Fragen & Antworten - Hueck Solar Energy

Verwendete Abkürzungen:

HSE = Hueck Solar Energy, CSP = Concentrated Solar Power, PV = Photovoltaik

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Technologie

Anwendung

Als Faustformel für den Einsatz von konzentrierter Solarenergie (CSP) wird eine jährliche solare Einstrahlung (DNI) ab etwa 1.800 bis 2.000 kWh/m² angesetzt. Standorte mit einer höheren DNI sind vorteilhaft, Standorte mit einer niedrigeren DNI sind weniger wirtschaftlich, aber ebenso vorstellbar. Eine Weltkarte mit DNI-Daten gibt es z. B. bei Solargis.

Eine HSE-Anlage mit einer elektrischen Netto-Nennleistung von gut 100 kW_el für den Tagbetrieb und für einen Speicherbetrieb von bis zu 10 Stunden benötigt in etwa einen Hektar Anlagenfläche.

Bei Wärmeanwendungen ist die Netto-Nennleistung pro Hektar – gemessen in Kilowatt thermisch (kW_th) – deutlich höher. Für eine überschlägige Abschätzung muss aber bekannt sein, wie der Strombedarf einer solchen Anlage gedeckt und ob dafür Platz benötigt wird.

Eine HSE-Anlage ist für die Strom- und/oder Wärmeversorgung geeignet. Die Anwendungsbereiche umfassen nicht nur alle Stromanwendungen und alle industriellen Wärmeprozesse, sondern auch Kälteprozesse, die auf zugeführter Wärme basieren.

Wenngleich auch die thermische Meerwasserentsalzung denkbar erscheint, so ist doch zu beachten, dass dafür nur Küstengebiete in Betracht kommen, wo es sehr viel Platz gibt und wo die Luft weitgehend klar ist.

Der erzeugte Solarstrom wird ins Stromnetz eingespeist oder im Inselbetrieb autark genutzt. In beiden Fällen ist die komplementäre Stromerzeugung durch eine HSE-Anlage und eine angrenzende PV-Anlage sinnvoll.

Die Solarwärme wird in Form von heißer Luft oder als Dampf bereitgestellt. Das Temperaturniveau der Luft ist bis ca. 600-650 °C einstellbar, das Temperaturniveau des Dampfes bis ca. 500-550 °C wählbar. Niedrigere Temperaturen sind möglich.

Der Inselbetrieb ohne Netzanschluss ist möglich. Für eine kontinuierliche Energieversorgung ist es dabei sinnvoll, PV mit einer HSE-Anlage inklusive thermischer Speicherung und als Stand-by mit Eisen als einem „grünen“ Brennstoff zu kombinieren.

Im Inselbetrieb ist für das Anfahren der Gebläse und der Pumpen des Wasser-Dampfkreislaufs eine eigenständige Stromversorgung durch PV erforderlich. Erfolgt der Inselbetrieb der HSE-Anlage nur für die Wärmeerzeugung, dann sind außerdem Batterien für den durchgehenden Betrieb von Pumpen und Gebläsen erforderlich.

Das Konzept der Kombination von PV-Strom, HSE-Strom aus der thermischen Speicherung solarer Wärme und Eisen als „grünem“ Brennstoff ist skalierbar. Damit ist es in sonnenreichen Regionen auch für die sichere und zugleich CO₂-freie Stromversorgung von Rechenzentren geeignet.

Derzeit sind konventionelle Gasturbinen oder kleine modulare Kernreaktoren, die es bislang noch nicht gibt, für die Stromversorgung von Rechenzentren vorgesehen. Beide Technologien sind aber auf Brennstoffe angewiesen, deren Verfügbarkeit mittel- und langfristig unsicher ist. Ferner ergeben sich Folgeprobleme durch die CO₂-haltigen Abgase von Gasturbinen oder durch den Abfall aus dem Betrieb von Kernreaktoren.

Während der Wartung eines Kernkraftwerks müsste das zugehörige Rechenzentrum in seiner Leistung gedrosselt oder ganz abgeschaltet werden, sofern die vorübergehend ausfallende, sehr große Strommenge nicht anderwärtig bezogen werden kann.

Bei vielen kleinen, auf Erneuerbaren Energien basierenden und modular errichteten Anlagen können dagegen jeweils einzelne Blöcke gewartet werden, ohne die Energieversorgung eines Rechenzentrums insgesamt zu beeinträchtigen.

Das beschriebene Konzept ist auch so weit skalierbar, dass damit ganze Volkswirtschaften sicher versorgt werden können. Da Eisen als Energieträger viel einfacher als Wasserstoff global transportiert werden kann, wäre auch eine globale Energieversorgung der Menschheit mit diesem Konzept möglich.

System

Eine solarthermische Anlage gemäß dem Konzept von HSE umfasst unter anderem die nachfolgend notierten Vorteile.

Auf der Seite “Überblick” werden einige Aspekte bereits in Kurzform angesprochen:

Das Konzept ist vollständig industrialisierbar als zwingende Voraussetzung für die Erreichbarkeit eines wettbewerbsfähigen Kostenniveaus.
Das Arbeitsmedium Luft ist ungefährlich, nicht korrosiv und ungiftig.
Aufgrund des geringen Systemdrucks fällt die Anlage nicht unter die Druckbehälterverordnung.
Der Feststoff-Wärmespeicher hat eine sehr viel längere Lebensdauer als Lithium-Batterien.
Das System ist für die Wärme- und Stromerzeugung geeignet.
Die Rotoren von Dampfturbine und Generator tragen durch ihre rotierenden Massen zur Netzstabilisierung bei.
Beim vollständigen Ausfall der äußeren Energiezufuhr ist das System ausfallsicher.
Die für den Bau der Anlagen benötigen Rohstoffe stehen unbegrenzt zur Verfügung.
Mit einem luftgekühlten Kondensator für den Wasser-Dampf-Kreislauf und mit intelligenten Methoden der Spiegelreinigung ist der Wasserbedarf für den Betrieb einer HSE-Anlage sehr gering.
Die Komplexität der solarthermischen Anlage ist insgesamt gering.
Eine sehr hohe lokale Wertschöpfung ist möglich.

Zusätzlich sind die folgenden Vorteile bedeutsam:

Nur der solarthermische Receiver ist neu, alle anderen Komponenten sind bereits etabliert und bankfähig im Sinne der Finanzierung des Anlagenbaus.
Die Konstruktion des Receivers ist robust und skalierbar.
Der Receiver hat sehr gute technische Leistungsdaten.
Der keramische Werkstoff SiC erlaubt Receiver-Temperaturen von über 1.000 °C.
Der Receiver enthält keine transparenten Bauteile, wie z. B. Quarzglasscheiben, die verschmutzen können.
Der Receiver ist gegenüber der Umgebung geschlossen und damit unempfindlich gegenüber Verschmutzungen aus der Umgebung.
Die Errichtung der Anlage ist nicht auf horizontale Flächen für das Solarfeld begrenzt.
Bereits vorhandene industrielle Wärmeprozesse können teilweise oder vollständig auf das HSE-Konzept umgerüstet werden, sofern es dafür an einem sonnenreichen Standort des Wärmeverbrauchers genügend Platz gibt.

Unter den Gesichtspunkten der Verfügbarkeit und der Kosten ist Luft das optimale Wärmeträgermedium.

Ohne eine rechnerische Auslegung der gezeigten Anlage und ohne verbindende Luftkanäle sind am Boden stark vereinfacht, schematisch und im Uhrzeigersinn dargestellt:

Solarturm
Trafogebäude
Luftgekühlter Kondensator
Gebäude für Dampfkessel, Dampfturbine, Generator und Nebensysteme
Zwei Luftgebläse
Wärmespeichermodule als Container für Feststoffe

Hinzu kommen ein Tieflader und drei Pkw.

Ein halbkreisförmiges Solarfeld hat die folgenden Vorteile:

Bei einer Wärmeanwendung ist eine sehr kurze Verbindung von der HSE-Anlage zum Wärmeverbraucher möglich.
Aufgrund des besseren Einstrahlwinkels haben die Heliostaten (Spiegel) auf der von der Sonne abgewandten Seite des Solarturms einen höheren Wirkungsgrad als solche Heliostaten, die sich auf der gegenüberliegenden Seite befinden würden.

