Kombinieren Sie Solarenergie mit thermischer Speicherung, um Energieverschwendung zu vermeiden

Australien ist bekannt für sein heißes und sonniges Klima, das in einigen Teilen des Landes zu sehen ist durchschnittlich 10 Stunden Sonnenschein pro Tag – verglichen mit bescheidenen vier Stunden für diejenigen von uns in Großbritannien. Daher ist es vielleicht keine Überraschung, dass Solarenergie im Jahr 2021 Australiens größte erneuerbare Energiequelle war. Allerdings hat es sich immer noch nur versöhnt 12 % der gesamten Energieerzeugung des Landes (erneuerbare Energien insgesamt machten 29 % aus).

Wie können wir also den Anteil der Solarzellenstromerzeugung erhöhen? Geht es lediglich darum, die Kosten für Photovoltaikmodule zu senken und deren Verfügbarkeit zu erhöhen? Leider nein – die Realität ist differenzierter.

Solarparks sind dort am produktivsten, wo die Sonne Tag für Tag stark brennt, beispielsweise in Australien und im Südwesten der USA. Aber an solchen Orten wird mitten am Tag so viel Energie erzeugt, dass es manchmal zu viel gibt. Besitzer von Solarparks müssen dann an das Stromnetz zahlen, um die zusätzliche Energie abzunehmen. Und wenn das Netz das nicht will, sind die Betriebe gezwungen, ihre Produktion zu drosseln oder die Erzeugung sogar ganz einzustellen.

Um dieser verwirrenden Situation entgegenzuwirken, tauchen an diesen Standorten zunehmend neue hybride erneuerbare Energiesysteme auf, die die Stromerzeugung mit einer Form der Energiespeicherung kombinieren, sodass das Netz nur dann Strom erhält, wenn es ihn benötigt. Obwohl es verschiedene Speicheroptionen gibt, weisen diese jeweils Einschränkungen auf. Lithium-Ionen-Batterien kosten beispielsweise etwa fünfmal so viel wie Solarmodule und ihre Leistung lässt mit der Zeit nach. In Wasserkraftwerken würde der überschüssige Strom dazu verwendet, Wasser in höher gelegene Gebiete zu pumpen und so die elektrische Energie der Solarzellen in potenzielle Energie umzuwandeln, die bei Bedarf wieder umgewandelt werden könnte. Dafür sind jedoch hügelige Standorte erforderlich, die für Solarparks ungeeignet sind, da sie anfällig für Wolken und Regen sind. Außerdem ist es unerschwinglich teuer, eine Solaranlage an einem trockenen Standort zu errichten und sie über Stromleitungen an ein Wasserkraftwerk anzuschließen.

Eine Alternative zu diesem Rätsel ist eine zum Patent angemeldete Technologie, die von der australischen Firma entwickelt wird RayGen. Durch die Kombination von Solarzellen mit wasserbasierter Wärmespeicherung bietet das in Melbourne ansässige Unternehmen ein angeblich kostengünstiges System an, das den Anforderungen von Netzbetreibern gerecht wird.

Nicht nur Solarenergie

Das System von RayGen besteht aus mehreren Stufen und Technologien (Abbildung 1). Zunächst fokussiert eine Reihe von Spiegeln das Sonnenlicht auf eine Ansammlung von Solarzellen oben auf einem Empfangsturm. Diese Zellen wandeln die Strahlen in Strom um, der wie in einem herkömmlichen Solarpark ins Netz eingespeist wird. Obwohl das fokussierte Licht die Temperatur der Zellen erhöht, verhindert ein kühlender Wasserfluss, dass sie überhitzen und ineffizient werden. Die nun im Kühlkreislauf gespeicherte Wärme wird über einen Wärmeaustausch an ein Sekundärsystem übertragen, das in ein wärmeisoliertes unterirdisches Wasserreservoir mit einer Temperatur von 90 °C fließt.

