Systeme mit konzentrierter Solarenergie (CSP, auch bekannt als konzentrierende Solarenergie, konzentrierte Solarthermie) erzeugen Solarenergie, indem sie Spiegel oder Linsen verwenden, um einen großen Bereich des Sonnenlichts auf einen Empfänger zu konzentrieren.[1]Strom wird erzeugt, wenn das konzentrierte Licht in Wärme (Solarthermie) umgewandelt wird, die eine Wärmekraftmaschine (normalerweise eine Dampfturbine) antreibt, die mit einem Stromgenerator verbunden ist[2][3][4] oder eine thermochemische Reaktion antreibt. 5][6][7]CSP hatte im Jahr 2021 eine weltweit installierte Gesamtkapazität von 6.800 MW, gegenüber 354 MW im Jahr 2005.[8]Auf Spanien entfiel mit 2.300 MW fast ein Drittel der weltweiten Kapazität, obwohl seit 2013 keine neue Kapazität in den kommerziellen Betrieb des Landes aufgenommen wurde.[9]Die Vereinigten Staaten folgen mit 1.740 MW.Auch in Nordafrika und dem Nahen Osten sowie in China und Indien ist das Interesse groß.Der Weltmarkt wurde zunächst von Parabolrinnen-Anlagen dominiert, die zeitweise 90 % der CSP-Anlagen ausmachten.[10]Seit etwa 2010 wird CSP in neuen Anlagen aufgrund seines Betriebs bei höheren Temperaturen bevorzugt – bis zu 565 °C (1.049 °F) gegenüber dem Maximum von 400 °C (752 °F) im Trog – was eine höhere Effizienz verspricht.Zu den größeren CSP-Projekten gehören die Ivanpah Solar Power Facility (392 MW) in den Vereinigten Staaten, die Solarturmtechnologie ohne thermische Energiespeicherung verwendet, und das Ouarzazate Solar Power Station in Marokko,[11] das Trog- und Turmtechnologien für kombiniert insgesamt 510 MW mit mehreren Stunden Energiespeicherung.Als thermisches Energieerzeugungskraftwerk hat CSP mehr mit thermischen Kraftwerken wie Kohle, Gas oder Geothermie gemeinsam.Eine CSP-Anlage kann thermische Energiespeicher enthalten, die Energie entweder in Form von fühlbarer Wärme oder als latente Wärme (z. B. unter Verwendung von Salzschmelze) speichern, wodurch diese Anlagen Tag und Nacht bei Bedarf weiterhin Strom erzeugen können.Dies macht CSP zu einer dispatchfähigen Form von Solar.Regelbare erneuerbare Energie ist besonders wertvoll an Orten, an denen bereits eine hohe Durchdringung mit Photovoltaik (PV) besteht, wie z. B. in Kalifornien[12], da die Nachfrage nach elektrischer Energie kurz vor Sonnenuntergang ihren Höhepunkt erreicht, wenn die PV-Kapazität abfällt (ein Phänomen, das als Entenkurve bezeichnet wird). .[13]CSP wird oft mit Photovoltaik (PV) verglichen, da beide Solarenergie nutzen.Während Solar-PV in den letzten Jahren aufgrund sinkender Preise ein enormes Wachstum verzeichnete,[14][15] war das Wachstum von Solar-CSP aufgrund technischer Schwierigkeiten und hoher Preise langsam.Im Jahr 2017 machte CSP weniger als 2 % der weltweit installierten Kapazität von Solarstromanlagen aus.[16]CSP kann jedoch während der Nacht leichter Energie speichern, was es wettbewerbsfähiger gegenüber regelbaren Generatoren und Grundlastanlagen macht.[17][18][19][20]Das DEWA-Projekt in Dubai, das sich 2019 im Bau befindet, hielt 2017 mit 73 US-Dollar pro MWh[21] den Weltrekord für den niedrigsten CSP-Preis für sein 700-MW-Projekt mit kombiniertem Trog und Turm: 600 MW Trog, 100 MW Turm mit 15 Stunden thermische Energiespeicherung täglich.Der Grundlast-CSP-Tarif in der extrem trockenen Region Atacama in Chile erreichte bei Auktionen von 2017 unter 50 $/MWh.[22][23]Eine Legende besagt, dass Archimedes ein „brennendes Glas“ benutzte, um das Sonnenlicht auf die einfallende römische Flotte zu konzentrieren und sie von Syrakus abzuwehren.1973 stellte ein griechischer Wissenschaftler, Dr. Ioannis Sakkas, der neugierig war, ob Archimedes wirklich die römische Flotte im Jahr 212 v -bedeckte Sperrholzsilhouette in 49 m (160 ft) Entfernung.Das Schiff fing nach wenigen Minuten Feuer;Historiker bezweifeln jedoch weiterhin die Geschichte von Archimedes.