Tagungsband des Photovoltaik.Meetings 2015

TAGUNGSBAND
Hrsg.: B. K. Glück, S. Schmidt, E. Stein
&
J.-U. Raschke, H. Richter
PHOTOVOLTAIK-MEETING
Anwendungen - Qualität - Perspektiven
15.04.2015
Brandenburgische Technische Universität Cottbus –
Senftenberg, Campus Senftenberg
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Gesellschaft zur Förderung von Wissenschaft und Wirtschaft – GFWW – e.V.
Die Gesellschaft zur Förderung von Wissenschaft und Wirtschaft – GFWW – e. V. wurde im
Juni 1991 mit dem Ziel gegründet, den Aufbau einer modernen Wirtschafts- und
Wissenschaftsstruktur zu unterstützen und neue Technologien in der Region zu etablieren.
Ihr gehören Unternehmen und Persönlichkeiten an, die die Bereiche Wissenschaft,
Wirtschaft, Politik, Bildung und Finanzen repräsentieren.
Die GFWW verfügt über Kompetenzen in der Netzwerkarbeit sowie Know-how im
Netzwerkmanagement in den Branchen Photovoltaik und Elektronik. Als Dialogplattform
schlägt sie Brücken zwischen den Akteuren und nutzt ihre Potenziale für Vernetzung und
Kooperation. Im Februar 2007 hat sie die „Matrix – angewandte Forschung Ltd. & Co. KG“
gegründet.
Die GFWW hat enge Kooperationsbeziehungen über Brandenburg hinaus entwickelt, so zum
Silicon Saxony e. V., Dresden, dem optonet e. V., Jena, dem AMA Verband für Sensorik und
Messtechnik e.V., Berlin und zum Branchenverband SEMI Europe, Brüssel. Sie ist Mitglied
bei der SEMI PV Group. Dies ermöglichte die 1992 begonnenen jährlichen Technologietage
seit 2005 auch auf einen „Technologietag Mitteldeutschland“ zu erweitern, der abwechselnd
in Brandenburg / Berlin, Sachsen und Thüringen stattfindet.
Geschäftsstelle:
Gesellschaft zur Förderung von Wissenschaft und Wirtschaft – GFWW – e.V.
Prof. Dr. Hans Richter, Vorstandsvorsitzender
Im Technologiepark 1
15236 Frankfurt (Oder)
Telefon:
+49(0) 335 - 5571780
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Impressum
Herausgeber:
BERNHARD K. GLÜCK (Prof. Dr.-Ing.)
SINDY SCHMIDT (M. Eng. Dipl.-WI)
ERHARD STEIN (Prof. Dr.-Ing.)
Brandenburgische Technische Universität Cottbus – Senftenberg
Fakultät 5 – Ingenieurwissenschaften und Informatik
Großenhainer Str. 57, D-01994 Senftenberg
E-Mail: [email protected] (für die Hrsg. / Red. der BTU CS, Fakultät 5)
Internet: www.b-tu.de
JÖRG-UWE RASCHKE (Dipl.-Inf.)
HANS RICHTER (Prof. Dr. sc. techn. Dr.-Ing.)
Gesellschaft zur Förderung von Wissenschaft und Wirtschaft – GFWW – e.V.
Im Technologiepark 1, D-15230 Frankfurt (O.)
E-Mail: [email protected] (für die Hrsg. der GFWWE e. V.)
Internet: www.gfww.de
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Vollständigkeit der Angaben sowie die Beachtung der Rechte Dritter.
Zuwiderhandlungen unterliegen den Strafbestimmungen des Urheberrechtsgesetzes.
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
7. PHOTOVOLTAIK-MEETING
Anwendungen - Qualität - Perspektiven
Brandenburgische Technische Universität Cottbus – Senftenberg,
Campus Senftenberg, 15.04.2015
Inhalt
Teil 1 – Qualität
K. Henkel, M. Sowinska, D. Schmeißer: "Charakterisierung von TiO2 basierten
ALD-Schichten und deren Nutzung für die Passivierung von SiPhotokathoden", BTU CS, Campus Cottbus
3
F. Weidhase et al: „Monitoring und Visualisierung stark fluktuierender
Energieströme zur Steuerung des Lastverschiebungspotentials“, BTU
CS, Campus Senftenberg
9
M. D. Nandana, B. K. Glück, S. Schicketanz: „Untersuchungen zum kapazitiven
Verhalten von Photovoltaik-Zellen /-Modulen“, BTU CS, Campus
Senftenberg
15
Teil 2 – Anwendungen
R. Kohlenberg: „Anlagenqualität aus Sicht der Versicherungswirtschaft Versicherungslösungen - Schadenerfahrungen - Kriterien für ein
sicheres Invest , Mannheimer Vers. AG
El Ouardi, B. K. Glück: „Modellierung und Verifikation der Leistungsminderung
von PV-Zellen- und -Modulen infolge Ablagerungen von Feststoffen“;
BTU CS, Campus Senftenberg
22
E. Stein, S. Schmidt, H. Pietsch: „Maßnahmen zur Vermeidung von
Blendwirkungen durch Solaranlagen", BTU CS, Campus Senftenberg 32
Teil 3 – Perspektiven
K. Kalberlah: „Solartechnik 2015 – zukunftsweisende Systemlösungen“;
Eurosun Energietechnik GmbH
39
8. Photovoltaik-Meeting: Mi (KW 16)., 20.04.2016 an der BTU CS, Campus SFB
2
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Charakterisierung von TiO2-ALD-Schichten und deren Nutzung für
die Passivierung von Si-Photokathoden
K. Henkel1, C. Das1, M. Sowinska1, M. Tallarida1,2, D. Schmeißer1
H. Gargouri3, I. Kärkkänen3, J. Schneidewind3, B. Gruska3, M. Arens3
1
BTU Cottbus - Senftenberg, K.-Wachsmann-Allee 17, 03046 Cottbus
ALBA Synchrotron, 08290 Cerdanyola del Vallès, Barcelona, Spanien
3
Sentech Instruments GmbH, Schwarzschildstraße 2, 12489 Berlin
2
Kurzfassung Wir berichten zunächst über den Einfluss der Methode der
Atomlagenabscheidung auf die TiO2-Schichteigenschaften. Insbesondere wird der
Zusammenhang zwischen Ti3+- sowie Interbandzuständen mit elektrischen
Kennlinien und deren Einfluss auf funktionale Schichteigenschaften diskutiert.
Anschließend werden Mikrostrukturierung, Grenzflächen-Engineering und konforme
Abscheidung einer TiO2-ALD-Schutzschicht effektiv zur Performance-Steigerung von
p-Si-Photokathoden angewendet.
1. Einleitung
Titandioxid (TiO2) ist ein wichtiges Material für photo-katalytische Anwendungen, wie
z.B. der Wasserspaltung [1,2]. In den letzten Jahren wurde TiO2 zunehmend als
Schutzschicht gegen chemische oder photochemische Korrosion in photoelektrochemischen Prozessen genutzt [3,4]. Dünne TiO2-Schichten werden auch zur
gezielten Beeinflussung der Oberflächeneigen-schaften von Materialien, wie z.B.
deren Hydrophobie [5], oder für Speicherbauelemente mit resistiver
Schalteigenschaft [6] angewendet.
Ultra-dünne Schichten mit sehr präziser Dickenkontrolle (Atomlagenbereich) und
extrem guter Homogenität können durch Atomlagenabscheidung (ALD) großflächig
und oberflächenkonform bei geringen Prozesstemperaturen abgeschieden werden.
Dabei erhöht die Plasma-unterstütze ALD (PE-ALD) die Prozessflexibilität und
ermöglicht höhere Wachstumsraten der Schichten mit gleichzeitig geringeren
Verunreinigungen. [7]
Die ALD-Technik wird zur Performancesteigerung in Energie wandelnden Systemen
eingesetzt. Dabei kann die Bauelementfunktion direkt (z.B. Lichtabsorption in
Solarzellen), durch Grenzflächen-Engineering (z.B. Defektpassivierung in
Solarzellen) oder durch Schutzschichten (Anti-Korrosion) beeinflusst werden. [8]
In dieser Arbeit diskutieren wir zunächst die Beeinflussung spezifischer
Eigenschaften von TiO2 durch die Wahl der ALD-Methode bzw. Sauerstoffquelle.
Anschließend nutzen wir eine TiO2-Schicht als Schutzschicht gegen Photokorrosion
an einer p-Si-Photokathode.
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
2. Experimentelles
Für den Vergleich bzgl. der Wahl der ALD-Methode bzw. Sauerstoffquelle wurden
TiO2-Schichten auf n-Si (100) Substraten im SENTECH Si ALD LL System [9,10]
abgeschieden. Als Prekursor diente Tetra-Titan-Isopropoxid (TTIP, Ti(OCH(CH3)2)4).
Für den Sauerstoff-Zyklus wurde bei der thermischen ALD (T-ALD) Wasser und bei
der PE-ALD O2-Plama eingesetzt. Weitere Details finden sich in [11]. Die
Abscheidung der T-ALD-Schutzschicht auf der p-Si (100) Photokathode erfolgte im
BTU-ALD-Reaktor [12], die Details sind in [13] beschrieben.
Photoelektronenspektroskopische (PES) Untersuchungen wurden an der UndulatorBealmline U49/2-PGM2 bei BESSY-II oder im Labor mittels Mg K-Anregung
durchgeführt. Die photoelektrochemische Aktivität der Si-Photokathoden wurde mit
dem Potenziostat VERSTAT4 in 3-Elektrodenanordnung (siehe Abb. 1) und einer
Bestrahlung von 40 mWcm-2 bei 580 nm in einem Elektrolytmedium (0.1 M H2SO4
(pH = 1) untersucht. Für die Mikrostrukturierung der Si-Photokathoden kam ein
elektrochemisches Ätzverfahren in einem HF(48%)-C2H5OH(99%)-H2O(1:1:2)Gemisch bei 40 mA/cm2 und Zeiten zwischen 5 und 60 Minuten zur Anwendung.
Abb. 1:
Schematischer Aufbau der Zelle zur
Durchführung der photoelektrochemischen Messungen.
