Prozesssimulation von HELIOtube - Solarkraftwerken

Abstract

Die Firma Heliovis R AG befasst sich mit der Entwicklung eines neuartigen patentrechtlich geschützten Kollektorsystems für die konzentrierende Solarthermie. In Zusammenarbeit mit der Technischen Universität Wien wurde bereits die Funktionstüchtigkeit einiger Prototypen des HELIOtubes in Versuchen bestätigt. Der HELIOtube ist ein sogenannter Pneumatic Prestressed Concentrator, der durch die Krümmung einer flexiblen Spiegelfolie, die ebenso als Trennwand zweier Druckkammern fungiert, die auftreffenden Lichtstrahlen auf einen Absorber fokussiert. Die Verformung der Spiegelfolie erfolgt aufgrund der unterschiedlichen Druckbeaufschlagung der zwei Druckkammern. Ein weiterer Schritt in der Entwicklung und Erprobung der innovativen Technologie stellt die Errichtung eines Demokraftwerks dar. Ziel der Diplomarbeit ist die Prozesssimulation verschiedener HELIOtube- Solarkraftwerks- Konfigurationen mit einer Leistung von 1MWel und der Vergleich der dadurch erzielten Ergebnisse. Hauptunterschied zwischen den zu untersuchenden Anlagentypen ist das verwendete Wärmeträgerfluid und die Variation des für die Verstromung notwendigen Dampfkraftprozesses. Zwei Kraftwerke werden mit Wasser als Wärmeträger betrieben, wobei dieses auch als Arbeitsfluid fungiert. Eine der beiden Anlagen produziert gesättigten Dampf im Solarfeld und die andere Anlage überhitzten Dampf. Die dritte Variante des Kraftwerks benutzt Thermoöl als Wärmeträgerfluid im Solarfeld. Durch die Simulation dieser drei Varianten ist es möglich, deren Erträge über den Zeitraum eines Jahres zu ermitteln und miteinander zu vergleichen. Zusätzlich wird in dieser Arbeit das Anfahrverhalten des Solarfeldes abgebildet. Die dazu verwendete Software ist das Simulationstool EBSILONR Professional der STEAG Energy Services GmbH. Die Ergebnisse der Jahresertragsrechnung beziehen sich auf einen Standort des Kraftwerks im Nordosten Spaniens und zeigen einen klaren Vorteil des mit überhitzten Dampf betriebenen Kraftwerks. Danach folgt die mit Sattdampf betriebene Variante, gefolgt von der Thermoöl- Anlage. Der Vorteil der mit überhitztem Dampf betriebenen Anlage gegenüber den anderen Varianten ist u.a. auf den besseren Wirkungsgrad des Verstromungsprozesses zufolge höheren Temperaturniveaus zurückzuführen. Der Gesamtspitzenwirkungsgrad des Demokraftwerks beträgt ca. 10 %. Für die Analyse des Anfahrvorgangs wurde das Verdampfer-Solarfeld der überhitzten Variante herangezogen.<br />Die Auswertung der Ergebnisse zeigt vor allem im Winter bei geringer Einstrahlungsleistung eine lange Aufwärmphase des Solarfelds. Im Gegensatz dazu erfolgt das Anfahren im Sommer erwartungsgemäß wesentlich schneller. Die Jahresertragsrechnung wurde quasistationär und die Anfahrsimulation transient durchgeführt.<br />

The company Heliovis R AG is concerned with the development of a novel collector system protected by patents for concentrating solarthermics. In collaboration with the Vienna University of Technology the functionality of some prototypes of the HELIOtube has already been confirmed in experiments. The HELIOtube is a so-called Pneumatic Prestressed Concentrator, which focuses the incident light beams on an absorber by the curvature of a flexible reflective foil, which acts as well as a partition wall between two pressure chambers. The deformation of the mirror film is based on the different pressurizing of the two pressure hambers. A further step in the development and testing of this innovative technology is the establishment of a demonstration power plant. The aim of the thesis is the simulation of various HELIOtube solar power plants with an output of 1MWel and the comparison of their results. Chief difference between the types of plant to be examined is the used heat transfer fluid and the variation of the steam process required for conversion into electricity. Two power stations are operated with water as heat transfer fluid, which also acts as a working fluid for the steam process. One of the two plants produces saturated steam in the solar field and the other system produces superheated steam. The third variant of the power plant uses thermal oil as heat transfer fluid in the solar field. By simulating these three variants, it is possible to determine their outputs over the period of a year and to compare them. Additionally in this study the starting behavior of the solar field is mapped. The used Software for the simulations is the simulation tool EBSILONR Professional from STEAG Energy Services GmbH.<br />The results of the calculation of the annual returns relate to a location of the power plant in northeastern of Spain and show a clear advantage of the superheated steam operating Power plant. Then follows the variant producing saturated steam and the thermal oil Plant comes last. The advantage of the system operating with superheated steam compared with the other variants is mainly due to the better efficiency of the power generation process. The overall peek efficiency the demonstration power plant is 10 %. For the analysis of the starting process, the evaporator solar field of the superheated variant was used.<br />The evaluation of the results shows, that especially in winter at low irradiance performance the warm-up phase of the solar field takes long.<br />The start-up in summer takes place much faster. The annual return calculation was quasi-stationary and the start-up simulation was performed with a transient model.