Abschlussbericht PVTmax Photovoltaisch-thermische ... · PVT-Kollektoren und PVT-Anlagen zu entwickeln, die die genannten Anforderungen erfüllen. Abschlussbericht PVTmax Seite 8

Abschlussbericht

PVTmax Photovoltaisch-thermische Kollektorsysteme

mit maximiertem Gesamtertrag

Projekt gefördert durch

Deutsche Bundesstiftung Umwelt (DBU) Förderzeichen: 28569

Laufzeit: 1.12.2010 – 31.08.2012

Erstellt von:

Kai Wenker, Helmut Jäger und Adam Doležal Solvis GmbH & Co. KG Grotrian-Steinweg-Str. 12 38112 Braunschweig

sowie

Gerhard Stryi-Hipp, Stefan Fortuin, Ingrid Hädrich, Martin Wiese, Johannes Greulich, Wolfgang Graf und Tom Kroyer Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Heidenhofstr. 2 79110 Freiburg

Abschlussbericht PVTmax

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Inhalt

1 Motivation und Zielsetzung PVTmax __________________________ 4 1.1 Perspektive für PVT-Kollektorsysteme _________________________ 4 1.2 Zielsetzung Projekt PVTmax _________________________________ 7 2 Untersuchung und Bewertung PVT-Systemkonzepte ____________ 9 2.1 Motivation für den Einsatz von PVT-Systemen ___________________ 9 2.2 Mögliche PVT-Systemvarianten _____________________________ 11 2.3 Elektrischer Minderertrag durch erhöhtes Temperaturniveau _______ 13 2.4 Ertragssimulationen von PVT-Systemvarianten _________________ 15 2.5 Bewertung der Systemvarianten _____________________________ 22 2.6 Anforderungen an PVT-Kollektoren __________________________ 24 3 Solarzellentechnologien ___________________________________ 25 3.1 Solarzelltechnologien und deren PVT-Eignung _________________ 25 3.2 Bewertung der Solarzellen-Technologien ______________________ 31 4 Modul-Absorberverbund (MAV) _____________________________ 32 4.1 Anforderungen an den MAV ________________________________ 33 4.2 Mögliche MAV-Konstruktionsvarianten ________________________ 34 4.3 Materialuntersuchungen zur MAV-Optimierung _________________ 35 4.4 Optimierung durch Reduzierung der Infrarot-Emissionen __________ 43 4.5 Konstruktion und Produktionskonzept des MAV _________________ 49 5 Kollektorkonstruktion _____________________________________ 54 5.1 Konstruktiver Stagnationschutz ______________________________ 54 5.2 Konstruktionsvarianten vakuumisolierter PVT-Kollektor ___________ 58 5.3 Bewertung der Varianten des Stagnationsschutzes ______________ 64 6 PVT Prototyp mit Low-e-Schicht ____________________________ 67 6.1 Kollektordaten ___________________________________________ 67 6.2 Fertigung des PVT Prototypen ______________________________ 68 6.3 Messergebnisse _________________________________________ 69 7 Vakuumisolierter PVT-Prototyp-Kollektor _____________________ 70 7.1 Konstruktion und Betriebskonzept ___________________________ 70 7.2 Bau des Prototpyen ______________________________________ 74 7.3 Bewertung Konstruktionskonzept vakuumisolierter PVT-Kollektor ___ 85 8 Zusammenfassung und Ausblick ____________________________ 87 8.1 Übersicht der Ergebnisse __________________________________ 88 9 Literaturverzeichnis _______________________________________ 90


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Abkürzungen β Temperaturkoeffizient

η Wirkungsgrad

AZO Aluminium-Zinkoxid

Cz Czochralski-Verfahren (zur Herstellung von hochreinem Silzium)

ε Emissivität

E Elektrische Durchschlagsfestigkeit

E Elektrische Energie (Stromertrag des PV-Moduls bzw. PVT-Kollektors)

EFH Einfamilienhaus

EnEV Energieeinsparverordnung

EVA Ethylenvinylacetat

I Strom

ITO Indium Tin Oxide (Indium-Zinnoxid)

Kombi Kombinierte Trinkwassererwärmung und Raumheizungsunterstützung

Low-e Niedrig-Emission

MAV Modul-Absorberverbund

mc multi-kristalin

MFH Mehrfamilienhaus

Pe Personen

Pel elektrische Leistung

PV Photovoltaik

PVT Photovoltaisch-thermischer Hybrid-Kollektor

Q Thermische Energie (Wärmeertrag des PVT- bzw. thermischen Kollektors)

SD Solarthermische Deckung

ST Solarthermie

TCO Transparent Conducting Oxide (Transparente, elektrisch leitfähiges Oxid)

U Spannung

WE Wohneinheiten

WKL Wirkungsgradkennlinie

WT Wärmeträger

WW Warmwasser


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1 Motivation und Zielsetzung PVTmax

1.1 Perspektive für PVT-Kollektorsysteme

Die Bundesregierung hat die energiepolitische Zielsetzung, den Anteil der erneuerbaren Ener-gien bis zum Jahr 2050 auf 60% am Primärenergieverbrauch und 80% an der Stromversor-gung steigen. Die direkte Solarenergienutzung in Form der Stromerzeugung mit Photovoltaik-anlagen und der Wärmebereitstellung mit solarthermischen Anlagen ist dabei ein wichtiger Baustein. Die Prognosen für die möglichen Anteile des Solarstroms an der Stromerzeugung liegen zwischen 10% und 30%, die der Wärmeerzeugung zwischen 10% und 50%1.

Selbst die zurückhaltenden Szenarien der BMU-Leitstudie 2011 entsprechen einer installierten Fläche von 400 Mio m2 Photovoltaikmodulen und ca. 350 Mio m2 Solarthermiekollektoren im Jahr 2050 [BMU 2012]. Angesichts einer solargeeigneten Dachfläche von 1.448 Mio m2 ([FfE 2009], S. 158) ist zwar mit dem in der Leitstudie 2011 für 2050 ausgewiesene Solaranteil das Solarenergiepotenzial insgesamt noch nicht ausgeschöpft, insbesondere wenn zusätzlich noch Fassaden- und Freiflächen berücksichtigt werden, allerdings kommt der Flächenbedarf dem tatsächlichen Potenzial bereits relativ nahe. Wichtig ist aber, dass die räumliche Vertei-lung von verfügbaren Flächen und Bedarfsflächen nicht identisch ist.

Vor diesem Hintergrund wird zweifellos die Flächenverfügbarkeit beim künftigen Ausbau der Solarenergie eine zunehmend wichtigere Rolle spielen mit sehr unterschiedlicher Ausprägung in Bezug auf das einzelne Gebäude, das Stadtquartier, die Stadt, die Region, die Bundesländer und den Bund. Denn Flächenkonkurrenzen treten nicht erst in einigen Jahrzehnten auf, sondern lokal bereits heute schon auf einzelnen Gebäuden und in ein-zelnen Regionen. Beispielsweise sind in Bayern viele Hausdächer bereits vollflächig mit PV-Anlagen belegt, so dass für eine solarthermische Anlage kein Platz mehr vorhanden ist. Auch

1 Nach Szenario A der Leitstudie 2011 des BMU sind 2050 insgesamt 67,2 GWp PV-Anlagen installiert (S. 116 in [BMU 2012]), was zu knapp über 10% an der Bruttostromerzeugung von 574 TWh führen wird, das Fraunhofer ISE hält dagegen einen Anteil von 30% Solarstrom im Jahr 2050 für möglich [ISE 2011]. Der solarthermische Anteil an der Wärmeversorgung wird nach der Leitstudie auf 95 TWh oder 343 PJ ansteigen (S. 312 in [BMU 2012]), was 30% am Raumwärmebedarf und ca. 12% am Endenergiebedarf Wärme ausmacht. Die Europäische Solarthermie-Technologieplattform erwartet dagegen einen solarthermischen Anteil von bis zu 50% am Gesamtwärmebedarf bis 250°C [ESTTP 2008].


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bei Mehrfamilienhäusern, Hotels und vielen anderen Gebäuden ist die solargeeignete Fläche in Relation zum Energieverbrauch im Gebäude oder dem Energieerzeugungsinteresse des Eigentümers vielfach nicht ausreichend. Insbesondere dort, wo ein relativ hoher Wärmebedarf auf eine relativ geringe Dachfläche trifft, sind Engpässe schon akut vorhanden.

Eine deutliche Entspannung des Solarflächenproblems wird durch die Steigerung der Flä-cheneffizienz der Solaranlagen erreicht. Wirkungsgradsteigerungen und damit Ertragssteige-rungen pro Flächeneinheit sowohl in der Photovoltaik als auch der Solarthermie konnten in den letzten Jahren kontinuierlich erreicht werden und sind auch in der Zukunft zu erwarten. Allerdings nimmt aber auch der Flächenbedarf der Solarthermieanlagen aufgrund der beab-sichtigten Steigerung des solarthermischen Deckungsanteils zu. Deshalb ist der signifikante Sprung im solaren Flächenertrag, der durch die Kombination beider Technologien in Photovoltaisch-Thermischen (PVT) Hybrid-Kollektoren erzielt werden kann, von großer Bedeutung.

In einem typischen PV-Modul wird von der eingestrahlten Solarenergie ca. 15% in Strom um-gewandelt, der überwiegende Rest geht als Wärme verloren. Im solarthermischen Kollektor werden abhängig von der Temperatur des Absorbers gegenüber der Umgebung bis zu 80% als nutzbare Wärme an den Solarkreis abgegeben, im Jahresschnitt sind es je nach Anlagen-typ typischerweise 30% bis 60%. Wird im solarthermischen Kollektor ein PV-Modul integriert, reduziert sich prinzipiell der Wärmeertrag um die in Strom umgewandelte Strahlungsenergie, also um ca. 15%. Installiert man also statt 1 m2 PV-Modul und 1 m2 Solarthermiekollektor ei-nen 2 m2 PVT-Kollektor, hat man im idealen Fall einen solarthermischen Mehrertrag von 70% und einen photovoltaischen Mehrertrag von 100%. Tatsächlich ist der reale Stromertrag gerin-ger, u.a. aufgrund der höheren Zelltemperaturen und der geringeren Flächendichte durch die notwendigen Randabstände. Auch der Wärmeertrag ist um mehr als 15% reduziert, u.a. auf-grund des erhöhten Wärmeleitwiderstands zwischen den absorbierenden Solarzellen und dem Wärmeträgerfluid reduziert. Zusätzlich sind die Wärmeverluste erhöht, da im PVT-Kollektor die Solarzellen als Absorber fungieren und deshalb keine hocheffiziente spektralselektive Absor-berbeschichtung eingesetzt werden kann, die in typischen Flachkollektoren zur Reduzierung der Infrarot-Abstrahlungsverluste Absorber genutzt wird.

Der potenzielle Energiemehrertrag eines PVT-Kollektors pro Flächeneinheit wird stark durch den betrachteten Fall und die getroffenen Annahmen beeinflusst. In Tab. 1.1 ist eine einfache Abschätzung des Energiemehrertrags dargestellt ausgehend vom Einsatz eines 2 m2 großen PVT-Kollektors. Wenn statt diesem je ein 1 m2 großes PV-Modul und ein 1 m2 großer ST-Kollektor installiert würden, hätten diese jeweils einen Strom- und Wärmeertrag pro m2 erzielt, der mit 1 Energieeinheit gleichgesetzt wird. Mit dem 2 m2 großen PVT-Kollektor wird auf der gesamten Fläche Strom und Wärme erzeugt, allerdings mit Wirkungsgradabschlägen von 20%


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und 30%. Gleichwohl lässt sich auf der Gesamtfläche 50% mehr Energie erzeugen als auf den getrennten Flächen. Dabei ist Wärme und Strom auf den Ertrag pro m2 PV-Modul bzw. ST-Kollektor normiert, da der dieser für Solarstrom bei ca. 150 kWh pro Jahr liegt (15% von 1000 kWh Einstrahlung) und bei der Solarthermie je nach Anlagentyp bei ca. 400 kWh pro Jahr, entspricht die Gewichtung der Energieeinheiten Strom und Wärme in etwa der allgemein übli-chen Primärenergiegewichtung (Primärenergiefaktor ca. 3 für Strom aus fossilen Kraftwerken und ca. 1 für Wärme aus Erdgas oder Heizöl).

