Aufwindkraftwerk

Aufwindkraftwerk

In einem Aufwindkraftwerk (vereinzelt auch Thermikkraftwerk genannt) wird Luft von der Sonne erwärmt und steigt in einem Kamin auf. Eine oder mehrere Turbinen erzeugen aus dieser Luftströmung elektrischen Strom.

Das Prinzip wurde bereits 1903 von dem Autor Oberst Isidoro Cabanyes in seinem Artikel „La energía eléctrica“ beschrieben und 1929 von Bernard Dubos patentiert. Im Jahr 1931 beschrieb der Autor Hanns Günther in seinem Buch „In Hundert Jahren“ ein Aufwindkraftwerk. Ende der 1970er Jahren wurde die Idee von Michael Simon aufgegriffen, der zusammen mit dem Stuttgarter Bauingenieur Jörg Schlaich eine Pilotanlage entwarf, die dann in Manzanares (Zentral-Spanien) als Forschungsprojekt des BMFT realisiert wurde.

Sie zeigte über mehrere Jahre die technische Realisierbarkeit im praktischen Betrieb, allerdings nur im kleineren Maßstab.

Funktion Aufwindkraftwerk

Die Funktionsweise ist sehr einfach. Die Sonne scheint durch ein großes Glas- oder auch ein lichtdurchlässiges Kunststoffdach (Kollektor) und heizt den Boden und die Luft darunter auf. Die warme Luft steigt nach oben und strömt unter dem Glasdach zu einem Kamin in der Mitte der Anlage. Es entsteht ein Aufwind (Thermik), der mit Hilfe von Turbinen in elektrischen Strom umgewandelt wird.

Der Vergleich mit Wasserkraftwerken liegt nahe: statt dass wie bei letzteren das gegenüber der Umgebungsluft schwerere Medium Wasser aus dem Stausee in einem Rohr nach unten fällt und Druck auf eine Turbine ausübt, steigt im AWK das leichtere Medium nach oben und zieht weitere im Kollektor erwärmte Luft nach sich. Insgesamt ergibt die geringere Dichte der warmen Luftsäule im Turm gegenüber der Außenluft eine Druckdifferenz, die wie beim Wasserkraftwerk mechanisch genutzt werden kann. Die Druckentnahme durch die Turbine(n) kann unten im Umfang des Eingangs zur Kaminröhre erfolgen oder (wie beim Prototyp) durch eine Vertikalachsenturbine am unteren Ende der Turmröhre.

Die wesentlichen Größen für die Leistung eines Aufwindkraftwerks (abgekürzt AWK, englisch SCPP für „Solar Chimney Power Plant“) sind die Fläche des Kollektors zur Wandlung der Strahlung in Wärme und die Höhe des Kamins zur Wandlung dieser Wärme in eine Druckdifferenz. Je größer die überdachte Fläche ist, desto mehr Luft wird erwärmt, und je höher der Kamin ist, desto größer wird dieser nutzbare Druckunterschied. Auch der enorme Landbedarf für die Kollektoren lässt wiederum an manche Typen von Wasserkraftwerken denken.

Abhängigkeiten Aufwindkraftwerk

Wie kein anderes Kraftwerk sind AWKs von Standort-Parametern und dem lokalem Wettergeschehen abhängig. Der enorme Flächenbedarf von AWKs und der wichtigste der Wetter-Parameter, die Globalstrahlung, legen Standorte in ariden Zonen (z.B. Sahara) ohne Grunderwerbskosten nahe. In der Tabelle sind Einflüsse durch meteorologische und geografische Variablen aufgelistet, auch im Vergleich zu anderen regenerativen Kraftwerkstypen.

AWKs sind also an windarmen Standorten eine Alternative zu Windkraftanlagen und an Standorten mit hohem Bedeckungsgrad eine Möglichkeit zur Nutzung auch der diffusen Strahlungsanteile im Gegensatz zu den konzentrierenden Solarsystemen. Die Eignung für solare Stromerzeugung an Standorten mit der typischen Kombination „windarmer Standort / Standort mit hohem Bedeckungsgrad“ wird sonst nur von der Photovoltaik abgedeckt. Diese hat gegenüber AWKs den Vorteil, dass sie modulweise ausgebaut werden kann (beginnend mit kleinen Einheiten und entsprechend geringem Anfangs-Kapitaleinsatz), ist aber nach bisherigen Erkenntnissen im 200-MW-Bereich mindestens doppelt (bis höchstens 8-fach) so teuer wie Aufwindkraftwerke.

