Praktikumsanleitung Gruppe Nr.: Praktikumsdatum: Abgabedatum: Name Vorname Semester Matrikel-Nr. Unterschrift Vortestat Haupttestat Inhaltsverzeichnis 1 Aufgabenstellung... 2 2 Allgemeine Grundlagen... 2 2.1 Geschichte der Photovoltaik...2 2.2 Halbleiter...2 2.2.1 Dotierung von Halbleitern...4 2.2.2 P-N-Übergang...5 2.3 Die Solarzelle...6 2.3.1 Verluste und theoretischer Wirkungsgrad...7 2.3.2 Solarzelle und ihre Kennlinien...8 2.3.3 Einflussfaktoren...10 2.4 Solarmodule...11 2.5 Einfallswinkel und Einfluss der Erdatmosphäre...12 2.6 Standardisierte Testbedingungen...13 3 Solarkollektorprüfstand... 13 3.1 Aufbau und Funktion des Solarkollektorprüfstandes...13 3.2 Bedienung des Solarkollektorprüfstandes...15 3.2.1 Änderung der Vorwahltemperatur am Kryomat...16 3.2.2 Einstellung eines Verbraucherwiderstandes...17 3.2.3 Intensitätsmessung...17 3.3 PV-Modul WÜRTH SOLERGY WE 150...19 4 Versuchsdurchführung... 19 4.1 Erste Messreihe...19 4.2 Zweite Messreihe...21 4.3 Dritte Messreihe...22 5 Auswertung... 24 5.1 Ermittlung der Kenndaten des PV-Moduls...24 5.2 Temperaturverhalten des PV-Moduls...27 5.3 Diskussion und Beurteilung der Versuchsergebnisse...29 GR / V2.0 / 06/2008 1
1 Aufgabenstellung Die Ziele des Praktikumsversuchs sind die Leistungsmessung und Wirkungsgradbestimmung des PV-Moduls in Abhängigkeit von der Modul-Temperatur. Am Solarmodul werden verschiedene Betriebspunkte eingestellt, anschließend Stromstärke und Spannung gemessen. 2 Allgemeine Grundlagen Es ist allgemein bekannt, dass erst die Sonne das Leben auf der Erde ermöglicht. Das Sonnenlicht spielt z.b. bei der Photosynthese als Energielieferant eine sehr große Rolle. Erst durch die Photosynthese ist das Existieren der pflanzlichen Welt möglich, auch der für die Tiere und Menschen notwendige Sauerstoff wird dabei produziert. Auch durch die Tatsache, dass die Sonne eine fast unendliche Energiequelle ist und das Angebot der fossilen Energielieferanten, welches rapide abnimmt, um ein Vielfaches übertrifft, wird die Nutzung der Sonnenenergie schon in naher Zukunft weltweit eine bedeutende Rolle spielen. Im bekanntesten Fall wird die Sonnenstrahlung in Wärme umgewandelt und z.b. für Heizzwecke oder zur Stromerzeugung genutzt. Die Solarstrahlung kann jedoch direkt in Elektrizität umgewandelt werden, indem man Halbleiterelemente verwendet: die Solarzellen. 2.1 Geschichte der Photovoltaik Der photovoltaische Effekt wurde erstmals von Alexandre Edmond Becquerel im Jahre 1839 beobachtet. Nachdem der "äußere Photoeffekt" mit Hilfe der "Quantentheorie des Lichts" von Albert Einstein im Jahr 1905 erklärt wurde und im Jahr 1949 die Physik des p-n-übergangs bei Dioden und Transistoren aufgedeckt wurde, kam man der Entwicklung von Solarzellen auf Halbleiterbasis näher. 1954 hat man in den Bell-Laboratorien in den USA die erste Solarzelle auf der Basis von kristallinem Silizium mit einem Wirkungsgrad von 6 % entwickelt. Die Energieversorgung von Satelliten ergab sich als erste attraktive Anwendung für die Solarzellen, dort hat sich die Photovoltaik vollständig durchgesetzt. Auch heute noch wird verstärkt geforscht und die Preise für Solarmodule sinken ständig. Der Preis von Solarstrom ist allerdings immer noch höher als der von konventionellen Energiequellen 2.2 Halbleiter Für die direkte Umsetzung von Licht in elektrische Energie ist in allen Fällen ein Halbleitermaterial erforderlich. Unter einem Halbleiter ist ein Festkörper gemeint, dessen spezifische Leitfähigkeit auf beweglichen Elektronen beruht. Als erstes Ordnungsprinzip dient dabei die Höhe der spezifischen Leitfähigkeit. Man spricht von einem: - Leiter, bei einer Leitfähigkeit von 10 4 [1/Ωcm] < σ - Halbleiter, bei einer Leitfähigkeit 10-8 [1/Ωcm] < σ < 10 4 GR / V2.0 / 06/2008 2
- Nichtleiter (Isolator), bei einer Leitfähigkeit σ < 10-8 [1/Ωcm] Diese einfache Abgrenzung ist keineswegs ein ausreichendes Kriterium für eine Definition. Es sind noch andere Eigenschaften, wie z.b. das Temperaturverhalten der spezifischen Leitfähigkeit, die den Ausschlag zur Einordnung geben. Gerade hier verhalten sich z.b. Metalle und Halbleiter entgegengesetzt zueinander. Während bei Metallen mit zunehmender Temperatur die Leitfähigkeit abnimmt, steigt sie bei einem Halbleiter stark an. Wenn ein Festkörper elektrische Leitfähigkeit aufweisen soll, braucht er frei bewegliche Elektronen. Da die inneren Schalen bei Atomen bzw. die Energiebänder der Festkörper mit niedrigen Energiezuständen völlig mit Elektronen besetzt sind, sind die dort befindliche Elektronen nicht frei beweglich, d.h. sie ergeben keine elektrische Leitfähigkeit. Das energetisch höchste vollständig gefüllte Band wird als Valenzband bezeichnet, die dort liegenden Elektronen nennt man Valenzelektronen. Das nächst höhere Band (es kann ganz leer oder teilweise gefüllt sein) nennt man Leitungsband. Die Energielücke, die sich dabei zwischen dem Valenzband und dem Leitungsband befindet, wird als Bandabstand E g bezeichnet und entspricht der aufzubringenden Mindestenergie, um ein Elektron aus dem Valenzband in das Leitungsband zu befördern. Diese energetische Breite des Bandabstandes und die Elektronenbesetzung der Bänder entscheiden nun darüber, ob ein Festkörper ein elektrischer Leiter (Metall), ein Nichtleiter (Isolator) oder ein Halbleiter ist. Übliche Werte für die Energie dieser Bandlücke liegen bei Halbleitern im Bereich von wenigen Zehntel ev bis ca. 1,6 ev, während bei Isolatoren diese Energien wesentlich höher sind (> 5 ev). Durch thermische Anregung von Halbleitern können Elektronen relativ leicht, aufgrund des geringen Bandabstandes E g, vom Valenzband ins Leitungsband gebracht werden. Wenn ein Elektron vom