Die Größe des von einer Stahlkonstruktion gehaltenen HSE-Receiver-Blocks ist bei der dargestellten Anlage so gewählt, dass dieser ohne eine Zerlegung in Einzelteile auf einen Tieflader passt. Der beladene Tieflader unterschreitet die Mindestdurchfahrtshöhe von 4 Metern. Zu diesen Randbedingungen wurde für den Solar-Receiver die Form eines Halbkreises gewählt, denn der Innenbereich eines kreisförmigen Receivers würde zu klein ausfallen. Dem entsprechend hat das Solarfeld die zum Receiver passende, günstige Form eines Halbkreises.

Der Radius des Solarfeldes beträgt 250 Meter, woraus sich eine Gesamtfläche von etwa 10 Hektar ergibt. Der Turm hat eine Gesamthöhe von 65 Metern.

Mit durchgehendem Tagbetrieb und Nachtbetrieb bis zu 10 Stunden wird die elektrische Netto-Nennleistung grob überschlägig auf gut 1 MW_el angesetzt.

Für größere Anlagen werden mehrere modulare Receiver-Blocks zusammengesetzt. Jeder einzelne Receiver-Block behält dabei geeignete Abmessungen für den Transport auf einem Tieflader.

Die maximale Anlagengröße ergibt sich aus den wirtschaftlich darstellbaren Abmessungen der Luftgebläse und der Luftkanäle. Mit geeigneten Entwicklungsstufen wird eine Netto-Nennleistung in einer Größenordnung zwischen 10 und 25 MW_el angestrebt.

Diese Angaben sind vorläufig und damit unverbindlich.

Die Mindestgröße einer HSE-Anlage für die elektrische Stromerzeugung ergibt sich aus der kleinstmöglichen Baugröße einer geeigneten Dampfturbine. Diese liegt in einer Größenordnung von weniger als 600 kW_el.

Der Systemplan der HSE-Anlage zeigt den Solarblock, den Wärmespeicher, die Gebläse und den Dampferzeuger.

Systemdiagramm einer HSE-Solarturmanlage

Das Solarturmkraftwerk von Kraftanlagen München (KAM) auf dem Gelände des Deutschen Zentrums für Luft und Raumfahrt e.V. in Jülich wurde in den Jahren 2007 bis 2008 mit einer nahezu identischen Systemkonfiguration errichtet.

Der einzige prinzipielle Unterschied ist die Bauart des Receivers: Der KAM-Receiver ist zur Umgebung hin offen. Die kalte Umgebungsluft wird angesaugt und bei der Durchströmung des keramischen Receivers erhitzt. Nach der Wärmeabgabe strömt die abgekühlte Luft zurück zum Receiver, wo sie in die Umgebung austritt und nur teilweise wieder angesaugt wird.

Bei dem geschlossenen HSE-Receiver wird die Gefahr der Verstopfung durch Fremdstoffe aus der Umgebung vermieden.

Auch kann der geschlossene Receiver wahlweise mit leichtem Überdruck betrieben werden. Dies eröffnet die Option, die Heißluft in einen Wärmeprozess einzublasen, ohne sie von dort wieder absaugen zu müssen.

Systemdiagramm der Solarturmanlage von Kraftanlagen München in Jülich

Receiver

Der HSE-Receiver nutzt die folgenden technisch-physikalischen Prinzipien für eine möglichst gute Wärmeübertragung von der konzentrierten Sonnenstrahlung auf die im Inneren strömende Luft:

Kalte Luft kühlt am besten. Sie wird daher in die Spitze jeder einzelnen Receiver-Kappe geleitet, denn die Wärmeabstrahlung von der dortigen heißen Außenoberfläche geht ungenutzt an die Umgebung verloren.
Die innere Oberfläche einer Receiver-Kappe ist sehr viel größer als die Außenoberfläche, um einen guten Wärmeübergang auf die strömende Luft zu erreichen.
Als Material für diese Art von Wärmetauscher ist die Keramik Siliziumkarbid (SiC) sehr gut geeignet. SiC-Keramik hat eine hohe Temperaturbeständigkeit in der Größenordnung von 1.200 bis 1.400 °C, eine sehr gute Wärmeleitfähigkeit, eine hohe Festigkeit und eine geringe Dichte.
Die dicht nebeneinander angeordneten Receiver-Elemente bilden absichtlich eine stark zerklüftete Außenoberfläche, so dass der konvektive WärmeverlustAn heißen, vertikalen Außenflächen bildet sich eine Luftströmung, die einen Teil der Wärme abtransportiert. Dies nennt man einen konvektiven Wärmeverlust. Wenn eine solche Oberfläche glatt ist, dann bildet sich eine schnellere Strömung, die mehr Wärme abtransportiert, als wenn eine solche Oberfläche uneben ist. geringer ausfällt als bei einer glatten Außenoberfläche.
Die weiter hinten liegenden Bereiche einer Receiver-Kappe werden schlechter gekühlt, weil sich die Luft auf ihrem Weg nach hinten bereits erhitzt hat. Die dort von den Außenoberflächen abstrahlende Wärme geht aber nicht vollständig an die Umgebung verloren. Ein Teil davon trifft auf eine angrenzende Oberfläche und wird von dort auf die im Innern kühlende Luft übertragen. Dies nennt man einen für den Wirkungsgrad günstigen „Cavity Effekt“.
Die Außenoberfläche des Receivers ist schwarz, damit ein möglichst hoher Anteil der auftreffenden Strahlungsenergie absorbiert wird.

Die meisten der oben beschriebenen physikalischen Grundprinzipien eines Receivers für eine solarthermische Anwendung wurde im Jahr 2008 von Prof. D. G. Kroger, University of Stellenbosch, South Africa als „Spiky Central Receiver Air Pre-heater“ (SCRAP) dargestellt (Kroger, 2008). Als technische Anwendung wurde die Integration in einen Brayton-Kreisprozess vorgeschlagen.

Eine Weiterentwicklung dieses Ansatzes in Stellenbosch zielte auf eine Formgebung, bei der die kühlende Luft zunächst durch einem Spalt entlang der Spitze des Moduls strömte (Erasmus, et al., 2020).

Zur Strömungsführung in einem Receiver-Modul wurde dem Fachpublikum ein ähnliches, von der RWTH Aachen und der deutschen Solar Millennium AG entwickeltes Konzept bei der Konferenz SolarPACES 2012 vorgestellt (Garbrecht, et al., 2012). Zusätzlich erfolgte eine Veröffentlichung in einem Fachjournal (Garbrecht, et al., 2013). Als Wärmeträgermedium war flüssiges Salz vorgesehen.

An dem Royal Institute of Technology in Stockholm, Schweden, wurde ebenfalls ein Receiver-Modul untersucht, bei dem das Wärmeträgermedium zunächst dessen Spitze kühlen sollte (Wang & Laumert, 2018). Das Modul wurde zusätzlich außen ummantelt. Als Wärmeträgermedium war auch hier druckbehaftete Luft für einen Brayton-Kreisprozess vorgesehen.

Die Grundprinzipien des HSE-Receivers wurde von Dr. Ulrich Hueck für drucklose Luft als Wärmeträgermedium anhand einer Handskizze am 21. Dezember 2018 entworfen, ohne dabei jedoch die o.g. ähnlichen Ansätze zu kennen.

In dem deutschsprachigen Schlussbericht zu dem Verbundvorhaben „SolarRetrofit“ sind die genannten Ansätze auf den Seiten 14 bis 17 mit weiteren Erläuterungen und Abbildungen dargestellt.

Quellenangaben:
Kroger, D. G., 2008. Spiky Central Receiver Air Pre-heater (SCRAP), Stellenbosch, South Africa: Department of Mechanical and Mechatronic Engineering, University of Stellenbosch.
Erasmus, D. J., Lubkoll, M., Craig, K. J. & von Backström, T. W., 2020. Capability of a novel impingement heat transfer device for application in future solar thermal receivers. AIP Conference Proceedings, Band 2303, p. 030014.
Garbrecht, O., Al-Sibai, F., Kneer, R. & Wieghardt, K., 2012. Numerical Investigation of a New Molten Salt Central Receiver Design, s.l.: SolarPaces.
Garbrecht, O., Al-Sibai, F., Kneer, R. & Wieghardt, K., 2013. CFD-simulation of a new receiver design for a molten salt solar power tower. Solar Energy, Band 90, pp. 94-106.
Wang, W. & Laumert, B., 2018. An axial type impinging receiver. Energy, 11 August, Band 162, pp. 318-334.