Besonderheiten Aufwindkraftwerk

AWKs können auch nachts elektrische Energie erzeugen, da sich der Boden tagsüber erwärmt. In der Nacht gibt er diese Wärmeenergie wieder ab und kann weiter Luft unter dem Kollektor erwärmen. Wegen der sich gleichzeitig abkühlenden Umgebungsluft entsteht immer noch genügend Auftrieb, um das Kraftwerk zu betreiben. Bei entsprechender Bodenbeschaffenheit oder Sondermaßnahmen zur Erhöhung der Speicherkapazität des Bodens (z.B. schwarze Wasserbehälter) kann das Tages-Leistungsprofil noch ausgeglichener gestaltet werden: die erhöhte Zwischenpufferung der Wärme im Boden in Zeiten hoher mittäglicher Einstrahlung erniedrigt zwar die Leistungsmaxima bei Sonnenhöchststand, erhöht aber dafür die Anteile der Nachtleistung bei Zurückliefern dieser Wärme an die Arbeitsluft. Der Tagesverlauf des Angebots von elektrischer Leistung durch AWKs ist immer flacher und breiter gegenüber der tageszeitlichen Produktionskurve anderer Solarkraftwerke, die dem Verlauf des momentanen Sonnenangebots folgen, die also i. A. eine ausgeprägte Mittagsspitze und starken Leistungsabfall zu Sonnenauf- und -untergang hin aufweisen (siehe Diagramm „Tagesgang von Leistung und Energie von einem Aufwindkraftwerk und einer Photovoltaik-Anlage“).

An der Versuchsanlage in Manzanares konnte außer der Nachtleistung auch eine weitere Besonderheit von AWKs beobachtet werden: beachtliche Leistungsanstiege bei nahenden Kalt- oder Regenfronten. Darüber hinaus gelang es in der Versuchsanlage durch Erzeugung eines Vordralls im Vordach, die Luft im Turm zur tornado-artigen Rotation zu bringen. Eine Fortsetzung des Wirbels über die Turmspitze hinaus in größere Höhen konnte aber nicht beobachtet werden.

Der Methode, wie Solarenergie erschwinglich und konkurrenzfähig gemacht werden kann, liegt bei AWKs dieselbe Idee zugrunde wie bei den konzentrierenden Systemen: man ersetze teure High-Tech-Komponenten zur Konvertierung des Sonnenlichts (z.B. Solarzellen) durch sehr großflächige, aber außerordentlich preiswerte Kollektoren (Glasspiegel, Rinnen, Treibhaus) und kombiniere diese mit einem zentral platzierten Konverter (Stirling- oder Tower-Receiver, ölhaltige Absorberrohre, Turm). Die auffälligste Besonderheit von AWKs im Vergleich zu anderen Solarkraftwerkstypen ist der einfache Zusammenhang des physikalischen Wirkungsgrads mit den geometrischen Abmessungen der Anlagen über mehrere Leistungs-Größenordnungen hinweg. Das Verhältnis von Kollektor- zu Konverter-Kosten nimmt mit wachsenden geometrischen Abmessungen der Anlagen prinzipiell ab (und nicht etwa durch Serien-Verbilligung oder zukünftige Entwicklungsfortschritte) und führt mit wachsender Leistung zu sinkenden spezifischen Investitionskosten. Mit wenigen wesentlichen Gleichungen kann der Zusammenhang von Wirkungsgrad und Geometrie aufgezeigt und damit das „glückliche“ Zusammenwirken von Bautechnik und Baukosten auf recht einfache Art durchsichtig gemacht werden.

Die Leistung von Aufwindkraftwerken Aufwindkraftwerk

Der auf die solare Einstrahlung auf den Kollektor bezogene Gesamtwirkungsgrad für die erreichbare elektrische Leistung ist mit Werten unter 1 % sehr gering – verglichen mit der technischen Eleganz und des hohen Wirkungsgrads von Photovoltaikanlagen scheint das Prinzip „Aufwindkraftwerk“ hoffungslos zu unterliegen. Dass der solare Wirkungsgrad aber kein Maßstab für die Rentabilität eines Kraftwerkes sein muss, zeigen die Wasserkraftwerke: sie arbeiten wirtschaftlich, und niemand käme auf den Gedanken, dies wegen ihres geringen solaren Wirkungsgrades anzuzweifeln – und doch ist auch bei ihnen die Sonne der ursprüngliche Motor auf dem Weg zur Stromerzeugung, nämlich über die Verdampfung, Wolkenbildung, Winde zum „An“-Transport des Wassers zum Stausee, mit einem verschwindend kleinen Wirkungsgrad auf die dazu notwendige primäre Sonnenenergie.

