Sonnenturm

Solare Energie Nutzung durch den Sonnenturm

Auch die Idee Sonnenturm ist nicht neu, sie geht im Grunde auf den Erfinder des Entfernungsmessers, den Engländer Archibald Barr (1855 – 1931) im Jahre 1896 zurück, wurde aber erst 1957 von den sowjetischen Physikern Aparase, Baum und Garf wieder aufgegriffen, die ein Modell des Sonnenturm im Maßstab 1:50 bauten. Bei derartigen Systemen werfen ausgedehnte Felder von sonnennachgeführten Spiegeln (Heliostate) ihre Strahlen auf die Spitze eines hohen Turmes, wo sich ein Dampfkessel befindet, dessen Druck dann eine Turbine zur Erzeu­gung elektrischer Energie antreibt. Die erreichbaren Temperaturen betragen durch den Konzentrationsfaktor von 300 bis 500 im allgemeinen zwischen 200°C und 800°C, der Wirkungsgrad wird mit 11 % angegeben.

Schon 1975 wird von MBB in Zusammenarbeit mit einer italienischen Firma eine 1 MW Sonnenturm Kraftwerkskomponente ent­wickelt, die zwei bis drei Jahre später lieferbar sein soll. Dieses Kraftwerk arbeitet mit Spiegeln aus nor­malem Spiegelglas, deren reflektierte Strahlen in einem Wärmeaustauscher gesammelt werden, welcher einen 490°C heißen Hochdruckdampf von 150 Atmosphären erzeugt. Das da­mit betriebene Dampfturbinenaggregat liefert dann den Drehstrom.

Eine andere Variante wird auf dem 3. Symposium Sonnenenergie und Gesamtenergie-Konzeption 1975 in Zürich vorgeschlagen: In der Heliostat genannten Anlage wird die Sonnenenergie durch Parabolspiegel auf einen zentralen Sekundärspiegel fokussiert, der die Strah­lenenergie dann weiter in einen Absorber im Innern des Speichers konzentriert, welcher seinerseits mit über 800°C heißer Luft eine konventionelle Dampfturbine antreibt.

Ende 1976 entwickelt die McDonnel Corp. in Huntigton Beach, Kalifornien, im Rahmen eines von der US-Energie­behörde ERDA mit 5,2 Mio. $ dotierten Zweijahrevertra­ges ein besonderes System, das aus fünf jeweils 6 m hohen Spiegeln besteht, und das für Versuche genutzt werden soll, große Spiegelanlagen dem Sonnenlauf nachzuführen. Man plant, eine Fläche von 550 m x 600 m mit 2.300 Spie­geln voll zu stellen, welche dann über einen Sonnenturm überhitzten Dampf erzeugen sollen.

Eine ähnliche Anlagentechnik entwickeln auch andere Firmen wie Honeywell und Martin Marietta (USA), MBB in Deutschland, Ansaldo in Italien und die Cethel-Gruppe in Frankreich. Die letzteren drei beteiligten sich denn auch an dem sizilianischen Großprojekt, das zu 50 % von der EG finanziert wird und auf das ich weiter unten noch zu sprechen komme. Cethel baut für das staatliche französische Forschungszentrum CNRS in Südfrankreich zwei komplette Spiegelkraftwerke mit einer Spiegelfläche von insgesamt 17.000 m2 und einer Leistung von 2,8 MW.

Den folgenden Vorschlag liefern die Unternehmen Boeing und GE: Drehbare Spiegel unter staubabhaltenden Plastikkuppeln, wobei eine Anlage mit 1.500 Stück dieser Kuppeln und je 65 m2 Spie­gelfläche in Wüstengegenden bis zu 10 MW erbringen kann. Eine der ersten Versuchsanlagen wird mit Mitteln der US-Regierung 1978 in New Mexico, nahe der Stadt Albuquerque gebaut. Der Turm von 60 m Höhe wird von 222 Heliostaten bestrahlt, wobei bis zu 2.500°C erreicht werden. Bei positiven Versuchsergebnis sollen am gleichen Ort drei weitere Sonnentürme mit je 130 m Höhe ge­baut werden, die dann zusammen etwa 50 MW Leistung er­bringen.