Wenn das Netz zusätzlichen Strom benötigt, treibt dieser Wärmespeicher zusammen mit einem Kaltwasserreservoir einen ORC-Motor (Organic Rankine Cycle) an, bei dem das heiße Wasser Ammoniak verdampft, das eine Turbine zur Stromerzeugung antreibt. Anschließend wird das Ammoniak abgekühlt und durch das kalte Wasser erneut kondensiert, um den Kreislauf erneut zu durchlaufen. An Tagen, an denen ein Überschuss an Solarstrom vorhanden ist, kann dieser Strom die Energiespeicherkapazität des thermischen Teils des Systems erhöhen.

RayGen behauptet, dass die Kosten dieses Systems niedrig gehalten werden, weil es auf verschiedenen etablierten erneuerbaren Technologien basiert – von der thermischen Energiespeicherung auf Grubenbasis bis hin zu Photovoltaik und Turbinen auf Ammoniakbasis – und so auf dem Markt konkurrieren kann. „Auf der Solarseite sind unsere Kosten auf Dollar-pro-Watt-Basis mit Photovoltaikanlagen im Versorgungsmaßstab vergleichbar“, sagt er Kira Rundel, der kaufmännische Leiter von RayGen. „Auf der Speicherseite ähnelt es Pumpwasserkraft. Und was die Kosten der Energiespeicherung angeht, ist es ähnlich wie bei der Wasserkraft, da wir nur Wasser nutzen.“

Technik-Testlauf

RayGen hat die Inbetriebnahme fast abgeschlossen erstes Kraftwerk, liegt etwa sechs Autostunden landeinwärts von Melbourne, in der Nähe eines Ortes namens Carwarp. In dieser Gegend wurden so viele Solarparks installiert, dass es an einem sonnigen Tag zu einer Überversorgung des Stromnetzes kommen kann, was RayGen die Möglichkeit gibt, seine Qualitäten unter Beweis zu stellen. Auf diesem Gelände hat das Unternehmen vier seiner 1-MW-Systeme nebeneinander errichtet. Zusätzlich zur Erzeugung von bis zu 4 MW Strom aus den Solarzellen verfügt diese Anlage über eine Speicherkapazität von 50 MWh und kann über die ORC-Turbinen 3 MW für 17 Stunden ins Netz einspeisen.

Jedes 1-MW-System verfügt über ein Feld aus fast 300 „intelligenten“ Spiegeln, die um einen auf einem Turm montierten Photovoltaikempfänger angeordnet sind. Die Spiegel sind in der Lage, den Sonnenstand im Laufe des Tages zu verfolgen, das Licht von der Morgendämmerung bis zur Abenddämmerung auf den Turm zu richten und die Strahlen um den Faktor 750 zu bündeln. Sie reduzieren nicht nur die Anzahl der benötigten Photovoltaikzellen und damit die Kosten, Die Vergrößerung der Intensität des Sonnenlichts auf dem Empfänger führt außerdem zu einer wertvollen Effizienzsteigerung.

Der Empfänger selbst hat eine Länge von 4.41 m² Aktive Fläche bestehend aus 441 Solarmodulen, jeweils 10 × 10 cm groß und mit der effizientesten Klasse kommerziell erhältlicher Solarzellen bestückt. Diese speziellen Zellen werden häufig zur Stromversorgung von Satelliten eingesetzt – eine Anwendung, bei der hohe Effizienz und Robustheit gegenüber Strahlung einen hohen Stellenwert haben – und bestehen aus mehreren Halbleitermaterialien. einschließlich Germanium, Galliumarsenid und Galliumindiumphosphid haben daher mehrere pn-Übergänge. Da jede Verbindung ein anderes Absorptionsprofil aufweist, können die Zellen den größten Teil des gesamten Spektrums der Sonne einfangen – das von Ultraviolett bis Infrarot reicht – und dabei doppelt so viel Sonnenlicht einfangen wie herkömmliches Silizium und es effizient in Elektrizität umwandeln.