Wesentlich für die Rentabilität sind also offensichtlich die Bau- und Betriebskosten im Verhältnis zum Ertrag. Dass sich bei deren grober, überschlägiger Ausformulierung im Zusammenhang mit dem Wirkungsgrad eine interessante Eigenschaft von AWKs ergibt, die diese von allen anderen Solarkraftwerken unterscheidet, soll kurz gezeigt werden:

Die Peak-Leistung eines Aufwindkraftwerks lässt sich ausdrücken als Produkt von Maschinen-, Turm- und Kollektorwirkungsgrad mal der auf die gesamte Kollektorfläche einfallende Globalstrahlung :

P,V- und T,S- Diagramme des Aufwindkraftwerks

Der Turmwirkungsgrad ist derjenige eines Joule-Prozesses, der die isobare Erwärmung im Kollektor, ausgehend von der Außentemperatur T_a, dann die adiabatische Expansion im Turm mit nachfolgender Abgabe der Wärme an die Atmosphäre bei Temperaturniveau T_ah in der Höhe h an der Turmspitze beschreibt. Für adiabatische Schichtung der Umgebungsluft ist

, ^[5]

und es ergibt sich für das Umsetzungs-Verhältnis von gewonnener (mechanischer) Druckenergie zur im Kollektor gesammelten Wärmeenergie mit

Der Umsetzungswirkungsgrad von Wärme in Druckenergie ist also unabhängig vom Temperaturhub im Kollektor. Eine nicht-adiabatische Schichtung der Außenluft kann dabei durch einen empirischen, wetter- und standortabhängigen Korrekturfaktor s beschrieben werden, der den Turmwirkungsgrad um 1–3 % je nach Wetterlage und Tageszeit variieren lässt. Die Verwendung der (absoluten) virtuellen Temperatur T_vakelv berücksichtigt den Wasserdampfgehalt der Umgebungsluft. Zum gleichen Ergebnis gelangt man auch, wenn man die gesamt zur Verfügung stehende Druckdifferenz errechnet aus:

Druckdifferenz = Höhendifferenz x Dichtedifferenz(außen-innen) x Schwerebeschleunigung,

– mit Vorzeichenwechsel die gleiche Formel wie bei Wasserkraftwerken. Die Multiplikation des entnommen Druckanteils mit dem Massendurchsatz ergibt die Leistung bei beiden Kraftwerkstypen.

Die Spitzenleistung wird dann zu

und mit der Abkürzung

wird die Jahres-Peakleistung somit zu

mit c₀ als standortabhängigem Koeffizient, mit den Werten aus der obigen Tabelle für den Standort Barstow in der Mohave-Wüste in Kalifornien/USA, der im ausgwählten Fall die mitttägliche Spitze der Sonnenstrahlung beinhaltet (siehe Tabelle unten). Das gleiche – nämlich die Formulierung der elektrischen Leistung durch nur drei Faktoren – gilt auch für die mittlere Leistung, wenn der entsprechende Strahlungsmittelwert eingesetzt wird statt des Maximums. Für die Geometrie einer Anlage wie in untenstehender Tabelle ergibt sich mit c₀ = 0,0052 eine Leistungsspitze von 200 MW. Mit dem gleichen c₀, aber den Abmessungen des Prototyps mit Turmhöhe 195 m und Kollektorradius = 122 m ergibt sich eine Leistung von 47,3 kW, eine ausgezeichnete Übereinstimmung mit der Wirklichkeit, wenn man berücksichtigt, dass das absolute Maximum der Leistung in Manzanares von 51,7 kW nur einmal während der mehrjährigen Projektlaufzeit erreicht wurde …

Mit einer einfachen Gleichung mit nur drei Faktoren ist man nicht in der Lage, das dynamische Verhalten eines AWK zu beschreiben, z.B. ein Vordach-Höhenprofil zu optimieren, das Bodenspeicherverhalten zu simulieren oder Varianten des Turbinenbereiches modellhaft durchzutesten. Für solche Aufgaben müssen ausführliche und speziell für AWKs entwickelte Rechenmodelle herangezogen werden, in die auch die ganzen in obiger Tabelle genannten Wetterparamater mit einer zeitlichen Auflösung von 10 min oder weniger als Vorgaben eingehen.

