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- i -

SHCC® (PHASE 1: VORSTUDIE) ENTWICKLUNG EINES REFERENZKONZEPTS FÜR

EINE SOLARHYBRID-GUD-ANLAGE (SHCC®) DER

LEISTUNGSKLASSE BIS 20 MW

Abschlussbericht

MAN Diesel & Turbo SE (Projektkoordinator);

Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V., Institut für Techn. Thermodynamik (DLR);

Technische Universität Dresden, Institut für Energietechnik (TUD);

VGB PowerTech e.V. (VGB)

Markus Beukenberg*, Sven Boje, Bernd Gericke, Ulrich Orth,

MAN Diesel & Turbo SE, Oberhausen

Uwe Gampe, Stephan Heide

TU Dresden, Dresden

Reiner Buck, Stefano Giuliano, Robert Pitz-Paal

Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V., Stuttgart

Manfred Freimark, Ulrich Langnickel

VGB PowerTech e.V., Essen

Das diesem Bericht zugrundeliegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit unter dem Förderkennzeichen 0325086 (a bis d) gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt beim Autor.

* Projektkoordination

- III -

Inhalt

INHALT ................................................................................................................................. IIIABBILDUNGEN .................................................................................................................... VTABELLEN .......................................................................................................................... XISYMBOLE ......................................................................................................................... XIIII AUFGABENSTELLUNG UND VORHABENABLAUF .......................................................1

1 Aufgabenstellung .......................................................................................................... 12 Voraussetzungen für das Vorhaben .............................................................................. 13 Vorhabenplanung und –ablauf ...................................................................................... 24 Wissenschaftlicher und technischer Stand vor Vorhabenbeginn ................................... 45 Zusammenarbeit ........................................................................................................... 5

II DURCHFÜHRUNG DES VORHABENS ............................................................................7

1 Arbeitspakete und erreichte Ziele .................................................................................. 7

AP 1 Parameter- und Datenspezifikation sowie Definition von Bewertungskriterien ........................................................................................... 7

a) Parameterspezifikation ...................................................................................... 7b) Benchmarkprozesse ........................................................................................ 10c) Bewertungskriterien ......................................................................................... 14

AP 2 Prozessmodellierung und- simulation, Variantenuntersuchungen (Schaltungs- und Aufstellungsvarianten), Prozessoptimierung ......................... 16

a) SHCC®-Prozesse ............................................................................................. 16b) Betrachtungen zu NOx-Emissionen .................................................................. 37c) Ermittlung von Vorzugsvarianten von SHCC® .................................................. 39d) Auslegung der Solarturmsysteme für die SHCC®-Vorzugsvarianten ................ 42e) Solarthermische Benchmarkprozesse .............................................................. 47f) Kombinierter Gas-Dampf-Prozess nach dem Stand der Technik ..................... 58g) Jahresertragsberechnung ................................................................................ 63

AP 3 Standort- und Risikoanalyse ............................................................................ 72

a) Potentielle Standorte ........................................................................................ 72b) Erweiterte Standortbewertung und –auswahl ................................................... 76

AP 4 Wirtschaftliche und ökologische Bewertung ..................................................... 78

a) Wirtschaftlichkeitsbewertung - Kostenrechnung ............................................... 78b) Ökobilanzierung nach Ökoindikator 99 – Untersuchungen zur Gestaltung

einer SHCC®-Anlage in Bezug auf nachhaltige Produktentwicklung, [36] ......... 82

Inhalt - IV -

AP 5 Entwicklung technischer Lösungsansätze für Anlagen-komponenten der Vorzugsvariante ............................................................................................... 90

a) Solaranlagenkomponenten der SHCC®-Kraftwerke ......................................... 90b) Gasturbine ....................................................................................................... 99c) Fluidförderung ................................................................................................ 101d) NOx-arme Brennkammer ................................................................................ 108

AP 6 Anlagen und Bauwerkssicherheit ................................................................... 111

a) Baustatische Voruntersuchungen .................................................................. 111b) Aspekte des Anlagenbetriebes - Begrenzungs-, Überwachungs- und

Schutzeinrichtungen ...................................................................................... 113

AP 7 Dokumentation und Öffentlichkeitsarbeit ........................................................ 117

a) Patente .......................................................................................................... 117b) Veröffentlichungen ......................................................................................... 118c) Abschlussbericht ............................................................................................ 118

2 Zahlenmäßiger Nachweis .......................................................................................... 1193 Notwendigkeit und Angemessenheit geleisteter Arbeit .............................................. 1194 Nutzung und Verwertbarkeit – Fortschreibung des Verwertungsplanes ..................... 1195 Bekanntgewordener Fortschritt außerhalb des Vorhabens ........................................ 1196 Erfolgte und geplante Veröffentlichungen .................................................................. 120

III ZUSAMMENFASSUNG ................................................................................................. 121IV QUELLEN ..................................................................................................................... 125ANLAGEN ......................................................................................................................... 129

- V -

Abbildungen

Abbildung 1: Etappen der SHCC®-Technologieentwicklung. .............................................. 2

Abbildung 2: Definition der Zusammenarbeit zwischen den Projektpartnern. ..................... 5

Abbildung 3: SHCC®-Kraftwerk. ......................................................................................... 7

Abbildung 4: Solarthermische Kraftwerke [Quellen von links nach rechts: NREL, Ausra, Abengoa Solar, SES]. ...................................................................... 10

Abbildung 5: Parabolrinnen-Kraftwerk. ............................................................................. 12

Abbildung 6: Salzturm-Kraftwerk. ..................................................................................... 13

Abbildung 7: SHCC® - direkt beheizt (vereinfachte Darstellung mit Eindruckkessel), [1], [3], [9]. ................................................................................................... 18

Abbildung 8: SHCC® - indirekt beheizt (vereinfacht, ZÜ-Kreislauf nicht eingezeichnet), [3], [10]. .............................................................................. 19

Abbildung 9: Komponenten im vereinfachten Basismodell einer zweiwelligen Gasturbine in EBSILON©Professional – Software. ...................................... 24

Abbildung 10: Rauchgasseitige Heizflächenanordnung vom AHK des direkt beheizten SHCC®-Modells. .......................................................................................... 26

Abbildung 11: Zwei mögliche wasser-/dampfseitige Heizflächenanordnungen und wesentliche RB des Dampfprozesses des direkt beheizten SHCC®-Modells (Darstellung ohne Pumpen; links Spezifikation, rechts eine weitere nicht spezifizierte Variante), Bezeichnungen a) bis f) s. Tabelle 12. .................................................................................................. 27

Abbildung 12: Einfluss der Umgebungstemperatur auf den Dampfprozess einer direkt beheizten SHCC®-Anlage mit der GT THM 1304-12 ohne ZF im AHK (ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen). ....................................................................... 28

Abbildung 13: Theoretische Wirkungsgradbereiche für SHCC® -direkt-beheizt ohne ZF (ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitu ngen). ...................................................................... 28

Abbildung 14: Theoretisches Feld der Nettostromabgabe einer direkt beheizten SHCC®-Anlage (Band jeweils zwischen TU=0°C und TU=50°C) ohne ZF und ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen). ....................................................................... 29

Abbildung 15: Spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbrauch einer direkt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF und ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen. ................... 30

Abbildungen - VI -

Abbildung 16: Beispielhaftes Druckverlustkennfeld einer modellierten SHCC®-Splitanlage unter Vernachlässigung eines sich verschiebenden GT-Kennfeldes (Receiverdruckverluste aller betrachteten Turmanlagen sind vergleichbar). ....................................................................................... 30

Abbildung 17: Einfluss von Druckverlusten (0,25 bar Receiver und 0,15 bar im s. g. Splitbereich im Auslegungspunkt) gegenüber einer druckverlustfreien Rechnung (keine Druckverluste im GT-Pfad) bei jeweils 100 % GT-Last und einer Receiveraustrittstemperatur von 850 °C. ..................................... 31

Abbildung 18: Spezifische volumetrische Wärmekapazitäten von Luft und CO2 in Abhängigkeit von Druck und Temperatur. ................................................... 32

Abbildung 19: Primärseitige Heizflächenanordnungen des indirekt beheizten SHCC®-Modells; links: CO2-Kreislauf (parallele Stränge kennzeichnen eine Heizflächenverschränkung); rechts: GT-AHK. ............................................. 32

Abbildung 20: Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche RB des Dampfprozesses des indirekt beheizten SHCC®-Modells (Darstellung ohne Pumpen). ............................................................................................ 33

Abbildung 21: Nettoanlagenleistung einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF bei 100% Last in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekopplelter Solarwärme. ....................................................................... 34

Abbildung 22: Spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbrauch einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekoppelter Solarwärme. ............................ 35

Abbildung 23: Anlagennettowirkungsgrad einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekoppelter Solarwärme. ........................................................................ 35

Abbildung 24: NOx-Emissionen vs. Last unter ISO-Bedingungen (Erdgas, ohne O2-Bezug). ........................................................................................................ 38

Abbildung 25: Requirement chart. ...................................................................................... 40

Abbildung 26: SHCC®-Systemvergleich. ............................................................................ 40

Abbildung 27: Schematische Darstellung der SHCC®-Kraftwerke. ..................................... 43

Abbildung 28: Jahreswirkungsgrad der Solarfelder für die SHCC®-Vorzugsvarianten. ....... 46

Abbildung 29: Modellierung des solar-hybriden Parabolrinnen-Kraftwerks in Ebsilon (vereinfacht). ............................................................................................... 47

Abbildung 30: Wasser- / Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche Randbedingungen des Dampfprozesses des Parabolrinnen-Modells (Darstellung ohne Pumpen). ........................................................................ 48

Abbildung 31: Heizflächenanordnung auf Seite des Thermoölkreislaufes (Achtung: parallele Stränge sind als separater Bypass geschaltet) sowie die wesentlichen Randbedingungen aus Abbildung 30. .................................... 48

Abbildung 32: (A) T-s-Diagramm des Dampfkreislaufs; (B) q-T-Diagramm des Dampferzeugers. ......................................................................................... 50

Abbildungen - VII -

Abbildung 33: Salzturm-Modell: (A) Konfiguration; (B) Modellierung in Ebsilon (vereinfacht). ............................................................................................... 53

Abbildung 34: (A) T-s-Diagramm des Dampfkreislaufs; (B) q-T-Diagramm des Dampferzeugers. ......................................................................................... 54

Abbildung 35: Jahreswirkungsgrad des Solarfeldes für das Salzturm-Kraftwerk mit SM3. ............................................................................................................ 56

Abbildung 36: GuD-Modell - Schematische Darstellung. .................................................... 58

Abbildung 37: Darstellung einer OEM-GT durch die VTU-Gasturbinenbibliothek in EBSILON®Professional mit Anschlüssen für Medien und Regelgrößen. ...... 59

Abbildung 38: links: Rauchgasseitige Heizflächenanordnung des AHK des GuD-Modells (parallele Stränge kennzeichnen eine Heizflächenverschränkung); rechts: Wasser-/Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche RB des Dampfprozesses des GuD-Modells (Darstellung ohne Pumpen). .................................................. 60

Abbildung 39: spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbauch (netto) der Kombianlage für verschiedene GT-Lasten in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur. ............................................................................... 61

Abbildung 40: Nettoanlagenleistung für verschiedene GT-Lasten in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur. ......................................................................... 61

Abbildung 41: Verhalten der normierten Einspritzmengen in Abhängigkeit von eingestellter GT-Last und Umgebungstemperatur. ...................................... 62

Abbildung 42: Datenfluss der Kraftwerkssimulation. ........................................................... 63

Abbildung 43: Logik der Betriebsstrategie Solar Only. ....................................................... 64

Abbildung 44: Energiebilanzierung des solaren Kreislaufs (Quelle:[29]; mod.). .................. 65

Abbildung 45: Betriebsmodi eines solar-hybriden Kraftwerks, (Quelle:[29]; mod.). ............. 65

Abbildung 46: HTF-Flussdiagramm der SHCC®-Anlage. .................................................... 66

Abbildung 47: HTF-Flussdiagramm der Parabolrinnen-Anlage. .......................................... 67

Abbildung 48: HTF-Flussdiagramm der Salzturm-Anlage. .................................................. 67

Abbildung 49: Jahresergebnisse – Netto-Stromertrag. ....................................................... 69

Abbildung 50: Jahresergebnisse – Solaranteil. .................................................................. 70

Abbildung 51: Jahresergebnisse – spezifischer fossiler Wärmeverbrauch. ........................ 71

Abbildung 52: Jahresergebnisse – CO2-Emissionen. ......................................................... 71

Abbildung 53: Weltkarte der jährlichen Direktnormalstrahlung (DNI). ................................. 74

Abbildung 54: DESERTEC-Konzept (www.desertec.org). .................................................. 75

Abbildung 55: Geografische Lage von Hassi R'Mel (Quelle: DLR). .................................... 76

Abbildung 56: DNI in Hassi R’Mel für 2005. ....................................................................... 77

Abbildung 57: Umgebungstemperatur in Hassi R'Mel für 2005. ......................................... 77

Abbildungen - VIII -

Abbildung 58: Lebenszyklus eines Produktes als vollständiger Bilanzierungszeitraum für die Ökobilanzierung. ............................................................................... 82

Abbildung 59: Ablaufschema des Ökoindikator-99. ............................................................ 83

Abbildung 60: Schadenspotentiale einzelner Wirkungskategorien am Beispiel des Vergleiches verschiedener Solarturmkonzepte. ........................................... 83

Abbildung 61: Schadenspotentiale aggregierter Wirkungskategorien am Beispiel des Vergleiches verschiedener Solarturmkonzepte. ........................................... 84

Abbildung 62: Beispielhaftes Flussdiagramm zur Verteilung von Schadenspotential auf die Einzelursachen am Beispiel des Gittermastturmes (nur Einzelwerte >1 % berücksichtigt). ................................................................ 85

Abbildung 63: Direkt beheiztes SHCC®-Kraftwerk (betrachtet wurde die s. g. Splitausführung) mit den in der Ökobilanz berücksichtigten Sub-Systemen 1-13. ........................................................................................... 86

Abbildung 64: Indirekt beheiztes Prozessschema mit den in der Ökobilanz berücksichtigten Sub-Systemen 1-16. ......................................................... 87

Abbildung 65: Schadenspotentiale einzelner Wirkungskategorien für die betrachteten Gesamtsysteme. ......................................................................................... 88

Abbildung 66: Schadenspotentiale aggregierter Wirkungskategorien für die betrachteten Gesamtsysteme. ..................................................................... 88

Abbildung 67: Beispielhaftes Flussdiagramm zur Verteilung von Schadenspotential auf die Einzelursachen am Beispiel der indirekt beheizten Variante mit Trockenkühlung (nur Einzelwerte >1% berücksichtigt). ............................... 89

Abbildung 68: Solar Receiver für druckaufgeladene Luft (Quelle: DLR). ............................ 91

Abbildung 69: Receiver-Cluster im SOLGATE-Projekt [SOLGATE]. .................................. 92

Abbildung 70: Receiver im SOLYHCO-Projekt [38]. ........................................................... 93

Abbildung 71: Visualisierung des Grobentwurfs für das SHCC® Receiversystem. .............. 93

Abbildung 72: Optische Verlustmechanismen in Heliostatenfeldern (Quelle: [40], erweitert). .................................................................................................... 95

Abbildung 73: Heliostate. ................................................................................................... 96

Abbildung 74: THM 1304 Gasturbine. ................................................................................ 99

Abbildung 75: Entwurf zur Anbindung externer Wärmezufuhr an die THM 1304 Gasturbine. ................................................................................................ 100

Abbildung 76: Beispielhafte Darstellung der Rohr2-Software zu einer betrachteten außenisolierten Rohrkonstruktion. ............................................................. 101

Abbildung 77: Beispielhafte Ausführung eines innenisolierten Rohrsystems für die s. g.Splitaufstellung der Gasturbine. .......................................................... 102

Abbildung 78: Grundlegende Designmerkmale des koaxialen Hochtemperatur-Fluidtransportsystems (HTFTS). ................................................................ 103

Abbildung 79: Technologische Risiken und Entwicklungsnotwendigkeiten. ...................... 104

Abbildung 80: Vernetzungs- und Geometriebeispiel eines Inlinermoduls. ........................ 105

Abbildungen - IX -

Abbildung 81: Einflussfaktor Temperaturgradient für die thermische Belastung der Tragstruktur und des Inliners. .................................................................... 105

Abbildung 82: Beispielhafte Verteilung der v.-Mises-Spannung am Anschluss der oberen Tragstruktur an den Inliner. ........................................................... 106

Abbildung 83: Auflager- und Schnittkräfte an einer Trapezlagerung bzw. einem Dreiecksreibkontakt (links), Einfluss des Anstellwinkels auf die rückwirkende Lagerreibkraft. ..................................................................... 106

Abbildung 84: Beispielhafte Verteilung der v.-Mises-Spannungen im Bereich der gesickten Versteifungsstruktur des Inliners. ............................................... 107

Abbildung 85: Schadstoffarmes Brennkammersystem der THM Gasturbine. ................... 108

Abbildung 86: Prinzip konventionelle Verbrennung (Diffusionsflamme). ........................... 108

Abbildung 87: Prinzip Vormischverbrennung. ................................................................... 108

Abbildung 88: Temperaturabhängigkeit der Emissionsentstehung. .................................. 109

Abbildung 89: Ausgeführte Turmkonzepte ....................................................................... 111

Abbildung 90: Veränderung der Generatordrehzahl bei Lastabwurf und ungebremster Turbinenantriebssleistung. ........................................................................ 114

Abbildung 91: Beispielhaft betrachtetes Konzept zur Begrenzung der Überdrehzahl bei einer SHCC®-Splitvariante [53]. ........................................................... 114

- XI -

Tabellen

Tabelle 1: Arbeitspakete - Gliederung und Verantwortlichkeiten. ................................... 3

Tabelle 2: Meteorologische und geografische Daten für Hassi R'Mel, 2005. .................. 9

Tabelle 3: Definition des Designpoints. .......................................................................... 9

Tabelle 4: Risikowichtung in der QFD-Methode. .......................................................... 14

Tabelle 5: Solarwärmeeinkopplung bei einem einzigen Aufheizabschnitt innerhalb einer Gasturbinenanlage (GTA); Darstellung als zweiwellige GT. ................ 16

Tabelle 6: Solarwärmeeinkopplung bei mehreren Aufheizabschnitten innerhalb einer GTA [7], [8]. ........................................................................................ 17

Tabelle 7: Wesentliche Kennwerte entwickelter SHCC®-Varianten im Betriebszustand bei Auslegungsbedingungen (Trockenkühlung, 25 °C, 60 % relative Feuchte, tSolar = 850 °C) .......................................................... 20

Tabelle 8: Beispielhafte Auslegungsgrößen entwickelter SHCC®-Varianten. ................ 20

Tabelle 9: Zusammenstellung wesentlicher Merkmale der SHCC®-Varianten. ............. 21

Tabelle 10: Grundvarianten zur Aufstellung von SHCC®-Kraftwerken, siehe auch [1], [3], [10],[9], [12], [13], [14], [15], [16]. ..................................................... 22

Tabelle 11: Zusammenstellung wesentlicher Merkmale der grundlegenden Aufstellungsvarianten für SHCC®. ............................................................... 23

Tabelle 12: Wesentliche Randbedingungen (RB) des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt einer direkt beheizten SHCC®-Anlage bei Turmaufstellung, (Zuordnung siehe Abbildung 11). ..................................... 26

Tabelle 13: Wesentliche RB des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage mit Rohrleitungs-Druckverlusten (Zuordnung siehe Abbildung 20). ................................................................ 34

Tabelle 14: Gewichtungsmatrix des verwendeten QFD-Verfahrens. .............................. 39

Tabelle 15: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks der direkt beheizten SHCC®-Kraftwerke. ..................................................................................... 44

Tabelle 16: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes SHCC®-direkt beheizt. ........... 45

Tabelle 17: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MWel

Parabolrinnenkraftwerks. ............................................................................. 50

Tabelle 18: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes des 30 MWel Parabolrinnen-Kraftwerkes. ......................................................................... 51

Tabelle 19: Designpoint-Spezifikationen des Wärmespeichersystems des 30 MWel

Salzturms. ................................................................................................... 52

Tabelle 20: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MWel Salzturms. ....... 52

Tabellen - XII -


Tabelle 22: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes des 30 MWel Salzturms. ......... 56

Tabelle 23: Designpoint-Spezifikationen des Wärmespeichersystems des 30 MWel Salzturms. ................................................................................................... 57


Tabelle 25: Wesentliche RB des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt (Zuordnung siehe Abbildung 38). ................................................................ 59

Tabelle 26: Designpoint-Spezifikationen des GuD-Kraftwerks. ...................................... 62

Tabelle 27: Charakteristische meteorologische und geografische Daten für Hassi R'Mel, 2005. ...................................................................................... 77

Tabelle 28: Eingangsparameter. .................................................................................... 79

Tabelle 29: Leistungsdaten für den solar-hybriden Betrieb. ........................................... 80

Tabelle 30: Leistungsdaten für die Betriebszeit von 06:00 Uhr bis 22:00 Uhr. ................ 80

Tabelle 31: Leistungsdaten für die Betriebszeit 00:00 Uhr bis 24:00 Uhr. ...................... 80

Tabelle 32: Stromgestehungskosten in ct/kWh. ............................................................. 81

Tabelle 33: Aufteilung der Heliostatkosten. .................................................................... 97

Tabelle 34: Auflistung entstandener Patentanmeldungen. ........................................... 117

Tabelle 35: Auflistung getätigter Veröffentlichungen und gehaltener Vorträge. ............ 118

- XIII -

Symbole

Abkürzungen

AHDE Abhitzedampferzeuger AHK Abhitzekessel AP Arbeitspaket CSP Concentrated Solar Power DII Desertec Industrie Initiative DNI Direct Normal Irradiation DP Design Point DPMA Deutsches Patent- und Markenamt DT Dampfturbine EU Europäische Union FD Frischdampf FEM Finite Elemente Methode FOD Foreign Object Damage GIS Geografische Informationssysteme GT Gasturbine GTA Gasturbinenanlage GuD Gas und Dampf HD Hochdruck HDÜ Hochdrucküberhitzer HT Hochtemperatur HTF Heat Transfer Fluid HTFTS Hochtemperatur-Fluidtransportsystem LCA Life Cycle Assessment MD Mitteldruck MENA Middle East and North Africa ND Niederdruck NIT Nozzle Inlet Temperature NN Normal Null (Kennzeichnung der Höhe des Meeresspiegels) QFD Quality Function Deployment RB Randbedinungen RR Rohrreceiver SCR Selectiv Catalytic Reduction SEGS Solar Electricity Generation System SHCC Solar Hybrid Combined Cycle SM Solar Multiple tbd to be defined VR Volumetrischer Druckreceiver VSFH Variable Sequential Fluid Heating WTM Wärmeträgermedium ZF Zusatzfeuerung ZÜ Zwischenüberhitzung

Symbole - XIV -

Formelzeichen

a 1𝑎

Annuitätsfaktor

A m² Fläche H m Aufstellungshöhe über NN

�� 𝑘𝑔𝑠

Massenstrom

n a Rechnerische Nutzungsdauer η % Wirkungsgrad P kW..MW Leistung p bar Druck

p %𝑎

Kalkulatorischer Zinssatz

�� kW..MW Wärmemenge q % Zinsfaktor

Rm 𝐽

𝑘𝑔 ∙ 𝐾 Spezifische Gaskonstante

T; t K; °C Temperatur

�� 𝑚³𝑠

Volumenstrom

Indizes

A aux. Burner – Zusatzbrenner C Solarfeld D Dumping-Vernichtung F Solarfeld ISO Kennzeichnung von ISO-Normbedingungen L Load - Last

netto kennzeichnet Werte, bei denen der Eigenbedarf und allen sonstigen Abzüge berücksichtigt sind

PB Powerblock R Receiver S Speicher System Kennzeichnet eine Gesamtanlage U Umgebung

- 1 -

I Aufgabenstellung und Vorhabenablauf

1 Aufgabenstellung

Bei dem Vorhaben handelt es sich um die erste Etappe einer Technologieentwicklung mit der finalen Zielstellung zur Umsetzung einer Pilot- bzw. Demonstrationsanlage, wenn sich das zu entwickelnde Referenzkonzept bei Berücksichtigung technischer, wirtschaftlicher und ökologischer Aspekte mittelfristig als großtechnisch umsetzbar erweist. Das Kraftwerkskonzept basiert auf der heute verfügbaren bzw. mit technischen Anpassungen realisierbaren Solar- und Gasturbinen-Anlagentechnik, d. h. auf den von der DLR ausgelegten Solaranlagenkomponenten und der MAN-Gasturbinenanlage THM 1304-12, die aufgrund ihrer Leistungsparameter, ihrer zweiwelligen Ausführung sowie der Realisierbarkeit des Rekuperatorprinzips über einzigartige Voraussetzungen für die geplante Entwicklung verfügt.

Für die im Rahmen dieses Vorhabens zu erstellende Vorstudie werden folgende Einzelzielstellungen gesetzt:

• Aufstellung von Kriterien für die Bewertung der zu untersuchenden Prozessvarianten und Definition von „Benchmark“-Prozessen

• Ermittlung mindestens einer Vorzugsvariante aus der gesamtheitlichen Untersuchung von mindestens 6 Schaltungs- und Aufstellungsvarianten

• Bewertung der technischen und wirtschaftlichen Realisierbarkeit einer SHCC®-Anlage in der vorgesehenen Leistungsgröße und mit einem vertretbaren Risiko, Ableitung von Anforderungen für die Technologieentwicklung einer Pilot- bzw. Demonstrationsanlage.

2 Voraussetzungen für das Vorhaben

Das Vorhaben deckt sich wie folgt mit den Schwerpunkten des 5. Energieforschungsprogramms der Bundesregierung:

• Energieforschung des BMU: Hochtemperatur-Solarthermie/Solarturmkraftwerke/„...Optimierung von solaren Kraftwerkskomponenten sowie bei der Einkopplung der Hochtemperaturwärme in Dampf- bzw. Gasturbinenprozesse“ weiterhin: Schaffung der Voraussetzungen für die Markteinführung von Technologielinien durch Realisierung von Pilot- und Demonstrationsanlagen weiterhin: „Technologieführerschaft in besonders innovativen Bereichen, wie ... und der solarthermischen Kraftwerke zur Sicherung des Hightech-Standortes Deutschland und seiner Exportchancen ...“ (5. Energieforschungsprogramm)

• Energieforschung des BMWT: Rationelle Energieumwandlung/Kraftwerkstechnik auf Basis Kohle und Gas/Kohle und Gas so effizient wie möglich nutzen (Strategielinie 1 des BMWT)

Aufgabenstellung und Vorhabenablauf - 2 -

Der Forschungsverbund aus DLR, TUD, VGB und MAN bietet hervorragende Voraussetzungen für die arbeitsteilige Zusammenarbeit bei der vorgesehenen Technologieentwicklung, indem die Kompetenzen einerseits zur Solarenergie bzw. Solaranlagentechnik und andererseits zur Gasturbinentechnik gleichermaßen vertreten sind.

3 Vorhabenplanung und –ablauf

Die Technologieentwicklung bis hin zum Betrieb einer Demoanlage ist in folgenden Etappen vorgesehen, Abbildung 1.

Abbildung 1: Etappen der SHCC®-Technologieentwicklung.

In diesem Projekt (Phase 1 – Vorstudie) werden die in Tabelle 1 aufgeführten Arbeitspakete bearbeitet. Die Umsetzung erfolgt hier dem themenspezifischen Know-How und den verfügbaren Kapazitäten folgend arbeitsteilig und in Absprache der Projektpartner.


Tabelle 1: Arbeitspakete - Gliederung und Verantwortlichkeiten.

Einzelfragestellungen Bearbeiter AP 1 - Parameter- und Datenspezifikation sowie Definition von Bewertungskriterien

• Spezifikation der Parameter und der für die Prozesssimulation relevanten Kenndaten von GTA und Solaranlagenkomponenten

• Aufstellung von Bewertungskriterien • Definition von „Benchmark“-Prozessen und Datenspezifikation

Alle

Alle Alle

AP 2 - Prozessmodellierung und -simulation, Variantenuntersuchungen (Schaltungs- und Aufstellungsvarianten), Prozessoptimierung

• Modellierung Kombi-Prozess für spezifizierte Parameter, wärmetechnische Berechnung und Prozessoptimierung

• Modellierung eines solarthermischen Dampfkreisprozesses für spezifizierte Parameter („Benchmark“-Prozess) und wärmetechnische Berechnung

• Modellierung der SHCC-Schaltungsvarianten, wärmetechnische Berechnung mit Berücksichtigung der Wärme- und Druckverluste

• Vergleich der Schaltungs- und Aufstellungsvarianten (Auswirkungen auf GTA und periphere Anlagentechnik, Wärme- und Druckverluste)

• Bilanzierung der NOx-Emissionen für Standard-Brennkammer und nachgeschalteter SCR-Anlage, Bilanzierung der CO2-Emissionen, Schlussfolgerungen

• Ermittlung Vorzugsvariante(n) und Bewertung durch Vergleich mit den „Benchmark“-Prozessen (Kombiprozess und solarthermischer Dampfkreisprozess)

• Auslegung der Solarturm-Systeme für die jeweiligen Varianten • Jahresertragsberechnung

TUD

TUD

TUD

Alle

VGB, MAN, TUD

Alle

DLR DLR

AP 3 - Standort • Untersuchung potentieller Standorte und Risikoanalyse • Standortbewertung mit Berücksichtigung weiterer Aspekte, wie z. B.

Logistik, Netzanbindung, Verfügbarkeit von Wasser (als Prozesswasser und für Reinigung)

DLR, MAN DLR, MAN

AP 4 - Wirtschaftliche und ökologische Bewertung • Ermittlung/ Abschätzung der Investitions- und Betriebskosten für SHCC-

Vorzugsvariante(n) • Wirtschaftlichkeitsbewertung mit Variation relevanter Einflussgrößen • Ökologische Bewertung des SHCC-Konzepts und einer kombinierten Gas-

Dampf-Anlage unter Verwendung einer geeigneten Bewertungsmethode des Ecodesign-Konzepts

Alle

VGB TUD

AP 5 - Entwicklung technischer Lösungsansätze für Anlagenkomponenten der Vorzugsvariante

• Solaranlagen-Komponenten (Spiegel, Receiver) für die Einkopplung der solaren Hochtemperaturwärme in den Gasturbinenprozess

• Gasturbine (Anpassung der verfügbaren Technik an die SHCC-Vorzugsvariante)

• Fluidförderung bei hohen Temperaturen

DLR

Alle

TUD, VGB AP 6 - Anlagen und Bauwerkssicherheit

• Baustatische Untersuchung zum Solarturm für die Vorzugsvariante • Konzept Begrenzungs-, Überwachungs- und Schutzeinrichtungen

MAN, DLR MAN, DLR

AP 7 - Dokumentation und Öffentlichkeitsarbeit • Patentrecherche • Öffentlichkeitsarbeit • Abschlussbericht

DLR Alle Alle


4 Wissenschaftlicher und technischer Stand vor Vorhabenbeginn

Solarthermische Kraftwerke, bei denen die Solarstrahlung gebündelt und als Hochtemperaturwärme in einen Energieumwandlungsprozess eingekoppelt wird, stehen seit vielen Jahren im Fokus von Forschung und Entwicklung. Realisiert wurden bisher nur wenige Anlagen. Dabei handelt es sich zudem vorwiegend um Anlagen mit Dampfkreisprozessen. In der Ausführung als Parabolrinnen-Kraftwerk werden derzeit Kollektorbetriebstemperaturen bis etwa 400 °C erreicht.

International existieren weiterhin Erfahrungen aus realisierten Solarturm-Kraftwerken auf Basis von Dampfkreisläufen. Dabei ist z. B. die in Spanien in Betrieb genommene Anlage PS10 zu nennen, die mit ihrer elektrischen Leistung von 11 MW in der Leistungsgröße des in diesem Vorhaben zu entwickelnden Kraftwerkskonzepts liegt, jedoch als rein solarthermische Anlage konzipiert ist und über maximale Dampfparameter von 250 °C/ 40 bar verfügt. Weitere Solarturmprojekte in Spanien (PS20) und den USA sind in Vorbereitung bzw. in Betrieb. Während die niedrigen Dampfparameter in Bezug auf die Effizienz des Prozesses als Nachteil anzusehen sind, bietet der Dampfkreisprozess die Möglichkeit die Maschinentechnik auf dem Boden aufzustellen, ohne dass die Verluste beim Wärmetransport vom Receiver zur Turbine entscheidend ins Gewicht fallen. Damit sind große Leistungseinheiten vergleichsweise einfach zu realisieren.

Für Gasturbinenanlagen wurden erst in den letzten Jahren die entscheidenden Fortschritte für eine Anwendungsreife erzielt. Vor allem die benötigten Receiver mussten dazu entwickelt werden. Als einziges Demonstrationsbeispiel einer Solarhybrid-Gasturbinenanlage ist die von der DLR und anderen Partnern errichtete Versuchsanlage in Almeria (Spanien) bekannt, die mit einem modifizierten Helikopter-Triebwerk betrieben wird, das sich im Solarturm

Abgesehen von den damit verbundenen Anforderungen an die Brennkammer (großer Lastbereich, Betrieb bei hohen Verbrennungsluft-Eintrittstemperaturen) sind auch die Druck- und Wärmeverluste von Bedeutung, wenn man davon ausgeht, dass die GTA

befindet und bei dem die Verbrennungsluft zwischen Verdichteraustritt und Brennkammereintritt solar aufgeheizt wird. In dieser Testanlage wurden Receiveraustrittstemperaturen bis über 1000 °C erreicht. Die Einkopplung solarer Hochtemperaturwärme in den Gasturbinenprozess erfordert in jedem Fall eine spezielle Bauweise der Gasturbinenanlage (GTA), bei der der gesamte Verdichterluftmassenstrom - oder ein Teil davon – am Verdichteraustritt die GTA verlässt, durch die Receivermodule geleitet und dort aufgeheizt wird und schließlich in die Brennkammer wieder eintritt. Nur sehr wenige GTA bieten diese Möglichkeit.

nicht

Die Unterschiede und Vorteile des im geplanten Vorhaben verfolgten Konzepts gegenüber dem Stand der Technik lassen sich wie folgt zusammenfassen:

wie bisher im Turm, sondern entsprechend der genannten Aufstellungsvarianten angeordnet wird.

• Niedriger fossiler Brennstoffwärmeverbrauch (< 6000 kJErdgas/kWhelektrisch) durch optimierte Einkopplung der Hochtemperatur-Solarwärme in die GTA und Nachschaltung eines Dampfkreisprozesses (SHCC-Prozess)

• Elektrische Anlagenleistung: 10 MW < P < 20 MW • Realisierbarkeit unterschiedlicher Schaltungs- und Aufstellungsvarianten der

Anlagentechnik aufgrund der Merkmale der GTA THM 1304-12, Optimierung der Anlagenschaltung


Damit wird mit diesem Vorhaben im internationalen Maßstab bezüglich Effizienz/Brennstoffwärmeverbrauch, Anlagenleistung und Betriebsflexibilität Neuland auf dem Gebiet der Solarturmkraftwerke betreten.

5 Zusammenarbeit

Die arbeitsteilige Zusammenarbeit ist aus dem Arbeitsprogramm ersichtlich (Seite 2 und folgende). Damit wird die Expertise eines jeden Projektpartners bestmöglich genutzt, um die Projektzielstellung zu erreichen. Als Projektkoordinator tritt MAN Diesel & Turbo SE auf (zu Projektbeginn noch Firmierung unter MAN Turbo).

Eine Zusammenarbeit mit Dritten ist in diesem Vorhaben noch nicht vorgesehen, ist aber bei der Fortführung (Phase 2: Technologieentwicklung) erforderlich.

MAN Diesel & Turbo SE Projektkoordination

VGB PowerTech e.V.

DLR TU Dresden SHCC®

Abbildung 2: Definition der Zusammenarbeit zwischen den Projektpartnern.

- 7 -

II Durchführung des Vorhabens

1 Arbeitspakete und erreichte Ziele

AP 1 Parameter- und Datenspezifikation sowie Definition von Bewertungskriterien

Die Aufgabenstellungen und gesetzten Ziele dieses Arbeitspaketes wurden vollständig erreicht.

a) Parameterspezifikation

In diesem Arbeitspaket wurden die Basisdaten und die Spezifikationen für die SHCC®-Kraftwerke erarbeitet und definiert. Die detaillierte Darstellung der Spezifikationen für die verschiedenen SHCC®-Anlagenkonzepte, die in dieser Studie ausgewählt, ausgelegt und optimiert wurden, erfolgt in AP 2. Die Spezifikationen bilden die Grundlage, um das Betriebsverhalten dieser Systeme zu simulieren, die Jahresstromerträge und die Stromgestehungskosten zu ermitteln sowie die Anlagen miteinander vergleichen zu können.

Das SHCC®-Anlagenkonzept basiert auf einem solarthermischen Turmkraftwerk mit kombiniertem Gas- und Dampf-Prozess (GuD). Ein derartiges Kraftwerk besteht, wie in

SHCC® (Solar-Hybrid-Combined-Cycle)

Abbildung 3 dargestellt, aus dem Solarfeld mit Heliostaten, einem Strahlungsempfänger (druckaufgeladener Receiver), der auf einem Turm montiert ist, und einer für den solar-hybriden Betrieb modifizierten Gasturbine. Das Grundprinzip eines solchen Konzeptes besteht in der sequentiellen Aufwärmung des Fluidstromes in der Gasturbinenanlage. Damit ist es möglich, die Verbrennungsluft vor der mit fossilem oder biogenem Brennstoff betriebenen Brennkammer signifikant solarthermisch aufzuheizen [1].

a) Solarturmanlage auf der PSA b) Schema des SHCC®-Kraftwerks

Abbildung 3: SHCC®-Kraftwerk.

Neben der Wirtschaftlichkeit eines Kraftwerkes ist die Versorgungssicherheit eine der wichtigsten Bedingungen im Energiesektor. Nur wenn ein solares Kraftwerk in der Lage ist, Strom nach Bedarf zu liefern, kann auf die Erzeugungskapazität von anderen konventionellen fossilen Kraftwerken (Back-up) verzichtet werden. Deswegen ist die

Abhitzekessel

Dampfturbine

Receiver

Gasturbine Kondensator

Brennkammer

SolarturmSolarfeld

Durchführung des Vorhabens - AP 1 - - 8 -

Versorgungssicherheit und ggfs. Grundlastfähigkeit von solarthermischen Kraftwerken eine sehr wichtige Voraussetzung, um den sicheren Übergang zu einer rein regenerativen Stromerzeugung zu gewährleisten. Um in den Nachtstunden und an den Tagen, an denen es keine oder nur unzureichende Sonnenstrahlung gibt, trotzdem Strom zu produzieren, stehen für solarthermische Kraftwerke grundsätzlich zwei technische Optionen zur Verfügung: die Anwendung von thermischen Speichertechnologien und/oder die Hybridisierung des Kraftwerks. Dementsprechend weist das SHCC®-Kraftwerk als solar-hybride Anlage folgende Vorteile auf:

• Hohes Potential zur Reduzierung von Brennstoffkosten für solarthermisch erzeugten Strom

• Höchst möglicher Wirkungsgrad zur Wandlung von Solarwärme in Strom • Prozessdesign und hohe Wirkungsgrade reduzieren Aufwand für Trockenkühlung

in Wüstengebieten • Bedarfsgerechte Stromerzeugung (maximale Leistungs- und Arbeitsausnutzung

bei fluktuierender Solarstrahlung) • 24h-Betrieb ohne Speicher möglich • Vermeidung konventioneller Backup Kraftwerke • Hoher Solaranteil (Jahresanteil in Grundlast ca. 30 %, bei Betrieb in

Sonnenstunden bis zu 70 % möglich)1

Zur Auslegung, Optimierung und Simulation des Betriebsverhaltens der betrachteten Anlagen sind detaillierte Spezifikationen notwendig. Da der Kraftwerksstandort für die später geplante Pilotanlage noch nicht feststeht, mussten für die System- und Untersystembearbeitungen vorläufige Basisdaten zugrunde gelegt werden. Unter Beachtung der Standortkriterien und im Zusammenhang mit dem DESERTEC-Konzept wurde ein Standort in Nordafrika als fiktive Möglichkeit ausgewählt (siehe hierzu

Basisdaten und gemeinsame Randbedingungen

AP 3).

Für die SHCC®-Kraftwerke wurden folgende Basisdaten definiert:

• Leistungsgröße: 30 MWel2

• Receiver-Gasaustrittstemperatur: 850 °C

• Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung)3

• Optimierung des Solarfeldes für maximalen Jahresenergieertrag und Wirtschaftlichkeit

• Betriebsfälle4

In

: Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast (0-24 Uhr)

AP 2 werden grundsätzliche Möglichkeiten der solaren Wärmeeinkopplung in den Gasturbinenprozess diskutiert, um gemeinsam mit der nachfolgenden Analyse zu den Möglichkeiten für die Schaltungs- und Aufstellungsvarianten der SHCC®-Anlagen die Vorzugsvarianten mit einer Bewertungsmethodik auswählen zu können. Für die

1 Gilt für heute verfügbare Technologie. Darüber hinausgehende Potentiale sind vorhanden. 2 Aufgrund der signifikanten Größenabhängigkeit von DT im betrachteten Leistungsbereich bezüglich

Effizienz und Kosten wird eine 30 MWel-SHCC®-Anlage gegenüber der ursprünglich geplanten 20 MWel Leistungsklasse präferiert.

3 Die Abbildung der Trockenkühlung erfolgt analog AP 2; a) nach Formel (2-4), [2]. 4 Jeweils mit 100 % der umgebungsabhängigen Anlagenleistung.


Vorzugsvarianten wurden in diesem Arbeitspaket (AP 1) die detaillierten Spezifikationen erarbeitet. Diese werden ebenfalls in AP 2 dargestellt und diskutiert.

Um die Ergebnisse der Jahressimulationen besser miteinander vergleichen zu können, wurden die Kraftwerke mit folgenden gemeinsamen Annahmen und Einstellungen ausgelegt und modelliert.

Als gemeinsamer Standort für alle untersuchten Kraftwerke wurde der Standort Hassi R'Mel im Norden von Algerien festgelegt (

Standort und meteorologische Daten

Tabelle 2, weitere Details siehe AP 3).

Tabelle 2: Meteorologische und geografische Daten für Hassi R'Mel, 20055

.

Einheit Wert Ort Hassi R'mel - Algerien Latitude [°] N 32,9 Longitude [°] E 3,3 Höhe [m] 746 DNI pro Jahr [kWh/m2a] 2258 * Lufttemperatur (mittel/min/max) [°C] 19,2 / 0,2 / 41,7 ** Rel. Luftfeuchte (mittel) [%] 42,9 ** Luftdruck (mittel) [mbar] 932 ** Feuchtkugeltemperatur (mittel/min/max) [°C] 11,2 / -2,1 / 23,2 **

Die Spezifikationen zum gemeinsamen Designpoint (Auslegungspunkt) sind für die Solarfelder und das Kraftwerk bzw. für die jeweiligen Kraftwerksprozesse in

Design point

Tabelle 3 zusammengefasst.

Tabelle 3: Definition des Designpoints.

Bezeichnung Einheit Hassi R’Mel Design point (DP) [dd:mm - hh] 21.03. – 12:00 (solar noon) DNI @DP [W/m²] 921 Lufttemperatur @DP (ambient) [°C] 25 Luftdruck @DP [bar] 1.013 Rel. Luftfeuchte @DP [%] 60

5 Quellen: * - DLR; ** - Meteonorm 6.1.0.9


b) Benchmarkprozesse

In diesem Arbeitspaket wurden verschiedene Technologien für solarthermische Kraftwerke als Benchmark für die SHCC®-Kraftwerke definiert und spezifiziert. Zunächst musste aus den verfügbaren Technologien eine kleine Auswahl getroffen werden, um diese mit einem hohen Detaillierungsgrad auslegen, optimieren und letztendlich mit den SHCC®-Kraftwerken vergleichen zu können.

- Solarthermische Kraftwerke und solar-hybride Kraftwerke -

Solarthermischen Kraftwerken wird unter den erneuerbaren Energien ein entscheidender Anteil an der zukünftigen globalen Stromerzeugung zugesprochen [2]. Zur solarthermischen Stromerzeugung werden aktuell weltweit vier Technologien verfolgt: Parabolrinnen-Anlagen, Fresnel-Anlagen, Solarturm-Anlagen und Dish-Anlagen (Abbildung 4).

Parabolrinne Fresnel Solarturm Paraboloid

Abbildung 4: Solarthermische Kraftwerke [Quellen von links nach rechts: NREL, Ausra, Abengoa Solar, SES].

