WO2018114259A1 - Verfahren zur bestimmung von relativen reflexionsgraden einer absorberfläche eines receivers einer solarturmanlage - Google Patents

Verfahren zur bestimmung von relativen reflexionsgraden einer absorberfläche eines receivers einer solarturmanlage Download PDF

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Matthias Offergeld
Marc Röger
Hannes Stadler
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    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/55—Specular reflectivity
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S10/00—Solar heat collectors using working fluids
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/44—Heat exchange systems

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining relative reflectivities of an absorber surface of a receiver of a solar tower system.
  • heliostats In solar tower systems, sunlight strikes a large number of individual mirrors, the so-called heliostats.
  • the heliostats are aligned so that the sunlight is reflected on the receiver, which is located at the top of a tower.
  • the concentrated sunlight is absorbed by the receiver and converted into thermal energy.
  • the resulting high-temperature heat can either be used directly as process heat or be used to generate electricity with the aid of a thermal power process.
  • the heart of the receiver is the so-called absorber, which can consist of metallic tube bundles or open-cell ceramic elements, for example.
  • the absorber At the absorber, the concentrated solar radiation is converted into thermal energy.
  • the area-related radiation power is referred to as the radiation flux density.
  • the determination of the radiation flux density distribution at the absorber surface is of great interest since, on the one hand, this enables a separate determination of the efficiencies of the heliostat field and receiver, which is of importance for the acceptance of newly constructed solar tower systems and for the further development of heliostats and receivers ,
  • the determination of the radiation flux density distribution makes it possible to monitor and control the radiation flux density distribution for efficient operation of the solar tower system.
  • the radiation reflected by the absorber can be used.
  • the reflectance of the individual sections of the absorber must be known.
  • the determination of reflectance is a big challenge.
  • First approaches for determining a radiation flux density therefore provide that for individual sections of the absorber, which are referred to as absorber segments, relative reflectivities that relate to a reference value are determined.
  • the relative reflectance indicates how much the reflectance of a segment deviates from the constant reference value.
  • a calibration value can then be used to calculate the radiation flux density.
  • the determination of the relative reflectance is thus of particular importance.
  • a direction correction can be carried out, for example, using material samples of the absorber material which have been investigated by way of example in the laboratory by means of a gonioreflectometer.
  • material samples of the absorber material which have been investigated by way of example in the laboratory by means of a gonioreflectometer.
  • a problem is given by the fact that in places where solar turbine systems are arranged, there is usually cloud cover only on very few days in the year, so that a measurement for the material correction is difficult to carry out.
  • the following steps are provided: a) providing a light beam directed onto the absorber surface, whereby a light spot is formed on the absorber surface; b) continuous or stepwise movement of the light spot along the absorber surface a predetermined or stochastic path c) during step b): simultaneous recording of a plurality of images of the absorber surface by means of at least one camera d) determining a maximum gray scale value Gi, ma x for each absorber ⁇ seg ment i of the previously divided into absorber segments i absorber area in the recorded in step c) images, e) determining the relative Reflexionsg wheel for each Absorberseg ⁇ element i from the maximum gray values Gi , ma x.
  • the method according to the invention is based on the finding that the radiation flux density which strikes an absorber segment during image acquisition in step c) changes over time due to the light spot movement in step b) and reaches its maximum value at a certain point in time reached.
  • an image is present in which the beam flux density impinging on an absorber segment corresponds to the maximum value or approximately to the maximum value. This is represented by the maximum gray value Gi, ma x.
  • the maximum radiant flux incident on the individual absorber segments is approximately constant. It can thus be assumed that the maximum gray values determined in step d) have been caused for each absorber segment by the same or approximately the same maximum beam flux density.
  • the method according to the invention thus simplifies the determination of the relative reflectivities and improves the accuracy in determining the relative reflectivities.
  • the gray value in image processing generally defines the apparent brightness of a single pixel.
  • the gray value corresponds to the signal value of a camera sensor for a pixel, so that the gray value is present both in monochrome and in color images.
  • gray value is understood to mean not only the signal value in the case of monochrome images, but also individual color values or combinations of color values.
  • the relative reflectance is determined by relating the maximum gray value Gi, ma x to a constant reference value. This can be, for example, the average value of the maximum gray values over the entire absorber surface.
  • the absorber surface can be formed for example by a plurality of absorber modules.
  • the subdivision of the absorber surface can be provided so that in each case an absorber module forms an absorber segment.
  • the division can also be such that each one mapped to a single image pixel section of the absorber surface forms a Absorberseg ⁇ ment.
  • the directed onto the absorber surface light ⁇ radiation beam reflected by a heliostat solar or artificial Strah ⁇ system is.
  • one of the heliostats of the solar tower system can serve to provide the light beam.
  • the radiation source for the Lichtstrah ⁇ lenbündel the sun can serve or an artificial light source, which is arranged for example on the tower of the solar tower plant. The device-technical effort for the implementation of the method can thus be kept low.
  • heliostats already have a very precise drive, so that by means of a heliostat a very precise guidance for generating the continuous or stepwise movement of the light spot over the absorber surface in step b) can take place.
  • the heliostat can also be an additional heliostat of the solar tower system.
  • the light beam can be focused by means of the heliostat.
  • an unfocused light beam is directed onto the absorber surface by means of the heliostat, resulting in a light spot with a more uniform radiation flux density distribution.
  • one of the heliostats of the solar tower system has an additional mirror, via which the light beam is reflected onto the absorber surface.
  • the additional mirror can be designed as a focusing or non-focusing mirror.
  • an artificial light source has the advantage that the method according to the invention can also be carried out at night, whereby the system operation is not impaired during the day and interference caused by ambient light is avoided.
  • the light beam is caused by an artificial radiation source and is directed directly, that is without heliostat, on the absorber surface.
  • an increased effort for the artificial light source which may be designed mobile, necessary.
  • the continuous or stepwise movement of the light spot over the absorber surface in step b) takes place by an adjustment of the heliostat.
  • the direct normal irradiance (DNI) is measured for the determination of DNI values, wherein in the PROVISIO ng of the maximum gray values Gi, ma x in step d) a normalization by means of the DNI values takes place.
  • DNI direct normal irradiance
  • the determined DNI values may be assigned to the images taken in step c). This can be done, for example, directly or by means of a time stamp.
  • a gray value G averaged over the surface of the absorber segment is determined in each image for each absorber segment, and subsequently off al len pictures each Absorberseg ment of the largest gray value G as maxima ⁇ ler gray value Gi, ma x is determined for the jeweil owned absorber segment.
  • a maximum Pixelg G P max is determined and from previous fuction maximum Pixelg rau fashion G P, max, a new may be provided Picture is made. Subsequently, a M can max carried edium ung the maximum pixel gray values G P, respectively over the surface of the Ab ⁇ sorberseg elements in the new image, wherein the averaged values are each determined as the maximum gray scale value Gi, max for the jeweil strength absorber segment.
  • the method in which the maximum gray pixel values of the absorber segments are determined via the maximum pixel gray values has the disadvantage that the individual pixels must be accurately assigned to an absorber segment.
  • there is a sensitivity sensitivity to a movement of the camera for example by a wobble n the camera.
  • camera movement between shots may be compensated for by corresponding shifts in the image.
  • a correction image of the absorber surface without irradiation with the light bundle is produced and gray values are determined in the correction image, wherein a correction by means of the gray values of the correction image takes place during the determination of the maximum gray values Gi, m ax in step d) ,
  • this method step can be used to determine the maximum gray values behind the light. Thereby, the accuracy in the determination of the relative reflection gear can be increased.
  • Dad urch is the inventive method of higher accuracy and also for example curved absorber surfaces appro net.
  • the light spot is directed onto a radiation protection surrounding the absorber surface before, during or after the continuous or stepwise movement of the light spot over the absorber surface in step b), whereby images of the radiation protection are recorded, wherein a comparison of Images of the radiation protection, a location dependence of the radiation ungsfl uss Whyverteil ung the light spot from the location on the absorber surface is determined and wherein when determining the maximum gray values Gi, m ax in step d) a correction over the determined Ortspar speed takes place.
  • the web is meandering.
  • the spot of light may be line by line, i. H . in horizontal track sections, are guided over the absorber surface.
