmanlagen PS 10 und PS 20 (Bild oben), die nahe Sevilla in Andalusien stehen. Während PS 10 (11MWel) das kommerziell erste Turmkraftwerk weltweit ist (Bild unten) hat sich PS 20 als zweiter, von insgesamt vier geplanten Türmen 2009 in das Projekt „Sanlucar la Mayor Solar Platform“ eingereiht. Dabei stellt PS 20 mit einer Anzahl von 1.255 Heliostaten und 20MWel die leistungsstärkste8 Turmanlage der Welt dar (SN 2009), (ENS 2007).

Abb. 2-12: Solarturmanlagen PS 10 und PS 20 (Wiki 2010), (Rise 2010) 6 Die Türme eines Solarturm-Kraftwerks müssen eine gewisse Höhe aufweisen, damit sich die einzelnen Heliostaten nicht gegenseitig beschatten. 7 Die technisch handhabbaren Temperaturen liegen heute bei maximal 1.300 °C 8 Unter Normbedingungen hat der Turm eine solare Umwandlungsrate von 92% und produziert dabei Dampf mit einer Temperatur von 250°C und einem Druck von 40bar (Abengoa 2010a).


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

Abb. 2-13: Funktionsprinzip eines offenen volumetrischen Luftreceivers (Kaltschmitt 1997)


Sogenannte Rohrreceiver sind beim kalifornischen Projekt „Solar Two“ im Einsatz, bei dem Salzschmelze als Wärmeträgerfluid zum Einsatz kommt. Der große Vorteil dieses Konzeptes liegt darin begründet, dass Salz mit seiner hohen Wärmekapazität einen Wärmetauscher zwischen dem Wärmeträgermedium und einem Wärmespeicher überflüssig macht (falls die Installation eines thermischen Speichers aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten durchzuführen wäre). Da, aber bei der Integration von solarer Energie in ein konventionelles Kraftwerk ein thermischer Speicher wegen seiner hohen Kosten ohnehin nicht zweckmäßig ist wird nicht auf diesen Typ des Solarturms eingegangen.

Zukunftsausblick Solarturm Solarturmkraftwerke haben ihre Praxistauglichkeit in dem Ausmaß, wie die vorher beschriebenen Technologien, Parabolrinne und Fresnel-Kollektor noch nicht beweisen können, kommen aber nun aus ihrer Pilot- und Demonstrationsphase heraus, in denen sie sich unbestritten als effektives Energieerzeugungssystem etabliert haben. Als aussichtsreiche Technologie geltend bei der wenige Erfahrungswerte vorliegen, wird seit einigen Jahren erheblich in die Entwicklung von Solarturmkraftwerken investiert (HAS 2009). Eine Entwicklungsrichtung beschäftigt sich dabei mit der Senkung der Kosten von Heliostaten, die mit etwa 60% der Gesamtinvestition, eine erhebliche Aufwendung darstellen und deren Modifikation, bemerkenswerte Kostenreduktionspotentiale generieren soll. Als Beispiel könnten über die Nutzung von kleineren (billigeren) Spiegelfacetten oder dem Einsatz von sogenannten Membranheliostaten Kollektorfelder günstiger ausgestaltet werden. Daneben kann durch eine Sekundärfokussierung am Solarturm sogar eine Reduktion der Anzahl von Heliostaten erreicht werden. Darüber hinaus wird daran gearbeitet die optische Qualität der Reflektoren zu steigern, deren Dauerhaltbarkeit zu erhöhen (z.B. durch die Verringerung der Empfindlichkeit gegen Umwelteinflüsse, wie z.B. Windlasten) und bessere Betriebs- und Wartungsmöglichkeiten aufzudecken. Zur Verdeutlichung ist in Abb. 2-14 ein facettierter Heliostat dargestellt und Abb.2-15 zeigt zwei Ausführungen von Membranheliostaten.

Abb. 2-14: Heliostat mit Spiegelfacetten (Helio 2010a)


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

Abb. 2-16: Solugas(-Druck)-Receiver (Abengoa 2010b)


Weitere Receiver-Designs in der Entwicklung sind der Siliciumcarbid-Druckreceiver (Abb. 2-17, links), bei dem die konzentrierte Solarstrahlung von einem topfartigem, doppel-wandigem Druckgefäß absorbiert wird und ein vom DLR entwickelter Rohrreceiver (Abb. 2-17, rechts), bei dem Luft in kreisförmig angeordneten Rohren erhitzt wird.

Abb. 2-17: SiC-Druckreceiver und DLR-Rohrreceiver (Pitz-Paal 2002), (Uhlig 2007) Neben der Forschung an Heliostaten und Receivern sind abschließend noch die Entwicklungsanstrengungen im Bereich der Hochtemperatur-Solarchemie zu erwähnen. Bei diesem Verfahren wird das Ziel einer CO2-freien Wasserstoffgewinnung mittels konzentrierter Sonnenenergie verfolgt. Dabei nutzt man den Effekt der thermischen Spaltung, wobei z.B. bei der sogenannten Thermolyse, Wasser in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt wird (siehe dazu auch: Hydrosol-Projekt, (DLR 2007)). Eine weitere Möglichkeit besteht darin, fossile Brennstoffe wie Erdgas (Dampfreformierung), oder Erdöl (Kracken) in ihre Bestandteile zu spalten und dabei als Produkt Wasserstoff zu erzeugen.

2.2.4 Leistungsparameter Nachdem ein Überblick über die einzelnen relevanten konzentrierenden Solarsysteme gegeben und deren Funktionsweisen erörtert wurden, gilt es in diesem Abschnitt diese erläuterten Kerneigenschaften mit konkreten Leistungsparametern zu vervollständigen. Um einen möglichst übersichtlichen Vergleich solarthermischer Technologien zu schaffen, werden die Kenngrößen der beleuchteten Systeme in den Tabellen 2-1 und 2-2 gegenübergestellt.


Technologie: Parabolrinne (Hochdruck-) Parabolrinne Linear Fresnel

Parameter: Typische Solarfeldform Rechteckig Rechteckig Rechteckig Receiver/Absorber Absorberrohr Hochdruck-Absorberrohr Hochdruck-Absorberrohr (Rohrbündel) Wärmeträger (HTF) Thermo-Öl Wasserdampf (Direktverdampfung) Wasserdampf (Direktverdampfung) Elektrischer Leistungsbereich installierter Solarkraftwerke

Max. in Betrieb: 50 MWel

In Planung: 550 MWel (Mojave Solar Park)


In Planung: 50MWel (Designphase) 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 bar Temperatur- und Druckbereich Arbeitsmedium

Wasserdampf: 370 bis 390°C bei 100bar

Technischer Stand Seit 1984 kommerzielle Nutzung und dadurch bestätigte technische und ökonomische Betriebswerte Technologie mit niedrigstem Materialbedarf

DSG mit Temperaturen bis 400°C ist im fortgeschrittenem Zustand DSG mit Temperaturen über 550°C noch in der Vorentwicklung Alle Anwendungen derzeit noch als Testanlagen ausgeführt

Bisher keine kommerziellen Projekte, Technologie ist aber an der Schwelle zur Marktreife

Etablierte Technologieanbieter

Sener, Solar Millennium, Abengoa, ACS-Cobra, Acciona, Solel, Siemens

N/A Ausra, MAN Ferrostaal, Solarmundo, Mirrox

Tabelle 2-1: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 1/2 (Hartl 2009), (Tressner 2007), (Tamme 2005), (Pitz-Pal 2002), (Uhlig 2007), (CSP today 2010)


Tabelle 2-2: Kennwerte konzentrierender Solarsysteme 2/2 (Hartl 2009), (Tressner 2007), (Tamme 2005), (Pitz-Pal 2002), (Uhlig 2007), (CSP today 2010)

Technologie: Solarturm – Offener Luftreceiver Solarturm - Sattdampfreceiver Solarturm – Geschlossener Druckreceiver

Parameter: Typische Solarfeldform Kreis-/halbkreisförmig Kreis-/halbkreisförmig Kreis-/halbkreisförmig Receiver/Absorber Drahtgeflecht/keramischer Schaum/

metallische bzw. keramische Wabenstruktur

Hochdruck-Absorberrohr (Rohrbündel)

Volumetrischer Druckreceiver/Siliciumcarbid-Druckreceiver/Rohrdruckreceiver

Wärmeträger (HTF) Luft bei atmosphärischem Druck Wasserdampf Luft/Erdgas Elektrischer Leistungsbereich installierter Solarkraftwerke

Max. in Betrieb: 1,5 MWel


In Planung: 1.200 MWel (Nevada) Max. in Betrieb: 0,5 MWel9

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 bar Temperatur- und Druckbereich Arbeitsmedium

Max. 540°C bei 140 bar - Phoebus-Prinzip (derzeit in Jülich: 485°C bei 27 bar)

Technischer Stand Hoher Wirkungsgrad Heliostaten sind weit entwickelt Pilot-/Demonstrationsphase Hohe Dampftemperaturen erreichbar

Volumetrische Receiver haben ihre technische Reife bestätigt, haben dennoch Optimierungspotential

Rohrreceiver für Sattdampf im kommerziellen Betrieb und gute Erfahrungswerte Rohrreceiver mit Dampfüberhitzung noch in der Entwicklungsphase

Sehr hohe Temperaturen erreichbar Vielfältige Anwendungsmöglichkeiten für solare Integration Probleme mit Druckbeständigkeit des Quarz-Glasfensters beim Druckreceiver Beim Rohrreceiver gilt es den Wartungsaufwand zu begrenzen

Etablierte Technologieanbieter

N/A eSolar, BrightSource, Torresol Abengoa

9 (zur Produktion von Synthesegas im National Solar Energy Centre - NSEC)


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

3 Konventionelle Kraftwerkstechnik 21

3 Konventionelle Kraftwerkstechnik Das Kapitel 3 ist eine Abhandlung konventioneller Kraftwerkstechnik und soll einen technischen Überblick über Energieerzeugungsanlagen auf fossiler Basis geben, die für eine solare Integration als tauglich erachtet werden. Die im folgenden durchgeführte Zusammenfassung thermodynamischer Vergleichsprozesse und der daraus abgeleiteten technischen Lösungen für derzeit laufende Kraftwerke samt ihrer Prozessdaten sind Basis für das Verständnis der Vorteile solarer Retrofittings, deren Umsetzungsmöglichkeiten samt den Auswirkungen, den sie auf konventionelle Kreisläufe haben.

3.1 Dampfkraftwerke Bei Dampfkraftanlagen hat sich die sogenannte Linearanordnung als zweckmäßig erwiesen, die Rücksicht auf die Richtung der Energie- sowie Materialströme im Prozess nimmt. Wie in der Abb. 3-1, befinden sich dabei die zwei zentralen Komponenten des Kraftwerks, nämlich der Dampferzeuger und die Turbogruppe (Turbine und Generator) in abgetrennten Gebäuden – dem Kesselhaus und dem Maschinenhaus. Bei der Gebäudeplanung wird besonders auf eine günstige Führung der Heißdampfleitungen geachtet und ferner sind Rohrleitungen so verlegt, dass aus Kostengründen kurze Weglängen erreicht werden und deren vollständige Entleerung möglich ist. Das Kraftwerksgebäude kann als reiner Zweckbau angesehen werden, das die Anlage vor Witterungseinflüssen (wie Frost oder Niederschlag) schützt (Strauß 2006). Je nach Region bzw. Klima können somit Bauformen anders ausfallen und verschieden hohe Integrationskosten verursachen.

Abb. 3-1: Konventionelles Dampfkraftwerk (BEN 2010)


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

Abb. 3-2: Wärmeschaltplan eines Dampfkraftwerks


Die endgültige Ausführung des eben gezeigten Kreisprozesses eines Dampfkraftwerks ist das Resultat der Optimierung des Wirkungsgrades nach thermo-dynamischen Prinzipien in Verbindung mit der Prämisse niedriger Kosten, um die bestmögliche Wirtschaftlichkeit des Kraftwerks sicherzustellen. Dieser Sachverhalt kann verdeutlicht werden, wenn der thermodynamische Vergleichsprozess eines Dampfkraftwerks (Abb. 3-3) im Ts-Diagramm betrachtet wird. Der sogenannte Clausius-Rankine-Prozess (künftig: CRP) besteht dabei vereinfacht aus zwei isentropen und zwei isobaren Zustandsänderungen. Demnach erfolgt die Expansion in der Turbine (3 4), bzw. die Kompression in der Pumpe isentrop (1 2) und die Wärmeabfuhr im Kondensator (4 1), bzw. die Wärmezufuhr im Kessel isobar (2 3).

Abb. 3-3: Clausius-Rankine-Prozess

Eine Wirkungsgraderhöhung dieses vereinfachten Kreisprozesses kann durch die Annäherung des technisch realisierbaren Clausius-Rankine-Prozesses an den idealen Carnot-Prozess10 erreicht werden, was schließlich zu dem in der Abb. 3-2 dargestellten Anlagenschema führt. Folglich ist der Wirkungsgrad bestimmt, bzw. veränderbar durch die folgenden Punkte (IER 2006) (wobei man mit Hilfe der Abb. 3-4 bis 3-9 die Anführungen nachvollziehen kann):

Variation des Frischdampfzustandes (Erhöhung von Druck und Temperatur des Arbeitsmediums Wirkungsgradsteigerung) – Die Wirkungsgraderhöhung resultiert dabei aus der Erhöhung der Arbeitsausbeute des Prozesses (Umschlossenes Feld des Kreisprozesses wird ausgedehnt).

Abb. 3-4: Druckerhöhung im CRP Abb. 3-5: Temperaturerhöhung (Überhitzung) im CRP

10 Der Carnot-Prozess ist in der Thermodynamik ein rein theoretischer Vergleichsprozess für Kreisprozesse, der ein Optimum repräsentiert, bzw. den maximal möglichen Wirkungsgrad eines Kreisprozesses bei gleichen Eckdemperaturren angibt (Carnot-Wirkungsgrad). Je näher ein realer Prozess an den Carnot-Prozess angenähert wird, desto höher wird der Wirkungsgrad.


Variation des Kondensationsdrucks (Absenkung des Drucks Wirkungsgradsteigerung) - Der Kondensationsdruck ist nahezu identisch mit dem Turbinenaustrittsdruck im Kraftwerk.11 Bei der Absenkung des Kondensationsdruckes wird eine höhere Arbeitsausbeute des Prozesses erreicht (umschlossene Fläche wird ausgedehnt). Wärme wird dabei an die Umgebung bei einer geringeren Temperatur abgegeben, was eine Reduzierung der Wärmeverluste bedeutet.

Abb. 3-6: Kondensationsdruck-Absenkung im CRP

Modifikation der regenerativen Speisewasservorwärmung (Erhöhung der Zahl der Vorwärmstufen Wirkungsgradsteigerung) - Da das Funktionsprinzip der regenerativen Vorwärmung darauf beruht Turbinendampf abzuzapfen, vermindert dies die nutzbare Turbinenarbeit. Dennoch führt diese prozessinterne Wärme-verschiebung zu einer Wirkungsgraderhöhung, da die Verminderung der zugeführten Wärmemenge an das Speisewasser größer, als die Verkleinerung der spez. Nutzarbeit der Turbine ist (siehe Abb.3-7). Abb 3-9c zeigt die Verbesserung des thermischen Wirkungsgrades in Abhängigkeit der Anzahl an Vorwärmstufen, wobei das Maximum der Steigerung bei unendlich vielen Vorwärmstufen erreicht wäre. Da aber durch die Investitionskosten ein wirtschaftliches Optimum gegeben ist, sind in der Praxis meist nicht mehr als 8 Stufen ausgeführt12.

Abb. 3-7: Regenerative Vorwärmung im CRP 11 Dementsprechend ist bei der Einstellung des Kondensatordrucks darauf zu achten, dass der Grad der Dampfnässe nicht überschritten wird, der sich bei abnehmendem Druck einstellt und dann, neben steigenden Strömungsverlusten auch zu Erosion an der Turbine führen kann. 12 Im Einzelfall sind aber bis 14 Stufen möglich, wobei man bei modernen Neuanlagen sogar bis zu 10 Stufen installiert (Zahoransky 2010)


Modifikation der Zwischenüberhitzung (Erhöhung der Zahl der Zwischenüberhitzungen Wirkungsgradsteigerung) - Auch bei der Zwischenüberhitzung, bei der man durch die Erhöhung der mittleren zugeführten Wärme den Wirkungsgrad anhebt, stellt sich ein wirtschaftlich vertretbares Maximum bei der Anwendungen einer Stufe ein.

Abb. 3-8: Zwischenüberhitzung im CRP

Abb. 3-9: Abhängigkeit des thermischen Wirkungsgrades von wesentlichen Parametern (a: Kondensatordrucks, b: Frischdampftemperatur, c: Zahl der Vorwärmstufen, d: Zahl der Zwischenüberhitzungen) im CRP (IER 2006)


Dieser kurze Anriss des komplexen Kraftwerksprozesses führt aber im Wesentlichen zu den üblichen Daten laufender Dampfkraftwerke, die in Tabelle 3-1 zusammengefasst sind.