[24]1866 nutzte Auguste Mouchout eine Parabolrinne zur Dampferzeugung für die erste Solardampfmaschine.Das erste Patent für einen Sonnenkollektor erhielt der Italiener Alessandro Battaglia 1886 in Genua, Italien. In den folgenden Jahren entwickelten Erfinder wie John Ericsson und Frank Shuman konzentrierende, solarbetriebene Geräte zur Bewässerung, Kühlung und Kühlung. Ration und Fortbewegung.1913 stellte Shuman in Maadi, Ägypten, eine parabolische solarthermische Energiestation mit 55 PS (41 kW) zur Bewässerung fertig.Das erste Solarenergiesystem mit einer Spiegelschüssel wurde von Dr. RH Goddard gebaut, der bereits für seine Forschungen zu Flüssigbrennstoffraketen bekannt war und 1929 einen Artikel schrieb, in dem er behauptete, dass alle früheren Hindernisse angegangen worden seien. [29]Professor Giovanni Francia (1911–1980) entwarf und baute die erste konzentrierte Solaranlage, die 1968 in Sant'Ilario, in der Nähe von Genua, Italien, in Betrieb genommen wurde. Diese Anlage hatte die Architektur heutiger Turmkraftwerke mit einem Solarreceiver im Inneren Zentrum eines Feldes von Sonnenkollektoren.Die Anlage konnte 1 MW mit überhitztem Dampf bei 100 bar und 500 °C erzeugen.[30]Der 10-MW-Kraftturm Solar One wurde 1981 in Südkalifornien entwickelt. Solar One wurde 1995 in Solar Two umgewandelt, wobei ein neues Design mit einer geschmolzenen Salzmischung (60 % Natriumnitrat, 40 % Kaliumnitrat) als Arbeitsflüssigkeit des Empfängers implementiert wurde und als Speichermedium.Der Ansatz mit geschmolzenem Salz erwies sich als effektiv, und Solar Two arbeitete erfolgreich, bis es 1999 außer Betrieb genommen wurde.[31]Die 1984 begonnene Parabolrinnen-Technologie der nahe gelegenen Solar Energy Generating Systems (SEGS) war praktikabler.Das 354 MW SEGS war bis 2014 das größte Solarkraftwerk der Welt.Von 1990, als SEGS fertiggestellt wurde, bis 2006, als das kompakte lineare Fresnel-Reflektorsystem im Kraftwerk Liddell in Australien gebaut wurde, wurde kein kommerzielles konzentriertes Solarsystem gebaut.Nur wenige andere Anlagen wurden mit diesem Design gebaut, obwohl die 5-MW-Solarthermieanlage Kimberlina 2009 eröffnet wurde.2007 wurde Nevada Solar One mit 75 MW gebaut, ein Trogdesign und die erste große Anlage seit SEGS.Zwischen 2009 und 2013 baute Spanien über 40 Parabolrinnensysteme, standardisiert in 50-MW-Blöcken.Solardampfmaschine zum Pumpen von Wasser, in der Nähe von Los Angeles, um 1901Aufgrund des Erfolgs von Solar Two wurde 2011 in Spanien ein kommerzielles Kraftwerk namens Solar Tres Power Tower gebaut, das später in Gemasolar Thermosolar Plant umbenannt wurde.Die Ergebnisse von Gemasolar ebneten den Weg für weitere Anlagen dieser Art.Die Ivanpah Solar Power Facility wurde zur gleichen Zeit gebaut, jedoch ohne Wärmespeicherung, wobei Erdgas verwendet wurde, um das Wasser jeden Morgen vorzuwärmen.Die meisten konzentrierten Solarkraftwerke verwenden das Parabolrinnendesign anstelle des Kraftturms oder der Fresnel-Systeme.Es gab auch Variationen von Parabolrinnensystemen wie dem Integrated Solar Combined Cycle (ISCC), das Rinnen und konventionelle Heizsysteme mit fossilen Brennstoffen kombiniert.CSP wurde ursprünglich als Konkurrenz zur Photovoltaik behandelt, und Ivanpah wurde ohne Energiespeicher gebaut, obwohl Solar Two mehrere Stunden Wärmespeicherung beinhaltet hatte.Bis 2015 waren die Preise für Photovoltaikanlagen gefallen und kommerzieller PV-Strom wurde für 1,3 % der jüngsten CSP-Verträge verkauft.[32][33]CSP wurde jedoch zunehmend mit 3 bis 12 Stunden thermischer Energiespeicherung angeboten, was CSP zu einer einsatzbereiten Form der Solarenergie machte.[34]Als solches wird es zunehmend als Konkurrenz zu Erdgas und PV mit Batterien für flexiblen, abrufbaren Strom angesehen.CSP wird zur Stromerzeugung verwendet (manchmal als Solarthermoelektrizität bezeichnet, normalerweise durch Dampf erzeugt).Systeme mit konzentrierter Solartechnologie verwenden Spiegel oder Linsen mit Nachführsystemen, um einen großen Bereich des Sonnenlichts auf einen kleinen Bereich zu fokussieren.Das gebündelte Licht wird dann als Wärme oder als Wärmequelle für ein konventionelles Kraftwerk (Solarthermoelektrizität) genutzt.Die in CSP-Systemen verwendeten Solarkonzentratoren können häufig auch zur Bereitstellung industrieller Prozesswärme oder -kühlung verwendet werden, beispielsweise in der solaren Klimatisierung.Konzentrierende Technologien gibt es in vier optischen Typen, nämlich Parabolrinne, Schale, konzentrierender linearer Fresnel-Reflektor und Solarturm.