Liste der Variablen und ihrer typischen Werte für ein AWK mit 200 MW Spitzenleistung

Variable	Bedeutung	typischer Wert	Einheit
	Jahresmaximum der Globalstrahlung, Auslegungspunkt für die AWK-Spitzenleistung (standortabhängig)	1015	W/m2
	virtuelle Außentemperatur in 2 m Höhe; sie wird in der Meteorologie dazu benutzt, um das Luft-Wasserdampfgemisch mit der Gasgleichung behandeln zu können (und ist deshalb abhängig von der relativen Feuchte, standortabhängig)	295,57	K
	spezifische Wärmekapazität der Luft	1005,0	Ws/kg/K
	Schwerebeschleunigung	9,81	m/s2
	Korrekturfaktor für den Turmwirkungsgrad zur Berücksichtigung nicht-adiabatischer Schichtung der Umgebungsluft um den Turm herum (standortabhängig)	1,017	dimensionslos
	Turm-Höhe	1000	m
	Turm-Radius	60	m
	Kollektor-Radius	3500	m
	Kollektorfläche = Gesamtfläche-Turmfläche	38,47 · 106	m2
	Kollektorwirkungsgrad = Verhältnis von aufgenommener Wärmeleistung der Luftströmung zur eingestrahlten Globalstrahlung auf die Kollektorfläche	0,252	dimensionslos
	Turmwirkungsgrad = Wandlungsgrad der Wärme- in Druckenergie	0,0336	dimensionslos
	Maschinenwirkungsgrad (Turbinenblattverluste, Getriebeverluste, Generatorverluste etc.)	0,721	dimensionslos
	optimierter Anteil der Druckentnahme durch die ummantelte Turbine mit Berücksichtigung der Rückkopplung auf den Kollektorwirkungsgrad. Ohne diese Rückkopplung würde die Leistung bei einem theoretischen Wert von xt = 2/3 maximal. Der restliche Teil der Gesamtdruckdifferenz verbleibt der Strömung als dynamischer Druckanteil (Austrittsverlust)	0,84	dimensionslos
	Solarer Gesamtwirkungsgrad der Anlage	0,005	dimensionslos
	abkürzende Zusammenfassung von Standortwerten und Wirkungsgraden	0,0052	1/m
	Gesamtbaukosten für den Turm, dividiert durch die Turmoberfläche = flächenspizifische Turmkosten zum Optimieren der Geometrie in definierten Grenzen [3]	498,7	€/qm
	Gesamtbaukosten für den Kollektor, dividiert durch die Kollektoroberfläche = flächenspizifische Kollektorkosten zum Optimieren von Vordachhöhen und Vordachradius in definierten Grenzen [3]	8,29	€/qm
	spezifische Kosten für Turbine(n), Getriebe, Generatoren etc., anzusetzen als proportional zur maximalen Leistung [3]	0,73	€/Wpeak
	spezifische Engineering-Kosten einer 200-MWpeak-Anlage [3]	0,24	€/Wpeak
	spezifische Gesamt-Investitionskosten, bezogen auf die installierte Peakleistung	3,4	€/Wpeak bzw. TEUR/kWpeak

Die Wirtschaftlichkeit von Aufwindkraftwerken Aufwindkraftwerk

Das oben gezeigte Beispiel einer 200-MW-Anlage hat einen solaren Gesamtwirkungsgrad von nur 0,5 %. Schaut man sich die Wirkungsgradkette genauer an, so wird schnell klar, dass nur einer davon in größerem Maße verbessert werden kann: der Kollektorwirkungsgrad – er beträgt im Beispiel nur 25,2 %, was dem in der Pilotanlage erreichten Durchschnitt in etwa entspricht^[2]. Der technisch maximal realisierbare Wirkungsgrad liegt bei ebenen, nach oben gerichteten Kollektoren (so wie auch bei gängigen (Wasser-)Flachkollektoren) um etwa 80 %, der dann erreicht werden kann, wenn die thermischen Oberflächenverluste durch gute Isolierung bei gleichzeitigem Geringhalten der Temperaturen minimalisiert werden (z.B. mittels kleinem Temperaturhub der Arbeitsluft und Vakuum-Isolierung der Abdeckung). Die Gesamtverluste würden sich dann auf die optischen Reflexionsverluste reduzieren.

Beim momentanen Entwicklungsstand wären solche Kollektoren jedoch zu teuer, und durch Wirkungsgradverbesserungen würde man den Wirtschaftlichkeitsvorteil von AWKs preisgeben – dieser steht und fällt mit den niedrigen Kollektor – im Verhältnis zu den restlichen Kosten. Ein Faktor 3 im technischen Entwicklungspotential für Kollektor-Wirkungsgradverbesserungen, verbunden mit entsprechenden Ertragssteigerungen oder/und Flächeneinsparungen bietet sicherlich genügend Anreiz für weitere Forschungs- und Entwicklungsarbeiten.

