Solarenergie. Enzyklopädie der Funkelektronik und Elektrotechnik

Lexikon der Funkelektronik und Elektrotechnik / Alternative Energiequellen

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Ende der 70er – Anfang der 80er Jahre wurden in verschiedenen Ländern der Welt sieben Pilot-Solarkraftwerke (SPPs) des sogenannten Turmtyps mit einer Leistung von 0,5 bis 10 MW gebaut. Das größte Solarkraftwerk mit einer Leistung von 10 MW (Solar One) wurde in Kalifornien gebaut. Alle diese Solarkraftwerke basieren auf dem gleichen Prinzip: Ein Feld aus Heliostatspiegeln, die sich auf Bodenhöhe befinden und der Sonne folgen, reflektiert die Sonnenstrahlen auf einen Empfänger, der oben auf einem ziemlich hohen Turm installiert ist. Der Receiver ist im Wesentlichen ein Solarkessel, der mittelgroßen Wasserdampf erzeugt, der dann zu einer Standard-Dampfturbine geleitet wird.

Bisher ist keines dieser Kraftwerke mehr in Betrieb, da die für sie geplanten Forschungsprogramme abgeschlossen sind und sich ihr Betrieb als kommerzielle Kraftwerke als unrentabel erwiesen hat. Im Jahr 1992 gründete die Southern California Edison Company ein Konsortium aus Energie- und Industrieunternehmen, das zusammen mit dem US-Energieministerium das Projekt Solar Two Tower Solarkraftwerk durch den Umbau von Solar One finanzierte. Die Leistung von Solar Two soll laut Projekt 10 MW betragen, d.h. bleiben die gleichen wie vorher. Die Hauptidee des geplanten Umbaus besteht darin, den bestehenden Receiver mit direkter Wasserdampfproduktion durch einen Receiver mit Zwischenkühlmittel (Nitratsalze) zu ersetzen. Das Design des Solarkraftwerks wird anstelle der in Solar One verwendeten Kiesbatterie einen Nitratspeichertank mit Hochtemperaturöl als Kühlmittel umfassen. Die Inbetriebnahme des rekonstruierten Solarkraftwerks war für 1996 geplant. Die Entwickler betrachten es als Prototyp, der im nächsten Schritt die Schaffung eines Solarkraftwerks mit einer Leistung von 100 MW ermöglichen wird. Es wird davon ausgegangen, dass ein solches Solarkraftwerk in dieser Größenordnung mit thermischen Kraftwerken mit fossilen Brennstoffen konkurrenzfähig sein wird.

Das zweite Projekt, das Turmsolarkraftwerk PHOEBUS, wird von einem deutschen Konsortium umgesetzt. Das Projekt umfasst die Schaffung eines Demonstrations-Hybrid-Solarkraftwerks (Solarbrennstoff) mit einer Leistung von 30 MW mit einem volumetrischen Receiver, in dem atmosphärische Luft erhitzt wird, die dann zu einem Dampfkessel geleitet wird, in dem Wasserdampf betrieben wird Es entsteht der Rankine-Zyklus. Auf dem Luftweg vom Empfänger zum Kessel ist ein Brenner zum Verbrennen von Erdgas vorgesehen, dessen Menge so reguliert wird, dass die angegebene Leistung während der gesamten Tageslichtstunden aufrechterhalten wird. Berechnungen zeigen, dass beispielsweise bei einer jährlichen Sonneneinstrahlung von 6,5 GJ/m2 (nahe dem, was für einige südliche Regionen Russlands typisch ist) dieses Solarkraftwerk mit einer Gesamtheliostatenfläche von 160 m2 290,2 GJ/m176,0 erhält GW. h/Jahr Solarenergie, und die mit Brennstoff eingebrachte Energiemenge wird 87.9 GW betragen. Std./Jahr Gleichzeitig wird das Solarkraftwerk 18,8 GWh Strom pro Jahr erzeugen, bei einem durchschnittlichen Jahreswirkungsgrad von XNUMX %. Mit solchen Indikatoren wird erwartet, dass die Kosten für Strom aus Solarkraftwerken auf dem Niveau von Wärmekraftwerken liegen, die fossile Brennstoffe nutzen.