Durch den 3D-Druck mit dem keramischen Werkstoff Siliziumkarbid (SiC) hat der Receiver Formen erhalten, die zuvor nicht herstellbar waren.

Die Schnittzeichnung zeigt den inneren Aufbau eines einzelnen Receiver-Moduls. Die im Kaltluftkanal zuströmende Luft tritt von links in das Zuführungsrohr ein und strömt von dort in die Spitze des Receivers. Die Luft wird auf dem Weg zurück erhitzt und anschließend im Heißluftkanal nach unten abgeleitet.

Die nur klein dargestellte vertikale, graue Fläche links zeigt die stützende Stahlwandung des Kaltluftkanals. Durch diese Stahlwandung werden die beweglich daran befestigten Receiver-Module in Position gehalten.

Die Schnittzeichnung entspricht weitgehend einer Abbildung in der bereits veröffentlichten Schutzrechtsanmeldung.

+++Teilweise Antwort+++

Ein einzelnes Receiver-Modul ist für eine thermische Leistung von 40 kW_th ausgelegt. Dies gilt für eine Temperatur von 200 °C am Lufteintritt und eine Temperatur von 700 °C am Luftaustritt.

Diese Angaben sind vorläufig und damit unverbindlich.

Wenn Sie die vollständige Antwort lesen möchten, weil Sie über eine Zusammenarbeit mit HSE nachdenken, dann wenden Sie sich bitte über das Kontakt-Formular an uns.

Eine einzelne Receiver-Kappe hat eine Höhe von ca. 32 cm und einen Durchmesser von 23 cm, damit sie im 3D-Druck herstellbar ist.

Das auf dem Foto gezeigte Receiver-Modul hat eine Länge von ca. 75 cm und ein Gewicht von ca. 25 kg. Länge und Gewicht sind abhängig von der Auslegung der Breite des grauen Heißluftkanals. Das kreisförmige Metallteil links, auf dem sich die keramische Rückwand des Heißluftkanals abstützt, ist ein Teilausschnitt der großen, metallischen Wandung des Kaltluftkanals.

Receiver-Modul aus SiC-Keramik und Stahl

Die einzelnen Receiver-Module werden zu einem vormontierten Receiver-Block zusammengesetzt. Die Abmessungen eines solchen Blocks sind so gewählt, dass der Straßentransport auf einem Tieflader möglich ist. Der in der Abbildung gezeigte Receiver-Block hat solche Abmessungen, ist dabei halbkreisförmig ausführt, besteht aus 330 Modulen und erbringt eine thermische Leistung von ca. 13 MW_th.

Der Radius eines Receiver-Blocks ist anpassbar. Ein größerer Receiver kann aus mehreren einzelnen, neben- und übereinander angeordneten Blocks in der Spitze eines Solarturms zusammengesetzt werden. Die tatsächlich erreichbare maximale Receiver-Größe hängt eher von der verfügbaren Größe des benötigten Luftgebläses und einer sinnvollen Größe der Luftkanäle ab als von der Konstruktion des Receivers selbst.

Siehe auch die Antwort auf die Frage „Können größere Anlagen realisiert werden?“.

Receiver-Block bestehend aus vielen Receiver-Modulen

Mit den folgenden, weitgehend durch die Schutzrechtsanmeldung abgedeckten Konstruktionsprinzipien, werden die Wärmedehnungen des Receivers berücksichtigt:

Ein Federelement gleicht die unterschiedlichen Wärmedehnungen des metallischen Innenrohrs gegenüber dem keramischen Außenrohrs aus.
Das linke Auflager des Außenrohrs ist beweglich in der linken, von einzelnen Grundplatten gebildeten Rückwand des Heißluftkanals.
Das rechte Auflager des Außenrohrs ist beweglich in der rechten, von einzelnen Grundplatten gebildeten Wandung des Heißluftkanals gelagert.
Die Grundplatten des Heißluftkanals, welcher aus vielen baugleichen Elementen gebildet wird, sind gegeneinander abgedichtet, aber nicht fest aneinander fixiert.

Die Herstellung aus Keramik erzwingt kleine Bauteile, die gegeneinander abgedichtet werden. Eine vollständig dichte Ausführung ist dabei nicht möglich. Für die Funktion des Systems reicht diese Abdichtung aus, auch wenn ein wenig Energie durch kleine Undichtigkeiten verloren gehen kann. Aufgrund des Systemdrucks von unter 500 mbar handelt es sich bei dem Receiver nicht um einen Druckbehälter.

Bei den sieben Receiver-Modulen des Synlight-Teststands wird der Luftstrom jedes Moduls durch eine festsitzende Drosselscheibe jeweils so eingestellt, dass sich für alle Module eine möglichst homogene Temperaturverteilung ergibt.

Für die Strömungsverteilung in einem größeren Receiver sind aktive Regelelemente auf Modulebene vorgesehen. Dabei wird eine aktive Regelung des Luftstroms nur für einen Teil der Module relevant sein. Solche elektrisch angetriebenen Bauteile am Lufteintritt der Receiver-Module werden alle gleich aussehen und daher als Massenprodukt kostengünstig herstellbar sein.

Drosselscheibe am Lufteintritt eines Receiver-Moduls

Eine schwarze Oberfläche absorbiert mehr Sonnenstrahlung als eine helle Oberfläche.

Nach der Herstellung hat die SiC-Keramik eine graue Oberfläche. Diese wird mit der bereits in den 1960er Jahren entwickelten, temperaturbeständigen Farbe Pyromark® 2500 beschichtet. Der Absorptionskoeffizient verbessert sich damit von 0,856 auf 0,969.

Eine andere Beschichtungsmethode ergibt eine weitere Verbesserung. Der Absorptionskoeffizient von anders beschichteten SiC-Proben liegt bei 0,982 und bei 0,978 nach Temperaturbelastung bis 1.000 °C. Diese andere Beschichtungsmethode verspricht eine gute Haltbarkeit.

Receiver-Kappen ohne Beschichtung und mit Pyromark® 2500-Beschichtung

Die keramischen und metallischen Bauteile des Receivers werden eine längere Standzeit haben als die im Receiver zum Einsatz kommenden Dichtungen. Für einen Austausch aller Dichtungen wird ein aus vielen Einzelmodulen bestehender Receiver-Block nachts vollständig ausgetauscht, so dass durch diese Wartungsarbeit kein Nachteil für die Verfügbarkeit der Anlage entsteht.

Die konstruktive Ausführung erlaubt es außerdem, ein einzelnes defektes Receiver-Modul, das sich in dem Verbund eines Receiver-Blocks befindet, bei Bedarf nahezu vollständig zu ersetzen, ohne die angrenzenden Module zu demontieren.

Speicherung

Es ist ein Feststoff-Wärmespeicher vorgesehen, der von heißer Luft am Tag auf bis zu 700 °C aufgeheizt wird. Die Kaltluftseite liegt bei ca. 200 °C, wobei sich eine solche Temperaturangabe aus den Vorgaben des Wasser-Dampfkreislaufs ergibt.

Beim Aufheizen bzw. Beladen des Wärmespeichers wandert eine heiße Zone durch den Wärmespeicher hindurch: Während das Speichermaterial auf der Einströmungsseite die hohe Temperatur der Luft schnell erreicht, bleibt das Speichermaterial auf der Ausströmungsseite noch so lange relativ kalt, bis die heiße Zone dort ankommt.

Beim Entladen wird der Wärmespeicher in umgekehrter Richtung durchströmt. Erst wenn die sich nun ausbreitende kalte Zone den Luftaustritt erreicht, sinkt dort die Lufttemperatur und der Speicher ist entladen.

Es gibt verschiedene Entwickler und Hersteller von Feststoff-Wärmespeichern, welche für die beschriebene Anwendung geeignet erscheinen.

Üblicherweise werden thermische Speicher von CSP-Anlagen auf einen Zeitraum von ca. 10 Stunden Nennlastbetrieb dimensioniert. Dabei ist es sinnvoll, den Wärmespeicher so auszulegen, dass der Turbosatz – bestehend aus Dampfturbine und Generator – zumindest mit kleiner Leistung rund um die Uhr betrieben werden kann. Einerseits wird die Lebensdauer der Turbine durch weniger Starts verlängert, andererseits das Stromnetz mit der Masse des rotierenden Turbosatzes auch im Leerlauf stabilisiert.

