Solarthermische Hochtemperatursysteme - Thermische Solarenergie: Grundlagen, Technologie, Anwendungen - page 588

aus den Turbinenstufen abgezapft werden muss. Dieser kann zur zusätzlichen Stromerzeu-
gung genutzt werden. Da die maximale thermische Leistung, die solar eingespeist werden
kann, im Vergleich zur Leistung des Kohlekessels klein ist, fällt der Solaranteil mit wenigen
Prozent gering aus (Bockamp et al. 2003 ). Da aber der fossile Wirkungsgrad des Kraftwer-
kes durch die solare Einspeisung nicht beeinflusst wird und kaum technische Probleme
zu erwarten sind, ist diese Variante der Hybridisierung eine gute Möglichkeit zur Markt-
einführung von konzentrierenden Solarkollektoren. Durch den Wegfall der Investition in
den Kraftwerksteil verringert sich das finanzielle Risiko gegenüber rein solaren Varianten
(Solar-Only) erheblich (Morin et al. 2004 ). GuD-Kraftwerke nutzen Gas erst in einer Gas-
turbine und verwerten die Abhitze der Verbrennungsgase zur Beheizung eines Dampf-
kreislaufes. Durch diese Kombination werden fossile Kraftwerke möglich, die thermische
Wirkungsgrade von bis zu 58 % erreichen. Das Konzept des „ integrated solar combined
cycle system“ (ISCCS ) versucht, diese modernste und effektivste Kraftwerkstechnik mit
solarer Prozesswärme zu verbinden. Um größere Mengen solar erzeugten Dampfes eines
Parabolrinnen- oder Fresnel-Kollektorfeldes in der nachgeschalteten Dampfturbine zu
verwerten, muss entweder die Gasturbine in Teillast gehen oder die Dampfturbine über-
dimensioniert werden. Ersteres ist mit erheblichen Wirkungsgradeinbußen verbunden, so
dass bei solarer Zusatzleistung die Gasturbine das eingesetzte Gas schlechter verstromt
und der solare Zusatznutzen deutlich reduziert wird. Durch die Überdimensionierung der
Dampfturbine läuft diese bei mangelnder Einstrahlung ebenfalls in Teillast und erreicht
auch etwas geringere Wirkungsgrade als eine rein auf fossilen Betrieb optimierte Anlage.
Das vor allem nachts zusätzlich verfeuerte Gas muss tagsüber bei solarer Einstrahlung also
erst kompensiert werden, bis das Solarfeld einen tatsächlichen Beitrag liefert. Je größer die
Überdimensionierung der Dampfturbine, desto höher kann zwar der Solaranteil ausfallen;
aufgrund des schlechteren Teillastverhaltens jedoch mit verringertem solarem Wirkungs-
grad. Eine falsche Auslegung eines ISCCS kann also dazu führen, dass durch die solare
Einspeisung auf ein Jahr gesehen mehr Gas für die Kilowattstunde verbraucht wird als in
einem Referenzkraftwerk ohne solare Unterstützung. Eine der künftigen technischen He-
rausforderungen ist es, Kraftwerkstechnik, Speicher und fluktuierendes Solarfeldangebot
effizient aufeinander abzustimmen.
Auch bei der ISCCS-Variante fallen die Solaranteile demnach sinnvollerweise gering
aus. Bezogen auf das Gesamtrisiko der Integration erscheint die Speisewasservorwärmung
in bestehenden Kohlekraftwerken zur Markteinführung sinnvoller. Anders verhält es sich,
falls es gelingt, die hohen Temperaturen von Turmkraftwerken direkt in die Gasturbine
einzuspeisen (Kribus et al. 1998 ), oder über entsprechende Speicherkonzepte die Teillast-
zeiten der Dampfturbine möglichst gering zu halten. Eine Möglichkeit, eine Hybridisie-
rung mit einem hohen Solaranteil zu erreichen, ist ein zum Solarfeld parallel geschalteter,
gasbefeuerter Verdampfer. Da das Gas bestenfalls mit dem thermischen Wirkungsgrad
des dem Kollektorfeld nachgeschalteten Dampf-Prozesses umgesetzt werden kann und
dieser verglichen mit den Werten eines GuD-Kraftwerkes um fast 50 % geringer ausfällt,
sollte der Brenner nur unterstützend eingesetzt werden. Eine sinnvolle Betriebsstrategie
ist, den parallelen, fossil befeuerten Verdampfer nur zu verwenden, wenn das Solarfeld