Parabolrinnen-Anlagen sind derzeit am weitesten entwickelt und kommerziell am Markt verfügbar. Die Betriebstemperaturen dieser Anlagen liegen bei ca. 400 zukünftig auch bis 550°C, bei einem Konzentrationsfaktor von derzeit etwa 80. Fresnel-Anlagen können vergleichbare Parameter wie Parabolrinnen-Anlagen erreichen. Solarturm-Kraftwerke erzielen mit Konzentrationsfaktoren von etwa 500 bis 1000 Betriebstemperaturen von 600°C bis über 1000°C. Parabolspiegel-Anlagen (Dish-Anlagen) weisen Konzentrationsfaktoren über 1000 auf, übliche Betriebstemperaturen liegen bei 700°C. Diese Systeme sind für dezentrale Anlagen kleiner Leistung oder für Solarparks in der Entwicklung.

Sowohl bei den Parabolrinnen-Kraftwerken als auch bei den Solarturmkraftwerken wird derzeit mit Hochdruck an Prozessen mit hohen Temperaturen gearbeitet, die hohe Wirkungsgrade des Kreisprozesses ermöglichen und somit das Potential bieten, die Stromgestehungskosten zu reduzieren.

Bei den Parabolrinnen-Kraftwerken werden derzeit mehrere unterschiedliche Konzepte verfolgt. Ein wesentliches Unterscheidungsmerkmal ist das verwendete Wärmeträgermedium (WTM; englisch: Heat Transfer Fluid - HTF). Stand der Technik ist der Einsatz eines Thermoöls, das Temperaturen von ca. 400°C erlaubt. Weiter stehen im Fokus der Einsatz der Direktverdampfung des Wasserdampfs im Absorberrohr des Kollektors und der Einsatz von Flüssigsalzschmelzen als WTM. Beide Prozesse erlauben Temperaturen bis ca. 550°C, stellen aber auch besondere neue Herausforderungen. Gemeinsam haben die Konzepte für Parabolrinnen-Kraftwerke, dass ein auf die möglichen Temperaturen angepasster effizienter Dampfprozess zum Einsatz kommt.


Bei den Solarturmkraftwerken werden derzeit mehrere parallele Konzepte verfolgt, die sich ebenfalls durch das verwendete WTM unterscheiden. Dies beeinflusst den Receivertyp maßgeblich. Die wichtigsten Optionen sind Systeme mit direkter Dampferzeugung (Sattdampf, überhitzter bzw. überkritischer Dampf), Systeme mit flüssigem WTM (Flüssigsalz, Flüssigmetall), Systeme mit Luft als WTM (atmosphärisch oder druckaufgeladen) und Systeme mit Partikelreceiver (direkt bestrahlter Partikel-Fallfilm). Bei den Solarturmkraftwerken bieten sich durch die hohen Temperaturen je nach Konzept mehrere Möglichkeiten an: Dampfprozesse mit unter- oder überkritischen Dampfparametern sowie mit und ohne Zwischenüberhitzung, effiziente Gas- und Dampfkraftwerke oder aber Gasturbinenkraftwerke in optimierten Schaltungsvarianten.

Zur Auswahl von Benchmarkprozessen für die SHCC®-Kraftwerke wurden solarthermische Kraftwerke ausgesucht, die in Wüstengebieten zum Einsatz kommen können und die Möglichkeit zur Grundversorgung bieten. Grundsätzlich kann aus technischer Sicht jedes solarthermische Kraftwerk durch die Hybridisierung und Speichereinbindung zur Grundversorgung eingesetzt werden. Wichtiger ist die Frage, welcher Kraftwerkstyp unter diesen Voraussetzungen die geringsten Stromgestehungskosten bei minimalen CO2-Emissionen erreichen kann.

Folgende Benchmarkprozesse wurden ausgewählt:

• Parabolrinnenkraftwerk (mit Thermoöl) • Salzturmkraftwerk • konventionelles GuD-Kraftwerk

Die zwei Solarkraftwerke wurden als solar-hybride Kraftwerke ausgelegt, die zudem einen thermischen Speicher beinhalten. Durch einen fossilen Brenner können diese Anlagen rein solar, rein fossil oder solar-hybrid betrieben werden. Der thermische Speicher ermöglicht einen Betrieb mit solarer Energie, auch wenn keine Solarstrahlung nutzbar ist. Das konventionelle GuD-Kraftwerk wurde als Referenzkraftwerk definiert, um die SHCC®-Kraftwerke mit heute aktuellen, modernen GuD-Kraftwerken vergleichen zu können.

- Parabolrinnen-Kraftwerk -

Parabolrinnen-Kraftwerke mit Thermoöl als Wärmeträgermedium werden seit den 1980er Jahren erfolgreich in Kalifornien betrieben (SEGS-Kraftwerke). In den letzten Jahren sind weltweit zahlreiche neue Anlagen gebaut worden oder befinden sich gerade in der Fertigstellung. Ein Beispiel hierfür sind die Andasol-Kraftwerke 1-3 (Abbildung 5a) mit einer elektrischen Leistung von jeweils 50 MWel. Andasol 1 wurde Ende 2008, Andasol 2 2009 an das spanische Netz angeschlossen. Andasol 3 befindet sich im Bau. Dass heutzutage so viele Projekte im Bau oder in Planung sind, unterstreicht die seit den Anfängen der SEGS-Kraftwerke erlangte technologische Reife.

In (Abbildung 5b) ist das Schema der Andasol 1-Anlage dargestellt. Thermoöl wird als Wärmerträgermedium im Kollektorfeld verwendet. Dieses überträgt die thermische Energie aus dem Solarfeld über Wärmeübertrager entweder an einen konventionellen Dampfprozess oder an einen thermischen Speicher mit Salzschmelze. Wenn nicht genügend Solarenergie vom Solarfeld verfügbar ist, kann die thermische Energie für den Dampfprozess aus dem Speicher oder dem fossilen Brenner geliefert werden.


a) Parabolrinnen-Kraftwerk: Andasol 1 in Südspanien [Quelle: SolarMillennium]

b) Schema des Parabolrinnen-Konzeptes

Abbildung 5: Parabolrinnen-Kraftwerk.

Folgende Basisdaten wurden spezifiziert:

• Standort: analog SHCC®-Kraftwerke • Designpoint: analog SHCC®-Kraftwerke • Leistungsgröße: 30 MWel • Temperaturen im Kollektorfeld: Eintritt 293 °C und Austritt 393 °C. • Dampfturbine mit Zwischenüberhitzung und mehrfacher Speisewasservorwärmung • Dampftemperaturen Frischdampf: 371 °C/100 bar • Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung)6

• Solaranteil im Designpoint: 100 %


• Betriebsfälle7

Die detaillierten Spezifikationen für das Parabolrinnen-Kraftwerk sind in

: Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast (0-24 Uhr)

AP 2 dargestellt.

- Salzturm -

Im Bereich der Salztürme wurden bereits mehrere Demonstrationsanlagen errichtet. Die bekannteste und größte Anlage ist das 1996 in Betrieb genommene Solar Two-Kraftwerk mit 10 MWel elektrischer Leistung in Barstow, USA, (Abbildung 6a). Die Entwicklungen, der Bau und der Betrieb der Demonstrationsanlagen haben den Weg für das erste kommerzielle Salzturmkraftwerk bereitet, dass sich derzeit in Spanien im Bau befindet (Solar Tres bzw. Gemasolar). Dieses Kraftwerk mit einer Leistung von 17 MWel soll 2011 fertiggestellt sein. Darüber hinaus befinden sich zahlreiche Salzturmkraftwerke weltweit in Planung.

Der Kraftwerkstyp ist ein Solarturmkraftwerk mit einem Dampfprozess und einer Salzschmelze als Wärmeträgermedium, welche auch für die thermische Speicherung verwendet wird. Abbildung 6b zeigt das Schema einer solchen Anlage. Der fossile Brenner erlaubt einen Betrieb der Anlage auch in solar-hybrider oder rein fossiler Fahrweise.

6 Die Abbildung der Trockenkühlung erfolgt analog AP 2; a) nach Formel (2-4), [2]. 7 Jeweils mit 100 % der umgebungsabhängigen Anlagenleistung.

Solarfeld

Salzspeicher G

Dampferzeuger

Kondensator Gasbrenner

Dampf turbine


a) Solar Two-Kraftwerk in Kalifornien – USA [Quelle: Sandia]

b) Schema eines Solarturms mit flüssigem Salz als Wärmeträgermedium

Abbildung 6: Salzturm-Kraftwerk.


• Standort: analog SHCC®-Kraftwerke • Designpoint: analog SHCC®-Kraftwerke • Leistungsgröße: 30 MWel • Temperaturen im Receiver: Eintritt 290 °C und Austritt 565 °C. • Dampfturbine mit Zwischenüberhitzung und mehrfacher Speisewasservowärmung • Dampftemperaturen Frischdampf: 552 °C/126 bar • Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung)8

• Solaranteil im Designpoint: 100 %


• Betriebsfälle: Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast (0-24 Uhr)

Die detaillierten Spezifikationen für das Salzturm-Kraftwerk sind in AP 2 dargestellt.

- Konventionelles GuD-Kraftwerk -

Als Referenz für die Bewertung wichtiger technischer, wirtschaftlicher und ökologischer Kennwerte wurde ein konventionelles, fossil gefeuertes GuD-Kraftwerk definiert. Es handelt sich hierbei um ein Kraftwerk mit einer SIEMENS-Gasturbine SGT5-1000F9


Gasturbine mit nachgeschaltetem Dampfprozess.

• Standort: analog SHCC®-Kraftwerke • Designpoint: analog SHCC®-Kraftwerke • Leistungsgröße: 95 MWel • Rückkühlung mittels Luftkondensationsanlagen (Trockenkühlung)7 • Betriebsfälle: Solar (während Sonnenstunden), Mittellast (6-22 Uhr) und Grundlast

(0-24 Uhr)

Die detaillierten Spezifikationen für das GuD-Kraftwerk sind in AP 2 dargestellt.

8 Die Abbildung der Trockenkühlung erfolgt analog AP 2; a) nach Formel (2-4), [2]. 9 Ältere Bezeichnung: Siemens-Westinghouse V64.3A

Solarturm

Heißer Tank

Gasbrenner

G

Dampferzeuger

Kondensator Solarfeld

Kalter Tank

Dampfturbine


c) Bewertungskriterien

Die im Rahmen dieses Projektes behandelten komplexen technischen Systeme können ausschließlich mit Hilfe von speziellen Methoden bewertet und untereinander verglichen werden. Dabei ist es wichtig, dass die zur Anwendung kommenden Bewertungskriterien möglichst umfassend definiert sind, um eine Bewertung nicht nur aus technischer, sondern auch aus kommerzieller Sicht zu ermöglichen. Die Definition dieser Bewertungskriterien ist sicherlich abhängig von der Zusammensetzung der bewertenden Personengruppe und deren individuellen Erfahrungen. Um die Subjektivität einer Entscheidung abzumildern, sind zwei unterschiedliche Bewertungsverfahren im Rahmen dieser Projektstudie zum Einsatz gekommen. Dabei handelt es sich zum einen um die QFD-Methode (Quality Function Deployment) und zum Zweiten um ein standardisiertes Bewertungsschema, das die einzelnen Kriterien relativ zu sich selbst und relativ untereinander bewertet. Die Festlegung der Wichtung der Kriterien erfolgte gemeinsam durch die gesamte Arbeitsgruppe, um individuelle Einflüsse möglichst auszuschalten und zu einer neutralen Bewertung zu kommen. Die Bewertungskriterien lassen sich in folgende Klassen einteilen:

1. Entwicklungsaufwände

2. Leistungsfähigkeit der Anlage

3. Service und Lebensdauer

4. Montageaufwände

5. Kosten

6. Wirtschaftlichkeit

Zu diesen Hauptbewertungskriterien sind bis zu sieben weitere Unterkriterien definiert worden. Diese können dem Anhang XVI entnommen werden.

Für QFD sind andere Zielgrößen als Bewertungskriterien definiert worden. Dies geschah mit Absicht, um mit einem leicht modifizierten Ansatz Ähnlichkeiten oder implizite Präferenzen auszugleichen. Letzten Endes, wie man dem Anhang XVI entnehmen kann, zielen diese jedoch in die gleiche Richtung. QFD unterscheidet sich jedoch in einer wesentlichen Ausprägung von der Vergleichsmethode. Zusätzlich zu den Bewertungskriterien definiert die QFD-Methode Risiken für die verschiedenen Lösungsvarianten einer Aufgabenstellung. Die definierten Risiken können der nachfolgenden Tabelle entnommen werden.

Tabelle 4: Risikowichtung in der QFD-Methode.

Kurzbeschreibung Nr. Details – identifizierte Risiken Wichtung

Entwicklungszeit zu lang 1 Umfangreiche Tests verzögern die Entwicklung 8

Performance wird nicht erreicht 2 nicht wettbewerbsfähig zu anderen CSP Systemen 7 Systemdynamik nicht beherrschbar 3 Maschine kann nicht auf BL betrieben werden 8

Bauaufwand zu hoch 4 Transportprobleme und Kosten 6

Kunde akzeptiert das Produkt nicht (veraltet, zu teuer) 5

Performance des SHCC Systems ist nicht mehr aktuell, ein upgrade ist nicht möglich, Kosten sind zu hoch

9

Es ist anzumerken, dass ausschließlich Risiken definiert worden sind, die eine relativ hohe bis mittlere Eintrittswahrscheinlichkeit haben und deren Auswirkungen entsprechend hoch sind.


Beiden Methoden ist gemeinsam, dass die verschiedenen Parameter gewichtet werden müssen und zwar jedes einzelne Kriterium gegen jedes andere. Schon daran ist zu erkennen, dass bei einer Anzahl von sechs Hauptgruppen mit entsprechender Anzahl von Untergruppen ohne ein standardisiertes Verfahren eine sehr umständliche Vorgehensweise resultieren würde. Die hier vorgeschlagenen Verfahren zeichnen sich jedoch durch eine relativ einfache Handhabung aus und sind nicht zuletzt deshalb ausgewählt worden.

MAN Diesel & Turbo hat insbesondere die QFD-Methode in einer Mehrzahl von Entwicklungsprojekten erfolgreich zum Einsatz gebracht, um verschiedene alternative Lösungen für die Entwicklung und Konstruktion von Komponenten untereinander zu vergleichen und neutral zu bewerten. Dieses Verfahren ist deshalb im Rahmen der SHCC®-Projektstudie zum Einsatz gekommen (siehe AP 2 c)).


AP 2 Prozessmodellierung und- simulation, Variantenuntersuchungen (Schaltungs- und Aufstellungsvarianten), Prozessoptimierung

a) SHCC®-Prozesse

Das Kapitel stellt zusammenfassend die Untersuchungen bezüglich möglicher Anlagenkonfigurationen für SHCC® vor. Der Fokus lag, neben den Voruntersuchungen zur Wärmeeinkopplung, auf den entwickelten Prozessvarianten mit der Gasturbine (GT) THM 1304-14 des Projektpartners MAN Diesel & Turbo SE. Weiterführende theoretische Betrachtungen zu solar-hybriden Gasturbinen sind den Veröffentlichungen der Projektpartner zu entnehmen, [3], [4], [2].

Prozessbetrachtungen wurden schwerpunktmäßig mit der Software EBSILON©Professional [5] durchgeführt. Beim Projektpartner DLR kam zusätzlich auch die Software IPSEpro [6] zum Einsatz. Theoretische Arbeiten fanden vorwiegend als Parametervariationen statt. Die auf der GT THM 1304-14 basierenden Anlagen wurden Anlagenschaltungen auf Basis in der Praxis umsetzbarer Kriterien entwickelt.

- Voruntersuchungen zur Wärmeeinkopplung in Gasturbinen -

Die THM-Gasturbinenfamilie ermöglicht gerade wegen ihres Zweiwellen-Designs mit der Trennung zwischen Verdichterantriebsturbine und Powerturbine verschiedene Konzepte zur Wärmeeinkopplung. Daher fand vor den eigentlichen Prozessuntersuchungen eine Zusammenstellung prinzipieller Möglichkeiten zur solaren Wärmeeinkopplung in GT statt, Tabelle 5 und Tabelle 6. Dabei wurden neben bekannten Ansätzen auch neuartige Ideen entwickelt. Anschließend wurden ausgehend von der Parametrierung der GT THM 1304-14 und einer solaren Aufheiztemperatur von 850 °C überschlägige Berechnungen zu den Varianten durchgeführt.

Tabelle 5: Solarwärmeeinkopplung bei einem einzigen Aufheizabschnitt innerhalb einer Gasturbinenanlage (GTA); Darstellung als zweiwellige GT.

(A) Serielle Aufheizung mit vorgeschaltetem Receiver

(B) Serielle Aufheizung mit nachgeschaltetem Receiver.

(C) Parallele Aufheizung mit optionaler serieller Komponente

Die in Literatur und Projekten bislang präferierte Schaltung der Receiver (A) ist in Tabelle 5 dargestellt. Bei dieser Variante stellen hohe Eintrittstemperaturen aber auch der weite Betriebsbereich zwischen hohen und niedrigen Eintrittstemperaturen signifikante Anforderungen an die Brennkammer. Eine Nachschaltung der Receiver (B) hätte z. B. den Vorteil niedriger Brennkammereintrittstemperaturen bezogen auf (A). Die Höhe der BK-Eintrittstemperatur bei (B) hängt ausschließlich vom Verdichtungsverhältnis ab. Allerdings sind das Korrosionsverhalten von Keramiken, die Strahlungsverluste der Receiver sowie die Regelung und die nach oben hin begrenzte GT-ISO-Temperatur zu berücksichtigen. Eine


Kombination aus paralleler und serieller Schaltung (C), eventuell mit Trennung zwischen Rohrreceivern und keramischen Receivern beinhaltet Vorteile bezüglich Brennkammerproblematik und möglicherweise auch für die Regelung. Allerdings muss bei parallel zur Brennkammer geschalteten Receivern die Massenstromverteilung technisch aufwändig mit zusätzlichen Drossel- und Regelorganen beeinflusst werden. Eine zusätzliche Regelung der Brennkammerkühlung mit Sekundärluft ist dabei noch nicht berücksichtigt.

Tabelle 6: Solarwärmeeinkopplung bei mehreren Aufheizabschnitten innerhalb einer GTA [7], [8].

(A) Jeweils serielle Aufheizung mit vorgeschalteten Receivern.

(B) Jeweils serielle Aufheizung mit vorgeschalteten Receivern, in

erster Stufe auch parallel.

(C) Jeweils parallele Aufheizung mit optionalen seriellen

Komponenten

(D) Sequentiell aufgeheizte GTA mit vorangeschaltetem

Receiver und solar-abhängiger Leistungscharakteristik

(E) Sequentiell aufgeheizte GTA mit nachgeschaltetem

Receiver und solar-abhängiger Leistungscharakteristik

(F) Variable Sequential Fluid Heating (VSFH) mit

Drosselregelung auf konstante Volumenströme oder

Temperaturen bei solar-abhängiger

Leistungscharakteristik

Die Darstellungen (A) bis (C) in Tabelle 6 sind Gegenstücke zu denen aus Tabelle 5. Die Varianten (D) bis (E) zeigen GT mit Hybridisierung in nur einem von mehreren Aufheizabschnitten. Die Änderungen von Volumenstrom und Druckniveau sind abhängig vom Solarzustand und führen in diesen Anlagen zu einer volatilen Leistungscharakteristik und Performance. Auch die Anlagenkomplexität wird erhöht mit entsprechenden Folgen für die Regelung.

Die durchgeführten Betrachtungen führten zu dem Schluss, dass eine sequenzielle Aufwärmung nur sinnvoll bei einer Hybridisierung aller Aufheizabschnitte oder bei VSFH (F) erscheint. Letzteres wurde verworfen, weil keine entscheidenden Verbesserungen zum Stand der Technik zu erwarten sind. Ein auslegungsabhängig deutlich höherer Druckverlusteinfluss auf die Anlagenperformance sowie hohe Volumenströme im 2. Aufheizabschnitt lassen die solare Aufheizung in mehreren Stufen z. Z. fragwürdig erscheinen. Mit Betrachtungen bezüglich optimierter Parameter sollte dies vor einer abschließenden Aussage aber noch genauer untersucht werden. Bei nur einem Aufheizabschnitt in der GT sind seriell vorgeschaltete sowie parallel zur Brennkammer positionierte Receiver auch weiterhin zu bevorzugen.


- Entwickelte Grundsysteme für SHCC® -

Die umfangreichen Prozessuntersuchungen führten im Ergebnis zu zwei grundlegenden Designvarianten. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass die getroffenen konservativen Annahmen – z. B. zur Kühlung (Trockenkühlung) des Dampfprozesses sowie der vorherrschenden Umgebungstemperatur (25 °C im Auslegungspunkt) - Spielraum für weitere Detailverbesserungen beinhalten.

Das Konzept einer direkt beheizten Anlage sieht einen kombinierten Gas-Dampfprozess mit 2 Gasturbinen (GT) vom Typ THM 1304-14 vor und verfügt über einen von beiden GT gespeisten 2-Druck-Abhitzekessel, Abbildung 7.

Abbildung 7: SHCC® - direkt beheizt (vereinfachte Darstellung mit Eindruckkessel), [1], [3],

[9].

Dementgegen basiert das Konzept einer indirekt beheizten Anlage auf der Idee eines gasförmigen Wärmeträgermediums in einem primären druckaufgeladenen Solarkreislauf. Dieser Kreislauf speist solare Hochtemperaturwärme über den GT-Wärmeübertrager sowie den Solarkessel (Abbildung 8) sowohl in die Gasturbine (THM 1304-12) als auch in den Dampfprozess ein.


Abbildung 8: SHCC® - indirekt beheizt (vereinfacht, ZÜ-Kreislauf nicht eingezeichnet), [3],

[10].

- Grundsätzlicher Vergleich der Schaltungsvarianten von SHCC® -

Die wichtigsten Kennwerte der Anlagentypen sind in Tabelle 7 zusammengefasst, wobei diese Zahlen nur gültig sind, wenn Druckverluste von Receivern und zusätzlichen Rohrleitungen vernachlässigt werden. Die Ermittlung dieser Kennwerte (Solaranteil an der Gesamtwärmezufuhr zum Prozess, spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbrauch, elektrischer Nettowirkungsgrad der Gesamtanlage) erfolgt nach den Formeln (2-1), (2-2) und (2-3).

𝑤𝑓𝑜𝑠𝑠𝑖𝑙,𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 =Qzu,fossil

Pel,netto (2-2)

𝛾𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟 =Qzu,solar

Qzu,gesamt=

Qzu,solar

Qzu,solar + Qzu,fossil (2-1)


𝜂𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜 =Pel,netto

Qzu,gesamt=

Pel,nettoQzu,solar + Qzu,fossil

(2-3)

Es ist zu erkennen, dass die indirekt beheizte Anlage in der betrachteten Ausführung einen deutlich niedrigeren spezifischen Brennstoffwärmeverbrauch aufweist, diesem aber eine geringere Effizienz in der Energieumwandlung entgegensteht. Ursache dafür ist der höhere Solarwärmeanteil, resultierend in niedrigeren Mitteltemperaturen der Wärmezufuhr.

Tabelle 7: Wesentliche Kennwerte entwickelter SHCC®-Varianten im Betriebszustand bei Auslegungsbedingungen (Trockenkühlung, 25 °C, 60 % relative Feuchte, tSolar = 850 °C)

Direkt beheizt (Turmaufstellung) Indirekt beheizt (Bodenaufstellung)

2x10 MWel, Gasturbine + 1x10 MWel, Dampfturbine

γsolar ≈ 0,6

wfossil,netto ≈ 3190 kJErdgas/kWhel

ηel,netto ≈ 46,4 %

1x10 MWel, Gasturbine + 1x20 MWel, Dampfturbine

γsolar ≈ 0,79

wfossil,netto ≈ 1920 kJErdgas/kWhel

ηel,netto ≈ 40,7 % im Auslegungspunkt mit steigenden Wirkungsgraden bei

abnehmender Solarstrahlung

Die grundlegenden Unterscheidungsmerkmale der Dampfprozesse sind in Tabelle 8 zusammengefasst. In detaillierten technischen Spezifikationen erfolgte die Dokumentation der Anlagen (Anhang III, IV). Diese technischen Dokumentationen waren gleichfalls die Basis der Kostenermittlung für die Wirtschaftlichkeitsrechnung in AP 4, a).

Tabelle 8: Beispielhafte

Direkt beheizt (Turmaufstellung)

Auslegungsgrößen entwickelter SHCC®-Varianten.

Indirekt beheizt (Bodenaufstellung)

2-Druck-Wasser-Dampf-Prozess

44 bar/5 bar

35,5 t/h; 5,5 t/h

tDampf,max = 500 °C

1-Druck-ZÜ-Wasser-Dampf-Prozess

120 bar/25 bar

55,3 t/h; 60,3 t/h

tDampf,max = 500 °C

Aus den technischen Details ergeben sich die jeweiligen Vor- und Nachteile für beide Konzepte, Tabelle 9. Zusammenfassend ergibt sich das Ergebnis, dass auf Basis existierender Gasturbinen (THM 1304-Familie) für beide Anlagentypen technische Potentiale vorhanden sind. Während eine direkt beheizte SHCC®-Anlage bei geringer Komplexität deutliche Effizienzvorteile aufweist, verfügt die indirekt beheizte SHCC®-Anlage vor allem im Brennstoffwärmeverbrauch und verbunden damit bei den spezifischen CO2-Emissionen über Vorteile.

Zukünftige Prozessbetrachtungen sollten sich - basierend auf den im Kapitel zur Jahresertragsrechnung angeführten Ergebnissen - auch verstärkt mit den Möglichkeiten einer Speichereinbindung beschäftigen.


Tabelle 9: Zusammenstellung wesentlicher

Vorteile

Merkmale der SHCC®-Varianten.

Nachteile

(A) Direkt beheizt

• Hoher Wirkungsgrad in allen Betriebssituationen.

• Geringere Anlagenkomplexität. • Längere Ausnutzung geringer

Solarintensitäten möglich.

• Dumping/Verwerfen von Solarwärmespitzen bei hohen Umgebungstemperaturen.

• Speicherkonzepte erhöhen Komplexität und Risiko für die GTA signifikant.

• Brennkammerproblematik am stärksten ausgeprägt.

(B) Indirekt beheizt

• Niedriger Brennstoffwärmeverbrauch. • Solarwärmespitzen können besser

genutzt werden. • Brennkammerproblematik

abgeschwächt. • In Schadensfällen sind Anlagenteile

getrennt voneinander betreibbar. • Noch Potential zu Speichereinbindung

und Wirkungsgradverbesserung.

• Komplexes Regelungskonzept. • Hoher Anlagenaufwand. • In der betrachteten Ausführung geringe

Vollaststundenzahl (Dampfprozess nicht hybrid).

• In der betrachteten Ausführung geringer Gesamtwirkungsgrad (v.a. der Solarwärmeverstromung).

- Zusammenstellung und Vergleich der Aufstellungsvarianten von SHCC® -

Neben der Betrachtung günstiger Prozessvarianten waren für SHCC® vor allem die möglichen Varianten der Komponentenaufstellung zu betrachten. Fünf präferierbare Varianten wurden dazu herangezogen (Tabelle 10) und Ihre wesentlichen Vor- und Nachteile diskutiert, Tabelle 11.

Aufgrund des derzeitigen Entwicklungsstandes [11] wurde beschlossen Variante C – Turmspiegel - innerhalb des Projektes nicht eingehend zu betrachten. Prozesstechnisch ähnelt diese Variante außerdem einer Variante A mit Turmaufstellung der GTA, abgesehen von der barometrischen Höhendifferenz der Aufstellung. Die Auswertung ist im Kapitel AP 2 c) „Ermittlung der Vorzugsvarianten“ dokumentiert.

Die sich ergebenden großen Receivercluster, die Aufstellungsproblematik, die E- und Leittechnik- sowie notwendige Service-Konzepte von Anlagen großer Leistung erfordern weitere Entwicklungsanstrengungen. Hierzu ist entsprechender Engineeringaufwand im Rahmen einer Technologieentwicklung erforderlich.


Tabelle 10: Grundvarianten zur Aufstellung von SHCC®-Kraftwerken, siehe auch [1], [3], [10],[9], [12], [13], [14], [15], [16].

(A) GTA im Solarturm

(B) Verdichter und HD-Turbine im Solarturm,

Nutzleistungs(ND)-Turbine auf dem Boden; s. g. Splitaufstellung

(C) GTA auf dem Boden, Einkopplung der

konzentrierten Solarstrahlung über einen Spiegel und die bodennah positionierten Receiver

(D) GTA auf dem Boden, Einkopplung der

Solarwärme mittels Wärmeträger

(E) GTA auf dem Boden, Aufheizung der Verdichterluft im Solarturm


Tabelle 11: Zusammenstellung wesentlicher Merkmale der grundlegenden Aufstellungsvarianten für SHCC®.

Vorteile Nachteile

(A) GTA im Solarturm

• Einfacher HT-Fluidtransport durch geringe Distanzen zwischen solarer und konventioneller Anlagenseite.

• Höchster zu erwartender GTA-Wirkungsgrad durch geringe Druckverluste.

• Gespeichertes Energiepotential in GTA niedrig. • Für Kleinanlagen inzwischen mehrfach

demonstriert.

• Auslegung von Turmkränen bzw. Lastenaufzug muss für das schwerste Bauteil des konventionellen Kraftwerksteiles erfolgen.

• Brandlasten ölgekühlter Anlagenkomponenten erfordern worst-case-Design des Turmkopfes

• Logistik während Inspektion oder Wartung muss geklärt sein (z. B. Ablageflächen für ausgebaute Komponenten).

• Verringerte GTA-Leistung durch barometrische Aufstellungshöhe.

• Absicherung des generatornahen Kurzschlusses muss erfolgen.

• Besonders komplexes Turmdesign. • Speichereinbindung fragwürdig.

(B) Verdichter und HD-Turbine im Solarturm, Nutzleistungs(ND)-Turbine auf dem Boden; s. g. Splitaufstellung

• Geringes Anlagengewicht im Turm. • Vergleichsweise einfacher Hochtemperatur-

Fluidtransport von teilentspanntem Prozessgas (750 °C/4 bar).

• Kennfeld des HT-Fluidtransportes ist weitgehend unabhängig von solarem Anlagenverhalten.

• Deutliche Leistungs- und Effizienzverluste der GTA.

• Spezielles Splitdesign der GT notwendig. • Erhöhte akkumulierte Energie in Fluidleitung. • Zuverlässigkeits- und Verfügbarkeitsrisiko des

HT-Fluidtransportes bei hohen Temperaturen.

(C) GTA auf dem Boden, Einkopplung der konzentrierten Solarstrahlung über einen Spiegel und die bodennah positionierten Receiver

• Geringere optische Verluste durch anderes Design des Heliostatenfeldes.

• Geringste Turmhöhen. • Gespeichertes Energiepotential in GTA niedrig. • Skalierbarkeit nahezu beliebig gegeben.

• Zusätzliche Entwicklungsanstrengungen notwendig.

• Zusätzliche Verluste durch Kühlung und optische Verluste der Turmspiegel.

(D) GTA auf dem Boden, Einkopplung der Solarwärme mittels Wärmeträger

• Einfachstes Turmdesign. • Verlustarmer Transport großer Wärmemengen

zum Boden. • Skalierbarkeit gegeben.

• Zusätzlicher Systemaufwand durch Sekundärkreislauf.

• Zuverlässigkeits- und Verfügbarkeitsrisiko des HT-Fluidtransportes bei höchsten Temperaturen.

(E) GTA auf dem Boden, Aufheizung der Verdichterluft im Solarturm

• Einfachstes Turmdesign. • Skalierbarkeit gegeben.

• Zuverlässigkeits- und Verfügbarkeitsrisiko des HT-Fluidtransportes bei höchsten Temperaturen.

• Kennfeld des HT-Fluidtransportes ist abhängig von solarem Anlagenverhalten.

• Gespeichertes Energiepotential in GTA hoch.


- Modellierung der Gasturbine THM 1304 mit solarer Wärmeeinkopplung –

Das Rechenmodell einer Zweiwellen-GT mit vereinfachter Berücksichtigung von Kühlluftströmen zeigt Abbildung 9.

Die Gasturbinenfamilie THM 1304 repräsentiert einen meist als Verdichterantrieb verwendeten GT-Typ. Die verfügbaren Regelalgorithmen sind dabei auch aufgrund der geringen Leistungsgröße nicht auf die Stromproduktion im Betrieb als kombiniertes Gas- und Dampf-Kraftwerk optimiert (siehe im Folgenden die Betrachtungen zur Frischdampftemperatur).

Die durch die Maschine ertragbaren Abgas- bzw. auch Turbineneintrittstemperaturen wurden in den Untersuchungen nicht als begrenzende Randbedingungen berücksichtigt. Infolge der durch die solare Hybridisierung veränderte GT-Performance ergibt sich daher in einigen Betriebszuständen ein entsprechender Fehler in der Betrachtung. Darüber hinaus beeinflusst die volatile solare Wärmeeinkopplung beim SHCC® in hohem Maße auch das Druckverhältnis und den Verdichtermassenstrom der GT. Die Abbildung dieses Zusammenhanges wurde in den Rechnungen an nur einem bekannten Lastpunkt mit voller solarer Wärmeeinkopplung gespiegelt, was eine zusätzliche Abweichung verursacht.

Abbildung 9: Komponenten im vereinfachten Basismodell einer zweiwelligen Gasturbine in

EBSILON©Professional – Software.10

10 Unter Splitverlusten sollen Verluste verstanden werden die entstehen, wenn die zweiwellige GT

zwischen der Verdichterantriebs- und der Powerturbine getrennt wird. An der Trennung eingebaute Komponenten (Rohrleitung) verursachen die Verluste.

Kühlluftstrang

Brennkammer mit Sekundärluftsytem

Solarreceiver und Rohrleitung zur Abbildung von Receiververlusten

Generator HD-Turbine GT-Verdichter ND-Turbine

Rohrleitung zur Abbildung von Splitverlusten6

Rohrleitung zur Abbildung von Abgasverlusten

Rohrleitung zur Abbildung von Ansaugverlusten


- Definition einer Trockenkühlung -

Die Definition einer Trockenkühlung des Dampfturbinenkondensates erfolgte nach Formel (2-4), [17]. Diese Art der Kühlung liefert zwar nicht die optimale Energieausbeute des Kraftwerks, aber bedingt durch den Wassermangel eines entsprechenden Wüstenstandortes ist davon auszugehen, dass eine Nasskühlung nicht realisierbar ist. Für den Auslegungszustand musste dazu einmalig der erreichbare Kondensatordruck vorgegeben werden, alle anderen Betriebszustände wurden durch die Software berechnet. Der „Faktor“

variiert mit dem Stand der Technik zwischen 140 bis 170 [3.600𝑚2

𝑠2𝐾], je niedriger der Wert,

desto fortschrittlicher ist die eingesetzte Technik. Im Rahmen des Projektes wurde mit einem

Faktor in Höhe von 145 [3.600𝑚2

𝑠2𝐾] gerechnet.

𝑃𝐺𝑒𝑏𝑙ä𝑠𝑒[𝑘𝑊] = 𝐹𝑎𝑘𝑡𝑜𝑟[3.600𝑚2

𝑠2𝐾] ∗

��𝐾𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑡[𝑡ℎ]

�𝑡𝐾𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑠𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 − 𝑡𝑈𝑚𝑔𝑒𝑏𝑢𝑛𝑔𝑠𝑙𝑢𝑓𝑡�[𝐾] (2-4)

Die Formel setzt eine obere Grädigkeit im Kondensator von 10 K und eine Temperaturdifferenz zwischen Luftein- und -austritt von ebenfalls 10 K voraus.

- Massenstromanpassung bei Gasturbinen -

Die Leistung der Gasturbine wird maßgebend durch den Verdichtermassenstrom bestimmt. Dieser hängt gemäß dem idealen Gasgesetz von den Umgebungsbedingungen ab.

Der Volumenstrom bleibt für alle Umgebungsbedingungen nahezu konstant, sodass der Verdichtermassenstrom bei konstanter Temperatur nur vom Umgebungsdruck abhängt.

Der geplante Standort für dieses Kraftwerk liegt 746 m über dem Meeresspiegel, der Luftdruck auf dieser Höhe kann mit der barometrischen Höhenformel11

Dabei bedeutet H die Standorthöhe in Meter und piso der Normdruck in bar. Somit ist der Verdichtermassenstrom auf dieser Höhe um den Faktor 0,9146 kleiner als der Massenstrom bei Normbedingungen. Hierdurch werden die betrachteten Gasturbinen an diesem Standort weniger Leistung liefern, wie bei Normbedingungen spezifiziert. Der Einfluss auf den Wirkungsgrad ist allerdings sehr gering. Zusätzlich müssen besondere Randbedingungen für den Solarbetrieb der Gasturbinen betrachtet werden, die im jeweiligen Unterkapitel des Berichtes näher beschrieben werden.

bestimmt werden.

11 Gültig nur für Luft innerhalb der Troposphäre.

𝑝 ∙ �� = 𝑚 ∙ 𝑅𝑚 ∙ 𝑇 (2-5)

��1 ∙ 𝑝1 ≈ ��𝐼𝑆𝑂 ∙ 𝑝𝐼𝑆𝑂 (2-6)

𝑝1 = 𝑝𝐼𝑆𝑂 ∗ �1 −0,065 ∗ 𝐻

288,15�5,255

(2-7)


- Direkt beheizter SHCC®-Prozess – Ausführung -

Das Konzept der direkt beheizten SHCC®-Anlage basiert aufgrund der signifikanten Abhängigkeit von Dampfturbinen im betrachteten Leistungsbereich, bezüglich Effizienz und Kosten, auf zwei GT THM 1304-12, die auf einen gemeinsamen Abhitzekessel (AHK) geschaltet sind, [1] (prinzipielle Darstellung siehe nächstes Kapitel).

Ein 2-Druck-AHK ohne Zwischenüberhitzung (ZÜ) weist hierbei im Vergleich zu anderen AHK-Typen die höchste Effizienz bei geringer Anlagenkomplexität auf. Der abgasbeheizte Vorwärmkreislauf des Niederdruckdampfsystems gewährleistet eine hohe Ausnutzung der verfügbaren Abwärme und realisiert auch unter Teillastbedingungen einen sicheren Anlagenbetrieb.

Am AHK-Eintritt ist im Rechenmodell die Möglichkeit einer Zusatzfeuerung (ZF) vorgesehen, die aber zugunsten niedrigster fossiler Brennstoffwärmeverbräuche in den Simulationen nicht berücksichtigt wurden. Der Kessel wird im Festdruckbetrieb betrieben, ein ebenfalls denkbarer aber in diesem Leistungsbereich eher unüblicher Gleitdruckbetrieb wurde verworfen.

Ü2.2

Ü2.1

ECO2

V2

Ü1

V1

ECO1

NDV

Abbildung 10: Rauchgasseitige Heizflächenanordnung vom AHK des

direkt beheizten SHCC®-Modells.

Tabelle 12: Wesentliche Randbedingungen (RB) des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt einer direkt

beheizten SHCC®-Anlage bei Turmaufstellung, (Zuordnung siehe Abbildung 11).

a) 6 % Einspritzmenge c) 5 bar/260 °C e) 70 °C

b) 44 bar/500 °C d) 0,1 bar f) 1,2 bar


NDV-Kreislauf

SPWB

ECO1ECO2

V2

Ü2.1

Ü2.2

V1

Ü1

Kondensatora

b

c

d

e

f

NDV-Kreislauf

SPWB

ECO1

ECO2

V2

Ü2.1

Ü2.2

V1

Ü1

Kondensatora

b

c

d

e

f

Abbildung 11: Zwei mögliche wasser-/dampfseitige Heizflächenanordnungen und

wesentliche RB des Dampfprozesses des direkt beheizten SHCC®-Modells (Darstellung ohne Pumpen; links Spezifikation, rechts eine weitere nicht spezifizierte Variante),

Bezeichnungen a) bis f) s. Tabelle 12.

Die rauchgasseitige Heizflächenanordnung nach Abbildung 10 sowie die Ausführung des Dampfprozesses nach Tabelle 12 und Abbildung 11 (linke Darstellung) entspricht dem spezifizierten Design für die durchgeführten Rechnungen zum Jahresertrag sowie zur Wirtschaftlichkeit der direkt beheizten Variante.

Als Vorbereitung der Jahresertragsberechnungen erfolgten für einen zu erwartenden Betriebsbereich zwischen 40 % und 100 % GT-Last bei Umgebungstemperaturen von 0 bis 50 °C Untersuchungen zum Ausschluss technisch kritischer Zustände in der Anlage. Zudem wurde das Augenmerk auf eine gute Konvergenz der Modellrechnung in den untersuchten Lastbereichen gelegt. Die im Folgenden dargestellten Diagramme beruhen teilweise auf Berechnungen bei denen Druckverluste in den Receivern und Rohrleitungen vernachlässigt wurden. Entsprechende Anmerkungen in der Bildbeschriftung sind zu beachten. Die DP-Spezifikationen sind in Anhang IX sowie X hinterlegt.

- Direkt beheizter SHCC®-Prozess - Teillastfähigkeit und Simulation -

Wegen Verzicht auf die ZF im AHK können die HD-Dampftemperaturen über dem Betriebsbereich nicht konstant gehalten werden. Sobald in Teillastzuständen der GT oder bei niedrigen Umgebungstemperaturen (<10 °C) die Einspritzmenge im AHK auf 0 kg/s gesunken ist, sinkt auch die Frischdampftemperatur des Dampfprozesses, Abbildung 12. Eingeschränkte Laständerungsgeschwindigkeiten im Anlagenbetrieb sind daher zu erwarten. Der Einfluss der variierenden solaren Wärmeeinkopplung erweist sich unter den angesetzten RB als vernachlässigbar. Bei konkreter technischer Auslegung muss dieses Resultat aber mit einem dann speziell auf die solare Hybridisierung angepassten Regelkonzept der Gasturbine nochmals überprüft werden.


a) Einspritzmengen ohne ZF.

b) Frischdampftemperatur ohne ZF.

Abbildung 12: Einfluss der Umgebungstemperatur auf den Dampfprozess einer direkt beheizten SHCC®-Anlage mit der GT THM 1304-12 ohne ZF im AHK (ohne Berücksichtigung

von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen).

Erreichbare Nettowirkungsgrade liegen in den in Abbildung 13 dargestellten Bereichen.

a) 100%-Gasturbinen-Last.

b) Vollständiger Arbeitsbereich.

Abbildung 13: Theoretische Wirkungsgradbereiche für SHCC® -direkt-beheizt ohne ZF (ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitu ngen).

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0 10 20 30 40 50

Eins

pritz

ung

AH

K-H

D [n

orm

iert

auf

D

ampf

mas

se im

DP]

Umgebungstemperatur[oC]

100%-GT-Last

80%-GT-Last

60%-GT-Last

40%GT-Last

400

410

420

430

440

450

460

470

480

490

0 10 20 30 40 50

HD

-Dam

pfte

mpe

ratu

r [o C

]

Umgebungstemperatur[oC]

100%-GT-Last

80%-GT-Last

60%-GT-Last

40%GT-Last

0,3

0,32

0,34

0,36

0,38

0,4

0,42

0,44

0,46

0,48

Wirk

ungs

grad

bere

iche

zw

isch

en 0

und

50o C

U

mge

bung

stem

pera

tur [

-]

Solarwärmeeinkopplung je GT [kWthermisch]

0 °C 5 °C15 °C 25 °C35 °C 45 °C50 °C

0,3

0,32

0,34

0,36

0,38

0,4

0,42

0,44

0,46

0,48

Wirk

ungs

grad

bere

iche

zw

isch

en 0

und

50o C

U

mge

bung

stem

pera

tur [

-]


100%

GT-

Last

60%

GT-

Last

40%

GT-

Last

80%

GT-

Last

unge

nüge

nde

Mod

ellie

rung


Die korrespondierenden Anlagenleistungen mit einem moderaten Abfall bei steigender Solarwärmeeinkopplung zeigt Abbildung 14. Ursache für diesen Abfall ist der in der Modellrechnung abnehmende Abgasmassenstrom durch einen verringerten Brennstoffmassenstrom. Der Verdichterluftmassenstrom wird vereinfachend als konstant angenommen/gesetzt.

Eine zu beachtende Randbedingung bei der direkten solaren Beheizung von GTA besteht in der Abhängigkeit von dem Verdichtermassenstrom und der -austrittstemperatur sowie von den Umgebungsbedingungen. Im Zusammenhang mit einer festliegenden einstrahlungsabhängigen Solarfeldleistung entsteht die Notwendigkeit einer Überwachung der maximal zulässigen solaren Receiveraustritts-/Brennkammereintrittstemperatur. Einem Überschreiten dieser Temperatur wird mittels geregelter Defokussierung von Teilen des Solarfeldes entgegengewirkt, Abbildung 15. Bei Verzicht auf eine Wärmespeicherung und/oder anderweitige Pufferung geht die überschüssige Solarwärme demnach verloren. In den Darstellungen dieses Kapitels, außer in Abbildung 15a, ist die Defokussierung berücksichtigt. Auch bei geringer solarer Einstrahlung ist ein Betriebszustand zu erwarten, in dem die weitere Verwendung der HT-Solarwärme nicht sinnvoll erscheint. Dieser Zustand ist definiert durch ein Gleichgewicht von Solarwärmenutzen zu dem durch die Solarwärmeeinkopplung verursachten energetischen Aufwand. Detaillierte Betrachtungen diesbezüglich wurden innerhalb der Studie nicht angestrebt.

