crystal growth consulting

Übersicht über die Vorlesung Solarenergie
Vorlesung Termin
Thema
Nr.
Di. 24.10.06 Wirtschaftliche Aspekte/Energiequelle
1
Sonne
Di. 31.10.06 Halbleiterphysikalische Grundlagen
2
Fr. 03.11.06 Kristalline pn-Solarzellen
3
Di. 07.11.06 Lichttechnik-Tage "Automobile Lichtund Displaytechnik" in Karlsruhe
Fr. 10.11.06 Elektrische Eigenschaften
4
Di. 14.11.06 Optimierung kristalliner Solarzellen
5
Di. 21.11.06 Technologie kristalliner Solarzellen
6
Fr. 24.11.06 Anorganische Dünnschichtsolarzellen
7
Di. 28.11.06 Organische Dünnschichtsolarzellen
8
Di. 05.12.06 Third Generation Photovoltaics
9
Fr. 08.12.06 Photovoltaische Systeme I
10
Di. 12.12.06 Photovoltaische Systeme II
11
Di. 19.12.06 Solarkollektoren
12
Weihnachtsferien
Di. 09.01.07 Passive Sonnenenergienutzung
13
Di. 16.01.07 Solarthermische Kraftwerke
14
Di. 23.01.07 Energiespeicher/Solarchemie
15
Di. 30.01.07 Kostenrechnungen zu Solaranlagen
16
Di. 06.02.07 Energieszenarien
17
Di. 13.02. 07 Exkursion
Dozent
Lemmer/Heering
Lemmer
Heering
Heering
Lemmer
Lemmer
Lemmer
Lemmer
Lemmer
Heering
Heering
Heering
Heering
Lemmer
Heering
Heering
Lemmer
Heering/Lemmer
10.1
Anwendungen photovoltaischer Energieversorgungen
10.2
•Netzfern: Kein Zugang zum
öffentlichen Netz
•Netzfrei: Netz in der Nähe verfügbar, Verwendung aber nicht sinnvoll
•Netzgekoppelt: Solarenergie über
Wechselrichter ins Netz eingespeist
Prinzipieller Aufbau von Photovoltaik-Systemen zur
Versorgung netzfreier und netzferner Verbraucher
10.3
Gleichspannungsversorgung
DC
Wechselspannungsversorgung
AC
Photovoltaik-Systeme zur netzfreien Versorgung eines
Gerätes oder Kleinverbrauchers
10.4
•Solargenerator, Zusammenfassung von Solarzellen zu Solarmodulen mit
gerätespezifischer Ausgangsspannung oder Standardmodulen (aus 36 SiZellen) mit Nennspannungen von 15-17 V zur Ladung von Batterien
•Laderegler zwischen Solarmodul und Akkumulator zur Begrenzung gegen
Überladung durch Überspannungsüberwachung und gegen Tiefentladung
mittels Entladeschutzdiode gegen nächtliche Entladung des Akku über den
Solarmodul sowie Unterspannungsüberwachung inkl. Lastabwurfschaltung
•Energiespeicher speichert die Solarenergie: NiCd-, Ni-MH-, Pb-, Li-IonenAkkus und Doppelschichtkondensatoren
•Spannungsaufbereitung: Wandlung der Akkuspannung in eine passende
DC-Spannung bzw. AC-Spannung mittels DC-DC-Umrichter bzw. DC-ACWechselrichter – Systemspannung bei konventionellen Haushalts- oder
Industriegeräten 230 V~
Photovoltaische Versorgung netzferner Verbraucher
mittlerer und größerer Leistung
10.5
Hybridsystem aus Solargenerator und Motorgenerator und Windkraftanlage
•Bei Verbrauchern größerer Leistung müßte wegen der starken Variation der
Solarstrahlung der Solargenerator relativ groß ausgelegt werden.
•Hybridsystem wie z.B. die Kombination aus Solargenerator und Dieselgenerator
gewährleistet Versorgungssicherheit ähnlich der des öffentlichen Netzes.
Netzgekoppelte Photovoltaik-Anlagen
10.6
Solarenergieeinspeisung
ins Hausnetz und ins
öffentliche Netz bei Vergütung des Solarstroms
einer kleinen dezentralen
Anlage unterhalb des
EVU-Preises
Solarenergieeinspeisung
ins öffentliche Netz,
Strombezug vom EVU
bei Vergütung des
Solarstroms oberhalb
des EVU-Preises –
Solarstrom immer ins
öffentliche Netz!