Tabelle 3-1: Typische Daten von Dampfkraftwerken (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)

Kraftwerks-Komponente Typische Daten

Elektrische Leistung Von 500 MW bis 1000 MW Frischdampfzustand

540 bis 580 °C, bei 180 bis 280 bar

Kondensatorzustand

10 bis 60°C, bei 0,01 bis 0,2 bar

Zwischenüberhitzung Einfach, bei ca. 40 bar auf Frischdampftemperatur Regenerative Speisewasservorwärmung Mehrfach, ca. 8 Stufen auf ca. 250 °C

Mischvorwärmer Bei ca. 10 bis 15 bar

Turbinensatz Hochdruckturbine (Entspannung vom Frischdampfdruck auf ca. 40 bar), ein- oder doppelflutige Mitteldruckturbine (Entsp. von ca. 40 bis ca. 7 bar), 2 bis 3 doppelflutige Niederdruckturbine (Entsp. von ca. 7 bis näherungsweise Kondensatordruck

Die Abb. 3-10 zeigt abschließend ein Kohlekraftwerk samt dessen wichtigsten Komponenten.

Abb. 3-10: Kohlekraftwerk im Schnitt (Grote 2009)


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

Abb. 3-11: Konventionelles Gaskraftwerk (Celsias 2010)


3.2.1 Gasturbine Gasturbinen die in Kraftwerken zum Einsatz kommen sind als sogenannte schwere Bauart ausgeführt (Heavy-Duty) und kommen dabei üblicherweise in Leistungen von 50 bis 340 MWel vor. Gemäß der obigen Prozessbeschreibung bestehen sie aus einem Turboverdichter, einer Brennkammer und der eigentlichen Turbine. Der Verdichter wird normalerweise axial durchströmt und ist mehrstufig ausgeführt. Im Turbinenteil (der analog zur Dampfturbine arbeitet) wird das Gas auf Umgebungsdruck entspannt und verlässt die Anlage mit einer relativ hohen Temperatur. In Abb. 3-12 ist eine Gasturbineneinheit mit Generator im Schnitt mit einem 21-stufigen Verdichter und einer 5-stufigen Turbine dargestellt.

Abb. 3-12: Schnitt durch eine Gasturbineneinheit (Hagelstein 2010)

Der thermodynamische Vergleichsprozess für die Gasturbine ist der sogenannte Joule-Prozess (im englischen Sprachraum: Brayton-Prozess), wie er als Ts-Schaubild in der Abb. 3-13 rechts dargestellt ist. Die linke Seite der Abb. 3-13 zeigt dabei die Turbine schematisch in ihre Einzelteile zerlegt, bzw. deren Wärmeschaltplan. Im abgebildeten Idealprozess wird das Arbeitsmedium (in diesem Fall Luft) von nach isentrop verdichtet (Turboverdichter) und in der Brennkammer von nach isobar erwärmt und nachfolgend in der Turbine von

nach isentrop expandiert. Die Wärmeabfuhr von nach stellt die Abkühlung der Abgase an der Atmosphäre dar (IER 2006).


Abb. 3-13: Gasturbinen- und Joule-Prozess

Im idealen Joule-Prozess betrachtet ist der thermische Wirkungsgrad ausschließlich eine Funktion des Druckverhältnisses (p2/p1) in der Gasturbine bzw. des Verdichters13. Die Temperatur in wirkt sich dabei nur auf die spezifische Nutzarbeit (W*nutz) aus, was über die Graphen und der korrespondierenden Formel der Abb. 3-14 dargestellt ist (TeachING 2010).

Abb. 3-14: Spezifische Nutzarbeit und Wirkungsgrad in Abhängigkeit vom Druckverhältnis einer Gasturbine (TeachING 2010)

Neben der Erhöhung des Druckverhältnisses sind noch drei weitere Maßnahmen zur thermodynamischen Verbesserung anwendbar. Eine Möglichkeit ist dabei die Anwendung des inneren Wärmetausches analog zur Dampfturbine, bei der man der Gasturbine einen Teilstrom des Heißgases abgreift und damit über einen Wärmetauscher die komprimierte Luft vor der Brennkammer vorwärmt (siehe Abb. 3-15 links). Die Wärmezufuhr wird hin zu 13 In einer realen ausgeführten Turbine, kommt es aber durch Verdichtungs- und Expansionsprozesse im Verdichter und in der Gasturbine, sowie durch Druckverluste am Eintritt des Verdichters zu Irreversibilitäten.

= = 1

th = thermischer Wirkungsgrad W*nutz = Spezifische Nutzarbeit qzu = zugeführte Wärme p1 = Turbinenaustrittsdruck p2 = Turbineneintrittsdruck

= Verhältnis der Wärmekapazitäten des Verbrennungsgases


höheren Temperaturen verschoben und die Wärmeabfuhr entsprechend in den Bereich niedriger Temperaturen. Zwei andere Maßnahmen sind die Zwischenkühlung und Zwischenüberhitzung, bei denen der Verdichter und die Turbine in Stufen unterteilt werden. Mit einer Kühlung des Gases im Verdichter wird dessen spezifische technische Kompres-sionsarbeit verringert. In Kombination mit der Senkung der mittleren Temperatur der Wärmeabfuhr wird die spezifische Nutzarbeit des Prozesses erhöht, was über die umschlossene Fläche in Abb. 3-15 rechts illustriert ist (IER 2006).

Abb. 3-15: Vorwärmung, Zwischenüberhitzung und –kühlung bei Gasturbinen

Da ein Gaskraftwerk im Vergleich zu einem Dampfkraftwerk hohe spez. Investitionskosten aufweist, kommen je nach Anwendungsart (Grundlast- oder Spitzenlastkraftwerk), bzw. Standort verschiedene Ausführungen der Anlage zum Einsatz, bzw. werden die gerade beschriebenen Maßnahmen zur Prozessoptimierung teilweise eingesetzt oder nicht. Tabelle 3-2 zeigt in diesem Zusammenhang die üblichen Daten betriebener Gaskraftwerke.

Tabelle 3-2: Typische Daten von Gaskraftwerken (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)


Elektrische Leistung Von 50 MW bis 340 MW

Turbineneintritts- Zustand

1000 bis 1250 °C, bei 10 bis 32 bar

Turbinenaustritts- Zustand

450 bis 630°C, bei atmosphärischem Druck

Zwischenüberhitzung Einfach, bei großen Gasturbinen Zwischenkühlung Zweifache Luftvorwärmung Bei älteren Gasturbinen mit kleinen Druckverhältnissen vorkommend Brennkammer Silo- oder Ring-Brennkammer

Turbine Mehrstufige axiale Turbine in einem Gehäuse (ca. 6 Stufen), bei Druckverhältnissen von 1,6 bis 2,3 pro Stufe

Verdichter Mehrstufiger axialer Turboverdichter (10 bis 15 Stufen), bei Druckverhältnissen von 1,2 bis 1,6 pro Stufe, Austrittstemperatur aus dem Verdichter: ca. 280°C


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

Abb. 3-16: Anlagenschema eines STIG-Prozesses (Zaharonsky 2010)

14 Auch nach seinem Erfinder, Cheng-Cycle genannt


3.3 Gas- und Dampfkraftwerk - GuD

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

Abb. 3-17: GuD-Kraftwerk (ESC 2010)


Die Wärmeschaltpläne links und rechts in Abb. 3-18 zeigen zwei verschiedene Möglichkeiten einer GuD-Kraftwerksausführung. Auf der linken Seite ist eine einstufige Anlage dargestellt, d.h. dass Dampf im Abhitzekessel auf nur einer Druckstufe erzeugt, bzw. überhitzt wird. Der Nachteil dieser einfacheren und somit günstigen Ausführung liegt an den hohen Exergieverlusten bei der Wärmeübertragung im Abhitzekessel, welche sich wegen der großen Temperaturdifferenz zwischen Rauchgas und Wasser ergeben. Eine Verbesserung der Effizienz durch die Eindämmung dieser Verluste wird in üblichen Kraftwerksausführung über den Einsatz mehreren Druckstufen (z.B. mit zwei Druckstufen, Abb. 3-18 rechts) erreicht. Die Verteilung der übertragenen Wärme auf mehrere Druckstufen im Wasserkreislauf führt im Abhitzekessel zu einer geringeren Temperaturdifferenz und minimiert Exergieverluste, was sich wiederum positiv auf den Gesamtwirkungsgrad auswirkt.

Abb. 3-18: Wärmeschaltpläne einer ein- und zweistufigen GuD-Anlage (Sperlich 2002)

Im unteren Bild links (Abb. 3-19) ist der kombinierte GuD-Prozess im Temperatur-Entropie-Diagramm dargestellt. Man sieht den „Kreislauf“ des offenen Gasturbinenprozess bis (GTKW – Gasturbinen-Kraftwerk), sowie den durch die Wärmeübertragung im Abhitzedampferzeuger realisierten Dampfprozess (DKW – Dampfturbinen-Kraftwerk). Die rechte Seite der Abb. 3-19 zeigt über das Temperatur-Enthalpie-Diagramm die Temperaturverhältnisse bei einer, bzw. zwei Druckstufen, die sich im Abhitzedampferzeuger einstellen. Mit der orangenen Linie wird verdeutlicht, wie mit einem zweistufigen Prozess die Dampf-Temperaturkurve an den Verlauf der Rauchgas-Temperaturkurve besser angelehnt werden kann und dadurch die Temperaturdifferenz DT verkleinert wird, was zur oben erläuterten Exergieverlust-Minimierung führt (Schaumann 2005).


Abb. 3-19: GuD-Prozess im Ts- und Th-Diagramm (Modler 2007)

Übliche GuD-Kombikraftwerke zur reinen Stromgewinnung werden kommerziell entweder als zweistufige, oder nach dem neuesten technologischen Stand als dreistufige Prozesse ausgeführt. Die Tabelle 3-3 fasst typische Kennwerte für GuD-Anlagen zusammen.

Tabelle 3-3: Typische Daten von GuD-Kraftwerken (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)


Elektrische Leistung Gasturbinenleistung von 250 bis 280 MW, bei einer üblichen Gesamtanlagenleistung von 400 MW

Gasturbinenaustritts- Zustand (Rauchgas im Abhitzekessel)

450 bis 630°C, bei atmosphärischem Druck

Dampfdrücke

Ca. 60 bis 80 bar Hochdruckteil, und 2 bis 3 bar Niederdruckteil bei zweistufigen Prozessen Ca. 130 bar Hochdruckteil, 30 bar Mitteldruckteil und 8 bar Niederdruckteil bei dreistufigen Prozessen

Zwischenüberhitzung Bei zweistufigen Prozessen nein, Bei dreistufigen Prozessen ja

4 Integrationsoptionen 35

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


4.1 Solare Integrationskonzepte für Dampfkraftwerke

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

Die folgenden vier vereinfachten Wärmeschaltbilder, die auf dem üblichen Kraftwerkschema eines Dampfkraftwerks basieren (vgl. Abb. 3-2) führen an, wie CSP-Technologien in einen Dampfprozess integriert werden können. Die Aufteilung der Studie erfolgt dabei in solar-unterstützte Vorwärmung und solarunterstützte Verdampfung von Speisewasser.


4.1.1 Solarunterstütze regenerative Speisewasservorwärmung

Beim ersten vorzustellenden Integrationskonzept wird Speisewasser an einem bestimmten Punkt der Vorwärmstufe entnommen, anschließend im Solarfeld erwärmt und in einer nachfolgenden Stufe wieder zurückgeführt. Je nach Kollektorart fließt das abgezweigte Wasser direkt in den Receivern der fokussierenden Systeme oder wird durch den Einsatz von Wärmetauschen erwärmt (z.B. bei Parabolrinne). Abb. 4-1 zeigt zwei Möglichkeiten dieses Konzepts. Bei der Option 1, wird das CSP-System in den Niederdruckbereich des Vorwärmstrangs integriert. Je nach Einstrahlungsstärke wird dem Solarsystem ein Massenstrom an Wasser zugeführt und dadurch die Austrittstemperatur aus dem Kollektor geregelt. Ab einer minimalen solaren Einstrahlung „kippt“ das System und es geht mehr Wärme im Kollektorfeld verloren als zugeführt wird, so daß das Einlassventil des Solarfeldes komplett geschlossen wird. Da das erwärmte Wasser vor dem Hochdruckwärmetauscher zurückgeführt wird, wird mit ihm die Temperatur vor dem Dampferzeuger geregelt, so dass nach Meinung von (Kelly 2001), deswegen auf komplexe Regelsysteme verzichtet werden kann.

Abb. 4-1: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung durch Entnahme

Die Option 2 der Abb. 4-1 beschreibt das gleiche Prinzip beim Einsatz an einer höheren Druckstufe, wobei hier die höchste Druckstufe zur Veranschaulichung gewählt wurde. Der Vorteil liegt in einem höheren solaren Wirkungsgrad, der sich aufgrund einer höheren thermodynamischen Mitteltemperatur der Einspeisung einstellt, dementsprechend aber an die CSP-Systeme höhere Ansprüche gestellt werden. Der Bedarf an höheren Temperaturen und Drücken verlangt eine größere Dimensionierung der Bauteile (z.B. stärke Absorberrohre), bzw. den Einsatz anderer Solarsysteme, was zu erheblichen Kostensteigerungen führen kann.


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

Abb. 4-2: Solarunterstützte regenerative Speisewasservorwärmung über Einfügung von Wärmetauschern in den Vorwärmstrang

Die vielfältigen erläuterten Wahlmöglichkeiten beim Design zur Umsetzung einer solarunterstützten regenerativen Speisewasservorwärmung erlauben je nach Zielvorstellung eines Kraftwerksbetreibers (z.B. niedrigste SGK) die Findung einer optimalen Auslegung.


(4-1)

Der positive Effekt hinter den eben gezeigten Hybridisierungsmodellen liegt darin begründet, dass die Entnahme aus den Turbinenstufen reduziert wird und der eingesparte Dampf, der eigentlich für die konventionelle regenerative Vorwärmung gebraucht werden würde, nun zusätzlich in der Turbine expandieren kann. Die energetische Vorteilhaftigkeit dieses Prinzips wurde von (Ying 1998) über die Herleitung des Exergie-Güte-Verhältnisses (EMI – Exergy merit ratio), als Resultat der Kreislaufberechung des in der Abb. 4-3 gezeigten Wärmeschaltplans bewiesen. Der EMI ist dabei definiert, als das Verhältnis von zusätzlich gewonnener Turbinenarbeit (Expansion), zur über der Wärme des Solarfeldes zugeführten Exergie. Durch die Einbringung exergiearmer Wärme aus dem Solarsystem zur Substitution von exergiereichem Dampf, der aus der Turbine entnommen wird, wird mehr Arbeit gewonnen als entsprechend thermische Energie über das Solarfeld (orangenes Feld) zugeführt wird. Dieser Sachverhalt stellt sich mathematisch ausgedrückt in der Formel 4-1 dar.

Da die Temperatur TL vor dem Eingang des integrierten Solarfelds (orangenes Feld) immer kleiner als die Temperatur nach dem Solarfeld TH ist gilt, dass der EMI immer größer als 100% sein muss. Ferner lässt die Formel erkennen, dass die Außentemperatur T0 einen Einfluss auf die Effizienz eines Solarsystems hat. Je höher die Außentemperatur, desto höher fallen die Verluste an Solarkollektoren aus.

Abb. 4-3: Wärmeschaltplan zur EMI-Analyse

TL TH

EMI = Exergie merit ratio W = zusätzlich verfügbare Turbinenarbeit Ex = Exergieeintrag über die Solarfeldwärme T0 = Außentemperatur TL = Solarfeld-Eingangstemperatur TH = Solarfeld-Ausgangstemperatur


In der entsprechenden Studie wird anhand eines Clausius-Rankine-Prozesses mit einer dreistufigen Vorwärmung, bzw. dreistufigen Entnahme des Turbinendampfes gezeigt, dass die Substitution der Dampfentnahme mit der gleichen Wärmemenge erzeugt im Solarfeld, zu einem theoretischen Arbeitsanstieg der Turbine um bis zu 30% führen kann. In der Realität aber, ergeben sich durch Irreversibilitäten niedrigere Werte, die sich je nach Anlagenausführung realisieren lassen könnten.

4.1.2 Solarunterstütze Verdampfung Gemäß den Wärmeschaltplänen die nachfolgend für mögliche Integrationsoptionen gezeigt werden, werden Kollektorsysteme genutzt, um Dampf direkt oder indirekt zu erzeugen, bzw. um Dampf zu führen und ihn auf ein höheres Temperaturniveau zu bringen. Dementsprechend verrichtet das CSP-System je nach Auslegung neben der Vorwärmung auch die Dampferzeugung, sowie Überhitzung.

Das erste Konzept, das vorgestellt werden soll, schöpft seinen energetischen Vorteil ebenfalls über den eben mit dem EMI erklärten thermodynamischen Effekt. In der, auf der Abb. 4-4 präsentierten Retrofit-Option werden über die Solarthermie substituierte Entnahmeströme entspannt und tragen zusätzlich zur Stromerzeugung bei. Das CSP-System agiert dabei als Vorwärmer und Verdampfer und speist produzierten Dampf in den Entnahmestrang einer Turbinenstufe.

Abb. 4-4: Solare Dampfeinspeisung in die Entnahmestränge

Die gestrichelten Linien deuten in der Darstellung darauf hin, dass die Entnahme und auch die Zufuhr von Dampf an unterschiedlichen Stellen realisiert werden kann. Die gegebenen Möglichkeiten Nassdampf oder Sattdampf auf unterschiedlichen Druck- und Temperaturstufen mit verschiedenen konzentrierenden Systemen zu verarbeiten, lässt auch bei dieser Integrationsoption eine hohe Flexibilität erkennen (Morin 2004).