  • the light spot can also be moved in other meandering forms, such as in a column-wise motion, i. H . in vertical track sections.
  • the web may also have a completely different shape, such as, for example a spiral shape.
  • parts of the web can also run outside the absorber surface.
  • the light beam is directed twice or more at some sections of the absorber surface or on the entire absorber surface. In other words, some sections can be irradiated multiple times.
  • the light spot repeatedly passes over the entire absorber surface.
  • environmental influences caused by, for example, wind or animals passing in front of the camera can be eliminated. For example, in the case of a meander-shaped path, first a row-by-row movement of the light spot and then a column-wise manner.
  • the x largest gray values are determined from all images, where x is an integer between 5 and 10, for example. By comparing these largest gray values, it can be determined whether there are "outliers" of gray values caused by animals, and such values are then not taken into account in the maximum value formation.
  • step b) and c) are comparatively large, for example several minutes, the changing position of the sun may have an influence on the radiation flux density distribution in the light spot.
  • this effect can be taken into account when determining the maximum gray values.
  • the reflectance of the absorber surface has a clear dependency both on the direction of incidence of the light beam and on the direction of observation, which is predetermined by the camera position and the absorber geometry.
  • direction correction values are determined on the basis of the absorber material. This can basically be done by measuring a material sample, for example in a gonioreflectometer. These direction correction values can be used to determine additional relative reflectivities for different directions. By way of example, the relative reflectivities for different directions can be used to increase the accuracy of the determination of a radiation flux density distribution.
  • the steps a) to c) are repeated, wherein at each repetition the light beam directed onto the absorber surface is provided from another position in a heliostat field of the solar tower system.
  • different heliostats can be used for steps a) to c).
  • the subsequent steps d) and e) can be carried out after each repetition, in which case the maximum gray values and, correspondingly, the relative reflectivities for the absorber surface are determined for the images taken in the last performed step c). It is also possible, for example, for all or a part of the repetitions of steps a) to c) to be carried out first and then steps d) and e) to be carried out, and for all the images taken in the repeatedly performed steps c) the maximum gray values and correspondingly the relative reflectivities for different directions for the absorber surface are determined.
  • the heliostats of a solar tower system usually have differences, so that there are differences in the respective spots caused by the heliostats and also differences in the maximum radiation flux density of the light spots.
  • the inventive method can therefore provide that only heliostats are used or provided for carrying out the method, which have a comparable maximum radiation flux density.
  • a multiplicity of the heliostats are directed one after the other onto a target, wherein an image or images are taken by the camera and / or a second camera from the target, wherein these Images are evaluated to determine the relative maximum radiant flux density in the light spot of the heliostat, and heliostats of comparable maximum radiant flux density are selected as the heliostat used or provided for the repetitions.
  • a comparable maximum radiation flux density is understood here to mean that they are either identical or have minimal differences.
  • the rows of images taken in the irradiation of the absorber surface by means of the different heliostats are advantageously comparable, so that a very accurate determination of the relative reflectance is possible.
  • the Differences in the relative maximum radiation flux density can also be ascertained, which can then be corrected in the determination of the maximum gray values G i, ma x.
  • heliostats are selected independently of their maximum radiation flux density, but based on, for example, other criteria such as location of the heliostat in the field or quality of the heliostat.
  • the heliostats used or intended for the repetitions may be successively directed at a target, whereby an image or images are taken by means of the camera or a second camera, these images determining the relative maximum radiation flux density in the light spots the heliostats are evaluated and in the determination of the maximum gray values Gi, ma x in step d), a correction over the difference of the relative maximum radiation flux density in the light spots of the heliostats takes place.
  • the accuracy of the determination of the relative reflectivities is increased and heliostats can also be used on the basis of different evaluation criteria than a comparable maximum radiation flux density.
  • the target for the determination of the maximum radiation flux density in the light spot As a target for the determination of the maximum radiation flux density in the light spot, separate targets which are arranged on the tower of the solar tower installation, the radiation protection surrounding the absorber surface or also the tower facade can be used.
  • the reflectance of the target should have the lowest possible directional dependence.
  • a curved target is used to possibly mitigate the influence of the directional dependence of the reflectance of the target.
  • a moving target is used. This can be accurately aligned for determining the maximum radiant flux density of the light spot for each heliostat so that the Direction of incidence of the beam is always constant in these determinations.
  • a mobile camera can be used to always ensure a constant observation direction when capturing the light spots of the different heliostats.
  • the image or images for the determination of the maximum radiation flux density in the light spot can be made immediately before or after the movement of the light spot in step b).
  • the images can also be recorded during movement of the light spot over the target.
  • a second camera When using a second camera as a mobile camera can be dispensed with the irradiation of a target.
  • the position of the mobile camera during step c) is always adjusted for each individual heliostat used so that there is a region of the absorber surface for each heliostat in which previously defined irradiation and observation directions are present.
  • the mobile second camera can always be placed in the immediate vicinity of the heliostat used.
  • the area of the absorber can be viewed with the predetermined irradiation and observation directions.
  • the deviations between the absorber segments are a measure of the maximum radiation flux density in the light spot of the heliostat.
  • the angle of incidence of the radiation from respective heliostats on the radiometer surface can be taken into account. It is also possible to determine the differences in the maximum radiation flux density in the light spots of the heliostats using the measurement results of the radiometer.
  • a comparison of a measured and a simulated receiver entrance power is used to determine differences in the maximum radiation flux density in the light spot of the heliostats.
  • the light spot of a heliostat used for steps a) and b) can be positioned so that it hits the absorber surface completely or with the greatest possible proportion.
  • the receiver entry performance can be simulated. If the different radiation flux density maxima in the light spots of the heliostats used have not yet been compensated, there is generally a discrepancy between the measured and simulated receiver entry power.
  • This discrepancy is usually different for different heliostats used, so that a measure of the maximum radiation flux density in the light spot of the heliostat is present. From the ratio of the measured and the simulated radiation flux density, a correction factor can be determined via which a comparability of the different heliostats can thus be ensured.
  • Two exemplary heliostats A and B are arranged at different positions and have different radiant flux density maxima in their light spots. Both with heliostat A and with heliostat B, the method steps a) to e) have been carried out in order to determine relative reflectivities. It is assumed that a calibration factor is determined only for radiation from the direction of the heliostat A. If the absorber surface is irradiated with Heliostat A and compares the measured and the simulated receiver entry power, there is no significant difference between these two quantities. If heliostat B is used instead, the relative reflectance changes, but not the calibration factor.
  • an absorber segment appears with a different gray value than with heliostat A. This is based, inter alia, on the fact that the maximum gray values change in proportion to the difference of the maximum radiation flux density in the light spots of the heliostat B and A. If this difference did not exist and the maximum radiative flux densities in the light spots of the heliostat A and B were identical, the measured and simulated receiver entry power would not be significantly different, even with heliostat B. However, since a difference in the radiant flux density maxima is to be assumed, a deviation occurs between the measured and the simulated receiver entry power with heliostat B. From the ratio between measured and simulated receiver entry power, a correction factor can be determined by which the different radiant flux density maxima in the Light spots of the two heliostats A and B can be compensated.
  • the invention further provides a method for determination of the radiation flux density for determination of the radiation flux density distribution on absorber surfaces of a solar tower installation, in which in a first step the method according to the invention for determining relative reflection levels is carried out, and Subsequently, the radiation flux density is determined by means of the determined relative reflectivities of the absorber segments.
  • Fig. 1 is a schematic representation of a solar tower system
  • Fig. 2 is a schematic representation of the absorber surface of
  • the Fig. 1 shows a schematic representation of a receiver tower 10 of a solar tower installation, for example a solar tower power plant.
  • an absorber surface 12 is irradiated by a light beam 14.
  • the light beam 14 is provided by a heliostat 16 of the solar tower system in that it reflects solar radiation.
  • a camera 18 records images of the absorber surface 12 during the irradiation by means of the light beam 14.
  • the light beam 14 produces a light spot 22 which, as best shown in FIG. 2, is directed along a predetermined path 20 across the absorber surface 12.
  • the web is in the in Fig. 2 illustrated embodiment formed meandering.
  • the absorber surface 12 is subdivided into a plurality of absorber segments. For each absorber segment, a maximum gray value is determined in the captured images. From the maximum gray values for the absorber segments each relative reflectance can be determined.