Abbildung 14: Theoretisches Feld der Nettostromabgabe einer direkt beheizten SHCC®-

Anlage (Band jeweils zwischen TU=0°C und TU=50°C) ohne ZF und ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw. zusätzlichen Rohrleitungen).

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

Leis

tung

sber

eich

e zw

isch

en 0

und

50o C

U

mge

bung

stem

pera

tur [

kWel

]


100%

GT-

Last

60%

GT-

Last

40%

GT-

Last

80%

GT-

Last

ungenügendeModellierung


a) ohne Berücksichtigung der Defokussierung

von Heliostaten zur Temperaturbegrenzung am Receiveraustritt

b) mit Berücksichtigung der Defokussierung von

Heliostaten zur Temperaturbegrenzung am Receiveraustritt

Abbildung 15: Spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbrauch einer direkt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF und ohne Berücksichtigung von Druckverlusten der Receiver bzw.

zusätzlichen Rohrleitungen.

Die Berücksichtigung von Druckverlusten im Receiver und bei einer Splitausführung zusätzlich im s. g. Splitbereich erfolgte über eine in der Software hinterlegte Äquivalenzbetrachtung zu Rohren. Dazu wurde die Veränderung der Druckverluste in Off-Design-Zuständen durch eine entsprechende quadratische Gesetzmäßigkeit in Abhängigkeit von Massen- und Volumenstrom abgebildet, [5].

Abbildung 16: Beispielhaftes Druckverlustkennfeld einer modellierten SHCC®-Splitanlage unter Vernachlässigung eines sich verschiebenden GT-Kennfeldes (Receiverdruckverluste

aller betrachteten Turmanlagen sind vergleichbar).

Abbildung 17 stellt exemplarisch die Auswirkungen der Druckverluste auf die Gesamtanlage dar. Eine permanente Rückkopplung der im Betrieb variierenden Druckverluste auf das Verdichterkennfeld wurde nicht berücksichtigt. Zusätzliche Wärmeverluste wurden in der

100%-L.80%-Last60%-Last40%-Last

0oC50oC

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000Sp

ezifi

sche

r fos

sile

r B

renn

stof

fwär

mev

erbr

auch

[k

J Erd

gas/k

Wh e

lekt

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]


100%-L.80%-Last60%-Last40%-Last

0oC50oC

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

Spez

ifisc

her f

ossi

ler

Bre

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offw

ärm

ever

brau

ch

[kJ E

rdga

s/kW

h ele

ktris

ch]


ΔpReceiver

ΔpSplitbereich

0oC

50oC

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0 5000 10000 15000 20000

Dru

ckve

rlust

[bar

]

Solarwärmeeinkopplung je GT [kW]


Studie nicht näher untersucht. Diese können zum einen durch die endgültige Auslegung beeinflusst werden, zum anderen wirken sie auf das bereits an anderen Stellen nur vereinfacht abgebildete GT-Verhalten ein.

Die in Abbildung 17 dargestellten Ergebnisse wurden in den jeweiligen Jahresertragsberechnungen berücksichtigt.

a) Nettowirkungsgrad

b) Nettoleistung

Abbildung 17: Einfluss von Druckverlusten (0,25 bar Receiver und 0,15 bar im s. g. Splitbereich im Auslegungspunkt) gegenüber einer druckverlustfreien Rechnung (keine

Druckverluste im GT-Pfad) bei jeweils 100 % GT-Last und einer Receiveraustrittstemperatur von 850 °C.

- Indirekt beheizter SHCC®-Prozess – Ausführung -

Aufbauend auf der Idee eines gasförmigen Wärmeträgermediums in einem primären druckaufgeladenen Solarkreislauf entstand das Konzept einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage [10], (prinzipielle Darstellung siehe Abbildung 8). Dieses Konzept ermöglicht es, auf die Aufstellung der konventionellen Kraftwerkskomponenten im Turm zu verzichten und durch Auswahl geeigneter Fluide (CO2) ein günstiges Verhältnis von Volumenstrom zu transportierter Wärmemenge zu realisieren, Abbildung 18.

Der primäre CO2-Kreislauf transportiert die solare Wärme sowohl zum GT-Prozess als auch zum Dampfturbinenprozess. Hierzu sind sowohl auf Seiten des GT-Abgases als auch des primären CO2-Kreislaufes geeignete Strukturen zur Wärmeübertragung notwendig, Abbildung 19 (detaillierte Darstellung in [9], [18], [19], [20]). Das Anlagendesign sieht jeweils eine Gasturbine (GT) sowie eine Dampfturbine (DT) vor.

Split

ohne ΔpTurm

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0 10 20 30 40 50

Net

tow

irkun

gsgr

ad d

er S

HC

C®-A

nlag

e[-]

Umgebungstemperatur [oC]

Split

ohne ΔpTurm

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

0 10 20 30 40 50

Net

tole

istu

ng d

er S

HC

C®-A

nlag

e[k

W]

Umgebungstemperatur [oC]


Abbildung 18: Spezifische volumetrische Wärmekapazitäten von Luft und CO2 in

Abhängigkeit von Druck und Temperatur.

Während die GT-Leistung durch die Hybridisierung konstant gehalten werden kann, folgt die Dampfturbinenleistung dem Tagesgang der Solarstrahlung. Es handelt sich demnach um ein additiv-hybrides Konzept ähnlich einem ISCC-Prozess, wobei bei diesem die Solarwärmeeinkopplung allein in den Dampfkreisprozess erfolgt. Aus dem großen Anteil der Solarwärme an der DT-Leistung und dem damit verbundenen betrieblichen RB resultiert eine komplexe Anlagenstruktur und –regelung, [9].

Das verwendete EBSILON-Rechenmodell des CO2-Kessels mit GT-Wärmeübertrager geht vereinfachend davon aus, dass nur Konvektionsheizflächen zum Einsatz kommen. Auf die Modellierung von Tragrohren oder gekühlten Wänden wurde verzichtet, wie sie in [18], [19] bei Integration von GT-Rekuperatoren u. a. in direkt gefeuerten Dampferzeugern aufgezeigt wird. Das Verhalten der GT wurde dem des direkt beheizten Prozesses bei Turmaufstellung gleichgesetzt (vergleichbare Druckverluste bei geringerer Vorwärmtemperatur der GT-Luft).

ZÜ-CO2-1.2

ZÜ-CO2-1.1

Ü-CO2-1.2

Ü-CO2-1.1

V-CO2

ECO-CO2

Ü1.2

Ü1.1

V1

ECO1

NDV

GT-WÜ

Abbildung 19: Primärseitige Heizflächenanordnungen des indirekt beheizten SHCC®-

Modells; links: CO2-Kreislauf (parallele Stränge kennzeichnen eine Heizflächenverschränkung); rechts: GT-AHK.

CO2

Luft

0°C

400°C

800°C

0

10

20

30

40

50

0 5 10 15 20 25 30

Spez

ifisc

he v

olum

etris

che

Wär

mek

apaz

ität [

kJ/(m

³*K

)]

Druck [bar]


Die Heizflächenanordnung nach Abbildung 19 sowie die Ausführung des Dampfprozesses nach Tabelle 13 und Abbildung 20 entspricht dem spezifizierten Design für die durchgeführten Rechnungen zum Jahresertrag sowie zur Wirtschaftlichkeit der indirekt beheizten Variante.

Am Eintritt des durch das heiße GT-Abgas beheizten AHK ist im EBSILON-Rechenmodell die Einbindung einer Zusatzfeuerung (ZF) vorgesehen. Ebenso wie bei der direkt beheizten Anlagenkonfiguration wurde auf die Nutzung der ZF aber verzichtet. Die Frischdampftemperaturen sind daher nicht im gesamten Betriebsbereich der Anlage konstant. Der Dampfprozess wird im Festdruckbetrieb betrieben. Ein Gleitdruckbetrieb wurde im Rahmen der Studie wegen technischer Kriterien verworfen, kann bezüglich der energetischen Performance aber Vorteile aufweisen.

NDV-Kreislauf

SPWB

Kondensator

g

h

ECO-CO2

ZÜ-CO2-1.2

ZÜ-CO2-1.1

Ü-CO2-1.2

Ü-CO2-1.1

V-CO2

ECO1

V1

Ü1.1

Ü1.2

a b

c

d

e

f

Abbildung 20: Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche RB des

Dampfprozesses des indirekt beheizten SHCC®-Modells (Darstellung ohne Pumpen).


Tabelle 13: Wesentliche RB des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage mit Rohrleitungs-Druckverlusten (Zuordnung siehe Abbildung 20).

a) 6 % Einspritzmenge

d) 120 bar/500 °C

g) 90 °C @ DP

b) 6 % Einspritzmenge

e) 25 bar/500 °C

h) 1,2 bar

c) 9 % Einspritzmenge

f) 0,1 bar

- Indirekt beheizter SHCC®-Prozess - Teillastfähigkeit und Simulation -

Analog zur direkt beheizten Anlagenkonfiguration erfolgten für einen zu erwartenden Betriebsbereich zwischen 40 % und 100 % GT-Last bei Umgebungstemperaturen von 0 bis 50 °C Untersuchungen zum Ausschluss technisch kritischer Zustände in der Anlage. Die dabei erzielte Konvergenz des EBSILON-Rechenmodells ist aufgrund zahlreicher Regelglieder sowie dem volatilen Verhalten des komplexen Dampfprozesses in der Simulation nicht im gesamten Leistungsbereich gut. Sowohl der Zeitaufwand für eine Rechnung als auch die Ergebnisqualität (siehe nicht parallele Kurvenscharen in den nachfolgenden Diagrammen) sind davon beeinflusst. Die Ergebnisqualität wird dennoch als zufriedenstellend angesehen.

Die folgenden Diagramme stellen die Anlagenperformance bei einer GT-Last von 100 % dar.

Abbildung 21: Nettoanlagenleistung einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF bei 100% Last in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekopplelter Solarwärme.

Abbildung 21 und Abbildung 22 zeigen die gegenläufige Tendenz von Anlagenleistung und spezifischem fossilen Brennstoffwärmeverbrauch in Abhängigkeit von der dem Prozess zugeführten Solarwärme auf. Ein Großteil dieses Effektes beruht auf einer sich ändernden Dampfturbinenleistung. Der Solarwärmeanteil einer indirekt beheizten GT ist geringer als bei einer direkt beheizten GT. Der Einfluss der GT auf das Regelverhalten fällt damit auch geringer aus. Regeltechnische Anlageneingriffe werden am gestuften Verlauf der Kurvenschar deutlich.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

Anl

agen

netto

leis

tung

[kW

el]

Solarwärmeeinkopplung in den CO2-Kreislauf [kWth]

0 °C 5 °C 15 °C 25 °C35 °C 45 °C 50 °C


Abbildung 22: Spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbrauch einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekoppelter

Solarwärme.

Die Anlagennettowirkungsgrade (Abbildung 23) weisen einen annähernd konstanten Verlauf auf. Die Schwankungen in der Kurvenschar treten aufgrund der bereits erwähnten teilweise schlechten Konvergenz des Rechenmodells auf. Der Einfluss dieser auf das Endergebnis bleibt im Rahmen der Studie dennoch vernachlässigbar. Aufgrund des geringeren Eigenbedarfes bei Abschaltung des CO2-Umlaufgebläses infolge zu geringer Strahlungsintensität tritt eine Steigerung des Netto-Wirkungsgrades ein.

Abbildung 23: Anlagennettowirkungsgrad einer indirekt beheizten SHCC®-Anlage ohne ZF

in Abhängigkeit von Umgebungstemperatur und eingekoppelter Solarwärme.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

spez

ifisc

her f

ossi

ler B

renn

stof

f-w

ärm

ever

brau

ch [

kJEr

dgas

/kW

h el]

Solarwärmeeinkopplung in den CO2-Kreislauf [kWth]

0 °C 5 °C 15 °C

25 °C 35 °C 45 °C

50 °C

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

Anl

agen

netto

wirk

ungs

grad

[-]

Solarwärmeeinkopplung in den CO2-Kreislauf [MWth]

0 °C 5 °C 15 °C 25 °C35 °C 45 °C 50 °C


- Aussagen zu einer Zusatzfeuerung in den SHCC®-Prozessen -

Die Verwendung von Zusatzfeuerungen erfordert bei steigenden Verbrennungstemperaturen ein besonders angepasstes Kesseldesign, mit welchem dem steigenden Anteil der Strahlung bei der Wärmeübertragung in den ersten Heizflächen Rechnung getragen wird. Ein permanentes Umschalten zwischen ZF- und ZF-freiem Betrieb ist daher in der Praxis nicht erwünscht. Zusatzfeuerungen werden demzufolge da eingesetzt, wo sie permanent im Eingriff sein können. Üblicherweise wird dabei auch eine Erhöhung der Frischdampfparameter des Dampfprozesses angestrebt.

Die Parametrierung der THM 1304-Gasturbinenfamilie ist der Gestalt, dass mit Verwendung von ZF am AHK-Eintritt eines einfachen kombinierten Gas-Dampf-Kraftwerkes eine Wirkungsgraderhöhung ermöglicht wird. Im Zusammenhang mit dem direkt beheizten SHCC®-Konzept wirkt sich dies allerdings negativ auf den zu minimierenden spezifischen fossilen Brennstoffwärmeverbrauch aus. Der Solaranteil an der Wärmezufuhr würde sinken.

Bei einem permanenten Eingriff und der damit möglichen Anhebung der FD-Temperaturen sind aber auch durchaus positive Effekte bezüglich des mittleren spezifischen Brennstoffwärmeverbrauches zu erwarten. Vor allem die zum Schluss der Studie gewonnenen Erkenntnisse einer sich volatil verhaltenden Leistungs- und Abgastemperaturcharakteristik der GT erfordern weitere Untersuchungen zu den Ergebnissen im Jahresmittel.


b) Betrachtungen zu NOx-Emissionen

Die zu untersuchenden Prozessvarianten des SHCC®-Projektes werden gasturbinenseitig mit demselben Verbrennungssystem ausgestattet. Allen Systemen, unabhängig davon, ob sie direkt beheizt oder indirekt beheizt sind, liegt die Idee zugrunde, die Verdichterendluft der Gasturbine solar stark aufzuheizen und somit den fossilen Brennstoffanteil möglichst klein zu halten. Andererseits soll das Verbrennungssystem allerdings auch die Aufgabe erfüllen, im Falle der Nichtverfügbarkeit der solaren Erwärmung, z. B. nachts, über eine fossile Zufeuerung entsprechende Leistungen bereitzustellen. Daher lässt sich folgern, dass die zu untersuchenden Aufstellungsvarianten keinen Einfluss auf die generelle Emission von Stickoxiden haben werden. Dies gilt jedoch nicht für die Höhe der NOx-Emissionen selbst. Diese werden durch den Betrieb einer Gasturbine mit solarer Wärmeeinspeisung erheblich beeinflusst.

Alle Untersuchungen basieren derzeit auf einem so genannten konventionellen Standardbrennkammersystem mit Diffusionsverbrennung. An dieser Stelle sei auf AP 5, d) verwiesen, in dem dargelegt wird, warum ein schadstoffarmes Verbrennungssystem auf Basis der mageren Vormischtechnik in den bisherigen SHCC®-Betrachtungen nicht berücksichtigt worden ist. Das heißt, alle folgenden Untersuchungen gelten für eine Standardbrennkammer ohne trockene Schadstoffreduktion.

Der Betrieb einer Gasturbine in einer SHCC®-Anlage kann zwischen zwei Extremen schwanken. Auf der einen Seite ist ein Betrieb mit rein fossiler Befeuerung möglich, so wie er in einer konventionellen Gas- und Dampfturbinenanlage stattfindet. Es liegt auf der Hand, dass dabei Stickoxidemissionen emittiert werden, so wie man sie aus konventionellen Anlagen schon kennt. Das andere Extrem wäre eine ausschließlich solarbefeuerte Gasturbine ohne Einsatz von fossilem Brennstoff. In diesem Fall gehen die Stickoxidemissionen auf null zurück, da kein Brennstoff zugeführt wird und die Temperaturen für eine Bildung des so genannten thermischen NOx nicht ausreichend hoch sind. Die Stickoxidemissionen sind demnach umgekehrt proportional zur eingespeisten solaren Energie.

Diese grobe Abschätzung erlaubt es jedoch nicht, die Höhe der zu erwartenden Stickoxidemissionen im Fall eines Mischbetriebes Solar-Fossil zu ermitteln. Hierzu sind weitere Überlegungen erforderlich. Wie bereits erwähnt, kann die THM 1304 Gasturbine auch im so genannten rekuperierten Betrieb gefahren werden. Derzeit sind 6 solcher Anlagen in Betrieb, die alle ebenfalls über eine Standardbrennkammer verfügen. Die MAN vorliegenden Betriebsdaten erlauben eine Abschätzung vorzunehmen, wie sich die Stickoxidemissionen mit Erhöhung der Brennkammereintrittstemperatur verhalten. Typischerweise verfügt die THM 1304 im einfachen Kreisprozess bei Volllast über eine Brennkammereintrittstemperatur von ca. 300 bis 320 °C. Im rekuperierten Betrieb steigt diese auf immerhin 450 bis 500 °C an. Damit ist ein ausreichend hoher Abstand zur normalen Brennkammereintrittstemperatur gegeben, um den Effekt ermitteln zu können. Basierend auf den Messdaten von den gewählten Anlagenkonzepten zeigt Abbildung 24 die relativen lastabhängigen Stickoxidemissionen der Gasturbine, wobei der Zustand Volllast ohne solare Wärmeeinkopplung als Referenzpunkt herangezogen worden ist.


Abbildung 24: NOx-Emissionen vs. Last unter ISO-Bedingungen (Erdgas, ohne O2-Bezug).

Mit zunehmender Einkopplung solarer Wärme, d.h. mit steigender Brennkammereintrittstemperatur, nimmt infolge der Reduzierung der fossilen Feuerungswärmeleistung die NOx-Konzentration im Abgasmassenstrom deutlich ab. Diese beträgt bei Nennlast für 850 °C Brennkammereintrittstemperatur nur etwa 30 % des Bezugswertes. Damit ist festzustellen, dass eine SHCC®-Anlage bezüglich der NOx-Konzentration im Abgas deutlich weniger Stickoxide emittiert als eine ausschließlich fossil befeuerte GT mit Diffusionsverbrennungssystem bei gleicher zugeführter Gesamtwärmeleistung. Von dieser Erkenntnis ist abzuleiten, dass die Entwicklung eines schadstoffreduzierten Brennkammersystems für SHCC®-Anlagen – das heute bei stationären Gasturbinen Stand der Technik ist - noch nicht im Fokus der vorrangig zu entwickelnden Anforderungen zur Realisierung einer Demonstrationsanlage stehen muss.

Die ist auch damit zu begründen, dass gerade für die SHCC®-Anlage eine auf die elektrische System-/Nutzleistung bezogene NOx-Emission [mg NOx/kWhel,netto] zur objektiven Bewertungsbasis der Umweltverträglichkeit erhoben werden müsste.

Der Vollständigkeit halber ist anzumerken, dass sich die Emissionen ausschließlich auf ISO-Bedingungen beziehen. Geringfügige Änderungen dürften sich bei entsprechenden Abweichungen betreffend Aufstellungshöhe, Druckverlust, Temperatur und Luftfeuchte ergeben. Diese haben allerdings keinerlei Einfluss auf das prinzipielle Ergebnis.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110%

Last [%]

NO

x [m

g/N

m³]

/ NO

x B

asel

oad [

mg/

Nm

³]ohne solare Wärmeeinkoppelung

500°C Brennkammer-eintrittstemperatur




c) Ermittlung von Vorzugsvarianten von SHCC®

Unabhängig voneinander sind beide in AP 1 c) genannten Methoden auf alle hier untersuchten Anlagenvarianten angewandt worden. Ganz besondere Bedeutung hat dabei die individuelle Wichtung der Kriterien untereinander. Für das standardisierte Bewertungsverfahren können diese dem Anhang XV entnommen werden. Die Gewichtungsmatrix für das QFD-Verfahren zeigt die nachstehende Tabelle inklusive der erforderlichen Erläuterung.

Tabelle 14: Gewichtungsmatrix des verwendeten QFD-Verfahrens.

In grafischer Form zeigt Abbildung 25 die Wertgewichtung der verschiedenen Bewertungskriterien des QFD-Verfahrens untereinander. Auf dieser Grundlage sind beide Methoden konsequent durchgeführt worden, wobei die Gewichtung und Bewertung der einzelnen Positionen innerhalb aller Teilnehmer der Arbeitsgruppe erfolgte. Das Ergebnis lässt sich am einfachsten grafisch darstellen. Abbildung 26 zeigt den SHCC®-Systemvergleich auf Basis der QFD-Methode.

Hierbei ist auf der Ordinate der Erfüllungsgrad der Bewertungskriterien für die Bewertung aufgetragen. Das heißt, Anlagen, die zu 100 % die Kriterien erfüllen und ein kleines Risiko haben, wären zu bevorzugen. Wie man anhand Abbildung 26 sehen kann, erfüllt die Variante A, also der Solarreceiver mit Gasturbine im Turm, zu einem hohen Maß die Anforderungen und zeigt gleichzeitig das kleinste Risiko. Die anderen Anlagen erreichen nicht so hohe Erfüllungsgrade und zeigen deutlich höhere Risiken. Insbesondere die Anlagen fallen heraus, die mit einem zusätzlichen Zwischenkreislauf mit Wärmeträgermedium ausgerüstet sind. Hier ergeben sich zwar relativ hohe Erfüllungsgrade, jedoch auch gleichzeitig hohe Risiken.

Weighting Matrix 1 2 3 4 5 6 7

Com

petit

iven

ess

Hig

h So

lar H

eat I

nput

Ope

ratib

ility

24/

7

Scal

abili

ty

econ

omic

via

bilit

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Min

imum

eng

ine

mod

ifica

tions

Perf

orm

ance

(GT

)

Σ Wei

ghtin

g Va

lue

Competitiveness - 3 2 3 2 3 2 15 10,0High Solar Heat Input 1 - 2 3 2 3 2 13 8,7

Operatibility 24/7 2 2 - 4 2 3 2 15 10,0Scalability 1 1 0 - 1 2 1 6 4,0

economic viability 2 2 2 3 - 4 2 15 10,0Minimum engine modifications 1 1 1 2 0 - 1 6 4,0

Performance (GT ) 2 2 2 3 2 3 - 14 9,3

Max = 15 10

Requirement is considerably more important than the comparison Requirement -> Requirement =4; comp. Requirement =0Requirement is more important than the comparison Requirement -> Requirement =3; comp. Requirement =1Requirement and the comparison Requirement are of equal importance -> Requirement =2; comp. Requirement =2

Comparison direction!!!

yellow cells are input cells


Abbildung 25: Requirement chart.

Interessanterweise kommen beide Methoden, obwohl sie unterschiedliche Bewertungskriterien und andere methodische Ansätze enthalten, zu dem gleichen Ergebnis. Die Bewertungsmatrix nach der standardisierten Bewertungsmethode ergibt die gleiche Reihenfolge der Anlagenbewertung mit einer Ausnahme. Die beiden mit Wärmeträgerkreislauf versehenen Lösungen D und F haben die Plätze getauscht, sind jedoch auch hier ganz klar am Ende positioniert.

Abbildung 26: SHCC®-Systemvergleich.

Basierend auf diesen Erkenntnissen sind drei Vorzugsvarianten definiert und eingehender untersucht worden. Dies ist die Variante A (Solarreceiver mit Gasturbine im Turm), die

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Competitiveness High Solar HeatInput

Operatibility 24/7 Scalability economic viability Minimum enginemodifications

Performance (GT )

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 110,0

Risk value for design requirements [%]

Satis

fact

ion

valu

e of

des

ign

requ

irem

ents

[%]

Variante A: Solarreceiver mit Gasturbine im Turm

Variante C: Turmreflektor mit am Boden aufgestellter Gasturbine

Variante D: Geschlossener Wärmeträgerkreislauf zwischen Solarreceiver im Turm und Gasturbine am Boden

Variante E: Verdichterlufttransport zu den Solarreceivern im Turm und zurück zur am Boden aufgestellten Gasturbine

Variante F: Turmreflektor mit am Boden aufgestellter Gasturbine und geschlossenem Wärmeträger-kreislauf zwischen Solarreceiverund Gasturbine

Variante B: Geteilte zweiwellige Gasturbine mit Gasgenerator im Turm und Nutzleistungsturbine am Boden

Symbols represent outcome of QFD meeting


Variante B (so genannte Splitvariante mit Aufstellung der Nutzleistungsturbine am Boden und Gasgenerator im Turm) und die Variante D (geschlossener Wärmeträgerkreislauf zwischen Solarreceiver im Turm und Gasturbine am Boden). Dieses sind die Anlagen, die den höchsten Erfüllungsgrad der Anforderungen zeigen. Der Auswahl der Variante B ist gegenüber der Variante E der Vorzug gegeben worden, weil beide ein ähnliches Konzept aufweisen, die Variante B jedoch die komplexere Technik erfordert. Damit schließt die Bewertung der Variante B die Variante E mit ein. Bewusst hat man auch die Variante D mit geschlossenem Wärmeträgerkreislauf hinzugezogen, da diese zwar ein hohes Risiko, aber auch einen hohen Erfüllungsgrad in sich vereinigt.


d) Auslegung der Solarturmsysteme für die SHCC®-Vorzugsvarianten

Im vorherigen Kapitel wurden folgende SHCC®-Vorzugsvarianten ermittelt:

• SHCC® – Variante A: direkt beheizt, Turmaufstellung der Gasturbine • SHCC® – Variante B: direkt beheizt, Splitvariante • SHCC® – Variante D: indirekt beheizt, Bodenaufstellung der Gasturbine12

Zur Auslegung und Optimierung dieser Kraftwerke wurden detaillierte Spezifikationen erarbeitet (Anhang I bis IV). Mit diesen Spezifikationen erfolgte die Modellierung in der Software Ebsilon©Professional [5] (siehe auch

AP 2, a)).

Das Solarfeld eines solaren Turmkraftwerkes ist ein komplexes optisches System mit einer hohen Anzahl an Freiheitsgraden und stark interagierenden Teilwirkungsgraden. Zur Auslegung und Optimierung sind effiziente und flexible computergestützte Simulationsprogramme notwendig. Besonderes Augenmerk muss der Effizienz des Solarfeldes, das aus einer Vielzahl von Heliostaten besteht, und dem Receiverdesign geschenkt werden. Diesbezügliche Betrachtungen sind mit Ebsilon©Professional nicht durchführbar.

Im Rahmen dieser Arbeit wurde zur Auslegung und Optimierung der Solarfelder die Software HFLCAL13

- SHCC®-Kraftwerke -

eingesetzt. HFLCAL ist in den 80er Jahren im industriellen F&E-Umfeld in Deutschland entstanden und wird seit über 10 Jahren am DLR weiterentwickelt. Durch eine besondere Berechnungsmethode sind Feldoptimierungen auf Basis von Jahresertragsberechnungen in kurzer Rechenzeit durchführbar. Durch die implementierten Receivermodelle wird eine Systemoptimierung ermöglicht. Eine implementierte Kostenroutine erlaubt die Systemoptimierung auf Kostenbasis. Hierzu wird die optimale Konfiguration aus Anzahl, Position und Größe der Heliostate, Turmhöhe, Receiver-Abmessungen und -anordnung für eine definierte thermische Leistung an einem bestimmten Standort ermittelt.

Die schematische Darstellung der ermittelten Vorzugsvarianten für SHCC® sind in Abbildung 27 dargestellt. Die vollständigen Spezifikationen befinden sich im Anhang. Die detaillierten Ebsilon-Modelle wurden bereits in AP 2, a) diskutiert.

Wie bereits in den vorherigen Kapiteln ausführlich erörtert, unterscheiden sich die direkt beheizten Varianten dadurch, dass sich bei der Variante A die gesamte Gasturbinenanlage oben auf dem Turm in unmittelbarer Nähe zum Receiver befindet. Die Abgase der GT werden durch den Abhitzekessel geleitet, der sich ebenfalls im Turm befinden kann. Die Dampfturbine wird voraussichtlich am Boden angeordnet (Abbildung 27; a).

Bei der Splitvariante wird die Gasturbinenanlage geteilt aufgestellt. Der Verdichter, die Brennkammer und die Antriebsturbine sind dabei auf dem Turm unmittelbar neben dem Receiver angeordnet. Die Leistungsturbine befindet sich auf dem Boden und ist über eine Heißgasleitung mit der Antriebsturbine verbunden. Der Abhitzekessel und die Dampfturbine werden am Boden angeordnet (Abbildung 27 b).

12 Zur Vereinfachung wird angenommen, dass das GT-Verhalten dem einer direkt beheizten

Turmaufstellung entspricht. 13 HFLCAL = Heliostat Field Layout Calculation


Bei der indirekt beheizten Variante werden die Gasturbinenanlage und die Dampfturbine am Boden angeordnet. Die solare Wärmeeinkopplung wird über den Gasturbinenwärmeübertrager, der sich wie der Receiver im Wärmeträgerkreislauf befindet, in den Gasturbinenprozess eingekoppelt, Abbildung 27, c).

2 x Gasturbinen (ca. 2 x 10 MWel) Konfiguration:

1 x Dampfturbine (ca. 1 x 10 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel

2 x Gasturbinen (ca. 2 x 10 MWel) Konfiguration:

1 x Dampfturbine (ca. 1 x 10 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel

a) Schematische Darstellung SHCC® – Variante A b) Schematische Darstellung SHCC® – Variante B

c) Schematische Darstellung SHCC® - Variante D

1 x Gasturbine (ca. 1 x 10 MWel) Konfiguration:

1 x Abhitzekessel 1 x Solarkessel 1 x Dampfturbine (ca. 1 x 20 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel

Abbildung 27: Schematische Darstellung der SHCC®-Kraftwerke.

Je nach Variante müssen für das GT-Verhalten die zusätzlichen Druckverluste des Solarreceivers 0,25 bar und ggfs. der Heißgasleitung 0,15 bar berücksichtigt werden. Bei Variante D werden beim GT-Wärmeübertrager GT-seitig 0,25 bar berücksichtigt. Der Druckverlusteinfluss auf die Charakteristik der Gasturbine und letztendlich auf die GuD-Anlage wurde bereits in AP 2; a) ausführlich besprochen.

- Powerblock -

In der Konfiguration der direkt beheizten SHCC®-Kraftwerke sind je zwei Gasturbinen und eine Dampfturbine vorhanden. Bei der Gasturbine handelt es sich um eine solarisierte MAN THM 1304-14 (Achtung; ursprünglich angedacht war die THM 1304-12). In Tabelle 15 befinden sich die Auslegungsdaten der GuD-Prozesse für die SHCC®-Variante A und Variante B im Solarbetrieb. Für weitere Details siehe AP 2; a). Bei den Spezifikationen ist eine solare Vorwärmung der Verdichterluft vor dem Eintritt in die Brennkammer auf 850 °C berücksichtigt. Die Aufwärmung der verdichteten Luft wird in zwei Receiverstufen erreicht,

Abhitzekessel

Dampfturbine

Receiver


Brennkammer

Solarturm Solarfeld

Gasturbinenwärme-übertrager

Solarkessel

Abhitzekessel

Dampfturbine

Receiver


Brennkammer

Solarturm Solarfeld Heißgasleitung

Abhitzekessel

Dampfturbine

Receiver


Brennkammer

Solarturm Solarfeld


(siehe AP 5; a)): In der 1.Stufe (Niedertemperaturstufe) auf 650 °C und anschließend in der 2.Stufe (Hochtemperaturstufe) weiter auf 850 °C. Nach dem Receiver wird die heiße Luft zur GT-Brennkammer geführt und dort mit Brennstoff auf eine Feuerungstemperatur von ca. 1130 °C erwärmt.

Tabelle 15: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks der direkt beheizten SHCC®-Kraftwerke.

Bezeichnung Einheit SHCC® Variante A SHCC® Variante B SHCC® Variante D Gasturbine

Nennleistung, Brutto [MWel] 9,58 7,09 9,63 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 29,6 25,3 29,6 Verdichteraustrittstemperatur [°C] 352 326 352 Verdichteraustrittsmassenstrom [kg/s] 40,3 35,0 40,3 Solar Vorwärmung [°C] 850 850 786 Verbrennungstemperatur [°C] 1130 1130 1130 Abgastemperatur [°C] 541 571 541

Abhitzekessel Wärmeleistung [MWth] 35,3 33,0 16,1 Abgasaustrittstemperatur [°C] 140 139 177 Wirkungsgrad [%] x x X

Dampfturbine Dampfturbine Typ Zweidruck-Kond.-

Maschine Zweidruck-Kond.-

Maschine ZÜ-Kond.-Maschine

Isentroper Wirkungsgrad HD/MD/ND

[-] 87 / 88 / 86 87 / 88 / 86 87 / 88 / 86

Frischdampf [°C] / [bar] 500/ 44 530/ 44 500/ 120 Niederdruck- bzw. ZÜ-Dampf [°C] / [bar] 230/ 5 249/ 5 500/ 25 Abdampf [°C] / [bar] 45,8/ 0,1 45.8/ 0,1 45,8/ 0,1 Nennleistung, Brutto [MWel] 10,85 10,39 21,8 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 30,7 31,5 35,5

Kraftwerk Nennleistung, Brutto [MWel] 30,0 24,6 30,8 Nennleistung, Netto [MWel] 29,6 24,2 29,7 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 46,4 43,9 40,7 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 45,8 43,3 39,2 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 3189 3105 1921 Spez. Wärmeverbrauch ges. [kJ/kWh] 7759 8200 8845 Wärmeleistung Kraftwerksblock [MWth] 64,7 56,0 75,7 Wärmeleistung fossil [MWth] 26,2 20,9 15,8 Wärmeleistung solar Niedertemperaturstufe Hochtemperaturstufe

[MWth] [MWth] [MWth]

38,5 22,6 15,9

35,1 21,3 13,8

60,0 38,9 21,1

Solaranteil [%] 59,5 62,7 79,1

- Solarfelder -

Bei den direkt beheizten Varianten A und B ist jeder Gasturbine ein Receiver zugeordnet. Dabei enthält jeder Receiver jeweils eine Niedertemperaturstufe (bis 650 °C) und seriell dazu eine Hochtemperaturstufe (bis 850 °C). Wie in AP 5, a) dargestellt ist, wird für die Niedertemperaturstufe ein Cavity-Receiver mit Metallrohren und für die Hochtemperaturstufe ein druckaufgeladener volumetrischer Receiver verwendet. Dabei werden jeweils die beiden Cavity-Rohrreceiver (kurz: RR) als auch die volumetrische Druckreceiver (kurz: VR) zu einem Modul zusammengefasst, um die Effizienz des Solarfeldes zu erhöhen.


Das Solarfeld incl. Receiver muss dem Powerblock im Auslegungspunkt bei Variante A insgesamt 38,5 MWth und bei Variante B 35,1 MWth für den Nennlastbetrieb zur Verfügung stellen. Das wird definitionsgemäß mit einem Solarfeld mit SM114 Tabelle 15 erreicht . Die Leistungsaufteilung auf den Cavity-Rohrreceiver bzw. auf den volumetrischen Druckreceiver ist ebenfalls in Tabelle 15 enthalten. Im Designpoint ist jedem Receivertyp ein eigenes Teilfeld zugewiesen (Abbildung 28). Im Cavity-Rohrreceiver wird die halbe Leistung durch eine entsprechende Verrohrung jeweils einer Gasturbine zugeordnet (Bsp. bei Variante A: je 11,3 MWth @DP). Bei den vol. Druckreceivern wird analog verfahren.

Die gesamte Receiver-Nennleistung @DP (Variante A: 38,5 MWth; Variante B: 35,1 MWth) dient als Ausgangsgröße für die Solarfeldauslegung in HFLCAL. In Tabelle 16 sind die Spezifikationen für das Solarfeld und des Solar Receivers der direkt beheizten SHCC®-Kraftwerke zusammengefasst. Weitere Größen befinden sich im Anhang.

Tabelle 16: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes SHCC®-direkt beheizt.

Bezeichnung Einheit SHCC® Variante A SHCC® Variante B SHCC® Variante D Solarfeld

Solar Multiple [-] SM1 SM1 SM1 Feldanordnung [-] Nordfeld Nordfeld Nordfeld Heliostatgrößea [m²] 122.2 122.2 122.2 Reflektivität (Jahresmittelwert)b [%] 86.24 86.24 86.24 Strahlgütec [mrad] 3.25 3.25 3.25

Solar Receiver Receiver Typ Niedertemperaturstufe Hochtemperaturstufe

RR VR

RR VR

RR VR

Therm. Nennleistung (RR/ VR/ ges.) [MWth] 22,6/ 15,9/ 38,5 21,3/ 13,8/35,1 38,9/ 21,1/ 60,0 Receiver Eintrittstemperatur [°C] 352 326 245 Receiver Austrittstemperatur (RR/ VR) [°C] 650/ 850 650/ 850 650/ 850 Druckverlust Receiver [bar] 0,25 0,25 0,25

Optimierungsergebnisse Anzahl Heliostate (RR/ VR/ ges.) [-] 324/ 233/ 557 312/ 204/ 516 566/ 316/ 882 Gesamte Spiegelfläche Solarfeld [m²] 68049 63040 107754 Receiver Aperturfläche (RR/ VR) [m²] 42,0/ 39,3 41,0/ 34,1 76,5/ 52,1 Optische Höhe Receiver (RR/ VR) [m] 100/ 116 92,5/ 105 117/ 134 Neigung Receiver Apertur (RR/ VR) [°] 31/ 27 36/ 26 25/27 Höhe Turm [m] 126 115 144

Designpoint Wirkungsgrad Wirkungsgrad Solarfeld (RR/ VR/ ges.) [%] 73,6/ 68,8/ 71,6 72,2/ 67,3/ 70,3 72,2/ 66,4/ 69,9 Wirkungsgrad Receiver (RR/ VR/ ges.) [%] 84,4/ 88,3/ 86,0 84,2/ 89,4/ 86,3 84,7/ 89,4/ 86,6 Wirkungsgrad solard (RR/ VR/ ges.) [%] 62,1/ 60,8/ 61,6 60,9/ 60,2/ 60,6 61,2/ 59,4/ 60,5

Jahres-Wirkungsgrade Wirkungsgrad Solarfeld (RR/ VR/ ges.) [%] 61,8/ 60,2/ 61,1 60,5/ 58,4/ 59,7 61,7/ 58,6/ 60,5 Wirkungsgrad Receiver (RR/ VR/ ges.) [%] 81,5/ 87,1/ 83,8 81,2/ 88,3/ 84,0 82,1/ 88,4/ 84,6 Wirkungsgrad solard (RR/ VR/ ges.) [%] 50,3/ 52,4/ 51,2 49,1/ 51,6/ 50,1 50,7/ 51,8/ 51,1 a: Vorbild Heliostat Sanlúcar 120 von Abengoa Solar; b: Produkt aus Reflektivität, durchschnittlicher Sauberkeitsfaktor und Verfügbarkeit; c: Summe aus Spiegelgeometrie, Nachführfehler und sun shape für HFLCAL (Details hierzu finden sich im Handbuch zu HFLCAL); d: DNI zu Wärme: e: Jahreswirkungsgrad wurden in HFLCAL berechnet mit den DNI-Daten aus Hottel-Modell (Details hierzu finden sich im Handbuch zu HFLCAL)

Bei der indirekt beheizten Variante D befindet sich der Solarreceiver im Wärmeträgerkreislauf (CO2), wobei die Aufteilung der Receiverleistung und zugehöriger Teilfelder in eine Niedertemperaturstufe (bis 650 °C) und seriell dazu in eine

14 Die Feldgröße wird mit dem Solarvielfachen (engl. Solar multiple oder kurz SM) angegeben. Das

Verhältnis der thermischen Leistung eines Solarfeldes mit SM1 und der benötigten solarthermischen Leistung des Powerblocks im Auslegungspunkt ist dabei 1.


Hochtemperaturstufe (bis 850 °C) analog zu den direkt beheizten Kraftwerken erfolgt. Die Spezifikationen sind in Tabelle 16 zusammengefasst.

In Tabelle 16 sind die Ergebnisse der Solarfeldauslegung mit HFLCAL wiedergegeben. Die Solarfelder wurden bzgl. geringster Wärmegestehungskosten für den Standort Hassi R’Mel optimiert (siehe DP-Spezifikationen in AP 1; a)). Dazu fanden die in AP 4 definierten Investitionskosten Verwendung.

In Abbildung 28 sind die Jahreswirkungsrade für jeden individuellen Heliostaten der 3 Solarfelder dargestellt. In dieser Draufsicht ist der Turm im Koordinatenursprung angeordnet, wobei die Abszisse in Richtung Norden zeigt. Das Solarfeld besteht aus 2 ineinander befindlichen Teilfeldern. Dem volumetrischen Druckreceiver ist das innere Teilfeld zugeordnet und dem Cavity Rohrreceiver das äußere Teilfeld. Beim volumetrischen Druckreceiver ist ein Sekundärkonzentrator vorgeschaltet (siehe AP 5; a)), der dazu führt dass der Akzeptanzwinkel für die einfallende Solarstrahlung klein ist, im Vergleich zur Apertur des Caivity-Rohrreceivers. Hierdurch unterscheiden sich die Formen der zwei Teilfelder voneinander.

a) Solarfeld SHCC® - Variante A b) Solarfeld SHCC® - Variante B

c) Solarfeld SHCC® - Variante D

Abbildung 28: Jahreswirkungsgrad der Solarfelder für die SHCC®-Vorzugsvarianten.

N N

N


e) Solarthermische Benchmarkprozesse

Die in AP 1 definierten Benchmarkprozesse sind:

• Benchmark – Bench_1: Parabolrinnenkraftwerk • Benchmark – Bench_2: Salzturmkraftwerk • Benchmark – Bench_3: konventionelle GuD-Kraftwerk

Die ersten beiden dieser Prozesse gehören zu den solarthermischen Prozessen, das konventionelle GuD-Kraftwerk wird in AP 2; f) näher erläutert.

Das Parabolrinnen-Kraftwerk beinhaltet ein Solarfeld mit Parabolrinnen, einen Dampfprozess und einen thermischen Energiespeicher. Im Parabolrinnenfeld zirkuliert als Wärmeträgermedium (HTF) Thermoöl, das Wärmeträgermedium im Speicher ist Salzschmelze. In

Bench_1: Parabolrinnen-Kraftwerk

Abbildung 29 ist die Implementierung des Kraftwerks im Ebsilon-Modell dargestellt. Die Wasser-/Dampf-seitige und Thermoöl-seitige Heizflächenanordnungen des Dampfprozesses zeigen Abbildung 30 und Abbildung 31. Vollständige Spezifikationen sowie das Ebsilon-Modell befinden sich in den Anlagen VI und XII. Die Prozessparameter des Parabolrinnen-Kraftwerks wurden größtenteils vom Andasol 1-Kraftwerk [21] übernommen. Das Layout wurde auf 30 MWel skaliert und an den Betrieb mit Trockenkühlung angepasst. Durch den integrierten fossilen Brenner kann das in dieser Arbeit untersuchte Parabolrinnen-Kraftwerk im Gegensatz zum Andasol 1 Kraftwerk, zu jedem Zeitpunkt mit Nennlast betrieben werden. Es ist möglich, die Anlage rein solar, rein fossil oder solar-hybrid zu betreiben. Somit ist eine Vergleichbarkeit mit den SHCC®-Anlagen bzgl. der Betriebszeiten sichergestellt. Entsprechend den Spezifikationen des Andasol 1-Kraftwerkes wurde auch hier das Solarfeld mit einem Solarvielfachen 2 und der thermische Speicher mit 7,5 h Speicherkapazität15

ausgelegt.

Abbildung 29: Modellierung des solar-hybriden Parabolrinnen-Kraftwerks in Ebsilon (vereinfacht).

15 Eine Speicherkapazität von 1 h ist äquivalent zu der thermischen Leistung des Dampferzeugers im

Designpoint.


Konfiguration: • 1 x Dampfturbine (30 MWel) • 2 x Salzspeicher • 1 x Zusatzbrenner (ca. 85 MWth) • Gesamtleistung 30 MWel

Kondensator

NDV1NDV3 NDV2SPWBHDV2 HDV1

ECO

V

Ü

ZÜ

e

a

c

d

b

Abbildung 30: Wasser- / Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche

Randbedingungen des Dampfprozesses des Parabolrinnen-Modells (Darstellung ohne Pumpen).

Abbildung 31: Heizflächenanordnung auf Seite des Thermoölkreislaufes (Achtung: parallele Stränge sind als separater Bypass geschaltet) sowie die wesentlichen Randbedingungen

aus Abbildung 30.

