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2000-03: Europas solare Zukunft

Windenerige

Wir gehen auf Windfang - Windkraftanlage für AEE-Mitglieder

Von Doris Hammermüller und Gertraud Grabler-Bauer*

Das Windkraftbeteiligungsprojekt für AEE Mitglieder nimmt konkrete Formen an.
Die AEE hat sich entschlossen gemeinsam mit ihren Mitgliedern in ein Windkraftprojekt zu investieren und so einen aktiven Beitrag zur Ökostromproduktion zu leisten. Gleichzeitig wollen wir damit der Ökostromdiskussion als AEE gemeinsam mit vielen anderen wieder einen neuen Anstoss geben.
Andererseits hat sich seit dem Selbstbau von Solaranlagen bei den Mitgliedern der AEE viel verändert. Es sind etwa zehn Jahre vergangen. Die meisten sind dem Anliegen treu geblieben und haben wohl auch oft überlegt, wie es weitergehen könnte mit den eigenen Möglichkeiten im Bereich der erneuerbaren Energie.
Der Vorstand der AEE NÖ-Wien hat sich diese Frage ebenfalls gestellt. Einige unserer AEE MitarbeiterInnen sind schon seit langem in der österreichischen Windszene aktiv. Mit dem von uns maßgeblich mitgestalteten Projekt Windkraft für Österreich nahm 1996 in Niederösterreich die Windenergienutzung ihren Anfang. Heute sind in Niederösterreich bereits 63 Windkraftanlagen mit breiter BürgerInnenbeteiligung installiert. Deshalb scheint uns die Beteiligung an der Errichtung einer Windkraftanlage als ideales Projekt zur Erreichung unserer Ziele. Es liegt für uns nahe, dieses Know How der gesamten AEE zur Verfügung zu stellen.
Die AEE geht zu diesem Zweck eine Kooperation mit Ökoenergie Windkraft Wolkersdorf ein, die bereits seit 1996 Erfahrung in der Errichtung von Windkraftanlagen hat. Diese Gesellschaft hat - wie andere BetreiberInnengemeinschaften auch - ihre Beteiligungen breit gestreut. Wir haben uns daher entschieden, im Gesamtprojekt der Ökoenergie Windkraft Wolkersdorf die PatInnenschaft für das Projekt Höflein1 zu übernehmen und es mit dem Namen WINDFANG zum ERSTEN AEE WINDRAD zu machen, das uns jetzt schon Rückenwind für weitere Projekte gibt.
Profitieren auch Sie vom Wind und lassen Sie die Umwelt aufatmen!
Schenken Sie Ihren Kindern eine Beteiligung an einer Windkraftanlage! Sie sichern ihre Zukunft damit doppelt!
Wir bieten nun allen AEE Mitgliedern die Möglichkeit, sich zu beteiligen und so aus unserer Idee die Realität für die gesamte AEE werden zu lassen. Anlagemöglichkeiten in Form von Ökobausteinen (Darlehen mit entsprechender Verzinsung) wird es bereits ab einem Betrag von 500 Euro geben. Mit größeren Beträgen können auch Gesellschaftsanteile als Stille/r GesellschaftgerIn zeichnet werden. Die AEE NÖ-Wien wird als TreuhänderIn die Einlagen der AEE Mitglieder verwalten, und in die Ökoenergie einbringen. Weiters werden wir bei den Mitglieder- und AnlegerInnenversammlungen und in der ERNEUERBAREN ENERGIE laufend über die Betriebsergebnisse berichten. Um das Anlagerisiko in der Betreibergesellschaft unter allen AnlegerInnen möglichst günstig zu verteilen, werden die AEE-Mitglieder nicht nur an WINDFANG, sondern am Gesamtprojekt der Ökoenergie Windkraft Wolkersdorf beteiligt sein. Außer WINDFANG sind derzeit von der Ökoenergie noch 6 weitere Anlagen an verschiedenen Standorten im Osten Österreichs geplant.
WINDFANG wird an einem ausgezeichneten Standort in Höflein südlich der Donau errichtet. Um die Akzeptanz im Umfeld des Projektes sicherzustellen, wird dem Standorteigner sowie allen AnrainerInnen eine Beteiligung am Projekt angeboten. Auch die Gemeinde wurde bereits über das geplanten Projekt informiert und zeigt sich an einer Beteiligung sehr interessiert. Am Standort Höflein sollen neben Windfang noch 2-3 weitere Anlagen errichtet werden.

Derzeit besteht ein Tarif- und Einspeisevertrag mit der EVN. Dieser Vertrag sieht eine Vergütung der produzierten KWh von durchschnittlich (Sommer-Winter) 92 g vor. Das Umwidmungsverfahren und das Elektrizitätsrechtliche Genehmigungsverfahren stehen vor dem Abschluß, ein Pachtvertrag mit dem Standorteigner besteht bereits. Der Baubeginn für die Anlage (Fundamentierung), vorausgesetzt, die Genehmigungsverfahren verlaufen im vorgesehenen Zeitplan, wird noch im Herbst 2000 erfolgen, die Anlagenerrichtung ist dann im Frühjahr 2001 geplant. Die Anlage wird sich bei einer angemessenen Verzinsung nach 15 Jahren amortisiert haben. Die Konstruktion der Windkraftanlage ist auf eine Lebensdauer von 25 Jahren ausgelegt.

Die Beteiligungsunterlagen erhalten Sie ab Mitte Oktober unter:
AEE - Arbeitsgemeinschaft Erneuerbare Energie NÖ-Wien, Bahngasse 46, 2700 Wiener Neustadt, Tel: 02622-21 3 89, Fax: DW 5,
e-mail: Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!

*) Doris Hammermüller ist Leiterin des Windprojekts und Mitarbeiterin im Vorstand der AEE NÖ-Wien
Gertraud Grabler-Bauer ist Geschäftsführerin der AEE NÖ-Wien [^]

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2000-03: Europas solare Zukunft

Thema

Wenn man sich vor Augen führt, dass nach den aktuellen Prognosen die Weltbevölkerung bis zum Ende des nächsten Jahrhunderts sich etwa verdoppeln wird und der pro-KopfEnergieverbrauch durch wachsenden Wohlstand sich durchschnittlich ebenfalls - konservativ geschätzt - etwa verdoppeln wird, so wird einem klar, vor welchen Herausforderungen wir heute im Energiesektor stehen. Die verfügbare Kraftwerksleistung muss sich mindestens vervierfachen.