  • the subdivision of the absorber surface 12 in absorber segments can basically be made arbitrarily.
  • a receiver of a solar tower system can have a multiplicity of absorber modules which form the absorber surface 12.
  • the subdivision of the absorber surface 12 into absorber segments can fundamentally be provided in addition so that in each case an absorber module forms an absorber segment.
  • a large number of corrections of the maximum gray values can be made in order to increase the accuracy of the determination of the relative reflectivities.
  • These may, as described above, be corrections by normalization using predetermined DNI values.
  • an angle of incidence ⁇ i of the light beam on the absorber segment is determined so as to make a correction over the angle of incidence.
  • the light spot can be directed onto a radiation protection 24 surrounding the absorber surface 12.
  • Radiation protection 24 is shown in FIGS. 1 and 2 shown schematically as a frame around the absorber surface 12.
  • the light spot 22 can also be directed several times over the absorber surface 12.
  • a sun position dependency of the radiation flux density distribution of the light spot can be determined in order to correct the maximum gray values.
  • the irradiated at the beginning of the meandering path absorber segments can be irradiated again after completion and the recorded at the beginning and at the end images are compared. From this can be concluded that a sun position dependency.
  • the method can also be carried out with a plurality of heliostats 16 which sequentially emit a beam 14 onto the absorber surface 12.
  • a plurality of heliostats 16 in order to be able to determine the maximum radiation flux density of the light spots 22 generated by the individual heliostats 16, the radiation beams 14 can reach a target 26, for example below the absorber surface 12 at the receiver tower 10 is arranged, so that the light spot 22 is disposed on this target 26. From this, 18 images are taken by means of the camera, these images of the light spots of the different heliostats being compared in order to detect differences in the relative maximum radiant flux density of the heliostats. This can also be used to correct the determination.
  • the method according to the invention can be used in particular in a method for determination of the radiation flux density for determining the distribution of radiation flux density on absorber surfaces 12 of a solar tower system 10.

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Abstract

Die vorliegende Erfindung beschreibt ein Verfahren zur Bestimmung von relativen Reflexionsgraden einer Absorberfläche (12) eines Receivers einer Solarturmanlage mit folgenden Schritten: a) Bereitstellen eines auf die Absorberfläche (12) gerichteten Lichtstrahlenbündels (14), wobei auf der Absorberfläche (12) ein Lichtfleck (22) entsteht, b) kontinuierliche oder schrittweise Bewegung des Lichtflecks (22) über die Absorberfläche (12) entlang einer vorgegebenen oder stochastischen Bahn (20), c) während Schritt b): gleichzeitige Aufnahme einer Vielzahl von Bildern der Absorberfläche (12) mittels mindestens einer Kamera (18), d) Bestimmen eines maximalen Grauwertes (Gi,max) für jedes Absorbersegment i der zuvor in Absorbersegmente unterteilten Absorberfläche (12) in den in Schritt c) aufgenommenen Bildern, e) Bestimmen des relativen Reflexionsgrades für jedes Absorbersegment aus den maximalen Grauwerten (Gi,max).

Description

Verfahren zur Bestimmung von relativen Reflexionsqraden einer Absorberfläche eines Receivers einer Solarturmanlaqe
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung von relativen Reflexionsgraden einer Absorberfläche eines Receivers einer Solarturmanlage.
Bei Solarturmanlagen trifft Sonnenlicht auf eine Vielzahl von einzelnen Spiegeln, die sogenannten Heliostaten. Die Heliostaten werden ausgerichtet, so dass das Sonnenlicht auf den Receiver reflektiert wird, der sich an der Spitze eines Turmes befindet.
Das konzentrierte Sonnenlicht wird von dem Receiver absorbiert und in thermische Energie umgewandelt. Die somit entstehende Hochtemperaturwärme kann entweder direkt als Prozesswärme genutzt werden oder mithilfe eines Wärmekraftprozesses zur Stromerzeugung eingesetzt werden.
Kernstück des Receivers ist der sogenannte Absorber, der beispielsweise aus metallischen Rohrbündeln oder offenporigen keramischen Elementen bestehen kann. Am Absorber wird die konzentrierte Solarstrahlung in die thermische Energie umgewandelt. Die flächenbezogene Strahlungsleistung wird als Strahlungsflussdichte bezeichnet. Die Bestimmung der Strahlungsflussdichtevertei- lung an der Absorberoberfläche ist von großem Interesse, da zum einen über diese eine getrennte Bestimmung der Wirkungsgrade von Heliostatfeld und Receiver ermöglicht wird, was für die Abnahme von neu errichteten Solarturmanlagen sowie für die Weiterentwicklung von Heliostaten und Receiver von Bedeutung ist. Zum anderen ermöglicht die Bestimmung der Strahlungs- flussdichteverteilung die Überwachung und Regelung der Strahlungsflussdich- teverteilung für einen effizienten Betrieb der Solarturmanlage. Zur Bestimmung der Strahlungsflussdichteverteilung kann die vom Absorber reflektierte Strahlung genutzt werden. Hierbei besteht die Schwierigkeit, dass bei einem derartigen Messansatz die Reflexionsgrade der einzelnen Abschnitte des Absorbers bekannt sein muss. Die Bestimmung der Reflexionsgrade stellt jedoch eine große Herausforderung dar.
Erste Ansätze für eine Strahlungsflussdichtebestimmung sehen daher vor, dass für einzelne Abschnitte des Absorbers, die als Absorbersegmente bezeichnet werden, relative Reflexionsgrade bestimmt werden, die sich auf einen Referenzwert beziehen. Der relative Reflexionsgrad gibt an, wie stark der Reflexionsgrad eines Segmentes von dem konstanten Referenzwert abweicht. Über einen Kalibrierungswert kann dann die Strahlungsflussdichte errechnet werden.
Für die Strahlungsflussdichtebestimmung ist somit insbesondere die Bestimmung des relativen Reflexionsgrades von Bedeutung .
Bei einem derartigen Ansatz besteht jedoch das Problem, dass über die Absorberoberfläche gesehen unterschiedliche relative Reflexionsgrade bestehen, die insbesondere durch Materialungleichmäßigkeiten und einer Abhängigkeit des Reflexionsgrades von der Einfallsrichtung der Strahlung und der Beobachtungsrichtung hervorgerufen werden.
Daher wurden erste Versuche durchgeführt, bei denen ein Material korrekturwert ermittelt wird, indem Messungen bei bewölktem Himmel durchgeführt werden.
Eine Richtungskorrektur kann beispielsweise über im Labor exemplarisch untersuchte Materialproben des Absorbermaterials mittels eines Gonioreflektometers erfolgen. Unter anderem ist ein Problem dadurch gegeben, dass an Orten, an denen Solarturmanlagen angeordnet sind, zumeist nur an sehr wenigen Tagen im Jahr Bewölkung herrscht, so dass eine Messung für die Materialkorrektur nur schwierig durchführbar ist.
Die Richtungskorrektur über eine Labormessung kann zwar für die Materialprobe vergleichsweise genau sein, jedoch können Materialunregelmäßigkeiten oder sich über die Zeit durch Umwelteinflüsse veränderndes Material zu Abweichungen zwischen realem Absorber und Materialprobe hinsichtlich der Richtungsabhängigkeit des Reflexionsgrades führen.
Es ist daher die Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein verbessertes Verfahren zur Bestimmung von relativen Reflexionsgraden für Absorber von Solarturmanlagen zu schaffen. Ferner sollte möglichst eine Richtungskorrektur über Labormessungen vermieden werden.
Die Erfindung ist definiert durch die Merkmale des Patentanspruchs 1.
Gemäß dem erfindungsgemäßen Verfahren zur Bestimmung von relativen Reflexionsgraden einer Absorberfläche eines Receivers einer Solarturmanlage sind folgende Schritte vorgesehen : a) Bereitstellen eines auf die Absorberfläche gerichteten Lichtstrahlenbündels, wobei auf der Absorberfläche ein Lichtfleck entsteht, b) kontinuierliche oder schrittweise Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche entlang einer vorgegebenen oder stochastischen Bahn c) während Schritt b) : gleichzeitige Aufnahme einer Vielzahl von Bildern der Absorberfläche mittels mindestens einer Kamera d ) Bestimmen eines maximalen Grauwertes Gi,max für jedes Absorber¬ seg ment i der zuvor in Absorbersegmente i unterteilten Absorberfläche in den in Schritt c) aufgenommenen Bildern e) Bestimmen des relativen Reflexionsg rades für jedes Absorberseg¬ ment i aus den maximalen Grauwerten Gi,max.