Tab. 1.1: Abschätzung des möglichen Energiemehrertrags eines PVT-Kollektors gegenüber der Summe zweier zwei halb so großen PV + ST-Flächen (Angegeben in Energieeinheiten (EH), wobei ei-ne EH Wärme dem Wärmeertrag eines m2 ST-Kollektors und eine EH Strom dem Stromertrag eines m2 PV-Moduls gleichgesetzt wird)

Angaben in Energieeinhei-

ten

1 m2 PV-Modul + 1 m2 ST-Kollektor

2 m2 PVT-Kollektor

Ertrag 1 m2 PV-

Modul

Ertrag 1 m2 ST-

Kollektor

Ertrag PV-Modul + ST-Kollektor

pro m2

Minderertrag gegenüber

PV-Modul und ST-Kollektor

Ertrag pro m2

Wärme - 1 0,5 30% 0,7

Strom 1 - 0,5 20% 0,8

Wärme + Strom 1 1,5

Ein Pferdefuß dieser Betrachtung sind allerdings die realen Größen von typischen PV- und ST-Anlagen. Wenn beispielsweise eine PV-Anlage von 100 m2 auf einem großen Einfamilien-haus mit einer ST-Trinkwarmwasseranlage von 6 m2 kombiniert wird, würde sich der Gesam-tenergieertrag kaum ändern, wenn die ST-Anlage durch eine PVT-Anlage ersetzt würde. Je größer jedoch die Solarthermie-Kollektorfläche in Relation zur zur Verfügung stehenden Dach-fläche ist, desto attraktiver wird prinzipiell der Einsatz von PVT-Kollektoren. Deshalb sind die in Kapitel 2 durchgeführten Systembetrachtungen essentiell, um relevante Einsatzbereiche für PVT-Systeme zu identifizieren. Generell kann aber festgestellt werden, dass sich der Aufwand für PVT-Kollektoren nur lohnt, wenn am Ort der Installation eine ausreichend große Wärmeabnahme vorhanden ist.

PVT-Kollektoren wurden bereits in den 1980er Jahren beschrieben und beispielsweise in den 1990er Jahren von ECN in den Niederlanden systematisch untersucht. Im letzten Jahrzehnt wurde dann basierend auf diesen Arbeiten der PVT-Kollektor PVTWINs von Zensolar in den Niederlanden produziert und vertrieben, der allerdings nur einen sehr begrenzten Markterfolg erzielte. Neuere PVT-Produkte sind fast durchgängig unabgedeckte PVT-Module, die vor al-


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lem auf die Kühlung von PV-Modulen abzielen und Trinkwassererwärmung und Raumheizung nur mittels einer Wärmepumpe mit ausreichenden Temperaturen ermöglichen.

Die wesentlichen Gründe für den geringen Markterfolg von PVT-Kollektoren sind:

• Keine nennenswerte Vorteile für den Kunden mit bisherigen Produkten: PVT-Kollektoren lassen sich nicht oder nicht signifikant kostengünstiger als getrennte PV-Module und ST-Kollektoren produzieren, da die Einsparungen für Rahmen und Montage durch einen erhöhten Aufwand in der Fertigung und z.B. in der Gewährleistung der elektri-schen Sicherheit aufgezehrt werden. Das Solarflächenproblem als Motivation wird dage-gen erst durch aktuellen PV-Boom relevant.

• Solarthermische Effizienz bislang unbefriedigend: Diese erlaubt den Einsatz von PVT-Kollektoren bislang nur in Anlagen zur Trinkwassererwärmung. Deren Flächenbedarf ist al-lerdings relativ gering und damit auch die Motivation, PVT-Kollektoren aufgrund begrenzter Dachflächen einzusetzen.

Daraus ergibt sich, dass PVT-Kollektoren und Anlagen dann eine gute Chance auf eine erfolgreiche Vermarktung bieten, wenn sie:

• eine hohe solarthermische Effizienz aufweisen, so dass sie auch für die Raumhei-zungsunterstützung geeignet sind, denn nur dann ist die Flächenkonkurrenz relevant,

• eine hohe Flächeneffizienz aufweisen, d.h. einen hohen Stromertrag und einen hohen Wärmeertrag erzielen,

• einfach zu installieren und zu betreiben sind und eine hohe Betriebssicherheit aufwei-sen und

• architektonisch ansprechend ins Dach bzw. Fassade zu integrieren sind, da die po-tenziellen Kunden optimierte Lösungen auf ihrem Dach erwarten.

Aus diesen Anforderungen ergibt sich der notwendige Optimierungsbedarf für PVT-Kollektoren. Mögliche Lösungsansätze wurden im Projekt PVTmax erarbeitet und werden in diesem Bericht vorgestellt.

1.2 Zielsetzung Projekt PVTmax

Ziel des Projektes PVTmax war es, mögliche Lösungsansätze zur Weiterentwicklung von PVT-Kollektoren und PVT-Anlagen zu entwickeln, die die genannten Anforderungen erfüllen.


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Dabei sollte das PVT-Konzept identifiziert werden, das die größte Erfolgschance am Solar-markt verspricht. Basierend auf diesen Ergebnissen soll in einem Folgeprojekt eine konkrete Produktentwicklung durch SOLVIS erfolgen.

Die Optimierung von PVT-Kollektorsystemen ist ein Kompromiss gegenläufiger Interessen der ST (Solarthermie) und der PV (Photovoltaik) vor allem bezüglich der Arbeitstemperaturen, wobei zu berücksichtigen ist, dass die Anforderungen an den ST-Kollektor von der Anwen-dung des ST-Systems abhängt. Neben der Betrachtung der Wirkungsgrade bei den beabsich-tigten Arbeitstemperaturen ist aber auch die Betrachtung der möglichen Maximaltemperatur von großer Bedeutung, da diese für den PVT-Kollektor zerstörerisch sein kann.

Folgende Aufgaben wurden zur Identifizierung des erfolgversprechendsten PVT-Konzepts bearbeitet:

• Simulation der Energieerträge von PVT-Systemkonzepten zur Identifizierung der Vor- und Nachteile sowie der Anforderungen, die an PVT-Kollektoren zu stellen sind z.B. in Be-zug auf Effizienz, Stagnationstemperatur, Wärme- und Stromertrag etc.

• Evaluierung der in Frage kommenden Solarzellentechnologien und ihrer Optimie-rungsmöglichkeiten insbesondere in Bezug auf ihr Temperaturverhalten

• Evaluierung der möglichen PV-Modul-Absorberverbünde und Untersuchung ihrer Op-timierungsmöglichkeiten inklusive der Variation aller einzusetzenden Materialien

• Evaluierung der möglichen PVT-Kollektorkonstruktionen in Abhängigkeit der vielver-sprechenden PV-Modul-Absorberverbünde insbesondere in Hinblick auf ihre Effizienz und ihre Standfestigkeit bei Arbeits- und Maximaltemperaturen

• Bau und Vermessung von PVT-Prototypen auf Basis der Untersuchungsergebnisse, um die identifizierten Konzepte zu verifizieren

• Gesamtbewertung der relevanten Varianten und Identifizierung des vielversprechendsten PVT-Konzeptes

Die Aufgabenstellungen wurden bearbeitet und die Ergebnisse werden in den folgenden Kapi-teln vorgestellt.


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2 Untersuchung und Bewertung PVT-Systemkonzepte

Die Anforderungen an einen PVT-Kollektor in Bezug auf Effizienz, Montageart und weiterer Charakteristika hängen wesentlich vom Einsatzbereich ab. In diesem Kapitel wird untersucht, welche Einsatzarten marktrelevant sind, welche Anforderungen sich daraus für die PVT-Kollektoren und das Systemdesign ergeben und welche Einsatzbereiche unter Berücksichti-gung der Marktrelevanz und der technischen Konsequenzen und Möglichkeiten erfolgverspre-chend sind.

2.1 Motivation für den Einsatz von PVT-Systemen

PVT-Kollektorsysteme sind nur dann für den Kunden interessant, wenn sie gegenüber ge-trennten, nebeneinander installierten PV- und ST-Anlagen signifikante Vorteile aufweisen. Diese können entweder in niedrigeren Energiegestehungskosten (mehr Solarertrag pro einge-setztem Euro), in einem höheren Energieertrag pro Flächeneinheit oder in einem ästhetisch ansprechenderen Design (oder einer Kombination) liegen.

In Tab. 2.1 sind die möglichen Alleinstellungsmerkmale bewertet. Es wird davon ausgegan-gen, dass eine architektonisch hochwertiges Design eine notwendige Voraussetzung für das Interesse der Kunden an PVT-Kollektoren ist und dass PVT-Kollektoren gut mit PV-Modulen kombinierbar sein müssen. Eine Kostenreduktion gegenüber getrennten Systemen ist kurzfris-tig nicht zu erwarten, allerdings ist auch davon auszugehen, dass Mehrkosten für PVT-Systemen gegenüber vergleichbaren getrennten Systemen nur begrenzt akzeptiert werden. Das entscheidende Alleinstellungsmerkmal für PVT-Kollektorsysteme ist deshalb die Möglichkeit, auf einer begrenzten Dachfläche mehr Solarenergie zu ernten. Es sind deshalb die Marktbereiche und Kunden zu identifzieren, für die dieser Aspekt von hoher Relevanz ist und PVT-Kollektoren und -Systeme zu entwickeln, die daraufhin optimiert sind.


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Tab. 2.1 Bewertung möglicher Alleinstellungsmerkmale von PVT-Kollektorsystemen

Beschreibung/Herausforderung Bewertung

Kostenreduktion durch einen PVT-Kollektor gegenüber getrennten PV- und ST-Systemen (bei derselben Leistung)

Einsparungen sind möglich beim Ge-häuse und der Montage, da für den-selben Solarertrag eine geringere PVT-Kollektorfläche zu installieren ist. Den Einsparungen steht in der Pro-duktion ein größerer Aufwand bei der elektrischen Isolierung der Solarzellen von der Wärmeträgerflüssigkeit und in der Montage möglicherweise ein hö-herer Aufwand durch die gemischte Strom- und Wasserinstallation gegen-über. Des weiteren muss der PVT-Kollektor größer sein als der ST-Kollektor, um denselben Wärmeertrag zu erreichen.

Eine signifikate Kostenreduktion er-scheint unrealistisch, auch da die (neuen) PVT-Kollektoren gegen gut etablierte Technologien antreten. => Das Ziel ist deshalb, im ersten Schritt ein vergleichbares Kostenni-veau für Produktion und Montage der PVT-Kollektoren im Vergleich zu getrennten PV- und ST-Systemen zu erreichen (bei vergleichbaren solaren Wärme- und Stromerträgen).

Erhöhung des solaren Flächen-energieertrags

Dem prinzipiell möglichen erhöhten Energieertrag des PVT-Systems ste-hen zusätzliche Verluste in der Strom- und Wärmeerzeugung im Vergleich zu getrennten Systemen gegenüber. Diese Verluste müssen soweit redu-ziert werden, dass der effektive Mehr-ertrag signifikant ist.

Die Nutzung von PVT-Kollektor-systemen ist dann attraktiv, wenn die verfügbare Installationsfläche begrenzt und der Kunde daran inte-ressiert ist, einen möglichst hohen Solarertrag von seinem Dach zu ernten. Dies setzt voraus, dass in Realität ein signifikanter Energie-mehrertrag tatsächlich erreicht wird.

Architektonisch ästhetisch anspre-chendes Design

PVT-Kollektoren vermeiden das übli-cherweise unterschiedliche Design von PV-Modulen und ST-Kollektoren. Allerdings werden vermutlich künftig PVT-Kollektoren mit PV-Modulen kombiniert werden, die aufeinander abzustimmen sind, da üblicherweise nicht das gesamte Dach zur solaren Wärmeerzeugung benötigt wird.

Es sind PV- und PVT-Kollektoren im einheitlichen Design zu entwickeln, die problemlos zu kombinieren sind und ein harmonisches Dachbild ergeben. Eine architektonisch äs-thetisch hochwertige Dachintegrati-on ist notwendig.


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2.2 Mögliche PVT-Systemvarianten

Zur Identifizierung vielversprechender PVT-Systemvarianten müssen die in Frage kommenden Anwendungen und Märkte bezüglich folgender Fragestellungen bewertet werden:

• In welchen Marktsegmenten weisen PVT-Anlagen aufgrund ihres erhöhten Flächenener-gieertrags Vorteile auf?

• Welche Marktvolumina haben diese Marktsegmente, welche Nachfrage ist zu erwarten?

• Welchen technischen Anforderungen müssen die PVT-Kollektoren genügen, um in diesen Einsatzbereichen erfolgreich vermarktbar zu sein?