3. Ergebnisse
3.1 Beeinflussung der elektronischen Struktur durch Prozessart der ALD
Zunächst diskutieren wir einen Vergleich zwischen TiO2-Schichten, die mit T-ALD
bzw. PE-ALD hergestellt wurden. Die Schichten zeigten ausgezeichnete
Homogenitäten von 99% (PE-ALD) bzw. 98 % (T-ALD) bei konstanten
Wachstumsraten und wiesen dabei ein aus PES-Messungen bestimmtes O/TiVerhältnis nahe 2 auf [11]. Jedoch geht die PE-ALD mit einer deutlich höheren
Wachstumsrate um etwa den Faktor 3 einher (0.51 zu 0.17 Å/Zyklus) [11]. Die PESTi2p-Rumpfniveauspektren ausgesuchter Proben sind in Abb. 2a dargestellt. Bei
einer Bindungsenergie von etwa -458 eV weisen die Schichten eine ausgeprägte
Schulter auf, die Ti3+-Zuständen zugeordnet wird. Aus der Kurvenzerlegung wurde
das Ti3+/Ti4+-Verhältnis bestimmt. Dabei wurden Unterschiede zwischen den T-ALD
(11.1*10-2) und den PE-ALD-Schichten (8.6*10-2) festgestellt.
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3+
Ti
3+
4+
Ti /Ti
-2
[*10 ]
PE-ALD
8.8
T-ALD
11.1
-468
-465
-462
-459
-456
Bindungsenergie[eV] a)
2
Ti2p 640 eV
Stromdichte [A/cm ]
7. Photovoltaik-Meeting 2015
Normierte Intensität
Normierte Intensität
BTU CS
VB 458.5 eV
PE-ALD
0.26
T-ALD
-12
-10
0.37
-8
-6
-4
-2
0
2
Bindungsenergie [eV] b)
GFWW e.V.
12
T-ALD
10
PE-ALD
TTIP/H2O
200°C
8
TTIP/O2
200°C
6
4
2
0
0
2
4
6
8
Elektrisches Feld [MV/cm] c)
Abb. 2 Ti2p (a) Kernniveau- und Valenzbandspektren (b) sowie IV-Messungen (c)
an T-ALD und PE-ALD TiO2-Proben. Die ALD-Substrattemperatur betrug
jeweils 200°C. Die Ti3+/Ti4+-Verhältnisse sowie die Intensität der
Interbandzustände sind in den Diagrammen vermerkt.
Gleichzeitig registrierten wir Defektzustände in der Bandlücke (Bandlücken- bzw.
Interbandzustände) ca. 1 eV unterhalb der Fermi-Energie, wie es in den
Valenzbandspektren in Abb. 2b deutlich wird. Auch hier zeigen die T-ALD-Schichten
höhere Intensitäten (s. relative Werte im Diagramm), woraus ein Zusammenhang
zwischen den Ti3+-Zuständen und den Interbandzuständen vermutet werden kann.
Die Strom-Spannungs (IV)-Messungen (Abb. 2c) zeigen ebenfalls höhere
Leckströme für die T-ALD-Schichten. Daraus kann ebenfalls eine Verbindung zur
Intensität der Interband- und Ti3+-Zustände hergestellt werden. Demzufolge kann
geschlossen werden, dass durch die Wahl der ALD-Methode (T-ALD oder PE-ALD
und damit auch Wahl der Sauerstoffquelle) diese Parameter und somit die
funktionalen Eigenschaften der TiO2-Schichten für spezielle Anwendungen
(Photokatalyse, Photovoltaik, resistive Speicher) gezielt beeinflusst werden können.
3.2 TiO2-Photokorrosionsschutzschicht auf p-Si Photokathoden
In diesem Kapitel wird die Nutzung von TiO2-Schutzschichten gegen Photokorrosion
an p-Si Photokathoden zur Wasserreduktion beschrieben. Dabei erfüllt p-Si gut die
Anforderung, dass die energetische Lage des Leitungsbandminimums höher als die
des Wasserreduktionspotentials liegt. Die Photokathode stellt dabei eine Halbzelle im
Prozess der Wasserspaltung dar, an der der Prozess der Wasserreduktion bzw.
Wasserstoffentwicklung (HER) stattfindet. Silizium allein erfüllt aufgrund seiner
Bandlücke von 1.1 eV nicht die Bedingung der Wasserspaltung, für die im Idealfall
mindestens 1.23 eV (Redoxpotential zur Wasserspaltung) notwendig sind. Deshalb
sind für den Gesamtprozess Tandem- oder Tripple-Zellen notwendig. Wir
untersuchen hier jedoch nur den Prozess der Wasserreduktion an der Photokathode.
Dazu wurden planare und mikrostrukturierte Si-Oberflächen mit einer 3 bis 4 nm
dicken T-ALD TiO2-Schutzschicht beschichtet. Mit den mikrostrukturierten
Photokathoden (MSP) wird aufgrund der größeren aktiven Oberfläche eine erhöhte
Effizienz
angestrebt.
Aufgrund
der
hohen
Konformität
des
ALDBTU CS | 15. April 2015
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GFWW e.V.
Beschichtungsprozesses wird außerdem eine einheitliche Überwachsung der MSP
mit der Schutzschicht erwartet. Die TiO2-Schutzschicht muss einerseits die aktive SiOberfläche vor dem direkten Kontakt mit dem Elektrolyten schützen, andererseits
muss aber auch ein ausreichender Transport der im Si erzeugten Ladungsträger
(Elektronen im Fall der HER) zum Elektrolyten gewährleistet sein. Die T-ALDMethode wurde hier ausgewählt, da die T-ALD-Schichten im Kapitel 3.1 höhere
Leckströme aufwiesen (Abb. 2c). Damit zeigen wir ein Beispiel der dort
beschriebenen Auswahl der ALD-Methode entsprechend den erforderlichen
funktionalen Eigenschaften.
Höhe der Mikrosäulen [µm]
Bei der elektrochemischen Ätzung fanden wir eine Vergrößerung der Höhe der
erzeugten MSP (Mikrosäulen) mit der Ätzdauer (tÄtz), jedoch verringert sich die
mechanische Stabilität für tÄtz ≥ 30 Minuten, hier beginnen sich die Mikrosäulen zu
verbiegen (s. Inset in Abb. 3a). Eine Ätzdauer von 20 Minuten mit einer
einhergehenden MSP-Höhe von 22 µm (Abb. 3b) erwies sich als optimal, da sich bei
kürzeren Zeiten zu dicke SiO2-Grenzflächenschichten bildeten, die einen effektiven
Ladungsträgertransport zum Elektrolyten beeinträchtigen.
60
b)
a)
50
Mechanische
Instabilität
SiO2
40
30
20
10
30min
0
0
10
20
30
40
20min
40µm
50
20µm
60
Ätzdauer [min]
Abb. 3 Höhe der MSP-Mikrosäulen in Abhängigkeit der Ätzdauer (a) und
rasterelektonenmikroskopische (REM) Aufnahmen der MSP-Mikrosäulen
nach 20 (b) und 30 (Inset in (a)) Minuten Ätzdauer.
Die SiO2-Grenzflächenschichtdicke wurde mit einem zusätzlichen FlusssäureÄtzschritt vor der ALD sowohl an den planaren als auch an den MSP-Kathoden
optimiert [13], in den Abb. 4 und 5 wird der Bezeichnungszusatz „HF“ für die
entsprechenden Proben verwendet.
In den oberen Teilen der Abb. 4 ist sowohl für die planaren (Abb. 4a) als auch die
MSP-Si-Photokathoden (Abb. 4b) ohne TiO2-Schutzschicht eine Degrada-tion der
Performance (LSV: Linear-Scan-Voltametrie) anhand der Verschie-bung des OnsetPotentials zu negativeren Werten und der Verringerung des Photostromes ersichtlich.
Die dafür verantwortliche Photokorrosion bzw. Oxi-dation der Si-Oberfläche ist im
Si2p-PES-Spektrum in Abb. 4c (oben) beispielhaft für die planare Elektrode gezeigt,
6
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wobei eine deutliche Zunahme der SiO2-Grenzflächendicke (Signal bei ca. -103.5 eV)
auf mehr als das Doppelte (von 0.9 nm auf 2 nm) zu verzeichnen ist. Im Gegensatz
dazu nimmt sie mit TiO2-Schutzschicht (Abb. 4c unten) bei gleicher
Langzeitbelastung wesentlich geringfügiger zu (von 1 nm auf 1.3 nm). Damit
einhergehend zeigen die LSV-Charakteristika sowohl für die planaren als auch die
pH=1
blank
Zyklus
1.
25.
-20
0
-5
-10 TiO2 beschichet
-15
-20
-1.6
-1.2
-0.8
-0.4
0.0
Spannung [V (RHE)] a)
0
22µm MSP + HF
-5
-10
blank
-15
-20
-25
-30
0
-5
-10
-15
TiO2 beschichtet
-20
-25
-30
-1.2
-0.8
-0.4
Planares Si
vor
nach
Langzeittest
(10 h)
0.0
Intensität [will. Einh.]
-15
2
-5
-10
planares Si
Stromdichte [mA/cm ]
2
Stromdichte [mA/cm ]
0
Si2p
Si
(Mg K)
Si
0
4+
blank
2 nm
0.9 nm
vor Langzeittest Si0
nach
4+
Si
1.3 nm
TiO2 beschichtet
1 nm
0.4 -108 -106 -104 -102 -100 -98
-96
Bindungsenergie [eV] c)
Spannung [V (RHE)] b)
MSP-Kathoden keine Degradation während der hier untersuchten Belastungsdauer.
Abb. 4 Degradation der Performance der planaren (a,c) und mikrostrukturierten (b)
Si-Photokathoden aufgrund von Photokorrosion (Oxidation). (a) und (b): LSVMessungen; (c): Si2p-Kerniveauspektren. Gezeigt sind jeweils die Daten vor
und nach Langzeitbelastung. Die oberen Bildteile zeigen die ungeschützten
Elektroden, während in den unteren Teilen deutliche Stabilitätsverbesserungen aufgrund der TiO2-Schutzschicht erkennbar sind.