[35]Parabolrinnen und konzentrierende lineare Fresnel-Reflektoren werden als Linearfokus-Kollektortypen klassifiziert, während Schüssel und Solarturm als Punktfokustypen klassifiziert werden.Kollektoren mit linearem Fokus erreichen mittlere Konzentrationsfaktoren (50 Sonnen und mehr) und Punktkollektoren erreichen hohe Konzentrationsfaktoren (über 500 Sonnen).Obwohl einfach, sind diese Solarkonzentratoren ziemlich weit von der theoretischen Maximalkonzentration entfernt.[36][37]Beispielsweise ergibt die Parabolrinnenkonzentration etwa 1-3 des theoretischen Maximums für den Designakzeptanzwinkel, dh für die gleichen Gesamttoleranzen für das System.Die Annäherung an das theoretische Maximum kann erreicht werden, indem ausgefeiltere Konzentratoren verwendet werden, die auf nicht abbildenden Optiken basieren.[36][37][38]Unterschiedliche Arten von Konzentratoren erzeugen unterschiedliche Spitzentemperaturen und entsprechend unterschiedliche thermodynamische Wirkungsgrade aufgrund von Unterschieden in der Art und Weise, wie sie der Sonne folgen und Licht fokussieren.Neue Innovationen in der CSP-Technologie führen dazu, dass Systeme immer kostengünstiger werden.[39][40]Eine Parabolrinne besteht aus einem linearen Parabolreflektor, der Licht auf einen Empfänger konzentriert, der entlang der Brennlinie des Reflektors positioniert ist.Der Empfänger ist ein Rohr, das an der Längsbrennlinie des Parabolspiegels positioniert und mit einem Arbeitsfluid gefüllt ist.Der Reflektor folgt der Sonne während der Tageslichtstunden, indem er entlang einer einzigen Achse nachgeführt wird.Ein Arbeitsfluid (z. B. geschmolzenes Salz[41]) wird auf 150–350 °C (302–662 °F) erhitzt, während es durch den Empfänger fließt, und wird dann als Wärmequelle für ein Stromerzeugungssystem verwendet.[42]Trogsysteme sind die am weitesten entwickelte CSP-Technologie.Repräsentativ sind die Solar Energy Generating Systems (SEGS)-Anlagen in Kalifornien, die weltweit ersten kommerziellen Parabolrinnen-Anlagen, Nevada Solar One von Acciona in der Nähe von Boulder City, Nevada, und Andasol, Europas erste kommerzielle Parabolrinnen-Anlage, sowie die SSPS-Anlage von Plataforma Solar de Almería. DCS-Testeinrichtungen in Spanien.[43]Parabolrinne in einer Anlage in der Nähe von Harper Lake, KalifornienDas Design kapselt das solarthermische System in einem gewächshausähnlichen Gewächshaus ein.Das Gewächshaus schafft eine geschützte Umgebung, um den Elementen standzuhalten, die sich negativ auf die Zuverlässigkeit und Effizienz des Solarthermiesystems auswirken können.[44]Leichte, gebogene, sonnenreflektierende Spiegel sind an Drähten von der Decke des Gewächshauses abgehängt.Ein einachsiges Nachführsystem positioniert die Spiegel, um die optimale Menge an Sonnenlicht abzurufen.Die Spiegel konzentrieren das Sonnenlicht und fokussieren es auf ein Netz stationärer Stahlrohre, die ebenfalls an der Gewächshausstruktur aufgehängt sind.[45]Ãœber die gesamte Länge des Rohrs wird Wasser geführt, das bei intensiver Sonneneinstrahlung zur Dampferzeugung gekocht wird.Durch das Abschirmen der Spiegel vor Wind können sie höhere Temperaturraten erreichen und verhindern, dass sich Staub auf den Spiegeln ansammelt.[44]GlassPoint Solar, das Unternehmen, das das Enclosed Trough-Design entwickelt hat, gibt an, dass seine Technologie Wärme für die Enhanced Oil Recovery (EOR) für etwa 5 US-Dollar pro 290 kWh (1.000.000 BTU) in sonnigen Regionen erzeugen kann, verglichen mit zwischen 10 und 12 US-Dollar für andere konventionelle Solarthermie Technologien.[46]Ein Solarturm besteht aus einer Reihe von zweiachsigen Tracking-Reflektoren (Heliostaten), die das Sonnenlicht auf einen zentralen Empfänger auf einem Turm konzentrieren.der Sammler enthält eine Wärmeträgerflüssigkeit, die aus Wasserdampf oder geschmolzenem Salz bestehen kann.Optisch entspricht ein Solarturm einem kreisförmigen Fresnel-Reflektor.Das Arbeitsmedium im Empfänger wird auf 500–1000 ° C (773–1.273 K oder 932–1.832 ° F) erhitzt und dann als Wärmequelle für ein Stromerzeugungs- oder Energiespeichersystem verwendet.Ein Vorteil des Solarturms ist, dass die Reflektoren anstelle des ganzen Turms eingestellt werden können.Die Entwicklung von Stromtürmen ist weniger fortgeschritten als von Trogsystemen, aber sie bieten einen höheren Wirkungsgrad und eine bessere Energiespeicherfähigkeit.Eine Beam-Down-Tower-Anwendung ist auch mit Heliostaten möglich, um das Arbeitsfluid zu erhitzen.