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Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Auslegung eines aus mehreren Heliostaten bestehenden Heliostatfeldes eines Solarturmkraftwerks.
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Bekannte Solarturmkraftwerke bestehen aus einem an einem Turm montierten Strahlungsabsorber, dem sogenannten Receiver, sowie einem Heliostatfeld aus einer Vielzahl von Heliostaten. Die Heliostaten bestehen aus zweiachsig der Sonne nachgeführten Spiegeln, über die die eingefallene solare Strahlung auf den Receiver konzentriert wird. Die in der solaren Strahlung enthaltene Strahlungsleistung wird von dem Receiver in einen nutzbaren Wärmestrom umgewandelt.
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Herkömmliche Solarturmkraftwerke werden zurzeit derart ausgelegt, dass zu einem festgelegten Zeitpunkt, dem Auslegungszeitpunkt, die Parameter der Strahlungsflussdichte auf die Receiverapertur sowie die Intercept-Leistung zum Auslegungszeitpunkt vorgegeben werden. Die Strahlungsflussdichte gibt einerseits vor, wie stark die einfallende solare Strahlung zum Auslegungszeitpunkt von dem Heliostatfeld konzentriert werden muss. Sie hat somit einen wesentlichen Einfluss auf die optischen Anforderungen an das Heliostatfeld. Andererseits ist die Strahlungsflussdichte ausschlaggebend für die thermische Auslegung des Receivers, der diese geforderte Strahlungsflussdichte in einen Wärmestrom umwandeln muss. Die Strahlungsflussdichte beschreibt somit die Strahlung, die von dem Feld in Richtung des Receivers reflektiert wird.
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Die Intercept-Leistung zum Auslegungszeitpunkt hingegen beschreibt die vom Receiver aufnehmbare Leistung zum Auslegungszeitpunkt und somit die Strahlungsleistung, die direkt auf den Receiver gestrahlt wird. Die Intercept-Leistung zum Auslegungszeitpunkt legt die geometrische Größe des Receivers und der Heliostate fest.
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Ein unter diesen üblichen Randbedingungen ausgelegtes Heliostatfeld ist stets symmetrisch um eine in Richtung des Sonnenhöchststandes verlaufende Achse auf der von dem Sonnenhöchststand gegenüberliegenden Seite des Receivers angeordnet. Auf der Nordhalbkugel ist das Heliostatfeld nördlich des Receivers, auf der Südhalbkugel südlich des Receivers angeordnet. Der Wirkungsgrad eines so ausgelegten Heliostatfeldes hat ein ausgeprägtes Maximum zur Zeit des Sonnenhöchststandes und einen symmetrischen Verlauf zwischen Morgen- und Abendstunden.
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Während der Nachtzeit kühlt sich das Gesamtsystem eines Solarturmkraftwerks ab. Für ein erneutes Aufheizen auf Betriebstemperatur werden häufig bis zu zwei Stunden benötigt, wobei dieser Zeitraum häufig material- und/oder konstruktionsbedingten Beschränkungen des Receivers oder eines Teilsystems des Solarturmkraftwerks unterliegt. Die aufgrund der solaren Strahlung erzeugte und von dem Heliostatfeld auf den Receiver gelenkte Leistung ist in diesem Zeitraum zumeist höher als von dem Receiver oder dem Gesamtsystem verarbeitet werden kann. Mit anderen Worten: Die Sonne geht schneller auf, als der Receiver bzw. das Gesamtsystem aufgeheizt werden kann.
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Um Beschädigungen an dem Receiver oder dem Gesamtsystem zu vermeiden, werden daher während der Aufheizphase Teile des Solarfeldes defokussiert, so dass die Flussdichte auf den Receiver und die auf den Receiver insgesamt einfallende Leistung begrenzt wird. Dadurch entstehen Wirkungsgradeinbußen.
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Bei herkömmlichen Verfahren zur Auslegung eines Heliostatfeldes werden derartige Wirkungsgradeinbußen nicht berücksichtigt.