Tab. 2.2: Marktsegemente solarthermischer Systeme, Dachflächenfaktoren und Effizienzanforderung

(EFH/MFH = Ein-/Mehrfamilienhaus, WE = Wohneinheit, Pe = Personen, EnEV = Energieein-sparverordnung, WW = Warmwasser, Dachflächenfaktor = Dachfläche/Kollektorfläche, die solare Deckung bezieht sich bei WW-Anlagen auf den Wärmebedarf zur Trinkwasserer-wärmung und bei Kombi-Anlagen auf den Gesamtwärmebedarf für WW und Raumheizung)

Marktsegment Bedarf Kollektorfläche / solare Deckung

Dachfläche / Dachflächenfaktor

Effizienz-anforderung

EFH klein, WW 1 WE, 4 Pe, EnEV 2009 5 m2 / 15% 50 m2 / 0,1 Primär

Sommereinsatz

EFH klein, Kombi 1 WE, 4 Pe, EnEV 2009 12,5 m2 / 25% 50 m2 / 0,25 Gute Effizienz

auch im Winter

EFH klein, SAH 1 WE, 4 Pe, KfW55 35 m2 / 60% 50 m2 / 0,7 Gute Effizienz

auch im Winter

MFH klein, WW 6 WE, 12 Pe 12 m2 / 15% 80 m2 / 0,15 Primär Sommereinsatz

MFH klein, Kombi 6 WE, 12 Pe EnEV 2009 36 m2 / 25% 80 m2 / 0,45 Gute Effizienz

auch im Winter MFH groß, WW Vorwärmung 50 WE, 100 Pe 50 m2 / 10% 100 m2 / 0,5 Sommereinsatz

MFH groß, WW 50 WE, 100 Pe 100 m2 / 15% TW 100 m2 / 1,0 Primär Sommereinsatz

Prozesswärme Vorwärmung

Ganzjähriger WW-Bedarf Große Bandbreite Große Bandbreite Primär

Sommereinsatz

Die technischen Anforderungen an die PVT-Kollektoren müssen folglich aus der Identifikation relevanter Marktsegemente abgeleitet werden. Angesichts der vielfältigen technischen und sozioökonomischen Markteintrittsbarrieren empfiehlt es sich, im ersten Schritt ein PVT-Systemangebot auf ein abgegrenztes Marktsegment hin auszurichten, damit die Vorteile des PVT-Produktes widerspruchsfrei dargestellt werden können.


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Abb. 2.1: Marktsegmente solarthermische Anlagen und deren Flächenfaktor, x-Achse: Anlagengröße, y-

Achse solare Deckung, relevante Märkte sind vertikal eingerahmt, Effizienzanforderungen an PVT-Kollektoren horizontal (SD = Solare Deckung, WE = Wohneinheiten, Pe = Personen)

Mögliche Marktsegmente von solarthermischen Anlagen sind in Tab. 2.2 aufgelistet. Basie-rend auf dieser Klassifizierung und der Annahme, dass PVT-Anlagen nur für hohe Dachflä-chenfaktoren (0,25 oder größer) attraktiv sind, lassen sich in Abb. 2.1 die vielversprechenden Marktsegmente identifizieren.

Ergebnis 1: Die wichtigsten Einsatzbereiche für PVT-Kollektorsysteme sind Kombi-anlagen zur Trinkwassererwärmung und Heizungsunterstützung in Ein-familienhäusern und kleinen Mehrfamilienhäusern. Um größere Dachflä-chenfaktoren zu erreichen, sollten möglichst hohe solarthermische De-ckungsanteile der Kombianlagen realisiert werden.

Große Mehrfamilienhäuser sind als Nischenmarkt zu sehen, der abhängig von der Entwick-lung der Randbedingungen durchaus attraktiv werden könnte. Die Dachflächenknappheit macht ihn interessant und die Möglichkeit, große PVT-Kollektorflächen zur Warmwasservor-wärmung einzusetzen, was tendenziell zur Kühlung der Solarzellen beiträgt. Dies würde inte-ressant werden bei einer steigenden Tendenz zur Nutzung der Photovoltaik zum Eigenver-brauch. Allerdings ist das Marktpotenzial deutlich kleiner als bei kleinen MFH und die Eigen-tümerstrukturen (professionelle Vermieter, Eigentümergemeinschaften) erschweren Investi-tionsentscheidungen in diesem Bereich.

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2.3 Elektrischer Minderertrag durch erhöhtes Temperaturniveau

Ein Nachteil von verglasten PVT-Kollektoren gegenüber PV-Modulen ist die höhere Durch-schnittstemperatur der Solarzellen, die zu einem niedrigeren Solarstromertrag führt. Die Wir-kungsgradreduzierung Δηel berechnet sich durch Multiplikation des Temperaturkoeffizienten β mit der Temperaturerhöhung ΔT ( Δηel = β ∗ ΔT ).

Der erste Faktor, der Temperaturkoeffizient der Solarzellen wird von deren Technologie be-stimmt und wird in Kapitel 3.1.1 detailliert diskutiert. Die tatsächliche mittlere Temperaturerhö-hung des Modul-Absorberverbunds (MAV) im abgedeckten PVT-Kollektor gegenüber einem PV-Modul ist der zweite entscheidende Faktor für den elektrischen Minderertrag. Dabei ist die PVT-Temperatur nicht zwangsläufig immer höher. Bei einer ausreichend niedrigen Eintritts-temperatur der Wärmeträgerflüssigkeit in den Kollektor ist die mittlere PVT-Temperatur gerin-ger als die PV-Temperatur. Pauschale Aussagen über den elektrischen Minderertrag des PVT-Kollektors aufgrund dieses Temperatureffektes sind deshalb schwierig, da das Tempera-turniveau der Wärmeträgerflüssigkeit am Kollektoreintritt vom Anlagentyp (Trinkwarmwasser-vorwärmung, Trinkwassererwärmung, Heizungsunterstützung), der Dimensionierung und der Betriebsweise des thermischen Systems abhängt.

Um die Größenordnung des Minderertrags zu ermitteln wurde ein Simulationsmodell in TRNSYS entwickelt, das die Temperaturen in einem PV-Modul und in einem Modul-Absorberverbund eines PVT-Kollektors im Zeitverlauf berechnet. Dabei wurden für die zu ver-gleichenden PV-Module und PVT-Kollektoren dieselben Solarzellen-Kennwerte und dieselbe Belegungsdichte verwendet, um ausschließlich den Temperatureffekt zu erfassen. Verglichen wurde eine PVT-Kombianlage mit 12 m2 Kollektorfläche mit einem 12 m2 großen PV-Modulfeld.

Wie die Simulationsergebnisse in Tab. 2.3 zeigen, wird durch die Temperaturerhöhung der Solarzellen im PVT-Kollektor gegenüber einem PV-Modul der Stromertrag nur um 4,6% im Jahresschnitt reduziert. Dabei ist die Reduktion im Sommerhalbjahr deutlich höher als im Winterhalbjahr und beträgt maximal 10,1% im Juli und minimal 0,5% im November und De-zember. Berechnet man mit dem Temperaturkoeffizient die effektive durchschnittliche Erhö-hung der mittleren Modul- bzw. Absorbertemperatur, so beträgt diese im Jahresschnitt 10,2 Kelvin mit einem Maximum von 22,4 Kelvin im Juli.

Ergebnis 2: Die mittlere Temperaturerhöhung eines optimierten abgedeckten PVT-Kollektors in einer Anlage zur Trinkwassererwärmung und Heizungsun-terstützung mit 12 m2 Kollektorfläche liegt gegenüber einem Standard PV-Modul bei ca. 10 Kelvin, was zu einer Reduzierung des Jahresstro-mertrags aufgrund des Temperatureffekts von unter 5% führt.


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Tab. 2.3: Temperaturunterschiede PVT-Kollektor zu PV-Modul im Jahresverlauf und im Jahresschnitt für eine 12 m2 großes PV-Modulfeld im Vergleich zu einem 12 m2 großen PVT-Kollektorfeld für zur Trinkwassererwärmung und Heizungsunterstützung (Simulationsergebnis) PVT-Kollektorkennwerte thermisch: η0 = 0,67; a1 = 3,98; a2 = 0,025 PV-Modul/PVT-Kollektorkennwerte elektrisch: η = 14%, Tempkoeff β = 0,045 %/K E = Stromertrag, T = mittlere Temperatur, Q = Wärmeertrag Einheiten: 1 = kWhel, 2 = Kelvin, 3 = kWhth, 4 = kWh

Jan Feb März April Mai Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dez Jahr

EPV 1 75,6 108,5 145,3 174,3 192,7 176,8 193,2 182,5 151,8 130,8 73,0 56,9 1661 EPVT 1 74,4 106,7 143,7 168,1 183,2 165,5 173,7 166,7 144,4 129,2 72,7 56,6 1584 EPV - EPVT 1 1,1 1,9 1,5 6,2 9,5 11,3 19,5 15,7 7,4 1,5 0,4 0,3 76 EPV - EPVT - 1,5% 1,7% 1,1% 3,6% 5,0% 6,4% 10,1% 8,6% 4,9% 1,2% 0,5% 0,5% 4,6% TPVT - TPV 2 3,3 3,8 2,3 8,0 11,0 14,2 22,4 19,2 10,9 2,6 1,1 1,2 10,2 QPVT 3 185,5 285,4 400,7 436,3 454,8 373,6 320,1 357,8 361,0 364,9 186,5 142,1 3868 EPVT + QPVT 4 259,9 392,1 544,5 604,4 638,0 539,1 493,9 524,5 505,4 494,1 259,2 198,7 5453

Abb. 2.2: Carpet-Plots des Verlaufs der Temperatur eines PV-Moduls (links), eines PVT-Kollektors (Mit-

te) und der Temperaturdifferenz (rechts) über ein Jahr für ein 12 m2 große PVT-Kombianlage. Felder in Lila haben eine Temperatur/Temperaturdifferenz zwischen 0 und -10 K, die Felder in Schwarz zwischen -10 und -20 K, d.h. im rechten Bild ist der PVT-Kollektor in diesen Zeiten kälter als das vergleichbare PV-Modul.

Trägt man die Temperaturen des PV-Moduls, des PVT-Kollektors und die Temperaturdifferenz der beiden als Stundendurchschnittswerte in ein Carpet-Plot ein wie in Abb. 2.2, dann wird deutlich, dass der PVT-Kollektor zwar oft höhere Temperaturen erreicht, im Plot der Tempera-turdifferenz (rechtes Bild) wird aber deutlich, dass morgens die PVT-Temperaturen niedriger liegen als die PV-Modultemperaturen. Dies erklärt, warum der Gesamteffekt der Tempera-turerhöhung insgesamt geringer ist als vielfach angenommen.


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2.4 Ertragssimulationen von PVT-Systemvarianten

2.4.1 Bewertungskriterium

Um PVT-Anlagen mit getrennten ST- und PV-Anlagen zu vergleichen, muss ein Bewertungs-kriterium festgelegt werden. Dieses sollte sich an der Motivation der Nutzer und deshalb an der Steigerung des solaren Flächenertrags orientieren. Die in den vorigen Kapiteln identifizier-ten potenziellen PVT-Kunden verfolgen mit der PVT-Anlage zwei Ziele: erstens wollen sie eine solarthermische Anlage ersetzen und zweitens auf dem zur Verfügung stehenden Dach einen maximalen Solarstromertrag erzielen. Die PVT-Anlage ist deshalb so auszulegen, dass sie denselben Solarwärmeertrag (bzw. dieselbe solarthermische Deckung) erzielt wie die separate ST-Anlage. Bei gleichem Solarwärmeertrag kann dann der Strommehrertrag der PVT-Anlage als einziges Bewertungskriterium genutzt werden.

Dieses Vorgehen ist auch deshalb sinnvoll, weil mit der Vergrößerung der solarthermischen Kollektorfläche der spezifische Kollektorertrag abnimmt, weshalb die Wärmeertragsänderung bei einer Flächenänderung stark von den betrachteten Randbedingungen abhängt. Im Gegen-satz dazu ist der Solarstromertrag proportional zur PV-Modulfläche, wenn die Anlage netzge-koppelt betrieben wird, weshalb der Vergleich des Stromertrags deutlich unabhängiger vom spezischen Fall ist.

2.4.2 Ertragssimulation von ST- und PVT-Anlagen zur Trinkwassererwärmung

Die folgenden Ertragsberechnungen wurden am Fraunhofer ISE in TRNSYS durchgeführt. Im ersten Durchgang wurde der Strom- und Wärmeertrag einer 6 m2 großen Solarthermie-, PV- und PVT-Anlage für die Standorte Essen und Passau verglichen, deren Solarwärmeerträge zur Brauchwassererwärmung genutzt wurden. Die Kennwerte der eingesetzten Kollektoren sind in Tab. 2.4 definiert. Tab. 2.4: Kennwerte der eingesetzten Kollektoren (der Prototyp PVT2010 wurde am Fraunhofer ISE

entwickelt und 2010 gebaut und vermessen)

Typ Hersteller η0 a1 a2 Quelle

Flachkollektor Solvis Fera 0,823 3,09 0,026 DIN Certco

PVT-Kollektor Prototyp PVT2010 0,72 6,14 0,024 Messungen ISE


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Tab. 2.5: Ertragsvergleich PV-, ST- und PVT-Anlagen gleicher Größe

Anlagentyp Essen Passau

Qel [kWh/m2] Fsav

Qel [kWh/m2] Fsav

Solarthermie-Anlage - 66,1% - 74,5%

PV-Anlage 99 - 117 -

PVT-Kollektor 88 53,0% 105 60,5%

Minderertrag PVT 11% 19,8% 10,2% 18,8%

Der Vergleich zeigt, dass in diesem Fall der Stromertrag der PVT-Anlage etwa 10% unter dem Ertrag einer reinen PV-Anlage und der Wärmeertrag etwa 20% unter dem einer reinen Solar-thermieanlage mit derselben Kollektorfläche liegt. Dabei spielt der Standort in diesem Fall in Bezug auf den Minderertrag keine wesentliche Rolle.