Planares Si
2
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
Stromdichte [mA/cm ]
2
Stromdichte [mA/cm ]
Abb. 5 Verbesserung der Effizienz (a) und Langzeitstabilität (Chronoamperometrie)
(b) der Si-Photokathoden durch Mikrostrukturierung (Vergleich der oberen
und unteren Bildteile in (a) und (b)), Optimierung der SiO 2-Grenzflächenschicht (Vergleich innerhalb der Bildteile in (a)) und Verwendung der TiO 2Schutzschicht (Vergleich innerhalb der Bildteile in (a) und (b)).
blank
HF + TiO2
22µm MSP
-1.2
-0.8
-0.4
0.0
0.4
Spannung [V (RHE)] a)
0
-5
-10
-15
-20
-25
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
@ -1V (RHE)
pH=1
Planares Si
blank
TiO2 beschichtet
@ -0.8V (RHE)
pH=1
22µm MSP+HF
blank
TiO2 beschichtet
0
10
20
30
Zeit [h]
40
50
60
b)
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Abb. 5 fasst die Perfomance-Steigerungen dieser Arbeit zusammen. Die Effizienz
(Abb. 5a) konnte für beide Systeme (planar, MSP) durch die Optimie-rung der SiO2Grenzflächendicke („HF“) und den Einsatz der TiO2-Schutz-schicht („TiO2“) erhöht
werden, wofür die Verschiebung des Onset-Potentials zu positiveren Werten (planar,
MSP) und die Erhöhung des Photostromes (MSP) Parameter darstellen. Außerdem
zeigt der direkte Vergleich der oberen und unteren Bildteile in Abb. 5a, dass durch
die Mikrostrukturierung deutliche Verbesserungen hinsichtlich beider Parameter
erreicht wurden. Die Langzeitstabilität bei konstantem appliziertem Potential am
Leistungs-maximum (Chronoamperometrie) konnte für beide Systeme durch die
TiO2-Schutzschicht erhöht werden (Abb. 5b). Während die ungeschützten MSP
schneller degradierten als die entsprechenden planaren Elektroden, konnten mit
TiO2-Schutzschicht insbesondere an den MSP deutliche Verbesserungen mit
konstanten Stromwerten während 60-stündiger Belastung erreicht werden.
4. Ausblick
Derzeit arbeiten wir an der PE-ALD von TiOxNy-Schichten. Hier soll einerseits die
Schichtqualität (Homogenität, chemische Zusammensetzung) und anderseits der
Einfluss des Stickstoffeinbaus auf die elektronischen und damit funktionalen
Eigenschaften der Schichten untersucht werden.
Danksagung
Diese Arbeit wurde durch das BMBF (FKZ: 03IN2V4A, 03IN2V4B) und die DFG
(Schm 745/31-1) finanziell unterstützt.
Literatur
[1]
A. L. Linsebigler, G. Lu, and J. T. Yates, Chem. Rev.95 (1995) 735.
[2]
U. Diebold, Surf. Sci. Rep. 48 (2003) 53.
[3]
Y. W. Chen et al., Nat. Mater.10 (2011) 539.
[4]
S. Hu et al., Science 344 (2014) 1005.
[5]
D. Barreca et al., ACS Appl. Mater. Interfaces 5 (2013) 7130.
[6]
R. Waser and M. Aono,Nat. Mater. 6 (2007) 833.
[7]
G. Dingemans, W. M. M. Kessels, J. Vac. Sic. Technol. A 30 (2012) 040802.
[8]
J. Bachmann: Beilstein J. Nanotechnol. 5 (2014) 245.
[9]
K. Henkel et al., J. Vac. Sci. Technol. A 32 (2014) 01A107.
[10]
K. Henkel et al., in B. K. Glück, S. Schmidt, E. Stein, J.-U. Raschke, H. Richter
(Hrsg.): Tagungsband Photovoltaik-Meeting: Anwendungen-Qualität-Perspektiven,
Senftenberg, Germany, 16.04.2014, pp. 7-14.
[11]
C. Das et al., J. Vac. Sci. Technol. A 33 (2015) 01A144.
[12]
M. Tallarida et al.: J. Nanosci. Nanotechnol. 11 (2011) 8049.
[13]
C. Das, M. Tallarida, D. Schmeißer, Nanoscale, DOI: 10.1039/C5NR00764J.
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Monitoring und Visualisierung stark fluktuierender Energieströme
zur Steuerung des Lastverschiebungspotentials
Weidhase, F.; Fischer, G.; Opperskalski, St.; Götzel, St., Weigelt, I.
1 Die Diskrepanz zwischen Energieangebot und -verbrauch
Die Erneuerbaren Energien haben ein unvorstellbar hohes Potential. Trotz vielfältiger
Bemühungen sind sie weltweit noch in geringem Maß erschlossen. Obwohl nur ein
Teil der eingestrahlten Energie durch die Atmosphäre bis auf den Erdboden gelangt,
ohne zuvor absorbiert oder reflektiert zu werden, ist die auftreffende Energiemenge
(1,5 x 1018 kWh/Jahr) rund 10.000 Mal höher ist, als der Energiebedarf der
gesamten Menschheit (1,4 × 1014 kWh/Jahr)1.
Insbesondere mit dem Stromeinspeisungsgesetz Anfang der 1990er Jahre und mit
dem daraus hervorgegangenen EEG erhielten Kleinerzeuger die Möglichkeit, in die
Stromnetze der großen Energieversorgungsunternehmen einzuspeisen und erhöhte
Vergütungen zu erhalten. Damit erhöhte sich der Anteil erneuerbarer Energien im
deutschen Stromnetz auf über 20,0 % des Gesamtstromverbrauchs. In Deutschland
liegt das Ausbauziel bis zum Jahr 2020 bei 38,6 %2.
Abbildung 1: Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Deutschland
1
2
http://www.solaranlage-ratgeber.de/solarenergie/energiequelle-sonne
http://de.wikipedia.org/wiki/Erneuerbare_Energien
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GFWW e.V.
Erneuerbare
Energien
stehen nur sehr stark
fluktuierend
zur
Verfügung.
Es
gibt
gravierende
zeitliche
Unterschiede
zwischen
Angebot und Bedarf.
Zu Zeiten des höchsten
Angebotes besteht leider
oft
die
geringste
Nachfrage.
Abbildung 2: Typisches Missverhältnis von Energieangebot und Bedarf
Abbildung 3: Jahresganglinie von Last, EE-Erzeugung und Residuallast; Legende: 80
%-Szenario3
Der Begriff Residuallast (lat. residuum „Rest“) bezeichnet die in einem
Elektrizitätsnetz nachgefragte Leistung (Last) abzüglich eines Anteils fluktuierender
Einspeisung von nicht steuerbaren Kraftwerken wie z.B. Windkraft.
3
http://www.vde.com/de/fg/ETG/Arbeitsgebiete/V2/Aktuelles/Oeffenlich/Seiten/StudieSpeicher
ungsbedarf.aspx
10
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GFWW e.V.
2 Das Lastverschiebungspotential der Industrie und Haushalte
Keine der Stromspeichervarianten hat beim heutigen Stand der Technik die Chance
zur volkswirtschaftlich relevanten Überbrückung der Diskrepanz zwischen
fluktuierenden Angebot und Bedarf. Demgegenüber hat eine Verschiebung der
zeitlichen Diskrepanz hohe volkswirtschaftliche Bedeutung.
Große
Industriebetriebe
energieintensiver Branchen
(z. B. Zement, Chlor,
Chemie, Aluminium, Stahl,
Papier) nehmen bereits
heute
am
Regelenergiemarkt
für
Minutenreserve teil und
bieten
schätzungsweise
rund 500 MW positive bzw.
125
MW
negative
Regelleistung an.
Die
Nutzung
von
Lastverschiebungspotenti
al bietet oftmals eine
kostengünstige
Alternative
zur
Speicherung
des
elektrischen Stroms.
Abbildung
4:
Potenzial
der
abschaltbaren
Leistungen
in
der
Industrie4
In der Summe von 40,3 Mio. Haushalten der Bundesrepublik Deutschland ergeben
sich Lastverschiebungspotenziale in Deutschland im Giga-Watt-Bereich.
Abbildung 5: Lastverschiebungspotenzial der Haushalte Deutschlands5
4
https://www.ffe.de/download/article/353/von_Roon_Gobmaier_FfE_Demand_Response.pdf
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3 Tool zur Untersuchung fluktuierender Energieströme
Es wurde eine Tools zur Erfassung und Darstellung stark fluktuierender
Energieströme zur qualifizierten Auslegung von Komponenten geschaffen.
Abbildung 6: Darstellung einer semiautarken Versorgung mit Stromspeicher
Mittels „Drag and Drop“ (d.h. Ziehen und Ablegen, Abbildung 6) lassen sich
alternative Strukturen abbilden. Es können zurzeit PV-Anlagen, Windräder, Speicher
und die Elektromobilität berücksichtigt werden. Jedes Objekt kann in seinen
Eigenschaften individuell konfiguriert werden. Im dargestellten Fall wurden zusätzlich
ein Sportboot mit Elektroantrieb und ein Elektrofahrrad zur Nachladung
angeschlossen.
Tageszeitliche, monatliche und jährliche Lastgänge und Ertragsgänge können bis hin
zu einer Bewertung ökonomischer Effekte berechnet werden (Abbildung 7 und
Abbildung 8).
5
VDE-Studie: „Ein notwendiger Baustein der Energiewende: Demand Side Integration
Lastverschiebungspotenziale in Deutschland“
http://www.vde.com/de/fg/ETG/Arbeitsgebiete/V2/Aktuelles/Oeffenlich/Seiten/StudieDSI.aspx
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Abbildung 7: Typischer tageszeitlicher Verlauf mit Stromspeicherung
Abbildung 8: Break Even und Cash-Flow als ökonomische Kennzahlen
Der Break-Even (Gewinnschwelle) stellt den Punkt dar, an dem Erlös und Kosten
gleich hoch sind und somit weder Verlust noch Gewinn erwirtschaftet wird. Zu
diesem Zeitpunkt hat sich eine Investition amortisiert. Die eindimensionale
Darstellung des Break-Even wird von Ökonomen am häufigsten genutzt.
Aussagekräftiger ist der Cash-Flow (dt. Kassenzufluss) bzw. das Return of
Investment
(Anlagenrentabilität).
Abgesehen
von
verschiedenen
Berechnungsmethoden sind all die abgeleiteten Varianten wirtschaftliche
Messgrößen für die Wettbewerbsfähigkeit und Liquidität. Die prognostische
Darstellung des Cash-Flow erfasst über einen längeren Zeitraum (typisch 20 Jahre)
alle Ein- und Ausgaben. Eventuell ergeben sich auf diese Weise mehrere BreakEven. Im abgebildeten Fall sind alle sieben Jahre Zusatzausgaben für neue
Akkumulatoren zu erkennen.
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Aus
technischer
Sicht
haben wir es aber oft mit
vielen Parametern zu tun,
welche bei der Optimierung
berücksichtigt
werden
sollten.
So
enthält
z.B.
die
Darstellung links über 750
Einzelpunkte.
Das Optimum zeigt sich in
Form
einer
dreidimensionalen
Darstellung
(Gebirge)
aussagekräftiger als in
einem Schnittpunkt.