Mit dem Aufbau von RayGen liegt der Zellwirkungsgrad für die Stromerzeugung bei etwa 38 %, während er bei den Modulen knapp über 35 % liegt und der Empfängerwirkungsgrad nominell 32 % beträgt (der genaue Wert hängt von den Betriebsbedingungen ab). Im Vergleich dazu hätten Zellen aus herkömmlichem Silizium einen Modulwirkungsgrad von etwa 18–20 %. Während solche Siliziumzellen Geld sparen würden, wäre es laut dem Forschungsleiter von RayGen eine falsche Wirtschaftlichkeit. John Lasich. Er argumentiert, dass dieser anfängliche Kostenvorteil durch eine erhebliche Kürzung der Stromerzeugung und ein schlechteres Verhältnis von Strom zu Wärmeerzeugung überschattet würde.

Die Rolle des Wassers

RayGen behauptet außerdem, dass seine Technologie eine große Schwäche aller herkömmlichen Photovoltaiksysteme behebt. Selbst diejenigen, die die besten Geräte verwenden, verschwenden einen Großteil der einfallenden Sonnenenergie in Form von Wärme, was auch die Temperatur der Zelle erhöht und ihre Effizienz beeinträchtigt. Im RayGen-System wird diese überschüssige Wärme jedoch genutzt.

In jedem Receiver wird Wasser zur Kühlung der Photovoltaik genutzt. Es wird den Turm hinauf, durch die Rückseite der Module und zurück zum Sockel gepumpt, wo ein Wärmetauscher die Wärmeenergie an ein Sekundärsystem überträgt. Das rückgekühlte Wasser im ersten Kreislauf kann dann zur Wiederverwendung zurück in den Turm gepumpt werden.

Das Sekundärsystem fließt zum heißen Reservoir, das bei Carwarp 17,000 m hoch ist³ Grube mit 90 °C warmem Wasser. Die Grube ist mit einem Polymer ausgekleidet, isoliert und abgedichtet, wodurch – auch dank des sehr geringen Oberflächen-Volumen-Verhältnisses – nur sehr wenig Energie verloren geht. „Wenn man es sich wie eine Batterie vorstellt, beträgt die Selbstentladung über mehrere Wochen hinweg weniger als einen Bruchteil eines Prozents“, sagt Lasich.

Wenn das Netz Energie benötigt und die Sonne nicht scheint, treibt die Wärme aus dieser Grube eine ORC-Turbine an. Da Ammoniak das Arbeitsmedium in diesem geschlossenen Kreislaufsystem ist, muss es nach dem Durchgang durch die Turbine gekühlt und erneut kondensiert werden, was mit einem zweiten 17,000 m erfolgt³ Grube, bei niedrigerer Temperatur gehalten. An heißen, sonnigen Orten, wie zum Beispiel am Stadtrand von Carwarp, würde sich diese Grube auf bis zu 40 °C oder mehr erhitzen, wenn sie nicht manuell gekühlt würde. Da diese nur 50 °C niedriger ist als in der heißeren Grube, würde der Wirkungsgrad der Stromerzeugung aus der ORC-Turbine nur etwa 5 % betragen. Um diesen Wert auf 12–15 % zu erhöhen, kühlt RayGen die Kaltwassergrube mit einem Industriekühler auf nahezu den Gefrierpunkt ab und erzeugt so einen Temperaturunterschied von etwa 90 °C zwischen den beiden riesigen Gewässern. „Das entspricht einer Wasserkraftanlage mit zwei Dämmen mit einer Fallhöhe von 1000 m“, sagt Lasich.