[47]Ashalim Power Station, Israel, nach seiner Fertigstellung der höchste Solarturm der Welt.Es bündelt das Licht von über 50.000 Heliostaten.Die Solar Two in Daggett, Kalifornien und die CESA-1 in Plataforma Solar de Almeria Almeria, Spanien, sind die repräsentativsten Demonstrationsanlagen.Der Planta Solar 10 (PS10) in Sanlucar la Mayor, Spanien, ist der weltweit erste kommerzielle Solarturm im Kraftwerksmaßstab.Die 377-MW-Solaranlage Ivanpah in der Mojave-Wüste ist die größte CSP-Anlage der Welt und nutzt drei Stromtürme.[48]Ivanpah erzeugte nur 0,652 TWh (63 %) seiner Energie aus Sonnenenergie, und die anderen 0,388 TWh (37 %) wurden durch die Verbrennung von Erdgas erzeugt.[49][50][51]Fresnel-Reflektoren bestehen aus vielen dünnen, flachen Spiegelstreifen, um das Sonnenlicht auf Rohre zu konzentrieren, durch die Arbeitsflüssigkeit gepumpt wird.Flache Spiegel ermöglichen mehr reflektierende Oberfläche auf gleichem Raum als ein Parabolreflektor und fangen somit mehr des verfügbaren Sonnenlichts ein, und sie sind viel billiger als Parabolreflektoren.Fresnel-Reflektoren können in CSPs unterschiedlicher Größe verwendet werden.[52][53]Fresnel-Reflektoren werden manchmal als Technologie mit einer schlechteren Leistung als andere Methoden angesehen.Die Kosteneffizienz dieses Modells ist es, was einige dazu veranlasst, es anstelle von anderen mit höheren Ausgangsleistungen zu verwenden.Einige neue Modelle von Fresnel-Reflektoren mit Raytracing-Fähigkeiten haben mit dem Testen begonnen und haben anfänglich bewiesen, dass sie eine höhere Leistung als die Standardversion erbringen.[54]Ein Dish-Stirling- oder Dish-Engine-System besteht aus einem eigenständigen Parabolreflektor, der Licht auf einen Empfänger konzentriert, der im Brennpunkt des Reflektors positioniert ist.Der Reflektor folgt der Sonne entlang zweier Achsen.Das Arbeitsfluid im Empfänger wird auf 250–700 ° C (482–1.292 ° F) erhitzt und dann von einem Stirlingmotor zur Stromerzeugung verwendet.Parabolische Systeme bieten einen hohen Solar-Strom-Wirkungsgrad (zwischen 31 % und 32 %), und ihre modulare Natur bietet Skalierbarkeit.Die Antennen von Stirling Energy Systems (SES), United Sun Systems (USS) und Science Applications International Corporation (SAIC) am UNLV sowie Big Dish der Australian National University in Canberra, Australien, sind repräsentativ für diese Technologie.Am 31. Januar 2008, einem kalten, hellen Tag, wurde in der National Solar Thermal Test Facility (NSTTF) in New Mexico mit 31,25 % ein Weltrekord für den Solar-Strom-Wirkungsgrad aufgestellt.[55]Laut seinem Entwickler Ripasso Energy, einem schwedischen Unternehmen, zeigte sein Dish Sterling-System, das 2015 in der Kalahari-Wüste in Südafrika getestet wurde, einen Wirkungsgrad von 34 %.[56]Die SES-Anlage in Maricopa, Phoenix, war die größte Stirling-Dish-Kraftanlage der Welt, bis sie an United Sun Systems verkauft wurde.Im Zuge des enormen Energiebedarfs wurden in der Folge größere Teile der Anlage nach China verlagert.Die Wärme der Sonne kann verwendet werden, um Dampf bereitzustellen, der verwendet wird, um Schweröl weniger viskos und leichter pumpbar zu machen.Ãœber Solarturm und Parabolrinnen kann der direkt genutzte Dampf bereitgestellt werden, sodass keine Generatoren benötigt werden und kein Strom produziert wird.Die durch Solarthermie verstärkte Ölgewinnung kann die Lebensdauer von Ölfeldern mit sehr dickem Öl verlängern, dessen Förderung ansonsten nicht wirtschaftlich wäre.[57]In einer CSP-Anlage mit Speicher wird die Sonnenenergie zuerst zum Erhitzen des geschmolzenen Salzes oder synthetischen Öls verwendet, das in isolierten Tanks gespeichert wird und Wärme-/Wärmeenergie bei hoher Temperatur bereitstellt.[58][59]Später wird das heiße geschmolzene Salz (oder Öl) in einem Dampfgenerator verwendet, um Dampf zu erzeugen, um je nach Bedarf mit einem Dampfturbogenerator Strom zu erzeugen.[60]So wird Sonnenenergie, die nur bei Tageslicht zur Verfügung steht, zur bedarfsgerechten Stromerzeugung rund um die Uhr als Lastnachfolge-Kraftwerk oder Solar-Spitzenkraftwerk genutzt.