Mögliche Ursachen für den PVT-Minderertrag sind in Tab. 2.6 aufgelistet. Dabei ist zu unter-scheiden zwischen Ursachen, die unvermeidlich sind (z.B. größerer Randabstand und höhere Temperaturen der Solarzellen sowie Reduzierung des Wärmeertrags um den in Strom ge-wandelten Strahlungsanteil) und anderen, die konstruktiv verursacht sind und reduziert wer-den können (z.B. Wärmeverluste des Modul-Absorberverbunds). Tab. 2.6: Ursachen für den Minderertrag von PVT-Kollektoren

Ursachen elektrischer Minderertrag von PVT-Kollektoren

Ursachen thermischer Minderertrag von PVT-Kollektoren

• Geringerer Strahlung auf die Zelle durch zusätzliche Glasscheibe und Aufbau des Modul-Absorberverbunds (höhere Reflek-tion und geringere Transmission durch Abdeckungen und ggf. Niedrigemissions-schicht)

• Geringere Packungsdichte aufgrund grö-ßerer Randabstände und ggf. größeren Abständen zwischen den Zellen

• Reduzierter Zellwirkungsgrad durch er-höhte Zelltemperaturen

• Geringere Strahlung auf den Modul-Absorberverbund (erhöhte Reflektion)

• Reduktion der in Wärme umgewandelte Strahlungsenergie um den in Strom um-gewandelten Anteil

• Reduzierte Wärmeleitung von den Solar-zellen zum Wärmeträgerfluid (erhöhter Wärmeleitwiderstand der Einkapselung)

• Erhöhte Wärmeverluste durch erhöhte Infrarot-Abstrahlung aufgrund fehlender spektralselektiver Absorberbeschichtung


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Abb. 2.3: Jahresverlauf der solarthermischen Deckungsanteile Fsav einer Solarthermieanlage (schwarze

Linie) und einer PVT-Anlage (blaue Linie) mit jeweils 6 m2 Kollektorfläche und der relative thermische Minderertrag der PVT-Anlage (gelbe Säulen).

In Abb. 2.3 sind die Monatswerte des solarthermischen Deckungsanteils für die Solarthermie- und die PVT-Anlage aufgetragen. Der solarthermische Minderertrag der PVT-Anlage ist im Sommer geringer, was daran liegt, dass einerseits die erhöhten Wärmeverluste des PVT-Kollektors in den Sommermonaten mit hohen Einstrahlungen und hohen Temperaturen nicht relevant sind und andererseits der thermische Minderertrag der PVT-Anlage dadurch teilweise kompensiert wird, dass die Anlagen länger laufen als die solarthermische Anlage. Dies ist da-ran erkennbar, dass der Minderertrag in Passau im Juli und August unter 10% liegt, obwohl der Minderertrag durch die Strahlungsumwandlung in Strom schon über 10% beträgt.

Die PVT-Kollektorfläche müsste allerdings beim Einsatz des in Tab. 2.4 definierten PVT-Kollektors deutlich stärker erhöht werden als um 20%, um dieselbe solarthermische Deckung zu erreichen, wie Abb. 2.4 zu entnehmen ist. Statt 6 m2 Solarthermie wären in Essen 14 m2 und in Passau 15 m2 PVT-Kollektoren mit den Kennwerten des Prototypen erforderlich.


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Abb. 2.4: Solarthermische Deckung Fsav in Abhängigkeit der Kollektorfläche für PVT-Kollektoren (türkise

Linie) und solarthermischen Kollektoren (schwarze Linie), rote Punkte: Anlagengrößen mit demselben Fsav

Solaranlage zur Trinkwassererwärmung

Essen Passau

Qel [kWh/m2] Fsav

Qel [kWh/m2] Fsav

PV + ST-Anlage 5.820 66% 6.887 74%

PV + PVT-Anlagen 6.325 66% 7.455 74%

Mehrertrag 8,7% - 8,2% -

Abb. 2.5: Vergleich der Solarstromerträge einer ST + PV-Anlage mit einer Kollektorfläche von 6 m2 und einer PVT + PV-Anlage mit derselben solarthermischen Deckung, Gesamtfläche jeweils 50 m2, für die Standorte Essen und Passau

Wenn davon ausgegangen wird, dass die potenziellen Kunden PVT-Kollektoren aus Platz-gründen einsetzen, werden diese die verbleibende Dachfläche für PV-Module nutzen. Deshalb wurden im nächsten Schritt für ein Einfamilienhaus mit einer Dachfläche von 50 m2 zwei Fälle


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verglichen: eine 6 m2 ST-Anlage zur Trinkwassererwärmung plus eine 44 m2 PV-Anlagen mit einer 14 m2 bzw. 15 m2 großen PVT-Anlage, die dieselbe solarthermische Deckung aufweist mit einer entsprechenden Restbelegung des Daches mit PV-Modulen, was den Vergleich der beiden Optionen allein über den PV-Mehrertrag erlaubt.

Wie in Abb. 2.5 gezeigt, erhöht sich die Solarstromerzeugung in diesem Fall durch die PVT-Anlage um 8,7% in Essen und 8,2% in Passau bei gleichbleibendem Solarwärmeertrag. Natür-lich würde die relative Erhöhung höher ausfallen, wenn eine kleinere Gesamtdachfläche zur Verfügung steht oder wenn der solare Deckungsanteil erhöht würde (sprich der Dachflächen-faktor steigen würde).

Aus diesem Beispiel sind folgende Erkenntnisse abzuleiten:

• Der Minderertrag von PVT-Anlagen zur Trinkwassererwärmung ist gegenüber separaten ST- und PV-Anlagen relativ gering mit ca. 20% (Wärme) und ca. 10% (Strom) relativ gering.

• Die Kollektorfläche muss allerdings bei einem PVT-Kollektor ohne Maßnahmen zur Reduzierung der IR-Abstrahlung massiv vergrößert werden, um denselben solarthermischen Deckungsanteil zu erreichen.

• Der thermische Minderertrag ist in den Wintermonaten höher als in den Som-mermonaten, was zeigt, dass die Anwendung (Jährliche Verteilung des Wärme-bedarfs) und die Betriebsweise einer PVT-Anlage einen wichtigen Einfluss auf die Gesamtleistung hat.

• Der tatsächliche Strommehrertrag auf dem Dach eines Einfamilienhauses bei Vergleich einer ST + PV-Anlage mit einer PVT + PV-Anlage mit derselben solar-thermischen Deckung zur Trinkwassererwärmung liegt im betrachten Fall unter 10%, was bestätigt, dass der andere Marktsegmente mit höheren Dachflächen-faktoren betrachtet werden müssen.

2.4.3 Ertragssimulation von ST- und PVT-Anlagen zur Trinkwassererwärmung und Heizungsunterstützung

In diesem Kapitel werden die Mehrerträge von PVT-Kollektoren in solarthermischen Kombian-lagen simuliert mit folgenden Eckdaten: 900 Liter Pufferspeicher, Einfamilienhaus mit 140 m2 Wohnfläche und Heizwärmebedarf von 51,9 kWh/m2a in Essen und 62,7 kWh/m2a in Passau. Die Kennwerte der eingesetzten Kollektoren sind wieder Tab. 2.4 zu entnehmen.


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Im ersten Schritt wurden wieder die Solarerträge von Solarthermie-, PV- und PVT-Anlagen mit derselben Kollektorfläche von 12 m2 errechnet. Dabei stiegen jetzt die Strommindererträge auf 11,5% bis 14,1% und die Wärmemindererträge auf 23,1% bis 23,6% für Essen bzw. Passau (siehe Tab. 2.7). Der größere Stromminderertrag wird durch die höheren Betriebstemperatu-ren aufgrund der größeren Kollektorfläche verursacht, der größere Wärmeminderertrag durch die geringeren thermischen Wirkungsgrade des PVT-Kollektors in der Heizperiode. Tab. 2.7: Minderertrag PVT-Kombianlagen bei gleichen Kollektor-/Modulflächen

Kombianlage mit 12 m2 Kollektorfläche bzw.

12 m2 PV-Module

Essen Passau

Qel [kWh/m2] Fsav

Qel [kWh/m2] Fsav

ST-Anlage - 29,0% - 28,8%

PV-Anlage 99 - 113 -

PVT-Kollektor 85 22,3% 100 22,0%

Minderertrag PVT 14,1% 23,1% 11,5% 23,6%

Abb. 2.6: Jahresverlauf der solarthermischen Deckungsanteile Fsav einer Solarthermieanlage (schwarze

Linie) und einer PVT-Anlage (blaue Linie) mit jeweils 12 m2 Kollektorfläche und der relative thermische Minderertrag der PVT-Anlage (gelbe Säulen).

Abb. 2.6 ist zu entnehmen, der der thermische Minderertrag praktisch nur in der Heizsaison anfällt, im Sommerhalbjahr haben PVT- und Solarthermieanlagen praktisch dieselben thermi-schen Erträge. Abb. 2.7 zeigt, dass aufgrund der geringen Wirkungsgrade des PVT-Kollektors bei niedrigen Außentemperaturen und niedrigen Einstrahlungen mehr als eine Verdreifachung der Fläche des eingesetzten PVT-Prototypen notwendig wäre, um wieder dieselbe solarther-mische Deckung zu erreichen.


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Abb. 2.7: Solarthermische Deckung Fsav in Abhängigkeit der Kollektorfläche für PVT-Kollektoren

(türkise Linie) und solarthermischen Kollektoren (schwarze Linie), rote Punkte: Anlagengrößen mit demselben Fsav

Solarthermische

Kombianlage Essen Passau

Qel [kWh/m2]

Fsav Qel [kWh/m2]

Fsav

PV + ST-Anlage 3.742 29% 4.299 28,8%

PV + PVT-Anlagen 4.277 29% 4.949 28,8%

Mehrertrag 14,3% - 15,1% -

Abb. 2.8: Vergleich der Solarstromerträge einer Solarthermie + PV-Anlage mit einer Kollektorfläche von 12 m2 und einer PVT + PV-Anlage mit derselben solarthermischen Deckung, Gesamtfläche jeweils 50 m2, für die Standorte Essen und Passau


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Abb 2.7 zeigt, dass mit 14,3% bis 15,1% der Solarstrom-Mehrertrag durch die PVT-Anlage bei Kombianlagen höher liegt als bei Trinkwarmwasseranlagen. Gleichzeitig ergibt sich jedoch eine ökonomisch ungünstige Situation, wenn die PVT-Kollektorfläche aufgrund des geringen thermischen Wirkungsgrades deutlich größer sein muss als die ST-Kollektorfläche.

Aus den Simulationsergebnissen wird deutlich, dass

• PVT-Anlagen, die größere solarthermische Anlagen (Kombianlagen) ersetzen, zu hö-heren Mehrerträgen von ca. 15% führen, allerdings sind diese aufgrund der relativ schlechten thermischen Kennwerte des PVT-Kollektors immer noch relativ gering.

• die Kollektorfläche bei Einsatz eines PVT-Kollektors ohne Reduzierung der Infrarotab-strahlung mehr als verdreifacht werden müsste, um denselben solarthermischen De-ckungsanteil zu erreichen, was aus ökonomischen Gründen nicht zielführend.

Daraus folgt, dass PVT-Kollektoren nur dann sinnvoll in Kombianlagen einzusetzen sind, wenn der thermische Wirkungsgrad bei höheren Temperaturdifferenzen deutlich verbessert wird.

2.5 Bewertung der Systemvarianten

Aus den Überlegungen zu den relevanten Marktsegmenten und den Simulationsergebnissen lassen sich die Marktsegmente wie in Tab. 2.8 bewerten. Daraus lässt sich folgender Schluss ziehen:

Ergebnis 3: Der Einsatz von PVT-Systemen in Einfamilien- und kleinen Mehrfamilien-häusern ist nur sinnvoll bei einer deutlichen Verbesserung der thermi-schen Wirkungsgrade der PVT-Kollektoren bei höheren Temperaturdiffe-renzen, um in der Heizperiode gute thermische Erträge zu erzielen.


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Tab. 2.8: Zusammenfassende Bewertung der PVT-Marktsegmente

Marktsegment Dachfläche / Dachflächenfaktor Bewertung der Marktrelevanz

EFH klein, TWW 50 m2 / 0,1 Kleiner Dachflächenfaktor und geringer Strommehrertrag von ca. 10% macht PVT wenig attraktiv.

EFH klein, Kombi 50 m2 / 0,25 Großes Marktsegment (ca. 40% Marktanteil) mit aktuell einem PVT-Strommehrertrag von ca. 15%. Attraktiv, wenn der thermische Wirkungsgrad deutlich gesteigert wird.

EFH klein, SAH 50 m2 / 0,7

Bislang sehr geringer Marktanteil, der langfristig deutlich steigen kann. Höchster Mehrertrag aufgrund des hohen Dachflächenfaktors, allerdings nur möglich, wenn die ther-mische Effizienz der PVT-Kollektoren deutlich gesteigert wird. Langfristig attraktives Marktsegment, wenn der thermische Wirkungsgrad deutlich gesteigert wird.