Während ein Wirkungsgrad von 12–15 % für die Energieerzeugung aus der Turbine nicht besonders hoch ist, wird beim Erhitzen des Wassers auf 90 °C kein Strom verbraucht. Strom wird nur zum Kühlen der Kühlgrube verwendet und pro 1 MWh, die für diesen Zweck verwendet wird, werden beim Betrieb der Turbine 0.7–0.8 MWh zurückgewonnen. Durch die Kühlung der zweiten Grube verhält sich das Energiespeichersystem von RayGen laut Lasich wie eine riesige Batterie. Wenn das Netz mehr als genug Energie hat, kann der überschüssige Strom für den Betrieb der Kältemaschine verwendet werden, die auch mit Strom aus den Mehrfachsolarzellen von RayGen betrieben werden kann.

Sonnige Zeiten stehen bevor?

„Das RayGen-System ist eine interessante Nutzung der Konzentrator-Photovoltaik-Technologie (CPV), und das Speicherelement, das Wasser aus der Kühlung der Zellen nutzt, ist eine hervorragende Ergänzung zur reinen Stromerzeugung“, sagt Geoff Duggan, technischer Leiter bei Fullsun Photovoltaics Limited im Vereinigten Königreich, bevor es in Liquidation ging und im Jahr 2022 aufgelöst wurde. Er ist jedoch nicht davon überzeugt, dass dieser neue Ansatz das Interesse an CPV-Systemen verändern wird. „Es wurde immer von den Kosten und der Unfähigkeit, auf Kapazitäten zu skalieren, bei denen die Kosten drastisch gesenkt werden könnten, gebremst.“

RayGen ist offensichtlich optimistischer in Bezug auf die Technologie und sagt auch, dass Kunden, die ein RayGen-System bestellen, Einnahmen aus einer Reihe verschiedener Einnahmequellen erzielen können. Neben der Bezahlung für den Stromexport ergeben sich weitere Zahlungen aus der bloßen Bereitstellung zusätzlicher Kapazität für das Netz, auch wenn diese nicht genutzt wird. Darüber hinaus bietet der Frequenz-Hilfsdienstleistungsmarkt Umsatzchancen, da das kombinierte Solar- und Wärmesystem innerhalb von Sekunden auf die Anforderungen des Netzes reagieren kann. Rundel geht davon aus, dass ein RayGen-System „zusammen mit unseren strategischen Partnern profitable und attraktive kommerzielle Projekte liefert“.

Neben der Unterzeichnung des 4-MW-Projekts in der Nähe von Carwarp baut RayGen eine Produktionslinie zur Herstellung seiner Module auf. Man hofft, dass mit der Gesamtzahl der jährlich produzierten Module eine Leistung von 170 MW erzeugt werden kann. Da die Anzahl der Projekte in der Pipeline weiter zunimmt, wird diese Linie in größerem Umfang erweitert.

Größere Projekte erfordern auch größere Systeme. Beispielsweise werden die Gruben für größere zukünftige Projekte entsprechend der erhöhten ORC-Kapazität vergrößert, um weiterhin eine Lagerung für 12 bis 24 Stunden zu ermöglichen. RayGen geht davon aus, dass Gruben dieser Größenordnung ein Volumen von 150,000–250,000 m haben werden³, abhängig von der erforderlichen Speicherdauer für ein bestimmtes Projekt. Ein Partner, Photonenenergie, hat sich in Südaustralien bereits Grundstücke für eine Anlage gesichert, die 300 MW Solarenergie mit einer Speicherkapazität von 3.6 GWh kombinieren wird, die bis zu 150 MW liefern kann.

Während die ersten Projekte in Australien angesiedelt sind, erstreckt sich RayGens Ambitionen auch auf das Ausland. Nicht überall auf der Welt herrscht das idyllische Wetter, das ein RayGen-System braucht, aber es gibt überall Möglichkeiten, wo es viel Sonnenschein gibt, Strombedarf besteht und ein Netz vorhanden ist, das von einem flexiblen, schnellen Versorgungs- und Speichersystem profitieren würde.

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• Quelle: https://physicsworld.com/a/combining-solar-power-with-thermal-storage-to-avoid-wasting-energy/