ZÜÜ

V

ECO

a) 1,2 bar

b) 238 °C

c) 100 bar/371 °C

d) 16,5 bar/371 °C

e) 0,1 bar


- HTF-Kreislauf -

Das Thermoöl wird aus einem Sammelbehälter mit einer Temperatur von etwa 295 °C und einem Druck von ca. 35 bar durch das Solarfeld gepumpt. Dort nimmt es die Strahlungsenergie der Sonne auf und erwärmt sich auf 393 °C. Im Dampferzeuger des Powerblocks gibt es diese Wärme ab und wird dabei im Designpoint wieder bis auf ca. 295 °C abgekühlt. Beim Be- bzw. Entladen der Speichertanks fließt das Salz von einem Tank durch den Salz-Öl-Wärmeübertrager in den jeweils anderen Tank. Beim Beladen wird die vom Powerblock nicht benötigte Energie vom „kalten“ Salz aufgenommen und in dem „heißen“ Tank gespeichert. Umgekehrt wird beim Entladen des Speichers die vom Salz aufgenommen Energie über den gleichen Wärmeüberträger an den Thermoöl-Kreislauf zurückgegeben. Der kalte Tank hat eine Temperatur von 292 °C, der heiße eine von 386 °C. Diese Temperaturen können als über der Zeit konstant angenommen werden, da die Wärmeverluste an den Tanks im Vergleich zur gesamten gespeicherten Energie gering sind und der Salzmassenstrom im Wärmeübertrager so eingestellt wird, dass die Salztemperaturen stets eingehalten werden. Das Thermoöl wird beim Beladen des Speichers bis auf 295 °C abgekühlt und beim Entladen bis auf 379 °C aufgewärmt. Die Öltemperaturen sind so gewählt, dass für beide Fälle die obere Grädigkeit von 7 K am Wärmeübertrager eingehalten wird und der Nennmassenstrom des Salzes nicht überschritten wird.

Im Thermoöl-Kreislauf wurde ein Zusatzbrenner mit einer Nennfeuerungsleistung von ca. 85 MWth integriert. Dieser erwärmt das Öl ebenfalls auf 393 °C. Er wird mit Erdgas betrieben und besitzt einen thermischen Wirkungsgrad von etwa 94 %.

In Bezug auf den elektrischen Eigenverbrauch muss man Druckverluste im Solarfeld und an den Wärmeüberträgern berücksichtigen. Diese sind maßgebend für die elektrische Leistung der Pumpen im Öl-Kreislauf. Für das Solarfeld wurde hierfür ein Druckverlust von 15 bar angesetzt. Weitere Druckverluste betreffen den Salz-Öl-Wärmeübertrager (5 bar), den Zusatzbrenner (ebenfalls 5 bar) und den Dampferzeuger (4 bar). All diese Verluste werden von der Feldpumpe kompensiert. Für die Salzpumpen im Salzkreislauf mit Salz-Öl-Wärmeübertrager wird ein Druckverlust von 15 bar zwischen den Speichertanks berücksichtigt.

Wenn das Solarfeld nicht im Betrieb ist, muss durch die Parabolrinnen das Öl rezirkuliert werden. Dies ist erforderlich, um sicher zu stellen, dass das Öl nicht einfriert (Gefrierpunkt 12 °C).

- Powerblock -

Der Powerblock ist für eine Bruttoleistung von 30 MWel im Designpoint ausgelegt.

Die Dampfturbine wurde angelehnt an die Dampfturbine des Andasol 1 Parabolrinnen-Kraftwerkes mit einfacher Zwischenüberhitzung und mehrfacher Speisewasservorwärmung modelliert (3 ND-Vorwärmer und 2 HD-Vorwärmer). Zur Rückkühlung dient eine Luftkondensationsanlage. Bei den Spezifikationen handelt es sich um Modellannahmen, die mangels verfügbarer bestätigter Daten durch einen Turbinenhersteller getroffen wurden.


(A) (B)

Abbildung 32: (A) T-s-Diagramm des Dampfkreislaufs; (B) q-T-Diagramm des Dampferzeugers.

In Abbildung 32 ist das T-s- und q-T- Diagramm des Dampfkreislaufs dargestellt. Das Kondensat wird auf einen Druck von 111 bar gebracht und regenerativ in mehreren Stufen auf ca. 238 °C erwärmt. Das Speisewasser fließt dann mit ca. 316 °C aus den Economiser in den Zwangsdurchlauf-Verdampfer ein und wird anschließend auf die Frischdampfparameter (t = 371 °C) im Überhitzer aufgeheizt. Der Frischdampf hat einen Druck von 100 bar und fließt in den Hochdruckteil der Dampfturbine ein. Nach der Entspannung in der Hochdruckturbine besitzt der Dampf eine Temperatur von ca. 208 °C bei 18,5 bar sowie einen Dampfgehalt von 0,95. Dieser Dampf wird in der ZÜ auf 371°C überhitzt und in Mittel- und Niederdruckteil der Dampfturbine auf den Kondensatordruck von 100 mbar entspannt. Dies entspricht einer Kondensationstemperatur von ca. 46 °C. In Tabelle 17 sind die Spezifikationen für den 30 MWel Powerblock zusammengefasst. Zu beachten ist, dass sich die Angaben lediglich auf den Powerblock und nicht auf die Gesamtanlage beziehen. Diese werden erst später dargestellt.

Tabelle 17: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MWel Parabolrinnenkraftwerks.

Bezeichnung Einheit Wert Dampfkessel

Öleintrittstemperatur @DP [°C] 393 Ölaustrittstemperatur @DP [°C] 295,5 Dampfdruck absolut FD/ ZÜ @ DP [bar] 100 / 16,5 Dampftemperatur FD/ ZÜ @ DP [°C] 371 / 371 Druckverlust salzseitig [bar] 5 Speisewassertemperatur [°C] 238

Dampfturbine 30 MWel Dampfturbine Typ ZÜ-Kond.-Maschine, 2 HD-Stufen, 5 ND-Stufen Isentroper Wirkungsgrad HD/MD/ND [-] 86 / 89 / 83 Frischdampf [°C] / [bar] 371/ 100 ZÜ-Dampf [°C] / [bar] 371/ 16,5 Abdampf [°C] / [bar] 45.8/ 0.1 Nennleistung, Brutto @DP [MWel] 30 El. Wirkungsgrad, Brutto @DP [%] 37,2 Wärmeleistung Kraftwerksblock @DP [MWth] 80,7

Pinch-Point = 5 K


- Solarfeld -

Für den Nennbetrieb muss das Solarfeld des Parabolrinnen-Kraftwerkes dem Powerblock im Designpoint 80,7 MWth zur Verfügung stellen. Das wird definitionsgemäß mit einem Solarfeld mit SM1 erreicht. Da ein Solarvielfaches 2 (SM2) für das Solarfeld definiert wurde, wird das Solarfeld für 161,7 MWth ausgelegt.

Das Solarfeld eines Parabolrinnen-Kraftwerkes besteht aus mehreren in Reihen verschalteter Kollektoren, die zu sogenannten Loops angeordnet werden. Jeder dieser Loops liefert eine bestimmte thermische Leistung. Bei der Auslegung des Solarfeldes eines Parabolrinnen-Kraftwerkes wird zum Erreichen einer bestimmten Auslegungsleistung des Solarfeldes eine bestimmte Anzahl der modular aufgebauten Loops parallel verschaltet. Dies ist ein wesentlicher Unterschied zur Solarfeldauslegung von Solarturmsystemen, wofür für jedes Kraftwerk eine individuelle Optimierung des optischen Systems erforderlich ist. Die Solarfelder des Parabolrinnen-Kraftwerkes wurden mit Modellen des DLR für den Standort Hassi R’Mel ausgelegt.

In Tabelle 18 sind die Spezifikationen für das Solarfeld des 30 MWel Parabolrinnen-Kraftwerks zusammengefasst.

Tabelle 18: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes des 30 MWel Parabolrinnen-Kraftwerkes.

Bezeichnung Einheit Wert Solarfeld Solar Multiple [-] SM2 Feldanordnung [-] Nord-Süd Anzahl der Loops [-] 92 Anzahl der Kollektoren pro Loop [-] 4 Abstand zwischen der Loops [m] 18 Feldgröße (netto) [m2] 300840 Feldverfügbarkeit [%] 99 Kollektor Kollektortyp - SKAL-ET 150 Aperturweite [m] 5,77 Kollektorlänge [m] 148,5 Optischer Wirkungsgrad [%] 78 Brennweite [m] 1,71 Reflektivität [%] 96 HCE (Heat Collecting Element) HCE-Typ Metallrohr mit evakuiertem Glashüllrohr Rohrdurchmesser [m] 0,07 Thermische Verluste [W/m] 250 @400°C Absorptionskoeffizient [%] 95 Emissionskoeffizient [%] 10 @ 400°C HTF Einstrittstemperatur @DP [°C] 293 HTF Austrittstemperatur @DP [°C] 393


- Thermischer Speicher -

In Tabelle 19 sind die Spezifikationen des Wärmespeichersystems zusammengefasst.

Tabelle 19: Designpoint-Spezifikationen des Wärmespeichersystems des 30 MWel Salzturms.

Bezeichnung Einheit Wert Speichertyp 2 Tank für flüssiges Salz Speicherkapazität in Volllaststunden des Powerblocks

[h] 7,5

Speicherkapazität [MWhth] 605 Nom. Temperatur – heißer Tank [°C] 386 Nom. Temperatur – kalter Tank [°C] 292

- Gesamtanlage -

In Tabelle 20 sind die Spezifikationen der Gesamtanlage zusammengefasst.

Tabelle 20: Designpoint-Spezifikationen des Powerblocks des 30 MWel Salzturms.

Bezeichnung Einheit Wert Nennleistung, Brutto [MWel] 30 Nennleistung, Netto [MWel] 26,1 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 37,2 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 32,4 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 0 Spez. Wärmeverbrauch ges. [kJ/kWh] 11113 Wärmeleistung Kraftwerksblock [MWth] 80,7 Wärmeleistung fossil [MWth] 0 Wärmeleistung solar [MWth] 161,4 Solaranteil [%] 100


In

Bench_2: Salzturm-Kraftwerk

Abbildung 33 sind die Konfiguration und die Implementierung des Kraftwerks in Ebsilon dargestellt. Die vollständigen Spezifikationen und die Abbildung des Ebsilon-Modells befinden sich in Anhang VII. Die Prozessparameter des Salzturm-Kraftwerks wurden größtenteils vom Solar Two-Demonstrationskraftwerk übernommen, [22]. Der größte Unterschied zum Solar Two-Modell war die Implementierung eines hochwertigeren Dampfkreislaufes mit einem Bruttowirkungsgrad (ηBrutto,PB) von 42,55 %16

Konfiguration:

. Das Basisdesign des Dampfprozesses entspricht dem von Bench_1, mit modifizierten Dampfparametern. Durch den integrierten fossilen Brenner ist es möglich die Anlage rein solar, rein fossil oder solar-hybrid zu betreiben. Das Solarfeld wurde mit einem Solarvielfachen 3 (SM3) und der thermische Speicher mit 15 h Speicherkapazität ausgelegt, entsprechend den Spezifikationen des ersten kommerziellen Salzturmkraftwerk Solar Tres.

1 x Dampfturbine (30 MWel) 2 x Salzspeicher 1 x Zusatzbrenner (ca. 75 MWth) Gesamtleistung 30 MWel

(A) (B)

Abbildung 33: Salzturm-Modell: (A) Konfiguration; (B) Modellierung in Ebsilon (vereinfacht).

- HTF-Kreislauf -

Das flüssige Salz wird von einem kalten Tank (290 °C, Atmosphärendruck-1 bar) zum Receiver im Solarturm gepumpt. Nach der Aufheizung auf 565 °C fließt es zum heißen Tank zurück. In diesem Tank wird das heiße Salz unter atmosphärischem Druck gelagert und nach Bedarf zum Dampferzeuger gepumpt. Nach der Wärmeabgabe an den Dampfprozess fließt das Salz mit 290 °C zurück zum kalten Tank. Da das Salz bei Temperaturen unter 238 °C zu kristallisieren beginnt, muss stets dafür gesorgt werden, dass diese Temperatur keinesfalls unterschritten wird. Deswegen wird die Austrittstemperatur des Salzes nach dem Economiser in allen Zuständen und Betriebsmodi des Kraftwerks auf 290 °C gehalten. So herrscht über das ganze Jahr ein ausreichender Abstand zum Kristallisationspunkt in den Rohren und Wänden des Economisers.

16 Das „Solar Two“–Kraftwerk hat einen Powerblock-Bruttowirkungsgrad von 34% [20].

G

Receiver

kalter Tank

heißer Tank

HD ND

Zwischenüberhitzer

Überhitzer

Verdampfer

Economiser

Aux. Brenner

Speisewasser

Kond.

Gas

Luft

Salz


In der Modellierung des Salz-Kreislaufs muss der Eigenverbrauch der Begleitheizungen17

In der solar-hybriden Variante dieses Kraftwerks wurde ein erdgasbetriebener Zusatzbrenner in den HTF-Kreislauf integriert. Dieser kommt in Abhängigkeit des Betriebsmodus zum Einsatz. Die heißen Abgase des Brenners werden in einem Wärmeübertrager für die Aufwärmung des kalten Salzes bis auf eine Temperatur von 565 °C genutzt. Mit der restlichen Energie erfolgt in einem zweiten Wärmeübertrager die regenerative Vorwärmung der Brennerluft. So erreicht der Zusatzkessel im Designpoint einen thermischen Wirkungsgrad von über 94 %.

(engl. heat tracing) und der Salzpumpen berücksichtigt werden.

- Powerblock -

Der Powerblock ist für eine Bruttoleistung von 30 MWel im Designpoint ausgelegt.

Das Basisdesign des Dampfprozesses entspricht dem von Bench_1, mit modifizierten Dampfparametern.

Im Dampfprozess sind eine einfache ZÜ sowie mehrere Vorwärmstufen vorgesehen (3 ND-Vorwärmer und 2 HD-Vorwärmer). Zur Rückkühlung dient eine Luftkondensationsanlage. Bei den Spezifikationen handelt es sich um Modellannahmen, die mangels verfügbarer bestätigter Daten durch einen Turbinenhersteller getroffen wurden.

(A) (B)

Abbildung 34: (A) T-s-Diagramm des Dampfkreislaufs; (B) q-T-Diagramm des Dampferzeugers.

In Abbildung 34 sind das q-T-Diagramm des Dampferzeugers und das T-s-Diagramm des Dampfkreislaufs dargestellt. Die Speisewasservorwärmung erfolgt bis auf 250 °C. Der Speisewasserdruck beträgt ca. 137 bar. Im Economiser wird das Speisewasser auf ca. 334 °C aufgeheizt. Der im Naturumlauf erzeugte Sattdampf verlässt den Überhitzer mit einer Temperatur von ca. 552 °C und 126 bar. Im HD-Teil der Dampfturbine erfolgt die Entspannung auf einen Druck von 32,6 bar bei ca. 356 °C. Der kalte ZÜ-Dampf wird im ZÜ wieder auf ca. 552 °C erwärmt und tritt als heißer ZÜ-Dampf in den Mittel- bzw. Niederdruckteil der Dampfturbine ein, wo die Entspannung bis auf von 100 mbar und ca. 46 °C erfolgt. Die Kondensation wird im Luftkondensator realisiert. In Tabelle 21 sind die Spezifikationen für den 30 MWel Powerblock zusammengefasst. Zu beachten ist, dass sich

17 Bestimmte Komponenten, wie z. B. Pumpen oder Ventile können, wenn das Kraftwerk nicht im

Betrieb ist, nicht entleert werden. Aus diesem Grund müssen diese Komponenten mit elektrischen Heizungen bestückt werden, um sicher zu stellen, dass das Salz im Inneren nie einfrieren kann.

Pinch-Point = 5 K


die Angaben lediglich auf den Powerblock und nicht auf die Gesamtanlage beziehen. Diese werden erst später dargestellt.


Bezeichnung Einheit Wert Dampfkessel

Salzeintrittstemperatur @DP [°C] 565 Salzaustrittstemperatur @DP [°C] 290 Dampfdruck absolut FD/ ZÜ @ DP [bar] 126 / 30.6 Dampftemperatur FD/ ZÜ @ DP [°C] 552 / 552 Druckverlust salzseitig [bar] 5 Speisewassertemperatur [°C] 250

Dampfturbine 30 MWel Dampfturbine Typ ZÜ-Kond.-Maschine; 2HD-Stufen, 5 ND-Stufen Isentroper Wirkungsgrad HD/MD/ND [-] 86 / 89 / 83 Frischdampf [°C]/[bar] 552/ 126 ZÜ-Dampf [°C]/[bar] 552/ 30.6 Abdampf [°C]/[bar] 45.8/ 0.1 Nennleistung, Brutto @DP [MWel] 30 El. Wirkungsgrad, Brutto @DP [%] 42,6 Wärmeleistung Kraftwerksblock @DP [MWth] 70,5

Die verwendeten Dampfparameter (552 °C/126 bar) entsprechen den ursprünglichen Spezifikationen für die Dampfzustände der Solar Two Anlage [22]. Diese wurden später allerdings nicht so realisiert [23]. Der Dampferzeuger erzeugte Dampf bei 535 °C/100 bar, die überholte Dampfturbine aus dem Solar One Projekt akzeptierte sogar nur 510 °C/100 bar. Genauere Angaben liegen nicht vor. Dampftemperaturen von 550 °C und mehr sind für Dampfturbinen der betrachteten Leistungsklasse unüblich, aber realisierbar.

- Solarfeld -

Der Receiver des Solarfeldes muss dem Powerblock im Nennlastfall 70,5 MWth zur Verfügung stellen. Das wird definitionsgemäß mit einem Solarfeld mit SM1 erreicht. Da für das Salzturm-Kraftwerk SM3 definiert wurde, ergeben sich 211,5 MWth. Diese Receiver-Nennleistung im Designpoint ist die Ausgangsgröße für die Solarfeldauslegung in HFLCAL. In Tabelle 22 sind die Spezifikationen für das Solarfeld zusammengefasst.

Weitere Größen wie die Anzahl und Position der Heliostate, die Turmhöhe, die Receiverabmessungen usw., die zwar Designpoint-Spezifikationen sind, aber erst als Ergebnis der Solarfeldauslegung durch HFLCAL zur Verfügung stehen, werden ebenfalls in der Tabelle dargestellt. Da die Solarfelder bzgl. geringster Wärmegestehungskosten an dem Standort Hassi R’Mel optimiert wurden, sind zur Auslegung und Optimierung, die in AP 4 a) definierten Investitionskosten verwendet worden.

In Tabelle 16 sind die Ergebnisse der Solarfeldauslegung mit HFLCAL wiedergegeben. Da die Solarfelder bzgl. geringster Wärmegestehungskosten an dem Standort Hassi R’Mel optimiert wurden (siehe DP-Spezifikationen in AP 3), sind zur Auslegung und Optimierung, die in AP 4, a) definierten Investitionskosten verwendet worden.


Tabelle 22: Designpoint-Spezifikationen des Solarfeldes des 30 MWel Salzturms.

Bezeichnung Einheit Salzturm-Kraftwerk Solarfeld

Solar Multiple [-] SM3 Feldanordnung [-] Rundumfeld bei Zyl. Receiver Heliostatgrößea [m²] 122,2 Reflektivität (Jahresmittelwert)b [%] 86,24 Strahlgütec [mrad] 3,25

Solar Receiver Receiver Typ Zylindrischer Rohrreceiver Therm. Nennleistung [MWth] 211,5 Receiver Eintrittstemperatur [°C] 292 Receiver Austrittstemperatur [°C] 565 Mittlere Strahlungsflussdichte @DP [kW/m2] 525

Optimierungsergebnisse Anzahl Heliostate [-] 3382 Gesamte Spiegelfläche Solarfeld [m²] 413179 Receiver Aperturfläche [m²] 486,2 Optische Höhe Receiver [m] 160 Höhe Turm [m] 170

Designpoint Wirkungsgrad Wirkungsgrad Solarfeld [%] 66,7 Wirkungsgrad Receiver [%] 83,6 Wirkungsgrad solard [%] 55,8

Jahres-Wirkungsgrade Wirkungsgrad Solarfeld [%] 59,4 Wirkungsgrad Receiver [%] 83,3 Wirkungsgrad solard [%] 49,5

a: Vorbild Heliostat Sanlúcar 120 von Abengoa Solar; b: Produkt aus Reflektivität, durchschnittlicher Sauberkeitsfaktor und Verfügbarkeit; c: Summe aus Spiegelgeometrie, Nachführfehler und sun shape für HFLCAL (Details hierzu finden sich in [HFLCAL Handbuch]); d: DNI zu Wärme: e: Jahreswirkungsgrad wurden in HFLCAL berechnet mit den DNI-Daten aus Hottel-Modell (Details hierzu finden sich in [HFLCAL Handbuch])

In Abbildung 35 ist das Solarfeld dargestellt. Die Darstellung zeigt die Jahreswirkungsrade des Solarfeldes für jeden individuellen Heliostaten. In dieser Draufsicht ist in der Mitte des Feldes der Turm angeordnet und nach rechts befindet sich Norden. Im Gegensatz zum Solarfeld der SHCC®-Kraftwerke, sind beim Solarfeld des Salzturms die Heliostate rund um den Turm angeordnet, das durch die Wahl eines zylindrischen Receivers möglich ist.

Abbildung 35: Jahreswirkungsgrad des Solarfeldes für das Salzturm-Kraftwerk mit SM3.

N


- Thermischer Speicher -

In Tabelle 23 sind die Spezifikationen des Wärmespeichersystems zusammengefasst.

Tabelle 23: Designpoint-Spezifikationen des Wärmespeichersystems des 30 MWel Salzturms.

Bezeichnung Einheit Wert Speichertyp 2 Tank für flüssiges Salz Speicherkapazität in Volllaststunden des Powerblocks [h] 15 Speicherkapazität [MWhth] 1058 Nominelle Temperatur – heißer Tank [°C] 565 Nominelle Temperatur – kalter Tank [°C] 290

- Gesamtanlage -

In Tabelle 22 sind die Spezifikationen der Gesamtanlage zusammengefasst.


Bezeichnung Einheit Wert Nennleistung, Brutto @DP [MWel] 30 Nennleistung, Netto @DP [MWel] 26,86 El. Wirkungsgrad, Brutto @DP [%] 42,55 El. Wirkungsgrad, Netto @DP [%] 38,09 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 0 Spez. Wärmeverbrauch ges. [kJ/kWh] 9630 Wärmeleistung Kraftwerksblock @DP [MWth] 70,5 Wärmeleistung fossil @DP [MWth] 0 Wärmeleistung solar @DP [MWth] 211,5 Solaranteil @DP [%] 100


f) Kombinierter Gas-Dampf-Prozess nach dem Stand der Technik

Dieses fossile Referenzkraftwerk dient als Vergleichsmaß für die Wirtschaftlichkeit der Solar- und solar-hybriden Kraftwerke. Die schematische Darstellung des Prozesses und die betrachtete Konfiguration zeigt Abbildung 36. Die vollständigen Spezifikationen und die Abbildung des Ebsilon-Modells befinden sich in Anhang VIII und XIV.

Konfiguration: 1 x Gasturbine (ca. 62 MWel) 1 x Dampfturbine (ca. 33 MWel) Gesamtleistung ca. 95 MWel

Abbildung 36: GuD-Modell - Schematische Darstellung.

Für die Modellierung eines kombinierten Gas-Dampf-Prozesses wurde eine SIEMENS-Gasturbine SGT5-1000F aus der Leistungsklasse um 60 MWel ausgewählt. Diese Gasturbine (GT) erlaubt an dem betrachteten Standort eine Gesamtanlagenleistung von etwa 95 MWel, was dem dreifachen der von den untersuchten SHCC® Anlagen erbrachten Leistung entspricht.

Die nur skaliert mit SHCC® zu vergleichende Anlagengröße lässt sich folgendermaßen begründen:

Die heute verfügbaren kombinierten Gas- und Dampf-Kraftwerke mit Leistungen von mehreren 100 MWel erreichen elektrische Nettowirkungsgrade von bis zu 60 % unter standardisierten ISO-Bedingungen [24]. Diese 60 % bilden den Benchmark fossiler Kraftwerkstechnik und entsprechen bei Verwendung von Erdgas als Brennstoff einem spezifischen fossilen Brennstoffwärmeverbrauch von 6000 kJErdgas/kWhel. Kleinere Gasturbinen sind bezüglich der Anlagengröße besser mit SHCC® vergleichbar, die Verwendung einer solchen GT als fossilem Benchmark würde aber dem Anspruch von SHCC® widersprechen, sich an der besten verfügbaren Technologie mit den spezifisch geringsten Kohlendioxid-(CO2)-Emissionen zu messen. Eine größere GT widerspricht wiederum einer mit SHCC® angestrebten dezentral einsetzbaren Technologie mit begrenzter Einheitsleistung. Die für den Vergleich ausgewählte GT bildet einen guten Kompromiss aus beiden Erfordernissen.

Für die Auslegung des Prozesses stand die von VTU Energy entwickelte Gasturbinenbibliothek [25] für Ebsilon®Professional [5] zur Verfügung, Abbildung 37. Die gewählte GT SGT5-1000F ist in dieser Bibliothek mit allen notwendigen Kennfeldern zum Betriebsverhalten hinterlegt, wodurch eine korrekte Abbildung der Anlage bei sich ändernden Umgebungsbedingungen und Leistungsanforderungen ermöglicht wird.

Die Betrachtungen wurden für den am Standort Hassi R´mel aufgrund der barometrischen Höhe von 746 m geltenden Umgebungsdruck von ≈927 mbar (Meteonorm 6.1.0.9. gibt 932 mbar an) durchgeführt.

Der der GT nachgeschaltete Abhitzekessel/Abhitzedampferzeuger (AHK/AHDE) wurde als 3-Druck-Kessel mit Zwischenüberhitzung (ZÜ) ausgelegt und mit der Parametrisierung auf die

G

G

Dampferzeuger

Brennkammer

Kondensator

Dampfturbine

Gasturbine


Abgastemperatur der GT im Auslegungspunkt abgestimmt. Dieser Kessel entspricht in seinem Grunddesign den Kesseln, wie sie auch bei den größten und effizientesten kombinierten Gas- und Dampfkraftwerken eingesetzt werden. Hierbei ist anzumerken, dass in der betrachteten Leistungsklasse der SGT5-1000F möglicherweise auch ein 2-Druck-AHDE die wirtschaftlich und technisch sinnvollere Variante darstellt. Begründen lässt sich dies mit dem dampfturbinen- bzw. kesselseitig hohen technischen Aufwand für ZÜ und 3-Druck-Dampfsystem sowie mit den minimal zulässigen Dampfvolumenströmen am HD-Eintritt der Dampfturbine. Eine nähere Betrachtung des Sachverhaltes wurde innerhalb dieses Projektes aber nicht als erforderlich angesehen.

Abbildung 37: Darstellung einer OEM-GT durch die VTU-Gasturbinenbibliothek in

EBSILON®Professional mit Anschlüssen für Medien und Regelgrößen.

Als grundlegende Randbedingungen (RB) des ausschließlich mit Konvektionsheizflächen simulierten AHK-Designs (Abbildung 38) wurden die untere Grädigkeit der Verdampfer aller Druckstufen (15 K), der Aproaching-Point aller Verdampfer (HD und MD 3 K, ND 4K), die Endnässe in den Verdampferrohren (25 %) und der Speisewasserbehälterdruck (2 bar) festgelegt. In Tabelle 25 sind weitere Auslegungsparameter des Dampfprozesses dargestellt.

Tabelle 25: Wesentliche RB des Dampfprozesses für den Auslegungspunkt (Zuordnung siehe Abbildung 38).

a) 6 % Einspritzmenge

d) 50 bar/380 °C

g) 0,1 bar

b) 4 % Einspritzmenge

e) 45 bar/540 °C

h) 90 °C @ DP

c) 145 bar/540 °C

f) 5 bar/235 °C

i) 5 bar

In Vorbereitung der Jahresgangrechnung erfolgte die Überprüfung und Anpassung der Teillastfähigkeit dieser Anlage im Rechenmodell. Während die Abbildung der Gasturbine in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur, dem Umgebungsdruck und dem Lastfaktor automatisch durch die verwendete Gasturbinenbibliothek erfolgt, muss der Dampfprozess den jeweilig korrespondierenden Teillastzustand durch angepasste Kennlinien, Regelung von Einspritzmengen sowie Massenstromanpassungen anfahren. Kritische Betriebssituationen, wie das Abfallen der Frischdampftemperaturen, das Absinken des ND-Dampfniveaus unter den Speisewasserdruck oder Wasser-Dampf-Schläge in Heizflächen waren in dem Arbeitspaket abzusichern bzw. auszuschließen.

Luftzufuhr

Abgasaustritt Kühlleistung Sonst. Verluste

Brennstoffzufuhr

Umgebungsdruck

Einspritzwasser-/Dampfzufuhr

Gemessene Leistung/Last

Generatorleistung


Ü3.3

Ü3.2

ZÜ2

ZÜ1

Ü2

V2

ECO2ECO3.1

V3

ECO3.2

Ü1

V1

ECO1

NDV

NDV-Kreislauf

SPWB

ECO1

ECO3.1

ECO3.2

V3

Ü3.2

Ü3.3

ECO2

V2

Ü2

ZÜ1

ZÜ2

V1

Ü1

Kondensatora

b

c

d

e

f

g

h

i

Ü3.1

Ü3.1

Abbildung 38: links: Rauchgasseitige Heizflächenanordnung des AHK des GuD-Modells

(parallele Stränge kennzeichnen eine Heizflächenverschränkung); rechts: Wasser-/Dampfseitige Heizflächenanordnung und wesentliche RB des Dampfprozesses des GuD-

Modells (Darstellung ohne Pumpen).

Abbildung 39 sowie Abbildung 40 stellen das Anlagenverhalten bezüglich spezifischem fossilen Brennstoffwärmeverbrauch sowie elektrischer Nettoleistung in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur und dem Lastniveau der GT dar. Es zeigt sich dabei das GT-übliche Verhalten einer Leistungsabsenkung bei Anstieg der Umgebungstemperatur (30 % Leistungsabfall bei Temperaturanstieg von 0 °C auf 50 °C), begründet durch den sich verringernden Luftmassenstrom am Verdichtereintritt der GT sowie dem spezifisch höheren Enthalpieaufwand zur Verdichtung. Die einhergehende Wirkungsgradverschlechterung entspricht dem Anstieg des spezifischen fossilen Brennstoffwärmeverbrauches.


Abbildung 39: spezifischer fossiler Brennstoffwärmeverbauch (netto) der Kombianlage für

verschiedene GT-Lasten in Abhängigkeit von der Umgebungstemperatur.

Abbildung 40: Nettoanlagenleistung für verschiedene GT-Lasten in Abhängigkeit von der

Umgebungstemperatur.

Ein für die Lebensdauer von Dampfleitungen und DT kritischer Abfall der Frischdampftemperaturen sowohl der HD- als auch der ZÜ-Strecke kann innerhalb der betrachteten Betriebszustände ausgeschlossen werden. Dies wurde durch entsprechende Anpassung der Auslegung erreicht (siehe auch [26], [27]) und wird an den normierten Einspritzmengen zur Temperaturregelung deutlich (stets größer 0), Abbildung 41.

100% GT-Last

80% GT-Last

60% GT-Last6000

6500

7000

7500

8000

8500

foss

ilerB

renn

stof

fwär

mev

erbr

auch

der

K

ombi

anla

ge (n

etto

) [kJ

Erdg

as/k

Wh e

l]

Umgebungstemperatur [°C]

100% GT-Last80% GT-Last60% GT-Last

40

50

60

70

80

90

100

Net

toan

lage

nlei

stun

g de

r Kom

bian

lage

[M

Wel

]



Abbildung 41: Verhalten der normierten Einspritzmengen in Abhängigkeit von eingestellter

GT-Last und Umgebungstemperatur.

Für den Auslegungspunkt ergeben sich folgende Spezifikationen, Tabelle 26.

Tabelle 26: Designpoint-Spezifikationen des GuD-Kraftwerks.

Bezeichnung Einheit Wert Nennleistung, Brutto [MWel] 88,1 Nennleistung, Netto [MWel] 87,0 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 52,1 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 51,4 spez. Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 6999 Wärmeleistung Kraftwerksblock [MWth] 169,15 Wärmeleistung fossil [MWth] 169,15 Wärmeleistung solar [MWth] 0 Solaranteil [%] 0

100% GT-Last80% GT-Last60% GT-Last

HD-DampfZÜ-Dampf

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

norm

iert

e Ei

nspr

itzm

enge

n m

i/miN

enn

[-]



g) Jahresertragsberechnung

Die Simulation des Jahresenergieertrages, der in dieser Arbeit analysierten Kraftwerkskonzepte, wurde durch die Kombination von drei verschiedenen Programmen realisiert (Abbildung 42): Die „solaren“ Komponenten (Heliostatenfeld, Turm und Receiver) wurden mit Hilfe des Programms HFLCAL ausgelegt, [28]. Der Wärmeträgermedium-Kreislauf, das Speichersystem und der Powerblock der Kraftwerke wurden in Ebsilon® modelliert [5] und der Datenaustausch und die Auswertung der Ergebnisse erfolgte in Excel®.

Abbildung 42: Datenfluss der Kraftwerkssimulation.

HFLCAL ist eine Software, die für die Auslegung und wirtschaftliche Optimierung von Turmsystemen und Heliostatfeldern eingesetzt wird. Das Programm berechnet die optimale Turmhöhe, die Aperturfläche des Receivers sowie die Anzahl der Heliostate und deren Anordnung im Feld für einen bestimmten Standort und eine bestimmte Receiverleistung. Die Optimierung basiert auf Jahresrechnungen. Am Receiver wird die Wärmebilanz unter Berücksichtigung der Abstrahlungs-, Reflexions- und Konvektionsverluste für den Receiver mit einem vereinfachten Receivermodell aufgestellt und so für diesen Zeitpunkt die vom Receiver absorbierte Leistung bestimmt. Als Ergebnis der Jahresoptimierung in HFLCAL werden nicht nur die physikalische Dimensionierung der solaren Komponenten, sondern auch die Wirkungsgrade des Solarfeldes, des Receivers und die vom Receiver absorbierte Leistung zu bestimmten Zeitpunkten im Jahr geliefert. Durch die geeignete Erstellung von Kennfeldern, die stündlich aufgelöste Informationen über die Wirkungsgrade und Receiverleistungen enthalten, kann die Betriebscharakteristik der solaren Komponenten für das ganze Jahr erzeugt werden.

Ebsilon® realisiert die stationäre Simulation von thermischen Kraftwerksprozessen. Die stundenweise Diskretisierung der Performance des Kraftwerks macht es möglich, eine Berechnung der Jahresenergieerträge der Kraftwerke durchzuführen. Jedes Bauteil in der Kraftwerkschaltung kann mit seinen charakteristischen Größen versehen werden. Diese Größen hängen von verschiedenen Faktoren ab und bleiben i.d.R. nicht über den gesamten Betriebsbereich eines Bauteils konstant. Diese sogenannte „lokale Teillast“ wird in Ebsilon mit Kennlinien für jede Bauteilart modelliert.

Der dritte Baustein für die Simulation der Kraftwerke ist Excel®. Hier werden die Ergebnisse von der „solaren Auslegung“ zusammen mit den Standortwetterdaten zu stündlich aufgelösten Tabellen zusammengefasst und mit einer in VBA programmierten Schnittstelle

HFLCAL

Solare Auslegung

Jahres-berechnung

Kraftwerks-simulation

ηBrutto ηNetto Pel

��Rec usw .

pUmg TUmg ηFeld

ηRec ��Rec

AFeld

usw .

pUmg

TUmg

φUmg

DNI


der Datenaustausch mit Ebsilon realisiert. Schließlich werden die Ergebnisse der Jahressimulationen ausgewertet.

Die Betriebsstrategie in solaren Kraftwerken spielt für die Gesamtwirtschaftlichkeit der Anlage eine entscheidende Rolle. Sie hängt von vielen Faktoren ab, wie z. B. der Tarifgestaltung im Strommarkt, dem Strombedarf, der Systemkonfiguration des Kraftwerks usw.. Je nach Tarifgestaltung können die Stromerlöse des Kraftwerks nicht nur von der netto erzeugten Strommenge, sondern auch vom Zeitpunkt der Stromabgabe im Netz abhängen (z. B. Grundlast- oder Spitzenlaststrom). Rein solare Kraftwerke können nur Strom liefern, wenn ausreichende Sonneneinstrahlung und/oder genügend gespeicherte solare Energie im thermischen Speichersystem vorhanden ist. Solar-hybrid Kraftwerke können hingegen unabhängig vom solaren Input des Kraftwerks Strom nach Bedarf liefern.

Betriebsstrategie

Es wurden drei verschiedene Betriebsstrategien definiert. Diese wurden ohne Berücksichtigung der Verfügbarkeit und für alle Kraftwerkstypen und Konfigurationen wie folgend definiert:

Grundlast: Hier wird das Kraftwerk kontinuierlich jeden Tag von 0 h bis 24 h bei Volllast betrieben, unabhängig davon, ob solare Strahlung im solaren Feld ankommt oder im Speicher noch thermische Energie vorhanden ist. Bei dieser Betriebsweise erreicht man mit 8760 h/a die maximale Anzahl an Betriebsstunden im Jahr.

Mittellast: In diesem Betriebsmodus wird das Kraftwerk ebenfalls in Volllast und unabhängig von der solaren Einstrahlung oder der gespeicherten thermischen Energiemenge jeden Tag von 6 h bis 22 h betrieben, sodass insgesamt 6205 h/a erreicht werden.

„Solar“: Hier wird das Kraftwerk nur in Betrieb genommen, wenn solare Strahlung oder ausreichende thermische Energie im Speicher vorhanden ist (s. Abbildung 43). Hier können je nach Konfiguration des Kraftwerks (Speicherkapazität und Solarvielfachen) 3000 bis 7000 h/a erreicht werden.

Abbildung 43: Logik der Betriebsstrategie Solar Only.

Während des täglichen Betriebes des Kraftwerks treten im Kreislauf des Wärmeträgermediums verschiedene Zustände ein. Abbildung 44 zeigt ein prinzipielles Schema eines solarthermischen Kraftwerkes. Dabei bedeuten QC die solare Wärmleistung im Solarfeld bzw. Receiver, QS die zum/vom Speicher kommende Wärmeleistung (positives Vorzeichen beim Beladen des Speichers), QD die im Kreislauf gedumpte Leistung (Erklärung auf nächster Seite), QA die vom Zusatzbrenner zugeführte thermische Leistung und QL die thermische Last des Wärmeverbrauchers im Wärmeträgerkreislauf.

��𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 > 0 Start ja

nein

nein

ja

Powerblock im Betrieb

Powerblock aus

Powerblock im Betrieb

𝑄𝑆𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟> 𝑄𝑡ℎ,𝑃𝐵,𝑁


Abbildung 44: Energiebilanzierung des solaren Kreislaufs (Quelle:[29]; mod.).

Wenn die Pumpleistung sowie die thermischen Verluste an den Rohrleitungen und am Speichersystem vernachlässigt werden, ergibt sich für den gesamten Kreislauf folgende Gleichung:

Es gibt sehr viele mögliche Betriebsstrategien für die verschiedenen Randbedingungen und Einsatzmöglichkeiten von solarthermischen Kraftwerken. Im Folgenden wird anhand einer einfachen Betriebsstrategie das grundsätzliche Zusammenwirken der Untersysteme erklärt. Die verschiedenen Betriebsmodi für die Abdeckung der thermischen Last während eines typischen Betriebstages sind in Abbildung 45 unter folgenden Bedingungen dargestellt: Die thermische Last des Kraftwerkes bleibt über den Tag konstant und die An- und Abfahrzeiten des solar-hybriden Kraftwerks werden nicht berücksichtigt.

Abbildung 45: Betriebsmodi eines solar-hybriden Kraftwerks, (Quelle:[29]; mod.).

Wenn die vom Solarfeld bzw. Receiver gelieferte Leistung die thermische Last am Powerblock übersteigt, wird diese im Speicher in Form von thermischer Energie gespeichert (Betriebsmodus 2). Wenn die solare Wärmeleistung nicht ausreicht, um damit den Powerblock mit Volllast zu betreiben, wird dem Speicher thermische Leistung entnommen (Betriebsmodus 4). Falls der Speicher keine Energie mehr aufnehmen kann, wird die überschüssige Energie gedumpt18

18 Mit „dumpen“ ist hier gemeint, dass eine bestimmte Anzahl an Heliostaten aus dem Fokus

genommen wird, damit weniger Solarstrahlung am Receiver ankommt. (Defokusierung).

(Betriebsmodus 3). Sollte die solare Wärmeleistung zusammen mit der im Speicher befindlichen Energiemenge nicht ausreichen, um den

QC + QA − QS − QD = QL (2-8)

Zeit

Ther

mis

che

Ener

gie

vom Speicher −𝑄𝑆

zum Speicher +��𝑆

thermische Last ��𝑳

��𝑎𝑢𝑥.𝐵𝑟𝑒𝑛𝑛𝑒𝑟

solare Wärmeeinkopplung ��𝑪

1 2 3 4 5

��𝐴

��𝐷𝑢𝑚𝑝𝑖𝑛𝑔 ��𝐷 ��𝑎𝑢𝑥.𝐵𝑟𝑒𝑛𝑛𝑒𝑟

��𝐴

Speicher Thermischer Verbraucher

Pumpe

Solarer Wärmeinput

Dumping aux. Brenner 𝑄��

𝑄�� 𝑄��

𝑄�� 𝑄��


Powerblock mit Volllast zu betreiben, wird die erforderliche Leistung dem Wärmeträgerkreislauf über den Zusatzbrenner zugeführt (Betriebsmodus 1 und 5).

Für die Jahresertragsberechnungen wurde für jedes zu untersuchende Kraftwerk eine eigene Betriebsstrategie programmiert, dessen Grundzüge im Folgenden individuell beschrieben werden.

SHCC®-Kraftwerke auf Basis heute verfügbarer Gasturbinen benötigen auch bei voller solarer Leistung eine fossile Zufeuerung, da die Receivertemperatur materialbedingt nicht auf die in diesen GT üblichen Turbineneintrittstemperaturen (Nossle Inlet Temperature - NIT) gesteigert werden kann. Zudem befindet sich in den in dieser Arbeit betrachteten SHCC®-Kraftwerken kein thermischer Speicher.

Betriebsmodus für SHCC®-Kraftwerke

Abbildung 46 zeigt schematisch die mögliche Verteilung der Massenströme im Wärmeträgermedium-Kreislauf während der Tages-Betriebsmodi (siehe auch).

Abbildung 46: HTF-Flussdiagramm der SHCC®-Anlage.

Im Betriebsmodus 1 (BM 1) bezieht der Receiver keine Sonneneinstrahlung, um die Nennaustrittstemperatur (850°C) für den gesamten Verdichtermassenstrom19

Im BM 2 bekommt der Receiver z. B. zu Tagesbeginn nicht genügend Sonneneinstrahlung, um allein die Nennaustrittstemperatur (850°C) für den gesamten Verdichtermassenstrom mV zu erreichen. Hier wird der Receivermassenstrom in der GT-Brennkammer auf die notwendige NIT weiter aufgeheizt. Bei heutigen GT muss der Receivermassenstrom auch bei solarer Nennleistung in der GT-Brennkammer weiter aufgeheizt werden, der fossile Brennstoffbedarf reduziert sich also noch nicht auf 0.

mV zu erreichen. Daher wird dieser über den Bypass geleitet. Der Bypassmassenstrom mB wird in der GT-Brennkammer auf die notwendige Eintrittstemperatur der Turbine aufgeheizt.

Da die untersuchten SHCC®-Anlagen keine Speicher enthalten, entfallen BM 3 und BM 4. Allerdings muss berücksichtigt werden, dass es vorkommen kann, dass ein Teil der solaren Leistung gedumpt werden muss, wenn die anliegende solare Leistung größer ist als die einkoppelbare Leistung (z.B. bei höheren DNI als die Design-DNI zu einem bestimmten Zeitpunkt).

BM 5 entspricht bei den SHCC®-Kraftwerken dem BM 1.

19 Der Verdichtermassenstrom wird hier ohne Berücksichtigung der Kühlluft der Turbine dargestellt.

1

BKR

mV

mV

2

BKR

mV

mV

5

R: Receiver BK:Brennkammer

BKR

mV

mV 1 2 5

Solar - Hybrid

Zeit

𝑄


Für den täglichen Betrieb der solar-hybriden Parabolrinnen-Kraftwerke sind die fünf verschiedenen Betriebsmodi in

Betriebsmodus für Parabolrinnen-Kraftwerke

Abbildung 47 dargestellt.

Abbildung 47: HTF-Flussdiagramm der Parabolrinnen-Anlage.

Im BM 1 wird der Zusatzbrenner zur Unterstützung des Solarfeldes eingesetzt, sodass der Powerblockmassenstrom (mPB) gleich der Summe vom Solarfeldmassenstrom (mF) und vom Zusatzbrennermassenstrom (mBr) ist. Im BM 2 ist der Feldmassenstrom gleich dem Massenstrom, der durch den Salz-Öl-Wärmeübertrager fließt (mS) plus dem Powerblockmassenstrom. Im BM 3 ist der heiße Speichertank schon voll und der Speicherwärmestrom wird gedumpt bzw. bestimmte Parabolrinnen werden defokussiert. Beim BM 4 gilt mPB = mF + mS. Hier ist besonders zu berücksichtigen, dass das Thermoöl beim Entladen des Speichers nur eine Temperatur von 379 °C erreichen kann. D. h. an der Mischstelle zwischen Feldmassenstrom (393 °C) und Speichermassenstrom stellt sich notwendigerweise je nach dem Verhältnis dieser Massenströme eine unterschiedliche Mischtemperatur ein. Diese Temperatur ist auf jeden Fall kleiner als 393 °C. Daher ist die Leistung des Powerblocks beim Entladen des Speichers kleiner als die Nennleistung im DP. Im BM 5 wird das Kraftwerk nur mit dem Zusatzbrenner als Wärmequelle betrieben.