Thermische Solarkraftwerke für das nächste Jahrhundert

Von Bernhard Milow*

Jedoch können wir nicht davon ausgehen, dass in solchem Umfang konventionelle Kraftwerke installiert werden. Aus zwei Gründen: Die heute bekannten fossilen Kraftwerkstechnologien würden unsere Umwelt schwer belasten, und die heute bekannten nuklearen Optionen werden wohl an Akzeptanzproblemen scheitern. Welche Lösungen haben wir? Da die Kernfusion nach dem Stand der Technik frühestens in der zweiten Hälfte des kommenden Jahrhunderts beginnen kann, zur Energieversorgung der Menschheit beizutragen, bleiben nur die erneuerbaren Technologien.
Hier wird drastisch deutlich, dass wir uns zur Lösung der anstehenden Aufgaben nicht auf Nischenanwendungen beschränken können. Es müssen alle verfügbaren erneuerbaren Optionen in großtechnischem Maßstab umgesetzt werden. Und es besteht dringend Handlungsbedarf. Es wird sofort klar, dass man hier in globalen Märkten denken muss. Wenn man die Marktchancen im weiteren Sinne meint, so kommt man schnell zu dem Ergebnis, dass sie immens sind.

Abbildung 1: Solarthermische Kraftwerke in Kalifornien, USA (Bild: Pilkington Solar).

Welche erneuerbaren Technologien können hier - global gesehen - eine Rolle spielen? Der Anteil der Biomasse wird weltweit vermutlich von sekundärer Bedeutung sein. Da die Erzeugung des Brennstoffs (außer Abfallbiomasse) in direkter Konkurrenz zur Nahrungsmittelerzeugung steht, wird bei stark steigender Weltbevölkerung letzteres sicher Priorität haben, da es andere Alternativen zur Energiebereitstellung gibt. Wasserkraft und Geothermie werden dort, wo die Anwendung möglich ist, in nennenswertem Umfang saubere Energie bereitstellen. Das Potential von Wind und Sonne schließlich ist riesig. Sowohl die Windenergie wie auch die Solarenergie werden weltweit in Zukunft die wesentlichen erneuerbaren Technologien sein. Die Photovoltaik wird sicherlich wesentlich sein, allerdings hauptsächlich bei der Versorgung ländlicher Gebiete mit Elektrizität - sie ist wegen der hohen Modularität hierfür prädestiniert. Daher wird ihr Anteil zur Deckung des Primärenergiebedarfs weltweit eher klein bleiben. Die vergleichsweise hohen Kosten werden wohl verhindern, dass in nennenswertem Maßstab Kraftwerke entstehen werden, die auf dieser Technologie basieren. Hierzu bieten sich die solarthermischen Technologien an, die bereits heute nicht sehr weit von der Wirtschaftlichkeit entfernt sind.

Technologien

Solarthermische Kraftwerkstechnologien basieren auf dem Prinzip, die Sonnenstrahlung zu konzentrieren, in Wärme und anschließend in Dampf umzuwandeln, um schließlich in einem konventionellen Dampfprozess über eine Turbine Strom zu erzeugen (siehe Abbildung 2). Mit anderen Worten: solarthermische Stromerzeugung ist sehr ähnlich zu der in konventionellen Kraftwerken - mit einem wesentlichen Unterschied: dem Brennstoff Sonne.

Abbildung 2: Prinzipskizze eines solarthermischen Kraftwerks

Für die Konzentration werden in allen Systemkonzepten heute durchweg Glasspiegel verwendet. Sie werden, da es sich ja um konzentrierende Systeme handelt, dem Verlauf der Sonne von Sonnenaufgang bis Sonnenuntergang nachgeführt. Hier wird eine spezifische Eigenschaft dieser Technologien deutlich: in diesen Systemen kann ausschließlich die direkte Strahlung genutzt werden, nicht die diffuse. Daraus ergibt sich, dass solarthermische Kraftwerke vornehmlich in südlichen Ländern errichtet werden können, in denen die Sonne verlässlich scheint, ohne dass Wolken behindern würden.
Im Wesentlichen sind zwei Prinzipien optischer Konzentration zu unterscheiden, die Fokussierung auf einen linienförmigen Brennfleck und die Fokussierung auf einen punktförmigen Brennfleck. Die daraus resultierenden wesentlichen solarthermischen Systemkonzepte sind schematisch in den Abbildungen 3a bis 3c dargestellt.

Abbildung 3a: Schematische Darstellung konzentrierender Solartechnologie: Rinnensystem

Die sogenannten Rinnensysteme ("Trough System", Abbildung 3a) bestehen im Wesentlichen aus einem linearen Konzentrator mit parabolischem Querschnitt, der die Solarstrahlung auf ein Absorberrohr fokussiert. Durch dieses Absorberrohr fließt ein spezielles Wärmeträgermedium, das die Wärme aufnimmt, zum Dampferzeuger weiterleitet und in weiterer Folge zur Dampfturbine transportiert. Abbildung 4 zeigt eine Anlage mit Rinnensystem auf der südspanischen Testanlage "Plataforma Solar de Almería" für solarthermische Kraftwerke.

Abbildung 4: Trough System auf der Testanlage für solarthermische Kraftwerke Plataforma Solar de Almería, Spanien

Abbildung 3b: Schematische Darstellung konzentrierender Solartechnologie: Power Tower System

In einem Turmkraftwerk ("Power Tower System", Abbildung 3b) wird von einem zweiachsig nachgeführten Spiegelfeld die Sonnenenergie auf einen Receiver auf der Turmspitze konzentriert. Dort wird die Energie wiederum von einem Wärmeträgermedium aufgenommen und dem konventionellen Dampfprozess zugeführt. Abbildung 5 zeigt ein Turmkraftwerk auf der südspanischen Testanlage "Plataforma Solar de Almería".

