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 An solarthermischen Kraftwerken forschen die Wissenschaftler des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt schon seit Jahrzehnten. Nun steht deren kommerzieller Einsatz bevor.
Seit dreißig Jahren befassen sich die Forscher des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) mit solarthermischen Kraftwerken. Mit aufwändigen Programmen berechnen sie beispielsweise die optische Aufstellung von Parabolrinnen-Kollektoren, lösen Regelungs- und Steuerungsprobleme oder entwickeln neue Kollektor- und Receiverdesigns.
Auf dem Forschungsgelände Plataforma Solar de Almería in Spanien können sie die Solarsysteme unter realistischen Bedingungen vermessen und testen. Forschungsbericht um Forschungsbericht haben sie in den vergangenen Jahren geschrieben. Doch gebaut wurde keines der Kraftwerke. »Die Zeit war geprägt von Durchhalteparolen: Wir werden das schon schaffen«, beschreibt Hans Müller-Steinhagen, Leiter des DLR-Instituts für Technische Thermodynamik, diese Zeit. Mit EU-Anträgen habe man gemeinsam mit der Industrie die Durststrecke durchstanden.
Beim 9. Sonnenkolloquium des DLR in Köln-Porz Mitte Oktober konnte er sichtlich erfreut von einer neuen Aufbruchstimmung berichten. »Es gibt allen Grund optimistisch zu sein. Seit diesem Jahr werden solarthermische Kraftwerke gebaut«, berichtete er bei der Tagung, bei der das DLR und geladene Vertreter der Industrie ihre Forschungs- und Entwicklungsarbeiten vorstellten. Den Aufschwung haben sie vor allem dem spanischen Einspeisegesetz aus dem Jahr 2004 zu verdanken. Es sichert solarthermisch erzeugtem Strom eine ausreichend hohe Vergütung von rund 21 €-Cents pro kWh. Kraftwerksprojekte mit mehr als 500 MW elektrischer Leistung befinden sich in Spanien inzwischen in der konkreten Planung, mehr als ein GW in der Vorbereitung. In Sanlucar la Mayor bei Sevilla hat ein 10 MW-Solarturmkraftwerk bereits den Testbetrieb aufgenommen, in der Hochebene von Guadix bei Granada der Bau eines 50 MW-Parabolrinnenkraftwerks begonnen (siehe auch SW&W 11/2005 S. 32). 
Parabolrinnen-Demoprojekt von Solar Millennium
Foto: Solar Millennium
Hohe Investitionen nötig
1991 war das letzte von insgesamt neun Kraftwerken dieser Art in der kalifornischen Mojawewüste in Betrieb gegangen. Das Prinzip: Parabolrinnen fokussieren die Sonnenstrahlen auf Absorberrohre und erhitzen das darin fließende Thermo-Öl auf bis zu 400 °C. Über einen Wärmetauscher gibt das Öl die aufgenommene Wärme an das Speisewasser eines konventionellen Dampfkreislaufes ab. Der Dampf treibt eine Turbine an, die über einen Generator Strom erzeugt. Mit einer Leistung von insgesamt 354 MW produzieren die kalifornischen Kraftwerke Strom zu einem konkurrenzfähigen Preis. Eine Erfolgsgeschichte: Innerhalb von sieben Jahren haben die Konstrukteure die Erzeugungskosten von 44 auf 17 €-Cents pro kWh senken können. Dennoch gab es keine Nachfolge-Projekte. Nirgendwo auf der Welt hatten sich ähnlich günstige Rahmenbedingungen ergeben wie seinerzeit in Kalifornien mit Steuervorteilen und einem attraktiven Einspeisetarif.
