Laufende Projekte

Im Rahmen des Forschungsprojektes soll ein Kollektor mit geringen Gestehungskosten entwickelt werden, der vorrangig aus Glas besteht (siehe Abbildung unten). Aufgrund des vereinfachten Aufbaus sind kostenintensive Fertigungsschritte, wie z.B. das Absorber-Schweißen nicht notwendig und ermöglichen einen automatisierten Produktionsprozess. Die Produktionskosten können somit um ca. 20% gegenüber herkömmlichen Standard-Flachkollektoren gesenkt werden. Ein weiterer Vorteil ist die angestrebte Bauhöhe von weniger als 50 mm, die eine vereinfachte Montage und Anbindung ermöglicht, so dass weitere Einsatzbereiche (v.a. im Fassadenbau) erschlossen werden können.

Durch thermische Modellierung des Kollektors, Strömungssimulationen, begleitende messtechnische Untersuchungen und grundlegende wissenschaftliche Untersuchungen sollen die definierten Ziele bezüglich Leistungsfähigkeit, Herstellungskosten und Stabilität vertiefend untersucht werden. Um den Kollektor erfolgreich auf dem Solarthermiemarkt etablieren zu können, müssen die Anforderungen aus der Praxis bzgl. Handhabung, Montage und Zuverlässigkeit berücksichtigt und erfüllt werden.

(Bearbeitung: Michael Dölz, Martin Rhein, Pascal Leibbrandt, Thomas Schabbach)

Gefördert durch: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, Projektträger Jülich

Die Energiewende in Deutschland führt aufgrund der steigenden Anteile volatiler Einspeisung zu einem steigenden Bedarf an Stromspeichern und Regelenergiekraftwerken. Bei der mittelfristig notwendigen Langzeitspeicherung von Strom ist in Deutschland die elektrolytische Produktion von Wasserstoff aus Wasser (Power-to-Gas) und die anschließende Rückverstromung eine der vielversprechendsten Optionen.

Diese Rückumwandlung von Wasserstoff kann prinzipiell mit Brennstoffzellen, Gasturbinen oder Verbrennungsmotoren geschehen, wobei ein aktueller Kostenvergleich zeigt, dass Verbrennungsmotoren im mittleren Leistungsbereich derzeit eine kostengünstige und technologisch etablierte Möglichkeit der Rückverstromung darstellen. Da Brennstoffzellen zur Rückwandlung von Wasserstoff in elektrische Energie noch Entwicklungspotential in Bezug auf Lebensdauer, Kosten und Zuverlässigkeit aufweisen, bietet es sich an, die bereits fortgeschrit-tene Technologie im Bereich der Verbrennungsmotoren für eine stationäre Anwendung in Blockheizkraftwerken zu nutzen.

Bisher konzentrierte sich die Forschung und Anwendung mehrheitlich auf Wasserstoff-Ver­brennungsmotoren, die mit Umgebungsluft betrieben werden. Da atmosphärische Luft Stickstoff enthält, emittieren solche Motoren vor allem in wirkungsgradgünstigen Betriebspunkten toxische und umweltschädliche Stickoxide. Ein entworfener kombinierter Verbrennungs- und Dampfprozess für einen stationären Verbrennungsmotor ermöglicht die Rück­verstromung ohne diese sonst bei Wasserstoffmotoren üblicherweise auftretenden Stickoxide. Der Prozess basiert auf der Verbrennung von Wasserstoff mit reinem Sauerstoff, welcher bei der Elektrolyse anfällt, und ermöglicht Wirkungsgrade und Leistungsdichten oberhalb derer üblicher Wasserstoffmotoren mit Direkteinspritzung. Bei der stöchiometrischen Verbrennung entsteht lediglich Wasserdampf, der als Inertgas zur Steuerung der Verbrennungstemperatur und damit zur Einhaltung der Materialgrenzwerte und Vermeidung von klopfender Verbrennung eingesetzt werden kann.  Eine thermodynamische Modellierung des Prozesses als Vergleichsprozess liefert bei semiempirischer Berücksichtigung von Wandwärme- und Reibungsverlusten einen maximalen effektiven Wirkungsgrad zwischen 50 und 60 Prozent im Vergleich zu maximal 45 Prozent in ausgeführten Wasserstoffmotoren.