Valenz- ins Leitungsband befördert wird, hinterlässt es eine Leerstelle im Valenzband, die als Loch oder Defektelektron bezeichnet wird. Ein Elektron in der Nähe dieses Lochs kann es jetzt auffüllen, hinterlässt dabei jedoch ein neues Loch an seiner ursprünglicher Stelle. Dieser Prozess kann sich beliebig oft wiederholen und wird als Eigenleitung des Halbleiters bezeichnet. Dies kann jedoch auch durch Strahlung verursacht werden. Die Energiezufuhr mittels Licht wird als Photoeffekt definiert. Da Licht sowohl Wellen- als auch Teilchencharakter zeigt und aus Photonen besteht, kann die Energie, die vom Photon an das Elektron beim Zusammenstoss übertragen wird, ausgerechnet werden. Sie wird wie folgt definiert: h c E = h f = (2-1) λ dabei ist - E Energie des Photons [J] - c Lichtgeschwindigkeit [m/s] - f Frequenz des Photons [Hz] - λ Wellenlänge des Photons [m] - h Planck sche Konstante [Js] Bei der Energieübergabe vom Photon an das Elektron wird zwischen dem äußeren und inneren Photoeffekt unterschieden. GR / V2.0 / 06/2008 3
Beim äußeren photoelektrischen Effekt bewirkt die Strahlung einen Elektronenaustritt aus dem Festkörper. Dieser Effekt spielt für die Energieerzeugung aus Sonnenstrahlung keine Bedeutung. Die Ursache dafür liegt darin, dass die aus dem bestrahlten Werkstoff austretenden Elektronen technisch nicht zur Stromerzeugung genutzt werden können. Im Gegensatz zum äußeren photoelektrischen Effekt werden bei dem inneren photoelektrischen Effekt durch die Photonenenergie der eindringenden Strahlung freie elektrische Ladungsträger gebildet, die die Leitfähigkeit des betreffenden Halbleiters erhöhen. Das heißt, die Elektronen werden vom Valenzband ins Leitungsband befördert und an ihrer Stelle entstehen die positiv geladenen Ladungsträger. Damit aber durch Strahlung Ladungsträger entstehen, muss die Energie E der betreffenden Photonen größer als der Bandabstand E g, d.h. größer als diejenige Energie sein, die erforderlich ist, um die Elektronen des betreffenden Werkstoffes aus dem Valenzband in das Leitungsband anzuheben. 2.2.1 Dotierung von Halbleitern Hochreines Silizium stellt an sich einen Isolator dar und ist deshalb für die Herstellung von Halbleiterbauelementen generell ungeeignet. Erst nach der gezielten Verunreinigung durch die Beimischung von Fremdatomen kann das betreffende Material die erforderlichen elektrischen Eigenschaften erhalten. Diesen Prozess nennt man Dotierung. Die Dotierung kann allerdings nur mit bestimmten, speziell mit drei- oder fünfwertigen Elementen erfolgen. Dadurch nimmt die Leitfähigkeit des Werkstoffes um den Faktor 10 2 bis 10 6 zu. Silizium verfügt über vier Valenzelektronen. Die äußere Elektronenschale jedes Si-Atoms ist mit je einem Elektron der vier Nachbaratome verbunden, so dass diese Elektronenschale am Ende aus acht Elektronen besteht. Das entspricht einem äußerst stabilen Zustand des Si- Moleküls. Verunreinigt man den reinen Siliziumkristall mit einem fünfwertigen chemischen Element, z.b. Antimon (Sb), so wird anstelle eines Si-Atoms das Sb-Atom in das Kristallgitter eingebaut. Dazu sind jedoch nur vier Valenzelektronen erforderlich. Das fünfte Valenzelektron des Antimons wird also nicht zur Verknüpfung des Atoms mit dem benachbarten Si-Atom gebraucht, sondern kreist allein um das Sb-Atom. Es genügt eine geringe Energiezufuhr, um dieses Elektron dem Sb-Atom zu entreißen. Damit aber steht ein negativer Ladungsträger zur Verfügung, der sich frei im Kristallgitter bewegt. Reines Silizium wird also durch eine solche Dotierung zu n-leitendem Silizium. Das Antimon-Atom, das die n-leitung erzeugt, wird als Donator" bezeichnet. Die Stelle, an der das fremde Atom in das Kristallgitter eingebaut wird, nennt man Störstelle". Da diese Störstelle die Leitfähigkeit des Materials erhöht, spricht man von einer Störstellenleitung. Geschieht die Dotierung statt mit Antimon mit Indium (drei Valenzelektronen), so tritt ebenfalls eine Verunreinigung des Siliziums ein, die seine elektrischen Eigenschaften beeinflusst. Da aber Indium nur dreiwertig ist, kann es nur zu drei benachbarten Atomen in Verbindung treten. Eine vierte Bindung kann nicht zustande kommen, weil ein viertes Elektron fehlt. An dieser Stelle entsteht naturgemäß ein Loch, welches von einem Valenzelektron eines benachbarten Atoms gefüllt werden kann. Dadurch entsteht jedoch an anderer Stelle ein neues Loch. GR / V2.0 / 06/2008 4
Es ergibt sich also eine Löcher-Kette", welche die Leitfähigkeit des Materials erhöht. Aus reinem Silizium entsteht auf diesem Weg eine p-leitung. 2.2.2 p-n-übergang p-leitung und n-leitung wirken, getrennt betrachtet, wie ein ohmscher Widerstand. Die Situation ändert sich sobald eine Zone mit p-leitendem Halbleitermaterial an eine Zone mit n- leitendem Halbleitermaterial grenzt. Die Grenzschicht zwischen diesen beiden Zonen ist dabei von besonderer Bedeutung. Die leichtbeweglichen Ladungsträger der beiden Zonen, d.h. die Löcher der p- und die Elektronen der n-zone, können an dieser Grenzschicht in die jeweilige Nachbarzone diffundieren. Infolge ihrer Eigenbewegung können auf diese Weise Elektronen in die p-schicht eindringen und in die dort vorhandenen Löcher schlüpfen. Dadurch wird die Grenzschicht immer ärmer an beweglichen Ladungsträgern. Sind alle beweglichen Ladungsträger verschwunden, so wirken in der Grenzschicht nunmehr die Ladungen der Störstellen- Ionen. In der p-schicht befinden sich an der Grenze jetzt negative, in der n-schicht positive Ionen. Beide Arten von Ionen sind zwar nicht leicht beweglich, sie verhindern, jedoch, dass Elektronen aus der n-schicht in die p-schicht und Löcher aus der p-schicht in die n-schicht überwechseln. Es stellt