Im BM 1 kommt am Receiver keine oder nur unzureichende solare Einstrahlung an. Diese Leistung genügt nicht um die Nennaustrittstemperatur des Receivers (565 °C) für den gesamten Powerblockmassenstrom mPB einzustellen. Der Receivermassenstrom mR ist so eingestellt, dass die Receiveraustrittstemperatur 565 °C erreicht und der Rest des Powerblockmassenstroms (mBr = mPB − mR) im Zusatzbrenner auf ebenfalls 565 °C aufgeheizt wird. Die beiden Massenströme mischen sich vor dem heißen Tank und werden von dort aus zum Kraftwerksblock gepumpt.

Betriebsmodus für Salzturm-Kraftwerke

Abbildung 48: HTF-Flussdiagramm der Salzturm-Anlage.

Im BM 2 und 3 wird von dem kalten Tank mehr Massenstrom zum Receiver gepumpt (mR = mPB + mS), als der Powerblock verbrauchen kann. Dieser zusätzliche Massenstrom mS wird dann bis zu einem späteren Zeitpunkt im heißen Tank gespeichert. Im BM 3 ist der heiße Tank schon voll und die überschüssige Leistung wird gedumpt bzw. in der Speicherlogik wird dieser Massenstrom mS nicht mehr weiter auf die Kapazität des heißen Tanks aufaddiert. Beim BM 4 ist die antreffende Leistung am Receiver ähnlich wie beim BM 1 unzureichend oder nicht vorhanden und nur ein Teil des Powerblockmassenstroms

1 2 3 4 5

mF

F Br PBS

mBr mPB mS

Br PBS

mF mPB

F

mS

Br PBS

mF mPB

F Br PBS

mPB

F

F: Solarfeld Br: Aux. Brenner S: Speicher PB: Powerblock

mPB

1 2 3 4 5Solar-Hybrid

1 2 3 4 5Teillast

Solar

mPBmR

mBr

R Br

T1

T2

PB

mPBmR

Br PBR

T1

mST2

mPBmR

R Br

T1

PB

T2

mPB

R Br

T2

PB

T1

R: Receiver Br: Aux. Brenner PB: Powerblock T1:heißer Tank T2:kalter Tank

1 2 3 4 5

mPB

1 2 3 4 5Solar-Hybrid

1 2 3 4 5Teillast

Solar


(mR ≤ mPB) zirkuliert durch den Receiver. Der andere Teil wird dem heißen Tank entnommen. Dabei entleert sich dieser und der kalte Tank füllt sich auf. Im BM 5 ist der heiße Tank leer und der Receiver bekommt keine Strahlungsleistung, sodass der gesamte Powerblockmassenstrom gleich dem Massenstrom ist, der durch den Zusatzbrenner fließt (mBR = mPB).

Die Ergebnisse der Jahresberechnungen für den Netto-Stromertrag der solar-hybriden Kraftwerke in den Betriebsstrategien solar, Mittellast und Grundlast sind in

Ergebnisse der Jahresertragsberechnungen

Abbildung 49 dargestellt. Das Ergebnis des zu Vergleichzwecken analysierten konventionellen GuD-Kraftwerkes ist ebenfalls in der Abbildung dargestellt, wobei in dieser Darstellung der Jahresertrag für die GuD-Anlage auf 30 MWel normiert wurde, damit die Daten vergleichbar sind.

Vergleicht man die Ergebnisse in der Betriebsstrategie „solar“, was bedeutet dass die Kraftwerke in Betrieb sind sobald solare Strahlung oder ausreichende thermische Energie im Speicher vorhanden ist, fällt auf, dass das Parabolrinnen-Kraftwerk und das Salzturm-Kraftwerk mehr elektrische Energie ins Netz speisen können. Der Grund hierfür sind jeweils die überdimensionierten Solarfelder und das Vorhandensein von thermischen Energiespeichern. Der Salzturm mit SM 3 hat den höchsten Netto-Stromertrag. Der Vergleich der SHCC®-Kraftwerke zeigt, dass Variante A (Turmaufstellung) einen höheren Ertrag erzielt als Variante B (Splitvariante), da Variante B durch die zusätzlichen Druckverluste in der Heißgasleitung eine kleinere Nennleistung hat. Den geringsten Ertrag liefert Variante D, was eine Konsequenz der Regelstrategie des Dampferzeugers und der Verschaltung von diesem Kraftwerk ist.

In der Betriebsstrategie Mittellast führt der Vergleich der SHCC®-Kraftwerke qualitativ zu den gleichen Ergebnissen wie bei „solar“. Aufgrund der längeren Betriebszeit der Kraftwerke ergibt sich aber ein höherer Netto-Stromertrag. Auffällig ist, dass der Ertrag des Salzturm-Kraftwerkes nun abnimmt. Die Begründung hierfür ist, dass für dieses Kraftwerk (SM 3 und 15 h Speicherkapazität) durch die Begrenzung des Betriebes zwischen 6-22 Uhr der Speicher nicht immer vollständig leergefahren werden kann, was dazu führt, dass am nächsten Tag der Speicher schneller voll ist und somit solare Energie gedumpt werden muss.

Auch für die Betriebsstrategie Grundlast führt der Vergleich der SHCC®-Kraftwerke qualitativ zu den gleichen Ergebnissen bei höheren absoluten Erträgen.


Abbildung 49: Jahresergebnisse – Netto-Stromertrag.

In Abbildung 50 sind die Ergebnisse für den Solaranteil der Kraftwerke dargestellt. Die Ergebnisse zeigen, dass der Solaranteil der Kraftwerke mit zunehmender Solarfeld- und Speichergröße zunimmt. Die in dieser Arbeit untersuchten SHCC®-Kraftwerke beinhalten keinen Speicher und haben zudem selbst im Designpoint nicht 100% Solaranteil. Hieraus resultiert, dass der Solaranteil der SHCC®-Kraftwerke auf Jahresbasis geringer ist als bei solarthermischen Kraftwerken, die rein solar betrieben werden können und zudem einen Speicher haben.

Das indirekt beheizte SHCC®-Kraftwerk (Variante D) hat aufgrund der Tatsache, dass Solarwärme sowohl in den Gasturbinenprozess, als auch in den Dampfprozess eingeleitet wird, einen höheren Solaranteil als die direkt beheizten SHCC®-Kraftwerke. Variante B hat zudem einen geringfügig höheren Solaranteil als Variante B, da bei Variante A die Receivereintrittstemperatur etwas niedriger ist.

Vergleicht man die Solaranteile in den Betriebsfällen „solar“, Mittellast und Grundlast miteinander, fällt auf, dass diese mit längeren Betriebszeiten abnehmen, da die verfügbare Solarwärme hierdurch nicht größer wird.

In der Betriebsstrategie „solar“ hat das Salzturm-Kraftwerk mit über 96% den höchsten Solaranteil an der Netto-Stromerzeugung. Allerdings ist aufgrund der Definition, dass die Kraftwerke immer mit 100 % ihrer möglichen Volllast betrieben werden sollen, dennoch ein gewisser Anteil an fossilem Brennstoff notwendig.

Während bei den direkt beheizten SHCC®-Kraftwerken der Solaranteil in Grundlast unter 15 % liegt, ist dieser beim indirekt beheizten SHCC®-Kraftwerk etwas über 30 %. Den höchsten Solaranteil in Grundlast hat das Salzturm-Kraftwerk mit über 74 %. Das Parabolrinnen-Kraftwerk hat einen kleineren Solaranteil als Salzturm-Kraftwerk, da die hier untersuchte Konfiguration auch ein kleineres Solarfeld (SM 2) mit einem kleineren Speicher (7,5 h) hat.

Net Electric Energy

0

50

100

150

200

250

300

Net

Ele

ctric

Ene

rgy

[GW

h/a]

SHCC - A (Turmaufstellung) 109.51 194.41 279.29

SHCC - B (Splitvariante) 91.79 166.25 240.81

SHCC - D (indirekt beheizt) 80.81 118.52 156.53

Parabolrinnen-Kraftwerk (SM2) 122.69 163.82 235.21

Salzturm-Kraftwerk (SM3) 186.32 168.84 243.26

Konv. GuD-Kraftwerk 101.2 168.6 238.2

solar 6…22 0…24


Abbildung 50: Jahresergebnisse – Solaranteil.

In Abbildung 51 sind die Ergebnisse für den spezifischen fossilen Wärmeverbrauch der Kraftwerke dargestellt. Neben dem Jahreswirkungsgrad geht noch der fossile Brennstoffverbrauch ein, der wiederum mit dem Solaranteil der Kraftwerke gekoppelt ist. Hierdurch zeigt sich für den Vergleich der Kraftwerke wieder ein ähnliches Bild, wie beim Solaranteil.

Das indirekt beheizte SHCC®-Kraftwerk (Variante D) hat einen geringeren spezifischen fossilen Wärmeverbrauch als die direkt beheizten SHCC®-Kraftwerke. Das Parabolrinnen- und Salzturmkraftwerk haben die geringsten spezifischen fossilen Wärmeverbräuche.

Vergleicht man die spezifischen fossilen Wärmeverbräuche im Betrieb „solar“, Mittellast und Grundlast miteinander, fällt auf, dass diese bei längeren Betriebszeiten zunehmen. Lediglich beim konventionellen GuD-Kraftwerk bleibt dieser konstant über alle Betriebsstrategien, da definitionsgemäß kein Solaranteil vorhanden ist.

Der spezifische fossile Wärmeverbrauch der solar-hybriden Kraftwerke ist im Vergleich mit dem konventionellen GuD-Kraftwerk in jeder untersuchten Betriebsstrategie geringer. Allerdings ist der Vorteil der direkt beheizten SHCC®-Kraftwerke in Grundlast sehr gering. Im Vergleich hierzu kann man mit solar-hybriden Kraftwerken mit Speichereinbindung, wie es das Salzturm-Kraftwerk zeigt, über 2/3 an fossilem Brennstoff gegenüber dem konv. GuD-Kraftwerk einsparen.

Solar Share

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

Sola

r Sha

re [-

]






Konv. GuD-Kraftwerk 0 0 0

solar 6…22 0…24


Abbildung 51: Jahresergebnisse – spezifischer fossiler Wärmeverbrauch.

Abbildung 52 zeigt die Ergebnisse für die verursachten CO2-Emissionen je erzeugter Kilowattstunde Strom. Da diese Größe mit dem spezifischen fossilen Wärmeverbrauch zusammenhängt, führen die Ergebnisse qualitativ zu den gleichen Aussagen: Im Mittelast- und Grundlast-Betrieb können die SHCC®-Kraftwerke keine wesentlichen Einsparungen bzgl. der CO2-Emissionen im Vergleich zum konv. GuD-Kraftwerk erreichen. Das Salzturm-Kraftwerk kann hingegen durch seinen großen thermischen Speicher wesentlich die CO2-Emissonen reduzieren.

Abbildung 52: Jahresergebnisse – CO2-Emissionen.

Heat Rate

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Hea

t Rat

e [k

J/kW

he]

SHCC - A (Turmaufstellung) 5304 6382 6785

SHCC - B (Splitvariante) 5258 6449 6901

SHCC - D (indirekt beheizt) 3804 5351 6142

Parabolrinnen-Kraftwerk (SM2) 1124 3385 5332

Salzturm-Kraftwerk (SM3) 342 1060 2365

Konv. GuD-Kraftwerk 7165 7162 7161

solar 6…22 0…24

CO2 Faktor für Stromerzeugung

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

CO

2 Fa

ktor

[kg

CO

2/ k

Whe

]






Konv. GuD-Kraftwerk 0.398 0.398 0.398

solar 6…22 0…24


AP 3 Standort- und Risikoanalyse

a) Potentielle Standorte

Günstige Standorte für solarthermische Kraftwerke sollten eine Vielzahl von Eigenschaften aufweisen, die sich allerdings teilweise auch gegenseitig ausschließen. Die wichtigsten Standortkriterien sind [30], [31], [32]:

• Hohe jährliche Solarstrahlung Die Solarstrahlung ist der „solare Brennstoff“ eines solarthermischen Kraftwerkes und hat daher entscheidenden Einfluss auf dessen Wirtschaftlichkeit. Neben der Intensität und Jahressumme der direkten Sonneneinstrahlung (DNI), ist auch die zeitliche Verteilung der DNI für die Standortbeurteilung sowie Auslegung/Optimierung/Betrieb des Kraftwerkes wichtig. Der Einfluss und die genaue Kenntnis des Mikro-Klimas in Bodennähe sollte besonders beachtet werden.

• Günstige meteorologische Daten Neben der detaillierten Kenntnis der direkten Sonneneinstrahlung an einem Standort sind für Auslegung/Optimierung/Betrieb des Kraftwerkes weitere meteorologische Daten wie z.B. Umgebungslufttemperatur, relative Luftfeuchtigkeit, Windgeschwindigkeit und –richtung notwendig. Kommt eine Gasturbine zur Anwendung, ist zudem eine niedrige Aufstellungshöhe (über NN) zur Vermeidung höhenbedingter Leistungsverluste von Vorteil.

• Ausreichend große geeignete Flächen Solarkraftwerke erfordern große Flächen mit geringer Hangneigung und ohne Abschattung durch vorgelagerte Berge oder Bauwerke. Viele Flächen kommen auch aufgrund ihrer Orographie, urbaner, industrieller, militärischer, land- oder forstwirtschaftlicher Nutzung, schützenswerter Natur- oder Kulturwerte, seismischer Aktivität oder durch die Bedeckung mit Wasser, Treibsand, Sümpfen nicht als Standort in Frage.

• Vorhandene Infrastruktur Am Kraftwerksstandort ist eine gut ausgebaute Infrastruktur mit Netzanbindung, Zufahrtswegen und evtl. Verfügbarkeit von Kühlwasser entscheidend für die Wirtschaftlichkeit. Durch Neuerrichtung von Straßen, Hochspannungsleitungen und Pipelines erhöhen sich die Investitionskosten erheblich.

• Länderspezifische Informationen Für die Standortbeurteilung sind Informationen über Vergütungsstruktur, Netzkapazitäten, Lastkurven, Personalkosten usw. erforderlich.

• Verfügbarkeit von fossilem Brennstoff für Hybridbetrieb Für den Hybridbetrieb der SHCC®-Kraftwerke ist ein günstiger Zugang zu einer Gaspipeline oder einem Hafen notwendig.

Die länderspezifischen Informationen sind für jedes Projekt sehr individuell zu bewerten [31]:

• Übereinstimmen von Lastkurven und Einstrahlungsleistung Eine sowohl tages- als auch jahreszeitliche Übereinstimmung der Einstrahlungsleistung am Standort und damit der Leistung Kraftwerkes mit den Lastkurven des Netzes ist für einen wirtschaftlichen Betrieb wünschenswert.

• Wirtschaftliche Situation: Energiewirtschaftliche Randbedingungen, Wirtschaftliche Stabilität des Landes, Zahlungsfähigkeit- und moral, Inflationsrate, Zinssatz, Währungsstabilität.


• Zubaukapazität: Abschätzung des zukünftigen Strombedarfs und der neu zu errichtenden Kraftwerkskapazitäten in einzelnen Regionen bzw. dem Versorgungsgebiet eines Energieversorgungsunternehmens.

• Vergütungsstrukturen: Einspeisevergütungen in Abhängigkeit von Tages- und Jahreszeit. Je nach Versorgungsgebiet, evtl. über Landesgrenzen hinaus, mögliche Strompreise an der Börse, Abnahmeverträge und mögliche Förderung für Erneuerbare Energien.

• Personalkosten: Lohnkosten für Personal während Bau- und Betriebsphase

• Vorhandene Brennstoffe und Brennstoffkosten • Kosten und Verfügbarkeit von Wasser • Kosten für den Ausbau oder Neubau von Stromleitungen und Umspannwerken

(z.B. Mittelspannungs- und Hochspannungsleitungen) • Kosten für den Ausbau oder Neubau von Straßen, Brücken und Tunneln • Kosten für den Ausbau oder Neubau von Pipelines für den Frischwassertransport

(z.B. für Kühlwasser) • Politische Situation:

Politische Stabilität des Landes, Rechtssicherheit, Korruptionsrate.

Beim DLR wurden innovative Instrumente zur flächendeckenden Erkundung der weltweiten Potentiale für solarthermische Kraftwerke auf Basis von Satellitenfernerkundung und geografischen Informationssystemen entwickelt. Grundsätzlich wird dabei in drei Schritten vorgegangen [32], [30]:

• Ermittlung der solaren Energieressourcen: Dies kann durch die Auswertung von Messungen der solaren Strahlungsintensität erfolgen. Dieses Verfahren kann bei sorgfältiger Durchführung relativ genaue Ergebnisse für die unmittelbaren Standorte der Messungen liefern, ist aber sehr aufwändig, kostspielig und wenig genau, wenn es darum geht, die Potentiale größerer Regionen zu erfassen. Auch zeigen die Erfahrungen aus den Sonnenländern, dass dort nur wenige zuverlässig kalibrierte und lückenlose Messreihen existieren. Eine andere Möglichkeit bietet sich mittels Satellitenfernerkundung an, bei der die wesentlichen atmosphärischen Komponenten wie Wolken, Aerosole und Wasserdampf mit meteorologischen Satelliten gemessen werden. Auf diese Weise können zum einen elektronische Karten der Jahressumme der DNI [in kWh/m²a] erstellt werden, zum anderen können aber auch stündliche Zeitreihen der DNI [in W/m²] für die Bewertung von Einzelstandorten generiert werden. Gegenüber Bodenmessungen wurden bisher je nach Standort systematische Abweichungen dieses Verfahrens in der Größenordnung zwischen ± 5 und ± 15 % bezüglich der Jahressumme der DNI beobachtet. Die bisher angewandten Satellitenverfahren liefern damit flächendeckend in etwa die Qualität eines geschlossenen, gut gewarteten Netzes von Bodenmessstationen mit je 50 km Abstand.

• Ermittlung der Standort- und Flächenressourcen: Der zweite Schritt zur Ermittlung potentieller Standorte für solarthermische Kraftwerke ist die Erkundung potentiell geeigneter Flächen bzw. der Ausschluss von Flächen, die aufgrund ihrer Orographie, industrieller, land- oder forstwirtschaftlicher Nutzung, schützenswerter Natur- oder Kulturwerte,


seismischer Aktivität oder durch die Bedeckung mit Wasser, Treibsand, Sümpfen o.ä. nicht als Standorte in Frage kommen. Besonders sind für diesen Zweck geografische Informationssysteme (GIS) geeignet. Das sind elektronische geografische Datenbanken, die weltweit zunehmend im Bereich der infrastrukturellen Planung und Projektentwicklung eingesetzt und mit einer ständig verbesserten und aktualisierten Datenbasis ausgestattet werden.

• Rangliste potentieller Standorte: Letztendlich sind wirtschaftliche Erwägungen für die Entscheidung über eine Projektdurchführung ausschlaggebend. Während die zu erwartenden Erlöse aus der Stromerzeugung - bei rein solar betriebenen Kraftwerken - stark von den meteorologischen Bedingungen abhängen, hängen die Projektkosten stark von den gegebenen Standortbedingungen ab. Die wichtigsten Faktoren sind dabei die Kosten der Anbindung an die vorhandene Infrastruktur (Straßen, Stromleitungen, Wasserversorgung), sicherheitstechnische Kosten (Versicherung gegen Naturgefahren oder politische Gefahren) und die Investition für die Anlage selbst, die zum Beispiel stark mit dem optimalen Kühlungstyp und der dafür notwendigen Infrastruktur (z.B. Nasskühlung und Wasserpipeline oder Trockenkühlung) variiert. Zusammen mit der Information über die solaren Energieressourcen, die nutzbaren Flächen und weitere zu definierende Faktoren, wie vorhandene Infrastruktur, Gasvorkommen, usw. kann individuell eine Rangliste potentieller Standorte erstellt werden.

Abbildung 53: Weltkarte der jährlichen Direktnormalstrahlung (DNI).

Regionen mit günstigen Einstrahlungsbedingungen liegen überwiegend in Wüstengebieten oder semi-ariden Regionen. Abbildung 53 zeigt eine Weltkarte für die jährliche Summe der Direktnormalstrahlung (DNI). Geeignete Gebiete sind zum Beispiel Nordafrika, Westindien, Zentral- und West-Australien, Nordmexiko, Nordbrasilien, die Hochebenen der Anden und der Südwesten der Vereinigten Staaten. In den tropischen Gebieten um den Äquator ist die Globalstrahlung ebenfalls sehr hoch, doch für konzentrierende Systeme meist ungeeignet, da der Direktstrahlungsanteil durch die starke Atmosphärentrübung und den hohen Bewölkungsgrad vergleichsweise gering ausfällt.


Auch Regionen mit ungünstigem Strahlungsangebot könnten mit Strom aus solarthermischen Kraftwerken versorgt werden. So wäre es zum Beispiel möglich Solarstrom von Nordafrika nach Deutschland zu importieren. Eine Initiative, die derzeit diese Ziele verfolgt ist das DESERTEC-Konzept. Es bietet einen weltweit umsetzbaren Lösungsansatz: in den Wüsten der Erde kann genügend Strom erzeugt werden, um die Menschheit nachhaltig mit Elektrizität zu versorgen [33] (siehe Abbildung 54). Speziell in der Mittelmeer-Region sieht das Konzept vor, eine strategische Energiepartnerschaft zwischen der Europäischen Union (EU) und den Staaten aus dem Mittleren Osten und Nordafrika (MENA-Staaten) zu bilden. Die MENA-Staaten liegen am Sonnengürtel der Erde und verfügen über ein großes Potential der Sonnenenergie. Die EU besitzt dagegen das Know-how die Sonnenenergie mittels solarthermischer Kraftwerke in Strom umzuwandeln.

Die solarthermischen Kraftwerksanlagen können gesicherte Leistung für Grund-, Mittel- und Spitzenlast ins europäische Netz liefern und somit die einheimischen erneuerbaren Energien ideal ergänzen. Durch die geringen Verluste von 10-15 % durch eine Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung könnten Importstromkosten zukünftig bei 0,05 €/kWh liegen [34].

Im Oktober 2009 haben führende Technologie- und Finanzkonzerne die Desertec Industrial Initiative (DII) GmbH ins Leben gerufen, um nach einer dreijährigen Planungsphase mit der industriellen Umsetzung der solarthermischen Kraftwerksanlagen in den MENA-Staaten zu beginnen.

Abbildung 54: DESERTEC-Konzept (www.desertec.org).


b) Erweiterte Standortbewertung und –auswahl

In der vorliegenden Arbeit war es die Aufgabe, einen geeigneten Standort unter Berücksichtigung der oben erwähnten Standortkriterien zu bestimmen, um fiktive Solarkraftwerke auslegen, optimieren und berechnen zu können. Eine detaillierte und aufwendige Analyse potentieller Standorte mittels Satellitenfernerkundung, geografischen Informationssystemen und weiterer Methoden konnte im Rahmen dieser Arbeit nicht durchgeführt werden.

Daher wurde ein fiktiver Standort gesucht, der in das DESERTEC-Konzept passt, hohe Strahlungsressourcen vorweist, für die Hybridisierung mit fossiler Energie geeignet ist und weitere oben beschrieben Standortkriterien erfüllt. Als gemeinsamen Standort für alle untersuchten Kraftwerke legte man Hassi R'Mel im Norden von Algerien fest, Abbildung 55. Im Jahr 2005 betrug die jährliche solare DNI-Einstrahlung in Hassi R'Mel etwa 2250 kWh/m2a. Der Standort verfügt ferner über sehr große Gasreserven mit - für europäische Verhältnisse - niedrigen Brennstoffkosten. Am Standort wird derzeit ein ISCC-Kraftwerk20

[35] gebaut. Insgesamt ergeben sich daher für diesen Standort gute Voraussetzungen für die Planung und den Bau von solar-hybriden Kraftwerken.

Abbildung 55: Geografische Lage von Hassi R'Mel (Quelle: DLR).

Tabelle 27 zeigt eine Zusammenfassung der meteorologischen und geografischen Daten für Hassi R'Mel.

20 ISCC: Integrated Solar Combined Cycle

Hassi R'Mel


Tabelle 27: Charakteristische meteorologische und geografische Daten für Hassi R'Mel, 200521

Bezeichnung

.

Einheit Wert Ort Hassi R'mel - Algerien Latitude [°] N 32,9 Longitude [°] E 3,2 Höhe [m] 746 DNI pro Jahr [kWh/m2a] 2258 * Lufttemperatur (mittel / min / max) [°C] 19,2 / 0,2 / 41,7 ** Rel. Luftfeuchte (mittel) [%] 42,9 ** Luftdruck (mittel) [mbar] 932 ** Feuchtkugeltemperatur (mittel / min / max) [°C] 11,2 / -2,1 / 23,2 **

Die stündlich-monatliche-Verteilung der Direkt-Normal-Strahlung (DNI) für das Jahr 2005 ist in Abbildung 56a dargestellt. In der Abbildung 56b ist die Jahresdauerlinie der DNI aufgetragen.

a) stündliche-monatliche-Verteilung der DNI b) DNI-Jahresdauerlinie

Abbildung 56: DNI in Hassi R’Mel für 2005.

Die Mitteltemperatur in Hassi R'Mel beträgt 19,2 °C und die Mediantemperatur 18,6°C (jeweils für 2005, s. Abbildung 57). Auch wenn Hassi R'Mel auf einer Hochebene liegt, sind diese Temperaturen für einen Wüstenstandort gering.

a) Jährlicher Umgebungstemperaturverlauf b) Jahresdauerlinie der Umgebungstemperatur

Abbildung 57: Umgebungstemperatur in Hassi R'Mel für 2005.

21 Quellen: * - DLR; ** - Meteonorm 6.1.0.9

0

200

400

600

800

1000

1200

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

DN

I in

[Wh/

m2 ]

Jahresstunden in [h]

Jahresdauerlinie DNI

05

1015202530354045

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Tem

pera

tur

in [°

C]


Umgebungstemperatur

05

1015202530354045

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Tem

pera

tur

in [°

C]


Jahresdauerlinie der Umgebungstemperatur

18,6


AP 4 Wirtschaftliche und ökologische Bewertung

a) Wirtschaftlichkeitsbewertung - Kostenrechnung

Ziel der Kostenrechnung ist es, die spezifischen Stromgestehungskosten aller Anlagenkonfigurationen zu ermitteln und für die SHCC®-Varianten eine Analyse dieser Werte in Bezug zu den Benchmark-Anlagen durchzuführen. In den Berechnungen ist weder ein Fördersystem für erneuerbare Energien noch eine Gutschrift durch den CO2-Emissionshandel hinterlegt. Die für die Kostenrechnung benötigten fixen und variablen Kostenbestandteile wurden in einer für diese Studie notwendigen Ausführlichkeit zusammenzutragen.

Zur Berechnung der Stromgestehungskosten wird das Annuitätenmodell angewendet. Bei diesem dynamischen Verfahren der Investitionsrechnung werden die finanzmathematisch berechneten durchschnittlichen jährlichen Ausgaben oder Einnahmen (Annuitäten) einer Investition miteinander verglichen. Die Annuitätenmethode wird in der Regel auch dazu benutzt, um einmalige Investitionsausgaben in jährlich gleich bleibende Beträge umzurechnen. Dieses Verfahren berücksichtigt die Abschreibungen der Investitionsgüter und die Zinsen für das eingesetzte Kapital, wobei für jedes Jahr eine konstante Summe von Zins und Tilgung angenommen wird. Die Annuitätenmethode ist ein direkt von der Kapitalwertmethode abgeleitetes Verfahren. Sie ist insbesondere zur Berechnung spezifischer Kosten - wie z. B. die der spezifischen Stromgestehungskosten – sehr gut geeignet.

Die Jahreskosten der energietechnischen Anlagen errechnen sich als Summe der kapitalgebundenen, verbrauchsgebundenen, betriebsgebundenen und sonstigen Kosten.

Jahreskosten der Kraftwerke

- Kapitalgebundene Kosten -

Die kapitalgebundenen Kosten setzen sich aus Zins und Tilgung des für die Beschaffung der Investitionssumme tatsächlich aufgenommenen oder hypothetischen Kredits zusammen.

Wie beschrieben werden mit Hilfe der Annuitätenmethode die Investitionen der Energieerzeugungsanlagen in jährlich gleichbleibende Zahlungen umgewandelt. Damit ist es möglich, die Abschreibungen und Verzinsungen in Prozent der zu tätigenden Investitionen zu erfassen. Der Annuitätsfaktor der entsprechenden Anlagenkomponenten berechnet sich nach folgender Formel:

a = 𝒒𝒏 (𝒒 − 𝟏)𝒒𝒏 − 𝟏

q = 1 + p

p = Kalkulatorischer Zinssatz (%/a)

n = rechnerische Nutzungsdauer (a)

Die wesentlichen Anlagenkomponenten der solarthermischen Kraftwerke setzen sich aus den solarspezifischen Komponenten (Solarturm, Spiegelfeld, Receiver, Speichersystem) und dem konventionellen Anlagenteilen (Gasturbine, Dampfturbine, Generator, Hochtemperaturfluidsystem) zusammen. Hinzu kommen die Kosten für die Zusatzaggregate sowie für die Infrastrukturmaßnahmen. Bei der anschließenden Darstellung der Ergebnisse sind die unterschiedlichen Konfigurationen der Kraftwerkstypen zu berücksichtigen.


Zum Vergleich der verschiedenen Systeme werden ein einheitlicher Zinssatz von 8 % sowie eine Lebensdauer aller Anlagenkomponenten von 20 Jahren zu Grunde gelegt. Dieses gilt auch für die GuD-Variante (Bench_3).

- Verbrauchsgebundene Kosten -

Die verbrauchsgebundenen Kosten sind mit der Stromproduktion direkt verbunden. In diese Kategorie gehören vorrangig die Brennstoffkosten, die unter Berücksichtigung der Anlagenwirkungsgrade für die verschiedenen Auslegungsfälle ermittelt worden sind. Die Brennstoffkosten werden in der Berechnung mit 2,5 ct/kWh angesetzt. Weitere Kostenbestandteile, wie z. B. die der jährlichen Hilfsenergiekosten, werden in der Kostenrechnung für alle Anlagenkonfigurationen gleichermaßen nicht berücksichtigt.

- Betriebsgebundene Kosten -

Betriebsgebundene Kosten sind weitestgehend unabhängig von der Auslastung der Anlage. Sie fallen vorrangig für die Wartung und Instandhaltung an und werden in der Berechnung als ein Prozentsatz – hier mit 1,5 % - der Investition berücksichtigt. Die Kosten für Personal entstehen durch die Bedienung und Betriebsführung der Gesamtanlage.

- Sonstige Kosten wie Steuern und Versicherungen -

Hierunter sind Steuern, Versicherung- und Verwaltungskosten zu verstehen sowie auch die Kosten für unvorhergesehene Maßnahmen. Diese gehen prozentual mit 1 % der Investition in die Berechnungen ein.

Die angeführten Investitionen für den konventionellen Anlagenteil wurden u. a. von MAN Diesel & Turbo und für die solaren Komponenten von der DLR bereitgestellt. Es ist anzuführen, dass eine quantitative Bewertung der Stromgestehungskosten nur bei der genauen Kenntnis der örtlichen Brennstoffkosten (Erdgas) erfolgen kann. Den in der Berechnung zu Grunde gelegten Gasbezugspreis ist der Statistik der Kohlenwirtschaft e.V. entnommen. Diese Werte werden in der Realität auch von der Menge des bezogenen Gases beeinflusst. Die Höhe der Instandhaltungskosten entspricht den bei der VGB PowerTech e.V. vorliegenden Werten. Da zur Höhe der Personalstärke von solarthermischen Kraftwerken bisher nur wenige Erfahrungswerte vorliegen bzw. der Betrieb dieser Kraftwerke zukünftig optimiert werden muss, wurden diese abgeschätzt.

Tabelle 28: Eingangsparameter.

Bezeichnung Einheit SHCC A SHCC B SHCC D Bench_1 Bench_2 Bench_3 Zinssatz % 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 Investition Solar T€ 17.760 16.190 27.261 117.477 117.603 - Investition Konventionell T€ 29.460 29.460 22.220 15.100 15.100 48.350 Investition Infrastruktur T€ 181 168 287 802 1.102 7 Brennstoffkosten ct/kWh 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 Instandhaltung % 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Personal Anz. 30 30 30 35 40 30 Steuern/Versicherung % 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0


Die zur Berechnung der Stromgestehungskosten erforderlichen finanzmathematischen Eingangsparameter, die Investitionen der Kraftwerkskomponenten sowie die der wesentlichen sonstigen Kosten sind für die folgenden Anlagenvarianten aufgeführt,

Ergebnisdarstellung

Tabelle 28 bis Tabelle 31.

• SHCC® A (Turmaufstellung) • SHCC® B (Splitvariante) • SHCC® C (Indirekt beheizt) • Benchmark – Bench_1 (Parabolrinnen-Kraftwerk, SM2) • Benchmark – Bench_2 (Salzturm-Kraftwerk, SM3) • Benchmark – Bench_3 (Konv. GuD-Kraftwerk)

Die Stromgestehungskosten der sechs Anlagenkonfigurationen wurden für drei verschiedene Betriebsregime berechnet. Neben dem reinen solar-hybriden Betrieb wurden zwei weitere Betriebsperioden fest vorgegeben. In dem solar-hybriden Modus werden die solarthermischen Kraftwerke dem Einstrahlungsverlauf nachgefahren und bei Fehlen solarer Einstrahlung abgeschaltet. Darüber hinaus ist zu beachten, dass die Anlagen jeweils unter Volllast betrieben werden. Die Tabellen 27 bis 29 geben die Leistungsdaten der Kraftwerke, die Stromerzeugung sowie den Brennstoffbedarf für die verschiedenen Betriebsregime wieder.

Tabelle 29: Leistungsdaten für den solar-hybriden Betrieb.

Bezeichnung Einheit SHCC A SHCC B SHCC D Bench_1 Bench_2 Bench_3 Elektrische Leistung MW 30,0 24,6 30,8 30,0 30,0 94,3 Ges. Erzeugung GWh/a 109,5 91,8 80,8 122,7 186,3 318,1 Solare Erzeugung GWh/a 35,6 34,4 47,3 109,8 179,4 - Brennstoffbedarf GWh/a 161,4 134,1 85,4 38,3 17,7 633,2

Tabelle 30: Leistungsdaten für die Betriebszeit von 06:00 Uhr bis 22:00 Uhr.

Bezeichnung Einheit SHCC A SHCC B SHCC D Bench 1 Bench 2 Bench 3 Elektrische Leistung MW 30,0 24,6 30,8 30,0 30,0 94,3 Ges. Erzeugung GWh/a 194,4 166,3 118,5 163,8 168,8 530,1 Solare Erzeugung GWh/a 35,8 33,9 48,2 111,8 151,9 - Brennstoffbedarf GWh/a 344,7 297,8 176,2 154,0 49,7 1054,6

Tabelle 31: Leistungsdaten für die Betriebszeit 00:00 Uhr bis 24:00 Uhr.

Bezeichnung Einheit SHCC A SHCC B SHCC D Bench_1 Bench_2 Bench_3 Elektrische Leistung MW 30,0 24,6 30,8 30,0 30,0 94,3 Ges. Erzeugung GWh/a 279,3 240,8 156,5 235,2 243,3 748,6 Solare Erzeugung GWh/a 35,9 34,0 48,8 117,1 180,2 - Brennstoffbedarf GWh/a 526,4 461,6 267,0 348,4 159,8 1189,2

Für die mit den beschriebenen Eingangsdaten ermittelten Stromgestehungskosten der drei SHCC®- sowie der Benchmark-Varianten ergeben sich die in

Bewertung der Stromerzeugungskosten

Tabelle 32 angeführten Werte.


Tabelle 32: Stromgestehungskosten in ct/kWh.

Bezeichnung SHCC A SHCC B SHCC D Bench_1 Bench_2 Bench_3 Solar-Hybrid 10,53 11,8 12,54 15,98 10,34 7,37 6…22 8,29 8,98 10,46 13,73 11,95 6,41 0.. 24 7,4 7,9 8,6 11,63 9,42 5,99

Bei der Bewertung der Stromgestehungskosten ist insbesondere hervorzuheben, dass es sich bei der THM 1304 um eine Gasturbine für den konventionellen Kraftwerkseinsatz handelt und diese nicht für die besonderen Bedingungen eines solar-hybriden Betriebes ausgelegt ist. Mit einer Gasturbine, deren Betriebsparameter und Systemkonfigurationen den Spezifikationen eines solarthermischen Kraftwerkes angepasst werden, könnte der elektrische Nettowirkungsgrad einer solchen Anlage im solaren Betrieb signifikant erhöht werden. Dies ist realisierbar mit einem gleichzeitig hohen Anstieg des „solaren Anteils“ an der Stromerzeugung. Zusätzlich kann der Solaranteil auch durch den Einsatz von thermischen HT-Speichern erhöht werden. Dieser würde dann in der Größenordnung der Benchmark-Anlagen 1 und 2 liegen. Darüber hinaus sollte es das Ziel zukünftiger Entwicklungen im Gebiet solar-hybrider Gasturbinen sein, mit Receiveraustrittstemperaturen von 950 °C einen sicheren Anlagenbetrieb zu gewährleisten, um den Solaranteil im Vergleich zu dieser Studie (850 °C) nochmals signifikant zu erhöhen.

Vor diesem Hintergrund sind die Stromgestehungskosten der SHCC®-Varianten im Rahmen dieser ersten Potentialstudie als sehr vielversprechend anzusehen. Im weiteren Verlauf sollten die Optimierungspotentiale dieser Anlagenkonfigurationen konkretisiert und in einer nachfolgenden Studie zur Technologieentwicklung vertiefend dargestellt werden. Für die SHCC®-Varianten wäre damit eine Absenkung der Stromgestehungskosten bei einem gleichzeitigen Anstieg des solaren Anteils bei der Erzeugung verbunden.

Aus Sicht der Energiewirtschaft und zur Erzielung einer hohen Versorgungssicherheit ist es erforderlich, dass ein Kraftwerk die elektrische Leistung zu jedem Zeitpunkt bereitstellen kann. Dieses ist beispielsweise mit dem Einsatz von fossil befeuerten Kraftwerken aber auch von Biomasseanlagen möglich. In beiden Fällen muss hierfür eine kontinuierliche Brennstoffversorgung gegeben sein.

Anforderungen aus Sicht der Versorgungssicherheit und der Betreiber

Für ein nur auf der Nutzung der fluktuierenden solaren Strahlungsenergie basierenden solarthermischen Kraftwerkes ist es erforderlich, ein zusätzliches konventionelles Kraftwerk als „Back-up“ mit vergleichbaren Leistungsdaten bereitzustellen. Nur mit Hilfe dieser zusätzlichen Investition ist es möglich, die entsprechenden Leistungswerte bei Bedarf vorhalten zu können.

Bei der Auslegung des gesamten Kraftwerkparks stellt daher der Betrieb eines solarthermischen Kraftwerkes mit einem entsprechend dimensionierten Speicher- und/oder Hybridsystem eine kostengünstige Option dar. Im Rahmen einer erweiterten Wirtschaftlichkeitsrechnung sollten nicht nur die Stromgestehungskosten der beschriebenen Varianten miteinander verglichen werden, sondern es sollte auch ein Bezug zum Gesamtsystem „Kraftwerkspark“ gezogen werden. Dieses würde die Vorteile des Hybridbetriebs eines solarthermischen Kraftwerks weiter hervorheben.


b) Ökobilanzierung nach Ökoindikator 99 – Untersuchungen zur Gestaltung

einer SHCC®-Anlage in Bezug auf nachhaltige Produktentwicklung, [36]

Im Rahmen von AP 4 des SHCC®-Projektes wurde die Aufgabe definiert, mit der Ökobilanzierung verschiedene Ausführungen von Anlagen und Komponenten hinsichtlich ihrer Umweltauswirkungen zu vergleichen. Der Fokus lag dabei auf a) unterschiedlichen Beheizungsvarianten (direkt beheizt und indirekt beheizt), b) verschiedenen Solarturmkonstruktionen (Gittermast-, Stahlrohr- und Stahlbetonturm) sowie c) unterschiedlichen Kühlungstypen (Trockenkühlung und Nasskühlung). Ein Vergleich mit Anlagen vom Stand der Technik erfolgte im Rahmen des Projektes auf indirektem Wege ohne Anfertigung einer separaten Ökobilanz. Die durchgeführten Vergleiche sollen dabei helfen, bereits im Rahmen von Entscheidungsprozessen einer Technologieentwicklung auf ein Minimum von ökologischen Auswirkungen hinzuarbeiten.

Nachfolgend werden die Herangehensweise sowie die wesentlichen Ergebnisse vorgestellt.

Die Ökobilanzierung (engl.: Life Cycle Assessment – LCA) ist eine Methode, mit deren Hilfe die ökologischen Auswirkungen von Produkten oder Dienstleistungen über deren gesamten Lebenszyklus hinweg bilanziert und darauf aufbauend bewertet werden können. Die beiden Hauptaufgaben sind das Bilanzieren von Strömen sowie das Informieren über deren Auswirkungen. Eine formelle Grundlage ist durch europäische bzw. internationale Normung gegeben (DIN EN ISO 14040:2006 und DIN EN ISO 14044:2006).

Abbildung 58 zeigt den in der Ökobilanzierung zugrundezulegenden Umfang eines Produktlebenszyklus.

Abbildung 58: Lebenszyklus eines Produktes als vollständiger Bilanzierungszeitraum für die

Ökobilanzierung.

Die eigentliche Ökobilanzierung umfasst als Phasen die Zieldefinition, die Sachbilanzierung, eine Wirkungsabschätzung sowie die abschließende Bewertung, wobei die einzelnen Phasen einen gegenseitigen Einfluss ausüben können, z. B. im Rahmen einer Optimierung des Betrachtungsgegenstandes.

Zum Einsatz kam das Verfahren des Ökoindikator 99, welches die Schädigung der natürlichen Umwelt über dem gesamten Produktlebenszyklus mittels eines Punktwertes/Indikators erfasst. Einzelne Schädigungsmechanismen werden hierbei hinsichtlich ihrer Auswirkung auf zu schützende Objekte zusammengefasst. Die Schutzobjekte beim Ökoindikator 99 sind: Menschliche Gesundheit, Qualität des Ökosystems und Ressourcen. Sie werden mit Gewichtungsfaktoren zu einem einzigen Punktwert/Indikator zusammengefasst, wobei mit der Art der Gewichtung ein kurzfristiger (individualistischer Archetyp), langfristiger (egalitärer Archetyp) oder mittelfristiger Bewertungsansatz (hierarchischer Archetyp) verfolgt werden kann.

Abbildung 59 stellt den Ablauf des verwendeten Verfahrens dar.

Rohstoffgewinnung/-verarbeitung Vorproduktion Produktion Gebrauch Recycling und

Entsorgung


Umfang und Genauigkeit einer Ökobilanzierung werden sowohl durch das angestrebte Ergebnis als auch die verfügbare Datenbasis bestimmt. In der verwendeten Software SimaPro [37] sind dies etwa 4000 verschiedene Datensätze zu den Umweltauswirkungen von Prozessen und Materialien. Aktualität, Vollständigkeit und Anwendbarkeit der Datensätze richten sich dabei nach den Entwicklungszyklen verschiedener Branchen oder einer zugrundeliegenden Referenzregion (in SIMAPro Europa, Schweiz).

Abbildung 59: Ablaufschema des Ökoindikator-99.

- Betrachtung von Untersystemen - Turmvarianten -

Die folgenden Betrachtungen stellen den durchgeführten Vergleich von 3 verschiedenen Bauformen für einen Solarturm plus Fundament dar.

In Abbildung 60 sind die einzelnen Wirkungskategorien für die betrachteten Systeme aufgetragen. Basis dieser Ergebnisse sind stark vereinfachte Konstruktionsansätze bei gleicher Solarturmhöhe von 130 m. Die Entsorgungsphase wurde vernachlässigt. Ebenso erfolgte teilweise eine Zuordnung bestimmter real zum Einsatz kommender Werkstoffe zu in der Software verfügbaren zumindest ähnlichen Werkstoffdatensätzen.

Abbildung 60: Schadenspotentiale einzelner Wirkungskategorien am Beispiel des

Vergleiches verschiedener Solarturmkonzepte.

Da in der Betriebsphase eines einzeln betrachteten Solarturmes keine relevanten Mengen an klimaschädlichen Gasen ausgestoßen werden, konzentriert sich das Schadenspotential auf die Errichtung und damit auf rohstoffbezogene Wirkungskategorien. Neben den

RessourcenanalyseLandnutzungsanalyse

Fate Analysis

GefährdungsanalyseEffektanalyse

SchadensanalyseNormalsierung

GewichtungIndikator

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

Scha

dens

pote

ntia

l in

Punk

ten

Wirkungskategorien

Gittermastturm Stahlbetonturm Stahlrohrturm


Kategorien Mineralien, Klimaveränderung und Anorganische Substanzen erscheint dadurch auch die Karzinogenität als merklicher Anteil am Indikator.