MFH klein, TWW 80 m2 / 0,15 Bislang geringer Marktanteil, geringer PVT-Mehrertrag aufgrund des kleinen Dachflächenfaktors, wenig attraktiv.

MFH klein, Kombi 80 m2 / 0,45 Bislang geringer Marktanteil aber relativ hoher Dachflä-chenfaktor. Mittelfristig attraktives Marktsegment, wenn der thermische Wirkungsgrad deutlich gesteigert wird.

MFH groß, TWW vorwärm 100 m2 / 0,5 Attraktives Einsatzgebiet für existierende PVT-Kollektoren

aber relativ geringes Marktpotenzial.

MFH groß, TWW 100 m2 / 1,0 Attraktives Einsatzgebiet für existierende PVT-Kollektoren aber relativ geringes Marktpotenzial.

Prozesswärme Vorwärmung Große Bandbreite

Attaktive Anwendungsfälle (Wasservorwärmung bei niedri-gen Temperaturen) sind denkbar, aufgrund geringem Marktpotenzial und hohem Projektierungsaufwand wenig attraktiv.


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2.6 Anforderungen an PVT-Kollektoren

Aus den identifizierten Einsatzbereichen und sonstigen grundsätzlichen Überlegungen lassen sich folgende Anforderungen ableiten, die PVT-Kollektoren für eine erfolgreiche Vermarktung erfüllen müssen.

Tab. 2.9: Übersicht der Anforderungen an PVT-Kollektoren

Aspekt Anforderung

PV Technologie Einsatz von Solarzellen mit hoher Effizienz, da PVT-Anlagen nur für Kun-den attraktiv sind, die eine hohe Flächeneffizienz (Strom und Wärme) erzie-len wollen, d.h. üblicherweise kristalline Solarzellen.

Thermische Effizienz Deutlich verbesserter thermischer Wirkungsgrad im Winterhalbjahr erforder-lich gegenüber dem Ausgangsprototyp PVT2010.

Kollektorgröße

In den identifizierten Marktbereichen ist der Einsatz von Kollektormodulgrö-ße von ca. 2 m2 üblich. Da die PVT-Kollektoren mit PV-Modulen kombiniert werden, müssen die Größen aufeinander abgestimmt werden (typische PV-Modulgröße: ca. 1,60 x ca. 1 m2). Dabei ist auch auf die Händelbarkeit auf-grund des erhöhten Gewichts von PVT-Kollektoren zu achten.

Kollektorhöhe Da die PVT-Kollektoren architektonisch ansprechend ins Dach integriert werden sollen, ist eine möglichst geringe Kollektorhöhe anzustreben.

Elektrische Sicherheit Um bei Handwerk und Kunden eine gute Akzeptanz zu erreichen müssen die PVT-Kollektoren soweit möglich den hohen Sicherheitsanforderungen der PV-Normen gerecht werden. Auf die langfristig sichere elektrische Iso-lierung der Solarzellen zum Wärmeträgerfluid ist besonders zu achten.

Systemkonfiguration/ Betriebsweise

Um möglichst hohe Stromerträge zu erzielen ist das thermische System so zu betreiben, dass sich eine möglichst geringe Kollektortemperatur einstellt. Da die Anlagen zur Heizungsunterstützung im Sommerhalbjahr deutliche Überschüsse aufweisen, bedarf es einer aktiven Kühlung der Kollektoren entweder durch externe Kühler oder eine Nachtauskühlung des Speichers, um eine Stagnation der PVT-Kollektoren zuverlässig zu vermeiden.

Thermische Sicherheit

Thermisch verbesserte PVT-Kollektoren führen zu Stagnationstemperatu-ren von über 150°C, die die PVT-Kollektoren zerstören können. Um diese Temperaturen auch im Havariefall (Pumpenausfall bei hoher Einstrahlung) oder bei Installation (Kollektoren noch nicht in Betrieb und hohe Einstrah-lung) zu vermieden, ist ein Konzept zur zuverlässigen Vermeidung von überhöhten Temperaturen erforderlich (eigensicherer Stagnationsschutz).

PVT-System

Es empfiehlt sich, ein PVT + PV - Komplettsystem anzubieten, das die ge-samte verfügbare Dachfläche abdeckt, um dem Interesse der Kunden an einer hohen Flächeneffizienz zu entsprechen. PVT-Kollektoren und PV-Module sind folglich im Design aufeinander abzustimmen (u.a. dieselbe Solarzellentechnologie).


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3 Solarzellentechnologien

3.1 Solarzelltechnologien und deren PVT-Eignung

3.1.1 Temperaturkoeffizient

Der elektrische Wirkungsgrad von Solarzellen nimmt mit zunehmender Temperatur ab. Der Temperaturkoeffizient des Wirkungsgrades ist im Wesentlichen von der eingesetzten Zelltech-nologie abhängig und wird zusätzlich vom Zelldesign beeinflusst. Solarzellen auf Basis von kristallinem Silicium (mono und poly) weisen einen relativ großen Temperaturkoeffizienten auf, der jedoch bei der rückseitenkontaktierten Hocheffizienzzellen von Sunpower und auch bei der HIT-Solarzelle der Firma Panasonic (Hetero-Junction with Intrinsic Thin Layer) deutlich redu-ziert ist. Den niedrigsten Temperaturkoeffizienten weisen Cadmiumtellurid (CdTe)-Solarzellen auf. Solarzellen aus Kupfer-Indium-Diselenid (CIS) befinden sich im oberen und das mikro-morphe Silizium (µm-Si) von der Firma Bosch befinden sich im unteren Mittelfeld. Wie der Ver-lauf der absoluten Wirkungsgrade η(T) verschiedener Solarmodule in Abb. 3.1 zeigt, weisen CdTe-Solarmodule ab einer Temperatur von ca. 80°C den höheren Wirkungsgrad im vergleich zu poly-Silizium- und CIS-Modulen auf. Der Wirkungsgrad der monokristallinen Module bleibt auch bis 100°C höher als derjenige der CdTe-Module. Da die Arbeitstemperatur in einem PVT-Kollektor bei guter Einstrahlung üblicherweise zwischen 50°C und 80°C liegt und 95°C nicht übersteigt, empfiehlt sich aufgrund der höheren elektrischen Effizienz bei den typi-schen Arbeitstemperaturen der Einsatz von kristallinen Solarzellen.

Tab. 3.1: Übersicht typischer Wirkungsgrade und Temperaturkoeffizienten von Solarmodulen mit unter-schiedlichen Zelltechnologien

Zelltyp Hersteller Modultyp Temperatur-koeffizient Pmax in %/K

Modulwir-kungsgrad η

bei 25°C

Modulwir-kungsgrad η

bei 80°C poly c-Si Solarworld SW 185 Poly -0,48 14,2% 10,4% mono c-Si Bosch c-Si M260 -0,44 15,8% 12,0% CIS Avancis Powermax 135 -0,39 12,6% 9,9% mono c-Si SP Sunpower E20/333 -0,38 20,4% 16,1% HIT c-Si Panasonic HIT H250 -0,29 18,0% 15,2% CdTe Firstsolar FS385 -0,25 11,8% 10,2% µm-Si Bosch µm-Si plus 130 -0,33 9,1% 7,4%


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Abb. 3.1: Modulwirkungsgrade in Abhängigkeit der Modultemperatur für unterschiedliche

Zelltechnologien

3.1.2 Beeinflussbarkeit der Temperaturabhängigkeit

Erste Untersuchungen legen den Schluss nahe, dass die Temperaturabhängigkeit der Solar-zellen nur in sehr begrenztem Umfang beeinflusst werden kann. Die Anpassung der Solarzel-lentechnologie mit dem Ziel der Reduzierung des Temperaturkoeffizienten hat deshalb bei der Entwicklung von PVT-Kollektoren keine Priorität.

3.1.3 Reflektion, Absorption und Transmission der Solarstrahlung

Das auf der Erde eintreffende Sonnenlicht weist in Mitteleuropa etwa die in Abb. 3.2 darge-stellte spektrale Verteilung bei AM 1.52 auf und erstreckt sich von ca. 300 nm bis 2500 nm. Solarzellen auf Basis von kristallinem Silizium können auf Grund der Bandlücke nur den Spektralbereich zwischen 300 und 1200 nm nutzen. Die Solarstrahlung im Spektralbereich

2 AM 1.5 = Air Mass 1,5, entspricht dem Sonnenspektrum nach Durchtritt durch die 1,5 fache Atmosphärendicke


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über 1200 nm führt nur zur Erhitzung der Solarzelle, die den Wirkungsgrad beeinträchtigt, weshalb für PV-Anwendungen angestrebt wird, einen möglichst großen Anteil dieses nahen Infrarot-Spektralbereichs zu reflektieren. In PVT-Hybrid-Systemen kann dieser Spektralbereich jedoch zur Wärmegewinnung genutzt werden. Oberhalb von 2500 nm ist allerdings eine hohe Reflektion auch für PVT-Module vorteilhaft, da dort praktisch keine Solarstrahlung mehr anfällt und mit der Erhöhung der Reflektion die Emissivität der fernen Infrarotstrahlung reduziert wird.

Abb. 3.2: Sonnenspektrum und optimale Reflektionskante für eine Silizium-Solarzelle sowie für einen solarthermischen Absorber und damit auch für einen PVT-Kollektor

Die gewünschte optimale Reflektionskurve ist schwer zu erreichen. Konventionelle kristalline Solarzellen weisen eine vollflächige Metallisierung auf der Rückseite auf, in der ein Großteil der Infrarotstrahlung zwischen 1200 nm und 2500 nm absorbiert und der Rest reflektiert wird. Punktkontaktsolarzellen weisen einen höhere Reflektion im infraroten Spektralbereich auf auf-grund einer dielektrischen Beschichtung auf der Rückseite, die als Spiegel wirkt. Für PVT-Hybridkollektoren empfiehlt sich deshalb der Einsatz von vollflächigen Rückseitenkon-takten, die eine erhöhte Absorption im Infraroten aufweisen und damit den thermischen Wirkungsgrad steigern.

Da das infrarote Sonnenlicht vom Silizium nicht absorbiert wird, kann es nur an der Rückseite absorbiert werden oder dort wieder austreten, um im dahinter liegenden Schichten absorbiert


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zu werden. Der zweite Fall ist möglich bei sogenannten Bifazial-Solarzellen, die auch auf der Rückseite nur Kontaktfinger aufweisen anstatt einer vollflächigen Metallisierung und damit die Transmission der Solarstrahlung durch die Solarzelle im infraroten Spektralbereich ermögli-chen. Um das Optimierungspotenzial für Solarzellen in PVT-Kollektoren zu ermitteln in Bezug auf Reflektionsreduzierung und Transmission des Infrarotanteils wurde der Reflektionsgrad von verschiedenen Solarzellentechnologien im Spektralbereich von 300 nm bis 2500 nm ge-messen. Die Ergebnisse sind Tab. 3.2 zu entnehmen. Tab. 3.2: Ergebnisse der Reflektionsmessungen an verschiedenen Typen von Solarzellen

(mc = multikristalline, Cz = monokristalline, im Czochralski-Verfahren hergestellte Solarzellen R / A: mit der Leistung des Sonnenspektrums gewichteter Reflektions- / Absorptionsgrad)

Einseitig lichtempfindliche Solarzellen Ergebnis der Messungen (Abb. 3.3)

mc vollflächig: konventionelle Solarzellen aus multikristallinem Silicium mit vollflächiger Rückseitenmetallisierung

R = 13% / A = 87 % Multikristalline Solarzellen weisen eine höhe-re Reflektion aufgrund der materialtypischen Oberflächenstruktur auf

Cz vollflächig: konventionelle Solarzellen aus monokristallinem Silizium mit vollflächiger Rückseitenmetallisierung

R = 9 % / A = 91%

Cz punktuell: Solarzellen aus monokristalli-nem Silizium mit punktuell ausgebildetem Metall-Halbleiter-Kontakt auf der Rückseite

R = 13% / A = 87% Oberhalb von etwa 1100 nm ist die Reflektion der Punktkontakt-Solarzellen höher aufgrund der geringen Absorption im Dielektrikum

Abb. 3.3: Spektraler Reflektionsgrad einseitig lichtempfindlicher Solarzellen

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.50

20

40

60

80

100

mc vollflächig C z vollflächig C z punktuell

Refle

xion

(%)

Wellenlänge (µm)


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Der spektrale Reflektionsgrad für die einseitig lichtempfindlichen Solarzellen ist in Abb. 3.3 dargestellt. Bifaziale Solarzellen transmittieren einen Teil des Sonnenspektrums für Wellen-längen über 1000 nm. Um dies zu quantifizieren wurden Reflektions- und Transmissions-messungen an den drei genannten Typen von bifazialen Solarzellen durchgeführt (Abb. 3.4). Tab. 3.3: Ergebnisse der Reflektions- und Transmissionsmessungen an verschiedenen bifacialen So-

larzellen (R, T bzw. A: mit der Leistung des Sonnenspektrums gewichteter Reflektions-, Transmissions- bzw. Absorptionsgrad)