Abbildung 5: Turmsystem auf der südspanischen Testanlage für solarthermische Kraftwerke Plataforma Solar de Almería, Spanien

Sowohl beim Rinnen- wie auch beim Turmkonzept kann durch die Verwendung eines thermischen Speichers eine gewisse zeitliche Unabhängigkeit von der Solarstrahlung erreicht werden. Die Möglichkeiten reichen von der Überbrückung von Wolkenschatten über die Verlängerung des solaren Kraftwerksbetriebs in die Abendstunden bis zu einem reinen Solarbetrieb über 24 Stunden, sofern das Gesamtsystem entsprechend ausgelegt ist.

Abbildung 3c: Schematische Darstellung konzentrierender Solartechnologie: Dish/Engine System

Ein drittes Systemkonzept stellt das Dish/Engine-System dar, das in Abbildung 3c dargestellt ist. Hier wird mittels eines rotationssymmetrischen parabolischen Konzentrators ein Stirling-Motor mit Sonnenenergie betrieben. Dieses Konzept ist eher für Einheiten im Kilowatt-Bereich anwendbar und spielt eher eine Rolle bei der netzfernen Stromversorgung. Am Titelbild dieses Artikels ist ein Dish/Engine-System auf der Plataforma Solar de Almería zu sehen.
Durch die Tatsache, dass solarthermische Kraftwerke auf einem konventionellen Dampf- oder GuD-Prozess beruhen, können sie sehr leicht "hybridisiert" werden. Sollte die Sonne nicht ausreichend Energie für den Betrieb liefern, kann der Dampferzeuger mit anderen Brennstoffen, z.B. Erdgas, die fehlende Energie liefern. Somit wird es möglich, mit solchen Kraftwerken im Grundlastbereich eine garantierte Leistung abzugeben.

Bisherige Erfahrungen

In Kalifornien wurden zwischen 1984 und 1991 neun solarthermische Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 354 MW installiert. Diese Anlagen laufen äußerst zuverlässig und haben bis heute etwa 8 TWh Strom erzeugt und fast eine Milliarde US-Dollar erwirtschaftet. Bei den kalifornischen Kraftwerken wurde die Rinnentechnologie angewandt. Es konnten bei der Umwandlung von solarer Einstrahlung zu elektrischem Strom Wirkungsgrade von 20% im Dauerbetrieb erreicht werden, wie in Abbildung 6 zu erkennen ist.

Abbildung 6: Wirkungsgradverlauf über einen Tag eines solarthermischen Kraftwerks in Kalifornien, USA.

Die Erfahrungen, die mit diesen Kraftwerken in 14 Betriebsjahren gemacht wurden, sind durchweg positiv. Es konnte nachgewiesen werden, dass die hohen Erwartungen, die in erneuerbare Technologien gesetzt werden, voll erfüllt werden konnten.

Markteinführung

Die Markteinführung der solarthermischen Technologien steht noch relativ weit am Anfang. Doch warum werden heute - trotz der guten Erfahrungen mit den Anlagen in Kalifornien - nicht jährlich mehrere solarthermische Kraftwerke in Betrieb genommen? Welche Hemmnisse bestehen?
Zweifellos sind zur Zeit fossile Energieträger auf dem Weltmarkt zu Spottpreisen zu haben. Hier muss jede konkurrierende Technologie mit einer bewussten Förderung auf den Weg gebracht werden, um die Marktphase der geringen Stückzahlen zu überwinden und zur Massenproduktion zu kommen. Weiterhin ist der im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken gleicher Leistung wesentlich höhere Kapitaleinsatz zu bedenken. Das dadurch entstehende höhere Risiko für Investoren muss abgedeckt werden.
Um aufzuzeigen, unter welchen Randbedingungen der Weg von Demonstrationsprojekten zu kommerziellen Kraftwerken in großer Stückzahl zu schaffen ist, hat das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt 1998 die SYNTHESIS-Studie veröffentlicht. Diese geht davon aus, dass bis zum Jahr 2010 unter sukzessivem Ausbau der Produktionskapazitäten ein Zubau von insgesamt 7 GW solarer Kraftwerksleistung erfolgen wird. Wenn die geeigneten Randbedingungen geschaffen werden können, wird die Wirtschaftlichkeit nach anfänglicher Förderung voraussichtlich bereits im Jahre 2007 erreicht sein. Die Stromgestehungskosten werden von heute etwa 20 Pf/kWh auf 11 Pf/kWh gefallen sein. Die bis 2010 vermiedene CO₂-Freisetzung beträgt etwa 400 Millionen Tonnen bei durchschnittlichen Vermeidungskosten von 4 DM pro Tonne. Nach Erreichen der Wirtschaftlichkeit werden die Vermeidungskosten null (sieh Abbildung 7).

Abbildung 7: Verlauf der Anschubfinanzierung und der CO₂-Vermeidungskosten im SYSTHESIS-Programm

Die Politik in den industrialisierten Ländern muss erkennen, dass die globale Energiefrage nicht mit nationalen Scheuklappen gelöst werden kann. Solarthermische Kraftwerke machen in Deutschland keinen Sinn. Sie schaffen jedoch in erheblichem Maß neue Arbeitsplätze auch in den Ländern, die das Know-how bereitstellen. Dies sind insbesondere Deutschland, USA und Israel. Solarkraftwerke haben fast konkurrenzlos niedrige CO₂-Vermeidungskosten und sind daher für Joint Implementation interessant. Und sie tragen entwicklungspolitisch dazu bei, die Bedürfnisse der Menschen in den sonnenreichen Regionen der Erde nachhaltig zu befriedigen.

Tabelle 1: Laufende Projekte und deren Inhalt bzw. Projektstand

*) Dipl.-Ing. Bernhard Milow ist Projektbearuftragter für Energie beim Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V in Köln, Deutschland, e-mail: Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein! [^]

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2000-03: Europas solare Zukunft

Solarenergie historisch

Thermische Solaranlagen sind aus umweltfreundlichen Haushalten heute nicht mehr wegzudenken. Besonders in Österreich hat sich diese Technik eindrucksvoll etabliert. Ende 1998 waren rund 1,3 Mio. Quadratmeter Kollektorfläche installiert, in mehr als 100.000 Haushalten kommt diese umweltfreundliche Technik zum Einsatz. Bezogen auf die Anzahl der Einwohner liegt Österreich damit in Europa hinter Griechenland an zweiter Stelle. Die heute übliche Technik gilt als zuverlässig und langlebig, wodurch ihr Einsatz auch wirtschaftlich gesehen vertretbar ist.

