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Solarturm Kraftwerke mit Hochtemperatur- Wärmespeicher

Solarturm Kraftwerke mit Hochtemperatur- Wärmespeicher. Robert Pitz-Paal Solarforschung Institut für Technische Thermodynamik. Parabolic Trough. Power Tower. Dish Stirling. Solarkraftwerke. Heute 900 GWh pro Jahr . + 500 MW bis 2006 bei 12-18 cents/kWh . New Marktet Entry.

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Solarturm Kraftwerke mit Hochtemperatur- Wärmespeicher

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Presentation Transcript

  1. Solarturm Kraftwerke mit Hochtemperatur- Wärmespeicher Robert Pitz-Paal Solarforschung Institut für Technische Thermodynamik DLR, Solarforschung

  2. Parabolic Trough Power Tower Dish Stirling Solarkraftwerke DLR, Solarforschung

  3. Heute 900 GWh pro Jahr • + 500 MW bis 2006 bei 12-18 cents/kWh New Marktet Entry Next Generation Technology Source SolarPACES Parabolic Trough Power Tower • Netzgekoppelt Stromerzeugung • Komponenten übertragen MWs an Leistung • + potentiell 15 GW bisl 2020bei 5-8 cents/kWh • Deutsche Industrie gehört zu den führenden Herstellern und Projektentwicklern DLR, Solarforschung

  4. => Verbesserter Wirkungsgrad • Pufferspeicher • Abgabe-Management • Erhöhung des Kapazitätsfaktors • Reduzierter Teillastbetrieb • Größerer Solaranteil => Niedrigere Stromgestehungskosten (LEC) => Reduktion der CO2-Emissionen Energiespeicher sind unbedingt erforderlich für die erfolgreiche Markteinführung solarthermischer Kraftwerke Effiziente Speichertechnologie mit hohe Lebensdauer und niedrigen spezifischen Kosten ThermischeEnergiespeicher Steigerung von Erlösen durch thermische Energiespeicher DLR, Solarforschung

  5. +2000 h 105 no storage, electricity costs = 100% 100 95 Relativeelectricity costs [%] 90 85 80 75 0 5 10 15 Storage capacity [full-load hours] * assuming specific investment costs for the storage of 10 Euro/kWh Thermische Energiespeicher 2000 h DLR, Solarforschung

  6. ThermischeEnergiespeicher Speicherkonzepte für Parabolrinnen • Nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher nur 100 K 290 °C -> 390°C ! • Direkte thermische Energiespeicher • Wärmeträgerfluid (WTF) ist auch Speichermedium • => nicht wirtschaftlich (WTF und Druckbehälter zu teuer) • Indirekte thermische Energiespeicher • Regenerator-Systeme: WTF transportiert Energie zu und von einem festen,flüssigen oder latenten Speichermaterial • => Flüssig-Salz 2-Tank Speicher (Übertragung vom Turmkraftwerk aber 3 x so teuer) • => Hybride (latent/sensibel) Wärmespeicher für Wasser/Dampf-Systeme bislang nicht entwickelt • => Feststoffspeicher mit Beton oder Gießkeramik (Projekt WESPE, BMU) DLR, Solarforschung

  7. ThermischeEnergiespeicher Speicherkonzepte für Turmkraftwerke • Nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher 300 - 700 K ! • Salzschmelze als Wärmeträgerfluid und Speichermedium • 2-Behälter: Heißspeicher und Kaltspeicher (Realsiert 105 MWh) • Nachteile: Teures Speichermedium und eine aufwendige Begleitheizung ist notwendig • Feststoffschüttung als Speichermedium und Luft als Wärmeträgerfluid • 1 Behälter mit keramischen Füllkörpern (realisert 3 MWh) • Nachteile: Der Druckverlust steigt mit der Speichergröße und es ist nur eine unvollständige Nutzung des Speichermaterials möglich DLR, Solarforschung

  8. PHOEBUS- und Salzsystem Anlagenschema Solar 2 mit 2-Tank Salzspeicher (USA 1996 - 99, 110 MWhth) Anlagenschema PHOEBUS, Speicher mit einer Schüttung aus Keramikkugeln (Deutschland, Spanien 1992 - 93, 1 MWhth) DLR, Solarforschung

  9. Vorteile eines Sandspeichers gegenüber anderen Technologien • billiges Speichermaterial • drucklose Speicherung • kein Einfrieren des Speichermaterials • der Heißspeicher kann zu 100% genutzt werden • der Druckverlust des Wärmetauschers und des Fließbettkühlers ist unabhängig von der Größe des Speichers • der heiße Sand gelangt über ein einfaches Fallrohr in den Heißspeicher und von dort weiter in den Fließbettkühler, es ist keine Förderanlage für dieses heiße Material notwendig DLR, Solarforschung

  10. Spezifische Speichermasse, Speichervolumen und Materialkosten DLR, Solarforschung

  11. Anlagenschema des Sandsystems DLR, Solarforschung

  12. Receiverbauarten DLR, Solarforschung

  13. Wirbelschicht • Die Wirbelschicht (Fließbett, Fluidized Bed) liegt strömungsmechanisch zwischen Festbett und Flugstrom • Intensive Durchmischung des Feststoffs • Näherungsweise isotherm: Feststofftemperatur gleich Gastemperatur und ortsunabhängig • Guter Wärmeübergang zwischen Feststoff und Wand/Einbauten DLR, Solarforschung

  14. Schema des Fließbettkühlers DLR, Solarforschung

  15. Verteilung der Kosten für einen 2-Tank Salzspeicher • 2-Tank Salzspeicher für ein Parabolrinnen-kraftwerk • Kapazität: 688 MWh • Material: Solar Salt • Speichertemperaturen: 295 / 380°C Daten aus: Pacheco, J.E.; Showalter, S.K.; Kolb, W.J.; Development of a Molten-Salt Thermocline Thermal Storage System for Parabolic Trough Plants, Journal of Solar Energy Engineering, Vol. 124, May 2002, pp. 153-159 DLR, Solarforschung

  16. Kostenvergleich Speichermaterial und Behälter DLR, Solarforschung

  17. Bei dem Kostenvergleich bisher nicht berücksichtigte, wesentliche Bauteile DLR, Solarforschung

  18. Zusammenfassung • Thermische Energiespeicher sind wichtig für den Einsatz solarthermischer Kraftwerke im größeren Umfang • Die bisher für Solarturmkraftwerke erprobten Speichersysteme haben Schwächen • Der Sandspeicher bietet ein Potenzial zur Kostenreduktion gegenüber den erprobten Systemen • Weitere Untersuchungen zu Details werden noch durchgeführt DLR, Solarforschung

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