Dem erfindungsgemäßen Verfahren liegt die Erkenntnis zug runde, dass d ie Strahlungsflussd ichte, die wäh rend einer Bildaufnahme in Schritt c) auf ein Absorberseg ment trifft, sich d urch die Lichtfleckbewegung in Schritt b) über die Zeit ändert und zu einem bestimmten Zeitpunkt ihren Maximalwert erreicht. In den in Schritt c) aufgenommen Bildern ist somit ein Bild vorhanden, in dem die auf ein Absorbersegment auftreffende Strahl ungsflussdichte dem Maximalwert oder annähernd dem Maximalwert entspricht. Dies ist d urch den maximalen Grauwert Gi,max wiedergegeben . Es wird ferner davon ausgegangen, dass die auf die einzelnen Absorbersegmente auftreffende maximale Strah lu ngsfl ussd ichte annähernd konstant ist. Es kann somit davon ausgegangen werden, dass die in Schritt d) bestimmten maximalen Grauwerte für jedes Absorberseg ment d urch d ie gleiche oder annähernd die gleiche maximale Strahl ungsflussdichte hervorgerufen worden sind . Dad urch ist ferner sicherge¬ stellt, dass die bestimmten maximalen Grauwerte proportional zu den relativen Reflexionsg raden sind . Das erfind ungsgemäße Verfahren ist somit von besonderem Vorteil gegenüber herkömml ichen Verfahren, bei denen Messungen bei Bewöl kung vorgenommen werden, wobei keine g leiche oder annähernd gleiche Strahl ungsfl ussdichte sichergestellt ist.
Durch die Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche kann darüber hinaus erreicht werden, dass jedes Absorbersegment im Rahmen des Verfahrens mit der gleichen oder nahezu g leichen Strahl ungsflussdichte bestrahlt worden ist und somit in den bestimmten relativen Reflexionsgraden bereits Material unterschiede enthalten sind . Das erfindungsgemäße Verfahren vereinfacht somit die Bestimmung der relativen Reflexionsgrade und verbessert die Genauigkeit bei der Bestimmung der relativen Reflexionsgrade.
Der Grauwert bezeichnet in der Bildverarbeitung nach allgemeiner Definition die scheinbare Helligkeit eines einzelnen Bildpunktes. Somit entspricht der Grauwert dem Signalwert eines Kamerasensors für einen Bildpunkt, so dass der Grauwert sowohl bei monochromen als auch farbigen Aufnahmen vorliegt. Unter Grauwert wird in diesem Zusammenhang somit nicht nur der Signalwert bei monochromen Aufnahmen, sondern auch einzelne Farbwerte oder Kombinationen von Farbwerte verstanden.
Der relative Reflexionsgrad wird ermittelt, indem der maximale Grauwert Gi,max auf einen konstanten Referenzwert bezogen wird. Dies kann beispielsweise der Durchschnittswert der maximalen Grauwerte über die gesamte Absorberfläche sein.
Die Absorberfläche kann beispielsweise durch eine Vielzahl von Absorbermodulen gebildet sein. Dabei kann die Unterteilung der Absorberfläche so vorgesehen sein, dass jeweils ein Absorbermodul ein Absorbersegment bildet. Die Unterteilung kann auch so erfolgen , dass jeweils ein auf einem einzelnen Bildpixel abgebildetes Teilstück der Absorberfläche ein Absorberseg¬ ment bildet.
Vorzugsweise ist vorgesehen, dass das auf die Absorberfläche gerichtete Licht¬ strahlenbündel von einem Heliostaten reflektierte solare oder künstliche Strah¬ lung ist. Somit kann einer der Heliostaten der Solarturmanlage für die Bereitstellung des Lichtstrahlenbündels dienen. Als Strahlenquelle für das Lichtstrah¬ lenbündel kann die Sonne dienen oder auch eine künstliche Lichtquelle, die beispielsweise an dem Turm der Solarturmanlage angeordnet ist. Der vorrichtungstechnische Aufwand für die Durchführung des Verfahrens kann somit gering gehalten werden.
Heliostaten weisen darüber hinaus bereits einen sehr genauen Antrieb auf, so dass mittels eines Heliostaten eine sehr genaue Führung zur Erzeugung der kontinuierlichen oder schrittweisen Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche in Schritt b) erfolgen kann.
Der Heliostat kann auch ein zusätzlicher Heliostat der Solarturmanlage sein. Grundsätzlich kann mittels des Heliostaten das Lichtstrahlenbündel fokussiert werden. Es besteht jedoch auch die Möglichkeit, dass ein nicht fokussiertes Lichtstrahlenbündel mittels des Heliostaten auf die Absorberfläche gerichtet wird, was zu einem Lichtfleck mit einer gleichmäßigeren Strahlungsflussdich- teverteilung führt. Es besteht auch die Möglichkeit, dass einer der Heliostaten der Solarturmanlage einen Zusatzspiegel aufweist, über den das Lichtstrahlenbündel auf die Absorberfläche reflektiert wird . Der Zusatzspiegel kann als fo- kussierender oder nicht fokussierender Spiegel ausgeführt sein.
Die Verwendung einer künstlichen Lichtquelle hat den Vorteil, dass das erfindungsgemäße Verfahren auch nachts durchgeführt werden kann, wodurch der Anlagenbetrieb am Tage nicht beeinträchtigt wird und Störeinflüsse durch Umgebungslicht vermieden wird.
Grundsätzlich besteht auch die Möglichkeit, dass das Lichtstrahlenbündel durch eine künstliche Strahlungsquelle hervorgerufen wird und direkt, das heißt ohne Heliostat, auf die Absorberfläche gerichtet wird . Bei einem derartigen Verfahren ist jedoch ein erhöhter Aufwand für die künstliche Lichtquelle, die mobil ausgebildet sein kann, notwendig .
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann grundsätzlich vorgesehen sein, dass die kontinuierliche oder schrittweise Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche in Schritt b) durch eine Verstellung des Heliostaten erfolgt. Bei einem Verfahren, bei dem reflektierte solare Strahlung für die Bereitstel¬ lung des Lichtstrahlenbündels verwendet wird , kann vorgesehen sein, dass während den Schritten b) und c) die Direktnormalstrahlung (DNI) zur Bestimmung von DNI-Werten gemessen wird , wobei bei der Bestimmu ng der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d ) eine Normierung mittels der DNI-Werte erfolgt. Somit kann eine höhere Genauig keit bei dem erfind ungsgemäßen Verfahren erreicht werden, da aufgrund von Veränderungen der DNI hervorgerufene Änderungen der maximalen Strahlu ngsflussd ichte, die in dem Lichtfleck vorl iegen, berücksichtigt werden . Die Änderung der DNI kann beispielsweise d urch eine Veränderung des Sonnenstandes oder eventuell eine leichte Bewöl¬ kung bei der Messung hervorgerufen werden .
Beispielsweise können die bestimmen DNI-Werte den in Schritt c) aufgenommenen Bildern zugeordnet werden . Dies kann beispielsweise d irekt oder mittels eines Zeitstempels erfolgen .
In einem bevorzugten Ausführungsbeispiel des erfind ungsgemäßen Verfahrens ist vorgesehen, dass bei der Bestimmu ng der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d ) in jedem Bild für jedes Absorbersegment ein über die Fläche des Absorberseg ments gemittelter Grauwert G, bestimmt wird und anschl ießend aus al len Bildern jedes Absorberseg ments der größte Grauwert G, als maxima¬ ler Grauwert Gi,max für das jeweil ige Absorbersegment bestimmt wird .