In den vergangenen Jahren dienten die Kraftwerke zudem als Testfeld, um neue Entwicklungen wie beispielsweise den Parabolrinnen-Receiver PTR 70 von Schott unter realen Betriebsbedingungen untersuchen zu können, sowie als Referenzobjekte für Investoren. »Ausschlaggebend für den Erfolg in Spanien war, das Vertrauen der mit der Technik wenig vertrauten Großkonzernen in die prognostizierten Kosten und Erträge aufzubauen«, erklärt DLR-Forscher Robert Pitz-Paal. Schließlich seien anders als beim Markteinstieg von Windkraft- oder Photovoltaikanlagen wegen der großen solarthermischen Kraftwerkseinheiten sehr viel höhere Investitionen pro Projekt notwendig. »Es hat viel Zeit gekostet, Großkonzerne und Banken, die in der Lage sind, Projekte von mehr als 200 Mio. € umsetzen zu können, vom begrenzten technischen Risiko zu überzeugen.« Die deutsche Projektierungsgesellschaft Solar Millennium konnte beispielsweise inzwischen mit der ACS/Cobra-Gruppe den größten Baukonzern Spaniens für sein Andasol-Vorhaben in Guadix gewinnen.
Großer Anlagenbauer steigt ein
Wichtige wissenschaftliche Vorarbeiten haben die DLR-Forscher geleistet. Sie haben bereits 1998 begonnen, im Auftrag von Solar Millennium geeignete Standorte auszuwählen. Dazu haben sie unter anderem ein Simulationsprogramm entwickelt, das die Einstrahlungspotenziale verschiedener Regionen abschätzen kann. Um den hohen Anforderungen an die optische Genauigkeit von konzentrierenden Solarsystemen erfüllen zu können, hat das Institut beispielsweise eine photogrammetrische Methode entwickelt, mit der sich die Formgenauigkeit von Konzentratorgeometrien während des Produktionsprozesses prüfen lässt. Die Auswerteroutine kann aus digitalen Fotos des Kollektor-Moduls die Koordinaten-, Längen- und Winkelabweichungen von vorgegebenen Sollwerten bestimmen.
Neben ihrer wissenschaftlichen Arbeit waren die Solarforscher unermüdlich unterwegs, um bei Konferenzen und in Beratungsgremien Politiker aus aller Welt vom Potenzial der Technik zu überzeugen. »Doch ohne die Perspektive, die Kosten mittelfristig auf ein wettbewerbsfähiges Niveau zu senken, erscheint ein Engagement für die Technologie nicht sinnvoll«, sagt Pitz-Paal. Doch diese Perspektive ist heute da: Das DLR hat errechnet, dass die Stromgestehungskosten von Parabolrinnenkraftwerken bis zum Jahr 2020 auf 5 bis 7 €-Cents pro kWh sinken könnten.
Neuartige Kollektordesigns können dazu beitragen. Bei Fresnel-Kollektoren beispielsweise konzentrieren horizontal angeordnete Spiegelfacetten die Solarstrahlung auf ein Absorberrohr. Vorteil: Plane Spiegel kosten nur einen Bruchteil des gebogenen Glases von Parabolrinnen. Allerdings erzeugen sie den Solarstrom mit einem geringeren Wirkungsgrad. Bisher fehlte es der Technik an größeren Demonstrationsanlagen, um ihre Effizienz beweisen zu können. In einem vom Bundesministerium geförderten Projekt wird in Almería inzwischen ein 100 m langer Strang eines Fresnel-Kollektors getestet. Weiteren Auftrieb für seine Idee erhofft sich Entwickler Jacques de Lalaing, Geschäftsführer der Solar Power Group, von der Kooperation mit der Essener MAN Ferrostaal Power Industry. »Wir haben einen großen Investor gebraucht und sie die Technologie«, beschreibt de Lalaing die Vereinbarung mit dem Kraftwerksbauer. Der will seine Aktivitäten auf erneuerbare Energien ausweiten und sieht für solarthermische Kraftwerke große Marktchancen. Deutschland bekommt ein Solarkraftwerk
Bereits im Jahr 2000 hat mit der Kraftanlagen München GmbH (KAM) ein anderer großer Anlagenbauer die solaren Kraftprotze für sich entdeckt. »Den Einstieg fand KAM als Unterlieferant des DLR und dessen Projektpartner in verschiedenen Forschungsprojekten«, erzählt KAM-Mitarbeiter Bernhard Hoffschmidt. 2004 hat KAM die Lizenz des DLR für einen so genannten offenen volumetrischen Solarturm-Receiver übernommen, 2005 mit dem Institut einen Kooperationsvertrag zur Nutzung und gemeinsamen Weiterentwicklung dieser Technologie unterzeichnet. Mit ihr lässt sich Luft anstatt Salz als Wärmeträger im Receiver nutzen. Luft besitzt zwar schlechtere Wärmeübertragungseigenschaften, doch lässt sie sich leichter handhaben, ist unbegrenzt verfügbar und ungiftig.