Abbildung 9: Optimale Auslegung eines Stromspeichers
4 Steuerliche Anreize Erneuerbarer Energien und Zwischenspeicherung
In der BRD wurde in den letzten Jahren eine Vielzahl steuerlicher Anreize
beschlossen. Leider sind die Bestimmungen derart kompliziert, dass Tools zur
Berechnung eine willkommene Hilfe sind. Die EEG-Umlagepflicht ist besonders
strittig, da sie Bemühungen zur Erhöhung des Eigenstromverbrauchs zuwiderläuft.
Hinweis (Ed.): Flussplan zum Beitrag als Einlage zum Tagungsband.
5
Danksagung
In diesem Vortrag werden Teilergebnisse des
Projektes
„Innovativer regionaler Wachstumskern
Autartec, Teilprojekt „SysInt“,
Förderkennzeichen 03WKCH02H
vorgestellt.
Für Förderung des Projektes durch das Bundesministerium für Bildung und
Forschung sei an dieser Stelle ausdrücklich gedankt.
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Photovoltaik-Meeting 2015; „Anwendungen – Qualität – Perspektiven“ – Einlage zum Beitrag
Monitoring und Visualisierung stark fluktuierender Energieströme zur Steuerung des Lastverschiebungspotentials
Weidhase, F.; Fischer, G.; Opperskalski, St.; Götzel, St., Weigelt, I.
.
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Untersuchungen des kapazitiven Verhaltens von PV-Zellen und Modulen
M. Dipta Nandana und Bernhard K. Glück
BTU CS, Fakultät 5, Großenhainer Str. 57, D-01968 Senftenberg
Kurzfassung
Im Beitrag werden PV-Zellen hinsichtlich ihrer kapazitiven Eigenschaften untersucht.
Ausgehend vom Ersatzschaltbild des pn-Übergangs bzw. Diode wird die zu
erwartende Ortskurve qualitativ berechnet und es werden Ergebnisse zur Messung
der Kapazität einer exemplarischen PV-Zelle bei verschiedenen Bestrahlungsdichten
vorgestellt.
Einleitung
Die überwiegende Zahl der Photovoltaik-Elemente basiert auf dem Funktionsprinzip
des inneren Photoeffekts [1] am pn-Übergang, wobei der pn-Übergang in Form einer
großflächigen Diode das technische Funktionselement ist.
Ausgangspunkte der Untersuchungen sind einerseits das Ersatzschaltbild des pnÜbergangs bzw. der Diode mit den zwei internen Kapazitäten der Raumladungszone
CRLZ und der Diffusionskapazität CD im Bahngebiet und andererseits die Tatsache,
dass die Flächen ARLZ = Apn der in den Modulen verstringten PV-Zellen 100 mm² (10
mm x 10 mm) bis 24025 mm² (155 mm x 155 mm) und mehr betragen. Diese
Dimensionen sind gleich oder überschreiten bei weitem die Abmessungen bisher
untersuchter pn-Übergänge anderer Anwendungsgebiete wie z.B. die der
Leistungsdioden, wo Abmessungen von ca. 104 mm² ein Maximum darstellen. In
einer vorangegangenen Schrift wurden die Auswirkungen der Vergrößerung der
Geometrien der pn-Übergänge auf die Bauelemente-Eigenschaften bereits
dargestellt [2]. Die Kapazität der Raumladungszone CRLZ, welche gegenüber der
Diffusionskapazität CD deutlich größer ist, ist zudem abhängig von der Vorspannung
am pn-Übergang, welche die Breite xRLZ der Raumladungszone (RLZ) festlegt.
Insbesondere im Arbeitsbereich zwischen 0 und Flussspannung der Diode (typisch: 0
V – ca. 0,7 V) ist xRLZ sehr klein und die wirkende Kapazität steigt stark an.
 0 Si A pn
mit ε0 = µ0/c0² nach aktueller Festlegung [3]
(1)
C pn  C RLZ 
x pn
c0 = 2,99792458*108 m/s , µ0 = 4π *10-7 VsA-1m-1
In den Bahngebieten des pn-Übergangs befinden sich Ladungsträger infolge der
Diffusion der beweglichen Ladungen QB aus den gegenüberliegenden Abschnitten
und die dadurch wirkende Diffusionskapazität CD ist:
C D  QB / U  dQB / dU
(2)
Wie das Ersatzschaltbild (ESB) in Abb. 1 zeigt, wirkt CRLZ parallel zu CD. Die
Unterscheidung beider Kapazitäten kann über die Vorspannung U am pn-Übergang
(U ~ CRLZ) und die in der Diode wirkende Ladungsänderung Q/U (~i)
vorgenommen werden. Letzteres ist besonders beim Kleinsignalverhalten an Dioden
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maßgebend und soll im Weiteren nicht betrachtet werden. CRLZ = CP und CD können
dann zur parallel wirkenden Kapazität CP zusammengefasst werden (s. Abb. 2).
Interner Bereich der Diode
Ihv
ID1
UD1
D1
US
I
RS
ID2
IRP
iCRLZ iCD
UD2 URP
UP
CRLZ CD
D2
RP
LS
UL
C BBMC-Design 2015
U
RL
Abb. 1: Ersatzschaltbild
einer
pn-Übergang
basierenden
PV-Zelle
nach [2]; Ihν – Stromquelle;
D1, 2 innere Dioden, RP –
Parallel-Widerstand, RS –
Serienwiderstand, LS –
Serieninduktivität, RL –
externer Lastwiderstand,
CD – Diffusionskapazität in
den Bahngebieten.
Da bei pn-Übergang basierenden PV-Zellen die Bahngebiete konstruktiv bedingt
relativ kurz ausgeführt sind, lässt sich die wirkende serielle Induktivität LS in erster
Näherung vernachlässigen, kommt aber bei großen Stromdichten und extern bei
langen Zuleitungen und bei der Verstringung der PV-Zellen zur Geltung.
Theoretische Überlegungen
Das ESB der Diode lässt sich stufenweise reduzieren, wenn folgende Annahmen
gelten: Kein Kleinsignal-Betrieb, kein HF-Fall  Wegfall von CD; nahezu ideales
Generator-Verhalten  Wegfall von Ihν (Stromquelle); D1, 2 .
Resultierend für das Frequenzverhalten kann das ESB weiter umgeformt bzw
reduziert werden, wobei bei höheren Schaltgeschwindigkeiten (hochfrequente
Verschattung der PV-Zelle
RS
I
u.a.) und längeren Strings in
und zwischen den PVIhv
ID1
IRP
Modulen bzw. bei deren
US
iCRLZ
U
Verschaltung die Induktivität
URP
UD1
nicht ohne weiteres zu
UP CRLZ = CP
vernachlässigen ist:
D1
RP
LS
C BBMC-Design 2015
UL
RP
I(U())
RS
CP
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LS
Abb. 2: Reduziertes und
umgeformtes ESB von Abb.
1.
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Die Impedanz Z3 der Ersatzschaltung berechnet [4] sich zu:
(3)
Abb. 3: Ortskurve Z3(ω) der
Impedanz Z3. Für ω = 0
(statischer Fall) bestimmt
die Reihenschaltung von RS
und
RP
den
Spannungsabfall in der PVZelle. Mit zunehmender
Kreisfrequenz ω wird CP so
lange wirksam, bis die
Wirkung der Induktivität LS
die kapazitive Eigenschaft
kompensiert
(Nulldurchgang);
Serienwiderstand
und
Induktivität bestimmen das
Verhalten
in
Richtung
Asymptote bei (sehr) hohen
Frequenzen;
Für das Verhalten der PV-Zelle bzw. Modul ist die I(U)-Kennlinie bzw. die Kennlinie
der beleuchteten Diode im 4. Quadranten zwischen einer Flussspannung von 0 V bis
zu ca. 1 V maßgebend, ausgenommen inverses Betriebsverhalten. Dabei ist aus CMessungen bekannt, dass der C-Wert in der C(U)-Kennlinie wegen der Verengung
der Weite der Raumladungszone am pn-Übergang xpn gemäß der Materialgleichung
Gl. (1) ansteigt. Interessant sollte weiterhin sein, wie durch Bestrahlung der PV-Zelle
sich der C-Wert verändert. Auch wenn die in Abb. 3 gezeigte Ortskurve qualitativer
Art ist, kann erkannt werden, dass sich diese insbesondere durch große Kapazitäten
so verändert, dass markante Blindanteile die Impedanz des pn-Übergangs
bestimmen. Dies trifft zu, wenn kurzzeitige Schaltvorgänge (Verschattung) oder
Schwingungen durch Anpassung der Last auftreten. Die weiteren Ausführungen
zeigen, dass die Kapazität der PV-Zelle zudem stark vom Arbeitspunkt bzw. der
Bestrahlungsdichte abhängt.
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Experimentelles
Daten der exemplarisch untersuchten PV-Zelle: BSC 3BB-mono, c-Si, A = 206,28
cm², Imax (AM1.5) = 6,2 A, UF0 = 0,57 V, externe Spannungsquelle: Hameg HM 80402, Spannungsmessgerät: HP 34401A, Kapazitätsmessgerät: Hameg HM 8118,
Lichtquelle W-Halogenlampe 400 W, Strahlungsmessgerät: KIMO SL100. Für die
Messungen wurde eine stromrichtige Messschaltung gewählt. Das C-Meter wurde
mit einer externen Vorspannungsquelle verbunden, um den Arbeitspunkt auf der
C(U)-Kennlinie einzustellen. Der Lastwiderstand RL kann über mehrere
Widerstandswerte zwischen Leerlauf und Kurzschluss eingestellt werden (s. Abb.4).
K
I
DC
Bias
U
DUT
RL
A
HP
HV
K
DUT
A
U
RL
LP
LV
CMeter
C BBMC-Design 2015
DC
Bias
Abb. 4: Messschaltung
zur Durchführung der
I(U)-Messungen (oben)
und
C(U)-Messungen
(unten) unter Bestrahlung
der PV-Zelle. Es ist dabei
zu beachten, dass der
parallel zum C-Meter
wirkende
Spannungsmesser durch
seine Eingangskapazität
die C-Werte der Probe
nicht verfälscht.
Abb. 5: I(U)-Kennlinie, monokristalline PV-Zelle, c-Si, abgedunkelt bzw. 0 W/m².
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Die I(U)-Kennlinie zeigt den zu erwartenden Verlauf einer Si-Diode mit der für diesen
Diodentyp vergleichbar geringen Flussspannung von ca. 0,4 V. Der sich aus dem
negativen Anstieg der Sperrkennlinie ergebende Widerstand im Sperrbereich liegt bei
etwa 500 Ohm, also relativ niedrig, was durch die große Diodenfläche erklärbar ist.
