Kommerzielle Parabolrinnenkraftwerke 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.

Salz statt Öl als Wärmeträgermaterial für höhere Wirkungsgrade
Eine vielversprechende Möglichkeit, die Temperaturen in Parabolrinnenkraftwerken 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.

Erstbefüllung und Testbetrieb der Anlage bei 300 Grad Celsius erfolgreich
Ausgehend von einer Starttemperatur von 300 Grad Celsius wollen die Ingenieure und Ingenieurinnen die Betriebstemperatur sukzessive auf 500 Grad Celsius erhöhen. Höhere Temperaturen im Solarfeld ermöglichen höhere Wirkungsgrade bei der Umwandlung von Sonnenenergie in Wärme und von Wärme in Strom, wodurch die Stromgestehungskosten sinken.

Jana Stengler, Leiterin der Gruppe Fluidsysteme im DLR-Institut für Solarforschung, sagte zu den Ergebnissen des ersten Tests: „Wir sind sehr zufrieden mit dem Verlauf der ersten Befüllung. 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.“

Förderer und Projektbeteiligte
Das Forschungsprojekt ist Bestandteil des vom deutschen Wirtschaftsministerium geförderten Forschungsprojektes ‚High Performance Solar 2‘. Begleitet wird das Projekt dabei durch den Projektträger Jülich PtJ. Neben dem DLR sind TSK Flagsol, Yara, Rioglass, Steinmüller Engineering, Eltherm und Rwe am Projekt beteiligt. Die Universität Évora als Eigentümer der Évora Molten Salt Platform (Emsp) unterstützt den Aufbau und Betrieb der Anlageninfrastruktur mit Betriebspersonal und wissenschaftlichen Mitarbeitern.

Text: Deutsches Zentrum für Luft und Raumfahrt (DLR)