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

Abb. 4-5: Solarunterstütze Verdampfung mit Einspeisung vor dem ZÜ


Dadurch, dass sich der Wirkungsgrad eines Brennkessels nur unwesentlich bei einer Absenkung seiner Kesselleistung verringert, können mit den zwei Konzepten der Abb. 4-6 und der Abb. 4-7 Brennstoffeinsparungen erreicht werden, indem man den Dampferzeuger bzw. Zwischenüberhitzer bei hohen solaren Einstrahlungen umgeht (Ugolini 2009).

Bei der solarunterstützten Zwischenüberhitzung nach Abb. 4-6, wird Dampf nach dem Austritt der ersten Entnahmestufe abgezweigt und in einem CSP-System auf ein höheres Temperaturniveau gebracht. In Zeiten hoher solarer Einstrahlung wird somit die Belastung des konventionellen Zwischenüberhitzers verringert und Brennstoff eingespart. Bezugnehmend auf die üblichen Temperatur- und Druckverhältnisse des Entnahmedampfes konventioneller Dampfkraftwerke sollte das Kollektorsystem den Dampfzustand von etwa 300°C und 40 bar auf die Frischdampftemperatur von 540 bis 580°C und einen Druck von etwa 50 bar anheben. Der Fresnel-Kollektor, sowie in Zukunft die direktverdampfende Parabolrinne wären im Stande diese geforderten Leistungsparameter, bzw. Dampfzustände zu erfüllen (Ugolini 2009).

Abb. 4-6: Solarunterstütze Zwischenüberhitzung

Das letzte Anlagenschema das vorgestellt wird (Abb. 4-7) stellt an das Solarsystem die höchsten Ansprüche, da neben der geforderten hohen Wärmeleistung das System auch Drücke von rund 300 bar verarbeiten muss, die für die Expansion an der Hochdruckstufe der Turbine von Nöten sind. Derzeit ist kein direktverdampfendes Kollektor-System in der Realität mit diesen Leistungsparametern ausgeführt, bzw. geht man in der mittelfristigen Entwicklung bei der Parabolrinne und dem Fresnel-Kollektor auch nicht von diesen Parametern aus. Denkbar ist aber eventuell die Modifikation des sogenannten Phobeus-Prinzips, bei dem der Solarturm mit volumetrischem offenem Druckreceiver zum Einsatz kommt (Abb. 2-13). Der Dampferzeuger, der nach diesem Konzept im Turm integriert ist, wird von der durchströmenden Luft beheizt. Es muss geklärt werden, ob man von den in der Tabelle 2-2 ausgewiesenen Maximalzuständen des Dampfes (540°C bei 140 bar), höhere Drücke bei der Verwendung anderer Dampferzeuger, die sich z.B. aus Kostengründen am Turmboden befinden, erreichen kann (Ugolini 2009).


Zu erwarten sind aber auch darüber hinaus Fortschritte bei der Forschung am Solarturm mit Sattdampfreceiver, bei dem die Dampfüberhitzung noch in der Entwicklungsphase steckt. Ein solcher Turm mit Direktverdampfung, der Dampfparameter mit Frischdampfzuständen, wie sie in konventionellen Kreisläufen üblich, bzw. gefordert sind bereitstellen könnte, wäre für die hier beschriebene solarunterstützte Verdampfung ideal. Des Weiteren könnte ein solcher Turm auch in der vorher erläuterten solaren Zwischenüberhitzung (Abb. 4-6) zum Einsatz kommen und diese Hybridisierungsoption um ein taugliches CSP-System erweitern.

Die nichtverdampfenden Integrationslösungen, sowie die solare Dampfeinspeisung in die Entnahmestränge (Abb. 4-4) erfordern bei gewünschter leistungssteigernder Auslegung, eine Leistungserhöhung der Turbine, da der substituierte, bzw. zusätzlich zur Expansion stehende Dampf von ihr verarbeitet werden muss. Da aber Kraftwerke oftmals in Teillast betrieben werden, um der jeweiligen Leistungsanforderung des Netzes nachzukommen (z.B. Vorhalten von Regelleistung), kann unter Umständen auf eine Turbinenmodifikation verzichtet werden. Bei den beiden Lösungen (Abb. 4-6 und Abb. 4-7) ist aber wahrscheinlich eine Neuauslegung der Dampfturbine unvermeidbar, da davon ausgegangen werden muss, dass die CSP-Systeme schwankenden Massenströme an den Turbosatz liefern, der diese dann möglichst problemlos übernehmen muss.

Abb. 4-7: Solarunterstütze Verdampfung mit Einspeisung vor dem DE

Bei allen Lösungen, die die Kesselleistung beeinflussen, kann davon ausgegangen werden, dass sie auch den Bedarf an dessen Umgestaltung wahrscheinlich machen, sei es durch den Austausch des Regelsystems oder durch die unmittelbare Modifikation an den einzelnen Komponenten (Rohrleitungen) des Druckkessels. Diese und die vorher erwähnten Probleme bei derartigen Integrationsansätzen stellen eine kommerzielle Anwendung zumindest kurzfristig in Frage.


4.1.3 Projektbeispiele Nachfolgend werden weltweit geplante, bzw. realisierte Kraftwerksprojekte präsentiert, die solarerzeugte Energie in Dampfkraftwerke einspeisen. Dampfkraftwerk Cameo

In den USA, etwa 26 Kilometer östlich vom Grand Junction in Colorado steht das von XcelEnergy betriebene Kohlekraftwerk „Cameo Generationg Station“, dass seit Februar 2010 das weltweit erste Kohlestaub befeuerte Kraftwerk mit Anschluss an ein Parabolrinnen-Kollektorfeld ist. Das Kraftwerk als solches hat eine elektrische Gesamtleistung von 73 MWel, wobei sich diese auf zwei Blöcke (Block 1 mit 24 MWel und Block 2 mit 49 MWel) aufteilt. Als Brennstoff kommt primär Kohle mit niedrigem Schwefelgehalt zum Einsatz, wobei zusätzlich auch Gas verfeuert wird. Block 1 ging 1957 ans Netz und Block 2 nahm seinen Betrieb 1960 auf. Das Cameo Solar-Hybrid Projekt gliedert sich in das sogenannte „Innovative Clean Technology Program“ und soll im Laufe des Jahres 2010 die Leistungsfähigkeit der solaren Anbindung an das konventionelle Kraftwerk testen. Im Zuge dessen, soll anhand des Blocks 2 - 49 MWel demonstriert werden, dass mit der solaren Wärmeeinspeisung in die Vorwärmstufe (ähnlich Abb. 4-1) eine elektrische Leistung von 1 MWel erzeugt werden kann und mit dieser jährlich eine Einsparung von 900 Tonnen Kohle und somit 2000 Tonnen CO2 möglich ist. Die Energie des Thermo-Öls der ca. 2,6 ha großen Solarfarm wird über einen zwischengeschalteten Wärmetauscher in den Kreislauf des Kraftwerks eingebracht. Verfügbare Daten zum Cameo-Projekt können der Tabelle 4-1 entnommen werden (XcelEnergy 2010).

Tabelle 4-1 Daten zum Dampfkraftwerk Cameo (XcelEnergy 2010)

Projektname Cameo hybrid solar-coal plant

Beteiligte Parteien Betreiber: XcelEnergy Projektpartner: Abengoa Solar

Gesamte Projektkosten 4,5 Millionen US-Dollar (ca. 3,4 mio EUR) Leistungsgröße der Dampfturbine 49 MWel

Größe des Kollektorfeldes Ca. 2,6 ha mit 8 Reihen Länge einer Parabolrinne 152 meter Temperatur des Wärmeträgers (Thermo-Öl) 575 Grad Fahrenheit (ca. 302 °C) Minimale Temperatur des Wärmeträgers zur Aufrechterhaltung des Prozesses 375 Grad Fahrenheit (ca. 191 °C)

Erwartete Steigerung des thermischen Wirkungsgrads 3 bis 5%

Erwartete Emissionsminderung 2.000 tCO2/a

Erwartete Kohleeinsparung 900 t/a


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

Abb. 4-8: Dampfkraftwerk Liddell (Wolf 2004) 15 Kollektorfeld ist eingezeichnet, da kein Bild des Kraftwerks in guter Auflösung verfügbar war.


Tabelle 4-2: Daten zum Dampfkraftwerk Liddell (Ausra 2010), (Ecogen 2008), (Wolf 2004)

Projektname Liddell Solar Thermal Station

Beteiligte Parteien Betreiber: Macquarie Generation Projektpartner: Ausra

Gesamte Projektkosten 5,5 Millionen US-Dollar (ca. 4,2 mio EUR)

Leistungsgröße der Dampfturbine 500 MWel

Größe des Kollektorfeldes Ca. 2 ha mit 3 Reihen

Länge der Fresnel-Kollektoren 62 Meter mit (12 Spiegel mit 1,84 m Breite pro Kollektoreinheit)

Dampfzustand 285 °C bei 96 bar

Thermische Leistung des Feldes 9 MWth


Erwartete Kohleeinsparung 2.000 t/a

Dampfkraftwerk Kogan Creek Im Jahr 2012 sollen AREVA‘s kompakte Linear-Fresnel-Kollektoren im Südwesten von Queensland, Australien in Betrieb gehen und in den Kreislauf des 750 MWel Kohlekraftwerks „Kogan Creek Power Station“ Dampf mit der Leistungsgröße von 44 MWth einspeisen. Das Projekt ist primär als Power-Booster ausgelegt und so wird mit einer zusätzlich erzeugten Leistung von 23 MWel gerechnet, was einer Steigerung der Jahresproduktion an Strom um 40 GWhel entsprechen soll (CS Energy 2010). Tabelle 4-3, gibt Details zum Projekt an und Abb. 4-9 zeigt eine Luftaufnahme des Kraftwerks im vorgesehenen Endzustand.

Abb. 4-9: Kogan Creek Dampfkraftwerk (CS Energy 2010)


Tabelle 4-3 Daten zum Dampfkraftwerk Kogan Creek (CS Energy 2010)

Projektname Kogan Creek Solar Boost Project

Beteiligte Parteien Betreiber: CS Energy Projektpartner: AREVA

Projektkosten 98,8 Millionen US-Dollar (ca. 75 mio EUR)

Leistungsgröße der Dampfturbine 750 MWel

Größe des Kollektorfeldes Ca. 30 ha

Thermische Leistung des Feldes 44 MWth

Erwartete Leistungssteigerung 23 MWel im Durchschnitt


Dampfkraftwerk Mejillones Der französische Energieversorger GDF SUEZ und die Solar Power Group (Essen) haben beschlossen ein 150 MWel - Kohlekraftwerk im Norden von Chile an ein 5 MWth – Fresnel-Kollektorfeld anzuschließen. Das Projekt, das gerade in der Genehmigungsphase steckt, soll solarüberhitzten Dampf in den ersten Monaten des Jahres 2012 an den Mejillones Kohleblock des Betreibers E-CL liefern. Ziel des Projektes ist es nach Angaben der Initiatoren, den Kohleverbrauch und die CO2-Emissionen des Kraftwerks zu senken, bei gleichzeitiger Steigerung der Treibstoffeffizienz (Solarserver 2010). Detailliertere Daten zum erst kürzlich angekündigten Projekt stehen zu diesem Zeitpunkt16 nicht zur Verfügung.

16 Stand: Oktober 2010


4.2 Solare Integrationskonzepte für Gas- und GuD-Kraftwerke Dieses Kapitel beschäftigt sich mit der Hybridisierung von Kraftwerken, die mit einer Gasturbine betrieben werden, sei es ein einfaches Gasturbinen-Kraftwerk oder ein Kombikraftwerk mit angeschlossenem Dampfkreislauf (GuD). Alle Integrationsmodelle zur direkten Einspeisung solarer Energie in eine Gasturbine bei einfachen Gas-Kraftwerken (also in den Joule-Prozess) sind dementsprechend genauso in einem GuD-Kraftwerk anwendbar. Aus diesem Grund ist dieses Kapitel nach den beiden verschiedenen thermodynamischen Kreisläufen gegliedert in die solare Energie eingebracht werden kann.

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


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

Abb. 4-10: Solare Luftvorwärmung in Kombination mit solarunterstütztem STIG-Prozess

(eigene Darstellung)


Abb. 4-11: Solarer Joule-Prozess (SSolarNet 2010)

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


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

Abb. 4-12: GuD mit solarer Reformierung von Erdgas (FS 1997)

Abb. 4-13: CSIRO’s SolGas-Turm (Ecogen 2010)


4.2.2 Solare Integration in den Clausius-Rankine-Prozess Nachfolgend werden vier Integrationslösungen vorgestellt die sich hinsichtlich ihrer konstruktiven Ausführung in zwei Typen einteilen lassen. Verständnishalber werden die Hybridisierungslösungen in einem abstrahierten dreistufigen GuD-, bzw. Dampfprozess eines GuD-Kraftwerks dargestellt. Die Druckstufen lassen sich in den Abbildungen über den verwendeten Farbcode leicht erkennen.

Turbinen-Direkteinspeisung Da die zwei ersten Integrationsoptionen die präsentiert werden, den Dampferzeuger (Abb.4-15) und/oder den Zwischenüberhitzer (Abb. 4-14) des Abhitzekessels umgehen, werden sie wegen ihrer technischen Ähnlichkeit gruppiert betrachtet. Beide Lösungen entnehmen Wasser an einem Punkt des Abhitzedampferzeugers und verdampfen, bzw. überhitzen dieses im CSP-System, um anschließend den solar erzeugten Dampf direkt in eine Druckstufe der Turbine einzuspeisen (Ugolini 2009). Die Auswahl korrespondierender Kollektoren muss (gemäß gleicher Prinzipien, wie anhand von Dampfkraftwerken erläutert - Kapitel 4.1), den Anforderungen des konventionellen Dampfprozesses gerecht werden und daher eignen sich für das Konzept der Abb. 4-14 Solarturm-Sattdampfreceiver, Linear-Fresnel-Kollektoren, sowie nach zukünftigen Entwicklungserwartungen direktverdampfende Parabolrinnen.

Abb. 4-14: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Zwischenüberhitzung

bei GuD-Kraftwerken


Da die Drücke bei GuD-Dampfprozessen etwas niedriger liegen als bei reinen Dampf-Kraftwerken sind in vielen GuD-Kraftwerken mit Entscheidung zur Lösung von Abb. 4-15, die gleichen Kollektortypen, wie die eben aufgezählt denkbar, obwohl bei dieser Lösung höhere Dampfzustände gefordert sind. Überschreiten die geforderten Drücke dennoch die Toleranz des Fresnel- oder des Parabolrinnen-Kollektors, ist eventuell ein optimiertes Phoebus-Prinzip (siehe Abschnitt 2.2.3) oder ein weiterentwickelter Solarturm mit Dampfreceiver zu integrieren (äquivalent der Lösungen der letzten Option des Abschnitts 4.1.2).

Abb. 4-15: Umgehung des Abhitzekessels zur solaren Überhitzung bei GuD-Kraftwerken

Die zwei vorgestellten Konzepte können bei einer bestimmten Fahrweise des Kraftwerks zu einer signifikanten Brennstoffeinsparung führen. In diesem sogenannten „Fuel-Saver-Modus“ wird die Gasturbine in Zeiten hoher solarer Einstrahlung heruntergefahren, wobei die Leistung der Dampfturbine mithilfe der eingespeisten Solarthermie konstant gehalten wird. Der gezielte Einsatz eines Solarturms kann wiederum (im Gegensatz zur Fuel-Saver-Idee) Frischdampfzustände erzeugen, die in ihrer Höhe mit dem Abhitzekessel der Gasturbine nie erreichbar wären. Dementsprechend wäre je nach Toleranz des Turbosatzes oder Modifikationsgrad (Turbinen-Retrofit) auch ein sogennanter „Solar-Boost-Betrieb“, bzw. eine Leistungssteigerung des Dampfkreislaufs des Kraftwerks möglich. (Ugolini 2009) sieht den größten Vorteil der ersten zwei Integrationsoptionen in der Umgehung oder anders, der Vermeidung der Rückspeisung von Dampf in den Abhitzekessel was weniger kostentreibende Veränderungen an ihm nötig macht. Die Nachteile dieser Lösungen liegen in der relativ großen Beeinflussung des gesamten GuD-Kombiprozesses, besonders da die Gasturbine beim Fuel-Saver-Betrieb in Teillast - also weg von ihrem optimalen Auslegungspunkt - gefahren wird. Ein weiterer negativer Aspekt ist, dass den schwankenden Massenströmen des CSP-Systems bei Direkteinspeisung durch eine Turbinenmodifikation unbedingt Rechnung getragen werden muss (siehe 4.1.2).


Indirekte Einspeisung Die zwei nächsten gruppierten Lösungen wirken den gerade beschriebenen Problemen, die sich durch schwankende Dampfzustände einstellen entgegen, erfordern aber Veränderungen am Abhitzekessel, da Dampf unmittelbar in ihn eingespeist wird (Ugolini 2009). Die Lösung der Abb. 4-16 bei der, der im CSP-System erzeugte Dampf, vor dem Zwischenüberhitzer rückgekoppelt wird, ist eine Abwandlung der Idee der Abb. 4-14 und verringert dementsprechend die Ansprüche an die Turbine, sowie an das fokussierende Solarsystem (niedrigeres Temperaturniveau).