[61][62]Die thermische Speicherkapazität wird in Stunden der Stromerzeugung bei Nennkapazität angegeben.Im Gegensatz zu Solar-PV oder CSP ohne Speicherung ist die Stromerzeugung aus solarthermischen Speicheranlagen planbar und selbsttragend, ähnlich wie Kohle-/Gaskraftwerke, aber ohne die Umweltverschmutzung.[63]CSP mit thermischen Energiespeichern können auch als Blockheizkraftwerke eingesetzt werden, um rund um die Uhr sowohl Strom als auch Prozessdampf zu liefern.Ab Dezember 2018 lagen die Erzeugungskosten von CSP mit thermischen Energiespeicheranlagen zwischen 5 c € / kWh und 7 c € / kWh, abhängig von guter bis mittlerer Sonneneinstrahlung an einem Standort.[64]Im Gegensatz zu Solar-PV-Anlagen können CSP mit thermischen Energiespeichern auch rund um die Uhr wirtschaftlich eingesetzt werden, um nur Prozessdampf zu produzieren, der umweltbelastende fossile Brennstoffe ersetzt.CSP-Anlagen können für eine bessere Synergie auch in Solar-PV integriert werden.[65][66][67]CSP mit thermischen Speichersystemen sind auch verfügbar, die den Brayton-Zyklus mit Luft anstelle von Dampf verwenden, um rund um die Uhr Strom und/oder Dampf zu erzeugen.Diese CSP-Anlagen sind mit einer Gasturbine zur Stromerzeugung ausgestattet.[68]Diese haben auch eine geringe Kapazität (<0,4 MW) und können flexibel auf wenigen Hektar Fläche installiert werden.[68]Abwärme aus dem Kraftwerk kann auch für die Prozessdampferzeugung und HVAC-Anforderungen verwendet werden.[69]Falls die Landverfügbarkeit keine Einschränkung darstellt, kann eine beliebige Anzahl dieser Module bis zu 1000 MW mit RAMS und Kostenvorteil installiert werden, da die Kosten pro MW für diese Einheiten niedriger sind als bei größeren solarthermischen Anlagen.[70]Zentrale Fernwärme rund um die Uhr ist auch mit konzentrierten solarthermischen Speicheranlagen machbar.[71]Die Herstellung kohlenstoffneutraler synthetischer Kraftstoffe unter Verwendung konzentrierter Solarthermie bei einer Temperatur von fast 1500 °C ist technisch machbar und in naher Zukunft kommerziell realisierbar, da die Kosten für CSP-Anlagen sinken.[72]Auch kohlenstoffneutraler Wasserstoff kann mit solarthermischer Energie (CSP) unter Verwendung des Schwefel-Jod-Zyklus, Hybrid-Schwefel-Zyklus, Eisenoxid-Zyklus, Kupfer-Chlor-Zyklus, Zink-Zink-Oxid-Zyklus, Cerium(IV)-Oxid-Cerium(III)-Oxid erzeugt werden Zyklus usw.Eine frühe Anlage wurde in Sizilien in Adrano betrieben.Der Einsatz von CSP-Anlagen in den USA begann 1984 mit den SEGS-Anlagen.Die letzte SEGS-Anlage wurde 1990 fertiggestellt. Von 1991 bis 2005 wurden weltweit keine CSP-Anlagen gebaut.Die weltweit installierte CSP-Kapazität hat sich zwischen 2004 und 2013 fast verzehnfacht und wuchs in den letzten fünf dieser Jahre um durchschnittlich 50 Prozent pro Jahr.[75]:?51?2013 stieg die weltweit installierte Leistung um 36 % oder knapp 0,9 Gigawatt (GW) auf über 3,4 GW.Spanien und die Vereinigten Staaten blieben weltweit führend, während die Zahl der Länder mit installierten CSP zunahm, aber der rasche Preisverfall von PV-Solar, politische Änderungen und die globale Finanzkrise stoppten die meisten Entwicklungen in diesen Ländern.2014 war das beste Jahr für CSP, aber es folgte ein rapider Rückgang, da 2016 weltweit nur eine große Anlage fertig gestellt wurde. Es gibt einen bemerkenswerten Trend zu Entwicklungsländern und Regionen mit hoher Sonneneinstrahlung, wobei sich 2017 mehrere große Anlagen im Bau befinden.Die Effizienz eines konzentrierenden Solarstromsystems hängt von der Technologie ab, die verwendet wird, um die Solarenergie in elektrische Energie umzuwandeln, der Betriebstemperatur des Empfängers und der Wärmeabgabe, den Wärmeverlusten im System und dem Vorhandensein oder Fehlen anderer Systemverluste;Neben der Konversionseffizienz fügt das optische System, das das Sonnenlicht konzentriert, auch zusätzliche Verluste hinzu.Reale Systeme beanspruchen einen maximalen Umwandlungswirkungsgrad von 23–35 % für Systeme vom Typ „Kraftturm“, die bei Temperaturen von 250 bis 565 °C betrieben werden, wobei die höhere Effizienzzahl von einer Turbine mit kombiniertem Zyklus ausgeht.Dish-Stirling-Systeme, die bei Temperaturen von 550-750 °C arbeiten, beanspruchen einen Wirkungsgrad von etwa 30 %.