Alternativ kann vorgesehen sein, dass bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d ) aus al len Bildern für jedes Pixel ein maximaler Pixelg rauwert GP,max bestimmt wird und aus d iesen maximalen Pixelg rauwerten GP,max ein neues Bild erstel lt wird . Anschließend kann in dem neuen Bild eine M ittel ung der maximalen Pixelgrauwerte GP,max jeweils über die Fläche der Ab¬ sorberseg mente erfolgen, wobei die gemittelten Werte jeweils als maximaler Grauwert Gi,max für das jeweil ige Absorbersegment bestimmt werden . Ein derartiges Verfahren hat gegenüber dem alternativen Verfahren, bei dem die maximalen Grauwerte über die gemittelten Grauwerte in jedem Bild be¬ stimmt werden, den Vorteil , dass ein geringerer Aufwand bei der Bildverarbei¬ tung besteht. Das Verfahren, bei dem über die maximalen Pixelgrauwerte d ie maximalen Grauwerte der Absorbersegmente ermittelt werden, hat jedoch den Nachteil, dass die einzel nen Pixel einem Absorberseg ment genau zugeord net sein müssen . Bei mehreren Aufnahmen hintereinander besteht daher eine Empfind lichkeit gegenüber einer Bewegung der Kamera, beispielsweise d urch ein Wackel n der Kamera . Eventuel le Kamerabeweg ungen zwischen den Aufnahmen können jedoch über entsprechende Bildverschiebungen ausgeg lichen werden .
Vorzugsweise ist vorgesehen, dass ein Korrekturbild der Absorberfläche ohne Bestrah lung mit dem Lichtbündel erstel lt wird und Grauwerte in dem Korrektu rbild ermittelt werden , wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d ) eine Korrektur mittels der Grauwerte des Korrekturbildes erfolgt. Bei einer Aufnahme des Korrekturbildes der Absorberfläche ohne Be¬ strahl ung mit dem Lichtbündel wird das Hinterg rund licht von der Absorberfläche reflektiert und in dem Korrekturbild aufgenommen . Somit kann über d iesen Verfahrensschritt bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Hinterg rund licht el iminiert werden . Dadurch kann die Genauigkeit bei der Bestimmung der relativen Reflexionsg rade erhöht werden .
Vorzugsweise ist vorgesehen, dass für jedes der Absorberseg mente ein Ein¬ fallswinkels ßi des Lichtstrahlenbündels auf das Absorbersegment bestimmt wird , wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d ) eine Korrektur über den Einfal lswinkel ß, erfolgt. Der Einfal lswinkel ß, kann bei¬ spielsweise vorher rechnerisch ermittelt werden, beispielsweise aus der Geometrie des Hel iostats und der Absorbergeometrie . Die Annahme einer konstan¬ ten maximalen Strahlu ngsfl ussd ichte, die die maximalen Grauwerte Gi,max her¬ vorrufen, gilt nur für Flächen, d ie orthogonal zur Bestrahl ungsrichtung angeordnet sind . Durch eine Korrektur über den Einfal lswinkel ß,, die üblicherweise über einen Faktor cos ß, erfolgt, kann eine von einer orthogonalen Bestrahl ungsrichtung abweichende Bestrahlungsrichtung berücksichtigt werden .
Dad urch ist das erfind ungsgemäße Verfahren von höherer Genauigkeit und auch für beispielsweise gekrümmte Absorberflächen geeig net.
Vorzugsweise ist vorgesehen, dass vor, bei oder nach der kontin uierlichen oder schrittweisen Beweg ung des Lichtflecks über d ie Absorberfläche in Schritt b) der Lichtfleck auf einen die Absorberfläche umgebenen Strahlenschutz gelenkt wird , wobei Bilder des Strahlenschutzes aufgenommen werden, wobei über einen Vergleich der Bilder des Strahlenschutzes eine Ortsabhängigkeit der Strahl ungsfl ussd ichteverteil ung des Lichtflecks vom Ort auf der Absorberfläche ermittelt wird und wobei bei der Bestimmu ng der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur über die ermittelte Ortsabhängig keit erfolgt.
Es hat sich herausgestellt, dass sich die Strah lungsflussdichteverteilung im Lichtfleck wäh rend der Beweg ung des Lichtflecks über die Absorberfläche ver¬ ändert. Dies ist beispielsweise dad urch beg ründet, dass ein das Lichtstrahlenbündel reflektierender Heliostat seine relative Ausrichtung zur Sonne oder einer künstl ichen Lichtq uel le verändert und zum anderen die Distanz zwischen Heliostat und dem Auftreffbereich des Lichtstrahlenbündels auf der Absorberfläche variiert. Der d ie Absorberfläche umgebende Strahlenschutz ist in unmittelbarer örtl icher Nähe zu den Randbereichen der Absorberfläche, so dass Rückschlüsse auf die Abhängigkeit der maximalen Strahlungsfl ussdichte vom Ort des Lichtflecks gezogen werden können .
Vorzugsweise ist vorgesehen, dass in Sch ritt b) die Bahn mäanderförmig ist. Beispielsweise kann der Lichtfleck zeilenweise, d . h . in horizontalen Bahnabschnitten, über die Absorberfläche geführt werden . Grundsätzl ich kann der Lichtfleck auch in anderen Mäanderformen bewegt werden, wie beispielsweise in einer spaltenweisen Beweg ung , d . h . in vertikalen Bahnabschnitten . Die Bahn kann auch eine vol lständ ig andere Form aufweisen, wie beispielsweise eine Spiralform. Grundsätzlich können auch Teile der Bahn außerhalb der Absorberfläche verlaufen.
Grundsätzlich kann auch vorgesehen sein, dass bei der kontinuierlichen oder schrittweisen Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche entlang einer vorgegebenen Bahn in Schritt b) das Lichtstrahlenbündel auf einige Abschnitte der Absorberfläche oder auf die komplette Absorberfläche zweifach oder mehrfach gelenkt wird . Mit anderen Worten : Einige Abschnitte können mehrfach bestrahlt werden. Grundsätzlich besteht auch die Möglichkeit, dass der Lichtfleck mehrfach die komplette Absorberfläche überfährt. Dadurch können Umwelteinflüsse, die beispielsweise durch Wind oder vor der Kamera vorbeifliegende Tiere verursacht werden, eliminiert werden. Beispielsweise können bei einer mäanderförmigen Bahn zunächst eine zeilenweise Bewegung des Lichtflecks und anschließend eine spaltenweise erfolgen.
Zur Eliminierung von Störeinflüssen durch Tiere kann auch vorgesehen sein, dass für jedes Absorbersegment neben dem maximalen Grauwert Gi,max die x größten Grauwerte aus allen Bildern bestimmt werden, wobei x beispielsweise eine ganze Zahl zwischen 5 und 10 ist. Durch Vergleich dieser größten Grauwerte kann festgestellt werden, ob es durch Tiere verursachte„Ausreißer" der Grauwerte gibt. Derartige Werte werden dann bei der Maximalwertbildung nicht berücksichtigt.
Es kann vorgesehen sein, dass bei der kontinuierlichen oder schrittweisen Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche in Schritt b) die zu Beginn von dem Lichtstrahlenbündel bestrahlten Abschnitte der Absorberfläche am Ende erneut bestrahlt werden und dass über einen Vergleich der zu Beginn und am Ende aufgenommene Bilder eine Sonnenstandabhängigkeit der maximalen Strahlungsflussdichte des Lichtflecks ermittelt wird, wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur für alle Abschnitte der Absorberfläche über die ermittelte Sonnenstandabhängigkeit und eine zeitliche Interpolation der ermittelten Sonnenstandabhängigkeit erfolgt. Während der Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche ändert sich der Sonnenstand . Wenn die Zeitdauer für die Schritte b) und c) vergleichsweise groß ist, beispielsweise mehrere Minuten, kann der sich ändernde Sonnenstand einen Einfluss auf die Strahlungsflussdichteverteilung in dem Lichtfleck haben. Durch die Ermittlung der Sonnenstandabhängigkeit kann dieser Effekt bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte berücksichtigt werden.