Die Kapazität C im µF-Bereich der exemplarisch untersuchten PV-Zelle steigt
erwartungsgemäß mit abnehmender Sperrspannung U an, da sich die Weite xpn (s.
Gl. 3; nicht weiter erläuterte, da allg. bekannt) der Raumladungszone des pnÜbergangs verkleinert und sich die resultierende Kapazität gemäß Gln. (1) und (3)
mit einer quadratischen Proportionalität ergibt.
Abb. 6: C(U)-Kennlinie der monokristallinen PV-Zelle(c-Si), abgedunkelt bzw. 0
W/m².
Die Asymptote der C(U)-Kennlinie bei ca. +0,6 V wird durch den Flussfall der Diode,
also für die Kapazität C als Kurzschluss wirkend, bestimmt.
 2 
x pn   0 Si
 q0
 1
1


 N A ND
1/ 2


U D  U 



mit U D 
kT N A N D
ln
[5]
q0
ni2
(3)
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Abb. 7: I(U)-Kennlinie der monokristallinen PV-Zelle, c-Si, beleuchtet mit 500 W/m²
und 1000 W/m², eingetragen sind weiterhin die MPP-Arbeitspunkte und eine
Möglichkeit zur Ermittlung von RS bzw. RP an der 1000 W-Kennlinie.
Die weitere Betrachtung gilt der beleuchteten PV-Zelle. Die I(U)-Kennlinie für zwei
Beleuchtungszustände ist in Abb. 7 einschließlich Hinweisen zu deren Auswertung
gezeigt. Im Normalbetrieb der PV-Zelle ist eine Kapazität C(U) zwischen 0 V und
+0,6 V von Interesse. Zu erkennen ist in Abb. 8, dass die Kapazität logarithmisch mit
der Bestrahlungsdichte ansteigt und schon bei geringer Bestrahlung mehrere mF
wirken, die bei voller Bestrahlung in den F-Bereich übergehen. Dazu wurden
Einzelwerte unter abweichenden Bedingungen gemessen, welche nicht in Abb. 8
eingearbeitet sind. Dies bedeutet, dass das Lastverhalten (Impedanz) der PV-Zelle,
respektive der PV-Anlage maßgeblich von der Kapazität der Sperrschicht
mitbestimmt wird, die sich mit der Strahlungsintensität verändert.
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Abb. 8: C(U)-Kennlinie der PV-Zelle bei verschieden intensiver Lichteinstrahlung
Ergebnisse und Diskussion
Ausgehend vom Ersatzschaltbild für den pn-Übergang bzw. Diode zeigt sich, dass
die Kapazität der PV-Zelle einerseits anteilig das Frequenzverhalten analog der
Ortskurve bestimmt und andererseits die Kapazität am Arbeitspunkt von der
Bestrahlungsdichte, welche offenbar die Weite der Raumladungszone stark
beeinflusst, abhängig ist. Dies wirkt sich absehbar auf das elektronische
Anpassverhalten der an die PV-Zelle bzw. –Modul als elektrische Last
angeschlossenen Komponenten (z. B. DC-DC-Wandler) aus.
Literatur
[1] M. v. Ardenne et al.: ”Effekte der Physik und ihre Anwendungen”, Verl. Harri
Deutsch, 3. Aufl. 2005, S. 347 ff.
[2] B. K. Glück: „Ersatzschaltungsmodelle von PV-Zellen und Bestimmung der
Elemente“, Photovoltaik-Meeting, HS Lausitz, Senftenberg, 17.04.2013, Proc.
S. 30 -35.
[3] J. Stenger & J. H. Ullrich: „Für alle Zeiten und Culturen“; Physik Jour.13(2014) Nr.
11, S. 27 - 34.
[4] M. Dipta Nandana: „Untersuchungen des kapazitiven Verhaltens von PV-Zellen / Modulen“, BA-Thesis, BTU CS, Fakultät 5, Senftenberg 31.03.2015.
[5] B. K. Glück: „Photovoltaik“, Vorlesungsreihe BTU CS, Campus Senftenberg, 2015.
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Modellierung und Verifikation der Leistungsminderung von PVZellen- und -Modulen infolge Feststoff-Ablagerungen
Said El Ouardi, Bernhard K. Glück, Sabine Schicketanz
BTU CS, Fakultät 5, Großenhainer Str. 57, D-01968 Senftenberg
Kurzfassung
Gegenstand der Untersuchungen ist die unmittelbare Auswirkung von festen
Verunreinigungen auf Photovoltaik- (PV-) Zellen bzw. –Module. Dabei werden
einzelne opto-physikalische Effekte berücksichtigt und ebenso die verschiedenen
Wirkungen exemplarischer Verunreinigungen. Gleichzeitig erschien es hilfreich,
einen reproduzierbaren Messaufbau zu entwickeln und die Art und Weise des
Aufbringens der Verunreinigungen auf eine Glas-Testfläche zu definieren. Die
Auswirkungen auf eine PV-Zelle wurden nachfolgend überprüft. Es wird gezeigt, dass
verschiede Arten von Verunreinigungen ebenso verschiedene, wie auch unerwartete
Auswirkungen auf die Reduzierung des Strahlungseintrags einer PV-Zelle haben
können.
Einleitung
Photovoltaik- (PV-) Module und –Zellen werden unter Standardbedingungen, z. B.
AM1.5 zur Bestimmung der Leistungsparameter einem Testablauf unterzogen,
dessen Ergebnis unter anderem das Messprotokoll und eine Klassifizierung sind. In
der Anwendung als Energielieferant sind die PV-Anlagen verschiedenen Einflüssen
unterworfen, welche dazu führen, dass eine Veränderung der Leistungsparameter –
i. A. eine Verminderung der Kenndaten - festzustellen ist.
Ursachen dafür können sein:
o
Degradation der Halbleiterwerkstoffe, welche den pn-Übergang und die
Bahngebiete ausmachen;
o
Temperatur-Stress (dT/dt), Temperatur-Zeit-Produkt (T*t);
o
Mechanische Spannungen;
o
Korrosion an Kontakten und Ausbildung von Übergangswiderständen
(Lötverbindungen der Strings, Anschlüsse, Verbindungsleitungen);
o
Eindiffusion von Wasserdampf durch die Versiegelung (EVA);
o
Verschmutzungen von Zellen und Modulen durch Umwelteinflüsse u.a.
Da die Ertragsminderung diesen möglichen Ursachen nicht ohne weiteres
zuzuordnen ist, soll untersucht werden, in welchem Umfang verschiedene
Verschmutzungen der PV-Zellen und -Module wirksam werden.
Theoretische Überlegungen
Auf jeder Oberfläche der Solarmodule können sich unterschiedliche Stoffe je nach
Standort ablagern wie z. B.:
a) Größere Festkörper / Feststoffe / Ablagerungen wie z. B. Blätter, Äste,
Baumnadeln, Insekten, Kleintiere, Vogelkot, Algenteppiche, Moose, Schnee
b) Staub in Form von Salzen, Kalke, Erden, Sande, Ruß aus Heizung und Motoren,
Konglomerate, Asche, Pollen, Sporen, Samen,
c) Feinstäube: Mikropartikel , Einzelmoleküle, Mikroorganismen,
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d) Flüssigkeiten wie z. B. Aerosole, Wasser, Filme, Öle.
Einzelne Beiträge in der Fachliteratur [1 – 3] geben Hinweise zur Wirkung von
Verunreinigungen [1] und zu Abhilfemaßnahmen [2, 3]. Eine Systematik zur
Klassifizierung, zur Erfassung und zur Bewertung von Verunreinigungen konnte
ebenso wenig gefunden werden wie spezifische analytische Zusammenhänge.
Deshalb wurden den Untersuchungen zur Auswirkung der Verunreinigungen eigens
lichtoptische Messungen an diesen Stoffen vorangestellt, um diese selbst hinsichtlich
ihrer optischen Eigenschaften (Reflektion, Transmission, Absorption) abschätzen zu
können (Abb. 1). Dabei werden die Glasoberfläche, die Grenzflächen Glas –
Halbleiter und die Rückseite des Halbleiters als weitgehend ideal angesehen. Auch
wenn in Abb. 1 nur feste Partikel dargestellt sind, ist bereits eine Vielzahl von
Effekten und deren Kombinationen zu erkennen, ohne dass eine Vollständigkeit
dieser Aufzählung besteht.
Abb. 1: Varianten zur Wechselwirkung von Licht mit Partikeln auf einer Oberfläche
der PV-Zelle: 1 – keine
nennenswerten Verluste,
Brechung;
2 – Reflektion am
Partikel,
keine
nenneswerten Verluste,
Brechung; 3 - Reflektion
am Partikel, teilweise
Absorption;
4
–
Beugungseffekte
mit
nachfolgenden Verlusten
z. B. durch Absorption; 5
– Reflektionsverluste an
der
Grenzfläche,
Transmission durch den Partikel; 6 – Reflektion zum Nachbarpartikel; 7 –
Totalreflektion am Partikel.
3 4 5
2
6
7
1
Glas
pn
EVA
Experimentelles
Für die Untersuchungen [4] kamen willkürlich ausgewählte exemplarische Werkstoffe
und Gemische zum Einsatz, wobei diese aber einen Bezug zur Sachlage (Standorte,
Intensität der Wirkung, Kristallisationsgrad u.a.) haben sollten:
1. Sand, Quarzwerke GmbH Hohenbocka 2002 – hier diskutierte Referenzprobe
2. Eisenhydroxysulfat-Gemisch (EHS) aus Gewässer Pößnitz (Meuro) 06/2014
3. Hematite de Bourgogne (Hämatit, Fe2O3), Frankreich 8/2013
4. Umbra, Roussillion, Frankreich 08/2013
5. Natriumchlorid (Kochsalz), Standard-Handelsware, Körnung 0,2 – 1 mm
6. Tonerde, naturbelassen, Fundort Großräschen
7. Ruß vom Hausbrand aus Feuerungsanlage Gemeinde Schipkau 20.11.2014
8. Holzasche vom Hausbrand aus Kiefernholz, Lindenau / Ortrand 13.11.2014
9. Kohlenasche vom Hausbrand aus Brikett, Welzow-Süd Lausitzer Braunkohle
13.11.2014.
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Es wurde ein Messaufbau (Abb. 2) entwickelt, bei welchem die zu untersuchende
Probe in einer konstanten Kreisfläche (A = 12,57 cm²), definiert durch eine
Zylindermanschette, auf eine Quarzglasscheibe (Dicke = 4 mm) aufgebracht wird.