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Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es, ein Verfahren zum Auslegen eines aus mehreren Heliostaten bestehenden Heliostatfeldes eines Solarturmkraftwerks sowie ein Verfahren zur Optimierung eines Solarturmkraftwerks bereitzustellen, bei dem die während der Aufheizphase des Receivers entstehenden Wirkungsgradeinbußen berücksichtigt werden.
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Das erfindungsgemäße Verfahren ist durch die Merkmale des Anspruchs 1 und des Anspruchs 9 definiert.
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Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zum Auslegen eines aus mehreren Heliostaten bestehenden Heliostatfeldes eines Solarturmkraftwerks vorgesehen, wobei das Solarturmkraftwerk einen Receiver aufweist, wobei mindestens ein Parameter, der die von den Heliostaten erzeugte Strahlungsflussdichte auf den Receiver beschreibt, und mindestens ein Parameter, der die Intercept-Leistung des Receivers beschreibt, vorgegeben wird. Das erfindungsgemäße Verfahren ist dadurch gekennzeichnet, dass ein zeitlicher Verlauf des mindestens einen Parameters der Strahlungsflussdichte und/oder des mindestens einen Parameters der Intercept-Leistung bestimmt wird, ein oder mehrere Parameter für transiente Betriebsgrenzen des Receivers und/oder des Solarturmkraftwerks bestimmt werden, wobei bei der Auslegung des Heliostatfeldes der zeitliche Verlauf des mindestens einen Parameters der Strahlungsflussdichte und/oder des mindestens einen Parameters der Intercept-Leistung und der Parameter oder die Parameter für transiente Betriebsgrenzen des Receivers und/oder des Solarturmkraftwerks ausgewertet werden, wobei eine Anordnung der Heliostaten im Heliostatfeld und/oder eine Anordnung der Heliostaten in Bezug auf den Receiver in Abhängigkeit von dieser Auswertung erfolgt.
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Aufgrund der Bestimmung des zeitlichen Verlaufs der Strahlungsflussdichte und/oder der Intercept-Leistung liegen Informationen über diese Parameter außerhalb des Auslegungszeitpunkts vor. Dadurch können diese Parameter auch während der Aufheizphase des Receivers bzw. des Gesamtsystems, während der die transienten Betriebsgrenzen zum Tragen kommen, berücksichtigt werden.
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Die Auswertung des zeitlichen Verlaufs der Parameter der Strahlungsflussdichte und der Intercept-Leistung sowie der transienten Betriebsgrenzen des Receivers und/oder des Solarturmkraftwerks kann somit bei der Auslegung des Heliostatfeldes in vorteilhafter Weise berücksichtigt werden. Das Heliostatfeld kann somit derart ausgelegt werden, dass während der Aufheizphase möglichst geringe Bereiche des Solarfeldes defokussiert werden müssen, wodurch die Wirkungsgradeinbußen verringert werden. Während der Auswertung der Parameter werden beispielsweise die durch eine Strahlungsflussdichte hervorgerufene Leistung und/oder die Intercept-Leistung mit einer sich aus den transienten Betriebsgrenzen maximalen aufnehmbaren Leistung des Receivers verglichen.
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Der oder die Parameter für transiente Betriebsgrenzen werden vorzugsweise in Abhängigkeit von material- oder konstruktionsbedingten Beschränkungen des Receivers, Grenzen der Temperaturänderungsgeschwindigkeit vom Receiver und/oder Grenzen der Temperaturänderungsgeschwindigkeit des im Solarturmkraftwerk am langsamsten aufheizbaren Teilsystems bestimmt. Diese Kriterien sind die Kriterien, die die maximal aufnehmbare Leistung des Receivers bzw. des Solarturmkraftwerkes während der Aufheizphase am stärksten begrenzen.
