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ENZYKLOPÄDIE DER FUNKELEKTRONIK UND ELEKTROTECHNIK Solarkraftwerke. Enzyklopädie der Funkelektronik und Elektrotechnik
Lexikon der Funkelektronik und Elektrotechnik / Alternative Energiequellen Die Gesamtmenge an Sonnenenergie, die in einer Woche die Erdoberfläche erreicht, übersteigt die Energie aller weltweiten Reserven an Öl, Gas, Kohle und Uran. Solarwärme kann auf vielfältige Weise gespeichert werden. Zu den modernen Technologien gehören Parabolkonzentratoren, Solarparabolspiegel und Solarstromtürme. Sie können mit Verbrennungsanlagen für fossile Brennstoffe kombiniert und in einigen Fällen für die Wärmespeicherung angepasst werden. Der Hauptvorteil einer solchen Hybridisierung und Wärmespeicherung besteht darin, dass eine solche Technologie eine Planung der Stromerzeugung bereitstellen kann (d. h. die Stromerzeugung kann zu Zeiten durchgeführt werden, wenn sie benötigt wird). Hybridisierung und Wärmespeicherung können den wirtschaftlichen Wert des erzeugten Stroms erhöhen und seine Durchschnittskosten senken. Parabolische Solarkonzentratoren
Bei diesen Anlagen werden Parabolspiegel (Tabletts) verwendet, die das Sonnenlicht auf Empfangsrohre konzentrieren, die eine Wärmeübertragungsflüssigkeit enthalten. Diese Flüssigkeit wird auf fast 400 °C erhitzt und durch eine Reihe von Wärmetauschern gepumpt; Dadurch entsteht überhitzter Dampf, der einen herkömmlichen Turbinengenerator zur Stromerzeugung antreibt. Um den Wärmeverlust zu reduzieren, kann das Empfangsrohr von einem transparenten Glasrohr umgeben sein, das entlang der Brennlinie des Zylinders platziert ist. In der Regel umfassen solche Anlagen ein- oder zweiachsige Solarnachführungssysteme. In seltenen Fällen sind sie stationär. Neun dieser Systeme wurden in den 80er Jahren von Luz International in der südkalifornischen Wüste gebaut und bilden heute das größte solarthermische Kraftwerk der Welt. Diese Kraftwerke versorgen das öffentliche Stromnetz Südkaliforniens mit Strom. Bereits 1984 installierte Luz International in Deggett, Südkalifornien, ein 13,8 MW Solar Electric Generating System I (oder SEGS I). In den Aufnahmerohren wurde das Öl auf eine Temperatur von 343 °C erhitzt und Dampf zur Stromerzeugung erzeugt. Das „SEGS I“-Design ermöglichte eine Wärmespeicherung von 6 Stunden. Es wurden Erdgasöfen verwendet, die ohne Sonneneinstrahlung betrieben wurden. Das gleiche Unternehmen baute ähnliche Kraftwerke „SEGS II – VII“ mit einer Leistung von 30 MW. 1990 wurden am Harper Lake die „SEGS VIII und IX“ mit einer Leistung von jeweils 80 MW gebaut.
Schätzungen der Technologie zeigen, dass sie teurer ist als Solarkraftwerke vom Turm- und Dish-Typ (siehe unten), hauptsächlich aufgrund der geringeren Konzentration der Sonnenstrahlung und daher niedrigerer Temperaturen und dementsprechend niedrigerer Effizienz. Mit mehr Betriebserfahrung, verbesserter Technologie und reduzierten Betriebskosten könnten parabolische Konzentratoren jedoch die kostengünstigste und zuverlässigste Technologie der nahen Zukunft sein. Typ Solarplatte
Diese Art von Solaranlage ist ein Stapel von Parabolspiegeln (ähnlich in der Form einer Satellitenschüssel), die Sonnenenergie auf Empfänger fokussieren, die sich im Brennpunkt jeder Schüssel befinden. Die Flüssigkeit im Receiver wird auf 1000 Grad erhitzt und direkt zur Stromerzeugung in einem kleinen Motor und Generator verwendet, der an den Receiver angeschlossen ist. Stirling- und Brayton-Motoren befinden sich derzeit in der Entwicklung. In den USA sind mehrere Pilotanlagen von 7 kW bis 25 kW in Betrieb. Hoher optischer Wirkungsgrad und niedrige Anschaffungskosten machen Spiegel/Motor-Systeme zu den effizientesten aller Solartechnologien. Das Stirlingmotor- und Parabolspiegelsystem hält den Weltrekord für die effizienteste Umwandlung von Sonnenenergie in Strom. 1984 erreichte der Rancho Mirage in Kalifornien einen praktischen Wirkungsgrad von 29 %.