Abb. 4-16: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf vor dem Zwischenüberhitzer

In 3.3 wurde erklärt, wie sich eine Wirkungsgradverbesserung des Dampfprozesses beim GuD-Kraftwerk durch die Annäherung des Verlaufs der Wasser(Dampf-)temperaturkurve an die Rauchgastemperaturkurve des Abhitzekessels über den Einsatz mehrerer Druckstufen erreichen lässt. Die Integrationsoptionen der Abb. 4-17 nutzt ein artgemäßes thermodynamisches Prinzip mithilfe dessen sich die Effizienz des Abhitzedampferzeugers steigern lässt. Dabei wird ein Teil des Wassers am Hochdruckteil der Vorwärmstufe entnommen, im Solarkollektor verdampft und vor dem Überhitzer in den Abhitzekessel rückgekoppelt. Die Effizienzverbesserung stellt sich dadurch ein, dass die Enthalpieströme im Abhitzekessel optimiert, bzw. günstiger zueinander abgestimmt werden.


Abb. 4-17: Indirekte Einspeisung von solarerzeugtem Dampf vor dem Überhitzer

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

18 Latent heißt sie deshalb, weil die Aufnahme bzw. Abgabe dieser Wärme bei einer Phasenänderung (hier Verdampfung) nicht zu einer Temperaturänderung führt


Abb. 4-18: Auswirkungen der Wassertemperaturkurve im Abhitzekessel bei

solarunterstützter Verdampfung

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


Sind also bei der Integration nach Abb. 4-17, dem solaren Beitrag über diese Rahmenbedingungen somit klare Schranken gesetzt, der dadurch relativ niedrig gehalten werden muss (bis max. 30%), erreicht man wiederrum mit ihr die höchsten Gesamtwirkungsgrade bei hybriden GuD-Anlagen (Kelly 2001). Diese Option kann als klassischer Solar-Power-Booster angesehen werden, der eventuell eine Leistungssteigerung des Dampfturbosatzes fordert. So ausgelegt, muss die Turbine dann in Zeiten schwacher solarer Einstrahlung mit Teillast laufen. Die Integrationsoptionen nach Abb. 4-11 und 4-12 können einem GuD-Kraftwerk als Fuel-Saver ausgelegt, zwar wiederrum erhebliche Einsparungen bringen, doch wird bei diesen Lösungen prinzipiell frei zur Verfügung stehende Energie des anfallenden Rauchgases durch Solarenergie substituiert, denn aus der Perspektive des Treibstoffverbrauchs ist die Stromerzeugung der Dampfturbine in einem GuD-Prozess kostenlos.

Einspeisung solar erhitzter Luft in den Abhitzedampferzeuger Abschließend soll ein Integrationsmodell vorgestellt werden, dass wohl als das konstruktiv einfachste angesehen werden kann und somit die geringsten baulichen Veränderungen an dem konventionellen Kraftwerk, bzw. seiner Komponenten voraussetzt. In Abb. 4-19 ist ein Integrationsschema dargestellt, bei dem über einen offenen volumetrischen Luftreceiver (PHOBEUS-Prinzip) erhitzte Heißluft vor dem Abhitzedampferzeuger mit dem Abgas der Gasturbine vermischt wird. In der Darstellung nach (Rheinländer 2002), liegt die Temperatur der Luft nach dem CSP-System deutlich über der des Rauchgases am Gasturbinenaustritt. Vorgesehen ist auch ein Kanalbrenner vor dem Abhitzekessel, der bei kurzfristigen Defiziten des Solarangebots die geforderten Arbeitstemperaturen bereitstellt. Darüber hinaus kann mit dem Kanalbrenner falls erforderlich, eine Spitzenleistung des Dampfkreislaufes auch nach dem Sonnenuntergang erreicht werden.

Abb. 4-19: Einspeisung solar erhitzter Luft in den Abhitzedampferzeuger


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

ISCCS-Kraftwerk Ain Beni Mathar

Abb. 4-20: ISCCS-Kraftwerk Ain Beni Mathar (Flickr 2010)

19 Die Globale Umweltfazilität (Global Environment Facility, GEF), die 1991 gegründet wurde, ist ein internationaler Mechanismus zur Finanzierung von Umweltschutzprojekten in Entwicklungsländern. Heute sind 179 Staaten Mitglied der GEF. Zwischen 1991 und 2009 wurden etwa 8,8 Mrd. US-Dollar für mehr als 2400 Projekte in über 165 Ländern zur Verfügung gestellt (Thegef 2010).


Das im Nordosten Marokkos (nahe der algerischen Grenze) liegende Ain Beni Mathar ISCCS-Kraftwerk (Abb. 4-20), das mit zwei Gasturbinen und einer Dampfturbine betrieben wird, wurde mithilfe der Förderung durch die Weltbank, wie auch dem GEF dieses Jahr in Betrieb genommen. Hybridisiert ist der mit einer elektrischen Gesamtleistung von 470 MWel GuD-Block mit einer 183.000m² großen Solarfarm, bestehend aus 224 Parabolrinnen-Spiegel. Abengoa Solar, die Entwicklungs- und Baufirma erwartet sich von dem etwa 400 Millionen Euro teuren Projekt eine jährliche Stromerzeugung von 3.538 GWh. Das Solarfeld, das als elektrisches Äquivalent ausgedrückt mit 20 MWel an der Gesamtleistung beteiligt ist, soll nach den Entwicklern die Emissionen des GuD-Kraftwerks um 12.000 Tonnen CO2 pro Jahr reduzieren (Moroccoboard 2010).

Die nachfolgende Aufstellung in der Tabelle 4-4 präsentiert weltweit alle bekannten, bzw. angekündigten ISCCS-(Greenfield-)Projekte (GuD-Parabolrinnen-Hybrid). Man sieht, dass ein Großteil der Projekte dieses Jahr, also 2010 in Betrieb gingen.

Tabelle 4-4: ISCCS-Projekte (Siemon 2009), (Walz 2009), (Geyer 2002)

Projektname und Standort

Installierte Gesamtleistung

in MWel

Solares Leistungsäquivalent

in MWel

Jährliche Direkteinstrahlung am Standort in kWh/m²

Solarer Leistungsanteil

Inbetriebnahme

Yazd Iran 467 17 2.500 3,6% 2010

Hassi R’mel Algeria 150 25 2.300 16,7% 2010

Ain Beni Mathar Marokko 470 20 2.300 4,3% 2010

Kurayamat Egypt 150 30 2.400 20% 2010

Victorville 2 USA 563 50 2.400 8,9% 2010

Martin Next Gen Solar USA 1.125 75 1.500 6,7% 2010

Archimede Italien 770 30 2.100 3,9% 2010

San Joaquin Solar 1 & 2 USA 187 107 2.000 57,2% 2011

Palmdale USA 617 62 2.400 10,0% 2013

Agua Prieta Mexiko 500 30 2.600 6,0% N/A

Mathania Indien 140 30 2.300 20% N/A


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

Abb. 4-21: Chuck Lenzie GuD-Kraftwerk (Nvenergy 2010)


Das SoluGas-Projekt - Solar Up-scale Gas Turbine System Das Ziel des Solugas Projekts ist die Demonstrierung der Leistungsfähigkeit und der Kostensenkungspotentiale einer hybridisierten Gasturbine nach dem in 4.2.1 erläuterten Prinzip, das in der Abb. 4-22 nochmals dargestellt ist.

Abb. 4-22: Das SoluGas-Konzept (Solugas 2010)

Im Zuge des Projektes soll ein Solarturm auf dem Testgelände der „Platforma Solar de Sanlúcar la Mayor“ (PSSM) in Spanien mit einem speziell entwickelten Rohrreceiver errichtet werden, der Luft unter Druck erhitzt und einer Gasturbine mit einer elektrischen Leistung von 4,6 MWel, bei einer Temperatur von 650°C zuführt. Das Solugas Projekt, das von der Europäischen Union finanziell gestützt wird, ist das erste seiner Art und soll nach der Inbetriebnahme und erfolgreichen Testläufen den Weg für eine Kommerzialisierung dieser Technologie ebnen (Solugas 2010). Solugas wurde im November 2008 gestartet und hat eine Laufzeit von 54 Monaten, wobei die Bauphase, nach Plan des Betreibers Abengoa Solar20, schon beginnen hätte sollen. Der Solarturm des Solgas Projektes soll entsprechend der Abb. 4-23, neben den zwei bestehenden Türmen PS10 und PS 20 (auf die in Kapitel 2.2.3 eingegangen wurde) errichtet werden.

Abb. 4-23: Zukunftsblick auf die Platforma Solar de Sanlúcar la Mayor (Solugas 2010)

20 In Zusammenarbeit mit: DLR, Turbomatch, GEA Technika Cieplna und New Energy Algeria (NEAL)


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

5 Technische Analyse 63

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

Abb. 5-1: Kohlendioxid-Emissionen nach Kraftwerkstyp (JKW 2010)

Abb. 5-2: Weltweite Stromproduktion im Jahr 2005 (Kernenergie.ch 2010)


5.1 Berechnungsmodell Die technische Analyse ist nach dem Prinzip durchgeführt, dass ihre Ergebnisse auf reale Kraftwerksanlagen übertragbar sind und somit für die meisten entsprechenden Dampfkreisläufe (zumindest tendenziell) Gültigkeit vorweisen. Das herangezogene Referenz-kraftwerk ist dadurch entsprechend den üblichen Parametern (s. Tabelle 3-1) für bestehende Dampfkraftanlagen in sonnenreicheren Gegenden modelliert. Vereinfachend wurde dabei auf Annahmen für Verluste von Turbinen, Pumpen, usw. verzichtet, da dies die Allgemeingültigkeit der Studie einschränken könnte. Angenommene Durchschnittswerte für Brennstoffeigenschaften und Emissionen folgen der gleichen Logik.

Im Folgenden soll die bereits über den kommerziellen Betrieb etablierte Parabolrinnen-technologie dem an der Schwelle zur Marktreife stehenden direktverdampfenden Fresnel-Kollektor gegenüber gestellt werden. Die Auswahl der zu vergleichenden CSP-Systeme folgt der Annahme, dass sich mittel- bis kurzfristig gesehen, diese Kollektorsysteme als die praktikabelsten und risikominimalen Integrationskandidaten auszeichnen, was nicht zuletzt über die in Kapitel 4 vorgestellten realisierten Projekte bestätigt wird. Über die Untersuchung von diversen Integrationsvarianten, bzw. Schaltungslösungen, die für jede der beiden CSP-Technologien infrage kommen wird deren Auswirkungen auf die Thermodynamik des Kraftwerksprozesses aufgezeigt. Darüber hinaus soll die technische Analyse jeweils eine theoretisch optimale Schaltungsvariante für die Kombination mit der Parabolrinne, bzw. dem Fresnel-Kollektor für das modellierte Referenzkraftwerk identifizieren und begründen. Diese zwei Lösungen bilden die Basis für die weitere Gegenüberstellung und sollen infolgedessen in der abschließenden ökonomischen Betrachtung aufgegriffen werden.


5.1.1 Referenzkraftwerk – Basisszenario Anhand eines Modellkraftwerks mit einfacher Zwischenüberhitzung und einer zweistufigen Speisewasservorwärmung, die über einen Misch- und einen Oberflächenvorwärmer realisiert ist, sollen die Auswirkungen von verschiedenen Integrationsoptionen auf den Dampfprozess dargestellt werden. Diese relativ einfache Ausführung weicht gewiss stark von Schaltplänen wahrhaftig betriebener Kohlekraftwerke ab, spiegelt aber die realen Prozesse, bzw. die thermodynamischen Beziehungen dieses Energiesystems in einer genügenden Genauigkeit wieder. Eine detailliertere Ausgestaltung des Wärmeschaltplans würde wiederum von dem erwähnten Ansatz der Allgemeingültigkeit abweichen. Aus dem Wärmeschaltplan der Abb. 5-3, sind alle Prozessdaten des modellierten Referenzkraftwerks ersichtlich. Eine qualitative Darstellung des Prozesses ist anhand des Ts-Diagramms der Abb. 5-4 gezeigt, wobei die Parameter x und y die entnommenen Anteile (Anzapfmengen) der Vorwärmstufen repräsentieren. Für die Auslegung des Prozesses und für die anschließende technische Analyse wurden folgende Annahmen getroffen:

Kessel, Turbine, Generator, Kondensator und Vorwärmer sind verlustfrei (reversibler Kreisprozess)

Verdichter (Wasser- und Thermo-Ölpumpen) als isentrop betrachtet

Jegliche Druckabfälle sind vernachlässigt

Eigenverbrauch des Referenzkraftwerks nur über die Verdichter (Wasser- und Thermo-Ölpumpen) bestimmt

Kondensatordruck beträgt 0,1235 bar, was eine Kondensation bei 50,0 °C bedeutet und als angepasst an die klimatischen Bedingungen sonnenreicher Standorte angesehen wird

Brennstoff ist Steinkohle mit einem, entsprechend einer genormten Steinkohleeinheit (SKE) Energiegehalt von 29,3076 MJ/kgSteinkohle (Modler 2007)

CO2-Emissionen sind 2,68 t/tSKE nach (Bund-nrw 2010)

Klimatische Umstände (Luftdruck, Luftfeuchte und Sauerstoffgehalt) vernachlässigt.

Der Frischdampfzustand zeichnet sich über einen Druck von 260,0 bar und einer Temperatur von 560 °C aus. Dampf wird zur Vorwärmung bei Drücken von 40 und 5 bar entnommen. Die elektrische Leistung, die an der Turbine des Referenzkraftwerks abgegeben wird beträgt dabei 500,0 MWel, wobei dafür eine Kesselleistung von 996,0 MWth aufgebracht werden muss. Diese Annahmen decken sich mit den üblichen Prozessdaten für Dampfkraftwerke (siehe Tabelle 3-1, Seite 26; (Strauß 2006), (Zaharonsky 2010)).


Abb. 5-3: Wärmeschaltplan des 500 MWel-Referenzkraftwerks

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


Die Tabelle 5-1 stellt noch einmal die wichtigsten Prozessdaten des Referenzkraftwerks übersichtlich zusammen.

Tabelle 5-1: Daten zum 500 MWel-Referenzkraftwerk (eigene Annahmen)

Parameter Wert Elektrische Leistung 500,0 MWel

Eigenverbrauch (Verdichter) 9,6 MWel

Kesselleistung 996,0 MWth

Frischdampfparameter 560°C; 260 bar Kondensatorparameter 50°C, 0,1235 bar Wirkungsgrad 49,21% Gesamtmassenstrom 349,95 kg/s Brennstoffverbrauch 244,69 g SKE/kWh CO2-Emissionen 655,76 g/kWh

5.1.2 Integrationsoptionen und Fahrweise Diese Studie legt sich bei den Integrationsvarianten auf einen solaren Energieeintrag in das Referenzkraftwerk von 50 MWth fest, der entsprechend über das jeweilige CSP-System bereitgestellt wird. Zwar sind bei Parabolrinnen-Kraftwerken thermische Leistungen von rund 150 MWth die Regel, doch wird hier die Behauptung aufgestellt, dass Anwendung bei Leistungen dieser Größenordnung, bei Fresnel-Kollektoren wegen fehlenden praktischen Belegen, zumindest mittelfristig aus Betreibersicht auszuschließen sind. Weiter ist es eher unwahrscheinlich, dass sich Flächen diesen Ausmaßes, die die Solarkollektoren bei entsprechender thermischer Leistung einfordern, in unmittelbarer Umgebung betriebener konventioneller Kraftwerke erschließen lassen. Somit wird eine Einspeisung von 50 MWth als ein zweckdienlicher Kompromiss zum technischen Vergleich der zwei CSP-Systeme angesehen. Alle Integrationsvarianten werden in zwei Betriebsmodi oder auch Fahrweisen des Kraftwerks betrachtet und deren Prozessdaten analysiert. Im Fuel Saver Modus soll die Anlage den gleichen Output, nämlich 500,0 MWel bei weniger Kesselleistung, bzw. Brennstoffzufuhr leisten. Somit wurde die elektrische Leistung beim entsprechenden Berechnungsschritt fixiert. Beim Power Booster Modus wurde die Kesselleistung von 996,0 MWth konstant gehalten und analysiert, inwiefern die Einspeisung von solarerzeugten 50 MWth, den elektrischen Leistungsoutput des Kraftwerks erhöht.