Auf der andern Seite sollte auch gewährleistet sein, dass der Wirkungsgrad bei großen Anlagen in dieser Größenordnung auch erhalten wird und nicht etwa unter 25 % abnimmt. Dies kann eintreten z.B. durch zu schlanke Türme: bei gleicher Turmhöhe und gleicher Kollektorfläche wäre gleiche Leistung bei kleinerem Turmradius wegen des geringeren Massendurchsatzes nur über einen größeren Temperaturhub zu erreichen – dieser aber verursacht höhere Verluste, also hat der schlankere Turm immer die kleinere Leistung. Ein weiterer kritischer Einflussfaktor ist das Höhenprofil des Treibhauses zum Zentrum hin: ein zu niedriges Vordach führt bei hohen Luftgeschwindigkeiten zu Reibungsdruckverlusten. In jeder Größenstufe von AWKs sind also gewisse Ähnlichkeiten in den geometrischen Abmessungsverhältnissen, Materialeigenschaften und Bauweisen einzuhalten, die nach (^[2] S. 285 für Anlagen im 100MW-Bereich) einen Kosten-Ansatz sowohl von Kollektor- als auch Turmkosten als proportional zur jeweiligen Oberfläche rechtfertigen. Zur Ermittlung der Gesamtkosten pro installiertem „Peak“-Watt (W_peak) kann man also wie folgt vorgehen.

Die gesamten Baukosten setzen sich zusammen aus den Maschinenkosten (Turbinen, Getriebe und Generatoren), den Turmkosten und den Kollektorkosten zuzüglich eines Engineering-Anteils. Dividiert man diese durch die elektrische Peakleistung P_el,peak nach Gl. (6), so kann an diesem einfachen Zusammenhang sehr anschaulich die Besonderheit von AWKs abgelesen werden, nämlich die prinzipielle Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten von der Geometrie der Anlagen. Dieser Zusammenhang soll kurz hergeleitet werden.

Mit der Proportionalität der Kosten zu den jeweiligen Oberflächen gilt:

und

Die Maschinenkosten werden proportional zur installierten elektrischen Leistung angesetzt (ebenso die Engineering-Kosten), wobei die jährliche Maximal-Leistung abgedeckt werden muss:

oder mit Einsetzen von Werten aus der Tabelle:

Die Summanden der spezifischen Investitionen zeigen bei steigender Turmhöhe und wachsendem Kollektorradius – und deshalb ansteigender Leistung – folgendes Verhalten:

• die spezifischen Maschinen- und Engineeringskosten bleiben konstant (und auf niedrigem Niveau verglichen mit den anderen beiden Komponenten).

• die spezifischen Turmkosten im zweiten Summand sind unabhängig von der Turmhöhe und umgekehrt proportional zur Kollektorfläche, d.h. sie werden bei wachsender Leistung kleiner und unwichtiger gegenüber den Kollektorkosten.

• die spezifischen Kollektorkosten im dritten Summand fallen ebenfalls prinzipiell mit wachsenden Anlagendimensionen: sie sind umgekehrt proportional zur Turmhöhe.

Dieses Verhalten von AWKs ist nicht zu verwechseln mit einer Verbilligung der Komponenten durch Serieneffekte oder durch großindustrielle Fertigung: dieser letztere Effekt tritt im Allgemeinen bei allen Kraftwerkstypen auf und kann bei AWKs – z.B. beim Bau mehrerer Anlagen an nahegelegenen Standorten – zusätzlich hinzukommen. Diese aufgezeigte Abhängigkeit von Kosten, Leistung und Geometrie ist auch unabhängig davon gültig, dass die spezifischen Investitionskosten von AWKs wegen des abgeflachten Tagesprofils der Leistung kein gutes Maß zum Vergleich von Solarkraftwerken untereinander sind.