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Das erfindungsgemäße Verfahren kann vorsehen, dass bei der Anordnung der Heliostaten im Heliostatfeld und/oder bei der Anordnung der Heliostaten in Bezug auf den Receiver der Schwerpunkt des Heliostatfeldes verändert wird. Unter Schwerpunkt eines Heliostatfeldes wird derjenige Zeitpunkt verstanden, zu dem das Heliostatfeld im Tagesverlauf seinen höchsten Wirkungsgrad hat. Bei herkömmlichen Anlagen fällt der Schwerpunkt des Heliostatfeldes auf den Zeitpunkt des höchsten Sonnenstandes. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht, dass ein Heliostatfeld ausgelegt wird, welches im Vergleich zu einem symmetrischen Feld einen im Tagesverlauf asymmetrischen Wirkungsgrad hat, wodurch die transienten Betriebsgrenzen in vorteilhafter Weise berücksichtigt werden können.
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Eine Schwerpunktveränderung kann beispielsweise durch eine Rotation der Symmetrieachse des Receivers erfolgen. Während bei der Auslegung von bisherigen Kraftwerken die Symmetrieachse des Receivers deckungsgleich mit der Symmetrieachse des Heliostatfeldes ist, wird bei der Auslegung gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren nunmehr ein Solarturmkraftwerk erzeugt, bei dem die Symmetrieachse des Receivers in einem Winkel zu der Symmetrieachse des Heliostatfeldes verläuft.
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Gleichzeitig oder alternativ kann eine Schwerpunktveränderung auch durch eine in Bezug auf eine in Richtung des höchsten Sonnenstandes gerichtete Achse asymmetrische Anordnung des Heliostatfeldes erfolgen. Während bei der Auslegung von herkömmlichen Heliostatfeldern eine Symmetrieachse vorgesehen ist, die in Richtung des höchsten Sonnenstandes gerichtet ist, kann bei der Auslegung gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren ein Heliostatfeld erzeugt werden, das eine in Bezug auf diese Achse asymmetrische Anordnung besitzt. Bei der Auslegung des Heliostatfeldes können beispielsweise qualitativ unterschiedliche Heliostate verwendet werden, die asymmetrischen in Bezug auf die in Richtung des höchsten Sonnenstandes gerichtete Achse angeordnet werden.
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Ferner besteht die Möglichkeit, dass eine asymmetrisch verdichtete und/oder aufgeweitete Anordnung des Heliostatfeldes vorgenommen wird. Mit anderen Worten: Das Heliostatfeld besitzt Bereiche, in denen die Heliostate sehr dicht angeordnet sind, wohingegen Bereiche existieren, in denen die Heliostate mit größerem Abstand voneinander angeordnet sind.
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Die vorgenannten Anordnungsmöglichkeiten ermöglichen in vorteilhafter Weise die Verschiebung des Schwerpunktes des Heliostatfeldes, so dass das Heliostatfeld mit geringeren Wirkungsgradeinbußen während der Aufheizphase ausgelegt werden kann.
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Das erfindungsgemäße Verfahren kann auch vorsehen, dass die Anordnung der Heliostaten im Heliostatfeld und/oder eine Anordnung der Heliostaten in Bezug auf den Receiver optimiert wird, wobei der mindestens eine vorgegebene Parameter, der die von den Heliostaten erzeugte Strahlungsflussdichte auf den Receiver beschreibt, der mindestens eine vorgegebene Parameter, der die Intercept-Leistung des Receivers beschreibt und/oder der zeitliche Verlauf der Parameter verändert wird. Das erfindungsgemäße Verfahren wird somit in einer Schleife ausgeführt und es kann eine Optimierung des Heliostatfeldes stattfinden.
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Die Erfindung sieht ferner ein Verfahren zur Optimierung eines Solarturmkraftwerks vor, bei dem das erfindungsgemäße Verfahren zum Auslegen eines aus mehreren Heliostaten bestehenden Heliostatfeldes verwendet wird. Dabei ist vorgesehen, dass die transienten Betriebsgrenzen des Receivers und/oder des Solarturmkraftwerks durch veränderte Auslegung von Bauelementen des Receivers und/oder des Solarturmkraftwerks verändert werden. Bei dem Verfahren können beispielsweise einzelne Bauelemente des Receivers und/oder des Solarturmkraftwerks mit höherwertigen Komponenten und/oder Materialien ausgelegt werden, so dass sich die transienten Betriebsgrenzen verändern. Dadurch kann beobachtet werden, ob diese, zunächst kostenungünstigere Auslegung sich beispielsweise durch einen verbesserten Wirkungsgrad des Solarturmkraftwerkes ausgleicht. Dadurch ist eine Gesamtoptimierung des Solarturmkraftwerks in Bezug auf Kosten und/oder erzielter Leistung möglich.