Ebenfalls 1978 beginnen die Bauarbeiten un­weit der Stadt Adrano auf Sizilien, wo eine EG-finanzierte 1 MW Turmanlage erstellt wird. Das ursprünglich auf 20 Mio. DM geschätzte Projekt, an dem der italienische Kraftwerksbauer Ansalo und der staatlich-italienische Elektrizitätsmonopolist Enel beteiligt sind, soll schon 1980 in Betrieb gehen. Es besteht aus 182 Spiegeln (112 von MBB, 70 von Cethel) mit einer Gesamtfläche von 6.216 m2, welche ihre Strah­len auf einen 55 m hohen Turm konzentrieren. Der Dampf im Turmkessel erreicht 512°C und einen Druc k von 64 bar, die Anlage besitzt einen Wärmespeicher, der für einen 30-minütigen Betrieb ohne Sonne ausgelegt ist, und der Gesamtwirkungsgrad beträgt 16 %. Bei diesem Eurelios genannten Projekt sind die Spie­geltypen deshalb unterschiedlich, damit Zeit und Erfahr­ung später aussagen können, welche der beiden Konstruk­tionen die bessere ist. Die Anlage, die dann tatsächlich 24 Mio. $ kostet, ist das weltweit erste Turmkraftwerk, dessen Strom in das öffentliche Netz gespeist wird.

Im Gespräch steht 1980 ferner die BMFT-Mitfinanzierung über 300 Mio. DM an einem 500 Mio. DM teuren GAST-Projekt (Gasgekühltes Sonnenturm Kraftwerk) in Spanien. Dieses Energie­projekt – immerhin ein 20 MW Sonnenturm mit 120.000 m2 Spiegelfläche – wird aber von dem gleichzeitigen Kauf eines 1.000 MW Kernkraftwerkes durch Spanien abhängig gemacht – von deutschen Firmen, und gegen die amerikanische Konkurrenz. Als alternativer Standort wird Griechenland in Er­wägung gezogen. Das Projekt wird jedoch nicht realisiert.

Anfang 1980 beginnt man bei Bastrow in der Mojave-Wüste, gut 200 km östlich von Los Angeles mit dem Bau einer 10 MW Turmanlage, die auch L.A. mitversorgen soll. Das komplett vom US-Energieministerium finanzierte Solar One System des kalifornischen Stromproduzenten Southern California Edison (SCE) besteht aus einem 90 m hohen Stahlturm mit einem golden-leuchtenden Absorber auf der Spitze, in dem bei 500°C – 1.000°C der Turbinendampf erzeugt wird, und 1.818 kreisförmig angebrachten konkaven Spiegeln mit je 7 m Länge und 6 m Breite. Die Anlage kostet umgerechnet 310 Mio. DM und geht 1982 in Betrieb. 1988 steht die Anlage nach sechsjähriger vielversprechender Testphase zum Verkauf – für den symbolischen Wert von einem Dollar. Die Firma Edison hat das Experimentieren aufgegeben und kauft den Strom lieber aus den Solarfarmen von LUZ (s.o.). 1995 wird Solar One mit einem Nitratsalz-Speicher aufgerüstet.

Ebenfalls 1980 beginnen die Sowjets beim Dorf Myssowoje auf der Krim mit dem Bau eines Turmkraftwerkes, dessen Konstruktion aus dem Energie-Labor des Krshishanowski-Institut stammt. Bei positivem Versuchsergebnis plant man, umgehend eine 200 MW Anlage zu errichten, die aus vier jeweils 200 m – 250 m hohen Türmen mit jeweils 12.000 Spiegeln à 49 m2 bestehen soll. In Schtscholkino auf der Krim sollte ein Kernkraftwerk entstehen, das durch den Druck der Öffentlichkeit 1990 gestoppt wurde. Statt dessen wird dort eine Solarturmanlage gebaut.

Die größte Anlage der Welt, die auf dem Turmprinzip aufbaut, wäre eine 350 MW Anlage, die eigentlich im Juni 1981 nördlich der Stadt Riad in Saudi-Arabien in Betrieb genommen werden sollte. Sie wird jedoch nie realisiert.

In der Sowjetunion entsteht 1986 nordöstlich der Stadt Feodossia und nahe dem Asowschen Meer eine 5 MW Anlage mit einem 90 m hohen Turm und 1.600 Heliostaten à 25 m2, deren Wasserkessel eine Temperatur von 250°C erreicht und mit 40 Atmosphären einen Generator betreibt.