Wer hat eigentlich die Solaranlage "erfunden"?

Von Michael Ornetzeder*

In den letzten Jahren wurden zudem vermehrt Anlagen errichtet, die nicht nur zur Warmwasserbereitung sondern zum Teil auch zur Heizung von Wohnräumen eingesetzt werden. Diese "Erfolgsgeschichte" ist - vor allem den LeserInnen dieser Zeitschrift - weitgehend bekannt, über die Herkunft der Solaranlagen weiß jedoch kaum jemand Bescheid. Woher stammt dieser technische Vorbote einer solaren Energiezukunft? Wer hat die Solaranlage eigentlich erfunden? Und wie sahen diese ersten Anlagen aus?

Ausgangspunkt in Europa: die Ölkrise

Die österreichische und wohl auch die europäische Geschichte der thermischen Solartechnik begann erst im Jahr 1973. Eine geringe Verteuerung der Rohölpreise, politisch und medial als Ölkrise dramatisiert, führte zu einer hektischen Suche nach technischen Alternativen. So wurden auch Solaranlagen rasch zu einem Thema für Forschung und Entwicklung, und nur wenige Jahre später waren bereits die ersten Anlagen am Markt erhältlich. Diese galten jedoch zu Recht als teuer, technisch unzuverlässig und ineffizient. Dabei lagen die Probleme der an sich simplen Technik im Detail. Was fehlte, waren vor allem praktische Erfahrungen. Dass die thermische Solaranlage bereits am Ende des 19. Jahrhunderts in den Vereinigten Staaten erfunden und über einen Zeitraum von rund vierzig Jahren praktisch erprobt und weiterentwickelt wurde, blieb den österreichischen Entwicklungsingenieuren verborgen.

Solaranlagen - ein "amerikanischer Traum"

Das weltweit erste Patent für eine Solaranlage wurde im Jahr 1891 an den Metallfabrikanten Clarence M. Kemp aus Baltimore vergeben. Es handelte sich um einen technisch sehr einfachen Speicherkollektor, vom Erfinder als "Apparatus for Utilizing the Sun's Rays for Heating Water" bezeichnet. Der patentierte "Apparatus" wurde nach geringfügigen Verbesserungen bereits ein Jahr später unter dem Namen "Climax Solar Water Heater" erfolgreich vermarktet. Nach einigen weiteren Solaranlagenpatenten unterschiedlicher Erfinder stellte der Kalifornier William J. Bailey 1909 ein neues, wesentlich leistungsfähigeres Anlagenkonzept vor, bei dem der Kollektor vom Wasserspeicher getrennt war. Dieser Anlagentyp entsprach in seinen Grundzügen bereits den noch heute gebräuchlichen Schwerkraftanlagen. Baileys Firma wurde zum größten Hersteller von Solaranlagen in Kalifornien. Bis zur Einstellung der Produktion im Jahr 1941 konnten allein von diesem Unternehmen mehr als 7.000 Anlagen verkauft werden. In den 20er Jahren verlagerte sich das Zentrum der amerikanischen Solaranlagenproduktion nach Florida. Die dort aktiven Hersteller waren zwar kommerziell erfolgreich, die Entwicklung der Anlagentechnik konnte von den kleinen, auf handwerklicher Basis arbeitenden Betrieben jedoch nicht entscheidend vorangetrieben werden. Die Verbreitung der Solaranlagen blieb- vor allem aufgrund der starken Konkurrenz durch die großen Gas- und Elektrizitätsgesellschaften - regional beschränkt und kam nach dem Zweiten Weltkrieg schließlich gänzlich zum Erliegen.
Entstanden waren die ersten Solaranlagen parallel zu einer Reihe anderer Versuche, die Warmwasserbereitung in den Haushalten zu technisieren. Zur selbem Zeit kamen auch die ersten Gasgeräte, einige Jahre später auch Elektroboiler auf den Markt. Nicht die Nutzung der Sonnenenergie stand für die Erfinder, die meist selbst Unternehmer waren, im Vordergrund, sondern das Ziel, die Arbeit im Haushalt zu rationalisieren. Dieser Rationalisierungsbedarf entstand in erster Linie, weil sich die Struktur der privaten Haushalte, in den USA stärker und früher als in irgend einem anderen Land der Welt, in nur wenigen Jahrzehnten radikal gewandelt hatte: von der bäuerlichen Großfamile hin zur städtischen Kleinfamilie. Die gesamte Hausarbeit konzentrierte sich nun auf die Hausfrau. So ist es wenig überraschend, dass von der damals bereits starken amerikanischen Frauenbewegung technische Erfindungen zur Entlastung der Frauen lautstark eingefordert wurden.
Der Wunsch nach automatischen Geräten zur Warmwasserbereitung muss aber auch in enger Verbindung mit gestiegenen Hygienestandards gesehen werden. Regelmässige Körperpflege wurde gegen Ende des 19. Jahrhunderts allmählich zur Norm. Damit gingen nicht nur technische Erfindungen einher, auch in der Architektur spiegelte sich dieser grundlegende gesellschaftliche Wandel: das Badezimmer, ein Raum, der ausschliesslich der Körperpflege gewidmet war, tauchte immer öfter in den Grundrissen nordamerikanischer Häuser auf. Ohne diesen Verbreitungserfolg des Badezimmers hätte sich vermutlich niemand mit der Konstruktion von Solaranlagen beschäftigt. Sie ermöglichten erstmals eine vollautomatische Warmwasserbereitung.