Integration einer Parabolrinnen-Solarfarm Die Integration der in den Parabolrinnen-Kollektoren erzeugten Solarthermie erfolgt anhand eines Oberflächenwärmetauschers in das Referenzkraftwerk, der in den Vorwärmstrang des Dampfprozesses eingefügt wird und wie erwähnt einen Übertragungsverlust von 1% aufweist. Das zirkulierende Thermo-Öl tritt dabei bei jeder Integrationsvariante in den Wärmetauscher mit einer Temperatur von 390°C ein und fließt in das Solarfeld mit 280°C wieder zurück. Der Druck des Thermo-Öls ist auf 5 bar festgesetzt und gemäß (Pondus 2010) wird für die spez. Wärmekapazität des Fluides von 3 kJ/kgK und für die spez. Dichte von 665 kg/m³ bei einer mittleren Temperatur von 335°C ausgegangen. Die beachtete Verdichterleistung der Thermo-Ölpumpe ergibt sich daraus gerundet zu 0,12 MWel. Für die Hybridisierung des Referenzkraftwerks mit dem Parabolrinnen-Kollektorfeld wurden drei verschiedene Integrationspunkte, bzw. Eingriffsorte des Wärmetauschers analysiert. Der Tabelle 5-2 ist dabei zu entnehmen, dass in der Integrationsoption P1 der Wärmetauscher vor den Mischvorwärmer eingefügt wird, während bei der Integrationsoption P2 der Wärmetauscher nach dem Mischvorwärmer, bzw. vor dem Oberflächenvorwärmer der Hochdruckentnahmestufe eingebaut wird. In der Integrationsoption P3 wird der Thermo-Öl/Wasser-Wärmetauscher unmittelbar vor dem Kessel des Kraftwerks eingefügt.

Integration eines Fresnel-Kollektorfeldes Der Fresnel-Kollektor wird in allen Fällen (F1 bis F4) der Tabelle 5-2 zur Direktverdampfung genutzt, wobei er einen Teilstrom des Kraftwerk-Speisewassers an einem Punkt abgreift und solarerzeugten Dampf in einen anderen Punkt des Dampfprozesses zurückspeist. In der stationären Modellbetrachtung stellt das Fresnel-Kollektorfeld immer diejenigen Dampfparameter (Enthalpiewerte) zur Verfügung, die im Punkt der Einspeisung vom Referenzkraftwerk vorausgesetzt sind, bzw. ursprünglich vorhanden waren. Während bei den Integrationsoptionen F2 und F3 zusätzliche Förderpumpen bzw. Verdichter zur Erreichung der geforderten Druckstufen am Rückspeisungspunkt von Nöten sind, kann auf diese, wie dargestellt bei den Optionen F1 und F4 verzichtet werden. Es wird dabei angenommen, dass die Förderung des Teilmassenstroms durch die Fresnel-Kollektoren über die vorherrschenden Druckverhältnisse des Referenzsystems sichergestellt ist.


Tabelle 5-2: Wärmeschaltpläne der Integrationsoptionen

Schaltplan Beschreibung

Integrations-option P1

Technologie: Parabolrinnen-Kollektor

Ausführung: Integration eines Thermo-Öl/Wasser-Wärmetauschers vor den Mischvorwärmer der regenerativen Speisewasservorwärmung



Ausführung: Integration eines Thermo-Öl /Wasser-Wärmetauschers vor den Oberflächenvorwärmer der regenerativen Speisewasservorwärmung

Integration-soption P3


Ausführung: Integration eines Thermo-Öl /Wasser-Wärmetauschers vor den Kessel (Dampferzeuger)

Integrations-option F1

Technologie: Fresnel-Kollektor

Ausführung: Abgriff eines Teils des Speisewassers nach , Verdampfung im CSP-System und Rückspeisung in den Mischvorwärmer



Ausführung: Abgriff eines Teils des Speisewassers nach , Verdampfung im CSP-System und Rückspeisung vor die Zwischenüberhitzung



Ausführung: Abgriff eines Teils des Speisewassers nach , Verdampfung im CSP-System und Rückspeisung vor die Zwischenüberhitzung



Ausführung: Abgriff eines Teils des kondensierten Entnahme-„Dampfes“ nach

, Verdampfung im CSP-System und Rückspeisung vor die Zwischenüberhitzung


5.2 Ergebnisse der technischen Analyse

Die untere Zusammenstellung der Tabelle 5-3 präsentiert Resultate zur Untersuchung der verschiedenen Integrationsoptionen (der Tabelle 5-2).

Tabelle 5-3: Ergebnisse der Integrationsoptionen

Elektrische Leistung (MWel)

Thermische Kesselleistung

(MWth)

Massenstrom (kg/s)

Kühlleistung Kondensator

(MWth)

Elektrischer Wirkungsgrad

(%)

Anzapfmengen als Anteile am Gesamtmassenstrom (%)

Brennstoff-verbrauch

(gSKE/kWh)

CO2-Emissionen

(g/kWh)

Solarer inkrementeller Wirkungsgrad

(%)

Hybridisierung Modus 500 996,0 349,95 506,0 49,21 X=19,14 Y=12,67

244,69 655,76 Referenzkraftwerk - Basisszenario


Fuel-Saver 500 973,25 (-2,28%) 341.95 (-2,29%) 532,85 (+5,31%) 47.91 (-2,63%) X=19,14; Y=7,35 (-42,00%) 239,10 (-2,28%) 640,78 (-2,28%) -

Power-Booster 511,42 (+2,28%) 996,0 349,95 544,40 (+7,59%) 47,94 (-2,57%) X=19,14; Y=7,47 (-41,04%) 239,22 (-2,23%) 641,12 (-2,23%) 22,85


Fuel-Saver 500 960,54 (-3,56%) 331,55 (-5,26%) 519,86 (+2,74%) 48,55 (-1,35%) X=12,28 (-35,82%); Y=13,75 (+8,50%) 235,98 (-3,56%) 632,41 (-3,56%) -

Power-Booster 517,80 (+3,56%) 996,0 344,01 (-1,70%) 537,87 (+6,30%) 48,57 (-1,31%) X=12,53 (-34,53%); Y=13,71 (+8,19%) 236,27 (-3,44%) 633,22 (-3,44%) 35,61


Fuel-Saver 500 960,36 (-3,58%) 331,78 (-5,19%) 519,69 (+2,71%) 48,55 (-1,34%) X=12,37 (-35,36%); Y=13,73 (+8,39%) 235,93 (-3,58%) 632,30 (-3,58%) -

Power-Booster 517,89 (+3,58%) 996,0 344,30 (-1,61%) 537,78 (+6,28%) 48,58 (-1,29%) X=12,62 (-34,09%); Y=13,69 (+8,09%) 236,23 (-3,45%) 633,11 (-3,45%) 35,78


Fuel-Saver 500 973,25 (-2,28%) 341.95 (-2,29%) 532,85 (+5,31%) 47.93 (-2,61%) X=19,14; Y=7,35 (-42,00%) 239,10 (-2,28%) 640,78 (-2,28%) -

Power-Booster 511,42 (+2,28%) 996,0 349,95 544,40 (+7,59%) 47,95 (-2,54%) X=19,14; Y=7,47 (-41,04%) 239,22 (-2,23%) 641,12 (-2,23%) 22,85


Fuel-Saver 500 962,42 (-3,37%) 333,40 (-4,73%) 521,84 (+3,13%) 48,46 (-1,53%) X=19,14; Y=12,67 236,44 (-3,37%) 633,65 (-3,37%) -

Power-Booster 516,86 (+3,37%) 996 345,20 (-1,36%) 538,90 (+6,50%) 48,48 (-1,48%) X=19,14; Y=12,67 236,71 (-3,26%) 634,37 (-3,26%) 33,72


Fuel-Saver 500 960,32 (-3,58%) 331,74 (-5,20%) 519,72 (+2,71%) 48,56 (-1,32%) X=19,14; Y=13,74 (+8,41%) 235,92 (-3,58%) 632,27 (-3,58%) -

Power-Booster 517,91 (+3,58%) 996,0 344,28 (-1,62%) 537,84 (+6,29%) 48,58 (-1,28%) X=19,14; Y=13,70 (+8,10%) 236,22 (-3,46%) 633,08 (-3,46%) 35,83


Fuel-Saver 500 960,54 (-3,56%) 331,55 (-5,26%) 519,86 (+2,74%) 48,56 (-1,33%) X=20,76 (+8,47%); Y=13,75 (+8,50%) 235,98 (-3,56%) 632,41 (-3,56%) -

Power-Booster 517,80 (+3,56%) 996,0 344,01 (-1,70%) 537,87 (+6,30%) 48,58 (-1,28%) X=20,70 (+8,17%); Y=13,71 (+8,19%) 236,27 (-3,44%) 633,61 (-3,44%) 35,61


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

6 Ökonomische Analyse 72

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


6.1 Kapitalwertmethode

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

Die Formel 6-1 gibt an, wie der Kapitalwert mathematisch ausgedrückt wird, bzw. berechnet wird:

(6-1)

C0 = Kapitalwert It = Investitionsauszahlung T = Betrachtungsdauer (Nutzungsdauer) Et = Einnahmen im Zeitpunkt t At = Ausgaben im Zeitpunkt t L = Liquidationserlös (Restwert) I2 = Kalkulationszinssatz


6.2 Investitionskosten 6.2.1 Auslegung der Kollektorfelder Die Ermittlung der benötigten Kollektorflächen für die jeweiligen CSP-Technologien, bzw. deren nötigen Wärmeleistungen wurden gemäß der von (Temo 2007) empfohlenen Formel 6-1 durchgeführt.

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

Ak = Kollektorfläche [m2] Qn = Benötigte Wärmeleistung [W] Is = Einstrahlungsleistung (Energiestromdichte) [W/m2]

k = Jahresmittlerer Kollektorwirkungsgrad [%]

(6-2)


Die Tabelle 6-1 stellt alle Sachverhalte und Ergebnisse der Kollektorfeldauslegung für beide CSP-Technologien dar.

Tabelle 6-1: Auslegungsdaten der Kollektorfelder

Parameter Parabolrinnenfeld Fresnelfeld Benötigte Wärmeleistung Qn 50,51 MWth 50,00 MWth

Einstrahlungsleistung Is 800 W/m² Jahresmittlerer Kollektorwirkungsgrad k

50% 46,43%

Kollektorfläche Ak 126.263 m² 134.615 m²

Landbedarf 420.875 m² (ca. 650 x 650m) 192.308 m² (ca. 440 x 440m)

6.2.2 Kollektorfeldkosten Grundstückskosten Wie errechnet wurde ist bei beiden Anwendungen ein relativ großer Flächenbedarf gegeben (wobei die Fresnel-Lösung über ihren günstigeren Flächenausnutzungsfaktor bedeutend weniger Fläche in Anspruch nimmt). Ist eine freie Fläche mit solchen Dimensionen nicht von vornherein an einem Kraftwerksstandort gegeben, sind eventuell alternative Flächen erschließbar. Beispielsweise bieten sich dafür verfügbare Freiflächen an, die für zukünftige Kapazitätssteigerungen des Kraftwerks vorgesehen worden sind. Daneben kommen nicht verwendete Kohlelagerstätten in Frage oder es können genutzte Kohlelager umstrukturiert und somit für eine solare Nutzung freigemacht werden. In manchen Ländern wird vom Gesetzgeber gefordert Rekultivierungsmaßnahmen im Zuge eines Kraftwerksbaus einzuleiten. Solch begrünte Flächen, die sich eventuell in der Umgebung des Kraftwerks befinden, können je nach erteilter Genehmigung als Kollektorflächen eingesetzt werden. Aber auch im Falle, dass sich hinreichend Freifläche in Kraftwerksnähe finden lässt, muss diese auch bestimmten Anforderungen genügen, um tatsächlich für eine solare Anwendung geeignet zu sein. So ist es von Vorteil, wenn die Flächen soweit wie möglich von Staubemittenten wie z.B. Schornsteinen entfernt sind, was den Reinigungsaufwand bzw. Reinigungskosten der jeweiligen Kollektoren verringert. Zusätzliche Kosten können entstehen, wenn neben geeigneten Flächen hohe Objekte, wie z.B. Bäume für Abschattungsverluste sorgen, die entfernt werden müssen.


Eine zusätzliche Forderung aus technologischer Hinsicht an das Gelände ist, dass das Gefälle für Parabolrinnen- sowie Fresnel-Kollektoren weniger als 1-3% betragen muss, um einen effizienten Betrieb sicherstellen zu können.23

In dieser Wirtschaftlichkeitsbetrachtung wäre die Annahme eines Grundstückspreises nicht zielführend und somit wird vorausgesetzt, dass genügend ungenutzte und geeignete Freifläche in Nähe des Referenzkraftwerks zur Verfügung steht, die sich im Besitz des Kraftwerksbetreibers befindet. Somit sind Grundstückskosten sowie deren Erschließungs-kosten, wie z.B. Kosten für das Planieren vernachlässigt. Abschließend sei dennoch angemerkt, dass eine profunde ökonomische Gegenüberstellung realer Kraftwerksstandorte, Kosten einer Flächennutzung in die Kalkulation mit aufnehmen muss. Befinden sich interessante Flächen nicht im Besitz des Kraftwerksbetreibers so sind Grundstückspreise bei den gezeigten Größenordnungen von herausragender Bedeutung. Aber auch Flächen im Eigentum des Betreibers können je nach Fall einen Opportunitätskostensatz aufweisen, da sie wegen der Besetzung durch die Kollektoren nicht anderweitig genutzt werden können. Errichtungskosten Die Investitionskosten beider Kollektorsysteme lassen sich grundsätzlich in folgende Grundbausteine unterteilen:

Tragekonstruktion Spiegel Absorber Nachführmechanismen Hilfsanlagen (Pumpen, Nachführungssysteme, Verrohrungen, Elektrotechnik und -

bei der Parabolrinne - das Thermo-Öl-System)

Für die Parabolrinnen-Technologie stehen dazu zahlreiche detaillierte Literaturwerte zur Verfügung, die sich auf Kostenangaben aus realisierten Projekten stützen. Man kann sich somit einer Bandbreite an Daten zu Kosten bedienen, die die Herleitung der Errichtungskosten für eine selbst konstruierte Modellanlage relativ exakt ermöglicht. 23 Exkurs: Im Vgl. zeigt sich hier der Vorteil einer theoretischen Hybridisierung mit einem Solarturm, der dieser Forderung nicht nachkommen muss, da die Heliostate des Solartums das Licht auf einen einzigen Absorber konzentrieren und somit unabhängig voneinander positioniert werden können. Somit lässt sich dieses Kollektorsystem problemlos auch in hügeligem Gelände errichten, was die Anzahl der Kraftwerke erhöht, die für ein solares Retrofitting in Frage kommen. Darüber hinaus können bei Gaskraftwerken Gaspipelines, die u.U. über eine geeignete Fläche zum Kraftwerksblock verlaufen für Parabolrinnen- und Fresnelkollektoren zu einem großen Hindernis werden, was beim Hernehmen von Heliostaten kein Problem darstellt.


Anders sieht der Fall beim Fresnel-Kollektor aus, der mit seinen wenigen Anwendungen eine detaillierte Kostenschätzung nicht möglich macht. Diese Sachlage fordert einen globaleren Ansatz bei der Kostenabschätzung und demnach sollen nach (Lerchenmüller 2004) und (BMU 2004) die folgenden Parameter für die Wirtschaftlichkeitsberechnung gelten:

Parabolrinnen-Solarfeldkosten bezogen auf die Spiegelflächen (Aperturweiten) samt Wärmetauscher und Thermo-Öl sind 220 €/m² für Hochlohnländer (z.B. Spanien) und 176 €/m² für Niedriglohnländer (z.B. Ägypten)

Fresnel-Solarfeldkosten bezogen auf die Spiegelflächen sind 150 €/m² für Hochlohnländer und 120 €/m² für Niedriglohnländer

Beide Systeme benötigen für die Errichtung eine bemerkenswerte Menge an Stahl für ihre jeweiligen Tragekonstruktionen. Die Preise für Stahl am jeweiligen Betrachtungsort spielen somit eine herausragende Bedeutung für die Investitionskosten. Weiter ergeben sich Preisunterschiede bei anderen Komponenten wie Spiegeln und Betonarbeiten, die je nach Markt verschieden hoch bewertet werden können. Solche Materialkostenunterschiede verbunden mit Lohnkosten von Arbeitern oder Monteuren die regional schwanken, werden vereinfacht über die zwei Preiskategorien Hochlohnland und Niedriglohnland erfasst.

6.2.3 Hybridisierungskosten Der Anschluss eines Solarsystems an einen konventionellen Kraftwerksprozess nach den in dieser Arbeit zu untersuchenden Ausführungsformen, fordert unbedingt mehr oder minder große bauliche Veränderungen an den verschiedenen Gewerken des Referenzkraftwerks. Eine Analyse all dieser Faktoren sprengt eindeutig den hier angesetzten Rahmen der Studie und setzt eine umfassende Modellierung des Referenzkraftwerks (detaillierte konstruktive Ausführung), samt seines Standortes und Fahrplans voraus. Darüber hinaus würde jeder Schritt in Richtung einer detaillierteren Modellierung, eine Entfernung von der Übertragbarkeit, bzw. der Allgemeingültigkeit der Ergebnisse bedeuten. Ein weiterer Problempunkt ist der grundsätzliche Mangel an Informationen über solare Retrofittings wegen den bisher geringen Anwendungen. Es liegen weder in der Literatur, noch aus Projekten brauchbare Referenzwerte für angefallene Arbeiten oder Kosten einer Kraftwerkshybridisierung nach den in dieser Studie gewählten Optionen oder sonstigen Lösungen vor. Darüber hinaus sind sie aus Kraftwerksneubauten, die von vornherein hybridisiert sind (z.B. ISCCS) nicht ableitbar. Diese Umstände bestimmen die einzig mögliche Herangehensweise die Kosten basierend auf technischen Räson mithilfe von Erfahrungen und Preisen aus dem Anlagenbau abzuschätzen.