1987 werden zwei Solarturmstudien verfasst, die eine durch Energieversorgungsunternehmen in den USA (Utility Study 1987), die andere in Europa (PHOEBUS 1987).

Seit 1988 läuft am israelischen Weizmann-Institut in Rehovot eine 3 MW Versuchsanlage mit 64 Heliostaten aus leicht gewölbten Spiegeln, die eine Temperatur von 800°C – 1.000°C erreicht. Diese Anlage wird zur Entwicklung von Verfahren genutzt, die Sonnenenergie in chemische Energie umzuwandeln. Mit der Solarwärme soll Methan mit Kohlendioxid umgesetzt werden, um Kohlenmonoxid und Wasserstoff zu erzeugen. Die Gase lassen sich über Rohrleitungen leicht zu einem Lagerort transportieren, wo ein gegenläufiger Prozeß initiiert wird, bei dem – unter starker Wärmefreisetzung – wieder Methan und Kohlendioxid entsteht. Das System des geschlossenen chemischen Wärmerohrkreises gilt als mögliche Antwort auf die Probleme der Speicherung und des Transports der Sonnenenergie. Weitere Einsatzgebiete des Solarturmes sind beispielsweise die Ölschiefervergasung und solarbetriebene Laser (s.a. unter ‚Solare Thermochemie).

Bis 1991 gibt es insgesamt sieben Turmkraftwerke – in den USA, in Spanien, Frankreich, Japan, Israel und in der Sowjetunion. Sie erreichen gemeinsam etwa 20 MW und besitzen insgesamt ca. 120.000 m2 Spiegelfläche. Die Erfahrungen zeigen, daß die Nutzung der Hochtemperaturwärme als industrielle Prozesswärme weitaus wirtschaftlicher ist, als ihre Umwandlung in Strom.

1991 soll eine weitere Turm-Demonstrationsanlage Phoebus mit 30 MW in Jordanien gebaut werden. Später hört man über diese Projekt nur noch, daß eine verkleinerte Form in Almería getestet wird (s.d.). Hierbei werden Luft als Wärmeträger-Medium und ein Keramik-Absorber zur Energiespeicherung verwendet.

1995 schlägt der Forscher am Weizmann-Institut Israel Dostrovsky eine Variante der Solarturm-Technologie vor, bei der im Receiver ein Gemisch aus Methan und CO2 in sogenanntes Synthesegas umgewandelt wird, das sich genauso leicht wie Erdgas transportieren und speichern läßt.

Mitte 1996 geht in Dagget, etwa 20 km östlich von Bastrow, mit dem Solar Two das weltweit größte Turmkraftwerk in Betrieb, das mit 1.926 kreisförmig angeordneten und zweiachsig nachgeführten Spiegeln und einem 104 m hohen Turm 10 MW Leistung erreicht. Das Nachfolgeprojekt der Solar One Anlage (s.o.) kostet nur 73 Mio. DM, da zahlreiche bereits vorhandene Komponenten wie Turmkonstruktion, Turbine und Generator genutzt werden. Bei einer komplette Neuerrichtung hätte die Anlage weitere 210 Mio. DM gekostet! Neben dem US-Energieministerium sind mehrere Stromversorger an dem Projekt beteiligt, an erster Stelle die Southern California Edison (SCE) aus Los Angeles.

Im Inneren des Receivers wird durch metallische Rohe ein flüssiges Salzgemisch Gemisch aus Natrium- und Kaliumnitrat gepumpt, das sich auf 560°C erhitzt. Dieses Gemisch wurde deshalb ausgewählt, weil es bei hohen Temperaturen flüssig ist, gut Wärme speichern kann und billig sowie ungiftig und nicht brennbar ist. Danach wird in einem ersten wärmegedämmten Tank über einen Wärmetauscher der Turbinendampf erzeugt, anschließend gelangt das noch 290°C heiße Salz in einen zweiten wärmegedämmten Tank, aus dem es wieder an die Turmspitze gepumpt wird. Jeder der beiden Tanks kann die gesamte eingesetzte Salzmenge von 1.600 t fassen – wodurch ein flexibler und nachfrageorientierter Betrieb möglich wird. Es ist ein Versuchsbetrieb bis 1999 vorgesehen, die Anlage ist allerdings für eine Lebensdauer von 25 – 30 Jahren ausgelegt. Man plant ferner den Bau einer 7 MW Solarturm-Demonstrationsanlage in Andalusien. Der Einsatz von Salz hat allerdings auch einen Pferdefuß: Alle Rohrleitungen müssen elektrisch beheizbar sein, um ein Ausfrieren des Salzes zu vermeiden.