Unter der Glasscheibe wird die Strahlungsenergie gemessen (Kimo Solarmeter SL
100, +/- 5%, Spektralempfindlichkeit 400 bis 1100 nm) und das Ergebnis mit einer
Referenzmessung ohne Verunreinigung der Oberfläche verglichen. Als Lichtquelle
diente eine Quarz-Halogenlampe (Sygonix - 28924D). Die experimentellen
Untersuchungen sollen am Beispiel von Quarzsand (Probe 1) erläutert werden: Der
Abb. 3 ist zu entnehmen, wie sich die Einstrahlungsenergie zur Ablagerung des
Quarzsandes auf dem Träger verhält.
Abb. 2: Messaufbau [4] zur Bestimmung der relativen Abdeckung einer Fläche (4);
(1) Strahlungsquelle, (2) Quarzglasscheibe; (3) Pyranometer.
Der Referenzwert ohne Quarzsand-Ablagerung beträgt E = 833 W/m². Bei einer
aufgetragenen Masse m = 0,66 g auf die o.g. Testfläche ist schon die Energie hinter
der Messfläche auf 369 W/m² reduziert. Bei m = 2,3 g sind es bereits 90 W/m². Dies
bedeutet, dass ca. 90 % der Einstrahlungsenergie wegen der Ablagerung des
Sandes auf der Messfläche nicht transmittiert wurde.
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Abb. 3: Kennlinie E(m) infolge Ablagerung von Quarzsand auf einer Messfläche. An
die Daten ist eine Modellfunktion angepasst. Durch eine Exponentialfunktion der
Form
werden die Daten beschrieben. Um eine Prüfung
vorzunehmen, wird versucht, solch eine Funktion mit den Daten zu verifizieren
(durchgezogene Kurve) [4].
Es ist in Abb. 3 zu erkennen, dass die Fitfunktion
mit
den ermittelten Parametern (Tabelle in Abb. 3) die Messdaten mit geringen
Abweichungen im Rahmen der Mess-Toleranzen (ca. 5 %, s. o.) beschreibt.
Aus der Abb. 4 geht hervor, wie sich die relative prozentuale Veränderung der
Einstrahlungsenergie mit der Verteilung des Quarzsandes auf der Messfläche
auswirkt. Bei einer Belegung (Verteilung) der Messfläche mit 0 g/m² beträgt die
relative Einstrahlungsenergie 100 %. Bei einer Belegung mit 522 g/m² hat sich die
rel. Einstrahlungsenergie um 50 % verringert; bei 1830 g/m² ist nur ca. 10 % von der
gesamten Einstrahlungsenergie übrig. Auch hier ist eine exp-Funktion wie in Abb. 3
erkennbar. Eine Modellfunktion der Form
wurde angepasst. Mit den
Fitwerten ergibt sich die Funktion
, welche die Messwerte
und die Gesamtcharakteristik hinreichend beschreibt.
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Abb. 4: Prozentuale Veränderung der Einstrahlungs-Energie mit der Verteilung der
Verunreinigung (Quarzsand) auf der Messfläche [4].
Die Probe 1 ist in Abb. 4 weiter charakterisiert und zeigt charakteristische Strukturen
der ausgesiebten Körnung. Als Vergleich ist die nicht gesiebte Probe 2 in Abb. 5 mit
den Zählwerten in Tab. 2 gezeigt.
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Abb. 5: Probe 1: Quarzsand, gleichmäßige Körnung ca. 90 – 400 µm; links
Photographie der Messfläche, REM-Aufnahme (rechts, V = 80) [4]. ]. Die
Tabelle 1 gibt dazu eine Statistik der Teilchengröße, am REM ermittelt an
Tab. 1: Zählwerte aus den REM-Aufnahmen der Probe 1 – Quarzsand [4]
Detektor
Vergrößerung
Mittelwert
σ
BSE
80 x
227,4 µm
48 µm
Max
Min
Dichte
385 µm
87 µm
1,44 g/cm³
Abb. 5: Probe 2 (Eisenhydroxysulfat), Körnung ca. < 5 – 30 µm; links Photographie
der Messfläche, REM-Aufnahme (rechts, V = 1300) [4]. Die Tabelle 2 gibt
dazu eine Statistik der Teilchengröße, am REM ermittelt an.
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Tab. 2: Zählwerte aus den REM-Aufnahmen der Probe 2 (Eisenhydroxysulfat) [4]
Detektor
Vergrößerung
BSE
1300 x
Mittelwer
t
11,1 µm
σ
Max
Min
5,4 µm 29,1 µm 1,7 µm
Dichte
0,98 g/cm³
In der Abb. 6 ist ein EDAX Spektrum von Probe 2 um darzustellen, welche Vielfalt an
Elementen nur in einer relativ „typenreinen“ Verunreinigung zu erkennen ist.
Abb. 6: EDAX-Spektrum der Probe 2 (EHS-Gemisch) mit den ersichtlichen
Elementen O, S, P, Fe, Mn, Mg, Al, K, Ni (H bzw. Elemente < B sind nicht detektiert).
Tab. 3: Transmission der Ablagerungen [4]
Verteilung Sand
[g/m²]
T [%]
0
100
NaCl
T [%]
EHS
T [%]
Holzasche Kohlenasche Umbra
T [%]
T [%]
T [%]
Hämatit Tonerde Ruß
T [%]
T [%]
T [%]
100
100
100
100
100
100
100
100
39,8
93,57 99,59
72,24
51,4
52,16
44,32
61,28
80,45
41,05
79,61
83,19 93,52
42,6
17,76
31,34
17,11
25,61
61,11
27,43
119,42
74,18 89,87
21,2
6,61
6,39
9,48
18,64
44,65
21,13
28
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Abb. 7: Relative Transmission der Ablagerungen
Die Änderung der Durchlässigkeit / Transmission (s. Tab. 3) für die Lichteinstrahlung
infolge der verschiedenen Ablagerungen ist in der Abbn. 7, 8 zu sehen. Die
Auswirkung der Abschattung durch diese Verunreinigungen folgt nicht in jedem Falle
sofort einer Exp-Funktion, offenbar durch anfängliche Transparenz und
Streuprozesse (s. Modell, Abb. 1) bedingt. Bei gleicher spezifischer Masse / Fläche
verhalten sich die Verunreinigungen bedingt durch deren Form und stoffliche
Charakteristik sehr verschieden. Auch nur geringe Mengen an Verunreinigungen
(Asche, Erden, ferner: Ruß) ziehen deutliche Einbußen an Transmission der
bestrahlten Oberfläche nach sich. Die Verunreinigungen verhalten sich differenziert,
je nach individuellen optischen Eigenschaften. Es ist zu beobachten, dass
Natriumchlorid und Sand über 85 % des Lichtes bei einer Verteilung von 80 g/m²
transmittieren. Im Vergleich dazu lassen Ruß, Umbra, Hämatit, Kohlenasche,
Holzasche und Tonerde weniger als ca. 50 % der Strahlung passieren.
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Die absoluten Auswirkung vergleichbarer Mengen an Verunreinigungen sind in Abb.
8 gezeigt, offenbar fein pigmentierte Oxide (Asche, Pigmente aus Erden) den
größten Verlust verursachen.
Abb.
30
8:
Strom-Spannungs-Kennlinie einer Solarzelle mit verschiedenen
Verschmutzungen; rote obere Kennlinie: Ausgangssituation an einer
industriellen Solarzelle (Panasonic BP 748264, a-Si) unverschmutzt.
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Abb. 9: Prozentuale Anteile der Reduzierung der Leistung einer Solarzelle durch
Verschmutzungen bei vergleichbaren Verunreinigungsmengen lt. Abb. 8 und
Tab. 3.
Literatur
[1] Becker, H.: „Minderleistungen von Solargeneratoren aufgrund von
Verschmutzungen“ in 12. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Kloster Banz,
1997, Tagungsband S. 256 – 262.
[2] Ch. Dürschner: „Fegen, Kratzen oder abwarten“ in Photovoltaik das Magazin für
Profis, 01/2008//75212 www.photovoltaik.eu, Seite 64-67.
[3] Ch. Dany: „Schmutz und Schnee ade“ in Sonne Wind & Wärme ISSN 1861 –
2607, www.sonnewindwaerme.de, Seite 114-116.
[4] S. El Ouardi: „Untersuchungen des kapazitiven Verhaltens von PV-Zellen / Modulen“, MA-Thesis, BTU CS, Fakultät 5, Senftenberg 04/2015.
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Maßnahmen zur Vermeidung von Blendwirkungen durch
Solaranlagen
Prof. Dr.-Ing. E. Stein, M.Eng. Sindy Schmidt, Hans Pietsch
Brandenburgische Technische Universität Cottbus - Senftenberg
Einleitung
Mit der Errichtung von Photovoltaik- sowie Solarthermie-Anlagen sowohl auf Dächern
als auch an Fassaden in Gebieten, welche zu Wohnzwecken bestimmt sind, kommt
es unter Umständen zu bestimmten Zeiten zu einer Blendwirkung durch Reflexionen
des Sonnenlichtes an der Oberfläche der Module. Diese reflektierten
Strahlungsanteile können zu regelmäßiger Beleuchtung gegenüber liegender
Gebäude inklusive der darin befindlichen Fensteröffnungen sowie von
Verkehrswegen führen.
Die „Leitlinie des Ministeriums für Umwelt, Gesundheit und Verbraucherschutz zur
Messung und Beurteilung von Lichtimmissionen“ des Landes Brandenburg (im
Folgenden Licht-Leitlinie) vom 16.04.2014 legt wie folgt fest [1, p. 21]:
„8.3 Maßgebliche Immissionsorte und –situationen
Maßgebliche Immissionsorte sind:
a) Schutzwürdige Räume, …
b) Unbebaute Flächen in einer Bezugshöhe von 2m über Grund an dem am
stärksten betroffenen Rand der Flächen, …“
Hieraus schlussfolgert, dass die Blendwirkung auf die Fassaden von Wohnhäusern
ebenso unzulässig ist, wie die Blendwirkung auf Teile der zugehörigen Flurstücke.
Eine solche Blendwirkung ist also grundsätzlich zu vermeiden. Diesbezüglich sieht
die Licht-Leitlinie nachfolgende Möglichkeiten vor [1, p. 23]:
„8.5 Mögliche Maßnahmen zur Verminderung und Vermeidung von
Blendwirkungen
 Unterbindung der Sicht auf das Photovoltaikmodul in Form von Wällen oder
blickdichtem Bewuchs in Höhe der Moduloberkante
 Optimierung der Modulaufstellung bzw. –ausrichtung oder –neigung
 Einsatz mit Modulen mit geringem Reflexionsgrad“ [1]
Die einzelnen Möglichkeiten sollen im Folgenden kurz diskutiert werden.