Beidseitig lichtempfindliche (bifaciale) SZ Messergebnisse (Abb. 3.4)

Hocheffizienz: Hocheffiziente bifaziale So-larzellen aus monokristallinem Silizium mit feinem Metallisierungsgitter auf Vorder- und Rückseite (Labormaßstab)

R = 12% / T = 3% / A = 85%

BSK: Mit industriellen Prozessen und Tech-nologien hergestellte, bifaziale Solarzellen aus monokristallinem Silizium mit breitem Metallisierungsgitter auf Vorder- und Rücksei-te

R = 13% / T = 3% / A = 84%

Hetero: Im Labormaßstab hergestellte, bi-faziale Solarzellen mit Hetero-Übergang, d.h. mit einer Kombination aus amorphem und kristallinem Silicium

R = 24% / T = 10% / A = 66%

Bis 1000 nm höherer Reflektionsgrad und höchste Transmission über 1200 nm auf-grund der planen Solarzellengeometrie (keine Oberflächentextur)

Abb. 3.4: Spektraler Reflektionsgrad (links) und Transmissionsgrad (rechts) bifazialer Solarzellen

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.50

20

40

60

80

100

C z Bifazial BSK Hetero

Refle

xion

(%)

Wellenlänge (µm)0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.50

20

40

60

80

100

C z Bifazial BSK Hetero

Tran

smiss

ion (%

)

Wellenlänge (µm)


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Abb. 3.5 zeigt die mit dem Sonnenspektrum gewichtete Verteilung des Reflektions-, Transmis-sions- und Absorptionsgrades der verschiedenen Solarzellen. Der Reflektionsanteil geht für die Solarenergienutzung verloren. Der Absorptionsanteil steht zur Strom- und Wärmeerzeu-gung zur Verfügung und der Transmissionsanteil kann nur zur Wärmeerzeugung verwendet werden. Die monokristalline Siliziumzelle mit vollflächiger Rückseitenkontaktierung (Cz vollflä-chig) weist die geringste Reflektion, d.h. die geringsten Verluste auf. Die Summe aus Ab-sorption und Transmission der drei bifazialen Solarzellen ist geringer als die Absorpti-on der einseitig absorbierenden Solarzelle (Cz vollflächig), weshalb ihr Einsatz keinen Vorteil aufweist.

Abb. 3.5: Mit der Leistung des Sonnenspektrums AM1.5 gewichteten Reflektions- (R) Transmissions-

(T) und Absorptionsgrade (A) von Solarzellen unterschiedlicher Technologien.

3.1.4 Empfindlichkeit für hohe Zelltemperaturen

PV-Module erreichen an Sommertagen Spitzentemperaturen von etwa 80°C. Die Erfahrung zeigt, dass die Solarzellen für einen Betrieb bei diesen Temperaturen geeignet sind. Im Be-trieb eines PVT-Hybridmoduls können im ordnungsgemäßen Betrieb Temperaturen bis zu 95°C und bei Störungen (Stagnation des solarthermischen Kreises) deutlich höheren Tempe-raturen auftreten.

Es wurden mehrere Versuche durchgeführt, um den Einfluss höherer Temperaturen auf die Solarzellen zu untersuchen. Da nach 3 Stunden intensiver Beleuchtung und einer Temperatur von 140°C keine Reduktion der Wirkungsgrade der kristallinen Solarzellen festgestellt wurde, kann eine dauerhafte Schädigung dieser Solarzellen durch Temperaturen von bis zu 140°C ausgeschlossen werden.

mc vollflächig

Cz vollflächig

Cz punktuell

Cz bifazial

BSK

Hetero

0 20 40 60 80 100

R T

Leistungsanteil am Sonnenspektrum (%)

Zellk

onze

pt

A


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3.2 Bewertung der Solarzellen-Technologien

Die Auswahl der eingesetzten Solarzellentechnologie hat eine wichtigen Einfluss auf den Stromertrag und die möglichen Produktionstechnologien und –abläufe und muss deshalb nach Abwägung aller Aspekte getroffen werden.

Tab. 3.4: Anforderungen an Solarzellen beim Einsatz in PVT-Kollektoren

Aspekt Anforderung

Wirkungsgrad

Da PVT- Kunden eine hohe Flächeneffizienz erwarten, sollten die einge-setzten Solarzellen im relevanten Arbeitstemperaturbereich einen hohen Wirkungsgrad aufweisen, was für den Einsatz von kristallinen Siliziumso-larzellen spricht. Weil bei höherem Stromertrag der Solarzellen der thermische Wirkungs-grad niedriger ist, ist auch das Gesamtoptimum aus Strom- und Wärmeer-trag bei der Auswahl der Solarzellentechnologie zu beachten.

Temperatur-abhängigkeit

Der Temperaturkoeffizient sollte einerseits möglichst klein sein, um den Minderertrag bei höheren Temperaturen gegenüber PV-Modulen zu mini-mieren. Gleichzeitig sind auch die tatsächlichen Wirkungsgrade bei den relevanten Arbeitstemperaturen von 50°C bis 80°C zu beachten.

Verarbeitbarkeit und Flexibilität

Die Solarzellentechnologie muss mit dem Aufbau des Modul-Absorberverbunds und der Konstruktion des PVT-Kollektors vereinbar sein. Kristalline Solarzellen lassen sich gut in den PVT-Produktions-prozess integrieren, indem sie als Strings in den Modul-Absorberverbund laminiert oder vergossen werden. Der Einsatz von kristallinen Zellen er-laubt eine höhere Flexibilität bei der Anpassung der Kollektorgröße und eine höhere Wertschöpfung durch eine größere Fertigungstiefe. Dünnschichtmodule oder bereits laminierte PV-Module mit kristallinen Solarzellen können eine gute Alternative sein, wenn eine Verbindung mit dem Absorber realisiert werden kann, die eine gute Wärmeleitung von der Solarzelle zur Wärmeträgerflüssigkeit ergibt.

Wertschöpfung Die Verarbeitung kristalliner Solarzellen zum Modul-Absorberverbund erzielt aufgrund der größeren Fertigungstiefe eine höhere Wertschöpfung.

Kosten der Solarzellen Aus optischen Gründen müssen die Zelltechnologien der PVT-Kollektoren und der ergänzenden PV-Module auf demselben Dach identisch sein. Es ist also auch zu prüfen, welcher Solarzellen-Typ für Standardmodule für potenzielle Kunden attraktiv ist.

Ergebnis 4: Viele Aspekte sprechen für den Einsatz von kristallinen Solarzellen in PVT-Kollektoren. Dünnschichttechnologien stellen eine interessante Option dar bei hohen Wirkungsgraden, einem schlüssigen Fertigungs-konzept und hoher Akzeptanz der Technologie im Markt.


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4 Modul-Absorberverbund (MAV)

Der Modul-Absorberverbund (MAV) ist das Herz des PVT-Kollektors. Die Verlustmechnismen im PVT-Kollektor sind in Abb. 4.1 dargestellt. Sie hängen wesentlich von der Konstruktion und den Kennwerten des MAV ab. Die Reflektions- und Absoptionsverluste an der Kollektor-Abdeckscheibe können durch Einsatz eines hochtransparenten, eisenarmen Solarglases mit Antireflexbeschichtung auf etwa 5% reduziert werden. Alle anderen Verlustmechanismen wer-den wesentlich vom MAV beeinflusst: die Reflektion der Einstrahlung an der Oberfläche des MAV, an den Solarzellen, den versilberten Kontaktbändchen sowie den sichtbaren Absorber-flächen; die Wärmeverluste des MAV durch Infrarot-Abstrahlung sowie die Konvektions- und Transmissionsverluste. Die Wärmeverluste werden auch vom umgebenden Gehäuse mit be-einflusst.

Der thermische Wirkungsgrad des MAV wird folglich stark von der Konstruktion und seinen optischen und thermischen Kennwerte geprägt und auch der elektrische Wirkungsgrad direkt durch die Reflektion und Transmission der Abdeckung der Solarzellen und indirekt durch die resultierenden Temperaturen des MAV.

Abb. 4.1: Sankey Diagramm für PVT-Kollektoren mit den 5 Verlustmechanismen


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4.1 Anforderungen an den MAV

Der MAV muss eine Vielzahl von Belastungen über einen Zeitraum von mehr als 20 Jahren widerstehen muss. Gefordert ist beispielsweise die Beständigkeit gegen Wärme, Feuchte, UV-Strahlung und Temperaturwechsel. Er muss die elektischen Sicherheitsprüfungen aus der PV Norm IEC 61215 und 63017 bestehen, wie z.B. Durchschlagsprüfung unter Benässung oder Hot-Spot Dauerprüfung. Als Grundlage der Bewertung möglicher Konstruktionsvarianten sind in Tab. 4.1 die Anforderungen für die einzelnen Funktionen bzw. Schichten des MAV aufgelis-tet. Je nach Zielvorgabe können sich unterschiedliche Konstruktionsprinzipien als sinnvoll er-weisen. In den folgenden Kapiteln werden die verschiedenen Konstruktionsvarianten darge-stellt und bewertet.

Tab. 4.1: Funktionen und Anforderungen an einen MAV

Funktion/Schicht Mögliche Ausführung Anforderungen

Obere Abdeckung des MAV

Solarglas mit Low-e-Schicht

Geringe Reflektion der Solarstrahlung Geringe Absorption in der Abdeckung Geringe Emission im Infrarotbereich über 2500 nm Dauerhafter Schutz gegenüber dem Mikroklima im Kol-lektor, Diffusionsbarriere Geringe Dicke (Kosten, Gewicht)

Einbettung der Solarzellen Lamination mit EVA

Geringe Absorption der einfallenden Solarstrahlung Ausgleich der Dickenunterschiede von Zellverbindern und Bereichen ohne Solarzellen Reduizierung der thermo-mechanisch induzierten Span-nungen aufgrund der unterschiedlichen Ausdehnungs-koeffizienten von Asorberblech, Zelle und Glas Dauerhafte Fixierung der Solarzellen Schutz vor Feuchte Elektrische Isolation Gute Wärmeleitung Solarzelle – Absorber


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Positionierung und Kontaktierung der Solarzellen

Strings mit 4 x 8 monokristallinen Solarzellen (quadratisch, Seitenlänge 156 mm)

Gute Haftung der Lötkontakte auch unter Alterung Minimale elektrischen Wiederstandverluste Vergrößerter Randabstand, um Verschattung durch erhöhten Kollektorrand zu vermeiden Berücksichtigung der Temperaturunterschiede des Ab-sorbers (von Eintritt bis Austritt der Wärmeträgerflüssig-keit) bei der Verschaltung der Strings Minimale Reflektion der Solarstrahlung an der Zellme-tallsierung oder den Zellverbinderbänchen (z.B. Erhöhung des thermischen Ertrags durch schwarz beschichtete Kontaktbänder)

Elektrische Isolierung

Lamination der So-larzellenstrings in EVA und Eloxierung oder Lackierung des Absorberblechs

Dauerhafte elektrische Isolierung (gegen Kriechströme, Hochspannung) Erfüllung IEC Normen für PV-Module (wenn anwendbar) Gute Wärmeleitung Solarzelle – Absorber langzeitbeständige Haftung zu umgebenden Schichten Kratzbeständigkeit Homogene Schichtdicke

Absorber Aluminiumblech, eloxiert oder lackiert

Gute Wärmeleitfähigkeit Geringe Dicke (Kosten, Gewicht) Gute Absorption der Solarstrahlung an den nicht mit Solarzellen belegten Stellen

Absorberrohre Kupferrohre, an Absorberblech lasergeschweißt

Gute Wärmeleitfähigkeit Geometrie für hohen Kollektorfaktor F’ Dauerhaft korrosionssicher geg. Wärmeträgermedien

4.2 Mögliche MAV-Konstruktionsvarianten

Für den MAV sind eine Vielzahl von Konstruktionsvarianten möglich. In Tab. 4.2 sind die Aus-führungsmöglichkeiten der einzelnen Kompontenten bzw. Funktionsschichten im MAV aufge-führt, die meistens, aber nicht immer miteinander kombinierbar sind.


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Tab. 4.2: Mögliche Varianten der einzelnen Komponenten/Funktionsschichten im MAV, diese können untereinander kombiniert werden, wobei sich einzelne Varianten ausschließen

Komponente/Funktionschicht des MAV Variante 1 Variante 2 Variante 3 Variante 4

Beschichtung Abdeckung Low-e antireflex

Abdeckung Solarglas ETFE-Folie Kunststoff

Fixierung Abdeckung - Solarzellen – Absorberblech

Lamination mit EVA

(oder alternati-ve Materialien)

Eingießen in Silikon

Vollflächige Verklebung

eines Moduls auf Absorber

oder einer Halbschale

Fixierung mit Klebepunkte (in isoliertem

Luftraum)

Solarzellen Standard

mono- oder multikristalline Siliziumzellen

Rückseiten-kontaktierte

monokristalline Siliziumzellen

CIS-Dünnschicht

CdTe-Dünnschicht

Elektrische Isolierung

Eloxalschicht auf Aluminium

Lackierung des Absor-berblechs

Kunststofffolie

Absorbermaterial Aluminium Kupfer Kunststoff

Absorberkanäle

Rohre laser- oder ultraschall-geschweißt,

gelötet

Kanäle integriert in Absorber

(Rollbond, ...)