Bei Turmkraftwerken konzentrieren der Sonne nachgeführte Spiegel, so genannte Heliostate, die direkte Solarstrahlung auf einen Brennfleck auf der Spitze eines Turmes. Dort nimmt ein Wärmetauscher, der Receiver, die Strahlung auf und leitet sie weiter an einen Dampferzeuger. Ein volumetrischer Strahlungsempfänger kann durch seine große innere Oberfläche die geringe Wärmeübertragung der Luft ausreichend kompensieren. Der DLR/KAM-Receiver beispielsweise besteht aus einer porösen keramischen Struktur, die wie eine Strahlungsfalle wirkt. Die Sonnenstrahlen gelangen hinein, ihr reflektierter Anteil findet jedoch nicht mehr hinaus.
Mit Turmkraftwerken lassen sich mit 600 bis 900 °C höhere Temperaturen als mit Parabolrinnen erzielen. Sie versprechen damit höhere Systemwirkungsgrade. KAM will in Jülich eine 1,5 MW-Versuchsanlage mit 20.000 m² Spiegelfläche und einem 50 m hohen Turm bauen und ab 2008 für fünf Jahre erproben – wissenschaftlich begleitet vom Solarinstitut Jülich und dem DLR. »Danach wollen wir die Technologie in Anlagen von 5 bis 10 MW elektrischer Leistung in sonnenreichen Ländern vermarkten«, beschreibt Hoffschmidt das Ziel seines Unternehmens. Erste Anfragen lägen bereits aus Mittelmeer-Anrainerstaaten vor.
Grundsteinlegung: Matthias Maching, Staatsekretär im Bundesumweltministerium griff im Juli unter Spaniens Sonne zum Spaten, um den Baubeginn des Parabolrinnenkraftwerks Andasol zu makieren.
Foto: Solar Millennium
Genügend Forschungsthemen für die Zukunft
Mittelfristig erscheint es attraktiv, die in den Solartürmen erzeugte Wärme in die Gasturbine eines gegenüber konventionellen Dampfkreisprozessen effizienteren Gas- und Dampfturbinenkraftwerks einzukoppeln. Auf diese Weise ließe sich dieselbe Menge Strom mit einem kleineren Heliostaten-Feld erzeugen, das den Löwenanteil an den Kosten eines Turmkraftwerks ausmacht. Doch dafür sind hohe Temperaturen notwendig. Das DLR entwickelt deshalb Receiver-Techniken, mit denen sich 1.000 °C heiße Luft erzeugen lassen.
Auch die Effizienz der Parabolrinnentechnik lässt sich verbessern: So untersuchen DLR-Mitarbeiter die Möglichkeit, in den Parabolrinnen Wasser direkt zu verdampfen anstatt über einen Thermo-Öl-Kreislauf Dampf zu erzeugen. Energiespeicher beispielsweise mit Phasenwechselmaterialien sind ebenfalls ein Forschungsthema der Zukunft, weil sie sich als Speichertechnologie für Direktverdampfungskollektoren eignen. Verdampft Wasser, ändert sich die Temperatur nicht. Die Wissenschaftler müssen deshalb ein Speichermedium finden, dass einen Schmelz- oder Erstarrungsvorgang bei Wärmezu- oder abfuhr durchläuft. Das DLR hat bei Solarkraftwerken auch in Zukunft noch reichlich zu forschen.
Dieser Text wurde von Joachim Berner exklusiv für Sonne Wind & Wärme geschrieben und erschien in der Ausgabe 1/2007.
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