Der "Climax Solar Water Heater"

Das Kernstück der ersten kommerziell vermarkteten Solaranlage von C. M. Kemp war ein Kollektor, der aus mehreren mattschwarz lackierten Metallbehältern bestand. Diese Behälter waren nebeneinander angeordnet und durch Rohrleitungen miteinander verbunden. Die Behälter steckten in einer Holzkiste, waren mit Filzpapier isoliert und mit Glasscheiben abgedeckt. Dieser Speicherkollektor - die zylindrischen Behälter dienten gleichzeitig als Absorber und als Wasserspeicher - wurde am Dach oder mit einer speziellen Vorrichtung an der Südseite des Gebäudes befestigt. Einen Auszug aus der Patentschrift mit der Skizze der Anlage zeigt Abbildung 1.

Abbildung 1: Patentauszug der Solaranlage von Clarence M. Kemp, April 1891

Das Angebot umfasste acht verschiedene Modelle, wobei die kleinste Anlage etwa 120, die größte immerhin 2.650 Liter fasste. Durch die Vergabe von Lizenzen gelangte Kemps Erfindung unter anderem auch nach Kalifornien. Einer Anzeige in der Los Angeles Times vom 8. Februar 1900 ist zu entnehmen, dass die "Climax Solar Water Heater Company" in nur wenigen Jahren bereits 1600 Solaranlagen verkaufen konnte. Ein durchaus beachtlicher Markterfolg, wenn man bedenkt, dass Los Angeles zur damaligen Zeit nicht mehr als 100.000 Einwohner zählte und fliessendes kaltes und warmes Wasser in nur wenigen wohlhabenden Haushalten ein bereits üblicher Standard war.

Der "Walker Solar Heater"

Im Jahr 1898 meldete Frank Walker, ein Bauunternehmer und Grundstücksmakler aus Los Angeles, das zweite Patent für eine Solaranlage an. Neu an seinem Konzept war die Kombination von Solaranlage und herkömmlichem Heizsystem. Ähnlich wie beim "Climax" bestand der Kollektor aus einem schwarzen zylinderförmigen Metallbehälter, der in einem mit Glas abgedeckten Holzkasten montiert war. Zusätzlich war um den Wasserbehälter allerdings ein Metallreflektor angebracht, der die einfallenden Sonnenstrahlen auch auf die der Sonne abgewandten Seite umlenken und damit die Effizienz der Anlage erhöhen sollte. Aus den Patentunterlagen ist auch zu entnehmen, dass bei diesem Modell bereits eine vollständige Integration des Speicherkollektors in das Hausdach vorgesehen war. Diese Lösung erleichterte die Isolation des Speichers und stellte gleichzeitig eine architektonisch ansprechende Montagevariante dar. Die wichtigste Veränderung im Vergleich mit dem Climax war jedoch die vorgesehene Verbindung der Solaranlage mit dem Heizsystem des Gebäudes. Damit sollte die automatische Warmwasserbereitung auch an Schlechtwettertagen, aber vor allem in den Wintermonaten sichergestellt werden.

Der "Improved Climax Solar Heater"

Eine wesentliche Schwachstelle der Speicherkollektoren von Kemp und Walker, die sehr langsame Erhitzung des Speicherinhalts, konnte mit dem verbesserten "Climax" von Charles Haskell zum Teil behoben werden. Der Absorber bestand nicht mehr aus mehreren zylindrischen Behältern, sondern aus einem rechteckigen Metallkasten von geringer Tiefe. Im Absorber befand sich zwar etwa gleich viel Wasser wie bei den Vorgängermodellen, doch die von der Sonne erwärmte Oberfläche war im Verhältnis zum Flüssigkeitsvolumen nun deutlich größer. Im Inneren des Absorbers waren Metallrippen befestigt, durch die zusätzliche Wärme auf das Wasser übertragen werden sollte.

Abbildung 2: Patentauszug der Solaranlage von Frank Walker, 1902

Haskell nannte das neue Modell "Improved Climax". Da der flache Speicher dem Wasserleitungsdruck nicht standhalten konnte, mußte ein zusätzliches Wasserreservoir oberhalb des Speicherkollektors angebracht werden. Trotz dieses Nachteils - der zusätzliche Behälter verteuerte die Anlage - konnten zwischen 1905 und 1910 einige tausend derartiger Anlagen verkauft werden.

Der "Day and Night Solar Water Heater"

Die Idee, Wärmespeicher und Kollektor voneinander zu trennen, tauchte erstmals in einem Patent aus dem Jahr 1902 auf. Kommerziell erfolgreich wurde dieses heute weit verbreitete Konzept allerdings erst einige Jahre später. Im Jahr 1909 eröffnete W. J. Bailey ein kleines Unternehmen in einem Vorort von Los Angeles. Die Firma produzierte einen neuen Typ von Solaranlage, der nicht nur am Tag warmes Wasser liefern sollte, sondern auch während der Abendstunden. Um auf diese Verbesserung besonders hinzuweisen, nannte Bailey sein Unternehmen "Day and Night Solar Water Heater Company".

Abbildung 3: Auszug aus der Patentschrift im Jahre 1902 der Anlage von Bailey. Wärmespeicher und Kollektor waren erstmals voneinander getrennt.