Vollflächige Durchströ-

mung (Doppelsteg-

platten,...)

Kanäle in Halbschale

geprägt, diese auf Modul-Rückseite

geklebt

4.3 Materialuntersuchungen zur MAV-Optimierung

4.3.1 Abdeckung

Die Abdeckung der Solarzellen zum Kollektorinnenraum muss hochtransparent sein und die Solarzellen gegenüber Feuchte und Schmutz schützen. Die mechanische Belastung auf den MAV ist im Normalfall sehr gering, da dieser im Kollektorkasten liegt und nach oben im Ab-stand von 1 bis 2 cm mit einer Abdeckscheibe, üblicherweise einem thermisch vorgespanntes Einscheibensicherheitsglas, geschützt ist (Ausnahme: vakuumisolierter PVT-Kollektor).


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Tab. 4.3 Bewertung der Abdeckungsvarianten des MAV

Variante Vorteile Nachteile Bewertung

Solarglas (eisenarm)

widerstandsfähig hochtransparent (besonders bei

antireflex-Beschichtung) steif (Solarzellenträger) Beschichtung möglich

gut verarbeitbar wärmebeständig gegen Prozesstemperaturen

bei Lamination gute Langzeiterfahrungen

relativ schwer steif (Verarbeitbarkeit) thermische Spannung

durch unterschiedlichen Ausdehnungskoeffizient im Vergleich zu Alumini-

um oder Kupfer führen zu einer starken Krümmung

nach Abkühlung

Aufgrund der relevanten Nachteile sollten Alterna-

tiven gesucht werden. => Prinzipiell geeignet,

Alternativen sind zu prüfen

ETFE-Folie oder andere Kunststoff-folien

leicht hochtransparent reflektionsarm

(Brechnungsindex an Luft angepasst)

gute Diffusionsbarriere

Nicht geeignet als Träger-material für Solarzellen Eignung als Träger für Beschichtungen muss

geprüft werden Langzeitstabilität muss

geprüft werden geringere Haftung zu EVA

Vorteilhaftes Material, wenn auf Steifigkeit ver-zichtet werden kann und

Beschichtbarkeit und Langzeitstabilität gegeben

sind => Einsatz ist zu prüfen

Ergebnis 5: Die Auswahl einer Abdeckung des Modul-Absorberverbunds hängt da-von ab, welche Kollektorkonstruktion gewählt wird und ob geeignete Fo-lien gefunden werden, die langzeitbeständig und beschichtbar sind. Ent-sprechende Folien sind zu suchen und zu prüfen.

4.3.2 Fixierung Abdeckung – Solarzellen – Absorberblech

Für die Lamination von kristallinen Solarmodulen wird überwiegend EVA (Ethylenvinylacetat) als Einbettungsmaterial verwendet. Der Vorteil ist, dass das die Langezeitbeständigkeit des Materials weitreichend geprüft wurde und sich über viele Jahre in Aussenexpositionen bewei-sen konnte. Es exisitieren vereinzelt Qualitätsunterschiede von Hersteller zu Hersteller, wel-che z.B zu Vergilbung durch UV-Einwirkung, DeLamination, Browning führen

EVA ist ein Elastomer, bei dem sich die zunächst vorliegenden Monomere unter Einwikrung von Wärme zu Polymerketten vernetzen. Dies geschiet während des Lamiantionsprozesses bei Temperaturen zwischenbei 140 bis 150°C. Die Vernetzung ist irreversibel, wird also unter Wärme nicht wieder weich, wie z.B bei Thermoplasten. Bei erneuter Temperaturzufuhr von


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über 120°C wird das EVA beschädigt (Browning, Ausgansungen, Verbrennung). Eine Über-hitzung des MAV, d.h. eine Temperatur größer 120°C muss prinzipiell und zuverlässig verhindert werden, um den MAV vor der Zerstörung zu bewahren.

Tab. 4.4: Bewertung der Fixierungsvarianten Abdeckung – Solarzellen – Absorberblech


Lamination mit EVA

Erprobte, dauerhafte Verbindung (Vernet-zung) der Komponenten Schlüssige Verbindung, d.h. relativ gute Wärme-

leitung

Die Lamination findet bei 140°C bis 150°C statt. Bei Einsatz von

Glas und Direktlaminati-on mit Absorber: Da Glas und Aluminium-blech einen deutlich

unterschiedlichen Aus-dehnungskoeffizienten

haben, krümmt sich beim Abkühlen der

MAV, was bereits bei Raumtemperatur einen deutlichen Stress für die

Solarzellen bedeutet. Zerstörung bei Tempe-

raturen über 140°C

Die Vorspannung des MAV sollte vermieden

werden => sehr kritsch bei

Glasabdeckung => unkritsch bei

Folienabdeckung oder bei nachträglicher

Verklebung des Ab-sorbers mit dem La-

minat

Eingießen in Silikon

Akzeptanz höherer Temperaturen

Verarbeitung bei Raum-temperatur möglich, d.h.

geringere thermo-mechanische Vorspan-

nung bei Glasabde-ckung

geringe Lichtabsorption

Fertigungsprozess noch nicht evaluiert, evtl. zeit- und kostenaufwändiger

als Lamination Bei Raumtemperatur lange Aushärtezeiten Hohe Materialkosten Evtl Vakuumprozess

nötig um Luftbläschen im Material zu entziehen

Vorteilhaft bei praktikab-lem Verarbeitungspro-zess mit akzeptablen

Kosten => Prüfung möglicher Fertigungsprozesse

und Temperatur-empfindlichkeit

Verklebung eines laminierten Moduls mit Absorber oder mit Halbschale mit Kanalstruktur

Trennung des Produkti-onsprozesses des PV-Moduls vom MAV kann

Kosten reduzieren möglicherweise geringe thermisch-mechanische Spannung, Verklebung bei Raumtemperatur

Gute Wärmeleitung bei Halbschale

Gefahr einer geringere n Wärmeleitfähigkeit zwi-schen Solarzelle und

Absorber bei vollflächi-ger Verklebung mit Ab-

sorber Langezeitbeständigkeit der Haftung zwischen

PV-Modul und Absorber unbekannt

Vorteilhaft bei guter Wärmeleitung

Solarzellen - Absorber => Prüfung Verfügbar-keit moderner Klebe-techniken, die eine gute Wärmeleitung

garantieren


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Fixierung durch Klebepunkte (in isoliertem Luftraum)

Kostenersparnis durch Einsparung von Folien

geringe thermisch-mechanische Spannungen

Keine Erfahrungen mit dem Fertigungsverfah-ren, das eine hohe Prä-

zision (sehr geringer Abstand zwischen Zelle

und Absorberblech) erfordert, um eine gute Wärmeleitung zu ge-

währleisten elektrische Isolierung

ist zu prüfen Langzeitbeständigkeit der Klebepunkte unbe-

kannt

Ohne Erfahrungen des Fertigungsverfahrens im PV-Modulbereich nicht

zu empfehlen => Vorläufig nicht

geeignet

Ergebnis 6: Eine optimale Verbindungstechnik von Abdeckung, Solarzellen und Ab-sorber ist noch nicht gefunden. Das Eingießen in Silikon und die Kle-bung wurden als interessante Optionen identifiziert, konnten allerdings noch nicht evaluiert werden. In einem Folgeprojekt ist zu prüfen, ob das Eingießen in Silikon eine praktikable Alternative darstellt und ob es Kle-betechniken gibt, die den Anforderungen im MAV genügen.

4.3.3 Elektrische Isolierung

Die Gewährleistung der elektrischen Durchschlagsfestigkeit ist zwingende Vorausset-zung, um einen PVT-Kollektor auf den Markt zu bringen. Für Aluminiumabsorber bietet sich als elektrischer Isolator eine Eloxalschicht an.

Beim galvanischen Verfahren entsteht die Eloxalschicht durch das elektrolytische Oxidieren von Aluminium und seinen Legierungen. Dabei wird die Oberfläche in einem ersten Schritt in einem elektrochemischen Prozess umgewandelt und bis zu einer gewissen Tiefe porös. Nach dem Eloxiervorgang werden diese Poren durch sogenanntes Verdichten geschlossen und die chemische Zwischenverbindung in ihre Endform überführt. Taucht man das Aluminiumblech in ein entsprechendes Farbbad, so lagern sich Farbpigmente in den Poren ein und können dann mit versiegelt werden. 2/3 der Eloxalschicht wächst in das Material hinein und 1/3 aus dem Material heraus.


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Abb. 4.2: Schichtwachstum (links) und Schliffbild (rechts) einer Eloxalschicht

Die Durchschlagsfestigkeit E von Aluminiumoxid wird in der Literatur mit 35 kV/mm angege-ben. Die Durchschlagsspannung U kann mit der Isolationsschichtdicke l berechnet werden ( U = E ∗ l ). Bei einer Schichtdicke von 30 µm ergibt sich damit eine Durchschlagsspannung von 1000 V (beim elektrolytischen eloxieren ist eine Schichtdicke von 100 µm erforderlich).

Mit zunehmender Schichtdicke nimmt jedoch die Steifigkeit zu und die Schicht könnte bei star-ken temperaturbedingten Ausdehnungen brüchig werden. Um dies zu vermeiden kann eine Schichtdicke bis 50 µm und darauf ein Lack mit etwa 25 µm aufgetragen werden. Bedingt durch die unterschiedliche Ausdehnung der Schichten sind die Adhäsionskräfte zwischen den einzelnen Lagen kritisch zu prüfen.

In Tab. 4.5 sind alle Varianten für die elektrische Isolierung der Solarzellen vom Absorber auf-gelistet und bewertet. Dabei wird deutlich, dass noch keine ideale Lösung gefunden ist und ausführliche weitere Untersuchungen erforderlich sind. Tab. 4.5: Bewertung der Varianten für die elektrische Isolierung


Eloxalschicht auf Aluminium

feste, dauerhafte Verbindung mit Aluminiumblech

elektrische Isolierfähigkeit gut bekannt

Langzeitstabilität Homogene Schichtdicke sofern keine Kanten im Absorberbau vorhanden

wechselnde thermische Beanspruchung kann zu Rissbildungen im Eloxal

führen Langzeit-

Durchschlagssicherheit noch unbekannt

Oxidschicht kann zu Haft-tungsmängelnbeim an-

schweißen der Absorber-rohre

Interessante Lösung, wenn die Langzeit-

Durchschlagsfestigkeit (trotz Sprödigkeit)

gegeben ist => Prüfung der

Verarbeitbarkeit und elektrischen Sicherheit

für konkrete Konstruktionen


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Lackierung des Absor-berblechs

einfaches und schnelles Aufbringen möglich

einseitiges Aufbringen auf den Absorber möglich

kostengünstig

sorgfältige Verarbeitung erforderlich, um Mindest-dicke der Lackschicht zu

gewährleisten geringe Kratzbeständig-keit könnte in der Weiter-verarbeitung des lackier-

ten Absorbers und bei kontinuierlichen Abrieb

durch Temperatur-schwankungen die dau-erhafte Isolierfähigkeit

gefährden

gute Lösung, wenn die Langzeit-

Durchschlagsfestigkeit gegeben ist

=> Prüfung der elektrischen Sicherheit

Kunststofffolie

definierte Durchschlagsfestigkeit

eher geringe Anforderun-gen an Verarbeitung

Flexibilität

Material muss noch identifiziert werden

zusätzlicher Wärmeleit-widerstand

mögliche Kosten

sehr gute Lösung, wenn ein Material gefunden

wird, das eine gute Wär-meleitung bei hoher elektrischer Isolation

gewährleistet => Material

ist zu identifizieren und deren elektrische Si-

cherheit zu prüfen

Ergebnis 7: Die zuverlässige dauerhafte elektrische Isolierung ist eine zwingende Voraussetzung für die Vermarktbarkeit von PVT-Kollektoren. Mögliche Varianten wurden identifiziert, eine umfassende Evaluierung steht aber noch aus. Im Folgeprojekt müssen Materialien identifiziert und alle rele-vanten Optionen auf ihre elektrische Sicherheit geprüft werden.

4.3.4 Absorbervarianten inklusive Rohre und Rohrverbindungen

In solarthermischen Kollektoren werden üblicherweise Absroberbleche aus Aluminium einge-setzt, die aus Gründen der Korrosionsgefahr mit Kupferrohren verbunden werden. Es gibt auch Bestrebungen, die Korrosionsproblematik zu lösen und spezielle Aluminiumrohre einzu-setzen. Mehrere Forschungsprojekte beschäftigen sich mit dem Einsatz von Kunststoffen zur weiteren Kostensenkung. Bislang sind allerdings keine marktreifen Konzepte bekannt.