1999 wird das Negev-System des israelischen Weizmann-Instituts anscheinend zu einer 250 kW Demonstrationsanlage umgebaut (?), die nun als Vorläufer für eine in Arizona geplante 2,8 MW Anlage gilt. Hierbei werfen die 64 Heliostaten ihr Licht gemeinsam auf einen Parabolspiegel, der sich auf dem 54 m hohen Turm befindet und das Licht gebündelt nach unten lenkt (Konzentrationsfaktor 4.000). Dort befindet sich der Porcupine (Stachelschwein) genannte Receiver. Dieser Spitzname geht auf die Hunderte von kleinen Keramikröhrchen zurück, welche sich im Innern eines langgestreckten Zylinders befinden. Durch diese Keramikröhrchen strömt Luft und erhitzt sich dabei bis auf 1.200°C. Zur Nutzung dieser Energie wird eine bereits 1996 entwickelte stromerzeugende Turbine eingesetzt, die mit der extrem stark erhitzten Luft betrieben erden kann, und die innerhalb von 3 – 4 Jahren ihre Marktreife erreichen soll. Einer der Vorteile dieser Anlage, die gemeinsam mit McDonnell Douglas Aerospace und mehreren israelischen High-Tech-Firmen entwickelt wurde: Sie läßt sich problemlos auch mit herkömmlichen Brennstoffen betreiben.

In der Anlage von Almería gelingt es Anfang 2003 erstmals, durch Solareinstrahlung Luft so stark aufzuheizen, daß damit eine Gasturbine angetrieben werden kann. Grundlage des Kraftwerks sind drei Solartürme, auf deren Spitzen eine Vielzahl von Spiegeln das Sonnenlicht konzentrieren. Die Spiegel werden dabei der Sonne nachgeführt und reflektieren rund das 500fache der normalen Sonnen-Einstrahlung auf die Turmspitzen. In den Turmspitzen sitzen als Energieabsorber neu entwickelte volumetrische Receiver, die aus einer stark porösen Metall- oder Keramikstruktur bestehen, die sich durch die extreme Einstrahlung sehr hoch erhitzt. Die Luft strömt durch die Hohlräume, erhitzt sich dabei selbst und strömt dann zur Gasturbine. Während die Receiver zusammen genommen auf eine Leistung von 1 MW kommen, erzeugt die Gasturbine daraus 250 kW elektrische Leistung.

Bisherige Turm-Solarkraftwerke waren einstufig ausschließlich mit Heiß-Dampf-Turbinen ausgestattet. Die neue Technik erlaubt es dagegen, mit der die Gasturbine verlassenden, immer noch heißen Luft über einen Wärmetauscher zusätzlich Dampf zu erzeugen und mit diesem eine nachgeschaltete Dampfturbine anzutreiben. Dadurch läßt sich ein Gesamtwirkungsgrad von 58 % erzielen. Das Projekt wird von deutscher Seite vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), und von spanischer Seite von der Plataforma Solar de Almería betrieben, hinter der das spanische Wissenschafts- und Technologie-Ministerium steht.

2003 werden aufgrund der hohen Einspeisevergütung in Spanien seit 2002, die sich allerdings nur auf reine Solaranlagen erstreckt,  neben zwei Parabolrinnen-Projekten (s.o.) auch zwei Solarturm-Projekte angegangen. Das Solarturmkraftwerk PS 10 wird 15 km westlich von Sevilla errichtet: Knapp 1.000 nachgeführte Heliostaten mit je 90 m2 Fläche erhitzen einen Sattdampf-Receiver, dessen Turbine 11 MW erbringt. Um Leistungsschwankungen auszugleichen wird ein 305 m3 großer Wärmespeicher integriert. Betriebsbeginn soll erst Mitte 2004 sein, dann Mitte 2006, die Investitionskosten betragen 28 Mio. €, und beteiligt sind die Unternehmen Abenoa, Inabensa, Solucar, CIEMAT sowie das DLR.