sich ein Gleichgewichtszustand ein. Die Grenzschicht wird somit zu einer Sperrschicht (Abb. 2.1), da sie mangels beweglicher Ladungsträger nicht mehr elektrisch leitfähig ist. Gleichzeitig entsteht aber eine Potentialschwelle, die eine weitere Diffusion verhindert. Die Situation ändert sich jedoch grundlegend, sobald ein solcher p-n-übergang von außen bestrahlt wird. Dabei tritt der Photoelektrische Effekt ein, der eine Spannung hervorruft. Durch diese Photospannung nimmt das betreffende Halbleiterbauelement die Gestalt einer Solarzelle an. Die Sperrschicht wird so angeordnet, dass die Strahlung weitgehend ohne Verluste eindringen kann. Dabei entstehen in der Sperrschicht unter der Einwirkung der Photonen freie Ladungsträgerpaare, d.h. Paare aus Elektronen und Löchern. Die Elektronen wandern anschließend zur n-schicht, die Löcher zur p-schicht. Durch die Einwirkung der Strahlung entsteht die Photospannung, die einen entsprechenden Photostrom. verursacht, wodurch elektrische Energie aus Licht bzw. aus Sonnenstrahlung Abb. 2.1: Sperrschicht eines p-n-übergangs entsteht. GR / V2.0 / 06/2008 5
2.3 Die Solarzelle Unter Photovoltaik versteht man den physikalischen Vorgang, bei dem aus Licht bzw. Sonnenstrahlung direkt elektrische Energie gewonnen wird. Als technisches Mittel dient dazu eine Solarzelle, die ein Halbleiterelement darstellt. Dieses Element kann im Prinzip aus unterschiedlichen Halbleitermaterialien bestehen. Die derzeit auf dem Markt sich befindlichen Solarzellen werden in der Regel aus Silizium hergestellt. Den schematischen Aufbau einer Solarzelle zeigt Abbildung 2.2. Die Gesamtdicke des Halbleitermaterials liegt zwischen 0,3 und 0,4 mm. Dabei beträgt die Dicke der p-leitenden Schicht ca. 300 µm und des n-leitenden Halbleiters nur ca. 0,2 µm. Das wird gemacht, um möglichst viele Photonen bis zum p-n-übergang vordringen zu lassen und sie für die Energieerzeugung nutzen zu können. Der erzeugte Strom wird mit der Hilfe von Kontakten abgeführt. Dabei versucht man das Vorderseiten-Kontaktgitter so schmal wie möglich zu gestalten, damit die größtmöglichste Fläche für die Stromerzeugung ausgenutzt wird. Die Antireflexionsschicht, die sich über dem Vorderseiten-Kontaktgitter befindet, verringert die Reflexion der einfallenden Strahlung. Wegen in der Schicht enthaltendem Titan, gibt sie der Solarzelle ihre typische blaue Färbung. Derzeit werden am Markt zwei Typen von Solarzellen angeboten. Der erste Typ umfasst die so genannten Dünnschicht-Solarzellen, der andere die klassischen Solarzellen, die sich in folgende drei Untergruppen unterteilen: - Monokristalline Solarzellen - Polykristallinen Solarzellen - Amorphe Solarzellen. Monokristalline Solarzellen werden aus hochreinen Silizium-Einkristallen hergestellt. Polykristalline Solarzellen, bestehend aus einer Vielzahl von Silizium-Kristallen, sind erheblich preiswerter. Dieser Vorteil muss jedoch mit dem Nachteil eines geringeren Wirkungsgrades von etwa 11 bis 14 Prozent gegenüber etwa 14 bis 17 Prozent der monokristallinen Si- Solarzellen bezahlt werden. Vorderseite-Kontaktgitter Antireflexionsschicht n-halbleiterschicht p-n-übergang p-halbleiterschicht Rückseitenkontakt Abb. 2.2: Schematische Aufbau einer Solarzelle Träger GR / V2.0 / 06/2008 6
Amorphe Si-Solarzellen, deren Silizium-Atome willkürlich angeordnet sind, bestehen nicht aus hochreinem Silizium, sondern aus einer relativ verschmutzten" Substanz und sind daher entsprechend preiswert. Sie bieten gegenüber mono- und polykristallinen Solarzellen eine Reihe von Vorteilen. Die wichtigsten davon sind: hohe Lichtabsorption, hohe Leerlaufspannung, geringer Energieaufwand und Materialaufwand bei der Herstellung. Diesen Vorteilen steht allerdings der gravierende Nachteil eines sehr geringen Wirkungsgrades von ca. 5 % entgegen. Im Gegensatz zu den klassischen Solarzellen haben die so genannten Dünnschicht-Solarzellen Schichtdicken von wenigen Mikrometern (µm). Außerdem nutzen sie die einfallende Strahlung viel besser, da die Photonen der einfallenden Strahlung einen weitaus kürzeren Weg zur Sperrschicht haben. Für die Herstellung von Dünnschicht-Solarzellen wird heute überwiegend amorphes Silizium verwendet. Parallel werden jedoch auch andere Halbleiter untersucht 2.3.1 Verluste und theoretischer Wirkungsgrad Die Valenzelektronen benötigen zum Übergang vom Valenzband in das Leitungsband eine materialabhängige, genau definierte Mindestenergie, die durch den Bandabstand E g des Halbleiters gegeben ist. Photonen, die eine geringere Energie aufweisen, sind deshalb nicht nutzbar, da ihre Energie für ein Anheben der Valenzelektronen nicht ausreicht. Von Photonen mit einer größeren Energiemenge als E g ist allerdings nur diese genau definierte Energie E g nutzbar. Die darüber hinausgehende Energie wird unmittelbar in Wärme an das Kristallgitter abgegeben. Der Idealzustand wäre demnach eine Lichtquelle, welche ausschließlich Photonen ausstrahlen würde, deren Energieinhalt exakt dem Bandabstand entspricht. In diesem Fall würden alle auf eine Solarzelle eintreffenden Photonen zu 100% in elektrische Energie umgewandelt. Da die Strahlung der Sonne jedoch durch eine breite Spektralverteilung gekennzeichnet ist, entstehen bei der Nutzung dieser Strahlungsquelle erhebliche Verluste. Abhängig vom Bandabstand E g des Halbleitermaterials kann nur ein bestimmter Anteil des gesamten Spektrums der Sonne in elektrische Energie umgesetzt werden. Ein weiterer Anteil an den Verlusten einer Solarzelle stellen die Diffusionsverluste im Inneren des Halbleiters dar. Die von einem Valenzelektron aufgenommene Energie kann nicht vollständig als elektrische Energie abgegeben werden. Technologische Verluste sind ein weiterer Abb. 2.3: Energiebilanz einer Solarzelle Verlustposten. Diese setzen sich zusam- GR / V2.0 / 06/2008 7
men aus Rekombinationsprozessen im Halbleitermaterial und an den Oberflächen, dem Füllfaktor, den Ohm schen Widerständen in der Zelle und in den Zuleitungen und Reflexion. Die genannten Energieverluste einer Solarzelle sind in Abb. 2.3 dargestellt. Die betrachtete Solarzelle besitzt dabei einen Wirkungsgrad von 15%. Der heutige Stand der Solarzellenentwicklung ist in Tab. 2.1 dargestellt. Die höchsten in Laboratorien unter Ausschluss aller möglichen Störungen erzielten Wirkungsgrade sind im Durchschnitt um 5% größer als diejenigen, die man bei der Massenproduktion erwarten kann. Tab. 2.1: Erreichte Wirkungsgrade von Solarzellentypen in % Material Typ η ma x im Labor η ma x in der Produktion M onokristallines Silizium kristallin 23,3-25 14-18 Po ly kris tallin es Siliziu m kris tallin 20-21 13-15,5 Amorphes Silizium (a-si) Dünnschicht 12-13,2 5-8 Cadmium-Tellurid (CdTe) Dünnschicht 15,3-16,5 8-10,7 Gallium-A rsenid (GaA s) Dünnschicht 25,7-30 19 Kupfer-Indium-Selenid (CuInSe) Dünnschicht 11-18 10-13 (CuInSe2) Dünnschicht 15,2-18,4 12 2.3.2 Solarzelle und ihre Kennlinien Ein typischer Verlauf der Strom-Spannungs-Kennlinie einer 10 cm x 10 cm großen Solarzelle bei voller Sonneneinstrahlung (ca. 1000 W/m²) ist in Abb. 2.4 dargestellt. Der Schnittpunkt der Kennlinie mit der Ordinate (U = 0) liefert den Kurzschlussstrom I K. In 2,5 I K I 2 MPP MPP Zellenstrom [A] 1,5 1 0,5 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 Zellenspannung [V] U MPP U L Abb. 2.4: Typische I-U-Kennlinie einer Solarzelle GR / V2.0 / 06/2008 8
diesem Punkt ist der Verbraucherwiderstand 0 Ω. Steigt der Verbraucherwiderstand, so wächst die Spannung an der Zelle sofort schnell an, wobei der Zellenstrom kaum abnimmt. Nimmt der Widerstand weiter zu, macht die Kurve einen Knick. D.h. bei einem größeren Verbraucherwiderstand steigt die Spannung kaum noch an, während der Strom sehr stark zurückgeht. Wird der Widerstand sehr groß bzw. unendlich, so wird der Solarzelle kein Strom mehr entnommen und aus dem Schnittpunkt der Kennlinie mit der Abszisse (I = 0) ergibt sich die Leerlaufspannung U L. Betrachtet man eine Solarzelle als Quelle elektrischer Energie, so ist es wichtig zu wissen, wann die Solarzelle optimal arbeitet, d.h. ein Maximum an Energie an den Verbraucher abgibt. Da die Leistung P das Produkt aus Spannung U und Strom I ist ( P = U I ), muss die Strom-Spannungs-Kennlinie der betreffenden Solarzelle einen Punkt aufweisen, an dem das Produkt seinen maximalen Wert aufweist. Diesen Punkt bezeichnet man als Maximum Power Point (MPP). Er liegt stets am Knick der jeweiligen Strom-Spannungs-Kennlinie, denn nur dort weist die Fläche 0 I MPP U (vgl. Abb. 2.4), welche die Leistung MPP MPP PMPP = U MPP I MPP repräsentiert, ihren maximalen Wert auf. Da die abgegebene Leistung einer Solarzelle in diesem Betriebspunkt die höchste ist, erhält diese maximale Leistung die Einheit W p (Watt-peak; Spitzenleistung). Will man also die größtmögliche Leistung erzielen, so muss man dafür sorgen, dass die betreffende Solarzelle eben diesen Punkt als Arbeitspunkt aufweist. Die I-U-Kennlinie wird in fast allen Datenblättern der Solarmodulhersteller angegeben. Sie wird häufig durch die Leistungs-Spannungs-Kennlinie (Abb. 2.5) ergänzt. Wichtige Schlussfolgerungen aus den beiden Diagrammen: - Strom, Spannung und Leistung der Solarzelle hängen bei konstanter Beleuchtung ganz wesentlich vom Verbraucherwiderstand ab. - Es gibt einen Widerstand, bei dem die erzielte Leistung ein Optimum erreicht (MPP). - Ist der Verbraucherwiderstand kleiner als der optimale Widerstand, wirkt die Solarzelle als 1,2 1 MPP Zellenleistung [W] 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 Zellenspannung [V] Abb. 2.5: Typische P-U-Kennlinie einer Solarzelle GR / V2.0 / 06/2008 9
Stromquelle: Der Strom durch den Verbraucher ist relativ konstant, und zwar unabhängig von der Zellenspannung. - Ist der Verbraucherwiderstand größer als der optimale Widerstand, wirkt die Solarzelle eher als Spannungsquelle: Die Zellenspannung ändert sich kaum, während der Strom durch den Verbraucher mit steigendem Verbraucherwiderstand sinkt. Eine weitere Beschreibungsgröße für Solarzellen stellt der so genannte Füllfaktor FF dar und dient als ein Qualitätskriterium für Solarzellen. Er beschreibt, wie gut die Strom-Spannungs- Kennlinie der Solarzelle dem Rechteck aus U L und I K angenähert ist. Der Wert ist stets kleiner als eins, da U L I K > U MPP I MPP. Er bewegt sich in der Regel zwischen 0,75 und 0,85. Der Füllfaktor wird wie folgt bestimmt: FF P U I MPP MPP MPP = = (2-2) U L I K U L I K dabei ist: - FF Füllfaktor der Solarzelle - I K Kurzschlussstrom [A] - P MPP Leistung im MPP [W p ] - U MPP Spannung im MPP [V] - U L Leerlaufspannung [V] - I MPP Strom im MPP [A] Über Kenntnis der maximal erreichbaren Leistung P MPP und der Strahlungsintensität E auf die Empfangsfläche A E lässt sich nun der Wirkungsgrad η der Solarzelle durch das Verhältnis von Nutzen zu Aufwand berechnen. η = PMPP E A E FF U L I = E A E K mit: - η Wirkungsgrad - FF Füllfaktor - P MPP Leistung im MPP [W p ] - U L Leerlaufspannung [V] - E Intensität [W/m²] - I K Kurzschlussstrom [A] - A E Empfangsfläche [m²] (2-3) 2.3.3 Einflussfaktoren Die Menge der erzeugten elektrischen Energie hängt von einer Reihe von Faktoren ab: von der Einstrahlungsintensität, von der Zellengröße und Zellenzahl, von der Temperatur der Solarzellen und vom elektrischen Widerstand der angeschlossenen Verbraucher. In Abb. 2.6 ist der Einfluss der Strahlungsintensität auf die Leistung der Solarzelle dargestellt. Mit steigender Strahlungsintensität auf die Solarzelle nimmt die erzeugte Leistung zu. Dabei steigt der Zellenstrom linear und Zellenspannung logarithmisch an. GR / V2.0 / 06/2008 10
Der Einfluss der Zellentemperatur auf die Energieausbeute ist in der Praxis von großer Bedeutung, da die Zelle nur etwa 10 bis 15% der auftreffenden Sonnenenergie in Strom umwandelt, der Rest, d.h. 85 bis 90% der Strahlung, wird in Wärme umgesetzt und heizt die Zelle samt Gehäuse auf. So können im Sommer bei hoher Einstrahlung leicht Zellentemperaturen von 70 bis 80 C auftreten. Abb. 2.6: Einfluss der Strahlungsintensität Da mit zunehmender Temperatur die Diffusionsspannung im p-n-übergang zurückgeht, sinkt dadurch die Leerlaufspannung relativ stark ab. Dagegen nimmt der Kurzschlussstrom aufgrund der steigenden Beweglichkeit der Ladungsträger im Halbleiter geringfügig zu (Abb.2.7). Auffallend ist folgendes: - Mit steigender Zellentemperatur sinken sowohl die Leerlaufspannung als auch Abb. 2.7: Einfluss der Temperatur die Spannung in MPP - Mit steigender Temperatur steigt der Kurzschlussstrom der Zelle geringfügig an. - Die Zellenleistung sinkt mit steigender Zellentemperatur, d.h. der Wirkungsgrad der Zelle wird schlechter. 2.4 Solarmodule Einzelne Solarzellen sind nicht nur in ihrer Leistung sehr begrenzt, sondern auch sehr empfindlich in Bezug auf Feuchtigkeitseinwirkungen und Bruch. Deshalb werden keine Einzelzellen angeboten, sondern elektrisch und mechanisch zu einem Solarmodul zusammengefasste Solarzellen. Die größten Module haben bis zu 300 W Nennleistung. Die Lebensdauer des Solarmoduls wird dadurch beeinflusst, wie gut die Zellen innerhalb des Moduls vor Witterungs- und GR / V2.0 / 06/2008 11
anderen Umwelteinflüssen geschützt sind. Um eine möglichst lange Lebensdauer zu erreichen, müssen die Gehäusematerialien den Einwirkungen von Sonnenstrahlung, Feuchtigkeit und Luftschadstoffen dauerhaft standhalten. Für die äußere Abdeckung wird in der Regel ein lichtdurchlässiges gehärtetes Spezialglas verwendet. Darunter liegen die elektrisch miteinander verbundenen Zellen, eingebettet zwischen zwei weiche, licht- und Abb. 2.8: Aufbau eines Solarmoduls temperaturbeständige Kunststofffolien. Für die Rückseite des Moduls sind je nach Einsatzbereich verschiedene Materialien gebräuchlich: Glas, metallisierte Kunststofffolien oder für sehr hohe Belastungen auch Metallplatten (Abb.2.8). Wo es auf geringes Gewicht, Biegsamkeit und hohe Bruchfestigkeit ankommt, werden die Solarzellen auch in hochwertige Kunststoff-Laminate eingeschlossen. Um einen absolut dichten Randabschluss herzustellen wird der Rand bei vielen Modulen noch in einen Aluminiumrahmen gefasst. Genauso wie eine größere Anzahl von Solarzellen zu einem Modul zusammengeschaltet wird, können wiederum mehrere Solarmodule zusammengeschaltet werden, um die Ausgangsspannung bzw. den Ausgangsstrom weiter zu erhöhen und größere elektrische Leistungen bereitzustellen. Die Möglichkeiten zur Erzeugung großer Leistungen nach diesem Baukastenprinzip sind nahezu unbegrenzt - es wurden bereits Solarzellen-Kraftwerke mit Leistungen über 10 MW gebaut. 2.5 Einfallswinkel und Einfluss der Erdatmosphäre Ein wichtiger Faktor, der einen starken Einfluss auf die Intensität der Globalstrahlung hat, ist die geographische Breite des Beobachters (oder der Solarzelle). Am Erdäquator ist der Einfallswinkel der Strahlung am größten. Hier steht die Sonne senkrecht über der Erdoberfläche, somit misst man hier die maximale Strahlungsintensität. Wenn man vom Äquator zu den Polen hingeht, nimmt die Globalstrahlung immer stärker ab. Der Zustand der Strahlung am Rande der Erdatmosphäre wird als AM0 (Air Mass Zero) bezeichnet. Das besagt, dass die Strahlung bis dahin durch die Luftmasse Null, also durch keine Luftschicht durchgetreten ist. Die spektrale Strahlungsleistung ist beim Zustand AM0 gleich der Solarkonstante 1. Nachdem die Strahlung auf senkrechtem Wege (am Äquator auf Meeres- 1 E0 = 1370 W/m 2, Die Strahlungsenergie an der äußeren Atmosphärenschicht auf senkrechte Ebene GR / V2.0 / 06/2008 12
höhe) die Erdoberfläche erreicht hat, hat sie die Luftmasse AM1 durchquert. Beim schrägen Einfall der Sonnenstrahlen in die Atmosphäre, durchlaufen sie ein Mehrfaches der Atmosphärenhöhe und demnach auch ein Mehrfaches der Luftmasse gegenüber dem senkrechten Einfall und die Strahlung wird gleichzeitig abgeschwächt. Der lokale AMx-Wert hängt von der geographischen Breite, vom Datum und der Zeit ab. Ein typischer Wert für Europa ist AM1,5. 2.6 Standardisierte Testbedingungen Um Leistungsdaten verschiedener Solarzellen miteinander vergleichen zu können, muss man sich im Hinblick auf die vorher dargestellten Einflussgrößen auf feste Rahmenbedingungen einigen. Dies ist unter den so genannten STC-Bedingungen (Standard Testing Conditions) geschehen, welche vor allem die drei folgenden Faktoren beinhalten: - Strahlungsintensität E = 1000 W/m² - Zelltemperatur T C = 25 C - Lichtspektrum AM 1,5 Die in Datenblättern der PV-Module angegebenen elektrischen Kennwerte und Kennlinien sind auf diese genormten STC-Bedingungen bezogen. Diese Werte werden durch ein Prüfverfahren ermittelt, bei dem jedes einzelne, fertig gestellte Photovoltaikelement ganz kurz mit jenem definierten Licht bestrahlt wird, und dabei die elektrischen Größen gemessen werden. Durch das Flashen, wie dieses Verfahren bezeichnet wird, erhält man so die Angaben über die Nennleistung P MPP, den Nennstrom I MPP, die Nennspannung U MPP, den Kurzschlussstrom I K und die Leerlaufspannung U L. 3 Solarkollektorprüfstand Der Solarkollektorprüfstand wurde in Rahmen mehrerer Diplomarbeiten aufgebaut und weiter verbessert. Außer thermischen Solarkollektoren können auch PV-Module hinsichtlich ihres Wirkungsgrads untersucht werden. 3.1 Aufbau und Funktion des Solarkollektorprüfstandes Der Solarkollektorprüfstand besteht aus mehreren Baueinheiten wie z.b. Gestell, Solarsimulationseinrichtung, hydraulischem Kreislauf, Windsimulation, Messtechnik usw. Das Gestell besteht aus einem Oberrahmen, einem Mittelrahmen und einem Unterrahmen. Jedes Rahmengestell besteht dabei aus miteinander verschraubten Aluminiumprofilen. Im Oberrahmen befindet sich die Solarstrahlungseinrichtung. Sie besteht aus 32 Quecksilberdampflampen und 27 Halogenlampen. Die Strahlungsintensität ist mittels vier Spindeln in der Höhe verstellbar und durch Vergrößern oder Verkleinern des Abstandes zwischen der Solarstrahlungs- GR / V2.0 / 06/2008 13
einrichtung und der Oberfläche des Solarmoduls. bzw. Solarkollektors regelbar. Die Leistung der Halogenlampen ist zusätzlich über einen Dimmer regelbar. Auf dem Mittelrahmen ist die Windsimulation befestigt. Ebenfalls nimmt er das Shuttle-Blech auf, in dem sich der Solarkollektor bzw. das PV-Modul befinden. Die Windsimulationseinrichtung besteht aus sechs Gleichstrom-Axial-Lüftern. Der Luftdurchsatz beträgt bis zu 250 m 3 /h bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von 2 m/s. Diese Windsimulationseinrichtung wird für zusätzliche Kühlung des PV-Moduls verwendet. Der Unterrahmen ergibt mit dem Mittelrahmen das Grundgestell des Prüfstandes. Dort sitzen zwei Spindelhubelemente zur Neigung des Prüfstandes aus der Horizontalen heraus. Der Solarkollektorprüfstand besitzt zwei thermische Kreisläufe. Der Primär-Kreislauf ist der Kryomatenkreislauf. Am Kryomat wird eine Vorwahltemperatur eingestellt. Der Primär- Kreislauf ist mittels eines Gegenstromwärmetauschers mit dem Sekundär-Kreislauf verbunden. Der Sekundär-Kreislauf wird mit Hilfe einer Umwälzpumpe angetrieben und dient zur Kühlung der Photovoltaikmodule mittels einer Kühlplatte, einer geschweißten Konstruktion aus V2A-Rechteckrohren. In beiden Kreisläufen wird entsalztes Wasser als Kühlmedium verwendet. Um alle Messwerte, die für die Wirkungsgradbestimmung von PV-Modulen notwendig sind, zu erfassen ist der Prüfstand mit folgenden Messeinrichtungen ausgestattet: - Temperaturmesseinrichtungen zur Messung der Eintritts- und Austrittstemperatur der Kühlplatte - Temperaturmesseinrichtungen zur Messung der Temperatur auf der Unter- und Ober- 1 Kühlplatten-Eintrittstemperatur 2 Kühlplatten-Austrittstemperatur 3 Pyranometer 4 Modul-Temperatur 5 Ampére- und Voltmeter 6 Volumenstrom 7 Vorwahltemperatur Abb. 3.1: Positionen der Messeinrichtungen GR / V2.0 / 06/2008 14
seite des Solarmoduls - Pyranometer zur Messung der Strahlungsintensität an verschiedenen Punkten über dem Solarmodul - Windgeschwindigkeitmessung mittels eines Flügelrades, welches am Pyranometer angebracht ist - Turbinendurchflussmesser zur Messung des Volumenstroms - Messmodule zur Messung der Stromstärke und der Spannung Alle Messwerte werden mit der Messwerterfassungsanlage ALMEMO 5990-0 erfasst und am Bildschirm des Computers angezeigt. Einen Überblick über die Positionen der Messeinrichtungen zeigt Abb. 3.1. 3.2 Bedienung des Solarkollektorprüfstandes In Abb. 3.2 ist das Bedienpult des Solarkollektorprüfstandes zu sehen. Die Funktion der einzelnen Einrichtungen sowie deren Bedienung werden im folgenden beschrieben. Die Ausgabe der erfassten Messwerte erfolgt am Bildschirm des PCs mittels der Software AMR WinControl (Abb. 3.3). Links auf der Bildschirmmaske befinden sich die wichtigsten Anzeigen von Spannung, Stromstärke und die Intensität der Strahlung. Rechts sind zeitliche Verläufe der erfassten Messwerte in einem Liniendiagramm abgebildet. Unter dem Liniendiagramm werden weitere Messwerte wie Modultemperatur, Kühlplatten-Eintritts- und Kühlplatten-Austrittstemperatur, Volumenstrom und Umgebungstemperatur angezeigt. Die zuletzt genannten Messwerte dienen nur zur Überwachung des Prüfstandes. Schrittmotorsteuerung Messstellenumschalter Pumpenschalter Rheostate Windsimulationseinrichtung Abb. 3.2: Bedienpult des Solarkollektor-Prüfstandes GR / V2.0 / 06/2008 15
Abb. 3.3: Bildschirmmaske Die Bedienung des Programms erfolgt über verschiedene Schaltflächen. Die für diesen Versuch benötigten Buttons werden anschließend erklärt. Die Messwertabfrage wird mit der Schaltfläche (links oben) gestartet. Der Messzyklus wird mit der Schaltfläche eingestellt. 3.2.1 Änderung der Vorwahltemperatur am Kryomat Um eine bestimmte Modultemperatur konstant zu halten, muss eine bestimmte Vorwahltemperatur am Kryomat eingestellt. In der Tab. 3.1 sind die Vorwahltemperaturen für die im Versuch vorgegebenen Modultemperaturen dargestellt. Tab. 3.1: Zusammenhang zwischen der Modul- und der Vorwahltemperatur Messreihe 1 Messreihe 2 Messreihe 3 mittlere Modultemperatur [ C] 20 40 60 Vorwahltemperatur [ C] 5 12 40 GR / V2.0 / 06/2008 16
Vorwahltemperatureingabe am Kryomat 1. Taste am Bedienfeld des Kryomaten drücken. 2. In der unteren Displayzeile L 2 blinkt der Cursor vor der eingestellten Vorwahltemperatur (L 2 Ts=_020.00 CNTiI). 3. Die neue Vorwahltemperatur (Ts) innerhalb der Grenztemperaturen wird mit Hilfe der Tastenziffern eingegeben (z.b.: für 29,00 C eingeben:02900). Nach Eingabe der letzten Ziffer springt der Cursor auf die erste Stelle zurück, was eine Korrektur der Eingabe ermöglicht. 4. Taste am Bedienfeld drücken, um die Eingabe zu bestätigen. 3.2.2 Einstellung eines Verbraucherwiderstandes Um alle für die Leistungsbestimmung notwendigen Strom- und Spannungswerte einstellen zu können, wird ein veränderlicher Widerstand gebraucht. Für diesen Zweck sind am PV-Modul zwei Rheostate angeschlossen, die einen elektrischen Verbraucher simulieren. Bei den Rheostaten können verschiedene Widerstände zwischen 0 und 142 Ω eingestellt werden. Dabei kann am Rheostat 1 ein Widerstand von 0 bis 22 Ω und am Rheostat 2 von 22 bis 120 Ω eingestellt werden. Die verschiedenen Schaltungsmöglichkeiten der Rheostaten werden mit dem Messstellenumschalter realisiert. Dabei können die Rheostate entweder einzeln oder in der Reihe geschaltet werden. Außerdem kann ein unendlicher Widerstand oder ein Widerstand von 0 Ω simuliert werden. Die Tastenbelegung des Messstellenumschalters ist in Tab. 3.2 dargestellt. Tab. 3.2: Tastenbelegung des Messstellenumschalters Taste Widerstand [Ω] angeschlossene Rheostate 1 0 2 0 bis 22 Rheostat 1 3 22 bis 120 Rheostat 2 4 unendlich 3.2.3 Intensitätsmessung Die Messung der Intensität erfolgt mit einem Pyranometer, dessen Messprinzip darauf beruht, dass sich schwarze und weiße Flächen unter Einstrahlung unterschiedlich stark erwärmen. Da die Einstrahlung über der PV-Modulfläche nicht homogen ist, muss sie an mehreren Punkten gemessen werden. Aus den einzelnen Messwerten wird anschließend der Mittelwert gebildet. Dieser Mittelwert liegt allerdings in der Pyranometerebene. Da aber der Kollektor 11,5 cm GR / V2.0 / 06/2008 17
unterhalb dieser Ebene liegt, ist es erforderlich diesen Wert mit Hilfe eines Umrechnungsfaktors zu korrigieren. Zur Ermittlung dieses Faktors wurde der Abstand zwischen Pyranometer und Strahlungseinheit in 5 cm Schritten geändert und jeweils die Intensität gemessen. Die Intensität wurde an neun Messpunkten gemessen und daraus der Mittelwert ermittelt. Trägt man nun die Mittelwerte über den Abstand zwischen Pyranometerebene und Strahlungseinheit auf, ergibt sich die in Abb. 3.4 dargestellte Kurve. Höhe über Pyranometerebene 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 1400 1350 1300 Intensität 1250 1200 1150 1100 1050 1000 Abb.3.4 Diagramm zur Faktorenbestimmung Aus dieser Kurve lässt sich nun der Faktor wie folgt bestimmen. E = k E e1 e2 k = E E e1 e2 Damit ergibt sich für das Photovoltaikmodul ein Faktor von k=0,97. Hiermit kann der gemessene Mittelwert umgerechnet und zur Berechnung des Wirkungsgrades herangezogen werden. Um die einzelnen Messpunkte anzusteuern, befindet sich das Pyranometer in einer Zwei- Achsen-Verfahreinheit, die über Schrittmotoren bewegt wird. Die Schrittmotoren werden über eine mit dem PC verbundene Schrittmotorsteuerung angesteuert. Die Inbetriebnahme und Bedienung erfolgt durch das Laborpersonal. Nach Start des Steuerungsprogramms fährt das Pyranometer die einzelnen Messpunkte mit einer Verweilzeit von jeweils 1 Minute an. Der Intensitätswert, der sich in dieser Zeit einstellt, wird am Bildschirm des PCs abgelesen und ins Messprotokoll eingetragen. Da das Pyranometer wenige Sekunden braucht um zu reagieren, soll der Messwert erst dann abgelesen werden, wenn sich die Verfahreinheit wieder in Bewegung setzt. Für den Fall, dass bei der Intensitätsmessung Probleme mit der Verfahreinheit auftreten, soll der im Protokoll GR / V2.0 / 06/2008 18
angegebene Alternativwert zur Wirkungsgradbestimmung herangezogen werden. Die Intensitätsmessungen erfolgen in den Konditionierungsphasen zwischen den Betriebspunkten. 3.3 PV-Modul WÜRTH SOLERGY WE 150 Das Modul ist aus 72 Solarzellen aus polykristallinem Silizium zusammengesetzt. Die einzelne Zelle hat eine Abmessung von 150 x 100 mm. Alle Solarzellen sind in Reihe geschaltet. Weitere Daten zum PV- Modul WE 150 sind in Tab. 3.3 aufgelistet. Tab. 3.3: Kenndaten des PV-Moduls WE 150 Anzahl der Solarzellen 72 Abmessungen der Solarzelle [mm] 150x100 Leistung in MPP P MPP [W] 143-166 Strom in MPP I MPP [A] 4,05-4,36 Spannung in MPP U MPP [A] 36 Kurzschlussstrom I K [A] 4,48-4,92 Leerlaufspannung U L [A] 43,0-43,8 4 Versuchsdurchführung Der Solarzellen-Prüfstand wird vom Laborpersonal betriebsfertig zur Verfügung gestellt. Grundeinstellungen werden ebenfalls von Laborpersonal durchgeführt. Durch Vorgabe von Verbraucherwiderstand und Vorwahl-Temperatur am Kryomaten kann die Anlage betrieben werden. Vor der ersten Messung muss die Abdeckung über der Glasscheibe entfernt und die Messwertabfrage gestartet werden. 4.1 Erste Messreihe Die erste Modul-Temperatur von 20 C kann aus technischen Gründen nicht konstant gehalten werden. Deshalb werden die Messungen innerhalb eines Temperaturintervalls von 18 bis 22 C durchgeführt. Die Oberseiten-Temperatur und Unterseiten-Temperatur des PV-Moduls sind vor der Messung und nach der Messung in die Tab. 4.1 einzutragen. Daraus wird die mittlere Modul-Temperatur T 1 gebildet. GR / V2.0 / 06/2008 19
Tab. 4.1: gemessene Modul-Temperaturen Vor der Messung Nach der Messung Mittelwert Oberseiten-Temperatur [ C] Unterseiten-Temperatur [ C] mittlere Modul-Temperatur T 1 [ C] Nach dem Erreichen der Oberseiten-Temperatur von 18 C können die ersten Strom- und Spannungsmessungen beginnen. Die Verbraucherwiderstände für die einzelnen Messungen sind in Tab. 4.2 angegeben. Die Umschaltung zwischen Rheostat 1 und 2 wird mit dem Messstellenumschalter vorgenommen. Zu beachten ist die Beschriftung der Rheostate, die in Prozent angegeben ist. Tab. 4.2: Kennwerte des PV-Moduls bei T 1 Rheostate Messung Nr. Position MStUmsch R [Ω] Rh.1. [%] Rh.2. [%] Spannung U[V] Modul-Werte Strom I[A] Leistung P[W] 1 1 0 2 2 8,8 40 3 2 11 50 4 2 12,1 55 5 2 15,4 70 6 3 48 40 7 4 unendl. Nach Abschluss der Versuchsreihe Messstellenumschalter auf Position 2 stellen (PV-Modul muss immer an Verbraucher angeschlossen sein). Anschließend wird am Kryomat die Vorwahltemperatur von 12 C eingestellt, um die für die zweite Messreihe vorgegebene Modultemperatur zu erreichen. Zum Verkürzen der Aufheizperiode wird die Windsimulationseinrichtung ausgeschaltet. Während des Aufheizvorganges des PV-Moduls wird die Intensität der Solarsimulationseinrichtung gemessen (Kapitel 3.2.3). Die gemessenen Werte sind in die Tab. 4.3 einzutragen GR / V2.0 / 06/2008 20
Tab. 4.3: Intensitätswerte Intensität mittlere Intensität in Pyranometerebene: mittlere Intensität in PV-Ebene: Alternativwert: 1100 W/m² 4.2 Zweite Messreihe Die Durchführung der Messreihe 2 ist analog der Messreihe 1 und erfolgt bei einer mittleren Modultemperatur von 40 C. Die gewonnenen Messwerte sind in die Tab. 4.4 und Tab. 4.5 einzutragen. Tab. 4.4: gemessene Modul-Temperaturen Vor der Messung Nach der Messung Mittelwert Oberseiten-Temperatur [ C] Unterseiten-Temperatur [ C] mittlere Modul-Temperatur T 2 [ C] Tab. 4.5: Kennwerte des PV-Moduls bei T 2 Rheostate Messung Nr. Position MStUmsch R [Ω] Rh.1. [%] Rh.2. [%] Spannung U[V] Modul-Werte Strom I[A] Leistung P[W] 1 1 0 2 2 8,8 40 3 2 11 50 4 2 12,1 55 5 2 15,4 70 6 3 48 40 7 4 unendl. GR / V2.0 / 06/2008 21
Nach Abschluss der Versuchsreihe Messstellenumschalter auf Position 2 stellen (PV-Modul muss immer an Verbraucher angeschlossen sein). Anschließend wird am Kryomat die Vorwahltemperatur von 40 C eingestellt, um die für die dritte Messreihe vorgegebene Modultemperatur zu erreichen. Während des Aufheizvorganges des PV-Moduls wird die Intensität der Solarsimulationseinrichtung gemessen. Die gemessenen Werte sind in die Tab. 4.6 einzutragen. Tab. 4.6: Intensitätswerte Intensität mittlere Intensität in Pyranometerebene: mittlere Intensität in PV-Ebene: Alternativwert: 1100 W/m² 4.3 Dritte Messreihe Die Durchführung der Messreihe 3 ist analog der Messreihe 1 und 2 und erfolgt bei einer mittleren Modultemperatur von 60 C. Die gewonnenen Messwerte sind in die Tab. 4.7 und Tab. 4.8 einzutragen. Tab. 4.7: gemessene Modul-Temperaturen Vor der Messung Nach der Messung Mittelwert Oberseitetemperatur [ C] Unterseitetemperatur [ C] mittlere Modul-Temperatur T 3 [ C] GR / V2.0 / 06/2008 22
Tab. 4.8: Kennwerte des PV-Moduls bei T 3 Rheostate Messung Nr. Position MStUmsch R [Ω] Rh.1. [%] Rh.2. [%] Spannung U[V] Modul-Werte Strom I[A] Leistung P[W] 1 1 0 2 2 8,8 40 3 2 11 50 4 2 12,1 55 5 2 15,4 70 6 3 48 40 7 4 unendl. GR / V2.0 / 06/2008 23
5 Auswertung 5.1 Ermittlung der Kenndaten des PV-Moduls Zuerst werden die gemessenen Werte für die Modul-Temperaturen T 1, T 2 und T 3 in die Diagramme 5.1 und 5.2 eingetragen. Anschließend werden die I-U-Kennlinien sowie die P-U- Kennlinien für diese Temperaturen gezeichnet. Die nachstehenden Fragen sind zu beantworten. Diagramm 5.1: I-U-Kennlinien des PV-Moduls WÜRTH-SOLERGY WE-150 4 3 Modulstrom [A] 2 1 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Modulspannung [V] T1= C T2= C T3= C Nennen Sie das erste Anwendungsgebiet der Photovoltaik. Was bedeutet AM0? Welcher AM-Wert ist typisch für Europa? GR / V2.0 / 06/2008 24
Diagramm 5.2: P-U-Kennlinien des PV-Moduls WÜRTH-SOLERGY WE-150 120 100 Modulleistung [W] 80 60 40 20 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Modulspannung [V] T1= C T2= C T3= C Was versteht man unter Eigenleitung eines Halbleiters? Wie nennt man eine gezielte Verunreinigung eines Halbleiters mit Fremdatomen und zum welchen Zweck wird das gemacht? GR / V2.0 / 06/2008 25
Die gemessenen Werte werden in die Tabelle 5.1 eingetragen. Danach werden aus den Diagrammen 5.1 bzw. 5.2 P MPP, U MPP, I MPP ermittelt. Der Füllfaktor und der Wirkungsgrad werden berechnet und ebenfalls in die Tabelle 5.1 eingetragen. Tabelle 5.1: Kenndaten von PV-Modul WÜRTH SOLERGY WE 150 Messreihe 1 Messreihe 2 Messreihe 3 Modultemperatur T M [ C] Leerlaufspannung U L [V] Kurzschlussstrom I K [A] Leistung im MPP P MPP [W] Spannung im MPP U MPP [V] Stromstärke im MPP I MPP [A] Strahlungsintensität E [W/m²] Mittelwert in PV-Ebene: Füllfaktor FF [%] Wirkungsgrad η [%] Welche Verluste treten in einer PV-Anlage auf? Was bedeutet STC und wozu dient sie? Welche drei Faktoren beinhaltet STC (mit Wert und Einheit)? GR / V2.0 / 06/2008 26
5.2 Temperaturverhalten des PV-Moduls In das Diagramm 5.3 wird der Wirkungsgrad in Abhängigkeit von der Modultemperatur eingezeichnet. In das Diagramm 5.4 werden U MPP, I MPP, U L, I K für die jeweiligen Modul- Temperaturen eingetragen und die Kurven gezeichnet. Diagramm 5.3: Wirkungsgradkennlinie des PV-Moduls WÜRTH-SOLERGY WE-150 9 8 Modulwirkungsgrad [%] 7 6 5 10 20 30 40 50 60 70 Modultemperatur [ C] Warum nutzt eine Solarzelle nicht das gesamte Sonnenspektrum für die Energieumwandlung aus? Weshalb ist beim Kurzschließen des PV-Moduls noch eine Spannung vorhanden? GR / V2.0 / 06/2008 27
Diagramm 5.4: Kennwerte des PV-Moduls in der Abhängigkeit von der Modultemperatur 50 5 40 4 Spannung [V] 30 20 3 2 Stromstärke [A] 10 1 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Modultemperatur [ C] UL UMPP IK IMPP Ermitteln Sie aus dem Diagramm 5.4 die Kenndaten des PV-Moduls bei einer Modul- Temperatur von 25 C. Modultemperatur T M [ C] 25 Leerlaufspannung U L [V] Kurzschlussstrom I K [A] Spannung im MPP U MPP [V] Stromstärke im MPP I MPP [A] Leistung im MPP P MPP [W] GR / V2.0 / 06/2008 28
5.3 Diskussion und Beurteilung der Versuchsergebnisse Aus welchen Gründen nach ihrer Meinung gelingt es nicht die Modultemperatur von 20 C konstant zu halten? Wie verhalten sich die Leistung und der Wirkungsgrad des PV-Moduls bei konstanter Einstrahlung in Abhängigkeit von der Modultemperatur? Was kann unternommen werden, um den Wirkungsgrad zu verbessern? Warum weichen die im Versuch ermittelten Kenndaten des PV-Moduls von den Herstellerangaben ab? GR / V2.0 / 06/2008 29