Der Einsatz von Modulen mit geringem Reflexionsgrad stellt zwar durchaus eine
interessante Variante dar. Allerdings weist Solarglas i.d.R. bereits einen Grad der
Energietransmission in Höhe von mindestens 90,7 % auf (Solarglas klar bei 4,0 mm
Glasdicke)[2]. Die verbleibenden etwa 9 % der in der Solarstrahlung enthaltenen
Energie in Form von Licht werden zum überwiegenden Teil reflektiert. Selbst die
Erhöhung des Transmissionsgrades auf bis zu 95 %, würde die Blendwirkung nicht
32
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
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vermeiden sondern nur in einem nicht ausreichenden Maß verringern. Diese Option
muss daher als Maßnahme ausgeschlossen werden.
Die Unterbindung der Sicht in Form von Wällen oder blickdichtem Bewuchs in Höhe
der Moduloberkante kann insofern häufig ausgeschlossen werden, da gemäß §37
des Brandenburgischen Nachbarrechtsgesetzes (BbgNRG) ein „solcher Abstand
zum Nachbargrundstück einzuhalten“ ist, dass nach Abs. 1 Nr. 3 „… für jeden Teil
der Anpflanzung der Abstand mindestens ein Drittel seiner Höhe über dem Erdboden
beträgt.“ [3] Wenn der Abstand zum Nachbargrundstück klein bzw. die Anlage sehr
weit oben installiert ist, kann eine solche Schutzmaßnahme nicht realisiert werden.
Als dritte Möglichkeit zur Verminderung bzw. Vermeidung von Blendwirkungen sieht
die Licht-Leitlinie die Optimierung der Modulaufstellung bzw. –ausrichtung / –neigung
vor. Bei an bzw. auf Gebäuden installierten Anlagen ist die Ausrichtung der Module
grundsätzlich durch die Ausrichtung der Gebäude hinsichtlich der Himmelsrichtung
vorgegeben. Eine Optimierung kann also häufig lediglich durch die Variation des
Anstellwinkels realisiert werden. Im nachfolgenden Absatz zum Lösungsansatz soll
insbesondere auf die Variation der Anstellwinkel und deren Auswirkungen
eingegangen werden.
Variation des Anstellwinkels
Zur Betrachtung der Variation des Anstellwinkels ist zunächst festzustellen, dass die
Blendwirkung dann gegeben ist, wenn die Sonne in einem Winkel auf die
Solarmodule trifft, welcher dazu führt, dass die reflektierte Strahlung nach unten
geleitet wird. Dies ist immer dann der Fall, wenn der Höhenwinkel der Sonne größer
ist als der Anstellwinkel der Module. Die Abbildung 10 veranschaulicht den Verlauf
der Strahlung und deren Reflexion zum Zeitpunkt 12 Uhr MEZ am 21.06. eines jeden
Jahres bei Südausrichtung der Module und einem Breitengrad von
.
Abbildung 10: Verlauf der Strahlung am 21.06. um 12 Uhr MEZ bei einem
Anstellwinkel von 45° und Südausrichtung
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Das Eintreffen der Strahlung zu einem anderen Zeitpunkt sowie bei einer Ausrichtung
der Module, die von der Südausrichtung abweicht, kann dazu führen, dass die
Strahlung auch nach unten reflektiert werden würde. Realisiert man nun
Anstellwinkel der Module, welche verhindern, dass die Strahlung der Sonne oberhalb
des Lotes der Modulebene eintrifft, so wird die Strahlung grundsätzlich entweder
direkt im Lot oder nach oben reflektiert.
Um nun diesen Zustand zu erreichen, dass die Strahlung immer unterhalb des Lotes
der Modulebene eintrifft, wird der Grenzfall am 21.06. um 12 Uhr MEZ betrachtet. Zu
diesem Zeitpunkt hat die Sonne in der oberen Erdhalbkugel jährlich ihren höchsten
Stand, da an diesem Tag die Deklination
ist. Die Berechnung des
Sonnenstandes erfolgt gemäß
Es ergibt sich mit
,
und
Abbildung 11: Zustand bei einem Anstellwinkel von 28° und einem von vorn
eintreffenden Sonnenstand von 62°
Wird nun dieser Sonnenstand von
als Lot für die Modulebene hinsichtlich
des Anstellwinkels vorgegeben, so ergibt sich als Anstellwinkel
Als Nachweis für die Berechnung sei erklärend auf Abbildung 11 hingewiesen.
34
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Die Darstellung für die von
abweichenden, grundsätzlich kleineren,
Höhenstände der Sonne ist in Abbildung 12 der Zustand der eintreffenden und
reflektierten Strahlung aufgezeigt, wenn die Sonne von vorn auf die Module trifft.
Es ist erkennbar, dass die reflektierte Strahlung grundsätzlich nach oben geleitet
wird, wenn die Sonne von vorn auf das Modul auftrifft und der Höhenstand der
Sonne kleiner ist als das Lot der Module bezogen auf die Horizontale. Mit einem
Anstellwinkel von
wird also ein Teilziel erreicht. Gleichzeitig ist dieser Winkel
größer als der Anstellwinkel, der i.d.R. benötigt wird, um die Reinigungswirkung
durch Regen aufrechterhalten zu können.
Abbildung 12: Zustand bei einem Anstellwinkel von 28° und einem von vorn
eintreffenden Sonnenstand von 40°
In den vorherigen Darstellungen der Reflexion in Abhängigkeit vom Anstellwinkel der
Module und dem Höhenstand der Sonne wurde zunächst davon ausgegangen, dass
die Sonne immer von vorn auf die Module trifft. Bei einer Ausrichtung der Module von
bspw.
(südwestlich) trifft die Sonne jedoch von hinten auf die Module,
wenn die Richtung, aus der die Sonne auftrifft, folgende Bedingung erfüllt:
Dies bedeutet jedoch, dass insbesondere morgens bzw. vormittags die Sonne aus
östlicher Richtung von hinten auf die Module treffen kann. Dies wiederum führt dazu,
dass eine Reflexion der Strahlung auch in eine Richtung erfolgen kann, welche
unterhalb des Lotes der Ebene der Module liegt.
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Eine Darstellung der Zustände für diesen Fall ist in Abbildung 13 gegeben.
Hier wird bereits davon ausgegangen, dass die Strahlung von einem Punkt eintrifft,
der hinter dem Winkel
liegt. Zusätzlich ist in die Zeichnung eine Ebene
eingezeichnet, zu welcher die Strahlung der Sonne hinsichtlich ihrer Ausrichtung
parallel verläuft.
Eine Betrachtung der Zustände soll an folgendem Beispiel vorgenommen werden:
Hiervon ausgehend kann die Neigung
ermittelt werden zu:
der Ebene über mehrere Zwischenschritte
Abbildung 13: Strahlung von hinten - Definition der Berechnungsgrößen
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
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Zur weiteren Betrachtung soll anschließend die eintreffende und reflektierte
Strahlung aus einem Blickwinkel betrachtet werden, welcher die Ebene von der Seite
zeigt. Dies ist in Abbildung 14 für den Fall dargestellt, dass
ist.
Es ergibt sich zunächst ein Winkel , unter welchem die Sonnenstrahlung bezogen
auf die Neigung auf die Ebene einfällt. Dieser Einfallswinkel
ergibt sich zu
Abbildung 14: Richtungsermittlung der reflektierten Strahlung -
Der Ausfallwinkel der reflektierten Strahlung ist selbstverständlich gleich dem
Einfallwinkel . Der Winkel der reflektierten Strahlung
zur Horizontalen ergibt
sich aus
Damit muss festgestellt werden, dass die reflektierte Strahlung auch bei einem
Anstellwinkel der Module von
noch zu einer Blendwirkung führen kann. Dies
bezieht sich auf Situationen, wenn die eintreffende Strahlung aus einem Bereich auf
die Solaranlage auftrifft, deren Richtungswinkel nicht der Maßgabe
entspricht.
Dies betrifft im betrachteten Beispiel die Zustände, wenn die Richtung der Sonne
ist, also die Morgenstunden. Die einzige Möglichkeit, eine Eliminierung
der Blendwirkung noch zu erreichen, liegt in der Abschattung der eintreffenden
Strahlung, wenn diese aus einer Richtung von
eintrifft.
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
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Eine Verhinderung der Bestrahlung der Module aus dem hinteren Bereich ist somit
nur möglich, indem ein Verschattungselement angebracht wird, welches in seiner
Größe und Ausbildung entsprechend dimensioniert ist. Nur durch die Kombination
des Anstellwinkels von
sowie geeigneter Verschattungselemente ist eine
Blendwirkung im betrachteten Beispiel vollständig zu vermeiden.
Literaturverzeichnis
[1] Ministerium für Umwelt, Gesundheit und Verbraucherschutz - Brandenburg,
Leitlinie des Ministeriums für Umwelt, Gesundheit und Verbraucherschutz zur
Messung und Beurteilung von Lichtimmissionen (Licht-Leitlinie), 2014.
[2] SOLVIS GmbH & Co. KG, Solarglas Spezifikationen - E 58-M, Braunschweig,
2009.
[3] Brandenburgisches Nachbarrechtsgesetz (BbgNRG), Potsdam, 2014.
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Solartechnik 2015 – zukunftsweisende Systemlösungen
Dr. Klaus Kalberlah, Eurosun Energietechnik GmbH
Während weltweit die Solarstromtechnik nahezu unverändert boomt – für 2015 wird
ein Zuwachs von 30% im Zubau von PV-Anlagen prognostiziert – erreicht der Zubau
in Deutschland in 2015 mit voraussichtlich nur 1,6 GWp(gegenüber 7,6 GWp in
2012) einen neuen Tiefstand.
Gemessen am Zubau von PV-Anlagen rangiert Deutschland, einstmals Nr. 1 der
Weltrangliste, damit weit abgeschlagen sogar noch hinter dem sonnenarmen
England.
Prognosen für den Zubau 2015 (PHOTON News 01.04.2015)
1.
2.
3.
4.
China
17,3 GWp
Japan
10,4 GWp
USA 9,5 GWp
Europa
9,2 GWp
davon England 3,5 GWp
Dieses düstere Bild ist jedoch unvollständig; einerseits ist anzumerken
-
Dass ein nicht ganz kleiner Anteil ausländischer PV-Anlagen unter Beteiligung
Deutscher Firmen errichtet wird, wobei allerdings der überwiegende Anteil
der installierten PV-Module NICHT aus Europäischer Herstellung stammt.