Die Bauart des Kollektors stellte zweifellos eine Novität dar (siehe Abbildung 3). Baileys Konstruktion entsprach im Prinzip bereits dem heute weltweit am häufigsten verwendeten Kollektortyp: dem Flachkollektor. Das zu erwärmende Wasser zirkulierte in einem Rohrsystem durch den sogenannten Thermosiphoneffekt bei Sonneneinstrahlung von selbst zwischen Speicher und Kollektor. Der Absorber war aus Kuferrohren mit 1,9 cm Durchmesser gefertigt. Um mehr Wärme aufnehmen zu können, waren die Rohre im Abstand von einigen Zentimetern auf Kupferblech aufgelötet. Am oberen sowie am unteren Ende mündeten sie in jeweils ein Sammelrohr. Der rund 5 m² große schwarz lackierte Absorber des Basismodells befand sich in einem mit Glas abgedeckten und auf der Innenseite mit Filzpapier isolierten Holzkasten. Der etwas mehr als 200 Liter fassende Speicher wurde aus verzinktem Stahl hergestellt. Die Isolierung bestand aus einer bis zu 23 cm starken Kalksteinschicht, die mit Holz verkleidet wurde. Wie spätere Messungen an der Universität von Kalifornien ergaben, produzierte der "Day and Night Solar Heater" unter südkalifornischen Klimabedingungen neun Monate im Jahr Warmwasser mit durchschnittlich mehr als 60° Celsius.
Nach einem ungewöhnlich kaltem Winter im Jahr 1913 konstruierte Bailey die erste frostsichere Solaranlage, die ganzjährig verwendet werden konnte. Er stattete das neue, ebenfalls zum Patent angemeldete System mit einem geschlossenen Solarkreislauf aus. Nun wurde nicht mehr direkt das Brauchwasser im Kollektor von der Sonne erhitzt, sondern ein frostsicheres Wasser-Alkohol-Gemisch. Die Übertragung der Wärme vom Solarkreislauf zum Brauchwasser erfolgte durch eine Rohrschlange (einem einfachen Wärmetauscher), die durch den Speicher hindurchführte.
Vergleicht man dieses System mit der heute in Österreich üblichen Anlagentechnik, so "fehlt" nur noch der Zwangsumlauf mit thermostatischer Steuerung. Aber auch diese Erfindung zur Steigerung der Energieausbeute stammt aus der ersten Hälfte des 20. Jahrhunderts. Der Amerikaner W. F. Clark beantragte 1927 ein Patent für die vollautomatische ganzjährig einsetzbare Solaranlage mit Zwangsumlauf. Clark hatte sogar an eine elektrische Zusatzheizung gedacht.

Die Gesellschaft "erfindet" Technik

Kommen wir zurück zu unserer eingangs gestellten Frage. Wer kann nun als Erfinder der Solaranlage gelten? Zweifelsohne müssen hier jene Erfinder-Unternehmer, wie Kemp, Walker oder Bailey, genannt werden. Sie machten aus Ideen vermarktbare Produkte. Andererseits reagierten sie mit ihren Erfindungen auf einen allmählich aufkommenden gesellschaftlichen Bedarf, den es zunächst nur in den USA gab. Ohne dieses spezielle gesellschaftliche Umfeld wären die "solar heater" weder sinnvoll geschweige denn erfolgreich gewesen. Vermutlich wären sie nicht einmal "erdacht" worden.

Weiterführende Literatur:
Ornetzeder, M., Die Solaranlage, Koinon: Sozialwissenschaftliche interdisziplinäre Studien, Band 4, Peter Lang Europäischer Verlag der Wissenschaften, Frankfurt am Main, 2000, ISBN 3-631-35244-1

*) Dr. Michael Ornetzeder ist Mitarbeiter im Zentrum für soziale Innovation in Wien, http://www.municipia.at/sine/index.html [^]

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2000-03: Europas solare Zukunft

Thema

Seit Juli 1998 leiten wir das von der Europäischen Kommission unterstützte Projekt SODESA. Wir entwickeln dafür Sonnenkollektoren mit korrosionsfreien Absorbern in denen direkt, also ohne Verwendung eines Wärmetauschers, das zu entsalzende Meerwasser auf 80 bis 95°C erhitzt werden kann. Ziel dieses internationalen Projektes ist der Aufbau, der Betrieb sowie die technische und ökonomische Bewertung einer solar-thermisch angetriebenen Meerwasserentsalzungsanlage auf dem Testgelände des Centro de Investigacion en Energia y Agua CIEA in Pozo Izquierdo, Gran Canaria. Die Anlage soll pro Tag 600 Liter entsalztes Wasser sehr hoher Trinkwasserqualität liefern. Sie wurde im Mai 2000 erfolgreich installiert und in Betrieb genommen.

Solarthermische Meerwasserentsalzungsanlage mit korrosionsfreien Kollektoren

Von Matthias Rommel*

Entwicklung von Kollektoren mit korrosionsfesten Absorbern

80°C heißes Meerwasser ist äußerst korrosiv. Metallische Absorber kommen deshalb nicht in Frage. Selbst Speziallegierungen wie CuNi10 können nicht eingesetzt werden, weil eine andauernde Mindestfließgeschwindigkeit von 0.5 m/s eingehalten werden müsste, um Korrosion zu vermeiden. Da in der Nacht der Kollektor nicht durchströmt wird und das Meerwasser im Absorber steht, ist der Einsatz selbst dieser Spezialwerkstoffe, die bei Großanlagen zur Meerwasserentsalzung verwendet werden, nicht möglich. Wir haben für die Entwicklung der Kollektoren Absorberkonstruktionen aus verschiedenen Kunststoffen, einem keramischen Material und Glas untersucht.
Die wichtigsten Anforderungen, die an das Material und die Absorberkonstruktion gestellt werden müssen, sind:

• Das Material muss korrosionsbeständig gegenüber 95°C heißem Meerwasser sein.
• Es muss mit einer guten selektiven Beschichtung (e<10%) versehen werden können. Dies ist notwendig, um bei Verwendung der Flachkollektortechnologie hinreichend hohe Wirkungsgrade bei Betriebstemperaturen von 70 bis 95°C zu erreichen.
• Der Absorber muss wegen der selektiven Beschichtung im Stillstandsfall bis 200°C temperaturstabil sein.

SODESA-Kollektor

Es ist uns gelungen, diese Anforderungen zu erfüllen und einen Kollektor mit meerwasserfestem Absorber zu entwickeln. Die Konstruktion ist in Abbildung 1 skizziert. Wir haben dabei selektiv beschichtete Glasrohre mit einem Außendurchmesser von 16 mm verwendet. Diese sind mit einem Sammelkanal aus Silikon verbunden. Wir konnten eine Technik entwickeln, mit der diese Verbindung bei 95°C einem Innendruck von mehr als 2 bar standhält. Die Glasrohre sind im Abstand ihres Außendurchmessers, also 16 mm, im Sammelkanal montiert. Um trotzdem die gesamte Aperturfläche des Kollektors auszunutzen, ist unter dem Absorber ein 90°-Zick-Zack-Reflektor angebracht. Er liegt auf einer ebenfalls zick-zack geschnittenen Wärmedämmung aus Melaminharzschaum auf. Darunter befindet sich eine PU-Wärmedämmung. Der Kollektor ist einfach verglast.