Vor diesem Hintergrund ist bei der Stromerzeugung für das HSE-System eine Optimierung auf eine Speichergröße vorgesehen, welche den durchgehenden Betrieb des Turbosatzes – ggf. auch nur im Leerlauf – für einen Tag erlaubt.

Mehr als ein Tag ohne Sonnenschein kann von einer CSP-Anlage i.d.R. nicht überbrückt werden, denn es ist nicht sinnvoll, den Wärmespeicher auf eine dafür erforderliche Größe zu dimensionieren.

Während solcher Zeiträume kann aber eine Zusatzfeuerung mit einem „grünen“ Energieträger die kontinuierliche Wärme- oder Stromversorgung sicherstellen. Siehe hierzu die untenstehende Passage „Gibt es einen Bezug zu „grünen“ Energieträgern wie Wasserstoff und Eisen?“.

Derzeit werden große PV-Anlagen mit großen Batteriefeldern ausgestattet. Zumeist handelt es sich um Lithium-Batterien. Die damit erzielbaren Stromgestehungskosten erscheinen auf den ersten Blick sehr niedrig. Dabei sollten aber die folgenden Nachteile bedacht werden:

PV-Anlagen und Batterien fehlt die rotierende träge Masse. Sie liefern damit kaum einen Beitrag zur Netzstabilität und erzeugen an anderer Stelle Kosten für die zwingend notwendige Netzstabilisierung.
Bei Lithium-Batterien ist ein wiederkehrender Austausch alle 10-15 Jahre erforderlich. Dies bedeutet einen hohen Ressourcenaufwand mit einem entsprechend hohen CO₂-„Fußabdruck“.
Die Kosten der metallischen Rohstoffe für Batterien sind volatil und nicht für die Zukunft vorhersehbar.
Bei Lithium-Batterien führt der Ausfall der Kühlung eines in der Sonne stehenden Batteriecontainers nicht nur zu einer signifikanten Reduzierung der Lebensdauer, sondern auch zu einer sehr hohen Brandgefahr. Ein solcher Batteriebrand ist nahezu nicht löschbar.
Bei zugekauften Batterien ist der lokale Wertschöpfungsanteil sehr gering und die Importabhängigkeit sehr hoch.

Alle diese Nachteile gibt es nicht bei einem CSP-System mit thermischer Speicherung.

Spiegelfeld

Die zweiachsig der Sonne nachgeführten Spiegel einer Solarturmanlage nennt man Heliostaten. Es gibt unterschiedliche konstruktive Ausführungen und verschiedene Bauarten. Ambitionierte Ziele für Kostensenkungen wurden erreicht.

Die Beschichtung des Glases erfolgt vorrangig mit einer dünnen Silber-Schicht, die Zumischung von Aluminium wird untersucht. Auch sind Heliostaten aus Kunststoff vorstellbar. Schließlich gibt es einen Ansatz für Heliostaten, bei dem die langwellige Sonnenstrahlung – also der infrarote Wärmeanteil – für eine CSP-Anwendung reflektiert wird, während die kurzwellige Sonnenstrahlung – hauptsächlich sichtbares Licht – zur Rückwand des Heliostaten vordringt und dort auf ein PV-Modul zur Stromerzeugung trifft.

Für das HSE-System besteht eine freie Auswahl für die am besten geeigneten und zugleich kostengünstigsten Heliostaten. Dabei werden kleine Heliostaten bevorzugt, damit die Reparatur und der Austausch einzelner Heliostaten mit einfachen Werkzeugen ohne den Einsatz großer Montagemaschinen möglich sind.

Das Ziel einer modernen Reinigung von Heliostaten ist es, den Wasserverbrauch zu minimieren.

Die Reinigung von Heliostaten wird zunehmend automatisiert durchgeführt: Umherfahrende Roboter umschließen jeweils einen Heliostaten, reinigen die Spiegelflächen und nehmen das dabei verwendete, destillierte Wasser unmittelbar wieder auf, so dass es anschließend gereinigt, entsalzt und erneut verwendet werden kann.

Eine Schwingungsanregung, die für die Reinigung von PV-Modulen entwickelt wird, ist ggf. auf die Reinigung von Heliostaten übertragbar. Vorstellbar ist auch, die Abluft einer Drohne zu verwenden, um Heliostaten von Staub zu befreien.

Die Lebensdauer von Heliostaten liegt ungefähr in einer Größenordnung von 20 Jahren. Die Spiegelflächen sind austauschbar, während die Unterkonstruktion eine noch längere Lebensdauer hat.

Vorzeitige Schäden oder Fehlfunktionen an einzelnen Heliostaten beeinträchtigen nicht die Integrität des Gesamtsystems und können durch Reparatur oder Austausch behoben werden.

Digitalisierung

Die für Kraftwerksanlagen übliche Leittechnik kommt auch bei einer CSP-Anlage zum Einsatz.

Zusätzliche leittechnische Funktion für den Solarblock betreffen u.a. die in der Grafik angesprochenen Teilaspekte.

Leittechnische Funktionsbereiche des Solarblocks einer Solarturmanlage
TES = Thermal Energy Storage

Wesentliche geometrische Parameter eines Receiver-Moduls und die Positionierung der im Innern befindlichen Kühlpins wurden zeitgleich mit einer Software optimiert, deren Modell als künstliche Intelligenz bezeichnet werden kann.

Für eine Optimierung des Gesamtsystems ist ebenso eine Software vorgesehen, die eine Vielzahl von Parametern gleichzeitig optimiert, was eine Form von künstlicher Intelligenz darstellt.

Insofern hat künstliche Intelligenz bereits hohe Relevanz für die HSE-Technologie. Weitere Anwendungsfelder künstlicher Intelligenz sind zu erwarten.

Einige Funktionen dieser Website wie zum Beispiel “Alle öffnen” und “Alle schließen” wurden mit der Hilfe künstlicher Intelligenz programmiert.

Der Betrieb von Kraftwerksanlagen ist kaum vollständig autonom vorstellbar, denn es gibt zu viele Stellen, an denen ein manueller Eingriff im Zweifelsfall erforderlich ist.

Eine große Anzahl kleiner solarthermischer HSE-Anlagen kann aber von einer einzigen Kraftwerkswarte aus mit einem sehr hohen Automatisierungsgrad betrieben werden. Im leittechnischen System der Warte laufen dann alle Informationen zum Betrieb vieler Anlagen zusammen. Nur wenn ein manueller Eingriff erforderlich wird, muss das Betriebspersonal die betroffene Anlage aufsuchen.

Stromnetz

Rotierende Massen – zum Beispiel in Turbinen oder Generatoren – wirken wie ein Schwungrad. Wenn im Stromnetz plötzlich mehr oder weniger Leistung gebraucht wird, dann gleichen diese schweren, rotierenden Teile kurzfristig Schwankungen aus. Sie geben im Notfall Energie ab oder nehmen sie auf, ohne dass dafür Regelungstechnik eingreifen muss. Dadurch bleibt die Frequenz des Netzes stabil und es kommt nicht so schnell zu Ausfällen.

Es gibt zwei Gründe, warum sich die Netzfrequenz ändern kann:

Wenn zu wenig Strom ins Netz eingespeist wird, dann sinkt die Netzfrequenz, wenn zu viel Strom ins Netz eingespeist wird, dann erhöht sich die Netzfrequenz.
Die Netzfrequenz oszilliert infolge einer Störung um den Sollwert. Die Netzfrequenz ist dabei erst kurzzeitig niedriger, dann höher, dann niedriger usw., ohne dass dies jeweils direkt einem Über- oder Unterangebot von Strom zugeordnet werden kann.

Rotierende Massen im Stromnetz haben eine dämpfende Wirkung auf diese beiden Effekte, wobei deren Ursache für diese Dämpfung keine Rolle spielt: Die Masse rotiert einfach aufgrund ihrer Trägheit mit der idealen Netzfrequenz weiter.