[80]Aufgrund von Schwankungen des Sonneneinfalls während des Tages entspricht der durchschnittlich erzielte Umwandlungswirkungsgrad nicht diesen maximalen Wirkungsgraden, und der jährliche Nettowirkungsgrad von Solar zu Strom beträgt 7–20 % für Pilotturmsysteme und 12–25 % für Stirling-Dish-Systeme im Demonstrationsmaßstab.[80]Die maximale Umwandlungseffizienz eines thermischen in ein elektrisches Energiesystem wird durch die Carnot-Effizienz angegeben, die eine theoretische Grenze für die Effizienz darstellt, die von jedem System erreicht werden kann, festgelegt durch die Gesetze der Thermodynamik.Reale Systeme erreichen die Carnot-Effizienz nicht.Die Umwandlungseffizienz ?{\displaystyle \eta} der einfallenden Sonnenstrahlung in mechanische Arbeit hängt von den Wärmestrahlungseigenschaften des Solarempfängers und von der Wärmekraftmaschine (z. B. Dampfturbine) ab.Die Sonneneinstrahlung wird zunächst vom Solarreceiver mit dem Wirkungsgrad ? in Wärme umgewandelt.R eceiver {\displaystyle \eta _{Receiver}} und anschließend wird die Wärme durch die Wärmekraftmaschine mit dem Wirkungsgrad ?mechanisch {\displaystyle \eta _{mechanisch}} , unter Verwendung des Carnot-Prinzips.[81][82]Die mechanische Energie wird dann von einem Generator in elektrische Energie umgewandelt.Für einen Solarreceiver mit einem mechanischen Wandler (z. B. einer Turbine) kann der Gesamtwandlungswirkungsgrad wie folgt definiert werden: ?= ?Optik??Empfänger??mechanisch??Generator {\displaystyle \eta =\eta _{\mathrm {Optik} }\cdot \eta _{\mathrm {Empfänger} }\cdot \eta _{\mathrm {mechanisch} }\cdot \eta _{\mathrm { Generator} }}wo ?Optik {\ displaystyle \ eta _ {\ mathrm {Optik}}} stellt den Anteil des einfallenden Lichts dar, das auf den Empfänger konzentriert ist, ?Empfänger {\displaystyle \eta _{\mathrm {Empfänger}}} der Anteil des auf den Empfänger einfallenden Lichts, das in Wärmeenergie umgewandelt wird, ?mechanisch {\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanisch} }} die Effizienz der Umwandlung von Wärmeenergie in mechanische Energie und ?Generator {\displaystyle \eta _{\mathrm {generator} }} die Effizienz der Umwandlung der mechanischen Energie in elektrische Energie.?Empfänger {\displaystyle \eta _{\mathrm {Empfänger}}} ist: ?Empfänger = Q absorbiert?Q verloren Q Vorfall {\displaystyle \eta _{\mathrm {Empfänger} }={\frac {Q_{\mathrm {absorbiert} }-Q_{\mathrm {verloren} }}{Q_{\mathrm {Vorfall} }} }} mit Q Vorfall {\displaystyle Q_{\mathrm {Vorfall} }} , Q absorbiert {\displaystyle Q_{\mathrm {absorbiert} }} , Q verloren {\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }} bzw. der ankommende Solarfluss und die vom Solarempfänger des Systems absorbierten und verlorenen Flüsse.Die Umwandlungseffizienz ?mechanisch {\displaystyle \eta _{\mathrm {mechanisch} }} ist höchstens der Carnot-Wirkungsgrad, der durch die Temperatur des Empfängers TH {\displaystyle T_{H}} und die Temperatur der Wärmeabgabe («heat Senkentemperatur») T 0 {\displaystyle T^{0}} , ?Carnot = 1 ?T 0 TH {\displaystyle \eta _{\mathrm {Carnot} }=1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}}Die realen Wirkungsgrade typischer Motoren erreichen aufgrund von Verlusten wie Wärmeverlust und Luftwiderstand in den beweglichen Teilen 50 % bis höchstens 70 % des Carnot-Wirkungsgrads.Für einen Sonnenstrom I {\displaystyle I} (zB I = 1000 W / m 2 {\displaystyle I=1000\,\mathrm {W/m^{2}} } ) konzentriert sich C {\displaystyle C} mal mit an Effizienz ?O ptics {\displaystyle \eta _{Optics}} auf dem System Sonnenempfänger mit einer Sammelfläche A {\displaystyle A} und einem Absorptionsvermögen ?{\displaystyle \alpha} : Q solar = ICA {\displaystyle Q_{\mathrm {solar} }=ICA} , Q absorbiert = ?Optik?Q solar {\displaystyle Q_{\mathrm {absorbiert} }=\eta _{\mathrm {Optik} }\alpha Q_{\mathrm {solar} }} ,Der Einfachheit halber kann man annehmen, dass die Verluste nur Strahlungsverluste sind (eine berechtigte Annahme für hohe Temperaturen), also für eine Rückstrahlfläche A und einen Emissionsgrad &eegr;{\ displaystyle \ epsilon} Anwendung des Stefan-Boltzmann-Gesetzes ergibt: Q verloren = A ??TH 4 {\displaystyle Q_{\mathrm {lost} }=A\epsilon \sigma T_{H}^{4}}Vereinfacht man diese Gleichungen durch Berücksichtigung perfekter Optiken ( ? O ptics {\displaystyle \eta _{\mathrm {Optics} }} = 1) und ohne Berücksichtigung des letzten Umwandlungsschrittes in Elektrizität durch einen Generator, Sammeln und Rückstrahlen von Flächen gleicher und maximaler Absorptionsfähigkeit und Emissionsgrad ( ? {\displaystyle \alpha } = 1, ? {\displaystyle \epsilon } = 1) dann ergibt das Einsetzen in die erste Gleichung ?