Solarparks - 1
modules.
10
MW
Germany,
Pocking
Solarpark
Pocking
Picture courtesy:
Martin Bucher
Projektentwicklungen
SA, GC
Shell Solar GmbH
Martin Bucher
Projektentwicklung
en
April 2006
10000
tons CO2
emission
reduction
annualy
K&S Consulting
GmbH & Co.KG
PowerLight Corp.
December 2004
6750 MWh
6200 tons
CO2
emission
reduction
annualy
57912 Shell
Solar
modules
4 x 1600
kVA inverter
units, 4 x
400 kVA
MSSS each
unit.
6,3
MW
Germany,
Mühlhausen
Solarpark
Mühlhausen
Picture courtesy:
K&S Consulting
GmbH
SA, GC part
of 10 MW
Bavaria
Solarpark
15 x 340
MSS, 2 x
300 MSS
Siemens
Sinvert
inverters.
10.7
Solarparks - 2
5,27
MW
Germany,
Miegersbach
Picture courtesy:
Phönix
Sonnenstrom AG
Freiland
SonnenStromAnlage
Miegersbach
SA, GC
Part 1: 5824 PW
1650 175W
modules, 5.792
PW 1650 165W
modules
(Photowatt)
Part 2: 20412
Phönix PHX-160
162W modules
Phönix
SonnenStro
m AG
Part 1
June 2005
Part 2:
December
2005
1877/3135
MWh
3150/5500
tons CO2
emission
reduction
annualy
part 1/part
2
Part 1: 2x SMA
Sunny Central SC
1000MV
Part 2: 3x SMA
Sunny Central SC
1000MV7.
5,21
MW
Japan,
Kameyama
Sharp plant,
Kameyama
BIPV, DIST,
TRANS
2006
3400 tons
CO2
emission
reduction
annualy
10.8
Vergleich verschiedener Solarzellen - 1
Material
Monocrystalline Si
solar cells
Polycrystalline Si
solar cells
Polycrystalline
transparent Si solar
cells
EFG
Thickness
0,3 mm
0,3 mm
0,3 mm
0,28 mm
Efficiency
%
Colour
10.9
Disadvantages
Advantages and
perspectives
15 - 18 %
Dark blue,
black with AR
coating, grey
without AR
coating
Lengthy production
procedure, wafer
sawing necessary
Best researched solar
cell material in a next
few years it will
dominate world market,
especially there, where
high power/area ratio is
required
13 - 15 %
Blue with AR
coating, silvergrey without
AR coating
In comparison with
thin-film
technologies
lengthier production
procedure, wafer
sawing necessary
The most important
production procedure at
least for the next ten
years
10 %
Blue with AR
coating, silvergrey without
AR coating
Lower efficency,
special procedures to
achieve optical
transarency required
Attractive solar cells for
different BIPV
applications. Possible
also production of
double sided cells
Limited use of this
production procedure
Very fast crystal growth,
no wafer sawing
neccesary, significant
decrease in production
costs possible in the
future
14 %
Blue, with AR
coating
Vergleich verschiedener Solarzellen - 2
Polycrystalline
ribbon Si solar
cells
0,3 mm
Apex
(polycrystaline Si)
solar cells
0,03 to 0,1 mm +
ceramic substrate
Monocrystaline
dendritic web Si
solar cells
0,13 mm incl
contacts
Amorphous silicon
0,0001 mm + 1 to
3 mm substrate
10.10
Limited use of
this production
procedure
No wafer sawing
neccesary,
significant decrease
in production costs
possible in the
future
9,5 %
Blue, with
AR coating,
silver-grey
without AR
coating
Production
procedure used
only by one
producer
No wafer sawing,
production in form of
band possible.
Promising material.
Significant decrease in
production costs
possible in the future
13 %
Blue, with
AR coating
Limited use of
this production
procedure
No wafer sawing,
production in form
of band possible.
Lower efficiency,
shorter life span.