Der Gittermastturm zeigt insgesamt das geringste Schadenspotential (Abbildung 61), wobei dies eine einfach nachvollziehbare Begründung im geringsten Turmgewicht, den guten Transporteigenschaften sowie dem kleinsten Fundamentvolumen findet.

Abbildung 61: Schadenspotentiale aggregierter Wirkungskategorien am Beispiel des

Vergleiches verschiedener Solarturmkonzepte.

Die in Abbildung 62 dargestellte Verteilung des Schadenspotentiales zeigt klar, dass eine Gewichtseinsparung der effektivste Weg zur Absenkung des Schadenspotentiales darstellt, da das Gewicht in die Schadensverteilung jeweils zu gleichen Teilen eingeht.

Zum Gesamtergebnis des Turmvergleichs bleibt zu erwähnen, dass der in diesen Betrachtungen vernachlässigte Einfluss der letzten Lebensphase (Abriss/Recycling) durchaus einen positiven Einfluss auf das Ergebnis zur Folge hätte. Die fast vollständige Recyclingfähigkeit von Stahl wirkt dann zu Gunsten der Varianten Gittermastturm und Stahlrohrturm, wobei ersterer weiterhin die ökologisch sinnvollste Variante darstellen würde.

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

Gittermastturm Stahlbetonturm Stahlrohrturm

Scha

dens

pote

ntia

l in

Punk

ten

Ressourcen

Qualität des Ökosystems

Menschliche Gesundheit


Abbildung 62: Beispielhaftes Flussdiagramm zur Verteilung von Schadenspotential auf die

Einzelursachen am Beispiel des Gittermastturmes (nur Einzelwerte >1 % berücksichtigt).

- Betrachtung von SHCC®-Gesamtsystemen -

Abbildung 63 und Abbildung 64 zeigen den Untersuchungsrahmen der Gesamtsysteme. Die Betrachtungen vergleichen Gesamtsysteme unter Berücksichtigung der Aspekte a) Beheizungsvarianten und c) Kühlungstypen, wobei eine Beschränkung des Umfanges auf die in den Abbildungen nummerierten Hauptkomponenten erfolgte. Für diese nummerierten Hauptkomponenten erfolgte die Bilanzierung. Der Solarturm wird auf Basis der vorherigen Betrachtungen als Gittermastturm ausgeführt.

Die Abrissphase der Anlage wird nicht berücksichtigt. Basis dafür ist die Annahme, dass das Spiegelfeld aufgrund regelmäßiger Wartung und Instandhaltung nach Ablauf eines Lebenszyklus der Kraftwerkskomponenten nicht abgerissen, sondern weiterverwendet werden kann. Ebenso erfolgte teilweise eine Zuordnung bestimmter real zum Einsatz kommender Werkstoffe zu in der Software verfügbaren zumindest ähnlichen Werkstoffdatensätzen.

Basis der Berechnungen war ein Szenario in welchem die SHCC®-Anlagen täglich von 7 bis 18 Uhr mit ihrer jeweils maximal möglichen Leistung (stündliche Werte abhängig von Umgebungsbedingungen) betrieben werden (entspricht 4380 h/a).


Solarturm

Receiver-cluster 2

AHK

Kondensator

Netztrafo 2

Netztrafo 1

Heliostatenfeld

G

1

2

5

7 10

12 HD-Leitung

G

Receiver-cluster 1

F

M

11 HTFS

8Kamin

F

M

3a

3b4

9

6

13 ND-Leitung

Kühlturm

11 HTFS

Abbildung 63: Direkt beheiztes SHCC®-Kraftwerk (betrachtet wurde die s. g.

Splitausführung) mit den in der Ökobilanz berücksichtigten Sub-Systemen 1-13.

In Abbildung 65 sind die Schadenspotentiale einzelner Wirkungskategorien für die betrachteten Gesamtsysteme dargestellt. Es wird daraus ersichtlich, dass ein SHCC®-Kraftwerk in den Wirkungskategorien Anorganische Substanzen und Mineralien sowie Klimaveränderung ein gegenüber anderen Wirkungskategorien dominierendes Schadenspotential aufweist. Dies lässt sich erklären zum einen mit der Errichtung der Anlagen, wofür Rohstoffe benötigt werden und zum anderen mit dem Erdgasverbrauch verbunden mit CO2-Emissionen für den Hybridbetrieb. Die indirekte Beheizung erfordert u. a. ein größeres Spiegelfeld und hat demzufolge ein höheres Schadenspotential in den rohstoffbezogenen Kategorien zur Folge. Der höhere jährliche Erdgasverbrauch der direkten Beheizung schlägt entsprechend bei der Kategorie Klimaveränderung zu Buche.


Solar-turm

Receiver

AHK

Kondensator

Solar-kessel

Heliostaten-feld

G

G

1

2

3

45

6

7

8

9

12a

12b

HTFSa

Kamin

HTFSb

12c HTFSc

16 HD fossil

15 HD solar

14 Heiße ZÜ

13 Kalte ZÜ

F

Netztrafo 2

11

Netztrafo 1

10

Kühlturm

Abbildung 64: Indirekt beheiztes Prozessschema mit den in der Ökobilanz berücksichtigten

Sub-Systemen 1-16.

Der Einfluss einer Variantenausführung als Trockenkühlung ist laut Ökoindikator 99 überraschenderweise negativ. Dies ist begründbar mit einer gewissen Vernachlässigung der Wasserproblematik in dem verwendeten Verfahren sowie mit dem Absinken der jährlichen Stromproduktion durch einen erhöhten Eigenbedarf der Anlage. Die Wasserproblematik ist zudem sehr stark standortabhängig zu betrachten und damit in einem standardisierten Verfahren wie dem Ökoindikator 99 schwer zu erfassen. Eine adäquate Aussage erfordert demzufolge eine separate Betrachtung, welche innerhalb dieses Projektes aber nicht angestrebt wurde.


Abbildung 65: Schadenspotentiale einzelner Wirkungskategorien für die betrachteten

Gesamtsysteme.

Kumulativ betrachtet ergeben sich folgende Gesamtergebnisse für das Schadenspotential, Abbildung 66. Die Punktwerte sind dabei nicht zur Verallgemeinerung geeignet, sondern dienen ausschließlich als Vergleichsmaß zwischen den betrachteten Varianten und bei den angesetzten gleichen Randbedingungen. Die Auswirkungen auf die menschliche Gesundheit resultieren aus den Faktoren gemäß Abbildung 65.

Abbildung 66: Schadenspotentiale aggregierter Wirkungskategorien für die betrachteten

Gesamtsysteme.

Neben dem absoluten Vergleich ermöglicht das Verfahren des Ökoindikator 99 eine Wertung einzelner Entwicklungsziele. Dies kann z. B. auf Basis eines normierten Flussdiagrammes, wie in Abbildung 67 dargestellt, erfolgen. Das Diagramm verdeutlicht nochmals, dass der Erdgasbedarf (hier beispielhaft für die indirekte Beheizung mit Trockenkühlung), der maßgebende Umwelteinfluss im Laufe des Lebenszyklus einer SHCC®-Anlage ist. Eine solar-hybride Kraftwerksanlage sollte demnach als zentrales Entwicklungsziel einen im Jahresgang minimierten spezifischen fossilen Brennstoffwärmebedarf aufweisen. Die Optimierung des Rohstoffbedarfes für die Errichtung folgt an zweiter Stelle.

0

1

2

3

4

5Sc

hade

nspo

tent

ial i

m L

eben

szyk

lus

[Pun

kte

pro

MW

h el]

Wirkungskategorien

direkt beheizt mit Nasskühlungdirekt beheizt mit Trockenkühlungindirekt beheizt mit Nasskühlungindirekt beheizt mit Trockenkühlung

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

direkt beheizt mit Nasskühlung

direkt beheizt mit Trockenkühlung

indirekt beheizt mit Nasskühlung

indirekt beheizt mit Trockenkühlung

Scha

dens

pote

ntia

l im

Leb

ensz

yklu

s [P

unkt

e pr

o M

Wh e

l]

Ressourcen Qualität des Ökosystems Menschliche Gesundheit


Abbildung 67: Beispielhaftes Flussdiagramm zur Verteilung von Schadenspotential auf die

Einzelursachen am Beispiel der indirekt beheizten Variante mit Trockenkühlung (nur Einzelwerte >1% berücksichtigt).

Bei der in Abbildung 67 dargestellten Variante trägt allein das Heliostatenfeld mit einem Anteil von 19,9 % zum Ökoindikator bei. Ein Verzicht auf das Solarfeld und der Ersatz einer fossilen Kraftwerksanlage vom Stand der Technik führen demgegenüber zu einer Erhöhung des mittleren fossilen Brennstoffwärmeverbrauches um etwa 50 % (4000 kJErdgas/kWhel aus Jahresertragsrechnung SHCC® im Vergleich zu 6000 kJErdgas/kWhel unter ISO-Bedingungen für ein rein fossil betriebenes Großkraftwerk). Zusätzlich wird, um den Stand der Technik zu erreichen, eine komplexere Struktur des konventionellen Kraftwerksteiles (komplexerer konventioneller Dampfprozess) notwendig, was wiederum zu einer Erhöhung des Einflusses der Errichtungsphase auf den Indikator führt. Der Einsatz einer Anlage gleicher Leistungsgröße (etwa 8000 kJErdgas/kWhel unter ISO-Bedingungen) erhöht den mittleren fossilen Brennstoffwärmeverbrauches um 100 %.


AP 5 Entwicklung technischer Lösungsansätze für Anlagen-komponenten der Vorzugsvariante

Im Folgenden werden erklärt:

• Solaranlagenkomponenten der SHCC®-Kraftwerke, • Gasturbine, • Fluidförderung, • NOx-arme Brennkammer.

Auf weitere Anlagenkomponenten wie z. B. AHK und DT, die als Stand der Technik anzusehen sind, wird nicht näher eingegangen.

a) Solaranlagenkomponenten der SHCC®-Kraftwerke

In diesem Arbeitspaket wurde die Anordnung und Auswahl der Receivertechnologie für die SHCC®-Kraftwerke erarbeitet.

Es wurden dazu folgende Vorzugsvarianten betrachtet:

• SHCC® – Variante A: direkt beheizt, Turmaufstellung der Gasturbine • SHCC® – Variante B: direkt beheizt, Splitvariante • SHCC® – Variante D: indirekt beheizt, Bodenaufstellung der Gasturbine

Sämtliche Kraftwerke beinhalten folgende Solarkomponenten, die jeweils als Untersysteme zu betrachten sind:

• Heliostatenfeld (mit einer hohen Anzahl gleicher, aber individuell positionierter Heliostate) • Receiver (mit Turm)

Die Gesamtleistung einer solar-hybriden GTA mit solarer Luftvorwärmung und ohne thermischen Speicher lässt sich ermitteln aus 𝑃𝑆𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚 = 𝐷𝑁𝐼 ∙ 𝐴𝐹 ∙ 𝜂𝐹 ∙ 𝜂𝑅 ∙ 𝛾𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟−1 ∙ 𝜂𝑛𝑒𝑡𝑡𝑜, wobei DNI die zur Verfügung stehende Direktstrahlung, AF die gesamt reflektierende Fläche des Heliostatenfeldes und 𝛾𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 der Solaranteil (engl.: solar share oder solar fraction, auch SF) ist. Die Indizes bei den Wirkungsgraden sind F für Heliostatenfeld, R für Receiver und netto für den Kraftwerksblock. Wie aus der Wirkungsgradkette ersichtlich ist, hat der Wirkungsgrad der Solarkomponenten (Heliostatenfeld, Receiver) die gleiche Gewichtung wie der Wirkungsgrad der konventionellen Kraftwerkseinheit. Um bei vorgegebenen Solarstrahlungsressourcen die Solarfeldgröße zu minimieren (Investitionskosten), muss der Wirkungsgrad des Solarfeldes und des Receivers maximiert werden. Das Heliostatenfeld macht einen hohen Anteil der Investitionskosten der Solarkraftwerksanlage aus, je nach Solaranteil bis über 40 %. Der Anteil wächst, je höher der Solaranteil ist. Ein hoher Solaranteil ist für geringe CO2-Emissionionen erforderlich.

Die Solarkomponenten stellen Innovationen dar, deren Potential hinsichtlich Effizienz und Wirtschaftlichkeit noch nicht ausgeschöpft ist. Daher muss auf deren effiziente Auslegung besonderes Augenmerk gelegt werden. Hierzu ist neben dem Verständnis für das jeweilige Untersystem auch dessen Verhalten in der Gesamtanlage betrachtet werden. Dazu sind geeignete Methoden und Auslegungswerkzeuge erforderlich.

Im Folgenden werden einige Grundlagen und Anforderungen zu den erforderlichen Solarkomponenten beschrieben, um Rückschlüsse auf erforderliche technologische Arbeiten für die SHCC® Technologieentwicklung ziehen zu können.


- Turm -

In Solarturmkraftwerken dient der Turm als Tragwerk für den Receiver, der in einer gewissen Höhe oberhalb des Heliostatenfeldes platziert werden muss, um ein effizientes und kostenoptimiertes Heliostatenfeld zu ermöglichen. Weitere Ausführungen zum Turm und die Beschreibung der erforderlichen technologischen Arbeiten für die SHCC®-Technologieentwicklung finden sich in AP 6.

- Druckaufgeladene Receivertechnologie -

Druckaufgeladene Receiver zum Einsatz in solar-hybriden Gasturbinen wurden in den letzten Jahren in zahlreichen Forschungsprojekten unter Federführung des DLR mit Industriebeteiligung kontinuierlich weiterentwickelt. Hier sind als die wichtigsten Receivertechnologien zu nennen, der volumetrische Druckreceiver und der metallische Rohrreceiver (Abbildung 68).

a) Volumetrischer Druckreceiver b) Metallischer Rohrreceiver

Abbildung 68: Solar Receiver für druckaufgeladene Luft (Quelle: DLR).

Druckaufgeladene Receiver für solar-hybride Gasturbinen nutzen die absorbierte konzentrierte Solarstrahlung direkt zur Vorwärmung der verdichteten Luft der Gasturbinenanlage, bevor diese in die Brennkammer geleitet wird. Dazu wird der Receiver zwischen Verdichter und Brennkammer der Gasturbinenanlage angeordnet. Die Begrenzung der Übertragungsleistung des einzelnen Receivermoduls erfordert eine räumliche wie prozesstechnische Zusammenfassung zu leistungsstarken Receiverclustern.

Je höher die Prozesstemperatur ist, die im Receiver erreicht wird, umso weniger Brennstoff wird noch benötigt, um die Luft in einem 2. Prozessschritt auf die erforderliche Turbineneintrittstemperatur aufzuheizen. Grundsätzlich könnten durch die hohe optische Konzentration der Solarstrahlung beim Turmkraftwerk die erforderlichen Turbineneintrittstemperaturen moderner GuD-Anlagen erreicht werden, doch sind hier materialbedingte Grenzen gesetzt. Die weitere Steigerung der Receiveraustrittstemperatur bei einzuhaltenden Standards für die Zuverlässigkeit ist eine ständige Herausforderung für die Forschung und Entwicklung.

Neben dem Vorteil, dass durch die sequentielle Anordnung der Brennkammer nach dem Receiver die fluktuierende Leistungseinkopplung der Solarstrahlung durch Anpassung der fossilen Feuerungswärmeleistung ausgeglichen wird und damit konstante TIT realisiert werden können, ist es möglich, mit hohem Temperaturniveau hohe Wirkungsgrade und die spez. Kreisprozessarbeit moderner GuD-Kraftwerke zu realisieren.

Der volumetrische Druckreceiver erlaubt hohe Austrittstemperaturen bis zu 1100 °C bei nur geringen Druckverlusten. Dieser Receiver besitzt eine hochporöse Absorberstruktur, welche die absorbierte Strahlungsenergie an die ihn durchströmende Luft abgibt. Dem eigentlichen


Receiver ist ein Sekundärkonzentrator vorgeschaltet, der die einfallende Solarstrahlung nochmals in die Austrittsapertur konzentriert. Der Absorber ist in einem Druckkessel eingebaut, dessen Öffnung mit einem nach innen gewölbten Quarzglasfenster verschlossen ist, sodass derzeit Betriebsdrücke bis zu 15 bar erreicht werden können (Abbildung 68a).

Rohreceiver mit Metallrohren erlauben derzeit Receiveraustrittstemperaturen bis zu 800 °C bei Betriebsdrücken bis zu 15 bar. Derzeitige Forschungsprojekte zielen durch den Einsatz von Mehrschichtrohren auf Temperaturen bis zu 900 °C ab. In Rohrreceivern wird die konzentrierte Strahlung an der Außenwand der Rohre einseitig absorbiert und erwärmt die im Rohr strömende verdichte Luft. Die Ergebnisse aus aktuellen Forschungsprojekten zeigen, dass der Rohrreceiver die derzeit wirtschaftlichste Option für den unteren Temperaturbereich ist (Abbildung 68b).

Eine interessante wirtschaftliche Option ergibt sich aus der sequentiellen Schaltung eines Rohrreceivers und eines volumetrischen Druckreceivers. Der Rohrreceiver deckt dabei den niedrigen Temperaturbereich ab, der volumetrische Druckreceiver den hohen. Dieses Konzept wurde bereits erfolgreich im SOLGATE-Projekt bis zu Temperaturen von 1030 °C auf der Plataforma Solar in Almeria getestet.

Im Rahmen des SOLGATE-Projektes wurde ein Receiver mit drei Modulen zum Testbetrieb einer Gasturbinenanlage verwendet [12]. Der Receiver besteht aus einem Niedertemperaturmodul aus Rohrreceiver (Abbildung 69a) und zwei Modulen aus volumetrischen Receivern für die höheren Temperaturen. Die Anordnung ohne Sekundärkonzentratoren ist in Abbildung 69b dargestellt, Abbildung 69c zeigt den Receiver im Betrieb.

a) Niedertemperaturmodul b) Anordnung der drei Receivermodule ohne

Sekundärkonzentratoren

c) Receiver im Betrieb

Abbildung 69: Receiver-Cluster im SOLGATE-Projekt [SOLGATE].

Im SOLHYCO Projekt wurde die Rohrreceivertechnologie weiterentwickelt und hat den Systemtest im Betrieb mit einer Mikrogasturbine (100 kWel) Anfang 2010 erfolgreich absolviert, Abbildung 70. Um die Strahlungs- und Konvektionsverluste an die Umgebung zu minimieren, wurden die Absorberrohre in einer Cavity (Hohlraum) eingebaut (s. Abbildung 70c). Aufgrund der thermophysikalischen Eigenschaften der Luft als Kühlmedium für die Absorberrohre, sind nur vergleichsweise kleine Wärmestromdichten22

22 Zwar ist die Wärmestromdichte an der absorbierenden Oberfläche gering, an der Aperturebene der Cavity jedoch ist die Wärmestromdichte sehr hoch.

an den


Absorberrohren möglich. Wodurch eine große Absorberoberfläche notwendig ist, die ohne Cavity zu hohen Wärmeverlusten führen würde.

a) Querschnitt des Receiver-Systems

b) Receiver Apertur mit Quarzglas-Fenster

c) Cavity von aussen

Abbildung 70: Receiver im SOLYHCO-Projekt [38].

Im SOLUGAS Projekt wird derzeit an Systemen mit einer größeren Leistung gearbeitet (ca. 5 MWel). Hierzu wird die Rohrreceivertechnologie mit Cavity weiterentwickelt und skaliert. Grundsätzlich entspricht das verfolgte Konzept beim SOLUGAS Projekt dem Design vom SOLHYCO Projekt, wobei eine große Cavity mit Apertur vorgesehen ist. Der Receiver soll im Jahr 2011 in einem Systemtest bis 650 °C getestet werden.

Aufgrund der derzeit laufenden F&E-Aktivitäten und den bisher gesammelten Erfahrungen wurde im Rahmen dieser Arbeit für die SHCC®-Kraftwerke eine Kombination aus einem Rohrreceiverkonzept für den niedrigen Temperaturbereich (bis 650 °C) und einem druckaufgeladenen volumetrischen Receiver für den Hochtemperaturbereich (bis 850 °C) vorgeschlagen. Der Einsatz der volumetrischen Receivertechnologie hat das Potential zukünftig bei höheren Temperaturen eingesetzt zu werden und ermöglicht so die Erhöhung des Solaranteils bzw. die Vermeidung von CO2-Emissionen durch Brennstoffeinsparungen.

Abbildung 71: Visualisierung des Grobentwurfs für das SHCC® Receiversystem.

In Abbildung 71 ist eine Visualisierung der möglichen Anordnung der Receivermodule auf einem 126 m hohen Turm dargestellt. Oben befinden sich ein Cluster aus


Hochtemperaturmodulen mit Sekundärkonzentratoren und unterhalb davon ein Cavity Rohreceiver. Im Hintergrund auf der oberen angedeuteten Plattform sind für den Größenvergleich die Raumabmessungen des Gasturbinen-Packages dargestellt.

- Erforderliche technologische Arbeiten für die SHCC® Technologieentwicklung -

Die druckaufgeladene Receivertechnologie stellt ein neuartiges System dar. Weder für die Cavity-Rohrreceiver noch für die volumetrischen Druckreceiver existiert bislang ein Markt. Es sind ausschließlich Ergebnisse und Erfahrungen aus verschiedenen Forschungsprojekten bekannt, wobei auch einige Prototypen existieren. Somit muss das Receiversystem für die SHCC®-Technologieentwicklung neu entwickelt werden.

Die volumetrischen Druckreceiver werden aus gleichartigen Modulen seriell bzw. parallel zu Clustern verschaltet und können so auf die erforderliche thermische Leistung skaliert werden, die für das jeweilige Kraftwerkskonzept notwendig ist. Bei den Cavity-Rohrreceivern ist solch eine Modularität bzgl. der Leistungsgröße nicht vorgesehen, da man von einer großen Cavity ohne vorgeschaltete Sekundärkonzentratoren ausgeht. Dies bedeutet, dass eine Auslegung und Dimensionierung des Cavity-Rohrreceivers für jedes SHCC®-Kraftwerkskonzept individuell erfolgen muss.

Druckaufgeladene Receiver sind hochbelastete Komponenten. Hohe Betriebstemperaturen sowie örtliche und zeitliche Temperaturgradienten führen zusammen mit der Druckbelastung und anderen mechanischen Belastungen zu einer begrenzten Lebensdauer des Receivers. Auslegungsziele sind:

• erforderliche Temperaturerhöhung im Fluid • maximal möglicher Druckverlust • hoher Receiverwirkungsgrad • kostenoptimale Konstruktion • ausreichende Lebensdauer

Für die thermische Simulation von Receivern und deren Optimierung wurden beim DLR begleitend zu den F&E-Projekten umfangreiche Methoden und Berechnungsprogramme entwickelt, die auf Basis einer kommerziellen FEM Software und in Verbindung mit einem Strahlverfolgungsprogramm SPRAY [39] arbeiten. So wird die optische Berechnung der Strahlungsverteilung in der Receiverebene verknüpft mit Finite-Element-Berechnungen von Temperaturen, Spannungen und lokalen Strömungszuständen Diese Werkzeuge können bei der SHCC® Technologieentwicklung eingesetzt und weiterentwickelt werden.

- Heliostatenfeld -

Das Heliostatenfeld (oder auch Solarfeld) eines Solarturmkraftwerkes besteht aus einer Vielzahl von Heliostaten, welche die Solarstrahlung auf einen Receiver reflektieren, der sich auf der Spitze eines Turms befindet. Die einfallende Solarstrahlung wird im Receiver absorbiert und an ein Wärmeträgermedium übertragen. Entscheidend für die Effizienz des Heliostatenfeldes sind die optimale Positionierung und Strahlgüte jedes einzelnen Heliostaten. Das Solarfeld hat einen entscheidenden Anteil an den Gesamtinvestitionskosten des Solarturmkraftwerkes. Daher sollte der sorgfältigen Auswahl des Heliostat-Design und der optimalen Heliostatfeld-Auslegung besondere Aufmerksamkeit geschenkt werden.

Zur kostenoptimalen Auslegung eines Heliostatenfeldes, das neben der optischen Auslegung des Konzentratorsystems immer eine gekoppelte thermische Auslegung des Receivers beinhalten muss, müssen verschiedene optische Teilwirkungsgrade und Fehlerquellen


beachtet werden. Die Teilwirkungsgrade setzen sich zusammen aus Kosinuswirkungsgrad, Reflektivität und Sauberkeitsfaktor der Spiegel, Verschattungswirkungsgrad, Blockingwirkungsgrad, Atmosphärentransmissionswirkungsgrad und Interceptfaktor (siehe Abbildung 72). Bei den optischen Fehlerquellen, die eine Aufweitung des Brennflecks der Heliostate verursachen können, was zu höheren Interceptverlusten führt, gehören im wesentlichen der Astigmatismus (eine Verzerrung der Teile des Bildes, die außerhalb der optischen Achse liegen), mikro- und makroskopische Oberflächenfehler, Nachführfehler (durch Verwendung von Schrittmotoren zur Nachführung) und Fehler aufgrund von Wind- und Eigengewichtsdeformation.

Abbildung 72: Optische Verlustmechanismen in Heliostatenfeldern (Quelle: [40], erweitert).

Heliostatenfelder von solaren Turmkraftwerken sind komplexe optische Systeme mit einer hohen Anzahl an Freiheitsgraden und stark interagierenden Teilwirkungsgraden. Zur kostenoptimalen Auslegung und Optimierung sind effiziente und flexible computergestützte Simulationsprogramme notwendig. Das DLR verwendet zur Auslegungen von Heliostatfeldern das Programm HFLCAL, das aufgrund neuer Anforderungen und Erkenntnisse ständig weiterentwickelt wird. Da im Rahmen dieser Arbeit ein Solarfeld mit zwei Receivertechnologien betrachtet wurde, die unterschiedliche optische und thermische Eigenschaften haben, wurden einige Erweiterungen in HFLCAL vorgenommen, um die Auslegung Solarfelder der SHCC®-Kraftwerke zu ermöglichen. Die Ergebnisse hierzu wurden in AP 2 bereits gezeigt.

- Heliostate -

Ein Heliostat ist ein beweglicher Spiegel, der der Sonne zweiachsig nachgeführt wird und das Sonnenlicht auf den Receiver reflektiert. Der Name Heliostat leitet sich ab aus “helio” für Sonne und “stat” für die Tatsache, dass das reflektierte Abbild der Sonne an eine festen Punkt reflektiert wird [41].

Ein Heliostat hat die Aufgabe, die in Bodennähe verfügbare solare Einstrahlung in die Receiverapertur zu reflektieren und dort zu konzentrieren. Die dazu notwendige hohe Strahlungskonzentration erfordert eine entsprechend große Anzahl hochpräziser Heliostate, deren Gesamtheit bei den Investitionskosten der Solarkraftwerksanlage einen hohen Anteil (je nach Solaranteil bis über 40 %) ausmacht. Dies führt zwangsläufig zu der Forderung nach einer sehr genauen Kosten-/Nutzenanalyse unter Berücksichtigung von Serienfertigungsaspekten.


Heliostate bestehen aus nahezu flachen Spiegeln, wobei eine leichte Krümmung der Spiegelfacetten erforderlich ist, um das Abbild der Sonne zu fokussieren. Die Ausrichtung der Heliostate wird durch einen automatischen Antrieb im Abstand von einigen Sekunden dem Sonnenstand angepasst. Die dazu notwendigen Informationen - Azimut und Sonnenhöhe - werden aus dem aktuellen Sonnenstand, dem Standort der Heliostate, sowie dem Zielpunkt auf der Receiveroberfläche durch eine Steuereinheit ermittelt und an die einzelnen Heliostate übermittelt. Neben verschiedenen Vorschlägen wurden in der Vergangenheit zwei Haupttypen von Heliostaten favorisiert: Facettierte Glas-Metall Heliostate und Metallmembranheliostate, Abbildung 73. Derzeitige Entwicklungen konzentrieren sich auf Facettierte Glas-Metall Heliostate.

a) facettierter 100m2 Glas-Metall-Heliostat in der

Plataforma Solar de Almeria (Quelle: Sandia) b) 50m2 - SKI Stretched-Membrane Heliostat

(Quelle: Sandia).

Abbildung 73: Heliostate.

Facettierte Glas-Metall-Heliostate bestehen aus einer Vielzahl von Komponenten, die verschiedenen Baugruppen zugeordnet werden können. Die Hauptgruppen sind:

• Fundament • Pylone (Säule) • Antriebe • Spiegelhaltestruktur • Spiegel • Nachführung und Regelung

- Kosten der Heliostate -

Wie bereits erwähnt haben Heliostate einen hohen Anteil an den Gesamtinvestitionskosten des Solarkraftwerkes (je nach Solaranteil bis über 40%). Die Heliostate liefern den Brennstoff eines solarthermischen Kraftwerkes, der in Form von Investitionskosten im Voraus bezahlt werden muss. Neben den hohen Anforderungen an die Genauigkeit, Qualität und Lebensdauer der Heliostate sind Anschaffungs- und Betriebskosten der Heliostate daher besonders wichtig.

Es ist üblich, die Preise für Heliostate als installierte Preise pro m² reflektierende Fläche anzugeben. Dies beinhaltet Engineering, Herstellung, Transport, Montage, Verdrahtung, Blitzschutz und Inbetriebnahme.

Allerdings ist die Frage bzgl. der Preise von Heliostaten weiterhin relativ schwierig zu beantworten, da eine Vielzahl an Studien existiert, die eine große Streubreite diesbezüglich


aufzeigen. Beispielsweise werden in [41], [42] Preise zwischen 120 und 230 EUR/m² genannt, abhängig vom Autor und der Stückzahl bei der Herstellung. In einer der letzten veröffentlichten Studien von SANDIA [43] werden für den installierten Preis für 2006 für einen Glas-Metall-Heliostaten 128 EUR/m2 (bei 5000 Stück/Jahr) und 98 EUR/m2 (für 50000 Stück/Jahr)23

Der relative Anteil der Hauptkomponenten an den Preisen der Heliostate ist in

genannt.

Tabelle 33 dargestellt [41].

Tabelle 33: Aufteilung der Heliostatkosten.

Komponente % Antriebe (Azimut, Elevation) 30 – 35 Spiegel 25 – 30 Struktur 15 – 20 Montage und Installation 10 – 15 Pylon und Fundament 10 – 15 Regelung 5 – 10

Eine weitere wichtige Frage, die immer wieder diskutiert wird, ist die Frage bzgl. der Größe der Heliostate. Eine klare und abschließende Antwort hierauf konnte bisher nicht gegeben werden. Am Markt zeichnen sich derzeit mehrere parallele Strategien ab: die Bandbreite bei der Größe der Heliostate reicht derzeit von sehr kleinen Heliostaten (1,14 m², eSolar) über kleine Heliostate (14 m², BrightSource) bis hin zu großen Heliostaten (120 m², Abengoa Solar).

- Situation am Markt für Heliostate -

Derzeit befinden sich mehrere Unternehmen beim Markteinritt im Bereich Solarturmkraftwerke. Die meisten dieser Unternehmen haben ihre eigenen Heliostate entwickelt und eigenes Wissen hierzu aufgebaut, da die Heliostate als Hauptkostenverursacher und als Hauptkomponenten in Solarturmkraftwerken identifiziert wurden und hierzu noch kein Markt vorhanden ist. Zudem werden hier entscheidende Einsparpotentiale gesehen, die über einen erfolgreichen Markteintritt entscheiden können.

Folgende Unternehmen mit eigener Heliostat-Herstellung können als Beispiele genannt werden (in alphabetischer Reihenfolge):

• Abengoa Solar • BrightSource Energy • eSolar • SolarReserve • Torresol Energy (Sener/Masdar)

Der Markt für unabhängige Heliostat- bzw. Heliostatfeldlieferanten befindet sich im Aufbau. Derzeit gibt es nur wenige Hersteller, die Heliostate anbieten bzw. demnächst anbieten werden:

• SHP/AUSRA (Lieferant des Heliostatfeldes für den Solarturm in Jülich) • HYDROHELIO • SOLAFLECT

23 Die Daten in der SANDIA Studie sind $164/m2 für 5000 Stück/ Jahr bzw. $126/m2 für 50000 Stück/

Jahr. Der Wechselkurs für 2006 wurde 1$ = 1.28EUR verwendet.


Zusätzlich zu den kommerziellen Entwicklungsarbeiten zum Thema Heliostat wird derzeit an verschiedenen Forschungsprojekten gearbeitet, die sich auf die Komponentenentwicklung oder auf den gesamten Heliostaten konzentrieren. Unter anderem wird mit der Beteiligung des DLR an folgenden Projekten gearbeitet:

• HELIANT: Entwicklung eines kostenreduzierten Antrieb für große Heliostate (SGM/DLR)

• HYDROHELIO: Entwicklung eines 30 m² Heliostaten mit hydraulischem Antrieb (CIRRIS/DLR/SIJ)

• HELIOMESH: Entwicklung eines 7 bis 14 m² autonomen Heliostat mit einer kabellosen Kommunikation (TRINAMIC/DLR)

- Erforderliche technologische Arbeiten für die SHCC®-Technologieentwicklung -

Für das SHCC®-Kraftwerk können Heliostate zum Einsatz kommen, die auch in anderen Solarturmkraftwerken verwendet werden. Wie oben im Text beschrieben, gibt es bereits verfügbare Heliostate am Markt oder sind kurz vor dem Markteintritt. Letztendlich müssen die Heliostate das beste Verhältnis aus Kosten und Nutzen haben, was bedeutet, dass die hohen Anforderungen an die Qualität bei minimalen Investitionskoten erfüllt sein müssen.

Abhängig von der Entscheidung, ob bei der SHCC®-Technologieentwicklung die Entwicklung und Serienreifmachung von Heliostaten betrachtet werden soll oder aber auf einen verfügbaren Heliostaten zurückgegriffen werden soll, müssen verschiedene Tätigkeitsschwerpunkte am Anfang des Projektes gesetzt werden, welche die Definition der Auslegungskriterien und Spezifikationen beinhalten müssen.


b) Gasturbine

Der heutige Markt für Industriegasturbinen zeichnet sich durch eine Vielzahl verfügbarer Gasturbinen im Leistungsbereich von wenigen kW bis hin zu einigen 100 MW Leistung aus. Die Gasturbinen können reine Industriegasturbinen in Schwerbauweise oder auch aus Flugtriebwerken abgeleitete Produkte, sogenannte Aeroderivative, sein. Für den Einsatz in CSP Kraftwerken eignen sich jedoch nur sehr wenige der heute verfügbaren Gasturbinenmodelle. Dies ist dadurch begründet, dass die Einbindung in einen solargefeuerten Prozess besondere Konstruktionsmerkmale erfordert, welche schon von Anfang an bei der Entwicklung einer Gasturbine berücksichtigt werden müssen. Zwei Merkmale sind von ganz besonderer Bedeutung. Dies ist zum einen die Möglichkeit den gesamten Verdichtermassenstrom aus der Maschine ausleiten und diese dem solaren Receiver zuführen zu können. Dieser dann stark aufgeheizte Massenstrom muss wiederum in die Gasturbine zurückführbar sein. Zum anderen dürfen die Gasturbinen über eine nur recht moderate Feuerungstemperatur verfügen, da sonst der Anteil, der durch solare Erwärmung der Gasturbine zugeführt werden kann, relativ klein bleibt. Im Idealfall kann die Gasturbine ganz ohne fossile Zusatzfeuerung betrieben werden. Legt man diese Kriterien zugrunde, so kommen nur Gasturbinen in Betracht, die über eine relativ niedrige Feuerungstemperatur und ein moderates Druckverhältnis verfügen sowie die Möglichkeit bieten im rekuperierten Betrieb betrieben zu werden.

Eine Gasturbine, die diese Merkmale aufweist, ist die THM 1304 Gasturbine von MAN Diesel & Turbo, die es in verschiedenen Ausführungen mit Leistungen zwischen 10 und 13 MW ISO gibt. Diese Gasturbine ist langjährig bewährt und sehr robust. Derzeit befinden sich fast 500 Maschinen unterschiedlicher Modelle weltweit auf Anlagen zur Stromerzeugung oder zum Antrieb von Pumpen und Kompressoren im Einsatz. Die THM-Flotte hat bis heute mehr als 20 Millionen Betriebsstunden akkumuliert. Ein Bild der Maschine kann Abbildung 74 entnommen werden.

Abbildung 74: THM 1304 Gasturbine.

Die THM 1304 Gasturbine ist modular aufgebaut und kann leicht auch im Feld in ihre Einzelhauptbaugruppen zerlegt werden. Dies macht den Transport und den Einbau in einen Solarturm deutlich leichter. Die Integration in eine solare Energieanlage nach dem Turmprinzip erfordert nur relativ geringe Modifikationen an der Gasturbine selbst, die im Wesentlichen die Anbindung an den Solarkollektor und die Brennkammer betreffen. Eine mögliche konstruktive Lösung zur Ausleitung des Verdichtermassenstroms und zur


Einleitung des erhitzten Wärmestromes aus dem Solarreceiver zurück in die THM Gasturbine veranschaulicht Abbildung 75.

Abbildung 75: Entwurf zur Anbindung externer Wärmezufuhr an die THM 1304 Gasturbine.

Die THM 1304 Gasturbine verfügt über einen 10-stufigen Axialverdichter mit radialer Endstufe und einer verstellbaren Leitschaufelreihe. Das Druckverhältnis beträgt 11 bei einer Turbineneintrittstemperatur von etwa 1050 °C. Beide Parameter sind für den hier betrachteten Betriebsfall ausreichend gering. Die beiden extern angeordneten Brennkammern erlauben wie schon erwähnt die Ausleitung der Verdichterendluft bzw. die Wiedereinleitung des Receivermassenstromes. Die Brennkammern können mit einem konventionellen oder mit einem schadstoffarmen Verbrennungssystem ausgerüstet sein. Neben Erdgas kommen Diesel und eine Reihe alternativer Brennstoffe für den Betrieb in Betracht. Die Hochdruckturbine, die den Verdichter antreibt, ist axialer Bauart und zweistufig. Je nach Ausführung ist nur die erste oder auch die zweite Stufe gekühlt. Daran schließt sich die freie Nutzleistungsturbine an. Diese ist ebenfalls zweistufig und axialer Bauart, allerdings sind die Schaufeln nicht gekühlt. Die Nutzleistungsturbine ist nur aerodynamisch mit der Hochdruckturbine gekoppelt und treibt z.B. den elektrischen Generator an.

Die Abgastemperatur des Gasturbinenprozesses liegt im einfachen Kreisprozess bei ca. 500 °C. Die darin enthaltene Energie kann ohne Schwierigkeiten in einem nachgeschalteten Dampfprozess zur weiteren Energieerzeugung genutzt werden.

Der Aufbau der THM 1304 Gasturbine ermöglicht es den Receivermassenstrom so in die Maschine einzuleiten, dass die Brennkammern erhalten bleiben können. Damit ist grundsätzlich ein hybrider Betrieb möglich, also eine Fahrweise basierend auf rein solarer Energie, rein fossiler Energie oder jeder denkbaren Kombination der beiden.

Die zweiwellige Bauweise dieser Gasturbine hat darüber hinaus den Vorteil, dass sie Lastschwankungen sehr schnell zu folgen vermag. Dies hat entsprechend positive Auswirkungen auf die Betriebsweise, die sich aus der Netzlast, aber auch aus Effekten, welche aus der Solaranlage selbst herrühren, ergibt. So können die durch Wolkendurchgänge entstehenden schnellen Lastschwankungen im solaren Receiver leicht ausgeregelt werden. Weiterhin erlaubt dies eine solche Anlage auch im Inselbetrieb fahren zu können, ohne zusätzliche Einrichtungen zu benötigen.


c) Fluidförderung

Im Rahmen von AP 4 fanden überschlägige Untersuchungen statt, um Aussagen über potentielle Anwendungsgrenzen eines Heißgastransportes treffen und daraus die notwendigen Entwicklungsschritte ableiten zu können.

Unter Fluidförderung wird im Rahmen des durchgeführten Projektes die Leitung von im Betrieb meist hochtemperiertem Prozess- oder Wärmeträgerfluid über längere Transportwege verstanden. Dabei wird eine Wegstrecke zwischen den Komponenten der solaren Wärmezufuhr (Receiver) und den Komponenten der Energieumwandlung (Gasturbine) mit bis über 100 m vertikal zu überbrückender Distanz (Solarturmhöhe) zugrundegelegt.

Die thermischen Randbedingungen (RB) sind für SHCC® signifikant abhängig von der betrachteten Aufstellungsvariante der GT, [1] [9], [3]. Eine vollständige Bodenaufstellung der GT benötigt z. B. eine Leitung, welche der maximal erreichbaren Solartemperatur (zukünftig mindestens 850 bis 950 °C) bei maximalem GT-Anlagendruck (THM 1304-12 bis 11 bar) standhalten kann. Eine s. g. Splitaufstellung mit Aufstellung des Gasgenerators in Receivernähe erfordert dementgegen den Transport von bereits teilentspanntem und somit kälterem Fluid mit lediglich bis zu 750 °C bei 3..4 bar. Für zu entwickelnde Systeme sind eine erforderliche hohe Verfügbarkeit verbunden mit technisch-wirtschaftlichen Risiken sowie das auf das Umfeld ausgehende Gefährdungspotential zu berücksichtigen. Nachfolgend werden Ergebnisse im Projekt durchgeführter Untersuchungen zum prinzipiellen Design dargestellt.

Abbildung 76: Beispielhafte Darstellung der Rohr2-Software zu einer betrachteten

außenisolierten Rohrkonstruktion.

Zunächst fanden Betrachtungen zu einfachen, aus Vollmetall bestehenden und mit natürlichem Dehnungsausgleich (U-Bögen) versehenen Rohrleitungen mit Außenisolierung statt. Mit Hilfe rohrstatischer Berechnungen mittels der Rohr2-Software [44] konnte für dieses prinzipielle Design gezeigt werden, dass weder der Einsatz von teuren Nickel-Basis-Werkstoffen, noch ein komplexer geometrischer Verlauf zu befriedigenden Ergebnissen bezüglich Werkstoffbelastung, gespeicherten Energiemengen, Druck- und Wärmeverlusten sowie technisch-wirtschaftlichem Aufwand führen. Abbildung 76 zeigt Geometrie und Ausnutzungsgrad der Zeitstandfestigkeit einer betrachteten Rohrleitung bei Verwendung von


Alloy 617, wobei selbst nach mehreren Geometrieanpassungen noch über 260 % Ausnutzungsgrad erreicht werden.

Eine weitere Option des HT-Fluidtransports besteht in innenisolierten Systemen, bei welchen eine keramische Faserisolierung die Temperaturbelastung der druckhaltenden Rohrwand gering halten soll, Abbildung 77. Die Befestigung zusätzlicher dünnwandiger Inlinerbleche könnte in einer solchen Ausführung ein kontinuierliches Auswaschen der Fasermatrix durch die Fluidströmung bei höheren Fluidgeschwindigkeiten und -dichten weitestgehend verhindern.

Nach umfangreichen Diskussionen mit Fachleuten aus dem Kraftwerksbetrieb und einer Fachfirma für Isolierungen musste allerdings der Schluss gezogen werden, dass die Betriebssicherheit einer Solarturmanlage damit nicht ausreichend gewährleistet werden kann. Für direkt beheizte SHCC®-Anlagen erhöht schon eine geringe Partikelbeladung des Fluidstromes das Risiko von Erosions-Erscheinungen an der GT-Anlage. Versagende Metallkomponenten der Inlinerstruktur verursachen abgesehen von einem Rohrleitungsschaden fast zwangsläufig ForeignObjectDamage (FOD)-Schäden im Bereich des GT-Heißgaspfades.

Abbildung 77: Beispielhafte Ausführung eines innenisolierten Rohrsystems für die

s. g.Splitaufstellung der Gasturbine.

Für indirekt beheizte Systeme sind die Risiken etwas geringer, da sich stromab der Leitung nur Wärmeübertrager befinden würden. Hier gefährdet ein Versagen der Isolierung aber umso stärker das Umfeld der im Gegensatz zu den direkt beheizten Ausführungen geschlossenen und mit Überdruck betriebenen Anlage.

Zur Absicherung der Risiken notwendige Sicherheitssysteme erhöhen signifikant die Kosten für ein Solarhybrid-Kraftwerk, ebenso wie die aufwendig durchzuführende Wartung und Instandhaltung. Die Innenisolierte Ausführung eines entsprechend langen Fluidtransportsystems wird für SHCC® deshalb derzeit nicht weiterverfolgt. Im Bereich der etwas einfacher zu realisierenden, kurzen Transportstrecken (Receiveranbindung etc.) wird und muss man aber weiterhin auf sie setzen. Positive Erfahrungen mit solchen Systemen wurden bislang u. a. im SOLGATE-Projekt gemacht, [45], [12].