Abbildung 1: Aufbau des SODESA-Kollektors.

Abbildung 2: Montage des SODESA-Kollektors

Im Hinblick auf das 50 m² Kollektorfeld der Entsalzungsanlage war es sinnvoll, einen Großflächenkollektor zu entwickeln. Die selektiv beschichteten Glasrohre stehen in einer Länge von maximal 1500 mm zur Verfügung. Wir haben deshalb auch eine Technik entwickelt, um zwei Glasrohre miteinander zu verbinden, wobei auch diese Verbindung einem Druck von mehr als 2 bar bei 95°C standhält. Wir waren somit in der Lage einen Großflächenkollektor mit einer Länge von 4.77 m und einer Breite von 1.46 m zu bauen. Der Kollektor wird in der Pilotanlage im Längsformat betrieben, wie er auf dem Tracker des Fraunhofer ISE montiert ist (siehe Abbildung 3). In der Länge sind 3 Glasrohre miteinander verbunden. Man erkennt die Verbindungsstellen als zwei helle senkrechte Linien. In der Kollektorbreite sind 42 Glasrohre nebeneinander in den Sammelkanälen montiert. Dabei sind die Sammelkanäle so unterteilt, dass jeweils 14 parallel durchströmt werden: Der Kollektoreintritt ist unten; die untersten 14 Rohre werden z.B. von rechts nach links, die mittleren 14 von links nach rechts und die obersten 14 wieder von rechts nach links durchströmt; der Kollektoraustritt ist oben.

Warum diese Anordnung? Wir haben durch CFD-Simulationen (=Computational Fluid Dynamics) untersucht, ob die Durchströmung des Absorbers ausreichend gleichmäßig ist. Wenn alle 42 Glasrohre parallel durchströmt werden, ist der Druckverlust in den Absorberrohren im Vergleich zum Druckverlust in den Sammelrohren zu klein, so dass eine ungleichmäßige Durchströmung resultiert. Die oben beschriebene Anordnung führt dagegen zu ausreichend gleichmäßiger Durchströmung, kleineren Sammelrohren und geringerer Kollektorkapazität. Trotzdem sind die Kollektordruckverluste so gering, dass in der Pilotanlage alle 8 Kollektoren in Serie geschaltet werden können, was messtechnisch günstig ist.

Abbildung 3: SODESA-Kollektor, Anordnung der 42 Glasrohre. Als helle Linien parallel zum Rand des Kollektors sind die Reflexionen vom Reflektor erkennbar.

Thermische Leistung des SODESA-Kollektors

Abbildung 4 zeigt die Wirkungsgradkennlinie, die auf dem Kollektorteststand unseres Instituts gemessen wurde. (Das Prüfzentrum für thermische Solaranlagen (PZTS) des Fraunhofer ISE betreibt einen von DIN CERTCO anerkannte Kollektortestanlage nach DIN V 4757.) Die Leistung des SODESA Kollektors, sowohl vom h0-Wert, als auch von den geringen Wärmeverlusten her, ist sehr gut. Der optische Wirkungsgrad h0 beträgt 79%, d.h. er ist genauso hoch wie für normale gute Flachkollektoren, die keinen Reflektor haben. Auf den gemessenen Parameter h0 haben vier Faktoren Einfluss: der Reflektionsgrad r des Reflektors, der Kollektorwirkungsgradfaktor F', der Absorptionsgrad a Absorbers und der Transmissionsgrad t der Glasabdeckung:

eta₀=rho * F' * tau* alpha

Beim SODESA Kollektor gelangt die Hälfte der Solarstrahlung (bei senkrechter Bestrahlung) über den Zick-zack Reflektor auf den Absorber. Der im Vergleich zu normalen Flachkollektoren ohne Reflektor gute eta₀-Wert zeigt einerseits, dass der Reflektor gut gebaut wurde und die Reflektorkonstruktion kleine Fertigungsungenauigkeiten, die immer auftreten, gut ausgleicht. Andererseits zeigt es, dass der Kollektorwirkungsgradfaktor F' hoch ist. Das ist darauf zurückzuführen, dass der Absorber vollflächig vom Fluid durchströmt wird und dass die Durchströmung in Übereinstimmung mit unseren CFD Rechnungen ausreichend homogen ist.

Abbildung 4: Gemessene Wirkungsgradkennlinie des SODESA Kollektors mit Bezug auf die Aperturfläche (=Projektion der Reflektorfläche), die 5.9 m² beträgt.

Der U-Wert des Kollektors beträgt (3.6+0.015*DT/K) W/(m² K), wozu insbesondere der niedrige Emissionsgrad von 5% der selektiven Beschichtung beiträgt, sowie die Tatsache, dass der Kollektor als großflächiges Modul mit einer Aperturfläche von 5.9 m² gebaut wird.

Aufgrund der guten Leistungsparameter des SODESA Kollektors werden auch bei den für die Anwendung notwendigen hohen Kollektorbetriebstemperaturen von 80°C gute Wirkungsgrade im von 53 bis 39% erreicht, siehe Abbildung 5.

Abbildung 5: Gemessene und aufgrund von ray-tracing Simulationen berechneter IAM des SODESA Kollektors mit Zick-zack Reflektor.

Abbildung 5 zeigt den gemessenen Einstrahlwinkelkorrektorfaktor (transversal zu den Absorberrohren) im Vergleich zu den Werten, die wir aufgrund von ray-tracing Simulationen für die Reflektorkonstruktion (ohne Fertigungstoleranzen) berechnet haben. Für weitere Informationen zum SODESA-Kollektor wird auf /1/ und /2/ verwiesen.