-
Dass deutsche Hersteller von Produktionsanlagen
einigermaßen optimistisch in die Zukunft blicken
-
Dass sich die Anzahl von kleinen Aufdach-PV-Anlagen (Zubau) in 2015
gegenüber2010 trotz stark reduziertem Gesamtvolumen mehr als verdoppelt.
für
PV
wieder
Andererseits ist zu vermerken, dass das Ausmaß des „Zusammenbruchs“ im
deutschen Solarbereich derzeit überhaupt noch nicht voll überschaubar ist.
Bedrohlich erscheint insbesondere die Übernahme von zukunftsweisender PVTechnologie und deutscher, im F&E-Bereich von PV-tätiger Firmen durch
ausländische Investoren.
Der globale Wettbewerb erzwingt
also einen Strukturwandel im Deutschen
Solarbereich, wobei eine genauere Analyse der Krise und ihrer Ursachen wertvolle
Hinweise auf „Wege aus der Krise“ geben würde, an dieser Stelle aber unterbleiben
soll.
Es steht jedoch außer Frage, dass einer dieser Wege, wohlmöglich der
aussichtsreichste, die Hinwendung zu solaren Systemen ist.
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
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Hierzu 4 Vorbemerkungen
(1) Der Wandel war absehbar; im September 2009prognostizierte Dr. L.
Podlowski, damals CTO der SOLON EG „In 4 Jahren werden wir keine
Module mehr bauen, sondern diese aus China beziehen und SYSTEME
liefern“. Diese Hinwendung zu Systemen (als standardisiertes Produkt
industrieller Massenproduktion) hat bisher kaum stattgefunden.
(2) Anders als der Überlebenskampfnamhafter PV-Hersteller
ist der
Zusammenbruch des Inland-Marktes (PV-Zubau in Deutschland) weniger eine
Folge des globalen Wettbewerbs als vielmehr einer verfehlten Förderpolitik:
die starke Absenkung der Einspeise-Vergütung, vor allem aber die Auflage der
Ertragsspitzen-Kappung, hätte auf PV-Großsysteme beschränkt werden
müssen.
(3) Das u.a. Diagramm der Conergy AG aus dem Boom-Jahr 2012 signalisiert
einen (unvermeidlichen) Klientel- und Systemwechsel
BRD 2015: Solarparks sind „out“, Aufdachanlagen das System der Zukunft.
40
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BTU CS
7. Photovoltaik-Meeting 2015
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(4) Die nachfolgende, tabellarische Übersicht konkretisiert den Wandel, wobei
zugleich deutlich wird:
Solarthermie wird sträflich vernachlässigt!
Die Zubau-Zahl der Solarthermie-Anlagen hat sich in 2014 gegenüber 2009
mehr als halbiert. Allerdings: im Erfolgsjahr 2012 wurden 2,5mal mehr thermische
Anlagen als PV-Systeme auf deutschen Dächern installiert !
Trendwende in der Solartechnik (PV)
-
in 2000 waren ca. 53% der PV-Systeme Aufdach-Anlagen
in 2009 nur noch 3,5 %
in 2015 wird mit ca. 50% Aufdach-Anlagen gerechnet
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BTU CS
I.
7. Photovoltaik-Meeting 2015
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Zukunftsweisende Aufdach-Solarsystem
I /1 Aufdach-PV-Systeme
Kalifornien 2014: 4.000 Aufdach-Systeme pro Monat, Tendenz stark steigend
Japan 2013: 1,3 GWpAufdach-Systeme, Tendenz steigend
Modul-Entwicklung: solares Baumaterial (nicht unbedingt flexibel, aber glaslos)
Dyesol Ltd. 600 MWp gebäudeintegriert (Türkei)
Zellen-Technologie: weg vom Wirkungsgraddenken hin zum
Kosten-Denken (im Gesamt-System)
Hanergy verkauft 1,8 GWp GSED-Technologie
Hybridisierung: Heizen+Kühlenmit PV zusammenfassen
System-Entwicklung: Eigenbedarfs-Deckung ausweiten,
also Solarstrom-Speicherung vorsehen
typ. PV- Kosten
typ. Akku-Kosten, optimiert
min. 3.000 €/kWp
Energie-Management/ intelligente Steuerung
bis hin zur Einrechnung von Wetter-Prognosen
„Erzeuger und Verbraucher müssen miteinander kommunizieren“
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1.800 €/kWp
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I /2 Aufdach-Thermie-Systeme
-
>85% des Energiebedarfs eines Haushalts ist Wärme
Normale Solarthermie: Beitrag zum WW-Bedarf 65%, zum GesamtWärmebedarf <15%
Sommer Abkoch-Problem, Winter fast keine Ernte(weil nur 1/8 Einstrahlung)
Typ. BIPV-Fläche 50m², typ. Thermie-Fläche 10m²
USA: „solar thermal, der vernachlässigte Milliardenmarkt“
Fazit: System-Änderung erforderlich, einfach und höchst erfolgversprechend
I /3 Aufdach- PVT- Systeme
-
Kombi mit Wärmepumpe erfordert Umdenken:
- Niedertemperatur ausreichend
aber: große Durchflussmenge erforderlich
- nicht Strahlungsabsorber (Sommerfunktion) sondern
Umluft-Wärmetauscher
(Winter-Funktion entscheidend)
-
Systemziel: monovalentes solares Heizen
20-Jahres-Rechnung PVT-Dach 50m² , Bertriebs- + Investkosten (ohne Verzinsung)
Ohne PV
Merke: „Solar-Systeme“ im Sinn dieses Vortrags sind nicht „Einzelkunstwerke“ ,
Netzstrom ct/kWh
28
30
32
35
sondern kosten
optimierte+standardisierte
Komplett-Pakete
aus
industrieller
Massenkosten Gas ct/kWh
8
10
12
14
Stromeinem
4000 kWh/aKfz, das sich ebenfalls aus zahlreichen Komponenten
fertigungJahresrechnung
….analog
in €
1.148
1.200
1.280
1.400
zusammensetzt.
Jahresrechnung Gas 16.650 kWh/a in €
1.332
1.665
1.998
2.331
Invest-Kosten
Heizung+WW in
€
Gesamt-Kosten in 20 Jahren €
Mit optimiertem PV und Förderung
EEG-Vergütungssatz pro kWh
Jahresrechnung Netz 1427 kWh in €
Einspeisevergütung 0,12 €/kWh in 20 J
Kosten norm. Netzstrom 20 J in €
Kosten strom WP-Tarif 20 J in €
Invest-Kosten 50 m² PVT-Dach
Invest-Kosten 10 kW S/W Wärmepumpe
Sonst. Investkosten incl. 7,4 kWh Akku
Akku, Thermie und Wp-Förderung
Gesamt-Kosten in 20 Jahren €
8.400
8.400
8.400
8.400
58.000
100%
65.700
100%
73.960
83.020
0,12
378
-4.632
7.560
16.380
13.000
7.000
12.300
-9.050
0,11
405
-4.246
8.100
15.400
13.000
7.000
12.300
-9.050
0,08
432
-3.088
8.640
17.500
13.000
7.000
12.300
-9.050
0,06
473
-2.316
9.450
19.600
13.000
7.000
12.300
-9.050
42.558
73,50%
42.504
65%
46.302
63%
49.984
60%
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
GFWW e.V.
Fazit: Normale PV-Systeme sind ab 2013 ein Verlustgeschäft!
Optimierte PV-Systeme sind mit Förderung akzeptabel, nicht aber attraktiv
PVT-Systeme sparen innert 20 J. 35% der norm. Energiekosten
II. Andere zukunftsweisende Solar-Systeme (existent)
II/1) solar cooling and solar air conditioning
Klimageräte bis 4 kW: 2008 69 Millionen Stück solare Version “newbreeze”
Solar aircon / solar cooling: ein riesiger, weitgehend unbearbeiteter Markt
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II/2) Solar water purifying and desalination system
1,2 Milliarden Menschen haben keinen Zugang zu sauberem Trinkwasser
Solare Wasser-Aufbereitung: ein riesiger, weitgehend unbearbeiteter Markt
Player am Markt ??: z.B.Meyer Burger Technology AG :
“watersystemsdivision”…was geht solar als Massenprodukt ?
II/3) Solar mini.gridsystems
Export-Artikel: Solar-hybrides Kleinkraftwerk (PV+Wind+Diesel+Akku´s),
verschiedene standardisierte Leistungsgrößen, betriebsfertig installiert
in Container.
Problematik: keine Optimierung/Standardisierung (Preis !)
Finanzierung + Eigentum/Betrieb vor Ort
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7. Photovoltaik-Meeting 2015
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II/4) solar applications, zum Beispiel
solar coveredparking = altbekannt, jedoch aktuell wg. Elektromobilität
solar drivenlighting = altbekannt, jedoch mit LED ggf. attraktiv (Werbung)
Kombination von PV und Schallschutz………..
…via solar einen Mehrwert schaffen
III. Zukünftige Solar-Systeme (derzeit noch in Entwicklung)
III/1: Speicher-Systeme: „Power to gas“
III/2: Zellen-Technologie: „organic PV“, Perovskite-Technologie, dirtysilicon
III/3: Elektronik-Entwicklungen, z.B. „Ultraverter“
III/4: virtuelle Großkraftwerke u.a. organisatorische Innovationen
Das meist zukunftsweisende System wäre ein Umdenken und die Kooperation zwischen
den verschiedenen Entscheidungsträgern/Aktivisten im Bereich Energietechnik
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Notizen:
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Zur Information:
8. Photovoltaik-Meeting 2016:
Mittwoch, 20.04.2016 an der BTU CS, Campus Senftenberg
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Qualitäts-Photovoltaik
„Made in Germany“
• Mit zertifizierter Qualität in neue Märkte
• Premium-Qualität von Komponenten bis zu Systemlösungen und Service
• Zugriff auf neueste FuE-Ergebnisse durch Kooperationen
mit Hochschulen und Instituten
ZIM-Kooperationsnetzwerk
„Photovoltaik-Industrie – Handwerk – Endkunde“
GFWW e. V., Im Technologiepark 1, 15236 Frankfurt (Oder)
www.solar-belt-quality.com
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Herausgeber (Redaktion):
B. K. Glück, S. Schmidt, E. Stein
Brandenburgische Technische Universität Cottbus – Senftenberg
Fakultät 5 – Ingenieurwissenschaften und Informatik
Großenhainer Str. 57, D-01968 Senftenberg
www.b-tu.de

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