Demzufolge wird zuerst angebracht, welche Annahmen über die technischen Hauptfaktoren zur letztendlichen Kostenabschätzung geführt haben:

Es wird angenommen, dass der Kraftwerkskessel (Vorwärmer, Verdampfer und Überhitzer) durch die Auswirkungen der Verschiebung des Auslegungspunktes des Kraftwerksprozesses an die neuen Bedingungen leicht angepasst werden muss.

Das Neuverlegen von Rohren oder Erweitern um Komponenten muss sich im Rahmen des vorhandenen Platzangebots bewegen und erfordert einen Umbau oder sogar den Neubau von Wänden, Unterkonstruktionen, Stahlkonstruktionen wie Gerüsten, sowie Halterungen, Aufhängungen usw. Das Einfügen des Thermo-Öl/Wasser-Wärmetauschers bei der Option P3 bedarf größerer Eingriffe in die Speisewasserleitungen. Ebenso fordert die Option F3 die Veränderung der Speisewasserleitungen, bzw. das Hinzufügen von Anschlüssen zur Wasserentnahme und Dampfeinspeisung.

Durch die Erweiterung des Kraftwerks nimmt auch die Komplexität des Dampfprozesses, bzw. des Regelkreises der Anlage zu. Es gilt die Sensorik und Steuerungstechnik des CSP-Systems in die Leitwarte des Kraftwerks zu integrieren. Weiter wird vom ganzen Prozess eine schnellere Ansprechzeit und Regeldynamik benötigt, die sich mit dem Verbund mit einem Energieerzeugungssystem, dass sich regenerativer Quellen bedient ergibt. Bedenkt man, dass Temperaturen und Drücke des Wärmeträgers im Solarfeld durch vorbeiziehende Wolken in kürzester Zeit signifikant schwanken können, sind an das Steuerungs- und Regelungssystem des Kraftwerks höhere Ansprüche gesetzt. Folglich sind (je nach Alter der Anlage), mehr oder weniger große Modifikationen der Leittechnik und der Warte von Nöten.

Aus Vereinfachungsgründen und in Hinsicht auf das Ziel einer Übertragbarkeit der Ergebnisse wurden Details zur Kühlung des Referenzkraftwerks bei dessen Auslegung nicht geklärt. Die Tabelle 5-3 hat gezeigt, dass sich bei allen Hybridisierungsoptionen ein zusätzlicher Kühlbedarf einstellt, was eine Anpassung des Kühlkreislaufs des Referenzkraftwerks an die neuen Gegebenheiten erfordert. Setzt man z.B. Nasskühlung als System voraus, so kann als Richtwert von einem zusätzlichen Wasserverbrauch pro erzeugter MWhel von 4m³ ausgegangen werden (CEA 2010)24. Bei Trockenkühlung wären eventuell die elektrischen Antriebe oder sogar die Ventilatoren selbst wegen Überlastung durch größere Einheiten zu ersetzen. Eventuell könnte es sogar dazu kommen, dass das Kühlsystem komplett neu ausgelegt

24 Sind z.B. an Gewässern der Einleitung des Kühlwassers aus Umweltschutzgründen Grenzen gesetzt, kann sich das als äußerst negativ für die Investition in eine solare Integration erweisen. An heißen Tagen, bei denen der Spotpreis für Strom gerade wegen dieser Problematik normalerweise ansteigt, sollte der Vorteil der CO2-reduzierten solarunterstützten Stromversorgung nicht gehemmt werden.


werden muss, mit z.B. der Erweiterung, oder Umstellung auf Hybrid- oder Trockenkühlung. Da aber die Kühlleistung in den betrachteten Anwendungsfällen P3 und F3 um maximal etwa 6,3% ansteigt wird angenommen, dass am System keine signifikanten Umbauten durchgeführt werden müssen.

Stromseitig wird vorausgesetzt, dass die Gewerke der Elektrotechnik, wie z.B. Transformatoren oder Netzanbindungen wegen der Veränderungen der Leistungsgrößen einer Modifikation unterzogen werden müssen. Kleinere Komponenten, wie beispielsweise Schaltschränke und Leistungsschalter sind ggf. auszutauschen.

Eingriffe an der Turbine und/oder am Turbinenhaus (besonders in Hinsicht auf den Solar-Boost-Betrieb) seien nicht von Nöten. Es wird vorausgesetzt, dass das Referenzkraftwerk weit weg der Turbinengrenzen gefahren wird und genügend Reserve bzgl. der Turbinenleistung zur Verfügung steht, um den Solar-Boost-Betrieb zu fahren. Weiter sollen die Schwankungen bei der Dampfeinspeisung F3 so über die konventionelle Dampfentnahme ausgeregelt werden, dass sie auf die Turbine keine Einflüsse haben.

Nach Konsultationen von Anlagenbauern25, wird ein pauschaler Wert für die Hybridisierung des Kraftwerks von 20 Mio. € in Hochlohnländern und 16 Mio. € in Niedriglohnländern festgesetzt. Dieser Wert soll alle gerade diskutierten Auslegungskosten, sowie die Kosten der Designphase (Machbarkeitsanalyse, dynamische Modellierung, Kreisprozessberechnungen, Optimierung, administrative Kosten wie Genehmigungen, etc.) beinhalten.

6.3 Betriebs- und bedarfsgebundene Kosten Die zusätzlichen Kosten, die durch den Betrieb der Solarsysteme durch die Hybridisierung entstehen, setzten sich aus folgenden Posten zusammen:

Wartungs- und Instandhaltungskosten: Inspektionen, Auswechseln von Spiegeln und Absorberrohren, Wartung der Wasser- oder Thermo-Ölpumpe, Instandhaltung von Druckverbindungen und Rohrleitungen, Service von Stellmotoren und anderen elektrotechnischen Gewerken, sowie Ersatzteile

25 (Imtech 2011), (ABB 2011)


Prozesskosten: Wasserverbrauch für das Reinigen der Spiegel, sowie anfallende zusätzliche Verbräuche, wie z.B. Wasser bei Nasskühlung oder Elektrizität bei Trockenkühlung, sowie Betriebsstoffe wie Treib- und Schmiermittel

Personalkosten: Eigenes Personal oder Lohnunternehmen für sämtliche Wartungs- und Instandhaltungsaufgaben, sowie Personalaufwand für administrative Tätigkeiten

Betriebsmittel: Waschanlage für die Spiegel, Thermoöl-Absauganlage beim Parabolrinnen-Kollektor, sowie Hilfsgeräte wie Fahrzeuge

Sonstige Kosten: Versicherungsprämien, Treibstoffe für Hilfsgeräte, Personaltraining und Schulungen, Beratungs- und Dienstleistungskosten, Buchführung und Controlling, etc.

Nach (Zhang 2009) die über den Vergleich von fünf real betriebenen Parabolrinnen-kraftwerken zu einer Einschätzung kommt, belaufen sich die betriebs- und bedarfs-gebundenen Kosten auf 2% der Investitionskosten. Dabei wird aber ein komplettes Parabolrinnen-Kraftwerk zugrunde gelegt das neben dem Solarfeld, auch einen thermischen Speicher, sowie den Kraftwerksblock (Turbine und Generator) enthält. Da nach (S&L 2003) der thermische Speicher und der Kraftwerksblock zusammen einen Anteil an den gesamten Investitionskosten eines solarthermischen Kraftwerks von durchschnittlich 37% ausmachen, wird für diese Studie ein gerundeter Wert von 1,3% der Investitionskosten (exklusiv Hybridisierungskosten) für die jährlichen Betriebs- und bedarfsgebundenen Kosten erhoben.

6.4 Kapitalkosten Der Cash-Flow-Berechnung sei ein Zinssatz von 6% per anno für den Kapitalkostensatz auferlegt, wobei mit eine Lebenszeit der Solarsysteme von 20 Jahren gerechnet wird. Die geringe Erfahrung mit dem Fresnel-Kollektor und die zusätzlichen (Ausfall-)Risiken die sich die durch die Direktverdampfung einstellen, sind für den Investor bei der Entscheidung für diese Technologie ein höheres Wagnis, als bei der Investition in die ausgereifte und vielmals kommerziell bestätigte Parabolrinnen-Technologie. Diesem Sachverhalt muss Rechnung getragen werden, denn das Risikopotential muss mit einem erhöhten Aufwand für Rückstellungen aufgewogen werden. Die Lösung F3 soll deshalb zusätzlich mit einem jährlichen Risikoaufschlag von 0.1% der Investitionskosten des Hochlohnlandes (201.923 EUR) belastet werden.


6.5 Grundszenario Wie schon erläutert bildet der erste Schritt der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung die Berechnung der Ergebnisse im Umfeld eines Grundszenarios. Dazu gilt es im Folgenden Annahmen über die Einnahmeseite (positiven Cashflows) zu treffen, die sich im Grundszenario aus Kohleeinsparung (im Fuel-Save-Mode) oder Mehreinnahmen durch die Veräußerung zusätzlich erzeugte Strommengen ergeben (Power-Booster-Mode). Ebenso wurde schon vorweggenommen, dass die Berechnungsergebnisse für drei hypothetische Standorte verschiedener jährlicher solarer Direkteinstrahlung präsentiert werden sollen. Die nächsten Unterabschnitte begründen die Wahl dieser Rahmenbedingungen, bzw. Parameter, bevor letztendlich die Kapitalwerte der Investitionen P3 und F3 im Grundszenario präsentiert werden.

6.5.1 Kraftwerkseinnahmen Kraftwerksperformance und Solarangebot Die Summe der jährlichen Direktstrahlung wirkt sich unmittelbar auf die solare Stromerzeugung, bzw. Kohleeinsparung und somit letztendlich auf die Kapitalrendite einer Investition in CSP-Systeme aus26. Folgende drei Strahlungswerte, die sich an verschiedenen geeigneten realen Standorten der Welt messen lassen sollen deshalb untersucht werden:

DNI = 2000 kWh/m2 a – „Guter Standort“ DNI = 2400 kWh/m2 a – „Sehr guter Standort“ DNI = 2800 kWh/m2 a – „Exzellenter Standort“

Vereinfacht wird angenommen, dass die Solarkollektoren nur dann Energie in das Referenzkraftwerk einspeisen, wenn die Einstrahlungsleistung über deren Auslegungspunkt liegt. Die Solarsysteme sollen demnach im Modell bei Leistungen unter der Nennleistung sofort abgeklemmt werden. Anders gesagt wird im Teillastverhalten und während 26 Exkurs: Bei der Auslegung eines fokussierenden Solarsystems in der Praxis ist eine viel genauere Auflösung der solaren Einstrahlung essentiell, um bei Wirkungsgradberechnungen, Ertragsprognosen und der sich daraus ergebenden Vergütungen, Fehlerabweichungen zu minimieren. Als Informationsquellen können u.U., verfügbare Datenbanken zweckdienlich sein, jedoch sind Strahlungswerte für einige Regionen nur mit eingeschränkter Genauigkeit vorhanden. In diesem Fall können einerseits Satellitenmessungen vorgenommen oder über den Einsatz von Sensoren Bodenmessungen durchgeführt werden. Das Argument für die Satellitenmessung liegt in der höheren räumlichen Auflösung über größere Gebiete bei denen somit der Einsatz mehrerer Bodenmessstationen entfällt. Dem großen Vorteil der viel präziseren Bodenmessung andererseits stehen die relativ hohen Kosten der Messung entgegen. (Quaschning 2002). Doch ist zu betonen, dass CSP-Anwendungen, Investitionen in Millionenhöhen mit sich bringen und somit hinsichtlich der Solarpotentiale vor Ort abgesichert und gerechtfertigt werden müssen.


Anfahrzyklen Strom nicht erzeugt, bzw. Brennstoff nicht eingespart. Dieser Ansatz macht eine ausreichend genaue Quantifizierung der Stromerzeugungsmengen, bzw. Brennstoff-einsparmengen über das Heranziehen von Vollaststunden möglich. In der Tabelle 6-2 sind nach einem statistischen Modell errechnete Vollaststunden für ein Parabolrinnen-Kraftwerk ohne thermischen Speicher über den Werten der DNI eingetragen. Angenommen sei, dass sich die Werte ohne signifikante Fehler auf den Fresnel-Kollektor anwenden lassen können. Um möglichst vielen realen Standorten gerecht zu werden, wurden die Werte bei der geographischen Breite von 30° verwendet.

Tabelle 6-2: Vollaststunden von Parabolrinnen-Kraftwerken (Trieb 2009)

Strompreise Vergleicht man die verfügbaren Strompreise für Haushalte und Industriekunden der Abb. 6-1, lässt sich ein Durchschnittswert bei etwa 15 US cents/kWhel ausmachen. Für das Grundszenario soll entsprechend ein Marktpreis für Elektrizität, den das Referenzkraftwerk bei der Veräußerung von einer Kilowattstunde Strom erzielen kann bei gerundet 10 EURO cent/kWhel angesetzt werden27.

Abb. 6-1: Elektrizitätspreise im Ländervergleich 2009 (Bakken Oil 2010)

27 Dollarkurs: EUR/USD: 1,3556, am 03.02.2011


Kohlepreise Abb. 6-2 zeigt die 90-Tage Forward-Preise für Kohle vom Jahr 2002 bis 2010. Nach einem extremen Preisanstieg in den Jahren 2007 und 2008 hat sich der Kohlepreis wieder bei etwa 70 USD/t eingependelt. Im Grundszenario soll demgemäß ein Kohlepreis von 52 EUR/tSKE

gelten.

Abb. 6-2: 90-Tage Forward-Preise für Kohle vom Jahr 2002 bis 2010 (Reuters 2010)

6.6 Ökonomische Gegenüberstellung im Grundszenario Die drei Tabellen die nachkommend gezeigt werden präsentieren alle Ergebnisse der ökonomischen Analyse bezugnehmend auf das Grundszenario, die sich über die diskutierten Annahmen ergeben. Die Tabelle 6-3, ist eine Aufstellung der Kostenseite mit den Einmalauszahlungen für die Errichtung der Kollektorsysteme und die Integration in das Referenzkraftwerk, sowie der jährlichen Auszahlungen für die Betriebskosten und Risikoprämien. Die Auszahlungen werden dabei im Preisumfeld eines Hochlohn- und eines Niedriglohnlandes vorgestellt. Tabelle 6-4 widmet sich den Produktionszahlen bei hypothetischen Standorten mit unterschiedlich hohen solaren Einstrahlungswerten, bzw. Vollaststunden und zeigt beigeschlossen die jährlichen Einnahmen, die sich beim Betrieb im Fuel-Saver-Modus, bzw. im Solar-Boost-Modus bei erwogener Preislage ergeben. In der Aufstellung der Tabelle 6-4 werden schließlich alle errechneten Kapitalwerte für die Investitionsoptionen P3 und F3 in allen Varianten des Grundszenarios präsentiert.


Tabelle 6-3: Kostenseite der Investitionen P3 und F3

In EUR

Integrationsoption mit Parabolrinnen-Kollektor

P3

Integrationsoption mit Fresnel-Kollektor

F3

Quellen:

Hochlohnland Niedriglohnland Hochlohnland Niedriglohnland -

Kollektorfeldkosten - mit Öl/Wasser-Wärmetauscher bei P3

27.777.860 22.222.288 20.192.250 16.153.800 (Lerchenmüller 2004),

(BMU 2004)

Integrationskosten 20.000.000 16.000.000 20.000.000 16.000.000 (Imtech 2011), (ABB 2011)

Investition Total 47.777.860 38.222.288 40.192.250 32.153.800 -

Betriebskosten Total 361.112 288.890 262.499 209.999 (Zhang 2009), (S&L 2003)

Risikozuschlag Total - - 201.923 201.923 (Eigene Annahme)

Betrachtet man Tabelle 6-3 so kann man erkennen, dass trotz der größeren benötigten Kollektorflächen (Aperturweiten) beim Fresnel-Kollektor im Vergleich zum Parabolrinnen-System, die Investitionskosten bei F3 deutlich niedriger liegen. Die Betriebskosten fallen entsprechend ebenfalls niedriger aus, doch über den Risikozuschlag beim Fresnel-System, ergeben sich schließlich höhere jährliche Gesamtauszahlungen für den Betrieb im Vergleich zur Option P3.