Meerwasserentsalzungsanlage des SODESA Projekts

Die Kollektoren mit korrosionsfreien Absorbern werden für das von der Europäischen Kommission unterstützte JOULE Projekt 'SODESA' entwickelt. Das Fraunhofer ISE ist Koordinator des Projektes und außer für die Entwicklung der Kollektoren auch zuständig für die Aufbereitung des entsalzten Wassers durch Mineralisierung und Desinfektion zu Trinkwasser hoher Qualität. Das ZAE Bayern ist für die Systemauslegung und die Integration eines 6 m³ Meerwasserspeichers zuständig. Durch den Speicher wird erreicht, dass das Entsalzungsmodul, eine Feuchtluft-Gegenstrom Destille des Partners TAS München, kontinuierlich im 24-Stunden-Betrieb genutzt werden kann. Die Anlage wurde auf dem Testgelände 'Pozo Izquierdo' des CIEA auf der Insel Gran Canaria aufgebaut und vom CIEA für ein Jahr detailliert vermessen. Im Hinblick auf Anwendungen des Systems im Mittelmeerraum ist die Agricultural University of Athens im Projekt involviert. Betriebserfahrungen der SODESA Anlage können jetzt in dem einjährigen Probebetrieb bis Projektende im Juni 2001 gesammelt werden.

Installation der SODESA Versuchsanlage in Pozo Izquierdo, Gran Canaria.

Im Mai 2000 wurde die vollständige SODESA Versuchsanlage in Pozo Izquierdo auf Gran Canaria aufgebaut. Das Titelfoto zeigt das Kollektorfeld von 8 Modulen, insgesamt 47.2 m² Aperturfläche. Die Module sind alle in Serie verschaltet. Das ist aufgrund des geringen Druckverlust der Absorberkonstruktion möglich und ist vorteilhaft für das Systemverhalten sowie für die Vermessung der Versuchsanlage. Hinter dem Kollektorfeld ist das Gebäude zu erkennen, in dem der 6.3 m³ Meerwasserspeicher (70-95°C), die Destillationseinheit (eine Feuchtluft-Gegenstrom Destille /3/) und die PV-betriebene Wasseraufbereitungsanlage (Mineralisation und UV-Desinfektion) untergebracht sind.
Im SODESA Projekt haben wir uns vorgenommen, eine vollständig Anlage aufzubauen mit der Meerwasser zu Trinkwasser hoher Qualität aufbereitet wird, das ohne weitere Behandlung direkt von einem Verbraucher verwendet werden kann. Deshalb ist in dem Gebäude auch das PV-betriebene Wasseraufbereitungssystem untergebracht, in dem das destillierte Wasser aus der Destille (<20 µS/cm) mineralisiert wird, gespeichert wird und unmittelbar vor dem Verbrauch durch UV-Strahlung von Verunreinigungen, die während der Zwischenspeicherung auftreten könnten, desinfiziert wird /4/.

Erste Betriebsergebnisse der Kollektoren in der Versuchsanlage

Die neuen Kollektoren mit direkt vom Meerwasser durchströmten korrosionsfreien Absorbern zeigen auch in der Versuchsanlage die aufgrund der Kollektortests zu erwartenden guten Leistungen. Sehr erfreulich ist, dass auch zum Betriebsverhalten sehr gute Erfahrungen gesammelt werden konnten. Es gibt keinerlei Durchströmungsprobleme, die beispielsweise durch im Meerwasser gelöste Luft hätten auftreten können. (Beim Aufheizen des Meerwassers auf über 80°C im Absorberkreis hätte sich Luft sammeln können, was zu ungleichmäßiger Durchströmung oder gar Unterbrechung der Durchströmung hätte führen können.) Auch nach Stromunterbrechungen, die auf dem Versuchsgelände in der Zwischenzeit schon aufgetreten sind, konnte der Kollektorkreis ohne Probleme von alleine wieder seinen Normalbetrieb aufnehmen und es sind keine Schäden durch die starke Beanspruchung des Kollektors während dieser Stillstandssituationen aufgetreten.

Abbildung 6: Speichertank und Anschluss an das Kollektorfeld. Weiters zu erkennen sind: das Absperrventil (weiß) und die Pumpe (gelb) und das Durchflussmessgerät (blau) des Kollektorkreises

Schlussfolgerungen

Die neuen Kollektoren mit korrosionsfreien Absorbern können im Prinzip in allen thermisch angetriebenen Meerwasserentsalzungsverfahren angewendet werden (MSF, MED, Membrandestillation, MEH).

• Aufgrund der sehr positiven Ergebnisse, die wir erzielt haben, sind wir daran interessiert, die Entwicklungsarbeiten fortzuführen und auszubauen.
• Wir möchten die Kollektoren in anderen thermisch angetriebenen Entsalzungsverfahren einsetzen oder sie darauf anpassen.
• Wir sind interessiert daran, diese Entwicklungsarbeit zusammen mit deutschen und europäischen Partnern weiterzuführen.

Dank

Das SODESA-Projekt wird von der Europäischen Kommission, DG XII-Science, Research and Development, im Rahmen des JOULE Programms, Contract No. JOR3-CT98-0229 unterstützt.

Literatur
/1/ M. Rommel, M. Hermann, J. Koschikowski, The SODESA project: Development of solar collectors with corrosion-free absorbers and first results of the desalination plant, Proceedings of the 'Mediterranean Conference on Policies and Strategies for Desalination and Renewable Energies', 21-23 June 2000, Santorini Island, Greece, organized by: The Renewable Energy Sources Unit of the National Technical University of Athens.
/2/ M. Hermann, J. Koschikowski, M. Rommel, Corrosion.free solar collectors for thermally driven desawater desalination, EuroSun 2000, June 19-22, 2000, Copenhagen, Denmark.
/3/ H. Müller-Holst, M. Engelhardt, W. Schöllkopf, Proceedings of the 'Mediterranean Conference on Policies and Strategies for Desalination and Renewable Energies', 21-23 June 2000, Santorini Island, Greece, organized by: The Renewable Energy Sources Unit of the National Technical University of Athens.
/4/ O. Parodi, M. Preikschat, K. Preiser, PV contra coli-bacteria - suitability of UV-water purification devices for PV systems, 14th European PV Solar Energy Conference, Barcelona, Spain, 30 June - 4 July 1997, Proceedings page 2025-2028

*) Dipl.-Ing. Matthias Rommel ist Mirarbeiter des Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg, Deutschland e-mail: Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein! [^]