No sawing necessary,
possible production in
the form of band. The
most promising
material in the future if
long-term stability
increases
12 %
Blue, with
AR coating,
silver-grey
without AR
coating
5-8%
Red-blue,
Black
Vergleich verschiedener Solarzellen - 3
Dark
green
Black
Poisonous raw
materials
Significant decrease
in production costs
possible in the
future
7,5 - 9,5
%
(module)
Black
Limited
Indium supply
in nature
Significant decrease
in production costs
possible in the
future
18 %
Dark blue,
black
Limited use of
this production
procedure
Higher efficiency,
better temperature
coefficient and
lower thickness.
Cadmium Telluride
(CdTe)
0,008 mm + 3 mm
glass substrate
6-9%
(module)
Copper-IndiumDiselenide (CIS)
0,003 mm + 3 mm
glass substrate
Hybrid silicon
(HIT) solar cell
0,02 mm
10.11
Industrie- und Laborwirkungsgrade diverser PV
Technologien
Industrie:
Quelle: Photon 02/2006
Labor – beste Werte
Quelle: Progress in Photovoltaics 14/2006
10.12
10.13
Leistungskurve einer Solarzelle
UMPP=0,75...0,9 UOC
IMPP=0,85...0,95 ISC
Widerstand zum
Einstellen des
Maximum Power
Point (MPP):
SC
U MPP U OC
R=
≈
I MPP
ISC
OC
Spezifikation der Nennleistung Wp (Watt peak) eines Solarmoduls bei StandardTestbedingungen: T=25°C, AM=1,5, E=1000 W/m2
Kenndaten einer polykristallinen Si-Solarzelle
10.14
Strom-Spannungskennlinie einer 10 x 10 cm2
großen polykristallinen Si-Solarzelle
Elektrische Kennlinien einer EFG-Solarzelle
Quelle: RWE SCHOTT Solar
10.15
Temperaturabhängigkeit der Solarzellenkennlinie
U OC = m
I
kT
ln(1 + SC )
e
IS,m
IS,m ∝ exp(−
Eg
m ⋅ kT
)
10.16
Leerlaufspannung UOC über den Sperrsättigungsstrom
IS,m stark abhängig von der Temperatur, weniger der
Kurzschlussstrom ISC ⇒
MPP-Leistung fällt mit steigender Temperatur!
Reihenschaltung von Solarzellen
10.17
Addition der zu einem Stromwert gehörenden Spannungswerte
Standardmodul zur Aufladung von 12V-Batteriesystemen
•besteht aus 36 Zellen
•besitzt eine MPP-Spannung von ca. 17 V
•Liefert eine Nennleistung von ca. 45 – 60 W
Konstruktion einer Modulkennlinie mit 36 Zellen
10.18
I = I1 = I 2 = ...... = I n
n
U = ∑ Ui
i =1
Bei gleichen Zellen:
I ≈ ISC − c1 ⋅ exp(c 2 ⋅ U)
c1 = ISC ⋅ exp(−c 2 ⋅ U OC )
ln(1 − I MPP / ISC )
c2 =
U MPP − U OC
Parallelschaltung von Solarzellen
10.19
Addition von Strömen eines Spannungswerts
Zusammenschalten von Solarzellen
10.20
Über die Anzahl in Serie geschalteter Zellen wird die Leerlaufspannung des Moduls
bestimmt,
durch die Anzahl parallel geschalteter Zellstränge der Kurzschlussstrom des Moduls.