Der Reflexionsgrad der Absorberfläche weist eine deutliche Abhängigkeit sowohl von der Einfallsrichtung des Lichtstrahlenbündels als auch von der Beobachtungsrichtung, die durch die Kameraposition und die Absorbergeometrie vorgegeben ist, auf. Um diese Richtungsabhängigkeit zu berücksichtigen, kann vorgesehen sein, dass Richtungskorrekturwerte anhand des Absorbermaterials bestimmt werden. Dies kann grundsätzlich über eine Vermessung einer Materialprobe, beispielsweise in einem Gonioreflektometer, erfolgen. Über diese Richtungskorrekturwerte können zusätzliche relative Reflexionsgrade für verschiedene Richtungen ermittelt werden. Über die relativen Reflexionsgrade für verschiedene Richtungen kann beispielsweise die Genauigkeit der Bestimmung einer Strahlungsflussdichteverteilung erhöht werden.
In einer besonders bevorzugten Variante des Verfahrens ist vorgesehen, dass die Schritte a) bis c) wiederholt werden, wobei bei jeder Wiederholung das auf die Absorberfläche gerichtete Lichtstrahlenbündel von einer anderen Position in einem Heliostatfeld der Solarturmanlage bereitgestellt wird . Beispielsweise können für die Schritte a) bis c) unterschiedliche Heliostaten eingesetzt werden. Dadurch, dass das Lichtstrahlenbündel von unterschiedlichen Positionen auf die Absorberfläche gerichtet wird , ist zwangsläufig eine unterschiedliche Einfallsrichtung der Strahlung bzw. Beobachtungsrichtung des Absorbersegments in Bezug auf die Einfallsrichtung der Strahlung gegeben, wodurch die zuvor beschriebene Richtungsabhängigkeit der relativen Reflexionsgrade der Absorberfläche berücksichtigt wird . Somit kann auf eine Bestimmung von Richtungskorrekturwerten mittels eines Gonioreflektometers ver- ziehtet werden. Die sich anschließenden Schritte d) und e) können nach jeder Wiederholung durchgeführt werden, wobei dann für die in dem zuletzt durchgeführten Schritt c) aufgenommenen Bilder die maximalen Grauwerte und entsprechend die relativen Reflexionsgrade für die Absorberfläche bestimmt werden. Auch ist es beispielsweise möglich, dass zunächst alle oder ein Teil der Wiederholungen der Schritte a) bis c) erfolgt und dann die Schritte d) und e) durchgeführt werden und für alle in den wiederholt durchgeführten Schritten c) aufgenommenen Bilder die maximalen Grauwerte und entsprechend die relativen Reflexionsgrade für verschiedene Richtungen für die Absorberfläche bestimmt werden.
Die Heliostaten einer Solarturmanlage weisen zumeist Unterschiede auf, so dass Unterschiede in den jeweils durch die Heliostaten hervorgerufenen Lichtflecken und auch Unterschiede bei der maximalen Strahlungsflussdichte der Lichtflecke bestehen.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann daher vorsehen, dass für die Durchführung des Verfahrens nur Heliostaten verwendet oder vorgesehen werden, die eine vergleichbare maximale Strahlungsflussdichte besitzen . Hierbei kann vorgesehen sein, dass für die Auswahl der für die Wiederholung verwendeten oder vorgesehenen Heliostaten eine Vielzahl der Heliostaten nacheinander auf ein Target gerichtet werden, wobei ein Bild oder Bilder mittels der Kamera und/oder einer zweiten Kamera von dem Target aufgenommen werden, wobei diese Bilder zur Bestimmung der relativen maximalen Strahlungsflussdichte im Lichtfleck der Heliostaten ausgewertet werden und als die für die Wiederholungen verwendeten oder vorgesehenen Heliostaten Heliostaten mit vergleichbarer maximaler Strahlungsflussdichte ausgewählt werden. Unter vergleichbarer maximaler Strahlungsflussdichte wird hierbei verstanden, dass diese entweder identisch sind oder minimale Unterschiede aufweisen . Somit sind die bei der Bestrahlung der Absorberfläche mittels der unterschiedlichen Heliostaten aufgenommenen Bilderreihen in vorteilhafter Weise vergleichbar, so dass eine sehr genaue Bestimmung der relativen Reflexionsgrade möglich ist. Mittels des genannten Verfahrensschritts können auch Unterschiede bei der relativen maximalen Strahlungsflussdichte festgestellt werden, die dann bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max korrigiert werden können.
Grundsätzlich besteht auch die Möglichkeit, dass Heliostaten unabhängig von ihrer maximalen Strahlungsflussdichte ausgewählt werden, sondern anhand beispielsweise anderer Kriterien wie Ort des Heliostats im Feld oder Qualität des Heliostats.
In diesem Fall kann vorgesehen sein, dass die für die Wiederholungen verwendeten oder vorgesehenen Heliostaten nacheinander auf ein Target gerichtet werden, wobei ein Bild oder Bilder mittels der Kamera oder einer zweiten Kamera aufgenommen werden, wobei diese Bilder zur Bestimmung der relativen maximalen Strahlungsflussdichte in den Lichtflecken der Heliostaten ausgewertet werden und bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur über den Unterschied der relativen maximalen Strahlungsflussdichte in den Lichtflecken der Heliostaten erfolgt. Somit wird die Genauigkeit der Bestimmung de relativen Reflexionsgrade erhöht und es können auch Heliostaten anhand anderer Bewertungskriterien als eine vergleichbare maximale Strahlungsflussdichte eingesetzt werden.
Als Target für die Bestimmung der maximalen Strahlungsflussdichte im Lichtfleck können separate Targets, die an dem Turm des Solarturmanlage angeordnet sind, der Strahlenschutz, der die Absorberfläche umgibt oder auch die Turmfassade eingesetzt werden. Der Reflexionsgrad des Targets sollte ein möglichst geringe Richtungsabhängigkeit aufweisen. Vorzugsweise wird ein gekrümmtes Target verwendet, um unter Umständen den Einfluss der Richtungsabhängigkeit des Reflexionsgrades des Targets abzuschwächen.
Es besteht auch die Möglichkeit, dass ein bewegliches Target zum Einsatz kommt. Dieses kann für die Bestimmung der maximalen Strahlungsflussdichte des Lichtflecks für jeden Heliostaten genau ausgerichtet werden, so dass die Einfallsrichtung des Strahlenbündels bei diesen Bestimmungen stets konstant ist. Als zweite Kamera kann beispielsweise auch eine mobile Kamera verwendet werden, um bei der Bildaufnahme der Lichtflecke der unterschiedlichen Heliostaten stets eine konstante Beobachtungsrichtung zu gewährleisten.
Das Bild oder die Bilder für die Bestimmung der maximalen Strahlungsflussdichte im Lichtfleck kann bzw. können unmittelbar vor oder nach der Bewegung des Lichtflecks in Schritt b) erstellt werden. Die Bilder können auch während einer Bewegung des Lichtflecks über das Target aufgenommen werden. Es besteht auch die Möglichkeit, dass der Lichtfleck auf dem Target kurzzeitig stehen bleibt und ein einzelnes Bild aufgenommen wird. Bei der Bildaufnahme der Lichtflecken der verschiedenen Heliostaten sollten die Lichtflecke möglichst exakt auf dieselbe Stelle auf dem Target ausgerichtet werden können, so dass vergleichbare Ergebnisse erzielt werden.
Bei dem Einsatz einer zweiten Kamera als mobile Kamera kann auf die Bestrahlung eines Targets verzichtet werden. Die Position der mobilen Kamera während Schritt c) wird für jeden einzelnen eingesetzten Heliostaten immer so angepasst, dass es für jeden Heliostaten einen Bereich der Absorberfläche gibt, in dem zuvor definierte Einstrahlungs- und Beobachtungsrichtungen vorliegen. Beispielsweise kann die mobile zweite Kamera immer in unmittelbarer Nähe des verwendeten Heliostaten aufgestellt werden. Bei den Aufnahmen der mobilen zweiten Kamera kann beispielsweise immer der Bereich des Absorbers mit den vorgegebenen Einstrahlungs- und Beobachtungsrichtungen betrachtet werden. Durch eine Mittelung der Werte über die einzelnen Absorbersegmente innerhalb dieses Bereichs können individuelle Schwankungen zwischen Absorbersegmenten kompensiert werden. Die Abweichungen zwischen den Absorbersegmenten sind ein Maß für die maximale Strahlungsflussdichte im Lichtfleck des Heliostaten.
Es besteht auch die Möglichkeit, dass ein Radiometer im Bereich der Absorberfläche installiert ist und dass aus Strahlungsflussdichtewerten, die während des Verfahrensschritts b) vom Radiometer aufgezeichnet werden, der Maximalwert bestimmt wird.