Ein elektronisches System misst die Netzfrequenz und errechnet daraus seine Antwort. Da ein solches System aber nach nur einer Schwingung nicht wissen kann, ob deren Frequenzänderung aufgrund von (1) oder (2) zustande gekommen ist, müssen mindestens zwei oder mehr Schwingungen gemessen werden, um die richtige Antwort zu berechnen. Damit kommt eine solche Antwort aber bereits zu spät, um allein mit dieser Methode die Netzfrequenz stabil zu halten.

Die genaue Ursache des großen Stromausfalls am 28. April 2025 in Spanien und Portugal ist noch nicht vollständig geklärt.

Zuvor wurden am selben Tag ungewöhnliche Schwingungen der Netzfrequenz festgestellt. Der Stromausfall ging dann einher mit der fehlerhaften Abschaltung großer Strommengen. Im Nachgang betreibt Spanien mehr Gaskraftwerke als vor dem Stromausfall, da diese Anlagen die Netzfrequenz mit den Rotoren ihrer Turbinen und Generatoren stabilisieren.

CSP-Anlagen mit Turbinen und Generatoren können die Netzfrequenz gleichermaßen aber CO₂-frei stabilisieren und damit das Risiko von Stromausfällen – wie etwa am 28. April 2025 in Spanien und Portugal – reduzieren.

Massenprodukte

Wesentliche Anforderungen, damit ein CSP-System zu einem Massenprodukt werden kann, lauten wie folgt:

Für alle Teilkomponenten des Systems muss eine industrielle Massenfertigung möglich sein.
Der Montageaufwand vor Ort muss reduzierbar sein, um zugleich die industrielle Vorfertigung zu maximieren.
Die Einsetzbarkeit muss überall dort gegeben sein, wo eine hohe solare Einstrahlung und genügend Platz vorhanden sind. Es sollte daher z. B. keine Beschränkung der Einsetzbarkeit auf ausschließlich horizontales Gelände vorliegen.
Es dürfen nur umweltfreundliche Betriebsstoffe in größeren Mengen verwendet werden. Es sollten daher keine Flüssigkeiten oder Gase in größerem Umfang vorhanden sein, die brennbar sind, besonders korrosiv wirken können oder deren Austritt aus der Anlage die Umwelt schädigen kann.
Die gesamte Anlage muss beim vollständigen Ausfall der äußeren Energiezufuhr in einen sicheren Betriebszustand übergehen. Es sollten daher keine Betriebsmedien verwendet werden, die bei Abkühlung auf Umgebungstemperatur zu einer Beschädigung der Anlage führen können.
Ein robuster Betrieb muss auch bei Verunreinigungen in der Umgebungsluft möglich sein. Daher sollte eine CSP-Anlage auf ihrer heißen Seite gegenüber der Umwelt geschlossen sein, so dass keine Fremdstoffe unkontrolliert in das System eindringen und dieses beeinträchtigen können.
Es dürfen keine transparenten Objekte vorhanden sein, deren Verschmutzung die Integrität des Systems gefährdet.
Es sind minimale und langfristig stabile Kosten für sehr große und robuste Speicherkapazitäten erforderlich. Daher sollten die Materialien für die Speicherung so gewählt werden, dass deren langfristige Verfügbarkeit zu geringen Kosten gesichert ist und dass sie gegenüber Umwelteinflüssen wie hohen Temperaturen, Unwettern und anderen Naturereignissen unempfindlich sind.
Die Skalierbarkeit für verschiedene Anlagengrößen sollte möglich sein, damit sowohl relativ kleine als auch sehr große Energiemengen für unterschiedliche Anwendungsfälle mit demselben industriellen Konzept kostengünstig durch die Umwandlung von Sonnenenergie bereitgestellt werden können.
Das System sollte flexibel hinsichtlich der Anteile von Wärme und Strom sein, um den alleinigen Wärmeverbrauch, die alleinige Stromerzeugung und Mischformen aus Wärmeverbrauch und Stromerzeugung mit demselben industriellen Konzept kostengünstig zu ermöglichen.
Das System sollte einen minimalen Wasserverbrauch aufweisen, denn an sonnenreichen Standorten ist Wasser ein knappes Gut.

Die folgenden schwerwiegenden Probleme wurden bei bedeuten Solarturmkraftwerken öffentlich bekannt:

Schäden und Leckagen an Wärmespeichertanks für flüssiges Salz:
- Gemasolar, Spanien, 20 MW, 15 h Speicherung
- Crecent Dunes, Nevada, USA, 110 MW, 10 h Speicherung
- Noor III, Morocco, 150 MW, 7 h Speicherung
- Cerro Dominador, Chile, 110 MW, 17,5 h Speicherung
Durchbrennen der Receiver-Verkleidung bei der o.g. Anlagen Crecent Dunes in den USA.
Schäden an dem mit flüssigem Salz beheizten Dampfüberhitzer bei der o.g. Anlagen Crecent Dunes in den USA.
Abschaltung der Anlage Ivanpah in Kalifornien, USA, mit drei Blöcken von 126 MW und 2x 133 MW nach nur 11 Betriebsjahren, da keine Speicher vorhanden sind, solche Speicher aufgrund der Verwendung von Dampf als Wärmeträgermedium nicht nachgerüstet werden können und der Tagstrom der Anlagen gegenüber PV nicht wettbewerbsfähig ist.

Die oben genannten Probleme können bei der HSE-Technologie nicht auftreten.

Zu a) Der Wärmespeicher im HSE-System basiert auf Feststoffen, ist drucklos und das Wärmeträgermedium Luft ist nicht korrosiv.

Zu b) Der keramische HSE-Receiver hat mit über 1.000 °C eine deutlich höhere Temperaturbeständigkeit als ein Receiver aus Stahl für flüssiges Salz.

Zu c) Der Dampferzeuger und dessen Überhitzer werden beim HSE-System mit Luft beheizt. Es handelt sich daher um eine seit Jahrzenten im Anlagenbau erprobte Technologie und nicht um eine Spezialkonstruktion für flüssiges, korrosives Salz.

Zu d) Die HSE-Technologie ermöglicht die Verwendung eines Wärmespeichers. Die Stromerzeugung kann damit in die lukrativen Abend- und Nachtstunden verlegt werden, während die solare Wärme tagsüber weitgehend eingespeichert wird.

Grüne Energieträger

Der Bezug zu „grünen“ Energieträgern ist in zweierlei Hinsicht vorhanden:

Herstellung „grüner“ Energieträger
Zur Nominalleistung einer Anlage für die strombasierte Herstellung „grüner“ Energieträger – wie z. B. Wasserstoff – gibt es im Tagesverlauf entweder ein Überangebot oder ein Unterangebot von schwankendem PV-Strom. Die Auslastung solcher Anlagen – und damit deren Wirtschaftlichkeit – verbessert sich deutlich, wenn ein preiswertes Solarstromangebot stets zu der benötigen Nennleistung passt. Dies wird mit einer Kombination aus PV-Strom und HSE-Strom möglich.
Nutzung eines „grünen“ Energieträgers
Bei länger andauernder Bewölkung reicht der Wärmespeicher einer HSE-Anlage nicht mehr aus, um deren Betrieb aufrechtzuerhalten. Während solcher Zeiträume kann eine Zusatzfeuerung mit einem „grünen“ Energieträger die kontinuierliche Wärme- oder Stromversorgung sicherstellen. Besonders aussichtsreich ist eine thermische Zusatzfeuerung mit dem „grünen“ Energieträger Eisen.

Für weitere Informationen siehe untenstehenden Abschnitt “Wie funktioniert Eisen als „grüner“ Energieträger?“

Eisen brennt CO₂-frei: Kurzes Video

Die Verwendung von Eisen als „grünem“ Energieträger und dessen Vorteile sind kaum bekannt. Daher wird dieses Verfahren nachfolgend in seiner Hauptvariante beschrieben:

Aus erneuerbaren Energien wird grüner Wasserstoff hergestellt:
2H₂O + Strom ➜ 2H₂ + O₂
Mit dem grünen Wasserstoff wird oxidiertem („verrostetem“) Eisenstaub der Sauerstoff entzogen, wobei Wasserdampf entsteht:
Fe₂O₃ + 3H₂ ➜ 2Fe + 3H₂O
Der damit chemisch reduzierte Eisenstaub dient als Energieträger.
Bei der Verbrennung / Oxidation des Eisenstaubs entstehen hohe Temperaturen:
4Fe + 3O₂ ➜ 2Fe₂O₃+ Wärme
Diese Verbrennungsvorgang erzeugt kein CO₂.
Der nunmehr oxidierte („verrostete“) Eisenstaub wird aufgefangen und in einem geschlossenen Kreislauf vollständig wiederverwendet.

