Solarthermische Kraftwerke Wärmespeicher macht Solarenergie konkurrenzfähig

Erst wenn Solarkraftwerke rund um die Uhr Energie liefern, können sie herkömmliche Stromerzeuger ersetzen. Gewaltige Wärmespeicher lassen Solarkraftwerke auch bei Dunkelheit und Wolken laufen.

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Strom fast rund um die Uhr: Solarkraftwerk mit Wärmespeicher

Spanier treffen sich erst lange nach Sonnenuntergang zum Abendessen. Dann nehmen sie ihre Küchengeräte in Betrieb – und bis tief in die Nacht hinein beleuchten Gastwirte ihre Restaurants und Bodegas. Für die Kraftwerke des Landes bedeutet das höchste Auslastung und für die Energiekonzerne eine enorme Herausforderung. Kein anderes Land betreibt mehr Solarkraftwerke. Tagsüber wird Spanien zu etwa fünf Prozent mit Solarstrom versorgt. Doch abends gibt es lediglich Kohle- und Atomstrom.

Erst wenn Solarkraftwerke rund um die Uhr Energie liefern, können sie herkömmliche Stromerzeuger ersetzen. Die südspanische Region Andalusien ist dabei nun einen gewaltigen Schritt vorangekommen. Seit wenigen Monaten betreiben die Südspanier das solarthermische 50-Megawatt-Kraftwerk Andasol I mit Wärmespeicher. Zwei weitere baugleiche Anlagen gehen bis 2011 in Betrieb.

In solarthermischen Kraftwerken wird tagsüber mithilfe des Sonnenlichts eine Flüssigkeit erhitzt, die Wasser in Dampf umwandelt. Dieser treibt einen Turbogenerator an, der Strom erzeugt. Andasol I und andere neuere Anlagen sind mit Speichern ausgestattet, die einen Teil der Wärme tagsüber aufnehmen und nachts oder bei bewölktem Himmel abgeben.

Die Wärmespeichertechnik ist noch ausbaufähig

Die Andasol-Anlagen etwa verfügen über jeweils zwei gigantische Speicher, in denen 57.000 Tonnen flüssiges Nitritsalz auf bis zu 400 Grad Celsius aufgeheizt werden. Um die gespeicherte Wärme nachts in Strom umzuwandeln, wird eine Flüssigkeit durch das Salz geleitet. Diese erhitzt sich und erzeugt Dampf, der den Turbogenerator antreibt.

Technik mit Tücken

Die Technik der Wärmespeicher in den innovativen spanischen Kraftwerken bereitet den Experten allerdings noch Probleme. Salzspeicher haben „ihre Tücken“, sagt Rainer Tamme vom Institut für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Stuttgart. Sinkt ihre Temperatur unter 240 Grad Celsius, wird das Salz fest und die Anlage ist irreparabel zerstört. Deshalb arbeiten Forscher in Deutschland und Spanien an Alternativen.

Gemeinsam mit dem Stuttgarter Baukonzern Züblin entwickelt Tamme einen Wärmespeicher aus Beton. Statt durch flüssiges Nitritsalz wird in diesen Anlagen das erhitzte Wasser durch einen neun Meter langen Betonklotz geleitet, der ein Volumen von 18 Kubikmeter hat. Um die Wärme auszukoppeln, wird später Wasser durch die Rohre geleitet.

Zusatzstrom in Spitzenzeiten

Das Interesse an Wärmespeichern ist groß. Allein in Spanien sind 17 solarthermische 50-Megawatt-Kraftwerke im Bau. Jedes von ihnen braucht einen Wärmespeicher. Hinzu kommen je eine Anlage in Ägypten und Abu Dhabi und zahlreiche andere, die in Nordafrika, dem Nahen Osten und in den USA geplant sind. Nach jetzigem Stand sollen alle Anlagen, für die Wärmepuffer vorgesehen sind, Salzspeicher bekommen. Doch Tamme und Züblin hoffen, dass sich der eine oder andere Bauherr noch umstimmen lässt. Verlockend ist die Kosteneinsparung, die Tamme vorsichtig auf 5 bis 15 Prozent beziffert. Salzspeicher kosten bis zu 50 Millionen Euro. Und sie verlängern nicht nur die Laufzeiten der Kraftwerke bis tief in die Nacht. Sie erhöhen auch ihre Wirtschaftlichkeit. In Spitzenverbrauchszeiten, wenn Energie besonders teuer ist, können sie zusätzlichen Strom erzeugen.

Die neuen Speicher von DLR und Züblin sollen spätestens mit den solarthermischen Kraftwerken der nächsten Generation ihren Durchbruch erleben. Diese erreichen deutlich höhere Temperaturen als die heute üblichen 400 Grad. Um diese Wärme effizienter zu puffern, haben DLR und Züblin einen dreistufigen Speicher entwickelt. Die erste und letzte Stufe sind aus Beton, die mittlere ist ein spezieller Salzspeicher, dessen Füllung nicht dauerhaft erstarrt. Im Vergleich zu den herkömmlichen Wärmespeichern ist das neue System erheblich kleiner, billiger und hat geringere Energieverluste.

Von der Testanlage zur Serienreife

Diese Technik wird in der Nähe der spanisch-deutschen Solarforschungsanlage Plataforma Solar de Almeria im Süden Spaniens erstmals getestet. Auf dem Gelände eines Kohlekraftwerks des Versorgers Endesa wird dafür eine Parabolrinnenanlage der zweiten Generation errichtet. Statt Öl strömt Wasser durch die Rohre in der Brennlinie der Spiegel. Die konzentrierte Sonnenwärme lässt es verdampfen. Die Temperatur erreicht 500 Grad und mehr. Das DLR, das auch die Forschung in Almeria betreibt, und Endesa wollen die Testanlage, die ein großes solarthermisches Kraftwerk simuliert, dort zur Serienreife führen.

In Zukunft wird solare Wärme in chemischer Form gespeichert. Das ist vergleichbar mit Kalk, der sich beim Vermischen mit Wasser erhitzt – die frei werdende Wärme war zuvor beim sogenannten Brennen aufgewandt worden. Die DLR experimentiert derzeit mit Kalziumhydroxid, das sich beim Erhitzen in Kalzium und Wasserdampf spaltet. Getrennt gespeichert werden beide Materialien vermischt, wenn die Wärme wieder gebraucht wird.

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