Zusätzlich kann der Einfallswinkel der Strahlung von jeweiligen Heliostaten auf die Radiometerfläche berücksichtigt werden. Auch über die Messergebnisse des Radiometers können die Unterschiede der maximalen Strahlungsflussdichte in den Lichtflecken der Heliostaten bestimmt werden.
Weitere Methoden hierfür sind möglich, beispielsweise ray tracing- Simulationen, basierend auf Heliostatformmessungen, z. B. über Deflektometrie oder Photogrammetrie.
Es besteht auch die Möglichkeit, dass ein Vergleich einer gemessenen und einer simulierten Receivereintrittsleistung (Strahlungsleistung auf Absorberfläche) verwendet wird, um Unterschiede bei der maximalen Strahlungsflussdichte im Lichtfleck der Heliostaten zu ermitteln. Hierbei kann der Lichtfleck eines für die Schritte a) und b) eingesetzten Heliostaten so positioniert werden, dass er vollständig oder mit größtmöglichem Anteil auf die Absorberfläche trifft. Durch Integration der gemessenen Strahlungsflussdichteleistung über die Absorberfläche erhält man die gemessene Receivereintrittsleistung. Zusätzlich kann die Receivereintrittsleistung simuliert werden. Sofern die unterschiedlichen Strahlungsflussdichtemaxima in den Lichtflecken der eingesetzten Heliostaten noch nicht kompensiert worden sind, besteht in der Regel eine Diskrepanz zwischen der gemessenen und simulierten Receivereintrittsleistung. Diese Diskrepanz ist bei verschiedenen verwendeten Heliostaten in der Regel unterschiedlich groß, so dass ein Maß für die maximale Strahlungsflussdichte im Lichtfleck der Heliostaten vorliegt. Aus dem Verhältnis der gemessenen und der simulierten Strahlungsflussdichte kann ein Korrekturfaktor bestimmt werden, über den somit eine Vergleichbarkeit der unterschiedlichen Heliostaten gewährleistet werden kann.
Anhand eines Beispiels wird der zuletzt genannte Schritt erläutert: Zwei beispielhafte Heliostaten A und B sind an unterschiedlichen Positionen angeordnet und weisen unterschiedliche Strahlungsflussdichtemaxima in ihren Lichtflecken auf. Sowohl mit Heliostat A als auch für Heliostat B sind die Verfahrensschritte a) bis e) durchgeführt worden, um relative Reflexionsgrade zu ermitteln. Es ist angenommen, dass ein Kalibrierungsfaktor nur für Strahlung aus Richtung des Heliostaten A bestimmt ist. Bestrahlt man die Absorberfläche nun mit Heliostat A und vergleicht die gemessene und die simulierte Receivereintrittsleistung, so besteht kein signifikanter Unterschied zwischen diesen beiden Größen. Verwendet man nun stattdessen den Heliostaten B, so ändern sich die relativen Reflexionsgrade, nicht aber der Kalibierungsfaktor. Während der Verfahrensschrittr a) bis d) mit Heliostat B erscheint ein Absorbersegment mit einem anderen Grauwert als mit Heliostat A. Dies ist u.a. dadurch begründet, dass sich die maximalen Grauwerte proportional zum Unterschied der maximalen Strahlungsflussdichte in den Lichtflecken der Heliostaten B und A ändern. Gäbe es diesen Unterschied nicht und die Strahlungsflussdichtemaxima in den Lichtflecken der Heliostaten A und B wären identisch, so würden sich die gemessene und die simulierte Receivereintrittsleistung auch bei Heliostat B nicht signifikant voneinander unterscheiden. Da aber von einem Unterschied der Strahlungsflussdichtemaxima auszugehen ist, kommt es in gleichem Maße zu einer Abweichung zwischen der gemessenen und der simulierten Receivereintrittsleistung bei Heliostat B. Aus dem Verhältnis zwischen gemessener und simulierter Receivereintrittsleistung kann ein Korrekturfaktor ermittelt werden, durch den die unterschiedlichen Strahlungsflussdichtemaxima in den Lichtflecken der beiden Heliostaten A und B kompensiert werden können.
Die Erfindung sieht ferner ein Verfahren zur Strahlungsflussdichtebestimmung zur Bestimmung der Strahlungsflussdichteverteilung auf Absorberflächen eine Solarturmanlage vor, bei dem in einem ersten Schritt das erfindungsgemäße Verfahren zur Bestimmung relativer Reflexionsgrade durchgeführt wird und anschließend mittels der bestimmten relativen Reflexionsgrade der Absorbersegmente die Strahlungsflussdichte bestimmt wird.
Das erfindungsgemäße Verfahren wird im Folgenden anhand der nachfolgenden Figuren erläutert. Es zeigen :
Fig. 1 eine schematische Darstellung eine Solarturmanlage
Fig. 2 eine schematische Darstellung der Absorberfläche des
Receiverturmes
Die Fig . 1 zeigt eine schematische Darstellung eines Receiverturmes 10 einer Solarturmanlage, beispielsweise eines Solarturmkraftwerks. Wie schematisch dargestellt ist, wird eine Absorberfläche 12 durch ein Lichtstrahlbündel 14 bestrahlt. Das Lichtstrahlbündel 14 wird durch einen Heliostat 16 der Solarturmanlage bereitgestellt, indem dieser solare Strahlung reflektiert. Eine Kamera 18 nimmt Bilder der Absorberfläche 12 während der Bestrahlung mittels des Lichtstrahlenbündels 14 auf. Das Lichtstrahlbündel 14 erzeugt einen Lichtfleck 22, der, wie am besten aus Fig. 2 hervorgeht, entlang einer vorgegebenen Bahn 20 über die Absorberfläche 12 gelenkt wird. Die Bahn ist in dem in Fig . 2 dargestellten Ausführungsbeispiel mäanderförmig ausgebildet.
Die Absorberfläche 12 ist in mehrere Absorbersegmente unterteilt. Für jedes Absorbersegment wird ein maximaler Grauwert in den aufgenommenen Bildern bestimmt. Aus den maximalen Grauwerten für die Absorbersegmente können jeweils relative Reflexionsgrade bestimmt werden.
Die Unterteilung der Absorberfläche 12 in Absorbersegmente kann grundsätzlich beliebig vorgenommen werden. Ein Receiver einer Solarturmanlage kann eine Vielzahl von Absorbermodulen aufweisen, die die Absorberfläche 12 bilden. Die Unterteilung der Absorberfläche 12 in Absorbersegmente kann grund- sätzlich so vorgesehen sein, dass jeweils ein Absorbermodul ein Absorbersegment bildet.
Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren kann eine Vielzahl von Korrekturen der maximalen Grauwerte vorgenommen werden, um die Genauigkeit der Bestimmung der relativen Reflexionsgrade zu erhöhen. Diese können, wie zuvor beschrieben worden ist, Korrekturen durch eine Normierung mittels zuvor bestimmter DNI-Werte sein. Auch besteht die Möglichkeit, dass ein Einfallswinkel ßi des Lichtstrahlenbündels auf das Absorbersegment bestimmt wird, um somit eine Korrektur über den Einfallswinkel vorzunehmen.
Ferner kann eine Ortsabhängigkeit der Strahlungsflussdichteverteilung des Lichtflecks bestimmt werden. Hierzu kann der Lichtfleck auf einen die Absorberfläche 12 umgebenden Strahlenschutz 24 gelenkt werden. Der Strahlenschutz 24 wird in den Fign. 1 und 2 schematisch als Rahmen um die Absorberfläche 12 dargestellt.
Der Lichtfleck 22 kann auch mehrfach über die Absorberfläche 12 gelenkt werden. Beispielsweise kann die in Fig . 2 dargestellte Bahn 20, die eine horizontale, also zeilenweise Mäanderform aufweist, anschließend in einer vertikalen, also spaltenweisen Mäanderform fortgeführt werden. Ferner kann eine Sonnenstandsabhängigkeit der Strahlungsflussdichteverteilung des Lichtflecks ermittelt werden, um hierüber die maximalen Grauwerte zu korrigieren. Hierzu kann die zu Beginn der mäanderförmigen Bahn bestrahlten Absorbersegmente nach Beendigung nochmals bestrahlt werden und die zu Beginn und am Ende aufgenommenen Bilder werden verglichen. Daraus kann auf eine Sonnenstandsabhängigkeit geschlossen werden.