Mit den Standort-Werten aus der Tabelle ergibt sich nach diesen Formeln die Jahres-Peakleistung zu 200 MW und die spezifischen Investitionskosten zu 3,27 EUR/Wpeak bzw. 3270 EUR/kWpeak. Die durchschnittlichen Kapitalkosten pro kW installierter Kapazität bei Solarkraftwerken belaufen sich auf 4000 EUR/kWpeak, wobei AWKs nicht berücksichtigt wurden^[6]. Nach diesem Vergleich sind AWKs in dieser Größe preiswerter zu erstellen als alle anderen Solarkraftwerke, und das trifft um so mehr zu, als die Peakleistung im Nenner der spezifischen Kosten bei den anderen Kraftwerken eine beträchtlich größeres Verhältnis zur mittleren Tages- oder Jahresleistung aufweist als bei AWKs. Deshalb sind gerade bei AWKs die Stromgestehungskosten zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit heranzuziehen, anstatt der Kapitalkosten. Hier nannten die Autoren des Forschungsberichtes^[2] 1985 noch einen Wert um (umgerechnet) 13 Cent/kWh. Der von den Planern der aktuellen Projekte (s.u.) 2007 genannte Wert ist 8 Cent/kWh bei einer 200-MW-Anlage (^[3], S.71). Zum Vergleich: Die Stromgestehungskosten von konzentrierenden Systemen (Rinnenkraftwerke, Turmkraftwerke und Stirling-Dish-Anlagen) werden mit 15 Cent/kWh bis 23 Cent/kWh je nach Orten hoher und geringerer Sonneneinstrahlung, die von Photovoltaik-Anlagen mit 16–54 Cent/kWh genannt.^[4]

Es ist allgemein üblich, dass bei der Berücksichtigung der Kosten für Forschung und Entwicklung und der erstmaligen Sonderanfertigung von Projekt-Komponenten (beim AWK Manzanares: Turbine, Getriebe und zwei Generatoren, Turm aus Trapezblech mit Stütz-Fachwerk, Vordach mit 4 unterschiedlichen Testabdeckungen) die Kosten der Serienfertigung weit übersteigen und die Projektion in die „versprochene“ ertragsreiche Zukunft immer etwas fragwürdig erscheinen lassen. Nicht so beim Aufwindkraftwerk: setzt man die erzielte Spitzenleistung von 51,7 kW in die obige Formel ein, so erhält man mit spezifischen Investitionskosten von 67.307 EUR/Wpeak eine Bausumme von 3,2 Mio EUR – also sogar erheblich weniger als die reinen Baukosten des Protoyps, die für Turm und Vordach mit 3,7 Mio DM angegeben werden^[2]. Das rührt daher, dass die spezifischen Kosten eines Beton-Turmes, wie er für Großanlagen geplant wird, nicht mit denen eines Trapezblech-Turms wie in der Pilotanlage vergleichbar sind.

Weder die Leistung noch die spezifischen Investitionskosten durch die Gleichungen (6) und (10a) sind eindeutig festzulegen, selbst wenn man Wetter- und Standortunsicherheiten außer Acht lässt. Das liegt daran, dass von einem niedrigen, leicht realisierbaren festen Kollektorwirkungsgrad ausgegangen wurde. Die Wirklichkeit sieht so aus, dass bautechnische Varianten, aber auch schon alleine Veränderungen der Anlagengeometrie Auswirkungen auf den Kollektorwirkungsgrad in der Größenordnung von ±30 % haben können. Die eigentliche Ingenieursaufgabe besteht wie fast immer darin, den wirtschaftlichsten Kompromiss zwischen „bautechnisch machbar“ und „physikalisch sinnvoll“ zu finden. Insbesondere müssen dabei erhöhte Reibungsverluste in Vordach und Turm bei Aufwindgeschwindigkeiten um 15 m/s und höher in ausführlichen Strömungsmodellen rechnerisch simuliert werden. Wie gravierend z.B. auch die Rückkopplung eines veränderten Turmradius über den Temperaturhub im Kollektor auf dessen Wirkungsgrad sein kann, kann man an einem einfachen, in Pascal programmierten „Grobmodell“ (jedoch ohne Berücksichtigung der Anlagen-Dynamik) selbst ausprobieren ^[7].

Aufwindkraftwerke scheinen also ein vielversprechende Alternative für unsere Solarstrom-Versorgung zu sein – da sie nach obigen Betrachtungen in windarmen, aber sonnenreichen Gegenden optimal funktionieren, sind sie dort also eine sinnvolle Ergänzung zu Windkraftanlagen. Wegen des simplen Prinzips bestehen kaum technische Unsicherheiten, sie sind von der Größenordnung der Wetter-Unsicherheit. Schon dem Prototyp in Manzanares wurde von den technischen Beratern des Forschungsministeriums aus der KFA Jülich Demonstrationscharakter bescheinigt, der weitere aufwendige Forschungsvorhaben unnötig mache.