Neben thermodynamischen Modellen kommen bei der Untersuchung in dem Promotionsprojekt auch numerische Methoden in Form von 3-D-CFD-Simulationen zum Einsatz, um die Einflüsse von Geometrie, Steuerzeiten, Gemischbildungsstrategie und Zündzeitpunkt zu untersuchen und zu optimieren. Die CFD-Berechnungen sollen die Entwicklung von der Konzept- in die Konstruktionsphase überführen und durch Ableitung von Konstruktionsdaten und Prozessparametern den Aufbau eines Prototypenprüfstands vorbereiten.

(Bearbeitung: Johannes Haller)

Photovoltaikmodule sind während ihrer Lebensdauer von 20 Jahren ununterbrochen der freien Witterung ausgesetzt. Neben der UV-Strahlung führen Temperaturwechsel, Feuchtigkeit und Wind, Schnee und Extremwetterlagen zu einer starken Beanspruchung der einzelnen Komponenten in einem Photovoltaikmodul. Speziell im Bezug auf die Modulalterung bietet das in.RET Alterungs- und Belastungstests an, um die Eignung für den Langzeitbetrieb vor der Produkteinführung zu überprüfen. Des Weiteren können Tests zur Analyse von Schäden die während des Betriebs auftreten durchgeführt werden. Standardtests gemäß der Bauarteignung und Bauartzertifizierung von Photovoltaikmodulen nach IEC 61215, IEC 61646 und IEC 61730 können ebenso durchgeführt werden speziell an die Kundenbedürfnisse angepasst Analysen von Belastungsszenarios und Schadensbildern.

Versuchsaufbauten können schnell und unkompliziert in den Laboren der in.RET realisiert werden. Im Folgenden finden sie eine kleine Auswahl der Untersuchungsmöglichkeiten:

Klimakammertests: In der Klimakammer (Temperaturbereich: -60 °C...+100 °C; rH: 0%...95%, UV-Bestrahlung: bis zu 250W/m²) können Module unter reproduzierbaren Bedingungen beschleunigten Alterungstests unterzogen werden. Hier sind auch individuelle Testvariationen möglich, wie zum Beispiel die durchführung von Bias-Damp-Heat Tests zur Untersuchung von potentialinduzierter Degradation (PID) an kristallinen Photovoltaikmodulen oder TCO-Korrosion von Dünnschichtphotovoltaikmodulen. Durch Anlegen einer Spannung von bis zu 2000V zwischen Frontglas und den kurzgeschlossenen Verbindungsleitungen des Moduls wird ein negatives Potential aufgebaut. Im Zusammenspiel mit Temperaturen von 85 °C und einer hohen relativen Luftfeuchtigkeit wird eine beschleunigte Diffusion von Na⁺-Ionen aus dem Frontglas in Richtung der Solarzellen hervorgerufen.

Sonnensimulator: Zur Verbesserung der Qualität von Forschung und Lehre wurde 2011 ein Dauerlicht-Sonnensimulator am in.RET beschafft und in Betrieb genommen. Mit Hilfe des Sonnensimulators können PV-Module mit einer konstanten Bestrahlung von 200 bis 1200 W/m² und einer einstellbaren Temperatur getestet werden. Das Spektrum der künstlichen Sonnenstrahlung entspricht dem Standardspektrum AM1,5, wobei der Sonnensimulator die Klassen BBA erfüllt. Der Sonnensimulator wird zur Durchführung von Hot-Spot-Tests und zur Untersuchung von Alterungseffekten eingesetzt.

Die Ermittlung der Nennleistung unter Standardtestbedingungen erfolgt mit Hilfe eines Klasse AAA Flashers. Die damit gemessene Strom-Spannungs-Kennlinie unter STC-Bedingungen dient der Ermittlung von Minderleistungen und ermöglicht die Ermittlung einzelner Modellparameter zur Analyse von Alterungsmechanismen.