CO₂-freie Kreislaufwirtschaft mit Eisen. Quelle: Metal Energy Hub

Das Verfahren hat insbesondere die folgenden Vorteile:

Mit der Verbrennung von Eisen wird eine regelbare und zugleich erneuerbare Energiequelle bereitgestellt, die zur Lösung des Problems der fluktuierenden Energieerzeugung aus PV und Wind beiträgt.
Als erneuerbare Energiequelle für die Herstellung des reduzierten Eisenstaubs kann das große Potenzial der Solarenergie in sonnenreichen Regionen genutzt werden: PV am Tag und CSP mit thermischer Speicherung in der Nacht.
Das Wasser als Ausgangsprodukt für die Herstellung des grünen Wasserstoffs verbleibt an dem Standort der Herstellung des reduzierten Eisens und kann dort erneut für die Herstellung von grünem Wasserstoff verwendet werden. Damit wird das Problem der großen Mengen an destilliertem Wasser, die für die Herstellung von grünem Wasserstoff benötigt werden, gelöst.
Der reduzierte Eisenstaub kann drucklos bei Umgebungstemperatur sicher transportiert werden und hat dabei eine Energiedichte, die um ein Vielfaches höher ist als die von Wasserstoff. Damit wird das Problem des weltweiten Transports sehr großer, grüner Energiemengen gelöst.
Der Energieträger Eisen kann global gehandelt und transportiert werden. Damit ergeben sich geringere Abhängigkeiten von einzelnen Lieferanten, als sie bei Pipelines oder Stromleitungen zwangsläufig entstehen.
Der reduzierte Eisenstaub kann bei hohen Temperaturen in Kohlekraftwerken und in Industrieanlagen verbrannt werden, die dafür nur in einigen Komponenten angepasst werden müssen. Damit wird es möglich, weltweit bereits vorhandene Infrastruktur für eine zukünftige grüne Energie- und Stromerzeugung weiter zu nutzen, wodurch sich gesellschaftliche und finanzielle Vorteile ergeben können.
Für die Speicherung der Energie in Eisen werden keine besonderen metallischen Werkstoffe verwendet, bei denen eine Verknappung und damit deutliche Verteuerung zu befürchten ist wie z.B. bei Lithium, Kobalt und Kupfer für Batterien.

TU Darmstadt:

Projekt „Clean Circles“
Präsentation „Clean Circles“
Metal Energy Hub

HSE ist nicht an der Entwicklung dieser Technologie beteiligt, aber eine thermische Zusatzfeuerung mit dem „grünen“ Energieträger Eisen ist für HSE-Anlagen sehr interessant.

Siehe: “Könnten Rechenzentren und auch ganze Volkswirtschaften sicher versorgt werden?“

Energieinhalt chemischer Energieträger bezogen auf 1 Liter.
Wasserstoff bei 700 bar, Ammoniak bei -34°C. Quelle: Metal Energy Hub

Das Unternehmen Hydrosolid verspricht die Speicherung von Wasserstoff in einem Nanopolymer-Feststoff bei 35 bar mit 3 kWh pro Liter.

Vergleiche

Die untenstehende Tabelle fasst technische Ansätze zusammen, um nicht regelbaren PV-Strom auszugleichen. Spalte 2 enthält die wichtigsten Nachteile und Spalte 3 benennt die damit verbundenen Vorteile der HSE-Technologie.

Technologie	Nachteile der Technologie	Vorteile des HSE-Systems
Lithium-Batterien	Austausch nach 10-15 Jahren Brennbar Nicht ausfallsicher bei Verlust der Kühlung Unvorhersehbare zukünftige Kosten der metallischen Rohstoffe Keine Massenträgheit für die Netzstabilisierung	Speichermaterial hält mehrere Jahrzehnte Nicht brennbar Ausfallsicherheit des gesamten Systems Keine exotischen oder seltenen Materialien erforderlich Trägheit rotierender Massen
Gasturbinen	CO₂-Emissionen im Betrieb Begrenzte Verfügbarkeit des Brennstoffs	Kein CO₂-Ausstoß im Betrieb Unbegrenzte Verfügbarkeit der Sonnenenergie
Wasserstoff für die Stromerzeugung	Extrem hoher Wasserbedarf Komplexe Speicherung und aufwendiger Transport von H₂ bei hohem Druck / niedriger Temperatur	Sehr geringer Wasserbedarf Einfache und robuste Speicherung
Andere CSP-Technologien	Zumeist nicht industrialisierbar und damit nicht als Massenprodukt geeignet	Vollständig industrialisierbar und damit als Massenprodukt geeignet
PV-Strom zum Beheizen von thermischen Speichern	Um Sonnenenergie in Strom und von Strom in Wärme umzuwandeln, sind vergleichsweise große von der Sonne bestrahlte Flächen erforderlich	Die Umwandlung von Sonnenenergie in Wärme erfordert ca. 2 ½- bis 3-fach kleinere von der Sonne bestrahlte Flächen und kann damit deutlich kostengünstiger werden
Phasenschieber	Passives Element als zusätzlicher Verbraucher im Stromnetz ohne Möglichkeit der Energieeinspeisung	Dampfturbine mit Generator als aktives Element im Stromnetz mit der Fähigkeit zur Energieeinspeisung

Bei diesiger Luft haben CSP-Parabolrinnenanlagen einen Vorteil gegenüber Solarturmanlagen: Die weit verteilten Receiver-Rohre befinden sich in der Brennlinie der rinnenförmigen Spiegel. Daher ist die Wegstrecke, welche die reflektierte Sonnenstrahlung vom Spiegel zum Receiver zurücklegen muss, sehr kurz.

Bei Solarturmanlagen muss die reflektierte Sonnenstrahlung von den Spiegeln zum Receiver einen sehr viel längeren, fast horizontalen Weg durch die diesige Luft nehmen. Dabei geht einige Energie an die Schwebstoffe in der Luft verloren.

Der Materialaufwand für den Bau und der Aufwand für den Betrieb einer Solarturmanlage ist dagegen deutlich geringer als der für eine Parabolrinnenanlage: Bei einer Solarturmanlage ist das Spiegelfeld nämlich einfacher gebaut, die Windlasten auf die Spiegel sind geringer und der Aufwand für das Pumpen des Wärmeträgermediums durch ein sehr weit verzweigtes Rohrleitungssystem, das vollkommen dicht sein muss, entfällt.

Das große Gelände für eine Parabolrinnenanlage muss horizontal sein mit einem Gefälle von nicht mehr als 3%. Ansonsten würde die Strömung des Thermoöls als Wärmeträgermedium ungleichmäßig verlaufen, denn beim Hinunterfließen von einer Anhöhe könnte die dünnflüssige Rohrströmung abreißen. Sehr viele Standorte, die eigentlich für eine CSP-Anlage geeignet wären, scheiden aus diesem Grund für den Bau einer Parabolrinnenanlage aus. Das Spiegelfeld einer Solarturmanlage ist dagegen nicht an eine horizontale Lage gebunden.

Bewertung

Die Nachteile des HSE-Systems sind im Kapitel 7.4 des Schlussberichts zu dem öffentlich geförderten Projekt notiert und werden hier in aktualisierter Form wiedergegeben:

Mit einem YouTube-Video der Deutschen Welle wurde das Potenzial von CSP für die Bereitstellung von Solarenergie während der Nacht umfassend betrachtet (DW Planet A, 2024).

In einem Kommentar zu diesem Video hieß es dann:

“The problem with CSP is that they sacrifice economics and complexity to the god of collection efficiency. If you can reduce the efficiency by 10-20% and half the cost, you have a more economic viable solution. (…)” (@MichaelDobbins, 07/2024)

Übersetzung:

„Das Problem mit CSP ist, dass Wirtschaftlichkeit und Komplexität dem Gott der Effizienz geopfert werden. Wenn du den Wirkungsgrad um 10-20% reduzieren und die Kosten halbieren kannst, hast du eine wirtschaftlichere Lösung. (…)”

Bei der Verwendung von druckloser Luft als Wärmeträgermedium gilt grundsätzlich, dass der Energieaufwand für den Transport dieser Luft bei vergleichbaren Prozesstemperaturen einen etwas geringeren Gesamtwirkungsgrad des Solarsystems erzwingt, als bei CSP-Anlagen mit Wärmeträgermedien wie flüssigem Salz oder flüssigem Natrium oder bei den sehr hohen Temperaturen von Partikel-Receivern theoretisch erreicht werden kann.

