Solarthermische Kraftwerke
Flüssigsalzspeicher für hohe Temperaturen steigern den Wirkungsgrad
Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler erforschen Flüssigsalzspeicher für solarthermische Kraftwerke, die sich für Temperaturen zwischen 560 und 620 Grad Celsius eignen. So lässt sich mehr erzeugte Wärme speichern und der Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerks steigern.
In sonnenreichen Regionen werden in solarthermischen Kraftwerken seit einigen Jahren vorwiegend Flüssigsalz, sogenannte Nitratsalzschmelzen, genutzt, um überschüssige Wärme bei rund 560 Grad Celsius in großen Tanks zwischenzuspeichern. Ließe sich die Temperatur des Speichers weiter erhöhen, könnte der Wirkungsgrad des Kraftwerks weiter gesteigert werden. Allerdings besteht hierzu noch Forschungsbedarf. Das Problem: Bei Temperaturen oberhalb von 560 Grad Celsius finden chemische Reaktionen zwischen der flüssigen Nitratsalzschmelze und der umgebenden Gasatmosphäre statt. Es bilden sich giftige Stickoxide, die aus dem Speichersystem in die Umwelt gelangen können. Zudem entstehen im Salz Zersetzungsprodukte wie Nitrit und Oxid-Spezies (Sauerstoffradikale). Diese können die Korrosion an Bauteilen des Speichers verstärken.
Daher ist es Ziel des Projekts VeNiTe, ein Gassystem mit genau einstellbaren Partialdrücken für Sauerstoff und Stickoxide zu identifizieren und ungünstige sonstige Gase auszuschließen. So ließe sich sowohl die Korrosion am Speichersystem deutlich reduzieren als auch Lebensdauer und Betriebstemperatur von solarthermischen Kraftwerken erhöhen. Alles Faktoren, die den Wirkungsgrad für die Stromerzeugung erheblich steigern und die Kosten senken würden. Mit diesem Ansatz könnten Nitratsalzschmelzen dauerhaft bei Temperaturen bis 620 Grad Celsius eingesetzt werden. Die Ergebnisse sind insbesondere für solarthermische Turmkraftwerke relevant, da hier höhere Temperaturen erzielt werden.
Die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler haben bereits in Laborversuchen den Einfluss verschiedener Gase wie Sauerstoff und Stickoxide auf die Stabilität der Salzschmelze nachweisen können. Nun demonstrieren sie das neue Gassystem zunächst im Labormaßstab bis 100 Gramm Salzmasse und später im praxisnahen Maßstab mit 100 Kilogramm. Anschließend planen sie, die Technologie für den Einsatz in einem Kraftwerk vorzubereiten.
Korrosionsbeständige Materialien steigern die Lebensdauer
In einer breit angelegten Korrosionsstudie werden Werkstoffe identifiziert, die den Bedingungen von flüssigen Salzschmelzen bei Temperaturen zwischen 560 und 620 Grad Celsius, standhalten. Hierzu untersuchen die Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler verschiedene Metalllegierungen auf ihre Korrosionsbeständigkeit. Dabei identifizieren sie sowohl die aussichtsreichsten Stähle als auch die komplexen Alterungsmechanismen der Stähle untereinander.
Auch wenn die Intensität der Sonne in Deutschland für solarthermische Kraftwerke nicht ausreicht: Die Technologie hat Exportpotenzial und kann auch in den hiesigen Breitengraden zum Beispiel in Wärmespeicherkraftwerken und zum Speichern von Prozesswärme in Industrieunternehmen genutzt werden. (mm)