Solarkonzentratoren
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Wüsten
oder ähnliche Gebiete, in denen das ganze Jahr über das
eingestrahlte
Sonnenlicht im Wesentlichen aus der direkten Komponente
besteht, eignen sich zur Aufstellung von Solarkonzentratoren, deren
Eigenschaften ausführlich in Energie2 beschrieben
wurden. Diese Bedingungen schließen den Bau derartiger Anlagen in
Deutschland aus, sie würden praktisch keinen Beitrag in einer
zukünftigen deutschen Energieversorgung liefern. In Europa eignen
sich
eigentlich nur bestimmte Gebiete in Spanien für die Anwendung
dieser
Technik. Geeignet wären auch die
südlichen Anrainer am Mittelmeer, worauf in einem anderen Zusammenhang
bereits hingewiesen wurde. |
In Spanien, und zwar in
der Nähe von Sevilla, befindet sich die weltweit einzige
Anlage
mit einem Turmkonzentrator, die heute bereits elektrische Energie in
das Netz einspeist. Diese Anlage ging im Jahr 2007 in Betrieb und
besitzt eine nominale Leistung von ca. 1 · 107 kWh a-1.
Wahrscheinlich ist die Anlage noch zu neu, um Aussagen darüber zu
erhalten, wie hoch die mittlere elektrische Leistung ist, die
tatsächlich in das Netz eingespeist wird. Ein Vergleich mit
Konzentratoranlagen in den USA lässt vermuten, dass der
Nutzungsgrad
bei der Wandlung in elektrische Energie nicht höher als
= 0.25 sein
kann. Und damit wäre die Leistungsabgabe dieses Kraftwerks etwa
4000
mal geringer als die eines deutschen Kernkraftwerks.
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![](9-3-4-01-01.gif)
Der
Turmkonzentrator ( PS10)
in der Nähe von Sevilla/Spanien.
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Eine noch größere
Anlage als
der Turmkonzentrator ist ebenfalls in Spanien geplant, und zwar in der
Nähe von Granada. Diese Anlage, die zur Konzentration des
Sonnenlichts
eine Vielzahl von Parabolspiegeln benutzt (s.g. Rinnenkonzentrator),
soll im Jahr 2008 in Betrieb gehen. Ihr
offizieller Name ist Andasol1
und sie soll eine nominale Leistung von ca. 4.5 · 108
kWh a-1 besitzen. Laut Planung beträgt der Nutzungsgrad
für die Wandlung der thermischen in elektrische Energie = 0.4. Ob dieser Nutzungsgrad im jährlichen
Mittel
erreicht werden kann, daran kann man berechtigte Zweifel haben. Denn
ähnliche Anlagen befinden sich seit längerer Zeit in den USA,
und über
diese Anlagen existieren ausführliche Informationen.
In der Mojave-Wüste
in
Kalifornien/USA wurden seit dem Jahr 1984 insgesamt 9
Anlagen in Betrieb genommen, die eine nominale Gesamtleistung von
etwa 3 · 109 kWh a-1 besitzen. Ihren
maximalen Wirkungsgrad erreichten sie im Sommer des Jahres 1997, wo an
einem einzigen Tag der Wert von = 0.18 gemessen
wurde. Zu anderen Zeiten, und insbesondere im Winter, ist der
Wert entsprechend kleiner. Und sicherlich ist nicht anzunehmen,
dass die direkte Sonneneinstrahlung in der Mojave-Wüste wesentlich
geringer ist als in Spanien. Daher ergeben die USA-Daten eine
zuverlässige Abschätzung darüber, welche Nutzungsgrade
derartige
Anlagen in Spanien erreichen können. Natürlich können
diese
im Prinzip größer
für Turm- als für Rinnenkonzentratoren sein, denn die
Temperatur
des
Wärmefluids ist in letzteren geringer. |
![](9-3-4-01-02.gif)
Der Rinnenkonzentrator an
der Kramer Junction, einer von 9 Anlagen in der Mojave-Wüste/USA.
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In den Mojave-Anlagen besteht
das Wärmefluid aus einem Thermoöl, welches in dem Absorber in
der
Fokallinie der Parabolspiegel eine Temperatur von 390 oC
erreicht. In diesen Anlagen wird die thermische Energie nicht
zwischengespeichert, sondern zu den Zeiten, zu denen die Anlagen keine
elektrische Energie liefern können (z.B. in der Nacht), wird eine
zusätzliche Heizung mithilfe von Erdgas eingeschaltet. Diese
Hilfsanlage muss im jährlichen Mittel etwa 25% der in das Netz
eingespeisten Energie liefern. Diese Notwendigkeit zum Einsatz von
fossilen Energieträgern weist auf ein Problem aller Solaranlagen
hin:
Sie wandeln nur dann thermische in elektrische Energie, wenn die Sonne
scheint. Bei den Solarkonzentratoren ist dieses Problem nicht so
gravierend wie bei der Fotovoltaik, da bei ersteren die thermische und
nicht die elektrische Energie gespeichert werden muss. Die Wahl des
Speichermediums richtet sich nach der Temperatur des Wärmefluids:
Bei
Temperaturen unter 100 oC stellt Wasser das geeignete
Medium dar. Bei den Temperaturen, welche mit den Konzentratoren
erreicht werden, sehen die neueren Pläne als Speichermedium eine
Flüssigsalzmischung aus 60% NaNO3 und 40% KNO3
vor. Auf diese Art soll in einem Speichervolumen1) von 68 m3
eine
Menge von 4 · 106
kWh an thermischer Energie für eine Zeit von ca. 7 h gespeichert
werden. Derartig kurze Speicherzeiten setzten voraus, dass die
Sonnenstrahlung an jedem Tag mit großer Wahrscheinlichkeit nicht
von
einer Wolkendecke absorbiert wird und dass die Kapazität der
Gesamtanlage
auch groß genug ist, um selbst im Winter den Energiebedarf zu
decken.
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Die neuesten Pläne schlagen
einen verstärkten Ausbau der Solarkonzentratoren in den USA vor.
Unter anderem soll dabei eine Reflektortechnik verwendet werden,
die planare Spiegel einsetzt, welche kostengünstiger zu
produzieren sind als
die bisher benutzten Parabolrinnenspiegel. Welche
Möglichkeiten
für die Solarkonzentratoren in den USA bestehen, wird in einer
Denkschrift von Sargent und Lundy
diskutiert. Die Autoren setzen sich dort auch mit den Vor- und
Nachteilen von Turmkonzentratoren bzw. Rinnenkonzentratoren
auseinander.
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1) Ich vermute,
es handelt sich um das Salz- und nicht das Speichervolumen. Letzteres
ist größer, weil auch die thermische Abschirmung
berücksichtigt werden muss.
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