Es wird nämlich entweder der maximal mögliche thermische Wirkungsgrad des Luftreceivers durch eine hohe elektrische Gebläseleistung erkauft oder aber der Druckverlust und die zugehörige Gebläseleistung werden reduziert, was wiederum einen etwas geringeren thermischen Wirkungsgrad des Receivers zur Folge hat.

Zwei Aspekte relativieren aber den etwas geringeren Gesamtwirkungsgrad im Nennleistungsbetrieb eines solarthermischen Luftsystems:

Der elektrische Eigenverbrauch für den Betrieb des Receivers tritt nur bei Tag auf, wenn PV ohnehin günstigeren Strom liefert, als CSP es vermag. Wenn dagegen nachts nur der Wärmespeicher von Luft durchströmt wird, dann ist der elektrische Eigenverbrauch der CSP-Anlage deutlich geringer. Zugleich kann nachts das Mehr an Netto erzeugtem CSP-Strom zu besseren Preisen verkauft werden, weil PV keinen direkt erzeugten und damit preiswerten Strom liefert.
Während der Nacht kühlen sonnenreiche, wolkenlose Wüstenregionen deutlich ab. Mit der geringeren Außentemperatur steigt die Wirksamkeit eines luftgekühlten Kondensators im Wasser-Dampf-Kreislauf einer CSP-Anlage, was wiederum einen günstigeren Betriebspunkt für die Dampfturbine und damit ein Mehr an Stromerzeugung ermöglicht.

Der verbleibende, geringfügige Nachteil im Gesamtwirkungsgrad wird durch die Kostenvorteile aufgrund der Einfachheit und Robustheit des solarthermischen Luftsystems sowie durch Kostensenkungen bei einer industriellen Serienfertigung ausgeglichen.

Auch der Begrenzung der Baugröße von solarthermischen Anlagen mit druckloser Luft als großvolumigem Wärmeträgermedium wird kostenseitig durch Standardisierung und Industrialisierung begegnet.

Der Technologiereifegrad (TRL) 4 wurde mit erfolgreichen Versuchen an einem einzelnen Receiver-Modul erreicht:

„Technology validated in lab“ (EU-Definition)

„Component and/or breadboard validation in laboratory environment” (NASA-Definition)

Im Sinne des TRL 4 zielen die vorgesehenen Versuche in der künstlichen Sonne „Synlight” des DLR in Jülich auf eine Labor-Validierung mit mehreren Modulen bei Nennleistung des Receivers.

Geschäftsmodell

Wertschöpfung

Das HSE-System ist in weiten Teilen sehr einfacher Anlagenbau, was eine außerordentlich hohe lokale Wertschöpfung ermöglicht.

Als Servicekonzept für HSE-Anlagen ist „roll-in / roll-out“ sinnvoll: Keine der größeren Komponenten wird vor Ort gewartet. Sie werden stattdessen kurzerhand für die Wartung ausgetauscht und anschließend in darauf spezialisierten Werkstätten effizient und kostengünstig instandgesetzt.

Schutzrechte

Die deutsche Schutzrechtsanmeldung „Solarthermisches Modul“ (10 2022 209 642.8) erfolgte am 14. September 2022 mit Offenlegung am 14. März 2024.

Die gleichlautend europäische Schutzrechtsanmeldung „Solarthermisches Modul“ (PCT/EP2023/075004) erfolgte fristgerecht am 12. September 2023.

Im März und April 2025 wurden Schutzrechte weltweit in allen für die Solarthermie relevanten Ländern und Regionen von der Hueck Solar Energy GmbH fristgerecht angemeldet.

Abbildung aus der Schutzrechtsanmeldung “Solarthermisches Modul”

Die 11 Patentansprüche der Patentfamilie beziehen sich auf die folgenden Teilaspekte des solarthermischen Moduls:

Drei konstruktive Lösungen für die technische Handhabung der Wärmedehnungen mit Hilfe eines Federelements (51), gelenkiger Verbindungen (34, 35) und der mechanischen Entkoppelung sich unterschiedlich dehnender Bauteile (36, 37).
Die Zuordnung metallischer und keramischer Werkstoffe zu bestimmten Funktionsbereichen (5, 30) des solarthermischen Moduls.
Ein bestimmter Aspekt der Strömungsführung im Luftaustrittsbereich (36, 37) eines solarthermischen Moduls.
Die konstruktive Ausführung der formschlüssigen Verdrehsicherung für die Schraubenverbindungen (39, 41) im Innern eines Receiver-Moduls.
Die Verwendung von Bajonett-Verschlüssen an drei Bauteilen (44, 46, 47) des solarthermischen Moduls.
Die Verwendung eines Außenrohrs (49) für die Zuführung der Kaltluft in einem Innenrohr (48) durch den Heißluftkanal (6) hindurch.
Das Verfahren zur Gewinnung thermischer Energie aus Sonnenstrahlung für einen Wärmeverbraucher mit Hilfe vieler solcher solarthermischen Module (15).

Ja, die gesamte Anlagenkonfiguration ist durch die Schutzrechtsanmeldungen geschützt.

Für eine industrialisierbare Solarturmanlage mit druckloser Luft als Wärmeträgermedium wird nämlich ein zur Umgebung geschlossener Receiver benötigt, der keine transparenten Objekte wie z. B. Quarzglasscheiben enthält. Wer einen solchen Receiver mit gutem thermischem Wirkungsgrad selbst entwickeln oder verwenden will, wird nach Einschätzung des Haupterfinders keine abweichenden Konstruktionsprinzipien finden, die nicht von den Schutzrechtsansprüchen abgedeckt sind.

Kosten

Bei einem Vergleich des HSE-Systems (CSP) mit PV muss man zwei technisch gleichwertige Systemkonfigurationen gegenüberstellen.

Zu einem PV-System mit Batterien gehören zusätzliche Kosten für die Netzstabilisierung. Geeignet dafür sind rotierende Massen von Kraftwerksanlagen oder Phasenschiebern, aber es wird auch versucht, noch mehr Batterien für diesen Zweck zu installieren. Diese zusätzlichen Kosten werden von Lazard als „Levelized Firming Cost“ (LFC) bezeichnet und beispielsweise für den Netzbetreiber CAISO (California Independent System Operator) als separate Kostenposition angegeben. Addiert man die von Lazard genannten LCOE für PV plus Batterien plus LFC, dann erhält man die tatsächlichen LCOE dieser Systemkonfiguration als mittleren Balken in dem linken Bereich des untenstehenden Diagramms. Addiert man dieselben LFC zu den von Lazard genannten minimalen und maximalen LCOE für Solar PV plus Batterien (Utility), dann ergeben sich die beiden Balken links und rechts in dem linken Bereich des untenstehenden Diagramms.

Aufgrund des Industrialisierungspotenzials kann die HSE-Technologie den für CSP prognostizierten Kostenkorridor erreichen: „... the cost of electricity from CSP will potentially fall into the range of 6 to 10 US$ct/kWh.” Quelle: IRENA (2019), Renewable Power Generation Costs in 2018, p. 25

Das HSE-System (CSP) beinhaltet sowohl die Speicherung als auch die Netzstabilisierung durch rotierende Massen. Damit wird das industrialisierte HSE-System zur deutlich kostengünstigeren Lösung.

Markt

Potenzielle Kunden sind alle mittleren und größeren Abnehmer von Strom in sonnenreichen Regionen. Hinzu kommen dort alle mittleren und größeren Wärmeverbraucher, sofern genügend Platz für eine solarthermische Anlagen im Nahbereich des Wärmebedarfs vorhanden ist.

Die Ausführungen zu der untenstehenden Frage sind zu beachten: „Welche Partner werden für die Markteinführung benötigt?“

Für einen Kunden, der Strom oder Wärme aus einem HSE-System beziehen will, muss die Handhabung sehr einfach sein. Dies bedeutet, dass ein Kunde eine solche Anlage weder selbst finanziert oder errichtet noch selbst betreibt, sondern lediglich für die bezogenen Energiemengen bezahlt.