Tabelle 6-4: Einnahmeseite der Investitionen P3 und F3 im Grundszenario


P3

Integrationsoption mit Fresnel- Kollektor

F3 Guter

Standort – DNI: 2000 kWh/m²a

Sehr guter Standort – DNI: 2400 kWh/m²a

Exzellenter Standort – DNI: 2800 kWh/m²a

Guter Standort – DNI: 2000 kWh/m²a



Volllaststunden 1689 h 2128 h 2580 h 1689 h 2128 h 2580 h

Zus. Stromerzeugung

Fuel Saver - - - - - -

Power Booster 30.220 MWh 38.074 MWh 46.161 MWh 30.256 MWh 38.120 MWh 46.217 MWh Mehrerlös durch zus. Stromerzeugung

Power Booster 3.021.951 EUR 3.807.408 EUR 4.616.124 EUR 3.025.593 EUR 3.811.997 EUR 4.621.688 EUR

Kohleeinsparung

Fuel Saver 7.394 t 9.316 t 11.295 t 7.403 t 9.327 t 11.309 t

Power Booster - - - - - - Positiver Wert durch die Kohleeinsparung

Fuel Saver 384.497 EUR 484.435 EUR 587.331 EUR 384.964 EUR 485.023 EUR 588.045 EUR


Aus der Tabelle 6-4 kann man entnehmen, dass die Vermarktung von zusätzlich erzeugtem Strom um ein vielfaches an Einnahmen generiert als die Gegenrechnung von eingesparter Kohle zum angenommenen Marktpreis. Dieser Umstand erklärt auch die Ergebnisse der Tabelle 6-5, die für alle Varianten des Grundszenarios beim Fuel-Saver-Betrieb einen negativen Kapitalwert ausweist. Bei den in der technischen Analyse errechneten Kohleeinsparungen in Kombination mit dem angenommenen Preisniveau, ist eine Rentabilität der Investition beim brennstoffsparenden Betrieb unter jeglichen Umständen nicht annähernd gegeben. Keine der beiden konzentrierenden Solarsysteme qualifizieren sich somit unter ökonomischen Gesichtspunkten für den Fuel-Saver-Betrieb bei vorausgesetzten Parametern. Anders sieht dies für den Betrieb im Power-Boost-Modus aus bei dem beide Investitionen P3 und F3 im Niedriglohnland bei DNI ab 2400 und im Hochlohnland bei DNI ab 2800 rentabel sind. Im direkten Vergleich der Kapitalwerte, sticht dabei die Lösung F3 als die Vorzuziehende heraus. Trotz der höheren jährlichen Betriebsauszahlungen weist die Integrationsoption mit der Fresnel-Technologie einen beachtlichen ökonomischen Vorteil im Vergleich zur entsprechender Hybridisierung nach P3 in allen Varianten aus.

Tabelle 6-5: Kapitalwerte im Grundszenario


P3


F3 Guter







Hochlohnland

Fuel Saver - 47.509.637 - 46.363.363 - 45.183.144 - 41.103.619 - 39.955.952 - 38.774.300

Power Booster - 17.258.246 - 8.249.118 1.026.795 - 10.815.813 - 1.795.827 7.491.265

Niedriglohnland

Fuel Saver - 37.125.679 - 35.979.405 - 34.799.187 - 32.463.000 - 31.315.333 - 30.133.680

Power Booster - 6.874.288 2.134.840 11.410.753 - 2.175.194 6.844.792 16.131.884

Rückblickend auf die technische Analyse, bei der die Option F3 schon als die effizientere Lösung identifiziert wurde, kann in Kombination mit den günstigen Ergebniswerten der wirtschaftlichen Analyse, eine absolute Vorteilhaftigkeit einer Hybridisierung eines Dampfkraftwerks mit einem Fresnel-Kollektor gegenüber einer Parabolrinnen-Lösung unterstellt werden.


6.7 Sensitivitätsanalyse Im Folgenden soll das Grundszenario angelehnt an reale Gegebenheiten um weitere Faktoren erweitert werden. Dabei werden die Inputgrößen der Einnahmeseite variiert und die Auswirkungen auf die Kapitalwerte der Investitionen P3 und F3 aufgezeigt. Bevor im Unterkapitel 6.6.3 die Resultate dieser Sensitivitätsanalyse gezeigt werden, ist zuerst deren Berechtigung anhand von Praxisbeispielen zu klären.

6.7.1 Emissionswert Die ökonomische Bewertung der Durchführung einer solaren Integration an einem konventionellen Kraftwerk, dessen Standort einem Emissionshandel oder –besteuerung unterliegt wird deutlich verbessert. Besonders in Hinsicht, dass die Kapitalwerte im Grundszenario beim Fuel-Saver-Betrieb durchweg ungünstig ausfallen muss untersucht werden, wie sich eventuell etablierte Emissionspreise auf die Ökonomie auswirken. Bis zum heutigen Zeitpunkt ist nur die europäische Plattform zum Emissionshandel (EU-ETS – European Emission Trading Scheme) von nennenswerter28 Bedeutung, bei der Emittenten untereinander Emissionsberechtigungen auf einer Börse handeln können und so ein Preis für diese bilden. Dies macht eine Standortwahl zurzeit nach der Voraussetzung eines Emissionswertes überschaubar, doch wie Abb. 6-3 zeigt, sollte sich die Sachlage in absehbarer Zeit deutlich verändern.

Abb. 6-3: Weltweite Entwicklung von Emissionshandels-Plattformen (Dutta 2009) 28 Neben der EU-ETS sind in New South Wales (Bundesstaat in Australien), Neuseeland und Tokio Handelssysteme etabliert


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

Tabelle 6-6: Preisprognosen für CO2 – Preise 2012

Preisprognosen in EUR/t CO2 für das Jahr 2012

Barclays Capital 24 Citi Bank 25 Daiwa Bank 12 Point Carbon 26 Sagacarbon 26 Société General 20 UBS 35 UniCredit 27

Durchschnitt: 24


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


Tabelle 6-7: Vergütungssysteme von Ländern mit CSP-Förderung (Solarpaces 2010), (DIFC 2010)

Land Elektrische Leistung Vergütung Zeitraum der

gesicherten Vergütung Inflations-anpassung

Frankreich

Bis max. 12 MW bzw. bis 1.500 h/a Erzeugung: 0.30 EUR/kWh

20 Jahre Keine Über 1.500 h/a: 0,05 EUR/kWh

Deutschland

Offen 0,46 EUR/kWh Unbegrenzt

(Anlagen-Lebensdauer) Keine

Griechenland

Bis 5 MW: 0,23 – 0,25 EUR/kWh 10 Jahre Keine

Über 5 MW: 0,25 – 0,27 EUR/kWh

Portugal

Bis 10 MW: 0,27 EUR/kWh 15 Jahre Keine

Über 10 MW: 0,16 – 0,20 EUR/kWh

Israel

Bis 20 MW: ca. 0,15 EUR/kWh (0,20 USD/kWh) 20 Jahre Ja

Über 20 MW: ca. 0,12 EUR/kWh (0,16 USD/kWh)

Spanien

Bis 50 MW: 0,27 EUR/kWh 25 Jahre Ja

Südafrika

Offen ca. 0,22 EUR/kWh

(2.1 ZAR/kWh) N/A N/A

Indien

Offen ca. 0,25 EUR/kWh

(15,4 INR/kWh) N/A N/A

Tabelle 6-8: CSP-Vergütung in Algerien (Geyer 2007)

Solarer Anteil an der Stromgestehung Prämie auf den Marktpreis der Elektrizität

0-5% 0% 5-10% 100% 10-15% 140% 15-20% 160% 20-25% 180% Ab 25% 200%

Wie schon erwähnt, können neben Einspeisetarifen auch andere Förderinstrumente für eine Standortwahl ausschlaggebend sein. In den USA als Beispiel wurden in vier Bundesstaaten sogenannte „public benefit funds“ gegründet, die zur gezielten Subventionierung von effizienzerhöhenden Maßnahmen, sowie erneuerbaren Energien dienen.


Tabelle 6-9: Förderinitiativen für CSP in MEA (DIFC 2010)

Land Ziele/Maßnahmen Leitende Behörde/Gesetzeswerk

Ägypten

20% regenerative Energien im Strommix bis 2020, hauptsächlich aus Wind- und Solarenergie

Förderung durch Prämien wie auch Einspeisetarife

Egypt New and Renewable Authority (ENREA), Supreme Council of Energy in Egypt Resolution

on Renewable Energy Jordanien

10% regenerative Energien im Strommix, Erreichung u.a. über Steuererleichterungen

Draft Renewable Energy Law No. 2007, EDAMA Initiative

Marokko

20% regenerative Energien im Strommix bis 2012,

Erreichung über Steuererleichterungen Renewable Energy Flagship Project, PROMASE

Syrien

50% regenerative Energien im Strommix bis 2050 In Arbeit

Bisher wurden CSP-Fördermittel in denjenigen Ländern etabliert, die gerade nicht in den potentialreichsten Zonen der Erde hinsichtlich solarer Einstrahlungen liegen, wie z.B. Europa. Doch lässt sich der Tabelle 6-9 entnehmen, dass in jüngster Zeit gerade in diesen Ländern (wie z.B. in den Ländern des Sonnengürtels) größeres Interesse an erneuerbaren Energien aufkommt. Dies beweist auch das Projekt „Masdar-City“, das in den Vereinigten Arabischen Emiraten bei Fertigstellung, die größte Lehranstalt und Forschungseinrichtung der Welt, für eine nachhaltige Energieversorgung sein wird. Sind die in der Tabelle 6-9 aufgeführten Länder des Nahen und Mittleren Ostens mit hervorragenden solaren Potentialen ausgestattet, so trifft dies auch für ihre fossilen Ressourcen zu, die im Regelfall der eigenen Industrie oder Bevölkerung subventioniert zu Verfügung gestellt werden. Es kann aber davon ausgegangen werden, dass in absehbarer Zukunft, gerade CSP-Anwendungen in diesen Regionen begünstig werden und dies einen Boom im Bereich Solarsysteme auslösen wird. Nicht zuletzt muss auch den hohen Geburtenraten und somit steigenden Energieverbräuchen entgegengewirkt werden. Die Förderinstrumente werden dabei je nach Land und Region verschieden ausfallen und können nur schwer prognostiziert werden.


6.7.3 Ergebnisse In den vorigen Unterabschnitten wurde diskutiert, welche Erweiterungen beim Grundszenario unternommen werden könnten, um mit diesem Schritt realitätsnahe Rahmenbedingungen für die Generierung spezifischerer Ergebnisse zu schaffen und so alle Eventualitäten verschiedener Märkte, bzw. Standorte abzudecken. Die folgenden zwei Annahmen werden entsprechend getroffen:

Um den Einfluss, auf ausnahmslos alle Kapitalwerte unter der Annahme des Vorhandenseins eines Emissionswertes zu zeigen wird theoretisch unterstellt, dass einerseits, eingesparte CO2-Rechte über den Fuel-Save-Betrieb veräußert werden können. Andererseits wäre das Referenzkraftwerk nach dem Power-Boost-Retrofit für eine höhere Zuteilung von Verschmutzungsrechten qualifiziert, die wiederrum gehandelt werden könnten. Der Durchschnittspreis von 24 EUR/t CO2 wird dabei zu Grunde gelegt.

Um den Einfluss auf ausnahmslos alle Kapitalwerte unter der Annahme des Vorhandenseins einer Einspeisevergütung zu zeigen wird theoretisch unterstellt, dass erzeugte Strommengen, die auf der Einspeisung von Solarthermie basieren mit 0,25 EUR/kWhel vergütet werden. Dieser Wert entspricht etwa dem Durchschnitt aller Vergütungsmodelle der Tabelle 6-7.

Die ursprüngliche Ergebnismatrix des Grundszenarios nimmt nach den getroffenen Annahmen, bzw. deren Erweiterung die Form der Tabelle 6-10 an. Zum einfacheren Vergleich sind dabei die Kapitalwerte des Grundszenarios nochmals aufgeführt. Zusätzlich dazu werden die neu errechneten Kapitalwerte gezeigt, die sich bei der Unterstellung des Vorhandenseins eines Emissionswertes ergeben (mit „+ 24 EUR/t CO2“ indiziert). Die letzten Zeilen in den jeweiligen Variationen des Szenarios geben die Kapitalwerte an, die sich beim Zugrunde legen eines Emissionswertes plus der erläuterten Einspeisevergütung von 0,25 EUR/kWhel errechnen.


Tabelle 6-10: Ergebnisse des erweiterten Grundszenarios


P3


F3 Guter







Hochlohnland

Fuel

Sa

ver

Grundszenario - 47.509.637 - 46.363.363 - 45.183.144 - 41.103.619 - 39.955.952 - 38.774.300

+ 24 EUR/t CO2 -42,139,429 -39,597,346 -36,979,985 -35,726,885 -33,181,712 -30,561,170

+ 0,25 EUR/kWh 44,514,427 69,579,329 95,386,473 51,031,409 76,126,546 101,964,820

Pow

er

Boo

ster

Grundszenario - 17.258.246 - 8.249.118 1.026.795 - 10.815.813 - 1.795.827 7.491.265

+ 24 EUR/t CO2 -11,803,228 -1,376,247 9,359,505 -5,354,165 5,085,397 15,834,103

+ 0,25 EUR/kWh 40,189,086 64,129,758 88,779,380 46,700,811 70,670,352 95,349,697

Niedriglohnland

Fuel

Sa

ver

Grundszenario - 37.125.679 - 35.979.405 - 34.799.187 - 32.463.000 - 31.315.333 - 30.133.680

+ 24 EUR/t CO2 -31,755,471 -29,213,388 -26,596,028 -27,086,266 -24,541,093 -21,920,551

+ 0,25 EUR/kWh 54,898,385 79,963,287 105,770,430 59,672,028 84,767,165 110,605,439

Pow

er

Boo

ster

Grundszenario - 6.874.288 2.134.840 11.410.753 - 2.175.194 6.844.792 16.131.884

+ 24 EUR/t CO2 -1,419,270 9,007,711 19,743,463 3,286,454 13,726,016 24,474,722

+ 0,25 EUR/kWh 50,573,043 74,513,716 99,163,338 55,341,430 79,310,971 103,990,316

Aus der Tabelle 6-10 ist ersichtlich, dass der unterstellte Emissionswert die negativen Kapitalwerte des Grundszenarios nicht ins Positive transferieren kann. Der Fuel-Saver-Betrieb ist demnach ohne eine zusätzliche Förderung aus ökonomischer Betrachtungsweise auszuschließen. In Hinsicht auf den Power-Booster-Betrieb ermöglicht die CO2 – Vergütung nun einen rentablen Einsatz im Hochlohnland bei DNI 2400, sowie im Niedriglohnland bei DNI 2000, was zuvor im Grundszenario nicht gegeben war. Unter der Annahme einer zusätzlichen Vergütung der erzeugten Elektrizität, die sich auf das Solarsystem zurückführen lässt, weisen die Investitionen P3 und F3 in allen denkbaren Varianten beachtliche positive Kapitalwerte aus. Sogar unter den denkbar ungünstigsten Rahmenbedingungen (Fuel-Saver Betrieb und DNI 2000 im Hochlohnland) ergibt sich ein Kapitalwert von rund 44,5 Millionen Euro. Somit kann letztendlich festgestellt werden, dass unter der Annahme realistischer Marktbedingungen und besonders einhergehend mit Förderinitiativen, ein solares Retrofitting an Kohlekraftwerken eine stark zu erwägende Investition für einen Kraftwerksbetreiber sein sollte. Dabei bleibt die Integration eines Fresnel-Kollektors nach der Option F3 zu bevorzugen.


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

Abb. 6-4: Sensitivität der Kapitalwerte

Verä

nder

ung

des K

apita

lwer

tes

Variation der Inputwerte


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

7 Anwendungspotentiale für solares Retrofitting 95

7 Anwendungspotentiale für solares Retrofitting Wegen den vielschichtigen Anforderungen bei der Suche nach einem geeigneten Kraftwerk, bzw. dessen Standort und besonders wegen der kraftwerksspezifischen technischen Probleme, die es von Projektbeurteilung zu Projektbeurteilung zu lösen gilt, ist eine generelle Potentialabschätzung für solares Retrofitting nahezu unmöglich. Dennoch wird in diesem Kapitel zumindest versucht eine Tendenz für die Investitionsmöglichkeiten in diese Technologie zu geben. Dabei wird die These aufgestellt, dass die Argumente für die Durchführung eines klassischen Kraftwerks-Retrofit nahezu identisch mit den Argumenten für die Durchführung einer solaren Integration sind. Dementsprechend sind - wie gleich erörtert wird – theoretisch jene Kraftwerke, die für ein klassisches Retrofitting infrage kommen ebenso (bei brauchbarem Standort) für eine solare Integration geeignet. Darüber hinaus können sich bei der Kombination von klassischen Kraftwerks-Retrofitting mit der solaren Integration signifikante Synergieeffekte ergeben.

7.1 Klassisches & solares Retrofitting: Ausnutzung von Synergieeffekten Neuanlagen nutzen moderne Kraftwerkstechnik, die das Resultat einer ständigen Weiterentwicklung ist, die in den letzten 40 Jahren für viele Innovationen gesorgt und eine enorme Wirkungsgradsteigerung bei der Stromerzeugung ermöglicht hat. Darüber hinaus hat sich das Gewicht vom primären Ziel der Brennstoffeinsparung durch die Erhöhung des Wirkungsgrades auch hin zum Einsatz intelligenter Umweltschutztechnik verlagert. Die hohe Lebensdauer konventioneller Kraftwerke (bei Dampfkraftwerken: 40 bis 50 Jahre) und der daraus folgende Einsatz überholter Kraftwerkstechnik sorgt dafür, dass alte Kraftwerke wegen moderaten Wirkungsgraden einen erhöhten Brennstoffbedarf ausweisen, was weiter mit hohen Betriebskosten und Emissionen verbunden ist. Daher produzieren viele ältere Kraftwerke trotz ihrer mechanischen Funktionstüchtigkeit und ihres noch längst nicht erreichten Ende des Betriebszyklus, unwirtschaftlich, bzw. sehen sich im Nachteil im Sinne der Wettbewerbsfähigkeit. Betrachtet man die Abb. 7-1, so kann man diesen Sachverhalt anhand des Verlaufs der Wirkungsgradentwicklung29 von Braunkohlekraftwerken (die ähnlich der Kurve für Steinkohlekraftwerke ist) sehen. Dieser Umstand macht deshalb gerade ältere Kraftwerke zu geeigneten Kandidat für eine solare Integration, da sie den Missständen bei der Erfüllung von Umweltstandards entgegenwirkt, bzw. die im Vergleich zu modernen Anlagen höheren Emissionswerte durch Brennstoffeinsparung auf einen akzeptablen Wert herabsetzen kann. 29 Anzumerken ist, dass seit den sechziger Jahren die Wirkungsgrade konventioneller Kraftwerke von knapp 40 um gut 20 Prozentpunkte gestiegen sind.


