Salz soll Solarthermie billiger machen

Solarthermische Kraftwerke nutzen konzentriertes Sonnenlicht, um zunächst Wärme und dann Strom zu erzeugen. Sie kommen bereits heute in besonders sonnenreichen Regionen – wie Spanien, den USA oder Chile – zum Einsatz. Um diese Technologie weiter voranzutreiben und wettbewerbsfähiger zu machen, hat das DLR gemeinsam mit der Universität Evora und europäischen Industriepartnern eine Testanlage aufgebaut und in Betrieb genommen.

Die „Evora Molten Salt Platform „ (EMSP) befindet sich im portugiesischen Evora und arbeitet als eine der weltweit ersten Anlagen mit flüssigem Salz statt Thermo-Öl. Die offizielle Inbetriebnahme fand am 28. April in Anwesenheit von Vertreterinnen und Vertretern der Projektpartner sowie der portugiesischen und deutschen Regierung statt.

„Die bisher auf der EMSP entwickelten Aktivitäten belegen und validieren die Realisierbarkeit dieser Art von solarthermischen Kraftwerken“, sagte Prof. Ana Costa Freitas, die Rektorin der Universität Evora. „Die Testanlage ermöglicht es uns, den Einsatz von Flüssigsalz im Kraftwerksmaßstab auf seine Zuverlässigkeit und Betriebssicherheit zu testen“, erklärte Prof. Karsten Lemmer, Mitglied des DLR-Vorstands und verantwortlich für Innovation, Transfer und wissenschaftliche Infrastrukturen.

Weniger Kosten, höhere Temperaturen, anspruchsvolles Handling

Flüssiges Salz kann bis zu einer Temperatur von 565 Grad Celsius eingesetzt werden. Bei Thermo-Öl liegt die Grenze bei 400 Grad Celsius. Der höhere Temperaturbereich von flüssigem Salz hat den entscheidenden Vorteil, dass die Umwandlung von Sonnen- in Wärmeenergie und schließlich Strom dann effizienter abläuft. Die Kraftwerke mit Flüssigsalz können, so DLR, Strom um bis zu 20 % günstiger bereitstellen.

Technologisch ist der Einsatz von Flüssigsalz allerdings herausfordernd: Denn das Salz muss konstant auf hohen Temperaturen und damit flüssig gehalten werden. Je nach Sorte verflüssigt sich das Salz erst zwischen 130 und 240 Grad Celsius. Darunter erstarrt es wieder, was Komponenten beschädigen und die Anlage stilllegen kann.
 
Insgesamt zirkulieren in den Rohrleitungen und Tanks der Testanlage rund 88 Tonnen Salz. Es wird in ähnlicher Form auch als Düngemittel verwendet und weltweit gehandelt. Die Testanlage arbeitet mit Parabolrinnen-Kollektoren mit einer Gesamtlänge von fast 700 Metern. Sie fokussieren die Sonnenstrahlung auf eine Rohrleitung mit dem flüssigen Salz. Es nimmt die Wärme auf und transportiert sie weiter.

Diese Wärme lässt sich nutzen, um Wasserdampf zu erzeugen, mit dem über eine Turbine und einen Generator Strom erzeugt werden kann. Alternativ lässt sich das Wärmeträger-Medium und damit die Wärmeenergie selbst für bis zu zwölf Stunden in großen Tanks speichern. Das Solarfeld der EMSP hat eine Gesamtleistung von 3,5 MW.

Aktuell sind die Kosten für Strom aus Solarthermie höher als aus Photovoltaik. Allerdings haben solarthermische Kraftwerke aufgrund ihres integrierten Wärmespeichers einen entscheidenden Vorteil: Sie funktionieren auch bei Bewölkung und nachts. Damit sind sie eine der bisher wenigen Optionen, um erneuerbare Energie konstant und regelbar bereitzustellen. In sonnenreichen Gebieten könnten sie deshalb in Zukunft zur Sicherung der Grundlast beitragen.

In Deutschland werden solarthermische Kraftwerke zur Stromerzeugung auf absehbare Zeit nicht rentabel sein. Die Technologie stellt allerdings eine interessante Perspektive dar, die Industrie mit Prozesswärme zu versorgen und so zur Wärmewende beizutragen.