= ( 1 ? ? TH 4 IC ) ?( 1 ? T 0 TH ) {\displaystyle \eta =\left(1-{\frac {\sigma T_{H}^{4}}{IC}}\right)\cdot \left(1-{\frac {T^{0}}{T_{H}}}\right)}Die Grafik zeigt, dass der Gesamtwirkungsgrad nicht stetig mit der Temperatur des Empfängers ansteigt.Obwohl der Wirkungsgrad der Wärmekraftmaschine (Carnot) mit höherer Temperatur zunimmt, tut dies der Wirkungsgrad des Empfängers nicht.Im Gegenteil, die Effizienz des Empfängers nimmt ab, da die Menge an Energie, die er nicht aufnehmen kann (Qlost), mit der vierten Potenz als Funktion der Temperatur wächst.Daher gibt es eine maximal erreichbare Temperatur.Wenn die Empfängereffizienz null ist (blaue Kurve in der Abbildung unten), ist Tmax: T max = ( IC ? ) 0,25 {\displaystyle T_{\mathrm {max} }=\left({\frac {IC}{\sigma }}\right)^{0.25}}Es gibt eine Temperatur Topt, für die der Wirkungsgrad maximal ist, dh.wenn die Effizienzableitung relativ zur Empfängertemperatur null ist: d ≥d TH (T opt) = 0 {\displaystyle {\frac {d\eta}}{dT_{H}}}(T_{\mathrm {opt}})=0}Folglich führt uns dies zu der folgenden Gleichung: T opt 5 ?( 0,75 T 0 ) Top 4 ?T 0 IC 4 ?= 0 {\displaystyle T_{opt}^{5}-(0,75T^{0})T_{\mathrm {opt} }^{4}-{\frac {T^{0}IC}{4\sigma }}=0}Das numerische Lösen dieser Gleichung ermöglicht es uns, die optimale Prozesstemperatur gemäß dem Sonnenkonzentrationsverhältnis zu erhalten C {\ displaystyle C} (rote Kurve in der Abbildung unten)Abgesehen von der theoretischen Effizienz zeigt die reale Erfahrung mit CSP ein Defizit von 25 % bis 60 % in der prognostizierten Produktion, von dem ein großer Teil auf die praktischen Carnot-Zyklusverluste zurückzuführen ist, die in der obigen Analyse nicht enthalten sind.Nur wenige CSP-Anlagen in China haben im Jahr 2021 einen Tarif von 50 US-Dollar pro MWh erreicht.[83]Bereits 2011 führte der rapide Preisverfall von Photovoltaikanlagen zu Prognosen, dass CSP nicht mehr wirtschaftlich sein wird.[84]Ab 2020 sind die günstigsten konzentrierten Solarkraftwerke im Versorgungsmaßstab in den Vereinigten Staaten und weltweit fünfmal teurer als Photovoltaikkraftwerke im Versorgungsmaßstab, mit einem prognostizierten Mindestpreis von 7 Cent pro Kilowattstunde für das fortschrittlichste CSP Stationen gegen Rekordtiefs von 1,32 Cent pro kWh[85] für PV im Versorgungsmaßstab.[86]Dieser fünffache Preisunterschied wird seit 2018 beibehalten.[87]Auch wenn der Einsatz von CSP insgesamt begrenzt bleibt, sind die Stromgestehungskosten von Kraftwerken im kommerziellen Maßstab in den letzten Jahren erheblich gesunken.Mit einer geschätzten Lernrate von rund 20 % Kostensenkung pro Kapazitätsverdopplung [88] näherten sich die Kosten Anfang der 2020er Jahre dem oberen Ende der Kostenspanne für fossile Brennstoffe, angetrieben von Förderprogrammen in mehreren Ländern, darunter Spanien USA, Marokko, Südafrika, China und die VAE:Der Einsatz von CSP hat sich erheblich verlangsamt, da die meisten der oben genannten Märkte ihre Unterstützung eingestellt haben,[89] da sich herausstellte, dass die Technologie pro kWh teurer ist als Solar-PV und Windkraft.Einige erwarten, dass CSP in Kombination mit Thermal Energy Storage (TES) für Speicherdauern von über 4 Stunden pro Tag billiger bleiben wird als PV mit Lithiumbatterien, während NREL erwartet, dass PV mit 10-Stunden-Speicherung Lithiumbatterien bis 2030 kosten wird das gleiche wie PV mit 4 Stunden Speicher früher im Jahr 2020 gekostet hat.[91]Im Jahr 2008 startete Spanien den ersten kommerziellen CSP-Markt in Europa.Bis 2012 war die solarthermische Stromerzeugung zunächst förderfähig für Einspeisevergütungen (Art. 2 RD 661/2007) – was zur Schaffung der größten CSP-Flotte der Welt führte, die mit 2,3 GW installierter Leistung etwa 5 TWh beisteuert Strom in das spanische Netz jedes Jahr.[92]Die anfänglichen Anforderungen an Anlagen im FiT waren:Die Kapazitätsgrenzen für die verschiedenen Systemtypen wurden bei der vierteljährlichen Ãœberprüfung der Antragsbedingungen neu festgelegt (Art. 5 RD 1578/2008, Anhang III RD 1578/2008).Vor Ablauf einer Antragsfrist werden die für jeden Systemtyp festgelegten Marktobergrenzen auf der Website des Ministeriums für Industrie, Tourismus und Handel veröffentlicht (Art. 5 RD 1578/2008).