Hot-Spot-Tests: Während der langen Nutzungsdauer von 20 Jahren werden PV-Module aufgrund von Pflanzen, Gebäuden oder der Photovoltaikanlage selbst immer wieder vollständig oder partiell beschattet. Wird eine Zelle abgeschattet, so wird diese im Sperrbereich betrieben und es kann bei Überschreiten der Durchbruchspannung zur Zerstörung der Zelle kommen. Ferner können aufgrund der Abschattung lokale Temperaturerhöhungen, sogenannte Hot-Spots, auftreten. Durch Hot-Spots besteht die Gefahr der Delamination und der thermischen Überlastung der Zelle. Um der Zerstörung der Zelle entgegenzuwirken, müssen von Herstellern entsprechende Schutzmaßnahmen ergriffen werden.

Während der Tests im Sonnensimulator wird die Temperaturverteilung aufgenommen und analysiert. Daraus können fehlerhafte Kontaktstellen, fehlerhafte Zellen und Hot-Spots aufgespürt werden. Weiterhin wurden zur Bewertung der Modulleistung die Strom-Spannungs-Kennlinien sowohl vor als auch nach den Hot-Spot-Tests ermittelt. Desweiteren dienen die Tests der Überprüfung und Anpassung  von Schutzmaßnahmen gegen diesen Effekt.

Rückstromtests: Rückströme können bei der Parallelschaltung von mehreren in Reihe geschalteten PV-Modulen auftreten. In diesem Fall fließt der Strom in Durchlassrichtung und das PV-Modul arbeitet als elektrischer Verbraucher. Dadurch können je nach Stromstärke hohe thermische Belastungen auftreten, die zu Delamination und zur Zerstörung der Zellen führen können. Weiterhin kann aufgrund von mechanischen Spannungen, hervorgerufen durch Temperaturunterschiede im PV-Modul, das Glas brechen. Die auftretenden hohen Temperaturen und ggf. durch Glas- und Zellbrüche entstehenden Lichtbögen können zu Bränden führen. Daher ist das vornehmliche Ziel dieser Tests der Schutz von Mensch und Umwelt.

Um einen möglichst wirtschaftlichen Betrieb von PV-Anlagen zu gewährleisten, wird in Folge der Tests eine maximale Rückstrombelastbarkeit ermittelt, anhand deren eine maximale Strangsicherungszahl bestimmt werden kann. Das auftretende Temperaturprofil wird während der Testdauer mit einer Infrarotkamera aufgezeichnet und analysiert. Anhand der Aufnahmen können Rückschlüsse sowohl auf Fehler in der Kontaktierung der einzelnen Zellen als auch auf Fehler in den Zellen selbst geschlossen werden.

Elektrolumineszenz: Durch die Absorption von Photonen wandeln Solarzellen Strahlungsenergie in elektrische Energie. Wird eine elektrische Spannung größer der Leerlaufspannung an eine Solarzelle oder ein Photovoltaikmodul angelegt, kehrt sich der Prozess der Absorption um. Im nahen Infrarotbereich emittieren die Solarzellen Photonen im nichtsichtbaren Bereich. Mit Hilfe spezieller Kameras können diese Emissionen aufgenommen werden. Anhand der Intensität der ausgesendeten Photonen können effiziente von ineffizienten Bereichen der Solarzelle lokalisiert sowie Mikrorisse und Zellbrüche erkannt werden. Elektrolumineszenzbilder sind insbesondere im Bereich beschleunigter Alterungstests zur Feststellung beginnender, optisch nicht wahrnehmbarer Degradationserscheinungen von großer Bedeutung. Dem Institut steht ein Messplatz zur Untersuchungen von Solarzellen und Photovoltaikmodulen zur Verfügung.

(Bearbeitung: Sebastian Voswinckel)

siehe auch: Dienstleistungen > Photovoltaikanlagen