Die Tatsache, dass seit dem spanischen Pilotprojekt noch kein weiteres AWK fertiggestellt wurde, obwohl immer wieder von einem Baubeginn die Rede war und ist, enthüllt die Schwäche des Prinzips: die zur Wirtschaftlichkeit notwendige Mindestgröße der Anlagen im 100-MW-Bereich, verbunden mit entsprechend hohen Kapitalkosten. Der Schritt von einer 50-kW-Anlage direkt zum 200-MW-Kraftwerk, ohne weitere Zwischenschritte, erscheint manchem Investor gewagt, die existierenden Großanlagen wie zum Beispiel Andasol mit 150 MW nach Fertigstellung können auf eine lange Entwicklungszeit mit kräftigem Know-how-Zuwachs zurückblicken und konnten stufenweise ausgebaut werden – und ebendies geht bei AWKs nicht!

Flächennutzung und Umwelteinfluss Aufwindkraftwerk

Aufwindkraftwerke müssen für einen effizienten Betrieb sowohl im Kollektorradius als auch in der Kaminhöhe eine entsprechende Größenordnung aufweisen. Dies hat einen großen Flächenverbrauch zur Folge. Die Fläche unter der Überdachung könnte zwar prinzipiell für weitere Nutzungen zur Verfügung stehen, z.B. als Treibhaus im klassischen Sinne für hitzebedürftige Pflanzen. Agrartechnische Versuche am Prototyp ergaben jedoch ein schnelles Verdorren der Versuchspflanzen, bei entsprechender Bewässerung waren Leistungseinbußen durch Verdampfen oder auch durch Verringerung der Dachtransparenz bei Kondensations-Beschlag die Folge.

Gegen die Befürchtung, das eine große Anzahl von AWKs Folgen für das Klima haben könnte, spricht, dass die natürliche Thermik, die hier genutzt wird, integrierter Teil jeglichen Wettergeschehens und aller Klimaprozesse ist und am gleichen Standort im gleichen Maße, nur zeitverschoben, auch ohne Kollektor und Kamin auftritt. Die starken Abhängigkeiten vom lokalen Wetter sowie von den geologischen Eigenheiten des Standortes sprechen eher für einen starken Umwelteinfluss auf die Anlage und ihre Leistung als für eine Rückwirkung in der andern Richtung. Hierzu gehört insbesondere der Einfluss von – je nach Standort – möglichen Sandstürmen. Die Abnahme der Transparenz durch Verstaubung hat sich bei der Pilotanlage als unkritisch erwiesen, doch müsste eine geschlossene Ablagerung von Sand aktiv oder sogar automatisiert wieder entfernt werden. Wie dies zu bewerkstelligen wäre und welche Auswirkungen solche Maßnahmen auf die Bau- und Wartungskosten haben, ist noch nicht im Detail untersucht worden. Ebenfalls noch nicht untersucht wurden mögliche Ursachen und Auswirkungen eines gehäuften Auftretens von Windhosen über dem Kollektordach, wie sie am Prototyp beobachtet wurden.

Pilotprojekt Manzanares Aufwindkraftwerk

Ein halbes Jahrhundert später entwickelte Jörg Schlaich aus Stuttgart sein Aufwindkraftwerk und baute im Auftrag des deutschen Bundesforschungsministeriums in Manzanares (Zentral-Spanien) eine erste Versuchsanlage mit einer Spitzenleistung von 50 kW. Die Versuchsanlage in Manzanares hatte einen Kollektorradius von 122 m und eine Kaminhöhe von 194,6 m, damit erreichte sie eine Leistung von 50 kW.

Im Frühjahr 1981 begannen die Arbeiten, die unter der Leitung der Ingenieure von Schlaich + Partner, von fünf Monteuren und zehn spanischen Hilfsarbeitern der Münchner Firma Maurer Söhne, erfahren im Bau von dünnwandigen Schornsteinen, ausgeführt wurden. Auf acht schrägen Rohren wurde in 10 m Höhe ein Ring installiert, auf dem Boden ein weiterer Ring, der über eine Hydraulik zum Stützring hochgezogen werden konnte. Aus 1,2 mm dicken, trapezförmigen Blechen wurden stückweise ein Rohr von 10 m Durchmesser auf dem am Boden liegenden Hubring zusammengesetzt. Das erste acht Meter hohe Stück des Kamins wurde nun auf dem Hubring bis zum Stützring hinauf gehoben, anschließend wurde das nächste acht Meter hohe Stück zusammengesetzt. In diesem „Acht-Meter-Takt“ wurde der 250 t schwere Kamin errichtet, in Abständen von vier Metern verstärken Außenringe die Röhre. An einigen der Verstärkungen greifen 4 cm dicke Abspannungen mit zulässigen Tragekräften von je 50 t an, die den Turm sternförmig nach drei Richtungen stabilisieren. Aus Kostengründen kamen dafür statt Drahtseilen massive DYWIDAG-Stangen zum Einsatz, wie sie von Brückenbewehrungen bekannt sind. Sie wurden in Betonfundamenten verankert und im unteren „1/10-Punkt“ mit senkrecht dazu angreifenden Störabspannungen zur Schwingungsdämpfung versehen (Foto: Silhouette mit Fundament und Abspannungen vor dem Nachthimmel).