[93]Aufgrund von Kostenbedenken hat Spanien am 27. Januar 2012 die Annahme neuer Projekte für die Einspeisevergütung gestoppt Kürzung der Einspeisevergütung.[96]In diesem Zusammenhang hat die spanische Regierung 2013 das Königliche Gesetzesdekret 9/2013 [97] erlassen, das auf die Annahme dringender Maßnahmen zur Gewährleistung der wirtschaftlichen und finanziellen Stabilität des Stromversorgungssystems abzielt und damit die Grundlage für das neue Gesetz 24/ 2013 des spanischen Stromsektors.[98]Dieser neue rückwirkende rechtlich-ökonomische Rahmen, der für alle erneuerbaren Energiesysteme gilt, wurde 2014 durch den RD 413/2014[99] entwickelt, der die früheren regulatorischen Rahmenbedingungen abschaffte, die durch den RD 661/2007 und den RD 1578/2008 festgelegt wurden, und definierte a neues Vergütungssystem für diese Vermögenswerte.Andasol Solarkraftwerk in SpanienNach einem verlorenen Jahrzehnt für CSP in Europa kündigte Spanien in seinem Nationalen Energie- und Klimaplan die Absicht an, zwischen 2021 und 2030 5 GW an CSP-Kapazität hinzuzufügen.[100]Zu diesem Zweck werden halbjährliche Auktionen von 200 MW CSP-Kapazität ab Oktober 2022 erwartet, aber Details sind noch nicht bekannt.[101]Mehrere CSP-Gerichte wurden in abgelegenen Siedlungen der Aborigines im Northern Territory aufgestellt: Hermannsburg, Yuendumu und Lajamanu.Bisher wurde in Australien kein CSP-Projekt im kommerziellen Maßstab in Auftrag gegeben, es wurden jedoch mehrere Projekte vorgeschlagen.Im Jahr 2017 erhielt der inzwischen bankrotte amerikanische CSP-Entwickler SolarReserve den Zuschlag für einen PPA zur Realisierung des 150-MW-Aurora-Solarwärmekraftwerksprojekts in Südaustralien zu einem Rekordtiefpreis von nur 0,08 AUD/kWh oder fast 0,06 USD/kWh.[102]Leider konnte das Unternehmen die Finanzierung nicht sichern und das Projekt wurde abgebrochen.Eine weitere vielversprechende Anwendung für CSP in Australien sind Minen, die rund um die Uhr Strom benötigen, aber oft keinen Netzanschluss haben.Vast Solar, ein Start-up-Unternehmen, das darauf abzielt, ein neuartiges modulares CSP-Design der dritten Generation zu vermarkten [103][104], beabsichtigt, im Jahr 2021 mit dem Bau einer kombinierten CSP- und PV-Anlage mit 50 MW in Mt. Isa im Nordwesten von Queensland zu beginnen.[105]Auf Bundesebene kann im Rahmen des Large-Scale Renewable Energy Target (LRET), das im Rahmen des Renewable Energy Electricity Act 2000 betrieben wird, die groß angelegte solarthermische Stromerzeugung aus akkreditierten RET-Kraftwerken berechtigt sein, Large Scale Generation Certificates (LGCs) zu erstellen ).Diese Zertifikate können dann verkauft und an verantwortliche Stellen (normalerweise Stromeinzelhändler) übertragen werden, um ihre Verpflichtungen im Rahmen dieses Systems für handelbare Zertifikate zu erfüllen.Da diese Gesetzgebung jedoch in ihrer Anwendung technologieneutral ist, bevorzugt sie tendenziell etabliertere EE-Technologien mit niedrigeren Erzeugungskosten, wie z. B. groß angelegte Onshore-Windenergie, anstatt Solarthermie und CSP.Auf staatlicher Ebene sind die Gesetze zur Einspeisung erneuerbarer Energien in der Regel durch die maximale Erzeugungskapazität in kWp begrenzt und gelten nur für die Erzeugung im kleinsten oder mittleren Maßstab und in einigen Fällen nur für die Erzeugung von Solar-PV (Photovoltaik).Wir verwenden Cookies, um Ihnen das beste Erlebnis auf unserer Website zu bieten.Unbedingt erforderliche Cookies sollten jederzeit aktiviert sein, damit wir Ihre Einstellungen für Cookie-Einstellungen speichern können.Wenn Sie dieses Cookie deaktivieren, können wir Ihre Einstellungen nicht speichern.Dies bedeutet, dass Sie jedes Mal, wenn Sie diese Website besuchen, Cookies erneut aktivieren oder deaktivieren müssen.Diese Website verwendet Google Analytics, um anonyme Informationen wie die Anzahl der Besucher der Website und die beliebtesten Seiten zu sammeln.Wenn Sie dieses Cookie aktiviert lassen, können wir unsere Website verbessern.Bitte aktivieren Sie zuerst unbedingt notwendige Cookies, damit wir Ihre Einstellungen speichern können!