Das Verfahren kann auch mit mehreren Heliostaten 16 durchgeführt werden, die nacheinander ein Strahlenbündel 14 auf die Absorberfläche 12 strahlen. Bei einem erfindungsgemäßen Verfahren, bei dem mehrere Heliostaten 16 eingesetzt werden, können, um die maximale Strahlungsflussdichte der durch die einzelnen Heliostaten 16 erzeugten Lichtflecke 22 bestimmen zu können, die Strahlenbündel 14 auf ein Target 26, das beispielsweise unterhalb der Absorberfläche 12 an dem Receiverturm 10 angeordnet ist, gerichtet werden, so dass der Lichtfleck 22 auf diesem Target 26 angeordnet ist. Hiervon werden mittels der Kamera 18 Bilder aufgenommen, wobei diese Bilder der Lichtflecken der unterschiedlichen Heliostaten verglichen werden, um Unterschiede in der relativen maximalen Strahlungsflussdichte der Heliostaten festzustellen. Hierüber kann ebenfalls eine Korrektur bei der Bestimmung erfolgen.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann insbesondere in einem Verfahren zur Strahlungsflussdichtebestimmung zur Bestimmung der Strahlungsflussdichte- verteilung auf Absorberflächen 12 einer Solarturmanlage 10 eingesetzt werden.

Claims

Patentansprüche
Verfahren zur Bestimmung von relativen Reflexionsgraden einer
Absorberfläche (12) eines Receivers einer Solarturmanlage mit folgen¬ den Schritten: a) Bereitstellen eines auf die Absorberfläche (12) gerichteten Lichtstrahlenbündels (14), wobei auf der Absorberfläche (12) ein Lichtfleck (22) entsteht, b) kontinuierliche oder schrittweise Bewegung des Lichtflecks (22) über die Absorberfläche (12) entlang einer vorgegebenen oder stochastischen Bahn (20) c) während Schritt b): gleichzeitige Aufnahme einer Vielzahl von Bil¬ dern der Absorberfläche (12) mittels mindestens einer Kamera (18) d) Bestimmen eines maximalen Grauwertes Gi,max für jedes Absorber¬ segment i der zuvor in Absorbersegmente i unterteilten Absorberfläche (12) in den in Schritt c) aufgenommenen Bildern e) Bestimmen des relativen Reflexionsgrades für jedes Absorberseg¬ ment i aus den maximalen Grauwerten Gi,max.
Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das auf die Absorberfläche (12) gerichtete Lichtstrahlenbündel (14) von einem He¬ liostaten (16) reflektierte solare oder künstliche Strahlung ist.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die kontinuierliche oder schrittweise Bewegung des Lichtflecks (22) über die Absor- berfläche (12) in Schritt b) durch eine Verstellung des Heliostaten (16) erfolgt.
4. Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass während den Schritten b) und c) die Direktnormalstrahlung zur Bestimmung von DNI-Werten gemessen wird, wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Normierung mittels der DNI- Werte erfolgt.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) in jedem Bild für jedes Absorbersegment ein über die Fläche des Absorbersegments gemittelter Grauwert G, bestimmt wird und anschließend aus allen Bildern jedes Absorbersegments der größte Grauwert G, als maximaler Grauwert Gi,max bestimmt wird .
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) aus allen Bildern für jedes Pixel ein maximaler Pixelgrauwert Gp, max bestimmt wird und aus diesen maximalen Pixelgrauwerten Gp, max ein neues Bild erstellt wird .
7. Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass in dem neuen Bild eine Mittelung der maximalen Pixelgrauwerten Gp, max jeweils über die Fläche des Absorbersegments erfolgt und der gemittelte Wert als maximaler Grauwert Gi,max für das jeweilige Absorbersegment festgelegt wird .
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass ein Korrekturbild der Absorberfläche ohne Bestrahlung mit dem Lichtbündel (14) erstellt wird und Grauwerte in dem Korrekturbild ermittelt werden, wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur mittels der Grauwerte des Korrekturbildes erfolgt.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass für jedes der Absorbersegmente ein Einfallswinkel ß, des Lichtstrahlenbündels auf das Absorbersegment bestimmt wird, wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur über den Einfallswinkel ß, erfolgt.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass vor, bei oder nach der kontinuierlichen oder schrittweisen Bewegung des Lichtflecks (22) über die Absorberfläche in Schritt b) der Lichtfleck auf einen die Absorberfläche (12) umgebenden Strahlenschutz (24) gelenkt wird, wobei Bilder des Strahlenschutzes (24) aufgenommen werden, wobei über einen Vergleich der Bilder des Strahlenschutzes (24) eine Ortsabhängigkeit der Strahlungsflussdichteverteilung des Lichtflecks (22) vom Ort auf der Absorberfläche (12) ermittelt wird und wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur über die ermittelte Ortsabhängigkeit erfolgt.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass in Schritt b) die Bahn (20) mäanderförmig oder spiralförmig ist.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass bei der kontinuierlichen oder schrittweisen Bewegung des Lichtflecks über die Absorberfläche (12) in Schritt b) das Lichtstrahlenbündel (14) auf einige Abschnitte der Absorberfläche (12) oder auf die komplette Absorberfläche (12) zweifach oder mehrfach gelenkt wird .
13. Verfahren nach Anspruch 12, dadurch gekennzeichnet, dass bei der kontinuierlichen oder schrittweisen Bewegung des Lichtflecks (22) über die Absorberfläche (12) in Schritt b) die zu Beginn von dem Lichtstrah- lenbündel (14) bestrahlten Abschnitte der Absorberfläche (12) am Ende erneut bestrahlt werden und dass über einen Vergleich der zu Beginn und am Ende aufgenommenen Bilder eine Sonnenstandabhängigkeit der maximalen Strahlungsflussdichte des Lichtflecks (22) ermittelt wird, wobei bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur für alle Abschnitte der Absorberfläche (12) über die ermittelte Sonnenstandabhängigkeit und eine zeitliche Interpolation der ermittelten Sonnenstandabhängigkeit erfolgt.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Schritte a) bis c) wiederholt werden, wobei bei jeder Wiederholung das auf die Absorberfläche (12) gerichtete Lichtstrahlenbündel (14) von einem anderen Heliostaten (16) reflektierte solare oder künstliche Strahlung ist.
15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass zur Auswahl der für die Wiederholungen verwendeten oder vorgesehenen Heliostaten (16) eine Vielzahl der Heliostaten (16) nacheinander auf ein Target (26) gerichtet werden, wobei ein Bild oder Bilder mittels der Kamera (18) oder einer zweiten Kamera aufgenommen werden, wobei diese Bilder zur Bestimmung der relativen maximalen Strahlungsflussdichte in den Lichtflecken (22) der Heliostaten (16) ausgewertet werden und als die für die Wiederholungen verwendeten oder vorgesehenen Heliostaten (16) Heliostaten (16) mit vergleichbarer maximaler Strahlungsflussdichte ausgewählt werden.
16. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass für die Wiederholungen verwendete oder vorgesehene Heliostaten ( 16) nacheinander auf ein Target (26) gerichtet werden, wobei ein Bild oder Bilder mittels der Kamera ( 18) oder einer zweiten Kamera aufgenommen werden, wobei diese Bilder zur Bestimmung der relativen maximalen Strahlungsflussdichte in den Lichtflecken (22) der Helios- taten (16) ausgewertet werden und bei der Bestimmung der maximalen Grauwerte Gi,max in Schritt d) eine Korrektur über Unterschiede der relativen maximalen Strahlungsflussdichte in den Lichtflecken (22) der Heliostaten (16) erfolgt.
Verfahren zur Strahlungsflussdichtebestimmung zur Bestimmung der Strahlungsflussdichteverteilung auf eine Absorberfläche ( 12) einer Solarturmanlage, wobei in einem ersten Schritt das Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 16 durchgeführt wird und anschließend mittels der bestimmten relativen Reflexionsgrade der Absorbersegmente die Strahlungsflussdichteverteilung bestimmt wird .
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