Solarzelle - Solarmodul - Solargenerator
Solarzelle
Solarzelle
Fläche:
100
Fläche:
100cm²
cm²
Spannung:
Spannung: 0,5
0,5Volt
Volt
Strom:
3,0
Strom:
3,0Ampere
Ampere
Leistung:
Leistung:
1,5
1,5Watt
Watt
0,01 m²
Typische Werte für
Standardtestbedingungen:
Solarmodul
Solarmodul
Solargenerator
Solargenerator
•Einstrahlung
36
36Solarzellen
Solarzellen
Spannung:
Spannung: 18
18Volt
Volt(36
(36* *0,5
0,5V)V)
18
18Solarmodule
Solarmodule
Spannung:
Spannung: 108
108Volt
Volt(6(6* *18
18V)V)
Strom:
Strom:
Leistung:
Leistung:
Strom:
Strom:
Leistung:
Leistung:
G = 1000 W/m²
•Zellentemperatur T= 25°C
•Air Mass
AM = 1,5
33Ampere
Ampere
54
54Watt
Watt(36
(36* *1,5
1,5W)
W)
0,36 m²
99Ampere
Ampere(3(3* *33A)A)
972
972Watt
Watt(18
(18* *54
54W)
W)
6,48 m²
10.21
Konfektionierung eines Solarmoduls
Modul besteht aus
•elektrisch verbundenen Solarzellen
•Frontscheibe und Rückseitenabdeckung – muss hohen Windlasten und
Hagelkörnern widerstehen
•Einbettungsmaterial und Randversieglung – keine Feuchtigkeit darf im
Temperaturbereich von –40 °C bis +80 °C über mindestens 20 Jahre zu den
Zellen vordringen
•Rahmen aus Kunststoff oder Metall
•elektrischen Anschlusskabeln
10.22
Kennlinienfeld eines Solarmoduls
10.23
Technische Daten ausgewählter Solarmodule
10.24
Teilabschattung eines Solarmoduls bei Serienschaltung
10.25
Kennlinie einer einzelnen Zelle und
Kennlinie von 19 in Serie geschalteten Zellen
Kennlinie a) von 19 in Serie betriebenen, homogen bestrahlten Zellen
und an der Ordinate gespiegelte
Kennlinie b) einer dazu in Reihe
geschalteten Einzelzelle, die unterschiedlich stark abgeschattet wird
Arbeitspunkt bei Kurzschluss des
Moduls (worst case): Schneide an der
Ordinate gespiegelte Kennlinien der
Einzelzelle – Verbraucher mit demselben Strom, aber umgekehrter Spannung (Sperrbetrieb) – mit Kennlinie a)
der übrigen Zellen (Restmodul)
Hot Spots
10.26
•Abschattung einer Zelle ist gleichbedeutend mit einer Abschattung aller in Serie
geschalteter Zellen – drastische Leistungseinbuße
•Die abgeschattete Zelle wird hoch belastet – besonders bei Kurzschluss des
Moduls
•Höchste Verlustleistung in der abgeschatteten Zelle bei Verlauf von deren
Kennlinie durch den MPP der übrigen Zellen –
etwa 20 W bei insgesamt 20 Zellen für eine 10 – 20% Abschattung einer
Einzelzelle (10 x 10 cm2 polykristallines Silizium)
•Bei sehr vielen in Reihe geschalteten Zellen durch Teilabschattung einer Zelle
u.U. Zerstörung der Solarzelle oder ihrer Einbettung
•Möglichst keine Verschaltung von Modulen unterschiedlicher Technologie
(Mismatch), da der schlechteste Modul die Qualität der Anordnung bestimmt
10.27
Verhinderung lokaler Überhitzungen bei Serienschaltung
Bypass-Dioden in Flussrichtung zum Solarstrom wirken abschattungstoleranter.
Bei großflächigen Solarzellen, die eine höhere Verlustleistung ertragen, genügen
wenige Bypass-Dioden – beim Standardmodul mit 36 Zellen 2 Stück.
Bei Teilabschattung mit Bypass-Diode geringere Reduktion von Spannung und
Leistung an der Last.
Kennlinien mit Bypass-Dioden
ohne Bypass-Dioden
10.28
mit je einer Bypass-Diode pro Modul
Kennlinie von 3 in Serie geschalteten 20-zelligen Modulen:
a) keine Abschattung
b) eine Zelle abgeschattet
c) eine Zelle teilabgeschattet und eine weitere Zelle in einem anderen Modul voll
abgeschattet
Teilabschattung eines Solarmoduls bei
Parallelschaltung
10.29
b) Abschattung eines Moduls (Verbraucher)
von 2 parallel geschalteten Modulen:
einzelnes nicht abgeschattetes Modul
(Erzeuger)
Rückstrom durch den abgeschatteten Modul
(Verbraucher) maximal bei Leerlauf
Spannungen gleich, Ströme entgegengesetzt –
Spiegelung der Kennlinie des abgeschatteten
Moduls an der Abzisse zur Bestimmung des
Arbeitspunkts
Maximal der halbe Kurzschlussstrom in das
abgeschattete Modul bei vollständiger
Abschattung eines Moduls – unproblematisch,
da Durchlassstrom
c): Bei der Parallelschaltung von immer mehr nicht abgeschatteten Modulen (Erzeugern)
wird die Strom-Spannungskennlinie im abfallenden Teil immer steiler - Spannungsquelle
Strangdioden
Entkopplung parallel geschalteter Module durch Strangdioden –
keine verlustbehafteten Rückströme
10.30