Technologie

Geschmolzenem Salz als Wärmeträger in Solarkraftwerken

29.10.2021 - Eine Erhöhung der Salztemperatur erhöht die Stromausbeute und senkt so die Stromgestehungskosten.

Forscher des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt haben einen wichtigen Schritt zur Nutzung von geschmolzenem Salz als Wärmeträger in Parabol­rinnen-Solar­kraft­werken gemacht. Gemeinsam mit der Universität Évora in Portugal und Industrie­partnern hat ein Team des DLR-Instituts für Solar­forschung erstmalig das Solarfeld der Parabol­rinnen-Test­anlage Évora mit Salzschmelze in Betrieb genommen. Die innovative Techno­logie trägt dazu bei, dass die Kosten von solar­thermischen Kraft­werken weiter sinken. Mit ihren integrierten Speichern sind solar­thermische Kraftwerke die einzige Techno­logie, die rund um die Uhr große Mengen von Solarstrom erzeugen kann.

Kommerzielle Parabol­rinnen-Kraft­werke auf heutigem Stand der Technik nutzen ein spezielles Thermoöl als Wärme­träger­medium. Das Öl nimmt von Spiegeln konzen­trierte Solar­strahlung auf, wandelt diese in Wärme um und leitet sie über Rohr­leitungen an einen Wärme­speicher oder eine Dampf­turbine zur Strom­erzeugung weiter. Der mit Salzschmelze gefüllte Wärme­speicher kann die Wärme bei Temperaturen von bis zu 560 Grad Celsius für eine Dauer von zwölf Stunden vorhalten und bei steigender Strom­nach­frage wieder abgeben.

Für das Übertragen der Wärme vom Öl in den Speicher benötigt das Kraftwerk Wärme­tauscher. Dabei geht jedoch ein Teil der Wärme­energie für die spätere Umwandlung in Strom verloren. Zudem begrenzt die maximal mögliche Einsatz­temperatur des Öls von etwa 400 Grad Celsius den Wirkungs­grad der Energie­umwandlung. Forschung und Industrie suchen daher nach Wegen, die Temperaturen in Solar­kraft­werken weiter zu erhöhen, um so die Kosten der Strom­er­zeugung zu senken.

Eine vielversprechende Möglichkeit, die Temperaturen in Parabol­rinnen-Kraft­werken zu erhöhen, ist die Nutzung von Salzschmelze nicht nur als Wärme­speicher­medium, sondern auch als Wärme­transport­medium im Kollektor­feld. Je nach Zusammen­setzung der Salz­schmelze kann sie mit bis zu 565 Grad Celsius deutlich höhere Temperaturen aufnehmen als Thermoöl. Ein weiterer Vorteil: Die Speicher können direkt mit der Salzschmelze aus dem Solarfeld befüllt werden und der bisher erforderliche Wärme­tauscher entfällt. Eine technische Heraus­forderung bei der Nutzung von Salzschmelze als Wärme­träger­fluid ist die Begleit­heizung aller Rohr­leitungen. Damit die heiße Salzschmelze bei Befüllung der Anlage nicht erstarrt, müssen elektrische Begleit­heizungen alle salz­führenden Bauteile vorheizen.

Ausgehend von einer Start­temperatur von 300 Grad Celsius soll in der Test­anlage die Betriebs­temperatur sukzessive auf 500 Grad Celsius erhöht werden. Höhere Temperaturen im Solarfeld ermöglichen höhere Wirkungs­grade bei der Umwandlung von Sonnen­energie in Wärme und von Wärme in Strom, wodurch die Strom­ge­stehungs­kosten sinken.

„Wir sind sehr zufrieden mit dem Verlauf der ersten Befüllung“, sagt Jana Stengler, Leiterin der Gruppe Fluid­systeme im DLR-Institut für Solar­forschung. „Nun ist das nächste Ziel, Betriebs­erfahrung zu sammeln, um Schritt für Schritt alle weiteren Komponenten mit Salzschmelze zu befüllen, den Regel­betrieb und auch kritische Betriebs­situationen zu erproben.“

DLR / RK

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