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Im Folgenden wird unter Bezugnahme auf die nachfolgenden Figuren das erfindungsgemäße Verfahren näher erläutert.
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Es zeigen:
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1 schematisch ein Solarturmkraftwerk mit Heliostatfeld,
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2 eine Skizze der Wirkungszusammenhänge des Verfahrens und
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3 eine grafische Darstellung der Veränderung des Feldwirkungsgrades bei einer Änderung des Feldschwerpunktes.
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In 1 ist schematisch ein Solarturmkraftwerk 1 dargestellt. Es besteht aus einem Turm 3 mit einem im Bereich der oberen Spitze angeordneten Receiver 5.
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Zur einen Seite des Turmes 3 hin ist ein Heliostatfeld 7 angeordnet, das aus einer Vielzahl von Heliostaten 9 besteht. In 1 ist ein herkömmlich ausgelegtes Solarturmkraftwerk 1 dargestellt, bei dem das Heliostatfeld 7 symmetrisch zu einer in Richtung des Sonnenhöchststandes gerichteten Achse 11 angeordnet ist. Die Richtung des Sonnenhöchststandes ist in 1 durch den entsprechenden Pfeil auf der Achse 11 dargestellt. Bei einem für die Nordhalbkugel ausgelegten Kraftwerk zeigt der Pfeil gen Norden, bei einem für die Südhalbkugel ausgelegten Kraftwerk gen Süden.
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Die Heliostaten 9 reflektieren das Sonnenlicht und konzentrieren es auf den Receiver 5. Bei der Auslegung des Solarturmkraftwerks 1 bzw. des Heliostatfeldes 7 wird eine Strahlungsflussdichte vorgegeben, die angibt, wie stark die einfallende solare Strahlung von dem Heliostatfeld konzentriert werden muss. Bei einer herkömmlichen Auslegung wird dies für einen Auslegungszeitpunkt vorgegeben. Die Intercept-Leistung gibt an, welche Leistung vom Feld auf den Receiver gestrahlt wird. Bei einer herkömmlichen Auslegung wird diese ebenfalls zum Auslegungszeitpunkt vorgegeben und legt die geometrische Größe des Receivers und der Heliostaten bzw. des Heliostatfeldes fest.
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Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren zum Auslegen eines aus mehreren Heliostaten 9 bestehenden Heliostatfeldes 7 eines Solarturmkraftwerks 1, wobei das Solarturmkraftwerk 1 einen Receiver 5 aufweist, wird mindestens ein Parameter, der die Strahlungsflussdichte auf den Receiver beschreibt, und mindestens ein Parameter, der die Intercept-Leistung des Receivers beschreibt, vorgegeben. Ausgehend von den vorgegebenen Werten wird ein zeitlicher Verlauf dieser Parameter bestimmt. Die Parameter der Strahlungsflussdichte und der Intercept-Leistung hängen selbstverständlich von dem an dem geplanten Aufstellungsort des Solarturmkraftwerks herrschenden, solaren Bedingungen ab, die beispielsweise durch Messungen ermittelt werden können.
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Ferner wird ein oder mehrere Parameter für transiente Betriebsgrenzen des Receivers 5 oder des Solarturmkraftwerks 1 bestimmt. Die transienten Betriebsgrenzen werden durch material- oder konstruktionsbedingte Beschränkungen des Receivers 5, Grenzen der Temperaturänderungsgeschwindigkeit vom Receiver 5 und Grenzen der Temperaturänderungsgeschwindigkeit des im Solarturmkraftwerk 1 am langsamsten aufheizbaren Teilsystems bestimmt.
