Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) hat in Évora in Portugal gemeinsam mit der dortigen Universität eine Testanlage für Solarthermische Kraftwerke mit flüssigem Salz als Wärmeträger aufgebaut. Die Évora Molten Salt Platform (EMSP) ist eine der ersten Anlagen, die geschmolzenes Salz anstelle von Thermoöl nutzt. Projektpartner und Regierungsvertreter aus Deutschland und Portugal feierten am 28. April die Einweihung.

Salz in Solarthermischen Kraftwerken: Kosten sinken, Temperaturen steigen – aber die Ansprüche auch

Solarthermische Kraftwerke sind bereits an verschiedenen sonnenreichen Standorten im großen Stil im Einsatz. Die Technologie wird oft auch als Concentrating Solar Power (CSP) bezeichnet. Parabolrinnen – wie in Èvora – sind dabei die am weitesten verbreitete Technologie.

Durch das Rohr im Zentrum der Parabolrinne fließt das Wärmeträgermedium – bisher in der Regel ein spezielles Thermoöl. Es nimmt die konzentrierte Sonnenenergie auf und erwärmt sich. Die Spezialöle verkraften Temperaturen bis zu etwa 400 Grad Celsius. Die limitierte Temperatur begrenzt jedoch den Wirkungsgrad der Kraftwerke – sie liegt unter dem Optimum für eine Dampfturbine. Flüssiges Salz kann hingegen bis zu einer Temperatur von 565 Grad Celsius eingesetzt werden. Solarthermische Kraftwerke mit Flüssigsalz könnten so Strom um bis zu 20 Prozent günstiger bereitstellen.

Die Idee, Salz als Wärmeträger für Solarthermische Kraftwerke zu nutzen, ist Jahrzehnte alt. Auch das DLR arbeitet schon lange daran. Doch flüssiges Salz ist schwierig zu handhaben. Es muss konstant auf hohen Temperaturen bleiben, je nach Sorte zwischen 130 und 240 Grad Celsius. Das gilt natürlich auch nachts und bei schlechter Einstrahlung. Wird das Salz zu kalt, erstarrt es in den Rohrleitungen. Das Solarkraftwerk dann wieder in Gang zu setzen und zu reparieren ist sehr aufwändig.  

Die Forschenden des DLR-Instituts für Solarforschung haben das System daher darauf ausgelegt, die Temperatur in allen Komponenten über dem Schmelzpunkt zu halten. Eine elektrische Heizung hält das Salz beim Befüllen und während des Betriebs flüssig.

CSP-Testanlage hat eine Leistung von 3,5 MW

Die vier Parabolrinnen-Kollektoren der Testanlage sind zu einem gemeinsamen Loop verschaltet. Solarthermische Kraftwerke sind im Gegensatz zur Photovoltaik eine Technologie für den Einsatz im großen Maßstab. Schon die Parabolrinnen der Testanlage haben eine Gesamtlänge von fast 700 Metern und gewinnen eine Leistung von 3,5 MW. In großen Tanks kann Wärme gespeichert werden, sodass die Stromerzeugung auch über Nacht möglich ist. Für kommerzielle Anlagen würden 50 bis 100 Kollektor-Loops miteinander verbunden.

Insgesamt 88 Tonnen Salz zirkulieren in den Rohrleitungen und Tanks der Testanlage. Dabei handelt es sich im Gegensatz zum Thermoöl nicht um ein teures Spezialprodukt. Das Salz wird laut DLR in ähnlicher Form auch als Düngemittel verwendet und im Maßstab von 100 Millionen Tonnen weltweit gehandelt.

Das DLR-Institut für Solarforschung leitet das Konsortium und hat die Planung, konzeptionelle Auslegung und Qualifizierung des Kollektorenfelds verantwortet. Zudem begleitet es den wissenschaftlichen Versuchsbetrieb. Die Universität Évora ist Eigentümerin der Évora Molten Salt Platform und unterstützt Aufbau sowie Betrieb der Anlageninfrastruktur mit Betriebspersonal und wissenschaftlichen Mitarbeitenden. Zu den Industriepartnern zählen unter anderem langjährige CSP-Spezialisten wie TSK Flagsol und Rioglass, Steinmüller Engineering, eltherm und RWE. Mit dabei ist auch der Düngemittelhersteller Yara. Dieser ist auch in vielen Projekten für grünen Wasserstoff aktiv, da dieser ein zentraler Grundstoff für die Düngerherstellung ist.

„Die bisher auf der EMSP entwickelten Aktivitäten belegen und validieren die Realisierbarkeit dieser Art von solarthermischen Kraftwerken“, sagte Professorin Ana Costa Freitas, die Rektorin der Universität Évora. „Die Évora Molten Salt Platform ist ein wichtiger Schritt, um die Solarthermie als Technologie für die Energiewende voranzubringen. Die Testanlage ermöglicht es uns, den Einsatz von Flüssigsalz im Kraftwerksmaßstab auf seine Zuverlässigkeit und Betriebssicherheit zu testen. Beides sind zwingende Kriterien, um schnell aus dem Labormaßstab in die industrielle Anwendung zu kommen und die Wettbewerbsfähigkeit zu steigern“, sagte Professor Karsten Lemmer. Er ist im DLR-Vorstand für Innovation, Transfer und wissenschaftliche Infrastrukturen verantwortlich.

Solarthermische Kraftwerke sollen Speicherung der Energie leichter machen

In den 2000ern galten Solarthermische Kraftwerke in Wüstenregionen als die günstigste Form der solaren Stromerzeugung. Vor allem Großkonzerne investierten in diese Technologie. Bald zeichnete sich ab, dass die Kosten für die Photovoltaik schnell sanken.

Ein Vorteil der CSP-Technologie ist die Möglichkeit, Energie in Form von Wärme zu speichern. So können die Kraftwerke auch bei Bewölkung und in der nacht Strom liefern – ohne dafür Batterien zu benötigen. Das DLR sieht solarthermische Kraftwerke daher als potenzielle Grundlast-Kraftwerke und somit als echte Alternative zu Gas-, Kohle- oder Kernkraftwerken.

Die Arbeiten auf der Testanlage finden im Rahmen des Forschungsprojekts HPS2 (High Performance Solar 2) statt. Es wird gefördert vom deutschen Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), dem portugiesischen FCT – Fundação para a Ciência e Tecnologia und dem Programa Operacional Regional do Alentejo.

29.4.2022 | Quelle: DLR | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH