Aufbereitung von Kernbrennstoffen oder Endlagerung – in Russland keine Frage

geschrieben von Andreas Demmig | 23. Mai 2018

Russland strebt eine umweltfreundliche Wiederaufbereitung an

Nuclear Engineering International; 29. November 2017
Das russische Bergbau- und Chemiekombinat (MCC) in Schelesnogorsk im Gebiet Krasnojarsk (Teil des staatlichen Atomkonzerns Rosatom) hat mit der Pilot-Wiederaufarbeitung von gebrauchtem Kernbrennstoff aus KKW begonnen. Dabei werden einzigartige „grüne“ Technologien eingesetzt, die die Umweltrisiken minimieren.

Rosatom-Messeinfo 2015 – 96% des Kernbrennstoffs ist recycelbar

MCC wird dieses Recycling in industriellem Maßstab nach 2020 beginnen. In der chemischen und isotopenchemischen Anlage von MCC wurde ein Versuchs- und Demonstrationszentrum (ODC) für die radiochemische Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoff unter Verwendung der neuesten, umweltfreundlichen Technologien gebaut. Der erste Komplex wird zur Entwicklung technologischer Systeme für die Wiederaufarbeitung in einem halbtechnischen Maßstab verwendet. In Zukunft soll eine Großanlage RT-2 für das Recycling von gebrauchtem Kernbrennstoff mit den ODC-Technologien gebaut werden.
Ein Merkmal dieser Technologien wird das völlige Fehlen von flüssigem schwach radioaktivem Abfall sein. Das gebrauchte Brennelement eines WWER-1000-Reaktors im Kernkraftwerk Balakovo, das seit 23 Jahren im Werk gelagert wurde, ist jetzt in einer der „heißen Zellen“ des ODC untergebracht. Zuerst wird die thermochemische Öffnung und Fragmentierung des Brennelementes durchgeführt, dann wird ein Verfahren der volumetrischen Oxidation verwendet, das radioaktives Tritium und Iod-129 in die Gasphase treibt, wobei die Bildung von flüssigem radioaktivem Abfall nach dem Auflösen des Inhalts der Brennelementfragmente vermieden wird. Als nächstes werden Uran und Plutonium getrennt und in Form von Uran und Plutoniumdioxid in den Brennstoffkreislauf zurückgeführt.
Nach der Perfektionierung der neuen Wiederaufbereitungstechnologie wird sie für den Einsatz in der zweiten, vollstufigen ODC-Stufe skaliert, die zur industriellen Basis für den geschlossenen Kernbrennstoffkreislauf wird. Der Bau des Gebäudes und der zweiten Stufe des ODC wird abgeschlossen, so dass das experimentelle Demonstrationszentrum seine Arbeit im industriellen Maßstab nach 2020 aufnehmen kann. Im Jahr 2021 erwartet MCC Dutzende von Tonnen an gebrauchtem Brennstoff aus WWER-1000-Reaktoren, so Generaldirektor Petro Gavrilov.

Rosatom, Russische Kernkraftwerke- in Betrieb – in Planung

MCC ist ein wichtiges Unternehmen in Rosatoms Entwicklung eines geschlossenen Kernbrennstoffkreislaufs, basierend auf innovativen Technologien der neuen Generation. MCC beherbergt drei hochtechnologische Anlagen für die Lagerung von gebrauchtem Brennstoff, dessen Verarbeitung und die Produktion eines neuen Mox-Brennstoffs für schnelle Neutronenreaktoren.
Gefunden auf
http://www.neimagazine.com/news/newsrussia-looks-to-develop-environmentally-friendly-reprocessing-5989047
Obige Bilder von Präsentation-Folien von Pocatom = Rosatom (westliche Schreibweise) zur Atomexpo – 2015, über die oben berichtete Aufbereitung von Kernbrennstoff
http://2015.atomexpo.ru/mediafiles/u/files/materials/5/Haperskay.pdf
Übersetzt durch Andreas Demmig

Aufbereitung von Kernbrennstoffen oder Endlagerung – USA in Entscheidungszwängen

geschrieben von Andreas Demmig | 23. Mai 2018

Energieexperten haben lange auf bürokratische Ineffizienzen hingewiesen, die Projekte mit Kernenergie verzögern, aber das jetzt aufgegebene Mixed-Oxide- oder MOX-Projekt zeigt, wie teuer der Bau dieser Anlagen ist.
Energieminister Rick Perry schrieb Anfang Mai an den Kongress und erläuterte den Plan der Regierung, das Projekt aufzugeben. Perry will waffenfähiges Plutonium mit Inertstoffen mischen und dann in New Mexico endlagern.
Die Bundesregierung hat bereits etwa 7,6 Milliarden US-Dollar für das MOX-Projekt am Standort Savannah River in South Carolina ausgegeben, aber die Fertigstellung der Anlage zur Zerlegung von Atomwaffen in Brennstoff zur Energieerzeugung würde geschätzt weitere 48 Milliarden US-Dollar kosten.
Insgesamt wird das MOX-Projekt damit voraussichtlich fast $ 56 Milliarden kosten und ist zur Zeit noch Jahrzehnte von der Fertigstellung entfernt. Bundesbeamte erwarteten ursprünglich, dass MOX weniger als 5 Milliarden US-Dollar kosten und in diesem Jahr den Betrieb aufnehmen würde.
Die Kosten des MOX-Projekts erscheinen im Vergleich zu den Kosten der russischen MOX-Anlage, des Bergbau- und Chemischen Kombinats (MCC) in Zheleznogorsk, die 2014 mit der Verarbeitung von Plutonium und Aufbereitung von Kernbrennstoffen begann, noch gewaltiger. Der Bau dort dauerte etwa zweieinhalb Jahre.
Russlands MOX-Anlage kostete Berichten zufolge 9,6 Milliarden Rubel oder etwa 200 Millionen US-Dollar, was bedeutet, dass die MOX-Anlage in den USA unvergleichlich mehr kostet.

[Fairerweise muss man erwähnen, das die 1950 gegründete Ansiedlung damals auf die Herstellung von waffenfähigem Material (Plutonium) spezialisiert war, siehe de.Wiki Schelesnogorsk . Einen Link zum Nachweis der vom DC gebrachten Information zu Kosten und Bauzeit der MOX Anlage in Russland habe ich (noch) nicht gefunden.

Andererseits: Auch die USA müssen eine ähnliche Anlage (gehabt) haben, denn auch in USA wurden Atomwaffen hergestellt.

Zu Russlands Kerntechnik schreibe ich einen eigenen Bericht, der Übersetzer]

Vergleicht man die Kosten, stellt sich die Frage, warum es so teuer ist, Atomkraft in den USA zu betreiben?

„Die jetzt aufgegebene MOX-Brennstoffanlage ist eine weitere in einer langen Reihe von nuklearen Gebäudefehlern für das Energieministerium“, sagte Jeff Terry, ein Atomphysiker am Illinois Institute of Technology dem Daily Caller.

Betreiber von Kernkraftwerken sind seit Jahrzehnten starren Regulierungen ausgesetzt, insbesondere im Gefolge des schweren Störfalls im Kernkraftwerk Three-Mile Island in den späten 1970er Jahren.

Die Terroranschläge vom 11. September 2001 und die Kernschmelze von Fukushima im Jahr 2011 trugen zur regulatorischen Belastung der Branche weiter bei.
Weiter mit Jeff Terry:

„Im Falle von MOX zwang das Beharren des Energieministeriums auf absoluter Sicherheit das Geld für den Aufbau des Projekts in präventive Maßnahmen ohne Kosten-Nutzen-Überlegungen zu stecken.

Es ist schwierig, etwas termingerecht und im Rahmen des Budgets zu konstruieren, wenn das Design Änderungen unterliegt, die auf einem Null-Risiko-Standard basieren, der in der Praxis nicht erreichbar ist.

Angesichts der Schwierigkeiten, die das Energieministerium bei der Durchführung dieser Projekte hat, wäre es ratsam, zumindest eine Diskussion über die Verlagerung dieser Projekte vom Energieministerium weg zu beginnen und das Design, die Beschaffung und den Bau der großen Nuklearanlagen in die Hände des US Army Corps von Ingenieuren zu legen. Es ist nicht im langfristigen Interesse der Vereinigten Staaten, Nukleartechnologie kommunistischen Ländern zu überlassen.

Die USA müssen zeigen, dass wir immer noch kerntechnische Anlagen bauen können“.

South Carolinas Gesetzgeber sind gegen die Einstellung der MOX-Anlage. Senator Lindsey Graham (Republikaner) sagte, dass das Projekt zu 70 Prozent erledigt wäre und mehr als Hundert Arbeitsplätze schaffen würde.

„Mit der heutigen Entscheidung des Energieministeriums wird das MOX-Programm – eines der wichtigsten Abrüstungsprogramme von Atomwaffen in der Geschichte der Welt – ohne einen klaren Weg nach vorn aufgegeben“, sagte der Gesetzgeber in South Carolina in einer gemeinsamen Erklärung vom 10. Mai.

Jedoch gab die Gesetzgebung, die im Februar verabschiedet wurde, dem Energieministerium die Möglichkeit, MOX zu umgehen, wenn sie zeigen könnten, dass die Hälfte der Kosten für die Umwandlung zu zivilen Brennstoff war.
In Perry’s Brief an den Kongress wird weiter ausgeführt, dass die Endlagerung in New Mexico’s Waste Isolation Pilot Plant (Endlager für radioaktive Abfälle) fast 20 Milliarden Dollar kosten würde.

„Wir verarbeiten derzeit in South Carolina Plutonium für den Versand zur Endlagerung“.

Perrys Plan spiegelt den Plan der Obama-Regierung wider, MOX nicht mehr zu finanzieren, sondern Nuklearwaffen mit inerten Substanzen zu verdünnen und dann unterirdisch zu vergraben. Dennoch würde auch das fast 100-mal mehr kosten als Russland für seine MOX-Anlage ausgegeben hat.
Gefunden auf The Daily Caller am 14.05.2018
Übersetzt durch Andreas Demmig
http://dailycaller.com/2018/05/14/failed-nuclear-project-cost-more-russian/

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Ergänzung
Gesundheitliche Auswirkungen des Störfalls von Three-Miles-Island

In den Monaten nach dem Unfall wurden zwar Fragen zu möglichen Beeinträchtigungen des menschlichen, tierischen und pflanzlichen Lebens im TMI-Gebiet gestellt, aber keine konnten direkt mit dem Unfall in Zusammenhang gebracht werden. Tausende von Umweltproben von Luft, Wasser, Milch, Vegetation, Boden und Lebensmitteln wurden von verschiedenen Behörden, die das Gebiet überwachen, gesammelt. Sehr geringe Mengen an Radionukliden könnten auf Freisetzungen aus dem Unfall zurückzuführen sein. Umfassende Untersuchungen und Bewertungen mehrerer angesehener Organisationen wie der Columbia University und der University of Pittsburgh haben jedoch ergeben, dass die tatsächliche Freisetzung trotz schwerer Schäden am Reaktor vernachlässigbare Auswirkungen auf die körperliche Gesundheit des Einzelnen oder die Umwelt hatte.

Wiki zitiert Proteste und Ängste, nukleare Gesundheitsfolgen sind statistisch nicht belegbar

Weitere Information zum Endlager
Zur Endlagerung wird ein ehemaliges Salzbergwerk genutzt und die Abfälle werden in Räume, mehr als 600 m tief gebracht. Es handelt sich dabei hauptsächlich um Kleidung, Werkzeugen, Lumpen, Schutt, Rückständen und anderen Entsorgungsgegenstände, die geringfügig mit radioaktive Elementen – meist Plutonium kontaminiert sind, aber auch schwachstrahlende Brennstoffreste.

Unter diesem Link http://wipp.energy.gov/ ist obiges Video „WIPP“ zu finden. Es ist gewollt, dass das „fließende Salz“ alle eingelagerten Behälter umschließt.
In Deutschland wird das anders gehandhabt. Auf Eike wurde darüber mehrfach berichtet, (Suche „Endlager“), hier der Abschlussbericht der Kommission

Studie: Batteriespeicher viel zu teuer für den praktischen Einsatz

geschrieben von Andreas Demmig | 23. Mai 2018

Da die Branche der erneuerbaren Energien immer mehr Interesse von umweltbewussten Verbrauchern weckt, wird Batteriespeichertechnologie immer gefragter, um Energie für zukünftigen Verbrauch nutzbar zu machen. Zum Beispiel können angeschlossene Batterien die überschüssige Energie der Solarzellen, die tagsüber aufgenommen wurde, speichern und diese Energie nach Sonnenuntergang wieder abgeben. Verbraucher werden mit dem Versprechen, auf lange Sicht Geld für die monatlichen Stromrechnungen zu sparen, ermutigt, Sonnenkollektoren zu kaufen.
Eine von der Global Warming Policy Foundation am 16.04.2018 veröffentlichte Studie zeigte jedoch, dass Batteriespeicherung einfach zu kostspielig ist, um einen langfristigen finanziellen Vorteil zu bieten.

„Der Preis für Batterien ist relativ hoch, aber die möglichen Einsparungen durch eine Solaranlage auf dem Dach sind ziemlich begrenzt, insbesondere als Bruchteil der typischen Stromrechnung. Wenn Sie Kosten und Nutzen addieren, es ist es ganz klar, dass das eine Verschwendung von Geld ist“ schrieb Capell Aris, ein ehemaliger Spezialist für Reaktorphysik und Fellow am Institute of Engineering and Technology.

Die von Aris durchgeführte Studie berücksichtigte typische Solaranlagen und den grundlegenden täglichen Stromverbrauch und den Verbrauch über ein Jahr in Großbritannien. Die Variablen, die er in Betracht zog, waren umfassend und berücksichtigten Wettermuster und die Verschlechterung der Effizienz der Solarzellen im Laufe der Zeit. Mit diesen Faktoren wurde über einen Zeitraum von 20 Jahren gerechnet.
Die Ergebnisse: Installationen von Photovoltaik auf dem Dach sind weit davon entfernt, mit dem Energieverbrauch von Haushalten in Großbritannien Schritt zu halten. Ihr Einsatz würde zu langfristigen Einsparungen für die Nutzer führen, wenn die Kosten dramatisch sinken würden, aber das scheint nicht so bald zu sein.

„Es besteht kein Zweifel, dass die Batteriepreise fallen, aber selbst wenn wir einige ziemlich optimistische Annahmen über die Leistung treffen, müssten die Preise um weitere 50 Prozent fallen, nur um die Gewinnschwelle zu erreichen. Sie müssten noch weiter herunterkommen, um eine finanzielle Rendite zu erzielen „, sagte Aris. „Es ist schwer zu sehen, dass dies in absehbarer Zeit geschieht. Batteriespeicher für Dachsolar sind einfach keine wirtschaftliche Perspektive und das wird wahrscheinlich so bleiben. „

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Die Studie beantwortet zunehmende Fragen über die tatsächlichen Kosten der Installation von Solarzellen auch in den Vereinigten Staaten. Eine flächendeckende private und kommerzielle Nutzung von Solartechnologie wäre ohne eine Flut von Subventionen nicht möglich.
https://es-static-prod.s3.amazonaws.com/static/img/solar/solar-101/Net-metering-animation.8b0afe13c935.webm
Animation von Energysage wie NetMetering funktioniert
Nach einer Studie im Rahmen ihres Net Metering-Programms, enthüllte Montana Anfang dieses Monats, dass der größte regionale Versorger den Net metering Kunden, dreimal den Marktwert des „rückgespeisten Stromes“ ausgeglichen hat [NetMetering – Die Bundesstaaten haben jeweils ihre eigene Vergütungen dafür]
… Die Analyse von Billings Gazette ergab, dass der Wert der in das Netz gelieferten Energie von Dachsolaranlagen mit etwa vier Cent pro Kilowattstunde bezahlt wird. Das Problem: Das ist rund ein Drittel von dem, das die Net Metering-Kunden dagegen erhalten [incl. aller Subventionen und Abschreibungen]

Ein Untersuchungsbericht von America Rising Squared detailliert die Milliarden von Steuergeldern, die die Bundesregierung im Jahr 2016 ausgeschüttet hat, um ansonsten unrentable erneuerbare Energieprogramme zu stützen.

Die Politik zur Förderung der Erzeugung erneuerbarer Energie hat in jüngster Zeit stark zugenommen. Acht Bundesstaaten haben Ziele für Erneuerbare festgelegt und fast 30 Staaten haben dafür Portfolio-Standards. Minnesota führt die Liste an, wenn es um Subventionsprogramme für erneuerbare Energietechnologien geht, mehr als jeder andere Staat des Landes. Darüber hinaus gibt es insgesamt 86 verschiedene Programme, die finanzielle Anreize für Solarenergie bieten, wobei Kalifornien allein 25 Programme laufen hat. ….

… „Milliarden an Bundes- und Staatsausgaben für diesen komplizierten Teppich fehlgeteilter, ineffektiver, redundanter und kurzsichtiger Programme werden ohne kritische oder objektive Überprüfung weiter entwickelt. Tatsache ist, dass die amerikanischen Bürokraten weiterhin Milliarden von Steuergeldern für erneuerbare Energien ausgeben, ohne die schwierigen und unbequemen Fragen zu stellen „, heißt es in einer Erklärung von America Rising Squared über die Ergebnisse.

… Die Untersuchung analysiert auch die Herstellungsprozesse, die benötigt werden, um „saubere“ Energie zu produzieren. Zum Beispiel erfordert die Herstellung von vielen Komponenten der erneuerbaren die Extraktion von Seltenerdmetallen wie Gallium, Indium und Tellur. Das Verfahren zur Gewinnung und Aufbereitung von Seltenerdmetallen – Elementen, die für den Bau von Batterien für Elektrofahrzeuge, Sonnenkollektoren und Windturbinen benötigt werden – ist äußerst energieintensiv.

… Die Legislative von New Jersey verabschiedete am Donnerstag mit überwältigender Mehrheit einen Gesetzentwurf, mit dem mehr Geld in die Branche der erneuerbaren Energien investiert werden soll, mit dem Ziel, bis zum Jahr 2030 50 Prozent des Gesamtenergieverbrauchs des Landes durch Solar-, Wind- und andere erneuerbare Energien zu decken.

… gleichzeitig sollen aber auch Steuergelder investiert werden, damit die drei Kernkraftwerke in New Jersey, die ein Drittel der Energiebedarfs decken, nicht wegen Unrentabilität geschlossen werden müssen – diese Energie würde sonst von fossilen Kraftwerken kommen müssen.

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Gefunden auf The Daily Caller vom 16. und 13.April 2018
Übersetzt durch Andreas Demmig
http://dailycaller.com/2018/04/16/battery-storage-costly-solar-energy/
http://dailycaller.com/2018/04/13/report-massive-subsidies-renewable-energy/

Dazu passt auch: Stromspeicherung in der Cloud

Trump beendet das CO2 Monitoring Projekt der USA

geschrieben von Andreas Demmig | 23. Mai 2018

Die Trump-Administration hat die weltweite Fähigkeit zur Messung von Kohlenstoffemissionen gefährdet

Falls Sie es nicht wissen, dass ist das Spurengas, das den Klimawandel beeinflussen soll.

CARLY CASSELLA, SCIENCE AS FACT, 10 MAI 2018
Der Rückzug aus dem Pariser Klimaabkommen war offenbar nicht genug. Jetzt will die Trump-Regierung die Fähigkeit der Welt einschränken, Kohlenstoffemissionen zu messen.
Nach einem Bericht der Zeitschrift Science, hat die Trump-Regierung das Carbon Monitoring System (CMS) der NASA in aller Stille beendet – ein Forschungsprojekt über 10 Millionen Dollar pro Jahr, das den Kohlenstofffluss der Erde beobachtet.
Dieser Schritt gefährde die Pläne zur Überprüfung der nationalen Emissionskürzungen, die in den Pariser Klimaabkommen vereinbart wurden, argumentiert Kelly Sims Gallagher, Direktorin des Zentrums für Internationale Umwelt- und Ressourcenpolitik der Tufts University.

„Wenn Sie Emissionsreduktionen nicht messen können, können Sie nicht sicher sein, dass Länder die Vereinbarung einhalten“, sagte Frau Gallagher Science gegenüber.

[[ Übersetzung der Einleitung: Sie können nicht bewältigen, was Sie nicht messen. Das Sprichwort ist besonders relevant für klimarelevante Treibhausgase, die entscheidend für die Bewältigung und Herausforderung der Messung sind. In den letzten Jahren haben Satelliten- und Flugzeuginstrumente jedoch der Fernüberwachung von, Kohlendioxid und Methan begonnen, und das Carbon Monitoring System (CMS) der NASA, ein Forschungsprojekt über 10 Millionen US-Dollar pro Jahr, hat dazu beigetragen, die Beobachtungen von Quellen und Senken zusammenzuführen, für Modelle der Kohlenstoffflüsse des Planeten. … ]]

Dies bedeutet nicht, dass es keine Kohlenstoffüberwachung und -messung mehr gibt. Es bedeutet nur, dass die Führung in diesem Bereich höchstwahrscheinlich an Europa weitergegeben wird, das über einen eigenen Kohlenstoff-Überwachungssatelliten verfügt und weiter auf diesem Weg ist.

Wir schießen uns wirklich ins Knie, wenn wir andere Menschen die Technologie entwickeln lassen“ , meint Frau Gallagher.

Science Alert
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Ich sehe nicht ein, warum die Beendigung der Finanzierung eines CO2-Überwachungssystems, was die Europäer in gleicher Art sowieso weiter fortführen, die Fähigkeit der Welt verringert soll, Kohlenstoff zu überwachen oder gar den Interessen der USA Schaden zufügen wird. Die Einsparungen von 10 Millionen US-Dollar pro Jahr können nur eine Reduzierung des Staatshaushalts bedeuten, weitere Reduzierungsmaßnahmen sind sinnvoll.
Eric Worral

Gefunden auf WUWT am 09.05.2018
Übersetzt durch Andreas Demmig
https://wattsupwiththat.com/2018/05/09/president-trump-cancels-paris-agreement-carbon-monitoring-project/

Solarkraftwerke – Probleme mit der thermischen Speicherung

geschrieben von Andreas Demmig | 23. Mai 2018

Betrachten wir die neuesten Daten vom (2017) National Renewable Energy Laboratory (NREL) Annual Technology Baseline, [1] und [2], wird uns erklärt, die aktuelle repräsentative Technologie für die Nutzung von Solarenergie sind Türme mit Tanks, zur Wärmespeicherung von Salzschmelzen für eine Kapazität von 10 Stunden. Die erste (und bislang einzigste) große Kraftwerksanlage – mit 10 Stunden Speicherkapazität durch Salzschmelzen, ist Crescent Dunes, 110 MW, in Betrieb genommen im Jahr 2015.

[[Technische Anmerkung durch den Übersetzer:

Thermische Solarkraftwerke konzentrieren die Sonnenstrahlen mit Spiegeln, um mit letztendlich Dampf für eine Turbine zu erzeugen, die dann einen Generator antreibt, der Strom erzeugt. Die Idee ist, ein Medium zu erhitzen/ zu nutzen, was die Hitze speichert, damit die Stromproduktion auch bei Wolken bzw. nachts weitergeht. In der hier beschriebenen Anlage wird Salz über seinen Schmelzpunkt erhitzt und in Tanks gespeichert. Information zur Salzschmelze: https://de.wikipedia.org/wiki/Salzschmelze und http://www.u-helmich.de/che/0809/04-Ionen/Ionen-06.html

„Solarkraftwerke“ nutzen also die Sonnenwärme nur zur Hitze bzw. Dampferzeugung, der Turbinenteil mit Generator ist gleich wie bei fossilen oder Kernkraftwerken. Unterschiede der Solarkraftwerke bestehen in der Anordnung der Spiegel – im Text weiter unten und ohne-oder-mit Speicher.

In Deutschland gibt es eine Versuchsanlage in Jülich, Rheinland mit Solarwärmespeicherung, 1,5 MW Generator, 2007. Bekannter ist das Project Desertec, inzwischen aufgegeben.]]

Solarreserve-Crescent Dunes – Speichertank – Pressebild

Die Erhöhung des Kapazitätsfaktors (tatsächlich gelieferte Energie in kWh / installierte Nennleistung mal Jahresstunden) basiert auf direkt erhitzen Tanks zur Wärmespeicherung, angegeben sind hier 10-Stunden-Wärmespeichung. Der Kapazitätsfaktor der Anlage soll damit weit über die 50% -Marke kommen, genauer ausgedrückt 56% bei Isolationsklasse 3 (Las Vegas, NV) oder 59% in Isolationsklasse 5 (Dagget, CA).

[im Original: insulation class location = Wärmedämmung an … Ort? – wieso unterschiedliche Isolationsklassen? – ich habe nicht gefunden, was in diesem Zusammenhang damit gemeint ist. Dagget hat bereits 1984 / 85 die ersten Solarkraftwerke bekommen; der Übersetzer]

Diese Kapazitätsfaktoren von 56% und 59% entsprechen einer jährlichen Stromproduktion von 4.906 und 5.168 kWh / kW Leistung, die in bisherigen Solarkraftwerken nicht einmal annähernd erreicht werden.
Betrachtet man die betriebenen Solarkraftwerke mit Spiegel Reflektoren oberhalb von nur 50 MW auf der ganzen Welt, so umfasst diese Liste 34 Stationen, 31 davon nutzen Parabolrinnen, eine viel konsolidiertere und zuverlässigere konzentrierte Solarenergietechnologie, eine nutzt einen Fresnel-Reflektor und nur zwei von ihnen haben einen Solarturm.

Solarreserve-Crescent Dunes- Pressebild

Die beiden Kraftwerke mit Solartürmen befinden sich in den Vereinigten Staaten, das 377-MW-Solarstromerzeugungssystem von Ivanpah und das 110-MW-Solarprojekt Crescent Dunes. Da die tatsächliche Stromerzeugung dieser Anlagen von der Energy Information Administration [3] der Vereinigten Staaten verfügbar ist, können wir sicherlich prüfen, ob die Zahlen von NREL richtig sind.

Zum Vergleich betrachten wir auch die Daten einer zuverlässigeren konzentrierten Solarthermie-Parabolrinnenanlage, die kürzlich gebaut wurde, Genesis mit 250 MW, die keinen thermischen Energiespeicher hat. Die geplante Stromproduktion liegt bei nur 580.000 MWh pro Jahr, was einem Kapazitätsfaktor von 26,48% entspricht.

Für Ivanpah mit 377 MW betrug die geplante Stromproduktion 1.079.232 MWh pro Jahr, was einem Kapazitätsfaktor von 32,68% entspricht, mit minimaler Unterstützung durch das Nachheizen mit Erdgas.

Für die Crescent Dunes mit 110 MW beträg die geplante Stromproduktion 500.000 MWh pro Jahr, was einem Kapazitätsfaktor von 51.89% entspricht.

Abbildung 1 (unten) zeigt die monatlichen Kapazitätsfaktoren von Ivanpah, Crescent Dunes und Genesis. Erwähnenswert ist, dass die monatlichen Kapazitätsfaktoren je nach Jahreszeit variieren.
Um übers Jahr einen Kapazitätsfaktor von 56% oder 59% Solar zu erreichen, müssten die Kapazitätsfaktoren im Sommer viel größer sein, um die niedrigeren Kapazitätsfaktoren im Frühling / Herbst und mehr noch die geringen Winterkapazitätsfaktoren auszugleichen.
Ivanpah hat keinen thermischen Energiespeicher, sondern nutzt Erdgas zusätzlich zur Erzeugung von fehlender Wärme. Bislang konnte ein jährlicher Kapazitätsfaktor von 21,29% erreicht werden, der jedoch die signifikante Verbrennung von Erdgas nicht berücksichtigt. Da Erdgas in einer Gas- und Dampfturbinenanlage besser (aus-) genutzt werden kann, würde sich der tatsächliche Jahreskapazitätsfaktor auf 14,42% reduzieren, wenn zur Effizienzsteigerung des Erdgasverbrauchs einer GuD-Anlage kombiniert wird.
Nach NREL repräsentiert Crescent Dunes derzeit die aktuellste Technologie zur Konzentration von Sonnenenergie. Das Projekt hat übers Jahr mit einem Kapazitätsfaktor von maximal 13,21% bisher jedoch viel weniger als die prognostizierte Stromproduktion geliefert. Der Wärmespeicher macht große Probleme, die noch nicht ausgestanden sind. [Wenn die Salzschmelze erstarrt, verstopfen die Leitungen und müssen aufwendig wieder freigemacht, d.h. erhitzt werden]
Die zuverlässigere Genesis Anlage konnte ohne die Erdgasverbrennung einen Jahreskapazitätsfaktor von fast 30% erreichen – ein Wert, der sogar besser ist, als erwartet.
Es scheint nicht angebracht, als “ aktuelle Technologie “ eine Technologie vorzuschlagen, die noch nicht ausgereift ist und dabei herunterzuspielen, was bereits viel besser funktioniert.
Thermische Energiespeicher sind keine so bewährte und ausgereifte Technologie. Ähnliches gilt für die Solarturm-Technologie, die viel problematischer ist, als Anlagen mit Parabolrinnen.
Während NREL die Zahlen nicht aktualisiert, um der Realität zu entsprechen, haben die südaustralische Regierung und die australische Bundesregierung kürzlich entschieden, das Kraftwerk von Crescent Dunes von demselben Entwickler in Port Augusta, South Australia, zu bauen [4], [5] ].
Ergänzung:

SolarReserve hat ihr Hauptquartier in Santa Monica, California und entwickelt Solar Großprojekte weltweit.

Wie schon erwähnt, hat die Firma einen Vertrag, für Port Augusta, Australien, um dort auch eine Abwandlung ihres 110 MW Crescent Dunes Solar Energy Project von Nevada zu bauen, allerdings mit 150 MW, veranschlagtes Budget $650.

Jay Weatherill, South Australia’s Premierminister ist schon ganz aus dem Häuschen, ob des größten Solarkraftwerkes der Welt. Der Vertrag mit SolarReserve läuft über 20 Jahre, und die Regierung ( – der Steuerzahler) werden maximal $78 für jede MW sauberer Energie zahlen [der Autor schrieb MW, m.e. sind MWh gemeint, der Übersetzer].

Solarkraftwerke-Kapazitätsfaktoren- Quelle NREL

Abb. 1 – Monatliche Kapazitätsfaktoren für die Solarkraftwerke Ivanpah, Crescent Dunes und Genesis. Die geplanten jährlichen Kapazitätsfaktoren sind 32,68% für Ivanpah (aber mit minimaler Unterstützung durch Verbrennung von Erdgas), 51,89% für Crescent Dunes und 26,48% für Genesis. Ivanpah konnte 2016 einen jährlichen Kapazitätsfaktor von 21,29% erreichen, ohne die signifikante Verbrennung von Erdgas zu berücksichtigen. Crescent Dunes hat 2016 einen Jahreskapazitätsfaktor von 13,21% geliefert. Genesis konnte Strom produzieren, der 2006 einen jährlichen Kapazitätsfaktor von fast 30% erreichte.
Original erschienen am 03. 05.2018 auf qualityassuranceofclimatestudies.wordpress.com
Übernommen von https://principia-scientific.org/the-failure-of-solar-tower-thermal-energy-storage/
und https://wattsupwiththat.com/2018/05/05/the-tower-of-power-falls-short-produces-only-30-of-capacity/
Übersetzt durch Andreas Demmig

Referenzen
[1] National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2017 Annual Technology Baseline. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory. www.nrel.gov/analysis/data_tech_baseline.html
[2] National Renewable Energy Laboratory (NREL). Concentrating Solar Power. atb.nrel.gov/electricity/2017/index.html?t=sc&s=ov
[3] Energy Information Administration (EIA). Electricity data browser – Plant Level Data.
Available online: www.eia.gov/electricity/data/browser/
[4] ABC News (2017), Solar thermal power plant announced for Port Augusta ‘biggest of its kind in the world’.
www.abc.net.au/news/2017-08-14/solar-thermal-power-plant-announcement-for-port-augusta/8804628
[5] Renewable Economy (2017). Aurora: What you should know about Port Augusta’s solar power-tower.
reneweconomy.com.au/aurora-what-you-should-know-about-port-augustas-solar-power-tower-86715
Ergänzung:
Übersicht über Solarenergieprojekte weltweit -in Betrieb, im Bau, geplant https://www.nrel.gov/csp/solarpaces/index.cfm
Frühere Berichte auf Eike:
https://www.eike-klima-energie.eu/2016/03/24/ivanpah-das-groesste-us-solarprojekt-koennte-gezwungen-werden-abzuschalten/
https://www.eike-klima-energie.eu/2016/05/26/das-groesste-solarkraftwerk-der-welt-hat-sich-soeben-selbst-verbrannt/

Die Probleme des Flächenverbrauchs, der Natur und der Vogelverbrennung wird vor allem von den Kommentatoren auf WUWT angesprochen.