Die Ausführungen zu der untenstehenden Frage sind zu beachten: „Welche Partner werden für die Markteinführung benötigt?“

Der Ertrag von PV-Anlagen verläuft entlang einer Tageskurve. Überträgt man deren Fläche auf ein Rechteck mit der Höhe der Peak-Leistung der Anlagen, dann entspricht die Breite dieses Rechtecks den sog. „Peak Sun Hours“. Deren Zeitraum beträgt – je nach Standort – im Jahresdurchschnitt ungefähr 5 bis 7 Stunden pro Tag. Wenn die Peak-Leistung der Anlagen dem mittleren Bedarf der Stromverbraucher entspricht, dann muss die restliche Zeit von 17 bis 19 „Peak Hours“ pro Tag entweder aus anderwärtig eingespeichertem PV-Strom oder von anderen Energiesystemen bereitgestellt werden.

Bei einer vollständig CO₂-freien Energieversorgung, die aufgrund des enormen Ressourcenverbrauchs und der Brandgefahr weitgehend auf stationäre elektrische Batterien verzichtet, ist eine industrialisierte und damit kostengünstige CSP-Technologie in sonnenreichen Regionen prädestiniert, diese 17 bis 19 Stunden pro Tag größtenteils abzudecken: Für die Stromerzeugung, die Wärmeerzeugung und die Herstellung geeigneter „grüner“ Energieträger, die global nutzbar sind.

Vor diesem Hintergrund hat CSP ein mindestens so großes, wenn nicht sogar größeres Marktpotenzial als PV.

Partner

+++Teilweise Antwort+++

Der wesentliche Partner für die Markteinführung des HSE-Systems ist eine „Energy Service Company“, die vom Status her ein „Independent Power Producer“ (IPP), ein Energieversorger oder eine andere Art von leistungsfähigem Unternehmen im Energiegeschäft sein kann.

Wenn Sie die vollständige Antwort lesen möchten, weil Sie über eine Zusammenarbeit mit HSE nachdenken, dann wenden Sie sich bitte über das Kontakt-Formular an uns.

Der Ausstieg von Siemens Energy aus dem Solarprojekt basierte auf einer Portfolioentscheidung und Strategieanpassung.

Der Schlussbericht vom 30. September 2024 zu dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) geförderten Verbundvorhaben „SolarRetrofit – Solarthermische Wärme für Kraftwerke und Industrie“ der Siemens Energy Global GmbH & Co. KG und des Instituts für Solarforschung des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt e.V. wurde von der Technischen Informationsbibliothek Hannover veröffentlicht. Der Bericht umfasst 159 Seiten mit 179 Abbildungen, 22 Tabellen und 41 Quellenangaben.

Umwelt

Lebewesen

Bei HSE-Anlagen gibt es weder brennbare noch giftige oder radioaktive Stoffe und auch sonst keine Gefahren für Anwohner. Zudem werden solarthermische Kraftwerke an sonnenreichen Standorten errichtet, wo es praktisch keine Anwohner gibt.

Große Solarturmanlagen können zu einer tödlichen Gefahr für Vögel werden. Dabei ist nicht der sehr heiße, zentrale angeordnete Receiver das Problem, denn dessen Wärmeabstrahlung hält Vögel instinktiv davon ab, sich ihm zu nähern. Gefährlich ist aber die in Richtung des Receivers zunehmende Energiedichte der konzentrierten Sonnenstrahlung in der Luft, die von Vögeln nicht rechtzeitig wahrgenommen werden kann, so dass sie im Flug verbrennen. Bei großen Solarturmanlagen ist dieser Bereich so groß, dass die abschreckende Wirkung der Wärmeabstrahlung des Receivers nicht weit genug reicht.

Bei kleinen Solarturmanlagen ist der für Vögel gefährliche Bereich entsprechend kleiner. Damit reicht die von Vögeln rechtzeitig wahrgenommene Wärmeabstrahlung des Receivers, dessen Temperatur der Temperatur einer großen Anlage ungefähr entspricht, noch weit genug, um Vögel vom Einflug in den für sie gefährlichen Bereich der hohen Energiedichte abzuhalten.

Wenn dieser Effekt bei einer mittelgroßen Anlage nicht mehr ausreichend wirkt, dann sind andere Abhilfemaßnahmen erforderlich: Mit Kameras und der Bildauswertung durch künstliche Intelligenz ist der Anflug von Vögeln erkennbar. Sollten sich Vögel dem Gefahrbereich nähern, dann erfolgt eine Abschreckung. Außerdem kann die Defokussierung eines Teils der Heliostaten bewirken, dass die gefahrvolle Energiedichte in der Luft nur noch in einem Bereich vorherrscht, den Vögel ohnehin meiden.

Beim Bau einer solarthermischen Anlage wird die karge Biosphäre belastet, aber sie erholt sich problemlos davon. Nach der Errichtung werden die Heliostaten zu Schattenspendern in der glühenden Hitze des Tages. Dieser positive Effekt kann zur Diversifizierung der lokalen Biosphäre beitragen.

Platzbedarf

Solarthermische Anlagen sind für sonnenreiche Wüstenregionen vorgesehen. Dort gibt es kein Platzproblem. Dies ist erfreulich anders als beim Bau von Windrädern an Land, dem Bau von Staudämmen oder dem großflächigen Anbau von Biomasse, was sehr oft mit Konflikten um den benötigen Platz einhergeht.

Noch einmal das auf der Seite “Überblick” notierte Zitat: „Die Wüsten der Erde empfangen in sechs Stunden mehr Energie von der Sonne als die Menschheit in einem ganzen Jahr verbraucht.” Für die Energieversorgung der gesamten Menschheit müssen demnach weniger als 0,3% der vorhandenen Wüstenflächen mit Solaranlagen bebaut werden. Dies ist keine Gefahr für die Umwelt.

Die Desertifikation also die Wüstenexpansion beträgt dagegen etwa 0,1-0,3 % der Wüstenfläche pro Jahr.

Rohstoffe

Für HSE-Anlagen werden weitgehend keine Rohstoffe benötigt, bei denen eine Verknappung zu befürchten ist. Nur bei dem für die Wicklungen der Generatoren benötigten Kupfer ist eine Verknappung möglich, aber Kupfer lässt sich sehr gut recyceln.

Der benötigte Rohstoff Siliziumkarbid (SiC) wird künstlich hergestellt, basiert auf den Elementen Silizium (Si) und Kohlenstoff (C) und ist damit unbegrenzt verfügbar.

Betriebsstoffe

Die Antworten auf die Frage „Wie werden die Heliostaten gereinigt?“ beinhaltet Angaben zur Minimierung des Wasserverbrauchs für die Spiegelreinigung.

Es gibt CSP-Anlagen mit wassergekühltem Kondensator. Deren Wasserverbrauch ist enorm hoch. HSE-Anlagen zur Stromerzeugung erhalten dagegen einen luftgekühlten Kondensator, der kein Wasser verbraucht. Da es in Wüsten mit klarer Luft nachts sehr kalt wird, ist ein luftgekühlter Kondensator dort sehr gut einsetzbar. Am Tag, wenn PV-Strom unschlagbar billig ist, spielt der Wirkungsgrad eines luftgekühlten Kondensators keine Rolle. Anstelle der Stromerzeugung wird die solare Wärme vorrangig eingespeichert.

Der Wasserdampfkreislauf einer Dampfturbinenanlage ist geschlossen. Nur die geringfügigen Wasserverluste müssen durch demineralisiertes Wasser ersetzt werden.

Für den laufenden Betrieb einer HSE-Anlage werden keine Betriebsstoffe in größerem Umfang benötigt.

Feedback

Wenn Sie eine Frage im Zusammenhang mit der HSE-Technologie haben, die hier nicht gestellt und beantwortet wird, dann können Sie diese Frage gerne an HSE senden.

Die hier dargestellten Details zu der HSE-Technologie sind entweder bereits in der Offenlegung der Schutzrechtsanmeldung enthalten, in dem Schlussbericht zu einem öffentlichen Förderprojekt zu finden oder an anderer Stelle veröffentlicht.

Vorlage

Vorlage Mitte

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