Abbildung 78: Grundlegende Designmerkmale des koaxialen Hochtemperatur-

Fluidtransportsystems (HTFTS).

Die Kombination existierenden Wissens aus der Gasturbinenbranche mit den jeweiligen Vorteilen der beiden vorangeführten Prinzipien führte im Laufe des Projektes zu dem in Abbildung 78 dargestellten koaxialen Designentwurf, welcher durch die TU Dresden sowie die beteiligten Erfinder patentrechtlich besichert wird (bestätigte Einreichung beim DPMA zum 25.05.2010, [46]).

Merkmale des Entwurfes sind ein modularer Aufbau und damit eine gute Inspektionseignung sowie die schnelle Austauschbarkeit defekter Komponenten. Mit dem modularen Aufbau soll u. a. eine Vorfertigung einzelner Baugruppen, ein unkomplizierter Transport sowie eine einfache Montage am Aufstellungsort ermöglicht werden. Zur Abschätzung der Realisierbarkeit eines solchen Systems erfolgte im Rahmen erster Konstruktionsuntersuchungen die Identifizierung kritischer Bereiche, Abbildung 79.

Druckbelastetes Außenrohr (blau)

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htem

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g

Temperaturbelastetes Innenrohr (grau) mit außenliegender Isolierung(orange)

Obere Halte- und Zentrierungsebene für den Inlinerkorpus

Untere Zentrierungsebene für den Inlinerkorpus

Kühlfluidströmung

Optionales Federungssystem für verbesserte Lastverteilung

Gasdurchlässiger Schiebesitz für Anschluss des nächsten Schusses


Abbildung 79: Technologische Risiken und Entwicklungsnotwendigkeiten.

Folgende Fragestellungen sind demnach in einer anzuschließenden Technologieentwicklung detailliert zu bearbeiten:

(1) Versteifung des inneren Rohres (Inliner) durch Sicken (Optimierung von Sickenform und -anzahl, optimale Abstände; Einfluss auf Druck- und Wärmeverluste),

(2) Anbindung der Tragstruktur an den dünnwandigen Inliner, (3) Isolierungskonzept (Befestigung, Material, Montagestrategie), (4) Untersuchungen zu den Lagerkontaktflächen – Tribologieverhalten (Formvariation,

Werkstoffpaarungen, Verschleiß, Rückwirkung auf die mechanischen Belastungen des HTFTS),

(5) Einfluss der Wärmeabfuhr durch Kühlung der Tragstruktur des Inliners auf dessen Beanspruchungszustand,

(6) Interaktion benachbarter Schüsse im Bereich des gasdurchlässigen Schiebesitzes, (7) Untersuchungen zum Einfluss einer Federaufhängung auf die mechanischen

Belastungen des Inliners, (8) Aufhängung, Einfluss von einseitiger Sonnenbestrahlung und

Axialdehnungskompensation des Außenrohres (Outliners) und (9) Lebensdauerbetrachtungen einzelner Komponenten.

Erste strukturmechanische Untersuchungen wurden mit der Software ANSYS® [47] durchgeführt, Abbildung 80.

1

2

3

4

5 6

7 9

8


Abbildung 80: Vernetzungs- und Geometriebeispiel eines Inlinermoduls.

Es wurde festgestellt, dass ein sich im Bereich der Tragstruktur des Inliners ausbildender Temperaturgradient (Abbildung 81) einen entscheidenden Einfluss auf die Spannungskonzentration im Bauteil ausübt, Abbildung 82. Zu den diesbezüglich wichtigen Einflussparametern gehören die Art des verwendeten Werkstoffes, die Ausbildung der Geometrie, die Positionierung einer Halteebene im Gesamtsystem und die Wärmeabfuhr nach außen.

Um in der Technologieentwicklung verlässliche Ergebnisse produzieren zu können, sind Netz- und Geometriestudien sowie eine genaue Analyse des Wärmeabflusses erforderlich. Für Aussagen bezüglich der zu erwartenden Lebensdauer eines optimierten Designs müssen zusätzlich Rechnungen durchgeführt werden, in denen auch entsprechende Alterungseinflüsse, Materialverfestigungen, Spannungsrelaxationen etc. einfließen.

Abbildung 81: Einflussfaktor Temperaturgradient für die thermische Belastung der

Tragstruktur und des Inliners.

Tmin

Tmax

Temperaturgradient


Abbildung 82: Beispielhafte Verteilung der v.-Mises-Spannung am Anschluss der oberen

Tragstruktur an den Inliner.

Einen weiteren großen Einfluss auf die Spannungsspitzen haben die in den Halteebenen positionierten Lager. Abhängig von Ihrer Gestaltung und dem Verlauf ihrer betrieblichen Alterung (Tribologieverhalten) wirken von den Lagern Kräfte zurück in die stark belasteten Bereiche der Aufhängung. Abbildung 83 zeigt für den Designentwurf einer Trapezlagerung den analytischen Ansatz für die auftretende Reibkraft unter Vernachlässigung elastisch-plastischen Werkstoffverhaltens. Hier müssen analytische Ergebnisse sowie die Erkenntnisse aus FEM-Simulationen vor einem Praxiseinsatz experimentell validiert werden.

Abbildung 83: Auflager- und Schnittkräfte an einer Trapezlagerung bzw. einem Dreiecksreibkontakt (links), Einfluss des Anstellwinkels auf die rückwirkende Lagerreibkraft.

In Abbildung 84 ist die Spannungsverteilung im Bereich der zur Strukturversteifung eingesetzten Sicken dargestellt. Die im Inliner zu realisierenden dünnen Wandstärken erzwingen im Sickenbereich eine Minimierung der auftretenden Belastung durch entsprechende konstruktive Anpassungen. Neben der beanspruchungsgerechten Gestaltung ist vor allem auf die fertigungstechnischen Möglichkeiten eines Zulieferers Augenmerk zu legen.

ν=0,1ν=0,2

ν=0,3ν=0,4

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

norm

iert

e R

eibk

raft

F R/F

G[-]

Anstellwinkel der Reibflächen der Trapez-/Dreiecksaufhängung α [°]

Minimale Spannung

Maximale Spannung

Kritische Spannungsspitzen am Querschnittsübergang


Abbildung 84: Beispielhafte Verteilung der v.-Mises-Spannungen im Bereich der gesickten

Versteifungsstruktur des Inliners.

Auf Basis der in der Studie durchgeführten Arbeiten lässt sich als Zielsetzung für eine 1. Generation für die Entwicklung eines über 100 m langen Fluidtransportsystems ein Temperaturbereich bis 750 °C setzen. Der Druck als Eingangsgröße ist hierbei vernachlässigbar, da jeweils nur die Wandstärke des vergleichsweise kalten Outliners anzupassen ist (Begrenzungen bestehen in der Realisierbarkeit entsprechender Axialkompensatoren des Outliners). Aussagen über den Temperaturbereich einer eventuellen 2. Generation können zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht getroffen werden.

Mit dem gesetzten Ziel einer 1. Generation (750 °C) ergibt sich die Realisierbarkeit einer Variante mit Bodenaufstellung von GT-Komponenten somit nur für die direkt beheizte Splitvariante. Eine komplette Bodenaufstellung bei direkter sowie indirekter Beheizung rücken damit bei den derzeit angestrebten Solartemperaturen von 850 bis 950°C in den Zeitrahmen einer 2.Generation. Die Turmaufstellung aller Komponenten wird, bezogen auf den Fluidtransport, weiterhin als realisierbar eingestuft.

Auf Basis der durchgeführten Untersuchungen ließ sich zum Abschluss des Arbeitspaketes eine detaillierte Kostenabschätzung durchführen, deren Ergebnisse für die unterschiedlichen Varianten in Arbeitspaket 4 – Wirtschaftliche und Ökologische Bewertung - eingeflossen sind.

Minimale Spannung

Maximale Spannung

Kritische Spannungsspitzen in einer Sicke


d) NOx-arme Brennkammer

Im Bereich der Energieumwandlung steht heute die Vermeidung von Schadstoffemissionen stark im Vordergrund. Dies ist nicht zuletzt der immer strengere Grenzwerte fordernden Gesetzgebung geschuldet. Praktisch alle auf fossilen Brennstoffen basierten Energieerzeugungsanlagen sind daher heute mit Schadstoffreduktionsverfahren unterschiedlichster Art ausgerüstet. Gasturbinen beinhalten in der Regel ein schadstoffarmes Brennkammersystem für flüssige und/oder gasförmige Brennstoffe, das auf der so genannten mageren Vormischtechnologie basiert. Solche Systeme sind erfolgreich auf unterschiedlichen Maschinen seit Anfang der 90er Jahre im Einsatz und erreichen Reduktionsgrade für Stickoxide im Bereich von 90 %. Gleichzeitig werden sehr geringe CO-Emissionen eingehalten.

Abbildung 85: Schadstoffarmes Brennkammersystem der THM Gasturbine.

Die magere Vormischverbrennungstechnologie basiert auf einem relativ einfachen Prinzip. Während bei konventioneller Verbrennung im Bereich der Flammfront ein stöchiometrisches Verhältnis von Brennstoff zu Luft herrscht und daraus hohe Flammtemperaturen im Bereich von über 2.300 °C resultieren (siehe Abbildung 86), wird bei der mageren Vormischverbrennung der Brennstoff vor dem Eintritt in die eigentliche Verbrennungszone mit der Luft vermischt. Und zwar so, dass sich ein doppelt so hoher Sauerstoffanteil ergibt, wie er eigentlich für die Verbrennung notwendig wäre. Dies hat zur Folge, dass in der Verbrennungszone die Flammtemperaturen sehr stark herabgesetzt werden und nur noch im Bereich von ca. 1.600 °C liegen, siehe Abbildung 87.

Abbildung 86: Prinzip konventionelle Verbrennung

(Diffusionsflamme).

Abbildung 87: Prinzip

Vormischverbrennung.

Da die Stickoxidbildung im Wesentlichen eine thermische Reaktion des Luftstickstoffs mit dem Restsauerstoff in den Verbrennungsgasen ist, wird bei diesen niedrigen Temperaturen

Luft Gas

Flamme 1500°C

Gemisch

Luft Gas

Flamme 2300°C


die Reaktion fast vollständig vermieden. Hierzu ist es jedoch erforderlich, die Flammtemperaturen in einem engen Bereich zu halten und dies unabhängig von der aktuellen Leistung der Maschine.

Abbildung 88: Temperaturabhängigkeit der Emissionsentstehung.

Schadstoffarme Verbrennungssysteme nach diesem Prinzip sind durch zwei wesentliche Probleme gekennzeichnet. Zum einen können sich Instabilitäten im Verbrennungsprozess ergeben, die sich in sehr starken akustischen Phänomenen äußern. Diese Druckschwankungen können so stark werden, dass die Brennkammersysteme innerhalb kurzer Zeit - im schlimmsten Fall wenige Minuten -vollständig zerstört werden können, d. h. das System muss ausreichend stabil sein, um solche akustischen Phänomene zu dämpfen und zu unterdrücken. Der zweite Problemkreis betrifft die Selbstzündtemperatur. Erdgas hat typischerweise eine Selbstzündtemperatur im Bereich von ca. 500 bis 550 °C. Da jedoch der Brennstoff mit der Luft aus dem Verdichter vor der Verbrennung gemischt werden muss, ist hierfür Zeit erforderlich. Diese Zeit kann nun in Abhängigkeit der Verbrennungslufttemperatur so lang werden, dass bereits eine Selbstzündung des Gemisches an Stellen erfolgt, an denen die Flamme im Normalfall nicht stehen sollte.

Insbesondere der letzte Fall ist für solarbetriebene Gasturbinen mit Einspeisung solarer Wärme ein Problem. Die Receivertemperatur am Ausgang einer solchen Anlage kann zurzeit bis zu 950 °C betragen, d. h. die Temperatur liegt in erheblichem Maße über der Selbstzündtemperatur von Erdgas. Damit wird die Zeit zum Mischen der Luft mit dem Brennstoff auf wenige Millisekunden, also praktisch auf fast Null, reduziert. Bekannt sind heute Verbrennungssysteme für aeroderivative Gasturbinen mit Verdichteraustrittstemperaturen im Bereich von 650 °C. Diese sind jedoch sehr aufwendig und erfordern ein hohes Maß an Überwachung und Kontrolle. Damit sind Verbrennungssysteme nach dem Prinzip der mageren Vormischverbrennung für solche Anlagen nur mit erheblichem Aufwand zu realisieren und stellen nicht die erste Wahl dar.

Andererseits gibt es bereits heute alternative, schadstoffarme Verbrennungssysteme, die zumindest zu einem gewissen Teil diese Nachteile kompensieren. Diese sind jedoch derzeit noch Gegenstand von Forschung und Entwicklung. Auch MAN Diesel & Turbo arbeitet an solchen Verbrennungssystemen / Projekten. Aus diesem Grund sind weitergehende Untersuchungen zum Einsatz eines schadstoffarmen Brennkammersystems in SHCC-Anlagen nicht eingehender untersucht worden, da diese Untersuchungen in parallelen


Projekten stattfinden. Zu gegebener Zeit werden diese Systeme jedoch verfügbar sein, um auch im Falle einer Hybridbetriebsweise für extrem geringe Schadstoffemissionen bei gasturbinenbasierten CSP Anlagen sorgen zu können.


AP 6 Anlagen und Bauwerkssicherheit

a) Baustatische Voruntersuchungen

In Solarturmkraftwerken dient der Turm als Tragwerk für den Receiver, der in einer gewissen Höhe oberhalb des Heliostatenfeldes platziert werden muss, um ein effizientes und kostenoptimiertes Heliostatenfeld zu ermöglichen. Neben der Funktion als Komponente im optischen System des Heliostatenfeldes und als Tragwerk für den Receiver zu dienen, werden verschiedenste Anforderungen an das Bauwerk des Turmes gestellt, der auch weitere funktionsbezogenen Systeme (wie Kreislaufkomponenten, Hilfseinrichtungen) beinhalten kann.

Es sind je nach Randbedingungen aus dem Standort und dem Anlagenkonzept grundsätzlich mehrere Turmbauweisen denkbar: Stahlbetonturm, Stahlturm in Gittermast-Bauart, abgespannter Rohrmast, abgespannter Gittermast usw. Derzeit wird auch diskutiert, Turmbauwerke von Windkraftanlagen für Solarturmkraftwerke zu verwenden, um hier Synergieeffekte zu nutzen und die Kosten zu reduzieren. In Abbildung 89 sind zwei Turmbauweisen von ausgeführten Solarturmkraftwerken dargestellt, der Stahlbetonturm und der Stahlturm in Gittermast-Bauart.

c) CESA1 Solarturm auf der PSA in Spanien

(Quelle: DLR) d) Solar tower from Solar Two (Quelle: Sandia)

Abbildung 89: Ausgeführte Turmkonzepte

Für die Vorauslegung des Turmes müssen zunächst Auslegungskriterien und Basisdaten festgelegt werden. Im Rahmen dieser Arbeit wurden mehrere Vorzugsvarianten für die SHCC®-Kraftwerke identifiziert und analysiert (siehe AP 1 und AP 2), die aufgrund ihrer Anordnung der Untersysteme verschiedenste Anforderungen an das Turmbauwerk stellen. Beim direkt beheizten SHCC®-Kraftwerk mit Turmaufstellung der Gasturbine (Variante A) ergeben sich beispielweise andere Randbedingungen bzgl. Last und Anordnung der funktionsbezogenen Systeme (Receiver, Kreislaufkomponenten, Hilfseinrichtungen) wie bei Variante B, bei der die Leistungsturbine mitsamt Abhitzekessel am Boden angeordnet wird. Beim indirekt beheizten SHCC®-Kraftwerk (Variante D) werden die gesamte Gasturbine mitsamt Abhitzekessel und weiterer Systeme am Boden angeordnet. Da eine Festlegung auf eine endgültige Vorzugsvariante im Rahmen dieser Arbeit nicht vorgesehen war, wurden in diesem Arbeitspaket allgemeingültige Auslegungskriterien und Anforderungen an Basisdaten


gesammelt, die bei einem Folgeprojekt im Detail, beispielsweise durch Einbinden von geeigneten Baufirmen oder Instituten, bearbeitet werden müssen.

Die Auslegungsdaten für das Turmbauwerk müssen folgende Informationen umfassen, die für das jeweilige Referenzkraftwerk im Detail spezifiziert und analysiert werden müssen:

• Anordnung der Receiverkonstruktion • Einfluss der Turmkonstruktion und Form auf Heliostatenfeld (Abschattung durch Turm) • Turmhöhe • Bauumfang (Fundamente, Turmschaft, Kanzelkonsole an ´Turmspitze,…) • Einbauten (Nottreppe, Aufzug, Podeste, Lastenkran, Leitwarte, Sanitärräume, …) • Montage-, Wartungs- und Reparaturkonzept (z.B. Lastenkran: zusätzliche Lasten

für Tragwerk beachten) • Fundament (Bodenbeschaffenheit, Drainage, zul. Bodenbelastung, …) • Gewichte und Abmessungen der Nutzlast auf Turm • Max. zulässige Turmauslenkung durch Wind • Überlebensgeschwindigkeit bei Wind • Bemessungswert für Erdbebenbeschleunigungen • Standort (für Kostenermittlung, Logistik, Baumaterialien, Bodenqualität,…) • Lebensdauer

Zur Bewertung und letztendlich zur Auswahl eines geeigneten Turmkonzeptes können folgende Entscheidungskriterien dienen:

• Einhaltung der Auslegungsdaten • Kosten • Liefer- bzw. Bauzeit • Termin- und Kostenrisiko bei Erstellung im Ausland • Stand der Technik (z.B. bzgl. Konstruktionsbauweise) • Modifizierbarkeit • Formschönheit • Wartung/ Korrosion • Eignung für Mitbenutzer (=zusätzliches Gewicht) • Einsturzgefahr • Seism. Etagenbeschleunigung • Fundamente im Heliostatenfeld (bei abgehängter Konstruktion) • Einrichtungen im Turmschaft witterungsgeschützt

Die Aufgabenstellung in einem Folgeprojekt zur konstruktiven Auslegung eines Referenzturmes sollte folgende Tätigkeiten beinhalten:

• Bauentwurfsplanung einschließlich Gründung • Statische und dynamische Begleitrechnungen • Montage- und Wartungskonzept • Planung und Anordnung der funktionsbezogenen und konventionellen

Einrichtungen • Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen mit dem Ziel realistischer Kostenschätzungen

und Kostenvergleichen (inkl. Rückkopplung auf das Heliostatenfeld)


b) Aspekte des Anlagenbetriebes - Begrenzungs-, Überwachungs- und

Schutzeinrichtungen

Dieses AP 6 zugehörige Kapitel dient der Identifikation von über den Stand der Technik hinausgehenden Anforderungen an den sicheren Betrieb einer SHCC®-Anlage. Höchste Priorität besitzen dabei der sichere Dauerbetrieb, die sichere Schnellabschaltung von Anlagenkomponenten im Notfall sowie verlässliche Regelalgorithmen bei volatiler solarer Einstrahlung. Basis dafür sind entsprechende Normen, Richtlinien und Vorschriften, z. B. [48], [49], [50], [51], [52].

Die konkrete Ausgestaltung einer SHCC®-Anlage war im Laufe der durchgeführten Studie in weiten Teilen noch unklar und wird erst im Anschluss daran feststehen. Es sollen daher vorrangig diejenigen Arbeitsbereiche angerissen und skizziert werden, die eine besondere Bedeutung für SHCC® haben und daher in einer anzuschließenden Technologieentwicklung primär zu bearbeiten sind. Ein vollständiges Konzept ist frühestens mit Abschluss der Technologieentwicklung zu erwarten.

- wesentliche Punkte, die bei SHCC® über den Stand der Technik hinausgehen -

Bei SHCC®-Anlagen werden konventionelle seit vielen Jahren bewährte Kraftwerkselemente mit neuen teilweise noch im Entwicklungsstadium befindlichen zusammengefügt. Sich daraus ergebende Randbedingungen beeinflussen nicht nur die Auslegung und Betriebsweise sondern in besonderem Maße auch Sicherheitsaspekte eines solchen Systems.

Moderne stationäre Gasturbinen sind kompakt aufgebaut und verfügen über eine einzige oder zwei Aufwärmstufen mit oder ohne Rekuperation von Wärme aus dem GT-Abgas. Bei den untersuchten SHCC®-Anlagen sind die Strukturen zur Solarwärmezufuhr dem Gasturbinenpfad hinzuzurechnen. Diese Strukturen vergrößern das Kernsystem einer Gasturbine signifikant, woraus entsprechend größere im System akkumulierte Energiemengen resultieren. Aufstellungs- und konzeptbedingt liegen diese Energiemengen in Rohrleitungen, den Solarreceivern und den in Zukunft auch angestrebten Wärmespeichern vor. Dem Überdrehzahlschutz für die GT bekommt in diesem Zusammenhang eine entscheidende Bedeutung zu.

Ein Überdrehzahlschutz ist bei Gasturbinen zwingend erforderlich, da das Verhältnis von herrschenden Antriebsmomenten zum Trägheitsmoment eines GT-Stranges sehr hohe Werte annimmt. Im Falle eines Lastabwurfes am Generator wirkt das Antriebsmoment sofort stark beschleunigend auf den GT-Strang. Speziell bei zweiwelligen GT, bei denen ein bremsender Einfluss des Verdichters an der Leistungswelle nicht vorhanden ist, kann daraus ein systemkritischer Zustand resultieren. Abbildung 90 zeigt hierfür unter der Annahme eines ungebremsten Weiterbetriebes der GT die starke Drehzahlerhöhung des Powerstranges einer THM 1304 innerhalb kurzer Zeit. Die mit dem Quadrat der Drehzahl wachsenden Zentrifugalkräfte haben einen signifikanten Zuwachs der thermomechanischen Beanspruchung im Rotor zur Folge. Bei zahlreichen GT-Modellen erfolgt deshalb eine unverzögerte Schutzauslösung bei einer Überdrehzahl von ca. 110 %. In Normen und insbesondere in Herstellerangaben sind zulässige, zeitlich begrenzte Überschreitungen der Nenndrehzahl des Wellenstranges festgelegt. Diese sind abhängig von den Betriebsparametern und Konstruktionsmerkmalen. Generatorseitig werden zu hohe Überdrehzahlen z. B. mit hinzu zuschaltenden elektrischen Widerständen, einer sogenannten Loadbank, vermieden. Eine weitere Möglichkeit besteht in der Erhöhung des Trägheitsmomentes des Antriebsstranges z. B. durch Installation einer zusätzlichen


Schwungmasse (Schwungmassengenerator). Für SHCC® kann auch ein entsprechend dimensioniertes Scheibenbremssystem als ergänzendes Anlagen-Subsystem von Bedeutung sein, Abbildung 91.

Abbildung 90: Veränderung der Generatordrehzahl bei Lastabwurf und ungebremster

Turbinenantriebssleistung.

Abbildung 91: Beispielhaft betrachtetes Konzept zur Begrenzung der Überdrehzahl bei

einer SHCC®-Splitvariante [53].

Unter vereinfachenden Annahmen durchgeführte Untersuchungen [53] kamen zu dem Ergebnis, dass die maximal auftretende Überdrehzahl einer SHCC®-Anlage durch eine Kombination vorhandener Technologien beherrschbar sein wird, Abbildung 91. Sowohl die gegenüber dem Stand der Technik höhere Systemkomplexität als auch zukünftig rein solar

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Drehzahl Winkelbeschleunigung


betreibbare GT erfordern hierfür im Rahmen eine Technologiebetrachtung noch intensive Entwicklungsanstrengungen.

Neben der Überdrehzahlbegrenzung stellt im Falle eines Anlagen-Not-Aus auch die wahrscheinlich für einen gewissen Zeitraum benötigte „Receivernachkühlung“ eine neue technologische Herausforderung dar.

Folgende Punkte sind in diesem Zusammenhang zu berücksichtigen:

• Das träge Heliostatenverhalten kann eine Verzögerung der Abschaltung der Wärmezufuhr zu den Receivern und damit der Gasturbinenanlage (mindestens mehrere Sekunden bis zur vollständigen Felddefokussierung) verursachen.

• Bei sofortiger Abschaltung der Brennstoffzufuhr zur GT-Brennkammer nimmt der GT-Verdichtermassenstrom schnell ab, bei nicht paralleler Außerbetriebnahme der Solarwärmezufuhr besteht hierbei das Risiko erheblicher Temperaturspitzen und damit einer Bauteilschädigung im GT-Fluidpfad.

• Das Not-Aus-Verhalten von zweiwelligen und einwelligen Gasturbinen unterscheidet sich im Drehzahlverhalten, bei der Änderung des Druckverhältnisses und daraus resultierend Verdichteraustrittstemperatur und -massestrom signifikant.

• Es existiert eine beschränkte Lastwechselfähigkeit bezüglich Druckgradienten bei Anwendung volumetrischer Receiver mit porösen keramischen Strukturen.

Zusätzlich ist die Zuverlässigkeit der Messtechnik zur Regelung des Fluidzustandes am Receiveraustritt nachzuweisen.

Ebenso wie die aktiven Schutzeinrichtungen sind auch passive Schutzeinrichtungen durch SHCC® beeinflusst. Hierzu zählt u. a. das Maschinenfundament. Bei diesem sorgt der Lastfall des generatornahen Kurzschlusses, aufgrund dynamischer Vorgänge auf der elektrischen Seite, für eine starke dynamische Krafteinwirkung auf das Fundament. Abhängig vom SHCC®-Aufstellungskonzept sind gefährliche Rückkopplungen mit der Statik des Solarturmes auszuschließen.

Weiterhin entstehen bei SHCC® aufstellungsbedingte Besonderheiten bezüglich einer Komponentenzugänglichkeit zur Wartung sowie den zu berücksichtigenden Brandlasten.

- Anforderungen an die Entwicklung -

Bauteilauslegung, -überwachung und -wartung sind so zu gestalten, dass Energiemengen innerhalb des Systems abgebaut werden können und keine unbeabsichtigte Entleerung in die Umgebung erfolgen kann.

Für die schnellstmögliche Unterbrechung der Energiezufuhr erscheint die inhärent sichere Heliostatendefokussierung in Kombination mit einer Abschattung der Receiver mittels Sand- oder Wasserschleier bzw. Schotten sinnvoll.

Das Druckniveau ist im Schadensfall so schnell wie möglich abzuführen und zu senken. Der Überdrehzahlschutz muss dabei den deutlich gesteigerten kumulierten Energiemengen Rechnung tragen und für eine entsprechend deutlich verlängerte Eingriffszeit ausgelegt sein, Abbildung 91. Gleichzeitig muss ausreichende Restkühlung der Receiverstrukturen erfolgen, bis der Solarwärmeinput hinreichend abgeklungen ist.

Durch die solare Wärmezufuhr zusätzlich erforderliche Messgrößen müssen zuverlässig erfasst werden können. Hierbei sind teilweise neue Messkonzepte notwendig (Strahlungsdichte, hohe Temperaturen, Massenströme).


- Maßnahmenkatalog -

(1) Detaillierte Auslegung des GT-Fundamentes bereits im Rahmen der Entwicklung von Anordnungskonzepten für SHCC®.

(2) Vorhersage des konkreten dynamischen Verhaltens des zu entwickelnden Konzeptes zur Ermittlung von Randbedingungen für die beschränkenden Maßnahmen zum Überdrehzahlschutz.

(3) Entwicklung eines Konzeptes zur passiven Bremsung des GT-Antriebsstranges durch Schwungradgeneratoren, Einwellenkonzepte, etc.

(4) Entwicklung eines Konzeptes zur aktiven Bremsung des GT-Antriebsstranges durch elektrische und mechanische Maßnahmen (Loadbank, Scheibenbremsen auf dem Antriebsstrang, etc.).

(5) Betrachtungen zur Schnellschlussumfahrung von Receivern und/oder Speichern. (6) Untersuchungen der Möglichkeiten zur Nutzung der Verdichterluftabblasung im

Rahmen einer Schnellabschaltung der Anlage. (7) Untersuchungen zur Abblasung im Heißgasbereich der GT mit festzulegenden

Druckgradienten für die Receiver. (8) Entwicklung eines zuverlässigen Mess- und Regelkonzeptes für die

Receivertemperaturen im Zusammenhang mit dem GT-Verhalten. (9) Konzeptentwicklung zur direkten Massenstromerfassung. (10) Ausarbeitung inhärent sicherer Aufstellungs- und Turmkonzepte (Stichwort

Brandlast) inklusive der notwendigen Fluchttreppenhäuser.


AP 7 Dokumentation und Öffentlichkeitsarbeit

a) Patente

Tabelle 34: Auflistung entstandener Patentanmeldungen.

Heide, Stephan, Gampe, Uwe und Freimark, Manfred. Solarhybridbetriebenes Gas- und Dampfkraftwerk. 102008051384.9 Deutschland/Sachsen, 11. 10 2008.

Freimark, Manfred, Gampe, Uwe, Heide, Stephan, Schöne, Sophie. Hochtemperaturfluidtransportsystem. DE 102010029273 Deutschland/Sachsen, 25.. Mai 2010. Patent.

Gericke, Bernd und Beukenberg, Markus. Recuperated Solar-Gas Turbine with Organic Rankine Cycle (RESTORC). DE 102010042792 Deutschland, 22. Oktober 2010. Patentanmeldung.


b) Veröffentlichungen

Tabelle 35: Auflistung getätigter Veröffentlichungen und gehaltener Vorträge.

Heide, Stephan, Gampe, Uwe, Freimark, Manfred, Langnickel, Ulrich, Beukenberg, Markus, Gericke, Bernd, Buck, Reiner, Giuliano, Stefano. SHCC® - Entwicklung eines neuen Konzeptes für Solar-Hybrid-Kraftwerke. [Hrsg.] VGB Powertech e. V. International Journal for Electricity and Heat Generation. VGB Fachtagung Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb, 24. -25. Juni 2009, Bd. 9.

Heide, Stephan, Gampe, Uwe, Freimark, Manfred, Langnickel, Ulrich, Beukenberg, Markus, Gericke, Bernd, Buck, Reiner, Giuliano, Stefano. SHCC® - Development of a Novel Concept for Solar Hybrid Power Plants. 18th Meeting of the European Technical Committee "Use of Renewables and Distributed Generation". Essen : VGB Powertech e.V., 29th. September 2009.

Heide, Stephan, Gampe, Uwe, Freimark, Manfred, Langnickel, Ulrich, Beukenberg, Markus, Gericke, Bernd, Buck, Reiner, Giuliano, Stefano. SHCC® - Entwicklung eines neuen Konzeptes für Solar-Hybrid-Kraftwerke. EBSILON-Anwendertagung. Bensheim : EVONIK Industries, 08./09.. Oktober 2009.

Heide, Stephan, Gampe, Uwe, Freimark, Manfred, Gericke, Bernd. Der SHCC-Prozess mit indirekter Solarwärmeeinkopplung in die Gasturbine. Tagungsband zum 41. Kraftwerkstechnischen Kolloquium. Dresden : s.n., 13.-14.. Oktober 2009.

Heide, Stephan, Gampe, Uwe, Orth, Ullrich, Beukenberg, Markus, Gericke, Bernd, Freimark, Manfred, Langnickel, Ulrich, Pitz-Paal, Robert, Buck, Reiner, Giuliano, Stefano. Design and Operational Aspects of Gas and Steam Turbines for the Novel Solar Hybrid Combined Cycle SHCC®. ASME TURBO EXPO. 14.-18.. Juni 2010.

Giuliano, Stefano, Buck, Reiner und Eguiguren, Santiago. ANALYSIS OF SOLAR THERMAL POWER PLANTS WITH THERMAL ENERGY STORAGE AND SOLAR-HYBRID OPERATION STRATEGY. SolarPaces. Perpignan : s.n., 2010.

Buck, Reiner und Giuliano, Stefano. Solare Kraftwerksprozesse für Wüstengebiete. 13. Kölner Sonnenkolloquium. Köln-Porz : s.n., 2010.

Gampe, Uwe und Heide, Stephan. Das SHCC®-Konzept zur effizienten Nutzung von Hochtemperatursolarwärme. PAVISION - 1. Mitteldeutscher Innovationstag. Dresden : SPVA u. a., 16.. September 2010.

Gampe, Uwe, Heide, Stephan, Freimark, Manfred, Langnickel, Ulrich, Beukenberg, Markus, Boje, Sven, Gericke, Bernd, Buck, Reiner, Giuliano, Stefano. Das SHCC®-Konzept zur effizienten Nutzung von Hochtemperatursolarwärme. 5. Turbomaschinen-Tage. Weinheim : Freudenberg Filtration Technologies, 21./22.. September 2010.

c) Abschlussbericht

Der Abschlussbericht entstand auf Basis der separaten Arbeitspakete durch die jeweils maßgebenden Bearbeiter der Pakete. Die Zusammenfassung in diesem Dokument erfolgte in gemeinsamer Abstimmung aller Partner.


2 Zahlenmäßiger Nachweis

Die Dokumentation der durch das Projekt entstandenen Ausgaben wurde durch jeden Partner separat durchgeführt und dem Fördergeber zugesandt.

3 Notwendigkeit und Angemessenheit geleisteter Arbeit

Die durchgeführten Forschungsarbeiten sind als sehr stark grundlagenorientiert einzuordnen. Eine alleinige Finanzierung durch die Industrie war dadurch nicht möglich.

Das Ergebnis der Studie entspricht den gesteckten Zielen zu Beginn des Projektes. Die Identifikation der wichtigsten Entwicklungsherausforderungen im Rahmen dieser Vorstudie hilft, die weitere Zielrichtung strukturiert und konzentriert anzugehen.

4 Nutzung und Verwertbarkeit – Fortschreibung des Verwertungsplanes

Die Ergebnisse der Studie tragen dazu bei, solar-hybride Gasturbinen im Umfeld anderer solarthermischer und auch konventioneller (fossil betriebener) Kraftwerkstechnologien einzuordnen. Die Realisierbarkeit der gesteckten Ziele bezüglich Effizienz, fossilem Brennstoffwärmeverbrauch, Leistungsgröße und Betriebsflexibilität wurde nachgewiesen.

Eine mehrstufige Vorgehensweise, wie zu Vorhabenbeginn vorgeschlagen (Abbildung 1), ist damit sinnvoll weiter zu verfolgen.

5 Bekanntgewordener Fortschritt außerhalb des Vorhabens

2009 erfolgte in Israel durch die Fa. AORA die Inbetriebnahme eines kleinen Turmkraftwerkes in Form einer Blüte auf Basis von Gasturbinentechnologie der Firma TURBEC. AORA plant den Aufbau weiterer Anlagen, z. B. in Spanien.

2010 begann die Errichtung eines Solarfeldes mit Solarturm am National Solar Energy Centre in Newcastle, New South Wales. In dieser Anlage ist geplant, eine Gasturbine mit ca. 200 kWel zu betreiben und diese Technologie zu testen bzw. weiterzuentwickeln.

Das PEGASE-Konsortium bemüht sich um die Wiederinbetriebnahme einer Solarturmanlage in den französischen Pyrenäen. Im Endausbau ist der Betrieb einer 2 MWel Gasturbine (KAWASAKI) geplant. Das Solarfeld ist inzwischen erneuert worden.

Mitte 2010 wurden auf der Plataforma Solar in Spanien die Tests mit dem solar-hybriden Mikroturbinensystem im Rahmen des EU-Projektes SOLHYCO abgeschlossen. Im Rahmen des Projektes wurde das 100 kWel-System von TURBEC mit einem vom DLR entwickelten Rohrreceiver mit Austrittstemperaturen bis 800 °C betrieben.

Das im Rahmen des 7. Rahmenprogrammes der EU co-finanzierte Projekt SOLUGAS verfolgt als Ziel die Errichtung einer Demoanlage auf Basis einer Gasturbine der 5 MWel-Klasse (GT: Mercury 50 von SOLAR TURBINES). Die Anlage soll bis Ende 2011 auf dem Gelände der Fa. Abengoa in Sevilla, Spanien, errichtet sein. Wesentliche Beiträge zum Solarsystem und zum Receiver werden vom DLR erbracht.

Die US-Firma Wilson Solarpower [54] plant im Rahmen eines Projektes die Entwicklung modularer Gasturbinensysteme mit Speichereinbindung. Viele dieser Module sollen zu großen Kraftwerken zusammengeschaltet werden. Das DLR ist bei der Auslegung der Solarkomponenten sowie der Speicher maßgeblich eingebunden. Im Jahr 2011 soll eine erste Testanlage errichtet werden. Die US-Firma Google arbeitet ebenfalls an der


Entwicklung von solaren Gasturbinen-Systemen. Die Pressemitteilungen hierzu geben aber keine weiteren Details wieder.

6 Erfolgte und geplante Veröffentlichungen

Die im Rahmen des Projektes erfolgten Veröffentlichungen sind in AP 7 zusammengestellt.

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III Zusammenfassung

Ziel des SHCC®-Projektes war es, grundsätzlich zu untersuchen welche Schaltungsvarianten für ein SHCC®-Kraftwerk als solar-hybride Anlage optimal geeignet sind. Bekanntermaßen weisen die SHCC®-Kraftwerke folgende Vorteile auf:

• Hohes Potential zur Reduzierung von Kosten für solarthermisch erzeugten Strom • Höchst möglicher Wirkungsgrad zur Wandlung von Solarwärme in Strom • Prozessdesign und hohe Wirkungsgrade reduzieren Aufwand für Trockenkühlung in

Wüstengebieten • Bedarfsgerechte Stromerzeugung (fluktuierende Solarstrahlung) • 24h-Betrieb ohne Speicher möglich • Vermeidet konventionelle Backup Kraftwerke • Hoher Solaranteil möglich (Jahresanteil in Grundlast ca. 30 %, bei Betrieb in

Sonnenstunden bis zu 70 % möglich)

Im Rahmen des Projektes wurden insgesamt sechs verschiedene Schaltungsvarianten für SHCC®-Kraftwerke definiert. Diese sind

• Variante A: Solarreceiver mit Gasturbine im Turm • Variante B: Geteilte zweiwellige Gasturbine mit Gasgenerator im Turm und

Nutzleistungsturbine am Boden • Variante C: Turmreflektor mit am Boden aufgestellter Gasturbine • Variante D: Geschlossener Wärmeträgerkreislauf zwischen Solarreceiver im Turm

und Gasturbine am Boden • Variante E: Verdichterlufttransport zu den Solarreceivern im Turm und zurück zur

am Boden aufgestellten Gasturbine • Variante F: Turmreflektor mit am Boden aufgestellter Gasturbine und

geschlossenem Wärmeträgerkreislauf zwischen Solarreceiver und Gasturbine

Die Merkmale direkt und indirekt beheizter SHCC®-Kraftwerksanlagen wurden eingehend untersucht. Mit Hilfe zweier auf unterschiedlichen Methoden basierenden Bewertungsverfahren wurden in einem ersten Schritt drei SHCC®-Varianten ermittelt, die detaillierter zu untersuchen waren. Diese sind:

• SHCC® – Variante A: direkt beheizt, Turmaufstellung der Gasturbine • SHCC® – Variante B: direkt beheizt, Splitvariante • SHCC® – Variante D: indirekt beheizt, Bodenaufstellung der Gasturbine

Um eine realistische Bewertung der SHCC®-Varianten relativ zu heute bereits vorhandenen CSP Kraftwerken und einem hocheffizienten konventionellen Prozess zu erhalten, sind drei verschiedene Benchmarkprozesse ausgewählt worden. Diese sind:

• Parabolrinnenkraftwerk (mit Thermoöl) • Salzturmkraftwerk • konventionelles GuD-Kraftwerk der 100 MW Klasse

Zusammenfassung - 122 -

Für die ausgewählten SHCC®-Varianten A, B und D sind im Einzelnen die Anlagenkomponenten, ihre Betriebsweise und Überwachung detailliert untersucht worden. Eine Ökobilanz ist ebenfalls eingeschlossen. Besonderer Wert wurde auf die Wirtschaftlichkeit der Anlagen gelegt. Diese ist im Rahmen einer aufwändigen Wirtschaftlichkeitsrechnung auf Basis eines detaillierten Betriebsmodells nachvollzogen worden. Es flossen unter anderem der Aufstellungsort, die Sonnenscheindauer, der grundsätzliche Betrieb, Teil- oder Volllast, die Kosten der Anlagen und viele andere Parameter ein. Die Stromgestehungskosten der verschiedenen Anlagentypen wurden unter Zugrundelegung des Annuitätenmodells ermittelt.

Die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsrechnung zeigen, dass die untersuchten SHCC®-Anlagen eine interessante Wirtschaftlichkeit gegenüber den solaren Benchmarkprozessen aufweisen. Es ist allerdings ebenso offensichtlich, dass die hier untersuchten SHCC®-Anlagen zu deutlich höheren CO2-Emissionen führen, da bei diesen der einkoppelbare Solaranteil geringer ist. Andererseits zeigen diese Anlagen die Vorteile ununterbrochen 24 Stunden am Tag betrieben werden zu können ohne einen Speicher zu benötigen und Schwankungen im Solarwärmeangebot, wie sie z. B. bei Wolkendurchgängen auftreten, selbst ausgleichen zu können.

Fasst man die Ergebnisse der vorliegenden Studie zusammen, dann sind zwei Stoßrichtungen ganz klar zu erkennen, wenn SHCC®-Kraftwerke hinsichtlich Stromgestehungskosten und CO2 Minderung wettbewerbsfähig sein sollen.

1. Steigerung des Solaranteiles

Zur Erhöhung des solaren Wärmeanteils bei SHCC®-Anlagen sind mehrere Maßnahmen möglich. An erster Stelle ist die Einbindung eines thermischen Hochtemperaturspeichers zu nennen. Dadurch bestünde die Möglichkeit in Zeiten ohne Sonneneinstrahlung, also in der Nacht, gespeicherte solare Wärme zu nutzen. Weiterhin wäre ein rein solar gefeuerter Betrieb der Gasturbine tagsüber anzustreben.

2. Steigerung des Wirkungsgrades

Eine Verbesserung des Wirkungsgrades von SHCC®-Anlagen lässt sich durch die Steigerung der Receivertemperatur von 850 auf 950 °C und die Optimierung der Gasturbine selbst erreichen.

Heutige Gasturbinen weisen meist eine deutlich höhere Feuerungstemperatur (> 1200 °C) auf. Daraus ergibt sich die Möglichkeit eine speziell an den solarthermischen Prozess angepasste Gasturbine zu entwickeln, die praktisch keine Kühlluft in ihrem inneren Prozess benötigt und auf eine Feuerungstemperatur von 950 °C ausgelegt ist. Eine solche Maschine wäre einfacher aufgebaut und effizienter, als die im Rahmen dieses Projektes verwendete Gasturbine vom Typ THM 1304.

Darüber hinaus kann unter Umständen auch auf den sehr aufwändigen Dampfprozess mit dem Bedarf steter Frischwasserzuführung verzichtet werden, wenn der Gasturbinenprozess z.B. mit Zwischenkühlung, Rekuperator oder einem nachgeschalteten ORC-Prozess kombiniert wird.

Es bleibt an dieser Stelle noch einmal anzumerken, dass es sich bei der hier zu Grunde gelegten THM 1304 Gasturbine um eine Standard-Gasturbine handelt, so wie sie heute in der Industrie zur Anwendung kommt. Im Gegensatz hierzu verwenden alle Benchmarkprozesse speziell für den Betrieb in einem solar gefeuerten Kraftwerk optimierte Dampfturbinen.

Zusammenfassung - 123 -

Bedingt durch die verfügbaren Gasturbinen sind heutige SHCC®-Anlagen derzeit auf Leistungen im Bereich um 20 MW beschränkt. Eine Vergrößerung der Anlagen scheint dadurch möglich zu sein, verschiedene Gasturbinen entsprechend miteinander zu kombinieren. Sonst bleibt nur die Möglichkeit neue Gasturbinen unterschiedlicher Größe speziell für solarbasierte Prozesse zu entwickeln.

Als aus dieser Projektstudie hervorgehende optimale SHCC®-Variante hat sich letzten Endes die direkte Turmaufstellung von Gasturbine und Generator gezeigt. Diese hat einen hohen Solaranteil bei gleichzeitig bester Wirtschaftlichkeit und sollte für alle weiteren Überlegungen als Basis genutzt werden.

- 125 -

IV Quellen

[1]. Heide, et al. SHCC® - Entwicklung eines neuen Konzeptes für Solar-Hybrid-Kraftwerke. [Hrsg.] VGB Powertech e. V. International Journal for Electricity and Heat Generation. VGB Fachtagung Gasturbinen und Gasturbinenbetrieb, 24. -25. Juni 2009, Bd. 9.

[2]. Buck, Reiner und Giuliano, Stefano. Solare Kraftwerksprozesse für Wüstengebiete. 13. Kölner Sonnenkolloquium. Köln-Porz : s.n., 2010.

[3]. Heide, Stephan, et al. Design and Operational Aspects of Gas and Steam Turbines for the Novel Solar Hybrid Combined Cycle SHCC®. ASME TURBO EXPO. 14.-18.. Juni 2010.

[4]. Giuliano, Stefano, Buck, Reiner und Eguiguren, Santiago. ANALYSIS OF SOLAR THERMAL POWER PLANTS WITH THERMAL ENERGY STORAGE AND SOLAR-HYBRID OPERATION STRATEGY. SolarPaces. Perpignan : s.n., 2010.