Im Sommer 1981 begann die Montage der Folien, die zwei Meter über dem Boden auf Tragegerüsten mit Feldern von 4 m x 6 m und 6 m x 6 m gespannt wurden, in der Mitte der Felder befindet sich ein eine ca. 60 cm große Kunststoffschale als Abspannteller mit Abflussloch für das Regenwasser (Foto: noch intakte Felder im Vordergrund). Die Hälfte des Anlage besteht aus 0,1 mm dicken besonders festen Polyesterfolien mit UV-Schutz der Firma Kalle/Hoechst. Die andere Hälfte besteht aus 0,1 mm starken Tedlarfolie auf Fluor-Basis mit einer geringeren mechanischen Festigkeit. Nach anfänglichen Sturmschäden an Folien (Foto) wurden auch stabile und dennoch kostengünstige Glas-Treibhausabdeckungen erfolgreich getestet. Im Spätsommer wurde durch die Firma Balcke-Dürr/Ratingen die Turbinen- und Maschinenanlage installiert. Das Windrad besteht aus vier glasfaserverstärkten Kunststoffblättern, die über eine 1:10 Getriebe an einen Generator zur Stromerzeugung abgeschlossen sind. Sobald die Windgeschwindigkeit 4 m/s erreicht, läuft das Windrad an, bei Netzbetrieb wird die Drehzahl auf 150 Umdrehungen pro Minute konstant gehalten. In der Mittagszeit steigt die Geschwindigkeit auf über 20 m/s, wird aber durch die Turbine auf 12 m/s gebremst. Nach Sonnenuntergang hat der Boden unter dem Foliendach so viel Wärme gespeichert, dass der Betrieb im günstigen Fall die ganze Nacht weitergeht. ^[8]

Die Inbetriebnahme der Anlage war 1982. Von 1983 bis 1986 wurden eine Vielzahl an Experimenten und Optimierungen an der Anlage durchgeführt. Die Anlage war für eine Versuchsdauer von drei Jahren ausgelegt und sollte danach wieder spurlos beseitigt werden.

Von Mitte 1986 bis Anfang 1989 lief die Anlage 32 Monate fast störungsfrei im Dauerbetrieb. Hierbei lieferte das Kraftwerk in 8611 Betriebsstunden (ca. 8,9 Stunden pro Tag) Strom. Die Verfügbarkeit lag in dieser Zeit über 95 Prozent. 1987 wurden 44,19 MWh Strom erzeugt. Hierdurch konnten auch die theoretischen Berechnungen, die von einem Ertrag von 44,35 MWh ausgingen, voll bestätigt werden.

Insgesamt wurde die geplante Lebensdauer dieses Aufwindkraftwerks von ursprünglich drei Jahren weit überschritten. Zugleich konnte damit die bis dahin oft angezweifelte technische Realisierbarkeit einer solchen Anlage im kleinen Maßstab nachgewiesen werden^[9]. 1989 fiel die Anlage einem mehrtägigen Sturm zum Opfer.

Aktuelle Projekte Aufwindkraftwerk

Das erste kommerzielle Kraftwerk, das Aufwindkraftwerk Buronga, sollte in Australien, nahe Mildura errichtet werden. Der Kamin sollte 1000 m hoch sein, einen Durchmesser von 130 m haben und von einem 38 km² großen Kollektor (7 km Durchmesser) umgeben sein. Die Maximalleistung war mit 200 MW geplant. Der Projektbeginn hätte ursprünglich schon 2005 stattfinden sollen, jedoch ist unsicher, ob der Betreiber Enviromission^[10] die nötige Finanzierung für den Bau sicherstellen kann, wodurch eine Realisierung des Projektes fragwürdig geworden ist.

In Namibia soll mit dem „Greentower“ bei Arandis (nahe Swakopmund) eine Anlage mit knapp 38 km² Treibhausfläche (7 km Durchmesser) und einem über 1.500 m hohen Turm errichtet werden. Mit 32 Turbinen und einer Nennleistung von 400 MW soll der gesamte Strombedarf des Landes (ohne industrielle Großabnehmer) gedeckt werden.

Weitere Anlagen sind in der Volksrepublik China, Spanien und den USA geplant. (Quelle Wikipedia)