Abb. 7-1: Wirkungsgrade von Braunkohlekraftwerken im Zeitstrahl (Breyer 2007)

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


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

Abb. 7-2: Altersstruktur des Kraftwerkspark in MEA (Cochet 2008)


Abb. 7-3 deutet darauf hin, dass bei den Ländern des Nahen Ostens und Nord Afrika, die Stromproduktion auf Gas- und Ölfeuerung basiert, wobei der Süden Afrikas stark auf Kohle ausgerichtet ist.

Abb. 7-3: Erzeugungsmix in MEA (Cochet 2008)

Betrachtet man die Struktur des weltweiten Kraftwerkparks in Abb. 7-4 so zeigt sich ein klar ansteigendes Durchschnittsalter der Kraftwerke, was in Zukunft einen erhöhten Rehabilitierungsbedarf nach sich ziehen wird. Besonders in Entwicklungsländern wie Afrika befassen sich Finanzierungsinstitute in letzter Zeit mehr mit der Modernisierung statt mit Neubauten von Kraftwerksblöcken (Lahmeyer 2002). Meist herrscht in diesen Ländern ein Kapazitätsengpass, während nach Meinung von (Lahmeyer 2002) die installierten Kapazitäten vorerst zur Deckung zur Versorgung ausreichend wären. Vor diesem Hintergrund lässt sich von einem deutlichen Anstieg des Retrofit-Bedarfs in Zukunft ausgehen und im Zuge dessen ein enormes Potential für Solar-Retrofit-Maßnahmen annehmen.

Abb. 7-4: Altersstruktur installierter Kraftwerke weltweit (Gränicher 2009)

8 Schlussbetrachtung 99

8 Schlussbetrachtung Im Zuge dieser Diplomarbeit wurde dargelegt, dass Solarthermie in jeden konventionellen Kraftwerksprozess auf diverse nutzbringende Weisen eingebunden werden kann und insofern Solar-Retrofit-Maßnahmen ein vielversprechendes und wirksames Instrument sind, die zukünftige Elektrizitätserzeugung umweltschonender auszugestalten. Die heute zur Verfügung stehenden Solar-Technologien erlauben darin die Findung und Abstimmung der optimalen technischen Ausführung einer Integration unter gegebenen Rahmenbedingungen, wie den individuellen thermodynamischen Merkmalen des Kraftwerks, sowie dessen speziellen Standorteigenschaften wie beispielsweise Solarangebot, Brennstoffpreise, Strompreise, Nachfragekurven, Fahrpläne und Gesetzesauflagen. Anhand verschiedener grundlegender Befunde, wie z.B. dem Exergy Merit Ratio oder der thermodynamischen Vorzüge des ISCCS-Konzept sind zumindest aus technischer Hinsicht maßgebliche Indizien vorhanden, Hybridisierungsmaßnahmen an Kraftwerken auf fossiler Basis als unbedingt erwägungswert einzustufen. Über diese Feststellungen kann dementsprechend eine nachdrückliche Empfehlung an Kraftwerksbetreiber ausgesprochen werden, Investitionen in die Durchführung solarer Retrofittings für Anlagen an sonnenreichen Standorten umfassend zu prüfen. Darüber hinaus sollte zweifellos eine verstärkte Forschung und Entwicklung von Energieversorgern, Anlagenbauern und Forschungseinrichtungen dieser aussichtsreichen Technologie einsetzen.

Die ausführliche Analyse der Hybridisierung eines hypothetischen 500 MWel- Kohlekraftwerks und des gezielten Technologievergleiches der zwei Technologien Parabolrinnen- und Fresnel-Kollektor offenbart eine Vielzahl an differenzierteren Erkennt-nissen über Solar-Retrofit-Potentiale für Dampfkraftwerke. So ist die an der Schwelle zur Kommerzialisierung stehende Direktverdampfung von Wasser im Fresnel-Kollektor aus technischen wie auch aus ökonomischen Gesichtspunkten sämtlichen Parabolrinnen-Lösungen überlegen. Die größten Effizienzwerte wurden bei der Fresnel-Option erreicht, bei der ein Teilstrom des Speisewassers nach der ersten Vorwärmstufe abgegriffen, im Fresnel-Kollektor verdampft und vor die Zwischenüberhitzung des konventionellen Kraftwerks rückgespeist wird. In dieser Ausführung wurde der Kraftwerksprozess am wenigsten von seinen ursprünglichen Prozessdaten entfernt und die negativen Veränderungen am Wirkungsgrad des Modell-kraftwerks waren am geringsten. Die durchaus nennenswerten Einsparmöglichkeiten an Brennstoff und der sich ergebenden CO2-Emissionsreduktionen können in der Betriebsweise der Anlage als Fuel-Saver bei derzeitigen Preisniveaus von Kohle und Emissionsrechten in keinem Szenario eine Rentabilität gewährleisten. Wegen der geringen Auswirkungen der Preisveränderungen von Kohle und CO2 auf den Kapitalwert der Investition ändern auch starke Preisschwankungen diesen Sachverhalt nicht. Zwar bleibt die Auslegung eines

8 Schlussbetrachtung 100

hybridisierten Kohlekraftwerks als Fuel-Saver zumindest aus Umweltschutzgründen immer noch ein interessantes Konzept, doch kann ein wirtschaftlicher Betrieb ohne geeignete Fördermodelle in dieser Studie nicht erkannt werden.

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

Literaturverzeichnis VII

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Anhang VIII

Anhang

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

Anhang VIII

P1: Thermoöl-Wärmetauscher vor - Fuel Saving Mode - Leistung konstant = 500 MW

P1: Thermoöl-Wärmetauscher vor - Power Boost Mode - Kesselleistung konstant = 996 MW

P2: Thermoöl-Wärmetauscher vor in Fuel Saving Mode --> Leistung konstant = 500 MW

Thermoöl-Wärmetauscher vor - Power Boost Mode - Kesselleistung konstant = 996 MW

h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h2 198.9 h2 194.6 h2 209.8 h2 209.8 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h4 668 h4 668 h4 171.925 h4 166.166 h5 1089 h5 1089 h5 1089 h5 1089 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h8 1093.90 h8 1093.90 h8 1092.14 h8 1092.21 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h10 2866 h10 2866 h10 2866 h10 2866 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h13 2329 h13 2329 h13 2329 h13 2329 x= 19.14% x= 19.14% x= 12.28% x= 12.53% y= 7.35% y= 7.47% y= 13.75% y= 13.71%

m= 349.9458233 bei Qzu = 996 MW m= 344.0144 bei Qzu = 996 MW m= 341.95118 bei P = 500 MW P= 511.4228024 m= 331.5541 bei P = 500 MW P= 517.8029 qzu(ohne Solar)= 2846.15 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2846.15 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2897.07 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2895.23 kJ/kg qzu(mit Solar)= 2992.37 kJ/kg qzu(mit Solar)= 2989.03 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3047.88 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3040.57 kJ/kg qab= 1558.25 kJ/kg qab= 1555.67 MW qab= 1567.94 MW qab= 1563.50 MW Kessel: Qzu= 973.246 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel: Qzu= 960.5 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel + Solar: Qzu= 1023.2 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW Kessel + Solar: Qzu= 1010.5 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW Kondensator: Qab= 532.85 MW Kondensator: Qab= 544.4 MW Kondensator: Qab= 519.86 MW Kondensator: Qab= 537.9 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 1: 0.12 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 2: 7.69 MW Pumpe 2: 7.87 MW Pumpe 2: 8.09 MW Pumpe 2: 8.37 MW Pumpe 3: 1.79 MW Pumpe 3: 1.83 MW Pumpe 3: 1.11 MW Pumpe 3: 1.18 MW Thermoölp: 0.12 MW Thermoölp: 0.12 MW Thermoölp: 0.12 MW Thermoölp: 0.12 MW Eigenverbrauch: 9.71 MW Eigenverbrauch: 9.94 MW Eigenverbrauch: 9.43 MW Eigenverbrauch: 9.78 MW

el= 47.91% mit Solar el= 47.94% mit Solar el= 48.55% mit Solar el= 48.57% mit Solar Sol. Inkrementeller Wirkungsgrad: 22.8% Sol. Inkrementeller

Wirkungsgrad 35.61%

Brennstoffverbrauch: 119.54870 t/h 122.3436924 t/h 117.9875 t/h 122.3437 t/h 239.09741 g/kWh 239.2222088 g/kWh 235.975 g/kWh 236.2746 g/kWh

CO2 Emissionen: 640.78107 g/kWh 641.1155196 g/kWh 632.4131 g/kWh 633.216 g/kWh

Anhang VIII

P3: Thermoöl-Wärmetauscher nach - Fuel Saving Mode - Leistung konstant = 500 MW

P3: Thermoöl-Wärmetauscher nach - Power Boost Mode - Kesselleistung konstant = 996 MW

h1 209.3 h1 209.3 h2 209.8 h2 209.8 h3 640.2 h3 640.2 h4 668 h4 668 h5 919.1 h5 924.8 h6 1087.3 h6 1087.3 h7 1114.6 h7 1114.6 h8 150.70 h8 145.22 h9 3360.2 h9 3360.2 h10 2866 h10 2866 h11 3583.1 h11 3583.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h13 2329 h13 2329 x= 12.37% x= 12.62% y= 13.73% y= 13.69%

m= 344.3007626 bei Qzu = 996 MW m= 331.7780158 bei P = 500 MW P= 517.891955 qzu(ohne Solar)= 2894.59 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2892.82 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3045.29 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3038.04 kJ/kg qab= 1566.37 kJ/kg qab= 1561.96 MW Kessel: Qzu= 960.4 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel + Solar: Qzu= 1010.4 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW Kondensator: Qab= 519.69 MW Kondensator: Qab= 537.8 MW

Pumpe 1: 0.12 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 2: 8.08 MW Pumpe 2: 8.36 MW Pumpe 3: 1.12 MW Pumpe 3: 1.19 MW Thermoölp: 0.12 MW Thermoölp: 0.12 MW Eigenverbrauch: 9.44 MW Eigenverbrauch: 9.79 MW el= 48.55% mit Solar el= 48.58% mit Solar

Sol. Inkrementeller Wirkungsgrad: 35.78%

Brennstoffverbrauch: 117.9658503 t/h 122.3436924 t/h 235.9317005 g/kWh 236.2340083 g/kWh

CO2 Emissionen: 632.296957 g/kWh 633.107142 g/kWh

Anhang VIII

F1: Fresnel nach - Fuel Saving Mode - Leistung konstant = 500 MW

F1 Fresnel nach - Power Boost Mode - Kesselleistung konstant = 996 MW

F2: Fresnel nach in Fuel Saving Mode --> Leistung konstant = 500 MW

F2: Fresnel nach - Power Boost Mode - Kesselleistung konstant = 996 MW

h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h2 408.70391 h2 408.70391 h2 213.4 h2 213.4 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h4 668 h4 668 h4 668 h4 668 h5 1089 h5 1089 h5 1089 h5 1089 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h8 1093.90 h8 1093.90 h8 1093.8996 h8 1093.90 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h10 2866 h10 2866 h10 2866 h10 2866 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h13 2329 h13 2329 h13 2329 h13 2329 x= 19.14% x= 19.14% x= 19.14% x= 19.14% y= 7.35% y= 7.47% y= 12.67% y= 12.67%

m= 349.94582 bei Qzu = 996 MW m= 345.19663 bei Qzu = 996 MW m= 341.95119 bei P = 500 MW P= 511.4228 m= 333.39729 bei P = 500 MW P= 516.85901 qzu(ohne Solar)= 2846.15 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2846.15 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2886.70 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2885.31 kJ/kg qzu(mit Solar)= 2992.37 kJ/kg qzu(mit Solar)= 2989.03 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3036.67 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3030.16 kJ/kg qab= 1558.25 kJ/kg qab= 1555.67 MW qab= 1565.23 MW qab= 1561.14 MW Kessel: Qzu= 973.2 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel: Qzu= 962.4 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel + Solar: Qzu= 1023.2 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW Kessel + Solar: Qzu= 1012.4 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW Kondensator: Qab= 532.85 MW Kondensator: Qab= 544.40 MW Kondensator: Qab= 521.84 MW Kondensator: Qab= 538.9 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 1: 0.12 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 2: 7.69 MW Pumpe 2: 7.87 MW Pumpe 2: 7.49 MW Pumpe 2: 7.76 MW Pumpe 3: 1.79 MW Pumpe 3: 1.83 MW Pumpe 3: 1.74 MW Pumpe 3: 1.80 MW Thermoölp: 9.60 MW Thermoölp: 9.82 MW Thermoölp: 0.07 MW Thermoölp: 0.07 MW Eigenverbrauch: MW Eigenverbrauch: MW Eigenverbrauch: 9.43 MW Eigenverbrauch: 9.76 MW


Wirkungsgrad 33.7%



Anhang VIII

F3: Fresnel nach - Fuel Saving Mode - Leistung konstant = 500 MW


F4: Fresnel nach in Fuel Saving Mode --> Leistung konstant = 500 MW


h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h1 209.3 h2 213.4 h2 213.4 h2 213.4 h2 213.4 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h3 640.2 h4 668 h4 668 h4 668 h4 668 h5 1089 h5 1089 h5 1089 h5 1089 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h6 1087.3 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h7 1114.6 h8 1092.14 h8 1092.21 h8 1093.8996 h8 1093.90 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h9 3360.2 h10 2866 h10 2866 h10 2866 h10 2866 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h11 3583.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h12 2956.1 h13 2329 h13 2329 h13 2329 h13 2329 x= 20.76% x= 20.70% x= 19.14% x= 19.14% y= 13.75% y= 13.71% y= 13.74% y= 13.70%

m= 344.01437 bei Qzu = 996 MW m= 344.27629 bei Qzu = 996 MW m= 331.55437 bei P = 500 MW P= 517.80294 m= 331.73891 bei P = 500 MW P= 517.91352 qzu(ohne Solar)= 2897.07 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2895.23 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2894.80 kJ/kg qzu(ohne Solar)= 2893.03 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3047.88 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3040.57 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3045.52 kJ/kg qzu(mit Solar)= 3038.26 kJ/kg qab= 1567.94 kJ/kg qab= 1563.50 MW qab= 1566.64 MW qab= 1562.22 MW Kessel: Qzu= 960.5 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel: Qzu= 960.3 MW Kessel: Qzu= 996.0 MW Kessel + Solar: Qzu= 1010.5 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW Kessel + Solar: Qzu= 1010.3 MW Kessel + Solar: Qzu= 1046.0 MW Kondensator: Qab= 519.86 MW Kondensator: Qab= 537.9 MW Kondensator: Qab= 519.72 MW Kondensator: Qab= 537.84 MW Pumpe 1: 0.12 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 1: 0.12 MW Pumpe 1: 0.13 MW Pumpe 2: 8.09 MW Pumpe 2: 8.37 MW Pumpe 2: 7.46 MW Pumpe 2: 7.74 MW Pumpe 3: 1.11 MW Pumpe 3: 1.18 MW Pumpe 3: 1.73 MW Pumpe 3: 1.80 MW Thermoölp: MW Thermoölp: MW Thermoölp: 0.09 MW Thermoölp: 0.09 MW Eigenverbrauch: 9.32 MW Eigenverbrauch: 9.67 MW Eigenverbrauch: 9.40 MW Eigenverbrauch: 9.75 MW


Wirkungsgrad 35.8%



Anhang VIII

Parabolrinnenfeld Fresnelfeld

Abgegebene Wärmeleistung: 50 MW

Abgegebene Wärmeleistung: 50 MW Wärmetauscher und Übertragungsverluste 1 % Nachgefragte Wärmeleistung: 50.50505051 Kollektorfeld Wirkungsgrad: 46.42857143 % (65% Spitze)

Energiestromdichte: 600 W/m² Austrittstemp Thermoöl: 390 °C Kollektorfläche: 179,487.18 m²

Eintrittstemperatur: 280 °C Anzahl Kollektoren: 8 Stk. Typ:Areva 150m lang, 43m Breit mit 12 Spiegeln

Delta: 110 K Landbedarf: 256,410.26 m² cp Thermoöl: 3 kJ/kg K Massenstrom: 153.0 kg/s Spez. Volum 0.001503759 m³/kg Fördermenge: 0.230143771 m³/s Pumpendruck: 5 bar Pumpenleistung: 0.115071885 MW

Kollektorfeld Wirkungsgrad: 50 % (70% Spitze)

Energiestromdichte: 600 W/m²

Kollektorfläche: 168,350.17 m² Anzahl Kollektoren: 309 Stk. Typ: LS-3 Landbedarf: 561,167.23 m²