Darüber hinaus stellen solche Systeme dank des modularen Aufbaus die beste Option dar, um den Strombedarf sowohl von Inselverbrauchern (im Kilowattbereich) als auch von Hybridverbrauchern (im Megawattbereich) zu decken, die an das öffentliche Stromnetz angeschlossen sind. Diese Technologie wurde bereits in mehreren Projekten erfolgreich eingesetzt. Eines davon ist das Projekt STEP (Solar Total Energy Project) im US-Bundesstaat Georgia. Dies ist ein großes System von Parabolspiegeln, das von 1982 bis 1989 funktionierte. im Shenandoah. Es bestand aus 114 Spiegeln mit einem Durchmesser von jeweils 7 Metern. Das System produzierte Hochdruckdampf für die Stromerzeugung, Mitteldruckdampf für die Strickindustrie und Niederdruckdampf für die Klimaanlage in derselben Strickfabrik. Auch andere Unternehmen interessierten sich für die gemeinsame Nutzung von Parabolspiegeln und Stirlingmotoren. Beispielsweise gründeten Stirling Technology, Stirling Thermal Motors und Detroit Diesel zusammen mit Science Applications International Corporation ein 36 Millionen US-Dollar teures Joint Venture zur Entwicklung eines 25-Kilowatt-Systems auf Basis des Stirlingmotors. Solarstrommasten mit zentralem Empfänger
Diese Systeme verwenden ein rotierendes Feld aus Heliostatenreflektoren. Sie bündeln das Sonnenlicht auf einen zentralen Empfänger oben auf dem Turm, der Wärmeenergie absorbiert und einen Turbinengenerator antreibt. Ein computergesteuertes zweiachsiges Trackingsystem positioniert die Heliostaten so, dass die reflektierten Sonnenstrahlen stationär sind und immer auf den Empfänger fallen. Die im Sammler zirkulierende Flüssigkeit gibt Wärme in Form von Dampf an den Wärmespeicher ab. Der Dampf treibt eine Turbine zur Stromerzeugung an oder wird direkt in industriellen Prozessen genutzt. Die Empfängertemperaturen liegen zwischen 538 und 1482 °C. Das erste Turmkraftwerk namens „Solar One“ in der Nähe von Barstow, Südkalifornien, demonstrierte erfolgreich die Anwendung dieser Technologie zur Stromerzeugung. Das Unternehmen war Mitte der 1980er Jahre tätig. Es nutzte ein Wasser-Dampf-System mit einer Leistung von 10 MW. Im Jahr 1992 beschloss ein Konsortium aus US-amerikanischen Energieunternehmen, Solar One zu modernisieren, um einen Receiver für geschmolzenes Salz und ein Wärmespeichersystem zu demonstrieren. Dank der Wärmespeicherung sind Turmkraftwerke zu einer einzigartigen Solartechnologie geworden, die eine Stromverteilung mit einem Lastfaktor von bis zu 65 % ermöglicht. In einem solchen System wird geschmolzenes Salz aus einem „kalten“ Tank mit 288 °C gepumpt und durch einen Auffangbehälter geleitet, wo es auf 565 °C erhitzt und dann in den „heißen“ Tank zurückgeführt wird. Jetzt kann heißes Salz bei Bedarf zur Stromerzeugung genutzt werden. In modernen Modellen solcher Anlagen wird die Wärme 3 bis 13 Stunden lang gespeichert.
Solar Two, ein 10-MW-Kraftturm in Kalifornien, ist der Prototyp großer Industriekraftwerke. Im April 1996 lieferte es erstmals Strom und markierte damit den Beginn einer dreijährigen Test-, Evaluierungs- und Pilotstromerzeugungsphase zur Demonstration der Salzschmelze-Technologie. Die Sonnenwärme wird in geschmolzenem Salz bei einer Temperatur von 3 °C gespeichert, wodurch die Station Tag und Nacht und bei jedem Wetter Strom erzeugen kann. Der erfolgreiche Abschluss des Projekts „Solar Two“ soll den Bau solcher Türme auf industrieller Basis im Leistungsbereich von 550 bis 30 MW ermöglichen. Vergleich der Spezifikationen Türme und parabolisch-zylindrische Konzentratoren arbeiten optimal in großen netzgekoppelten Kraftwerken mit einer Leistung von 30-200 MW, während scheibenförmige Systeme aus Modulen bestehen und sowohl in Einzelanlagen als auch in Gruppen mit einer Gesamtleistung von XNUMX MW eingesetzt werden können mehrere Megawatt. Parabolisch-zylindrische Anlagen sind bei weitem die am weitesten entwickelten Solarenergietechnologien und werden wahrscheinlich in naher Zukunft eingesetzt. Auch Turmkraftwerke können aufgrund ihrer effizienten Wärmespeicherkapazität in naher Zukunft zu Solarkraftwerken werden. Die modulare Natur der "Tabletts" ermöglicht ihre Verwendung in kleineren Installationen. Türme und „Dishes“ ermöglichen höhere Wirkungsgrade bei der Umwandlung von Sonnenenergie in elektrische Energie zu geringeren Kosten als bei parabolischen Konzentratoren. Es bleibt jedoch unklar, ob diese Technologien in der Lage sein werden, die erforderliche Reduzierung der Kapitalkosten zu erreichen. Parabolische Konzentratoren sind heute eine bewährte Technologie, die auf ihre Chance zur Verbesserung wartet. Turmkraftwerke müssen mit kostengünstigen Heliostaten die Effizienz und Betriebssicherheit der Salzschmelze-Technologie unter Beweis stellen. Für Systeme vom Tellertyp ist es notwendig, mindestens einen kommerziellen Motor zu schaffen und einen kostengünstigen Konzentrator zu entwickeln.
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