Aufbauend auf den Erfahrungen mit dem Solar Two Kraftwerk in Kalifornien soll in Spanien weiterhin die Solarturmanlage Solar Tres in der Nähe von Cordoba mit einer Leistung von 15 MW errichtet werden. Die Realisierung dieser Salzturm-Anlage gilt im Jahr 2003 – ebenso wie beim EuroSEGS – allerdings als fraglich, obwohl der spanische Abengoa-Konzern bereits eine vorläufige Baugenehmigung des Industrieministeriums vorliegen hat. Weitere beteiligte Unternehmen sind Ghersa, Nexant, Bechtel und Boeing.

Weltweit sind 2003 eine Reihe von Demonstrationsvorhaben in Planung. So fördert die Global Environment Facility (GEF) u.a. Kraftwerksprojekte in Mathania (Indien), Ain Beni Mathar (Marokko), Kuraymat (Ägypten) und Hermosilio (Mexiko).

Am 28. Juni 2004 ist Baubeginn für das erste kommerzielle Turmkraftwerk der Welt. Das Kraftwerk des spanischen Technologiekonzerns Abengoa im andalusischen Sanlúcar la Mayor bei Sevilla wird mit einer Leistung von 11 MW Strom für 10.000 Familien liefern. Das Abengoa-Vorhaben ist eines von vier vor zwei Jahren angekündigten solarthermischen Kraftwerks-Projekten in Spanien. Möglich macht sie das seit Ende 2002 gültige Einspeisegesetz. Es vergütet den in solarthermischen Kraftwerken erzeugten und in das Netz eingespeisten Strom mit mindestens zwölf Eurocents pro Kilowattstunde. Hinzu kommt der zum Zeitpunkt des Einspeisens gültige Pool-Strompreis von im Durchschnitt vier Eurocents.

Und 2008 soll Deutschlands erstes solarthermisches Turmkraftwerk in Betrieb gehen. Die 1,5 MW Anlage wird ab 2006 von den Stadtwerken Jülich, dem Solar-Institut der FH Aachen, der DLR in Köln und der Firma Kraftanlagen in München konzipiert. Als Projektkosten werden 21,7 Mio. € genannt.

Im Brennpunkt eines sonnennachgeführten Spiegelfeldes von 20.000 m² befindet sich auf einem rund 50 m hohen Turm der Receiver, eine Siliziumkarbidfläche, die wie bei einem Katalysator von vielen kleinen Kanälen durchzogen ist. Dort entsteht 1.000°C heißer Wasserdampf, mit dem die Dampfturbine angetrieben wird. Man rechnet zu diesem Zeitpunkt damit, daß solarthermische Kraftwerke in 5 bis 10 Jahren zum Exportschlager nach Südeuropa, Afrika oder den Süden der USA werden.

Australiens Regierung kündigt im Oktober 2006 an, sich mit 75 Mio. AU $ (45 Mio. €) an den Baukosten von 420 Mio. AU $ (rund 254 Mio. €) zu beteiligen, die für das größte Sonnenturmkraftwerk der Erde vorgesehen sind, mit dessen Bau 2008 im südöstlichen Bundesstaat Victoria begonnen werden soll. Das Kraftwerk, dessen knapp 20.000 Spiegel von jeweils 26 m² Fläche die Sonnenstrahlen auf das Zentrum konzentrieren, wird 2013 nach seiner Fertigstellung 154 MW Strom für 45.000 Haushalte liefern.

Eine Variante der Solarturmkraftwerke bildet das Solarsphere Konzept, das die Turmtechnologie mit mehreren konzentrierenden Parabolspiegeln verbinden will, und dabei gezielt leichte und dünne Materialien verwendet, um möglichst große und trotzdem kostengünstige Anlagen bauen zu können. Für ein Einzel-Dish-System (s.d.) ist die Fokussierung nicht konzentriert genug.

Das System wird ab 1995 von Richard Braun entwickelt, der 2001 den ISUS Preis von 80.000 $ gewinnt und damit ab 2002 den ersten 4,5 m durchmessenden Dish konstruiert. 2004 folgt ein 8 m Modell sowie die Entwicklung des Spiegels. 2005 geht Braun eine Kooperation mit der Taiyo Membrane Corp. ein, um das System weiterzuentwickeln.