Potenzialanalyse von Solarturmkraftwerken mit Flüssigmetallen als Wärmeträgermedium

Fritsch, Andreas; Wetzel, Thomas; Hoffschmidt, Bernhard

doi:HT019764818

Potenzialanalyse von Solarturmkraftwerken mit Flüssigmetallen als Wärmeträgermedium = An Analysis of Potential of Solar Tower Power Plants Using Liquid Metals as Heat Transfer Fluid

Fritsch, Andreas^RWTH*

2018

VerantwortlichkeitsangabeAndreas Fritsch

ImpressumBerlin : Logos Verlag Berlin 2018

Umfang1 Online-Ressource (xx, 244 Seiten) : Illustrationen, Diagramme

ISBN978-3-8325-4724-0

Dissertation, RWTH Aachen University, 2018

Veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University

Genehmigende Fakultät
Fak04

Hauptberichter/Gutachter
Hoffschmidt, Bernhard (Thesis advisor)^RWTH* ; Wetzel, Thomas (Thesis advisor)

Tag der mündlichen Prüfung/Habilitation
2018-02-28

Online
DOI: 10.18154/RWTH-2018-226448
URL: http://publications.rwth-aachen.de/record/729482/files/729482.pdf
URL: http://publications.rwth-aachen.de/record/729482/files/729482.pdf?subformat=pdfa

Einrichtungen

Lehr- und Forschungsgebiet Solartechnik (DLR) (412920)

Inhaltliche Beschreibung (Schlagwörter)
Solar thermal (frei) ; heat transfer (frei) ; high temperature (frei) ; liquid metalls (frei) ; molten salt (frei) ; power plant (frei)

Thematische Einordnung (Klassifikation)
DDC: 620

Kurzfassung
In aktuellen Solarturmkraftwerken zur Stromerzeugung kommen als Wärmeträger- und Speichermedium häufig flüssige Nitratsalze wie Solar Salt zum Einsatz. Aufgrund ihrer hohen Wärmekapazität und den geringen Kosten eignen sie sich sehr gut zur thermischen Energiespeicherung, jedoch bringen sie auch einige Nachteile mit sich. Der nutzbare Temperaturbereich in der Flüssigphase(220-565°C) führt einerseits zu hohen Energieverlusten durch Begleitheizung (zu Zeiten von zu schwacher Einstrahlung), andererseits lassen sich dadurch effiziente Hochtemperaturprozesse nicht realisieren. Die hohe Dichte führt außerdem zu einem hohen Druckverlust in der Steigleitung wodurch zusätzliche parasitäre Verluste entstehen. Beim Betrieb mit Solar Salt treten Probleme durch Einfrieren und Korrosion auf. Im Receiver müssen ferner hohe Druckverluste in Kauf genommen werden, um einen akzeptablen Wärmeübergang zu erreichen. Flüssigmetalle weisen in allen genannten Punkten Vorteile gegenüber den Flüssigsalzen auf. Das in Forschung und Industrie am weitesten verbreitete Flüssigmetall Natrium wurde bereits auf der Solartestplattform PSA in Almería in Spanien getestet. Der einzige Nachteil von Natrium - die Reaktivität mit Wasser und Sauerstoff - manifestierte sich in einem Natriumbrand und der Zerstörung der Anlage im Sommer 1986.In der vorliegenden Arbeit werden die Eigenschaften von Flüssigmetallen detailliert analysiert und mit Solar Salt verglichen. Das speziell für Rohrreceiver entwickelte Auslegungs- und Simulationsprogramm ASTRID ermöglicht die genaue thermohydraulische Berechnung. Zur Bewertung der Flüssigmetall- konzepte werden die Jahreserträge bzw. die Stromgestehungskosten (LCOE) herangezogen und mit einem Referenzsystem mit Solar Salt verglichen. Alle Konzepte mit Flüssigmetallen verwenden elektromagnetische Pumpen. Nach der solaren Aufheizung im Receiver wird die Wärme in einem Wärmeübertrager auf Flüssigsalz übertragen und in einem 2-Tank-Speicher gespeichert. Sowohl das Referenzkonzept als auch die Flüssigmetallkonzepte wurden alle mit dem gleichen Kraftwerksblock und den gleichen Temperaturniveaus in Speicher und Dampfturbine ausgelegt. Die Ergebnisse zeigen ein Potenzial zur Reduktion der Stromgestehungskosten mit Natrium um bis zu 16 % gegenüber dem Referenzsystem mit Solar Salt.

Today solar power plants with central receiver technology often use molten nitrate salts like Hitec or Solar Salt as heat transfer fluid and storage medium. Due to their high heat capacity and the low cost these are well suited for thermal energy storage. Nevertheless, these salts also inherit disadvantages, such as high melting points above 220°C demanding high energy for trace heating. The upper temperature limit of Solar Salt is at 565°C. Therefore, high temperature power conversion cycles with high efficiency are unfeasible. Additionally, its high density results in a high pressure drop in the riser, leading to additional parasitic losses. In plants operating with Solar Salt, freeze events and corrosion problems occur. Moreover, high pressure drops have to be accepted in the absorber tubes to achieve a reasonable heat transfer. In all the mentioned points liquid metals possess advantages compared to molten salts. Sodium is the most often used liquid metal in research and industry and was already tested at the solar test center PSA in Almería in Spain. The only disadvantage of sodium - its reactivity with water and oxygen - was demonstrated in a sodium fire and the eventual destruction of the test center in summer 1986. During the last 30 years measurement techniques and safety precautions were developed to avoid such accidents. The present work analyses the properties of liquid metals in detail and compares them with Solar Salt. The custom-built design and simulation tool for tubular receivers ASTRID makes a precise thermohydraulic calculation possible. The assessment of the liquid metal concepts is based on annual yields and LCOE calculations, which are compared to a reference system with Solar Salt. All concepts with liquid metals use electromagnetic pumps. After the solar heating in the receiver the heat is transferred from sodium to Solar Salt in a heat exchanger and then stored in a two-tank storage. Both the reference concept and the liquid metal concepts use the same power block and the same temperatures in storage and turbine. The results indicate a potential to reduction in LCOE with sodium of up to 16 % compared to the reference system with Solar Salt.

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