Ab Mitte der 80er Jahre errichtete das Unternehmen LUZ in Südkalifornien neun Solarkraftwerke mit parabolischen zylindrischen Konzentratoren (PCC) und nahm sie in den kommerziellen Betrieb, deren Einzelkapazitäten vom ersten Solarkraftwerk zu den folgenden von 13,8 auf 80 MW stiegen . Die Gesamtkapazität dieser Solarkraftwerke erreichte 350 MW. In diesen SESs wurde ein PCC mit einer Apertur verwendet, die sich beim Übergang vom ersten SES zu den nachfolgenden vergrößerte. Durch die Verfolgung der Sonne entlang einer Achse fokussieren Konzentratoren die Sonnenstrahlung auf röhrenförmige Receiver, die in Vakuumröhren eingeschlossen sind. Im Inneren des Behälters strömt eine Kühlflüssigkeit mit hoher Temperatur, die sich auf 380 °C erhitzt und dann Wärme an den Wasserdampf im Dampferzeuger überträgt. Die Konstruktion dieser Solarkraftwerke sieht außerdem die Verbrennung einer bestimmten Menge Erdgas in einem Dampferzeuger vor, um zusätzlichen Spitzenstrom zu erzeugen und die verminderte Sonneneinstrahlung auszugleichen.

Diese Solarkraftwerke wurden zu einer Zeit errichtet und betrieben, als es in den Vereinigten Staaten Schutzgesetze gab, die einen verlustfreien Betrieb von Solarkraftwerken ermöglichten. Das Auslaufen dieser Gesetze Ende der 80er Jahre führte dazu, dass die Firma LUZ in Konkurs ging und der Bau neuer Solarkraftwerke dieser Art eingestellt wurde.

Die KJC (Kramcr Junction Company), die fünf der gebauten SPPs (von 3 bis 7) betrieb, hat es sich zur Aufgabe gemacht, die Effizienz dieser SPPs zu steigern, die Betriebskosten zu senken und sie unter den neuen Bedingungen wirtschaftlich attraktiv zu machen. Derzeit wird dieses Programm erfolgreich umgesetzt.

In Entwicklungsländern sprechen wir über den Einsatz relativ kleiner Anlagen zur Stromversorgung einzelner Häuser in abgelegenen Dörfern, um Kulturzentren auszustatten, in denen man dank PMTs Fernseher usw. nutzen kann. Bei diesen Anwendungen kommt es nicht auf die Kosten an nicht der Strom im Vordergrund steht, sondern der soziale Effekt. Programme zur Einführung der Photovoltaik in Entwicklungsländern werden von internationalen Organisationen aktiv unterstützt und die Weltbank beteiligt sich auf der Grundlage der von ihr vorgeschlagenen Solarinitiative an deren Finanzierung. In Kenia beispielsweise wurden in den letzten 5 Jahren 20 Landhäuser mit Hilfe von Photovoltaik elektrifiziert. In Indien wird von 000 bis 1986 ein großes Programm zur Einführung von Photomultipliern umgesetzt. 1992 Millionen Rupien wurden für die Installation von PMTs in ländlichen Gebieten ausgegeben.

In Industrieländern wird der aktive Einsatz von Photomultipliern durch mehrere Faktoren erklärt. Erstens gelten PMTs als umweltfreundliche Quellen, die schädliche Auswirkungen auf die Umwelt reduzieren können. Zweitens erhöht der Einsatz von Photomultipliern in Privathäusern die Energieautonomie und schützt den Eigentümer bei möglichen Unterbrechungen der zentralen Stromversorgung.

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