[5]. EVONIK INDUSTRIES. EBSILON®Professional 9.

[6]. SimTech. IPSEpro.

[7]. Seidel, Albert Dipl.-Ing. und Wolf, Dietmar Dipl.-Ing. Solarthermisches Kraftwerk. DT 2553283 A1 27. November 1975.

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- 129 -

Anlagen

Anlage I – Gemeinsame Spezifikationen –

Anlage II – Leitkonzepte für SHCC® –

Anlage III – Designpoint-Spezifikationen SHCC® - direkt beheizt – Variante A und Variante B –

Anlage IV – Designpoint-Spezifikationen SHCC® - indirekt beheizt – Variante D –

Anlage V – Untersuchte Benchmarkprozesse –

Anlage VI – Designpoint-Spezifikationen Parabolrinnen-Kraftwerk –

Anlage VII – Designpoint-Spezifikationen Salzturm-Kraftwerk –

Anlage VIII – Designpoint-Spezifikationen konventionelles Gas- und Dampfkraftwerk –

Anlage IX – SHCC®-Modell Variante A –

Anlage X – SHCC®-Modell Variante B –

Anlage XI – SHCC®-Modell Variante D –

Anlage XII – Parabolrinnen-Modell mit SM2 und 7,5 h Speicher –

Anlage XIII – Salzturm-Modell mit SM3 und 15 h Speicher –

Anlage XIV – GuD-Modell –

Anlage XV – Ergebnisse der QFD-Methode –

Anlage XVI – Zusammenstellung der Kriterien –

Anlage I - Gemeinsame Spezifikationen -

Name Einheit Wert Bemerkung

Site Ort Hassi Rmel Algerien Latitude [°] N 32,9 Longitude [°] E 3,2 Altitude [m] 746 Neigung [°] <3° vorläufig DNI pro Jahr [kWh/m2] 2258 für 2005, DLR vorläufig!,

+/-10% Lufttemperatur (mittel/ min/ max) [°C] 19,2/ 0,2/ 41,7 Aus Meteonorm 6.1.0.9 Rel. Luftfeuchte (mittel) [%] 42,9 Aus Meteonorm 6.1.0.9 Luftdruck (mittel) [mbar] 932 Aus Meteonorm 6.1.0.9 Feuchtkugeltemperatur (mittel/ min/ max) [°C] 11,2/ -2,1/ 23,2 Aus Meteonorm 6.1.0.9 Design Point Design point (DP) [dd:mm - hh] 21.03 – 12:00 DNI [W/m2] 921 Lufttemperatur [°C] 25 Luftdruck [bar] 1,01325 Relative Luftfeuchtigkeit [%] 60 Datensätze DNI stündlich [W/m2] Datei [tbd] DLR Daten Umgebungstemperatur, stündlich [°C] Datei [tbd] Aus Meteonorm 6.1.0.9 Feuchtkugeltemperatur, stündlich [°C] Datei [tbd] Aus Meteonorm 6.1.0.9 Rel. Luftfeuchtigkeit, stündlich [%] Datei [tbd] Aus Meteonorm 6.1.0.9 Windgeschwindigkeit, stündlich (@Aufstellhöhe)

[m/s] Datei [tbd] Aus Meteonorm 6.1.0.9

Heliostate Heliostat Typ Multi-facetted glass metal

Heliostat with 2-axes drive, pedestal mounted.

Heliostat Hersteller Abengoa Solar Heliostat Aperturweite [m] 12,9 Heliostat Aperturhöhe [m] 9,6 Anzahl Spiegel pro Heliostat [-] 28 Spiegelanordnung [#horizontal x #vertikal]

[-] 4 x 7

Gesamt reflektierende Fläche pro Heliostat [m2] 122,2 Reflektivität (Jahresmittelwert) [%] 86,24 Produkt aus Reflektivität,

durchschnittlicher Sauberkeitsfaktor und Verfügbarkeit

Strahlgüte (Spiegelgeometrie, Nachführfehler, sun shape)

[mrad] 3,25

Canting On-axis Max. Windgeschwindigkeit [m/s] Tracking: 0…10

Stow position (horizontal): >10 Max. speed in stow: <33,3

Eigenverbrauch (Antrieb und Steuerung)

[kWel] tbd

Verfügbarkeit Heliostate [%] 99

Anlage II – Leitkonzepte für SHCC® -

SHCC® - Direkt beheizt – Variante A SHCC® - Direkt beheizt – Variante B

Grundsätzliche AnordnungDirekt beheizt mit Abhitzekessel

:

Gasturbine auf dem Turm

Grundsätzliche AnordnungDirekt beheizt mit Abhitzekessel

:

Splitvariante, Leistungsturbine am Boden

Konfiguration2 x Gasturbine (ca. 2 x 10 MWel)

:

1 x Abhitzekessel 1 x Dampfturbine (ca. 1 x 10 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel


:

1 x Abhitzekessel 1 x Dampfturbine (ca. 1 x 10 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel

SHCC® - Indirekt beheizt – Variante D

Grundsätzliche AnordnungIndirekt beheizt mit Gasturbinenwärmeübertrager und Solarkessel

:


:

1 x Abhitzekessel 1 x Solarkessel 1 x Dampfturbine (ca. 1 x 20 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel

Abhitzekessel Dampfturbine

Receiver


Brennkammer

Solarturm Solarfeld Solarkessel

Gasturbinen-

wärmeübertrager

Abhitzekessel Dampfturbine

Receiver


Brennkammer

Solarturm Solarfeld Heißgasleitung

Abhitzekessel

Dampfturbine

Receiver


Brennkammer

Solarturm Solarfeld

Anlage III – Designpoint-Spezifikationen SHCC® direkt beheizt – Variante A und Variante B -


Variante A Variante B Solarfeld Feldanordnung Nordfeld Definition des Koordinatensystems x=Ost, y=Nord, z=über Grund

Koordinatenursprung = Turmmitte

Position der Heliostate (x, y, z) [m] Auslegung mit HFLCAL

Position des Solarturms (x, y, z) [m] 0, 0, 0 Anzahl Heliostate [-] 557 516 Feldgröße gesamt [m2] 68049 63040 Optischer Wirkungsgrad des Solarfeldes

[%] 1. 73,6 2. 68,8

1. 72,2 2. 67,3

1. Rohrreceiver 2. Volum. Receiver

Aim Point Strategie keine keine für Vorauslegung Solarturm Bauart Stahlbeton Vorschlag Turm Hersteller tbd Höhe [m] 126 115 Durchmesser [m] 15 15 Vorschlag Höhe Mitte Receiver [m] 1. 100

2. 116 1. 92,5 2. 105

Solar Receiver Receiver Typ Parallelschaltung:

1. Cavity-Rohrreceiver mit Metallrohren 2. Volumetrischer Druckreceiver

Receiver Hersteller 1. tbd 2. tbd

Wärmeträgermedium Luft Massenstrom (nominal) [kg/s] 68,6 59,5 1 Receivermodul

versorgt 2 GT Receiver Apertur [m2] 1. 42,0

2. 39,3 1. 41,0 2. 34,1

Receiver Eintrittstemperatur [°C] 1. 352 2. 650

1. 326 2. 650

Receiver Austrittstemperatur [°C] 1. 650 2. 850

1. 650 2. 850

Absorptivität [-] 1. 0,9 2. 0,85

1. 0,9 2. 0,95

Emissivität [-] 1. 0,9 2. 0,95

1. 0,9 2. 0,95

Wärmeübergangskoeffizient [W/m²K] 1. 10 2. 5

1. 10 2. 5

Thermische Nennleistung [MWth] 1. 22,6 2. 15,9

1. 21,3 2. 13,8

SM1, 1 Receivermodul versorgt 2 GT

Receiver Wirkungsgrad [%] 1. 84,4 2. 88,3

1. 84,2 2. 89,4

Mittlere Strahlungsflussdichte [kW/m2] 1. 638 2. 458

1. 617 2. 453

Nenndruck [bar] 10,1 8,7 Zul. Druckverlust (nominal) [bar] 0,25 0,25 Heißgasleitung 1 Bezeichnung Verbindungen GT-Receiver Beschreibung Vertikalrohr von Receiver-Sammlerstruktur bis GT-

Brennkammer (11bar;850°C/11bar;400°C) (einstraßig bis zum BK-Adaptionsgehäuse)

GT-Anbindung an Receiver

Leitungstyp Koaxialrohr mit Abdichtung der Isolierung gegenüber Gasströmung

Koaxialrohr mit Abdichtung der

Isolierung gegenüber Gasströmung

Heissgasleitung Hersteller tbd tbd Wärmeträgermedium Luft Luft Nennweite (Strömungsdurchmesser)

[m] 0,74 für Heißgas 0,74 für Heißgas Querschnitt des Ringspaltes für Kaltluft tbd

Länge/ Δh [m] 10 10



Variante A Variante B Zul. Druckverlust (nominal) [bar] 0,03 insgesamt 0,03 insgesamt Einzuhaltende

Vorgabe inklusive Ein- und Auslassverluste

Heißgasleitung 2 Bezeichnung - Splitrohr Beschreibung - Verbindung HD-Turbine

mit ND-Turbine (3,5bar;750°C)

(einstraßig)

Leitungstyp - Koaxialrohr mit Isolierung

Heissgasleitung Hersteller - tbd Wärmeträgermedium - Abgas Nennweite (Strömungsdurchmesser)

[m] - 0,74 für Heißgas; Kühlluft in Ringspalt

(Δdtbd)

Erstauslegung - entspricht nicht Endabmaßen

Länge [m] - 100 Zul. Druckverlust (nominal) [bar] - 0,15 insgesamt Einzuhaltende

Vorgabe inklusive Ein- und Auslassverluste

Gasturbine Gasturbine Typ Solarisierte THM 1304-14

Ursprüngliche Planung war THM 1304-12, Daten wurden aber für 14 geliefert!!!!

Daten für 100% Solarleistung und 0% Solarleistung (Bypass) berücksichtigt!

Gasturbine Hersteller MAN Turbo Nennleistung, Brutto [MWel] 9,58 7,09 Werte laut

vereinfachtem Modell El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 29,6 25,3 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 4933 5309 Wärmeleistung GT gesamt [MW] 32,37 27,98 Wärmeleistung fossil [MWth] 13,13 10,45 Wärmeleistung solar [MWth] 19,24 (0) 17,52 (0) Pro GT, Receiver

versorgt 2 Gasturbinen Ansaugluftmassenstrom [kg/s] 40,34 35,01 Werte laut

vereinfachtem Modell Abgasmassenstrom [kg/s] 40,61 35,22 Kompressordruckverhältnis [-] 10,1 10,1 Kompressoraustrittstemperatur [°C] 352 326 Verbrennungstemperatur [°C] 1140 1118 HD Turbineneintrittstemperatur [°C] 1030 1008 Abgastemperatur [°C] 541 571 Zusätzliche Schutzeinrichtungen für Generatorschnellschluss Typ - Loadbank und

rendundante Scheibenbremsen

Optional auch zusätzliche Schwungmasse

Hersteller - tbd Abhitzekessel Abhitzekessel Typ Zweidruck-Wasserrohrkessel mit vorgeschaltetem

Überhitzer und nachgeschaltetem Economiser Daten für solaren Auslegungspunkt

Abhitzekessel Hersteller tbd Wärmeleistung [MWth] 36,2 33,9 Abgasmassenstrom [kg/s] 81,2 70,4 Abgaseintrittstemperatur [°C] 541 571 Abgasaustrittstemperatur [°C] 140 139 Dampfmassenstrom (FD, ND) [t/h] 35,5/ 5,5 33,5/ 4 Werte vor DT Dampfdruck absolut (HD, ND) [bar] 44/ 5 44/ 5 Dampftemperatur(FD, ND) [°C] 500/254 530/254 Druckverlust abgasseitig [bar] Nicht spezifiziert Nicht spezifiziert Speisewassertemperatur [°C] 105 105 Wirkungsgrad [%] 76,9 78,6 Kamin Kamintyp Stahlrohr Stahlrohr



Variante A Variante B Kaminbeschreibung An die Solarturmkonstruktion integriert (Höhe

gemessen von AHK-Austritt bis h=Turm+10m)

Kamin Hersteller tbd tbd Abgasmassenstrom [kg/s] 81,2 70,4 Abgastemperatur [°C] 140 138 Kaminhöhe (hAustritt – hEintritt) m 50 140 Werte geschätzt Dampfturbine Dampfturbine Typ Kond.-Maschine mit Niederdruckeinspeisung Dampfturbine Hersteller MAN Turbo Nennleistung, Brutto [MWel] 10,85 10,39 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 30,7 31,5 Wärmeleistung gesamt [MWth] 35,3 33,0 Isentroper Wirkungsgrad HD/MD/ND

[-] 87 / 88 / 86 87 / 88 / 86

Frischdampf Druck Temperatur Massenstrom

[bar] [°C]

[kg/s]

44 500 9,9

44

530 9,3

Niederdruckdampf Druck Temperatur Massenstrom

[bar] [°C]

[kg/s]

5

257 1,5

5

257 1,1

Abdampf Druck Temperatur Massenstrom Dampfgehalt

[mbar]

[°C] [kg/s] [kg/kg]

100 45,8 11,4 0,911

100 45,8 10,4

0,922

Kondensator & Rückkühlung 100% solar, ( ): 0% solar

Kondensator Typ Luftkondensator Kondensator Hersteller tbd Nennleistung [MWth] 24,1 22,5 Dampfmassenstrom [t/h] 39,8 36,3 Dampfdruck absolut [mbar] 100 100 Eigenverbrauch [MWel] 0,29 0,26 SHCC®-Anlage Anzahl Gasturbinen [-] 2 2 Anzahl Gasturbinen [-] 1 1 Nennleistung, Brutto [MWel] 30,0 24,6 Nennleistung, Netto [MWel] 29,6 24,2 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 46,4 43,9 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 45,8 43,3 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 3189 3105 Wärmeleistung gesamt [MWth] 64,7 56,0 Wärmeleistung fossil [MWth] 26,2 20,9 Wärmeleistung solar [MWth] 38,5 35,1 Solaranteil [%] 59,5 (0) 62,7(0)

Anlage IV – Designpoint-Spezifikationen SHCC® - indirekt beheizt – Variante D -


Variante D Solarfeld Feldanordnung Nordfeld Definition des Koordinatensystems x=Ost, y=Nord, z=über Grund


Position der Heliostate (x, y, z) [m] Auslegung mit HFLCAL Position des Solarturms (x, y, z) [m] 0, 0, 0 Anzahl Heliostate [-] 882 Feldgröße gesamt [m2] 107754 Optischer Wirkungsgrad des Solarfeldes @DP

[%] 1. 72,2 2. 66,4

1. Rohrreceiver 2. Volum. Receiver

Aim Point Strategie keine für Vorauslegung Solarturm Bauart Stahlbeton Vorschlag Turm Hersteller tbd Höhe [m] 144 Durchmesser [m] 15 Vorschlag Höhe Mitte Receiver [m] 1. 117

2. 134

Solar Receiver Receiver Typ Parallelschaltung:

1. Cavity-Rohrreceiver mit Metallrohren 2. Volumetrischer Druckreceiver

Receiver Hersteller 1. tbd 2. tbd

Wärmeträgermedium CO2 Massenstrom (nominal) [kg/s] 84,8 Receiver Apertur [m2] 1. 76,5

2. 52,1

Receiver Eintrittstemperatur [°C] 1. 245 2. 650

Receiver Austrittstemperatur [°C] 1. 650 2. 850

Absorptivität [-] 1. 0,9 2. 0,85

Emissivität [-] 1. 0,9 2. 0,95

Wärmeübergangskoeffizient [W/m²K] 1. 10 2. 5

Thermische Nennleistung [MWth] 1. 38,9 2. 21,1

Receiver Wirkungsgrad [%] 1. 84,7 2. 89,4

Mittlere Strahlungsflussdichte [kW/m2] 1. 600 2. 453

Verfügbarkeit [%] 1. 96 2. 96

Nenndruck [bar] 15 Zul. Druckverlust (nominal) [bar] 0,25 Heißgasleitung 1 Bezeichnung Koaxiale CO2-Leitung vom Turm bis zur

Kesselspitze

Beschreibung (300/ 850°C/ 15bar) Leitungstyp Koaxialrohr mit Abdichtung der

Isolierung gegenüber Gasströmung

Heißgasleitung Hersteller tbd Wärmeträgermedium CO2 Nennweite [m] 0,74/ 1,7 Erstauslegung - entspricht nicht

Endabmaßen Länge [m] 100 Zul. Druckverlust (nominal) [bar] 0,25 Als Auslegungskriterium



Variante D Heißgasleitung 2 Bezeichnung Kalte CO2-Leitung von Umlaufgebläse

bis zum Anschluss koaxiale CO2-Leitung

Beschreibung Anbindung GT an Kessel mit Dehnungsbögen (350°C/15 bar)

Leitungstyp Rohr mit Außenisolierung Heißgasleitung Hersteller tbd Wärmeträgermedium CO2 Nennweite [m] 0,8 Erstauslegung - entspricht nicht

zwangsläufig Endabmaßen Länge [m] 40 Zul. Druckverlust (nominal) [bar] 0,2/0,25 Als Auslegungskriterium Heißgasleitung 3 Bezeichnung Koaxiale Verdichterluftleitung/

Gasturbinenanschluss

Beschreibung Anbindung GT an Kessel (786°C/350°C bei 12bar)

Leitungstyp Koaxialrohr mit Abdichtung der Isolierung gegenüber Gasströmung

Heißgasleitung Hersteller tbd Wärmeträgermedium Luft Nennweite (innen/aussen) [mm] 740/1700 Erstauslegung entspricht nicht

zwangsläufig Endabmaßen Länge [m] 40 Zul. Druckverlust (nominal) [bar] 0,2/0,25 Als Auslegungskriterium Heißgasgebläse Gebläse Typ drehzahlvariabel Gebläse Hersteller tbd Wärmeträgermedium CO2 Nennleistung [kWel] 359 El. Wirkungsgrad [%] 85 Massenstrom [kg/s] 84,8 Druckverhältnis [-] 1,036 Eintrittstemperatur [°C] 241 Austrittstemperatur [°C] 245 Gasturbinenwärmeübertrager (GT-WÜ)

GT-WÜ Typ Gas-Gas GT-WÜ Hersteller tbd Übertragene Wärmeleistung [MWth] 16,7 Luftmassenstrom [kg/s] 34,3 Lufteintrittstemperatur [°C] 352 Luftaustrittstemperatur [°C] 786 Druckverlust luftseitig [bar] 0,25 CO2-Massenstrom [kg/s] 84,8 CO2-eintrittstemperatur [°C] 850 CO2-austrittstemperatur [°C] 692 Druckverlust CO2-seitig [bar] 0,020 geschätzt Gasturbine Gasturbine Typ Solarisierte THM 1304-14

Ursprüngliche Planung war THM 1304-12, Daten wurden aber für 14 geliefert!!!!

Daten für 100% Solarleistung und 0% Solarleistung (Bypass) berücksichtigt!

Gasturbine Hersteller MAN Turbo Nennleistung, Brutto [MWel] 9,63 Werte laut vereinfachtem Modell El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 29,6 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 5926



Variante D Wärmeleistung gesamt [MWth] 32,52 Wärmeleistung fossil [MWth] 15,85 Wärmeleistung solar [MWth] 16,67 (0) Ansaugluftmassenstrom [kg/s] 40,34 Abgasmassenstrom [kg/s] 40,67 Kompressordruckverhältnis [-] 10,1 Kompressoraustrittstemperatur [°C] 352 Verbrennungstemperatur [°C] 1140 lt. MAN HD Turbineneintrittstemperatur [°C] 1030 Abgastemperatur [°C] 541 Abhitzekessel Abhitzekessel Typ Eindruck-Wasserrohrkessel mit

vorgeschaltetem Überhitzer und nachgeschaltetem Economiser sowie

Speisewasservorwärmer für den Gesamtdampfprozess

Gleitdruckbetrieb

Abhitzekessel Hersteller tbd Wärmeleistung [MWth] 16,1 Abgasmassenstrom [kg/s] 40,7 Abgaseintrittstemperatur [°C] 541 Abgasaustrittstemperatur [°C] 177 Dampfmassenstrom (FD) [t/h] 14,9 Dampfdruck abs. (FD) [bar] 120 Dampftemperatur(FD) [°C] 500 Druckverlust abgasseitig [bar] Nicht spezifiziert Speisewassertemperatur [°C] 105 Wirkungsgrad [%] 68,3 Kamin Kamintyp Stahlrohr Kaminbeschriebung An die Solarturmkonstruktion integriert

(Höhe gemessen von AHK-Austritt bis h=Turm+10m)

Kamin Hersteller tbd Abgasmassenstrom [kg/s] 40,7 Abgastemperatur [°C] 177 In solarer Teillast auch höher Kaminhöhe (hAustritt – hEintritt) m 150 Aufstellung angenommen Solarkessel Solarkessel Typ tbd Druckaufgeladen Abhitzekessel Hersteller tbd Abgasmassenstrom [kg/s] 84,8 Abgaseintrittstemperatur [°C] 692 Abgasaustrittstemperatur [°C] 241 Dampfmassenstrom (FD, ZÜ) [t/h] 40,4/ 60,3 Dampfdruck abs. (FD, ZÜ) [bar] 120/ 25 Dampftemperatur(FD, ZÜ) [°C] 500/ 500 Druckverlust abgasseitig [bar] Nicht spezifiziert Speisewassertemperatur [°C] 105 Dampfturbine Dampfturbine Typ ZÜ-Kond.-Maschine, mittig angeordneter

Generator mit SSS-Kupplungen

Dampfturbine Hersteller MAN Turbo Nennleistung, Brutto [MWel] 21,8 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 35,5 Dampfprozess Wärmeleistung gesamt [MW] 59,7



Variante D Frischdampf

Druck abs. Temperatur Massenstrom

[bar] [°C]

[kg/s]

120 500

15,37

ZÜ-Dampf Druck Temperatur Massenstrom

[bar] [°C]

[kg/s]

25 500

16,76


[mbar]

[°C] [kg/s]

[kg/kg]

100 45,8 16,76 0,945

Kondensator & Rückkühlung Kondensator Typ Luftkondensator Kondensator Hersteller tbd Nennleistung [MWth] 37,87 Dampfmassenstrom [t/h] 60,3 Dampfdruck abs. [mbar] 100 Eigenverbrauch [MWel] 0,43 SHCC®-Anlage 100% solar, ( ): 0% solar Anzahl Gasturbinen [-] 1 Anzahl Gasturbinen [-] 1 Nennleistung, Brutto [MWel] 30,8 Nennleistung, Netto [MWel] 29,7 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 40,7 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 39,2 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 1921 Wärmeleistung gesamt [MWth] 75,7 Wärmeleistung fossil [MWth] 15,8 Wärmeleistung solar [MWth] 60,0 Solaranteil [%] 79,1 (0)

Anlage V – Untersuchte Benchmarkprozesse -

Parabolrinnen-Kraftwerk mit Thermoöl, Typ „Andasol I“ Salzturm-Solarkraftwerk, Typ „Solar Tres“

Konfiguration: 1 x Dampfturbine (ca. 30 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel

Konfiguration: 1 x Dampfturbine (ca. 1 x 30 MWel) Gesamtleistung ca. 30 MWel

Konventionelles GuD-Kraftwerk

Konfiguration: 1 x Gasturbine (ca. 57 MWel) 1 x Dampfturbine (ca. 30 MWel) Gesamtleistung ca. 87 MWel

G

G

Dampferzeuger

Brennkammer

Kondensator

Dampfturbine

Gasturbine

Solarturm

Receiver

Speicher

Gasbrenner

G

Dampferzeuger

Kondensator

DT

Solarfeld Solarfeld

Salzspeicher G

Dampferzeuger

Kondensator

Gasbrenner Dampfturbine

Anlage VI – Designpoint-Spezifikationen Parabolrinnen-Kraftwerk -


Solarfeld Solar Multiple SM2 Feldanordnung - Nord-Süd Anzahl der Loops - 92 Anzahl der Kollektoren pro Loop - 4 Abstand zwischen der Loops [m] 18 Feldgröße (netto) [m2] 300840 Feldverfügbarkeit [%] 99 Kollektor Kollektortyp - SKAL-ET 150 Aperturweite [m] 5,77 Kollektorlänge [m] 148,5 optischer Wirkungsgrad [%] 78 Brennweite [m] 1,71 Reflektivität [%] 96 HCE (Heat Collecting Element) HCE-Typ Metallrohr mit evakuiertem

Glashüllrohr

Rohrdurchmesser [m] 0,07 Thermische Verluste [W/m] 250 @400°C Absorptionskoeffizient [%] 95 Emissionskoeffizient [%] 10 @400°C HTF Einstrittstemperatur [°C] 293 HTF Austrittstemperatur [°C] 393 Wärmeträgermedium für Solarfeld Wärmeträgermedium (HTF) Terminol VP1 Dichte @ 300 °C [kg/m³] 817 Wärmekapazität @ 300 °C [kJ/kg-K] 2,31 Gefrierpunkt Zersetzungstemperatur

[°C] [°C]

12 412

Wärmeträgermedium für Speicher Wärmeträgermedium (HTF) Salz: 60% NaNO3 + 40% KNO3

(Solar Salt)

Dichte des Salzes @300°C [kg/m3] 1899,2 Wärmekapazität @300°C [kJ/kg-K] 1,495 Betriebstemperaturbereich des Salzes [°C] min. 260…max. 593 Gefrierpunkt Beginn der Kristallisation Zersetzungstemperatur

[°C] [°C] [°C]

221 238 621

Quellen: Coastal Chemical Co.; Hitec Solar Salt; 2009 und

Bericht Sandia SAND2001-2100 Speicher Speichertyp - 2 Tank für flüssiges Salz Speichermedium - 60% NaNO3 + 40% KNO3 Nenndruck [bar] 1 Speicherkapazität [MWh] 605 Speicherkapazität in Volllaststunden [h] 7,5 Nom. Temperatur – heißer Tank [°C] 386 Nom. Temperatur – kalter Tank [°C] 292 Druckverlust ölseitig [bar] 5 Druckverlust salzseitig [bar] 15 Wärmeverlust [MWh/d] vernachlässigt Wärmeverluste sind bei einem

regulären Betrieb (ohne Stillstand) vernachlässigbar

(<1%) Dampfkessel

Anlage VI – Designpoint-Spezifikationen Parabolrinnen-Kraftwerk -


Abhitzekessel Typ Benson Kessel Eindruck-Wasserrohrkessel mit

Überhitzer, 6 Vorwärmer

Ölmassenstrom [kg/s] 338,9 Öleintrittstemperatur [°C] 393 Ölaustrittstemperatur [°C] 295,5 Dampfmassenstrom FD @ [t/h] 120,5 Dampfdruck absolut (FD, ZÜ) [bar] 100 / 16,5 Druckverlust (FD, ND) [bar] 11 / 2 Dampftemperatur(FD, ZÜ) [°C] 371 / 371 Druckverlust ölseitig [bar] 4 Speisewassertemperatur [°C] 238,1 Dampfturbine Dampfturbine Typ ZÜ-Kond.-Maschine Isentroper Wirkungsgrad HD/MD/ND [%] 86 / 89/ 83 Nennleistung, Brutto [MWel] 30 Nennleistung, Netto [MWel] 28,9 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 37,2 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 35,8 Wärmeleistung gesamt [MWth] 80,7 Frischdampf

Druck Temperatur Massenstrom

[bar] [°C]

[kg/s]

100 371 33,5


[bar] [°C]

[kg/s]

16,5 371 29,1


[mbar]


100 45,8 17,0 0,95

Kondensator & Rückkühlung Kondensator Typ Luftkondensator Nennleistung [MWth] 49,6 Dampfmassenstrom [t/h] 82,4 Dampfdruck absolut [mbar] 100 Eigenverbrauch [kWel] 574 Gasbrenner Nennleistung [MWth] 85 Brennstoffart - Erdgas Abgas-Austrittstemperatur [°C] 83 thermischer Wirkungsgrad [%] 94 Druckverlust ölseitig [bar] 5 Anlage Anzahl Dampfturbinen [-] 1 Nennleistung, Brutto [MWel] 30 Nennleistung, Netto [MWel] 26,1 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 37,2 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 32,4 Spez. Wärmeverbrauch gesamt [kJ/kWh] 11113 Wärmeleistung gesamt [MWth] 80,7 Wärmeleistung fossil [MWth] 0 Wärmeleistung solar [MWth] 161,4 Solaranteil [%] 100

Anlage VII – Designpoint-Spezifikationen Salzturm-Kraftwerk -


Solarfeld Solar Multiple SM3 Feldanordnung Rundumfeld Definition des Koordinatensystems x=Ost, y=Nord, z=über Grund


Position der Heliostate (x, y, z) [m] Auslegung mit HFLCAL Position des Solarturms (x, y, z) [m] 0, 0, 0 Anzahl Heliostate [-] 3382 Feldgröße gesamt [m2] 413179 Optischer Wirkungsgrad des Solarfeldes [%] 66,7 Heliostate Heliostat Typ Multi-facetted glass metal

Heliostat with 2-axes drive, pedestal mounted.

Heliostat Hersteller Abengoa Solar Heliostat Aperturweite [m] 12,9 Heliostat Aperturhöhe [m] 9,6 Anzahl Spiegel pro Heliostat [-] 28 Spiegelanordnung [#horizontal x #vertikal]

[-] 4 x 7

Gesamt reflektierende Fläche pro Heliostat

[m2] 122,2

Reflektivität (Jahresmittelwert) [%] 87 Strahlgüte (Spiegelgeometrie, Nachführfehler, sun shape)

[mrad] 3,25

Canting On-axis Max. Windgeschwindigkeit [m/s] Tracking: 0…10

Stow position (horizontal): >10 Max. speed in stow: <33,3

Eigenverbrauch (Antrieb und Steuerung)

[kWel] tbd

Verfügbarkeit Heliostate [%] 99 Solarturm Bauart Stahlbeton Höhe [m] 170 Durchmesser [m] 15 Höhe Mitte Receiver [m] 160 Wärmeträgermedium (HTF) für Solarfeld und Speicher

Wärmeträgermedium 60% NaNO3 + 40% KNO3 Solar Salt Dichte des Salzes @300°C [kg/m3] 1899,2 Wärmekapazität @300°C [kJ/kg-K] 1,495 Betriebstemperaturbereich des Salzes [°C] min. 260…max. 593 Gefrierpunkt Beginn der Kristallisation Zersetzungstemperatur

[°C] [°C] [°C]

221 238 621

Quellen: Coastal Chemical Co.; Hitec Solar Salt; 2009

und Bericht Sandia SAND2001-2100

Solar Receiver Receiver Typ externer Rundum-Rohrreceiver

mit Metallrohren

Wärmeträgermedium 60% NaNO3 + 40% KNO3 Massenstrom (nominal, max.) [kg/s] 509,5 Receiver Apertur [m2] 486,2 Thermische Nennleistung [MWth] 211,5 Receiver Wirkungsgrad [%] 83,6 Receiver Eintrittstemperatur [°C] 292 Receiver Austrittstemperatur [°C] 565 Absorptivität [-] 0,9 Emissivität [-] 0,83 Pyromark-Beschichtung



Wärmeübergangskoeffizient [W/m²K] 10 Mittlere Strahlungsflussdichte [kW/m2] 522 Verfügbarkeit [%] 99 Nenndruck [bar] 16 Druckverlust [bar] 15 – Receiver

33 – Forderhöhe

Salzpumpe Receiver Nennleistung Massenstrom Fluidtemperatur

[kW] [kg/s] [°C]

1665 509 290

Salzpumpe Powerblock Nennleistung Massenstrom Fluidtemperatur

[kW] [kg/s] [°C]

50

168,5 565

Salzpumpe Gasbrenner Nennleistung Massenstrom Fluidtemperatur

[kW] [kg/s] [°C]

184

168,5 290

Speicher Speichertyp - 2 Tank für flüssiges Salz Speichermedium - Salz: 60% NaNO3 + 40% KNO3 Speicherhöhe [m] tbd Speicherdurchmesser [m] tbd Nenndruck [bar] 1 Speicherkapazität [MWh] 1058 Speicherkapazität in Volllaststunden [h] 15 Nom. Temperatur – heißer Tank [°C] 565 Nom. Temperatur – kalter Tank [°C] 290 Wärmeverlust [MWh/d] vernachlässigt Wärmeverluste sind bei einem

regulären Betrieb (ohne Stillstand) vernachlässigbar

(<1%) Dampfkessel Abhitzekessel Typ Eindruck-Wasserrohrkessel mit

vorgeschaltetem überhitzer und nachgeschaltetem Economiser

Salzmassenstrom [kg/s] 168,5 Salzeintrittstemperatur [°C] 565 Salzaustrittstemperatur [°C] 290 Dampfmassenstrom FD [t/h] 90,6 Dampfdruck absolut (FD, ZÜ) [bar] 126 / 30,6 Druckverlust (FD, ND) [bar] 11 / 2 Dampftemperatur(FD, ZÜ) [°C] 552 / 552 Zul. Betriebsüberdruck [bar] Druckverlust salzseitig [bar] 3,3 Speisewassertemperatur [°C] 250 Dampfturbine Dampfturbine Typ ZU-Kond.-Maschine Isentrope Wirkungsgrad HD/ND [-] 86 / 89 Nennleistung, Brutto [MWel] 30 Nennleistung, Netto [MWel] 29,1 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 42,6 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 41,2 Wärmeleistung gesamt [MWth] 70,5 Frischdampf


[bar] [°C]

[kg/s]

126 552 25,2




[bar] [°C]

[kg/s]

30,6 552 21,8


[mbar]


100 45,8 17,4 0,943

Kondensator & Rückkühlung Kondensator Typ Luftkondensator Nennleistung [MWth] 39,3 Dampfmassenstrom [t/h] 62,6 Dampfdruck absolut [mbar] 100 Eigenverbrauch [kWel] 436 Gasbrenner Nennleistung [MWth] 74,6 Brennstoffart - Erdgas Abgas-Austrittstemperatur [°C] 84 thermischer Wirkungsgrad [%] 94 Druckverlust salzseitig [bar] 15 Anlage Anzahl Dampfturbinen [-] 1 Nennleistung, Brutto [MWel] 30 Nennleistung, Netto [MWel] 27,2 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 42,6 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 38,5 Wärmeverbrauch gesamt [kJ/kWh] 9343 Wärmeleistung gesamt [MWth] 70,51 Wärmeleistung fossil [MWth] 0 Wärmeleistung solar [MWth] 211,5 Solaranteil [%] 100

Anlage VIII – Designpoint-Spezifikationen konventionelles Gas- und Dampfkraftwerk -


Gasturbine Gasturbine Typ SGT5-1000F (50Hz) Frühere Bezeichnung V64.3A Gasturbine Hersteller Siemens-Westinghouse Nennleistung, Brutto [MWel] 56,7 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 33,5 Spez. fossiler Wärmeverbrauch [kJ/kWh] 10747 Wärmeleistung GT gesamt [MWth] 169,15 Ansaugluftmassenstrom [kg/s] 165 Abgasmassenstrom [kg/s] 168,5 Kompressordruckverhältnis [-] k.A. VTUEnergy GT-Bibliothek,

Kein Zugriff auf diese Daten enthalten

Kompressoraustrittstemperatur [°C] k.A. Verbrennungstemperatur [°C] k.A. HD Turbineneintrittstemperatur [°C] k.A. Abgastemperatur [°C] 591,7 Abhitzekessel Abhitzekessel Typ 3Druck-ZÜ-AHDE Abhitzekessel Hersteller tbd Abgasmassenstrom [kg/s] 168,5 Abgaseintrittstemperatur [°C] 591,7 Abgasaustrittstemperatur [°C] 119,4 Dampfmassenstrom (FD, MD, ND) [t/h] 63,6 / 16,2 (mit ZÜ 83,1) / 8 Dampfdruck absolut (FD, MD, ND) [bar] 145 / 45 / 5 Dampftemperatur(FD, MD, ND) [°C] 540 / 540 / 235 Druckverlust abgasseitig [bar] 0,026 Speisewassertemperatur [°C] 120,2 Wirkungsgrad [%] 80,8 Dampfturbine Dampfturbine Typ tbd Isentroper Wirkungsgrad Regelrad HD/MD/ND

[-] 80/ 89/ 89/ 89

Nennleistung, Brutto [MWel] 31,44 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 35,05 Wärmeleistung gesamt [MWth] 89,7 Frischdampf


[bar] [°C]

[kg/s]

145 540

17,663

Mitteldruckdampf Druck Temperatur Massenstrom

[bar] [°C]

[kg/s]

45

540 23,083


[bar] [°C]

[kg/s]

5

252 25,3


[mbar]


100 45,8 25,3

0,914

Kondensator & Rückkühlung Kondensator Typ Luftkondensator Nennleistung [MWth] 55,33 Dampfmassenstrom [t/h] 91,1 Dampfdruck absolut [mbar] 100 Eigenverbrauch [kWel] 635 Anlage Anzahl Gasturbinen [-] 1 Anzahl Dampfturbinen [-] 1

Anlage VIII – Designpoint-Spezifikationen konventionelles Gas- und Dampfkraftwerk -


Nennleistung, Brutto [MWel] 88,1 Nennleistung, Netto [MWel] 87,0 El. Wirkungsgrad, Brutto [%] 52,1 El. Wirkungsgrad, Netto [%] 51,4 Spez. Wärmeverbrauch gesamt [kJ/kWh] 6999 Wärmeleistung gesamt [MWth] 169,15 Wärmeleistung fossil [MWth] 169,15 Wärmeleistung solar [MWth] 0 Solaranteil @DP [%] 0

Anlage IX - SHCC®-Modell Variante A -

Anlage X - SHCC®-Modell Variante B -

Anlage XI - SHCC®-Modell Variante D -

Anlage XII – Parabolrinnen-Modell für SM2 und 7,5 h Speicher -

Anlage XIII – Salzturm-Modell mit SM3 und 15 h Speicher -

Anlage XIV – GuD-Modell -

Anlage XV – Ergebnisse des standardisierten Bewertungsverfahrens -

Wichtung normiert Wichtung

100

… s

ehr

wic

htig

10 …

kei

ne

Bed

eutu

ng

100

… s

ehr

wic

htig

10 …

kei

ne

Bed

eutu

ng

l Entwicklung 2,93 0,28 2,33 0,23 1,97 0,21 1,27 0,13 1,87 0,20 0,73 0,09 10 10Entwicklungsaufwand / -kosten 2,80 1,30 2,50 1,15 2,40 1,24 1,80 0,80 2,10 0,96 1,20 0,63 50 60

Brennkammersystem 2 0,44 2 0,44 2 0,44 2 0,44 2 0,44 2 0,44 22,22 60

Thermodynamische Komponenten 3 0,67 2 0,44 4 0,89 0,5 0,11 1 0,22 0,5 0,11 22,22 60

Turm 4 0,44 4 0,44 1 0,11 4 0,44 4 0,44 1 0,11 11,11 30

Receiver 2 0,59 2 0,59 2 0,59 1,5 0,44 2 0,59 1,5 0,44 29,63 80

Regelungs- und Steuerungsystem 3 0,44 2,5 0,37 3 0,44 1 0,15 1,5 0,22 1 0,15 14,81 40

Erprobungsaufwand 3 0,50 2 0,33 2 0,33 1 0,17 1 0,17 0,5 0,08 17 20

Risiko 3 1,00 2,5 0,83 1,5 0,50 1 0,33 2,5 0,83 0,5 0,17 33 40

llAnlagen-Performance 2,30 0,81 2,15 0,76 2,20 0,75 1,98 0,73 2,05 0,71 1,93 0,70 35 35

Effizienz 2,60 1,44 2,30 1,28 2,40 1,27 2,30 1,31 2,10 1,16 2,20 1,22 56 45

Solarshare 2 0,43 2 0,43 2 0,43 3 0,65 2 0,43 3 0,65 21,74 50Brennstoffverbrauch (fossil) 2 0,43 2 0,43 2 0,43 2,5 0,54 2 0,43 2,5 0,54 21,74 50Wirkungsgrad GT, DT, Receiver und Spiegelfeld

3 0,91 2,5 0,76 2 0,61 2 0,61 2 0,61 1,5 0,46 30,43 70

Anlagenleistung MW 2 0,26 2 0,26 2 0,26 2 0,26 2 0,26 2 0,26 13,04 30Teillastverhalten Regelbarkeit 4 0,52 3 0,39 4 0,52 2 0,26 2,5 0,33 2 0,26 13,04 30Emissionen (VL & Teillast)

2,00 0,88 2,00 0,88 2,00 0,88 1,67 0,77 2,00 0,88 1,67 0,77 44 35

Emissionen NOx2 0,75 2 0,75 2 0,75 2 0,75 2 0,75 2 0,75 37,50 30

Emissionen CO2 0,75 2 0,75 2 0,75 2 0,75 2 0,75 2 0,75 37,50 30

Teillastemissionen 2 0,50 2 0,50 2 0,50 1 0,25 2 0,50 1 0,25 25,00 20

lll Service & Lifetime (& Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit) 2,63 0,53 2,56 0,52 2,50 0,50 1,25 0,26 1,81 0,37 0,88 0,18 20 20

Inspektions-Möglichkeit 3 0,58 2,5 0,48 2,5 0,48 1 0,19 2 0,39 0,5 0,10 19 30

Austauschbarkeit der Anlagen-Komponenten 2 0,39 2,5 0,48 2,5 0,48 1 0,19 1,5 0,29 1 0,19 19 30

Service- und Betriebskosten2,5 0,73 2,5 0,73 2,5 0,73 1 0,29 1,5 0,44 0,5 0,15 29 45

Zuverlässigkeit & Verfügbarkeit 3 0,97 2,75 0,89 2,5 0,81 2 0,65 2,25 0,73 1,5 0,48 32 50

Solarthermische Komp. (Receiver)

2 1,00 2 1,00 1 0,50 2 1,00 2 1,00 1 0,50 50,00 50

Thermodynamische Komponenten 4 2,00 3,5 1,75 4 2,00 2 1,00 2,5 1,25 2 1,00 50,00 50

lV Montageaufwand 2,67 0,28 2,83 0,28 1,83 0,18 0,67 0,07 2,17 0,21 0,17 0,02 10 10

Transport 2 0,50 3 0,75 1,5 0,38 0,5 0,13 2,5 0,63 0 0,00 25,00 30Abmessungen und Gewicht 3 1,25 2,5 1,04 1,5 0,63 0,5 0,21 2 0,83 0 0,00 41,67 50Modularität 3 1,00 3 1,00 2,5 0,83 1 0,33 2 0,67 0,5 0,17 33,33 40

V Kosten 3,00 0,75 3,00 0,75 2,00 0,50 1,00 0,25 2,75 0,70 0,50 0,13 25 25

Bauaufwand 3 1,13 3 1,13 2 0,75 1 0,38 2,5 0,94 0,5 0,19 37,50 36Investbedarf 3 1,88 3 1,88 2 1,25 1 0,63 3 1,88 0,5 0,31 62,50 60

VI Wirtschaftlichkeit 3,00 1,20 1,50 0,52 2,00 0,80 3,00 1,20 2,75 1,14 3,00 1,20 40 40Anlagenleistung 3 0,90 2 0,60 2 0,60 3 0,90 2,5 0,75 3 0,90 30,00 30Jahresenergieertrag 3 2,10 1 0,70 2 1,40 3 2,10 3 2,10 3 2,10 70,00 70Summe 16,53 3,85 14,38 3,05 12,50 2,94 9,17 2,64 13,40 3,33 7,21 2,31 100 100

Rang 1 1 2 3 4 4 5 5 3 2 6 6

A) Solarreceiver mit Gasturbine im Turm

F) Turmreflektor mit am Boden aufgestellter Gasturbine und

geschlossenem Wärmeträgerkreislauf zwischen Solarreceiver und Gasturbine

D) Geschlossener Wärmeträgerkreislauf

zwischen Solarreceiver im Turm und Gasturbine am

Boden

E) Verdichterlufttransport zu den Solarreceivern im Turm und

zurück zur am Boden aufgestellten Gasturbine

B) Geteilte zweiwellige Gasturbine im Turm und

Nutzleistungsturbine am Boden(Splitvariante)

C) Turmreflektor mit am Boden aufgestellter

Gasturbine

4… sehr gut3… gut2… befriedigend1… ausreichend0… mangelhaft

Anlage XVI – Zusammenstellung der Kriterien -

Requirement Tree

Requirements SpecificationTechnical

description

Competitiveness Lower Same Cost as other CSP Systems per kWh

High Solar Heat Input Input of Solar Power should be a maximum while heat rate is minimal

Operation should be possible even at night or when sky is cloudy

Scalability Possibility to increase system solution in Power Output(max. value???)

economic viability Power output, effectiveness, duration of operation

Minimum engine modifications GT modifications to be minimal

Performance (GT )

Operatibility 24/7

Performance as high as possible

SHCC-SystemTargets

Engine specificationTHM

shcc® (phase 1: vorstudie) - vgb.org · symbole ... b) benchmarkprozesse ... 105. abbildungen - ix...

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