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Bei der Auslegung des Heliostatfeldes 7 wird nun der zeitliche Verlauf der Parameter der Strahlungsflussdichte und der Parameter der Intercept-Leistung sowie die Parameter für die transienten Betriebsgrenzen des Receivers 5 und des Solarturmkraftwerks 1 ausgewertet. Die Anordnung der Heliostaten 9 im Heliostatfeld 7 bzw. eine Anordnung der Heliostaten 9 in Bezug auf den Receiver 5 erfolgt in Abhängigkeit dieser Auswertung. Um nun eine optimale Anordnung aufzufinden, wird gegenüber einer herkömmlichen Auslegung eines Solarturmkraftwerks 1 der Schwerpunkt des Heliostatfeldes 7 verschoben. Unter Schwerpunkt wird derjenige Zeitpunkt verstanden, zu dem das Heliostatfeld 7 im Tagesverlauf seinen höchsten Wirkungsgrad hat.
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Die Schwerpunktveränderung kann beispielsweise durch eine Rotation der Symmetrieachse des Receivers 5 erfolgen. Alternativ oder zusätzlich ist es möglich, dass das Heliostatfeld 7 in Bezug auf die in Richtung des höchsten Sonnenstandes gerichtete Achse 11 asymmetrisch angeordnet wird. Dabei kann beispielsweise eine asymmetrische Anordnung qualitativ unterschiedlicher Heliostate 9 vorgenommen werden und/oder die Heliostate 9 werden dichter bzw. voneinander weiter entfernt im Heliostatfeld 7 angeordnet, wobei diese Anordnung ebenfalls asymmetrisch erfolgt.
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Die Wirkungszusammenhänge, die während des Verfahrens berücksichtigt werden, sind in 2 dargestellt. Der dynamische Wirkungsgrad des Receivers und der dynamische Wirkungsgrad des Systems werden durch die transienten Betriebsgrenzen beeinflusst. Während der Aufheizphasen sind somit diese Wirkungsgrade begrenzt. Werden diese Grenzen beim Setzen des Schwerpunktes des Heliostatfeldes berücksichtigt, hat die Lage des Schwerpunktes direkte Auswirkung auf den Wirkungsgrad des Feldes und somit auch einen Einfluss auf den Wirkungsgrad des Receivers und den Wirkungsgrad des Systems.
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Durch das erfindungsgemäße Verfahren kann dieser Wirkungszusammenhang optimiert werden, so dass die Wirkungsgrade in Abhängigkeit von den transienten Betriebsgrenzen optimiert werden.
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In 3 ist die Veränderung des Feldwirkungsgrades bei einer Änderung des Feldschwerpunktes beschrieben. Mit anderen Worten: Der Wirkungsgrad eines asymmetrisch angeordneten Feldes wird im Vergleich zu dem Wirkungsgrad eines herkömmlichen symmetrischen Feldes gezeigt. Es zeigt sich, dass zu Beginn des Tages der Wirkungsgrad wesentlich niedriger ist als bei einem herkömmlichen Feld. Hingegen ist in den Abendstunden der Wirkungsgrad des asymmetrischen Feldes deutlich erhöht. Da in den Morgenstunden der Receiver 5 bzw. das Gesamtsystem des Solarturmkraftwerks 1 aufgeheizt werden muss, was bis zu zwei Stunden dauern kann, indem häufig ein Teil der Heliostate 7 defokussiert werden muss, ist der geringe Wirkungsgrad in den Morgenstunden weniger relevant, da zu diesem Zeitpunkt nicht die gesamte Strahlungsleistung genutzt werden kann. Ein erhöhter Wirkungsgrad in den Abendstunden hingegen bewirkt, dass eine Verlängerung und Intensivierung der Nutzung der Strahlungsleistung in diesem Zeitraum vorliegt, wobei zu diesem Zeitpunkt in der Regel das System den Betriebszustand lange erreicht hat.
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Dadurch lassen sich das Heliostatfeld und das gesamte Solarturmkraftwerk optimieren.