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Das Laserschweißen hat das Ultraschallschweißen als häufigste Verbindungsart in der Absor-berproduktion abgelöst. Es ist eine materialschonende und robuste Verbindungstechnik, die im Gegensatz zum Ultraschallschweißen keinen großen Druck zwischen den zu verbindenden Teilen bedarf. Auf der Rückseite des zu schweißenden Bleches treten beim Laserschweißen vergleichsweiese geringe Temperaturen auf, wenn der Prozess richtig eingestellt ist.

Tab. 4.6: Bewertung Varianten Absorbermaterialien und -rohre


Aluminiumblech mit Kupferrohren lasergeschweißt

Eingeführte Technik Flexible Fertigung (Abmessungen,...)

Solarzellen werden po-tenziell im Fertigungs-

prozess beschädigt (Schweißung nach La-

mination oder bei Lamination geschweiß-

ter Absorber) Blech ist nicht steif ge-nug als Träger für die

Solarzellen, wenn statt Glas eine Folie als Ab-

deckung verwendet werden soll

Ausgereifte Technik, Einsetzbarkeit hängt

vom Fertigungsprozess und der Konstruktion ab

=> Optimierung des Fertigungsprozesses

(keine Schädigung der Solarzellen), falls Vor-

entscheidung auf diese Konstruktion

fällt

Aluminium-Rollbond (einseitig eben)

MAV in einem Schritt herstellbar

hohe Steifigkeit, deshalb als Trägermaterial für Solarzellen einsetzbar (Folie als Abdeckung)

kein nachträgliches Anbringen von Rohren

optimierte Kanalstruktu-ren zur guten Wärmeab-

leitung möglich

Korrosionsgefährdung höhere Kosten, da

größere Materialstärken erforderlich (Kanäle müssen ausreichend

druckstabil für Fertigung und Betrieb sein)

geringe Flexibilität in den Abmessungen

Gute Lösung, wenn Glasabdeckung durch

Folie ersetzt werden soll und Korrosion sicher

vermieden werden kann => Prüfung, wie die

Korrosionssicherheit zuverlässig und dau-

erhaft hergestellt werden kann

Kunststoffplatten (Polymere)

geringes Gewicht potenziell kostengünstig Vollflächig durchströmte

Doppelstegplatte ver-meidet nachträgliches Anbringen von Rohren zusätzliche elektrische

Isolierung

Temperaturbegrenzung in Abhängigkeit vom Material erforderlich Stabilität, Haltbarkeit

und UV-Stabilität evtl. kritisch

Geringe Wärmeleitfä-higkeit (vollflächige

Durchströmung erforderlich)

Gute Lösung, wenn Wärmeleitung und Halt-barkeit ausreichend und Temperaturbegrenzung

garantiert => Prüfung Konstruk-

tionsvarianten, Haltbarkeit und

Wärmeleitfähigkeit


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Abb. 4.3: Kunststoffpyramide mit verschiedenen Polymeren mit Maximaltemperaturen und Preisen im

Vergleich zu Kupfer und Aluminium. Quelle [Bru 2010].

Wie Abb. 4.3 zeigt, sind viele Polymere als Absorbermaterial wettbewerbsfähig zu Aluminium oder Kupfer, wenn die Temperaturen auf ca. 100°C begrenzt werden können. In PVT-Kollektoren muss schon aufgrund der Solarzellen eine konstruktive Temperaturbegren-zung gewährleistet sein, so dass der Einsatz günstiger Kunststoffe für PVT-Kollektoren zu prüfen ist. Voraussetzung für einen sinnvollen Einsatz ist allerdings die Gewährleistung einer guten Wärmeleitfähigkeit von der Solarzelle zur Wärmeträgerflüssigkeit.

Ergebnis 8: Eine gute Lösung für Absorber und Verrohrung konnte noch nicht identi-fiziert werden. Bei Aluminiumblech mit Kupferrohren müssen die Ferti-gungsverfahren noch detailliert geprüft werden, um eine Schädigung der Solarzellen auszuschließen, bei Aluminium-Rollbondabsorbern muss noch die Korrosionsfestigkeit nachgewiesen werden. Kunststoffabsorber bieten sich an, da im PVT-Kollektor die Temperaturen begrenzt werden müssen, hierfür müssen noch geeignete Materialen und Konstruktion identifiziert und geprüft werden. Weitere Prüfungen als Entscheidungs-grundlage für die Absorberkonstruktion sind zwingend erforderlich.


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4.4 Optimierung durch Reduzierung der Infrarot-Emissionen

Wie in Kapitel 2.5 dargestellt sind solarthermische Kombianlagen die interessanteste Anwen-dung für PVT-Kollektoren, allerdings nur unter der Voraussetzung, dass der thermische Wir-kungsgrad gegenüber den bislang verfügbaren PVT-Kollektoren für größere Temperaturdiffe-renzen vom Kollektor zur Umgebung deutlich ansteigt. Die größeren Wärmeverluste der bishe-rigen PVT-Kollektoren resultieren vor allem daraus, dass im Gegensatz zu typischen solar-thermischen Kollektoren keine opake spektralselektive Absorberschichten einsetzbar sind.

Eine Möglichkeit der Reduzierung der Wärmeverluste in PVT-Kollektoren ist die Aufbringung einer transparenten Low-e-Schicht auf dem MAV, die im Infrarot-Spektralbereich eine niedrige Emission aufweist. Low-e-Schichten sind auf jeder Wärmeschutzverglasung aufgebracht, al-lerdings sind diese auf eine hohe Transmission im sichtbaren Spektralbereich hin optimiert. Für den PVT-Kollektor ist es dagegen erforderlich, dass eine Low-e-Schicht mindestens im PV-relevanten Spektrum bis 1200 nm, besser noch im Solarspektrum bis 4000 nm eine hohe Transmission und erst oberhalb davon eine möglichst geringe Emissivität aufweist. Entspre-chend müssen die Low-e-Schichten auf die PVT-Anforderung angepasst werden.

Vor diesem Hintergrund wurde am Fraunhofer ISE nach einer optimierten Low-e-Schicht für den Einsatz in PVT-Kollektoren gesucht, die sowohl den optischen Anforderungen genügt, als auch bezüglich Stabilität und Kosten praktikabel erscheint.

4.4.1 Verfügbare Low-e-Schichten

Low-e-Schichten können in zwei Kategorien eingeteilt werden: (i) transparent leitende Oxide (TCOs, transparent conductive oxides) und (ii) metallbasierte Schichten. In TCOs wird die Niedrigemission erreicht durch eine entsprechende freie Elektronendichte im Material des Ox-ids. Typische Oxide sind In2O3:Sn, SnO2:(F, Sb), ZnO:(Al, Ga, In) und TiO2:Nb. Kommerziell verfügbare TCO-Beschichtungen werden meist für Architekturglas und als transparente El-ektroden für Solarzellen und in elektronischen Anwendungen genutzt.

Metallbasierte Schichten werden üblicherweise als Mehrfachschichtsystem ausgeführt mit einer dünnen Metallschicht, die in Oxidschichten eingebettet ist. Die Niedrigemission wird durch die freien Elektronen im Metall verursacht. Um eine hohe Transparenz zu erreichen, werden Edelmetalle genutzt, insbesondere Silber. Im Gegensatz zu den TCOs ist die Niedrig-emission im nahen Infrarotbereich bei Silber nicht durch eine erhöhte Absorption, sondern durch eine erhöhte Reflektion verursacht. Für Architekturglas ist eine große Zahl von silber-basierten Schichten mit einer für den sichtbaren Bereich optimierten Transmission verfügbar. Diese sind zu optimieren für eine maximierte Transmission im Solarspektrum durch eine an-


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gepasste Wahl der Oxide im Schichtsystem. Berücksichtigt wurde auch eine Low-e-Schicht auf TCO-Basis, die am ISFH für den Einsatz in einem doppelverglasten Hocheffizienzkollek-tors entwickelt worden, und von der freundlicherweise Proben zur Verfügung gestellt wurden.

4.4.2 Vergleich kommerzieller und anderer Low-e-Schichten

Kommerzielle silberbasierte Low-e-Schichten weisen eine hohe Transmission im sichtbaren Spektralbereich auf. Fluor-dotiertes SnO2 (K-Glass) weist einen höheren Schichtwiderstand (Emissivität), aber auch eine breiteres Transmissionsspektrum als kommerzielle Sil-berschichten auf. Die wichtigsten Schichten sind in Tab. 4.7 mit ihren Transmissionswerden in Bezug auf das Solarspektrum (AM1.5) und das visuell sichtbare Spektrum (vis) aufgelistet. Ebenfalls sind die Emissivität ε und die Glasdicke angegeben. Die ersten vier Schichten basie-ren auf SnO2:F mit unterschiedlicher Dicke und Antireflektionsschichten. Die beste Sil-berschicht weist eine Solartransmission von nur 63% auf. Ein weiteres Produkt (Interpane IplusL) hat eine Solartransmission von 67%, ist allerdings nicht in der Liste aufgeführt. Kom-merzielle Produkte weisen folglich keine ausreichende solare Tranmission für PVT-Anwendungen auf. Tab. 4.7: Vergleich der Kennwerte verschiedener kommerzieller Low-e-Schichten

T = Transmission im Solarspektrum (AM1.5) bzw. sichtbaren Bereich (vis), ε = Emissivität

Anbieter Produktname TAM1.5 [%]

Tvis [%]

ε [%]

Glasdicke [mm]

AFG Comfort E 75,4 83,8 29,9 2,5

Pilkington Energy Advantage 71,3 83,1 15,9 2,5

Pilkington Energy Advantage 67,6 82,6 15,8 5

Pilkington K-Glass 66,4 82,2 17,0 6

Cardinal LoE 178 63,2 86,7 8,3 2,5

Cardinal LoE 178 62,1 86,4 8,3 3

Cardinal LoE 178 60,7 86,0 8,3 4

Cardinal LoE 178 59,6 85,6 8,3 5

Cardinal LoE 178 58,2 85,1 8,3 6

Viracon Northern LoE 61,3 86,7 8,8 3

Interpane iplus S 60,6 89,3 4,8 4

Guardian LowE 1.1 NT 60,4 87,7 6,6 4

AFG Comfort ES LowE 59,0 85,1 9,0 6


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Neben den SnO2:F-Schichten werden auch AZO- und ITO-Schichten eingesetzt. Die ISFH-Prototypschicht basiert auf AZO mit einer zusätzlichen Antireflektionsschicht. Damit lässt sich ein vergleichbares Ergebnis erzielen wie mit silber- und TCO-basierten Schichten. Allerdings sind diese TCO-Systeme dicker und deshalb prinzipiell teurer in der Produktion.

4.4.3 Bewertung von Low-e-Schichten

Um ein für PVT-Kollektoren optimiertes Low-e-Schichtsystem zu identifizieren, wurden am Fraunhofer ISE umfangreiche Simulationsrechnungen durchgeführt. Da sich bei der Variation der Schichtsysteme immer mehrere Parameter gleichzeitig ändern wurde ein Bewertungs-system zur Gewichtung der Ergebnisse mit folgenden Regeln eingeführt:

• Die Erhöhung der Absorption um 1% entspricht der Reduktion der Emission um 2%, • Strom hat die dreifache Wertigkeit als Wärme, • die Effizienz der Solarthermie (~60%) ist etwa das Vierfache von PV (~15%) und • die solarthermische Kollektorleistung kann zu 50% genutzt werden.

Als Bewertungskennziffer WZ für Low-e-Schichten in Standardsystemen wurde entsprechend definiert wie folgt:

WZ = TcSi + TAM1.5 / 1,5 – ε373K / 3

mit der Transmission im Spektralbereich einer kristallinen Siliziumzelle TcSi multipliziert mit dem AM1.5-Solarspektrum, der Transmission mit dem AM1.5-Spektrum TAM1.5 und der Emis-sion ε373K bei 100°C. Für WZ ergeben sich Werte bis 1,67, wobei ein höherer Wert einem bes-seren System entspricht. Weißes Glas mit Antireflexschicht auf einer Seite hat beispielsweise eine Kennzahl WZ von 1,23. Andere Low-e-Schichten müssen sich mit dieser Referenz mes-sen.

4.4.4 Optimierung einer silberbasierten Low-e-Schicht

Die Simuliationsrechnungen zur Optimierung einer silberbasierten Low-e-Schicht wurden mit dem Dünnschicht-Simulationsprogramm RAT durchgeführt. Ausgehend von einem Standard-Low-e-System mit 10 nm dicker Silberschicht eingebettet zwischen ZnO:Al (AZO) Schichten, wurden die Oxidschichttypen und –dicken variiert, um die besten optischen Eigenschaften zu finden. Für jedes untersuchte System wurde eine Optimierungssimulation der Schichtparameter ausgeführt, wobei meist die Oxidschichtdicken als freie Parameter genutzt wurden. Als Materialien mit niedrigen und hohem Brechungsindex wurden SiO2 und TiO2 genutzt. Brechungsindexdaten modelliert auf Basis von vermessenen Mustern wurden als Eingangsdaten für die Simulation verwendet.


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Der Aufbau, die einzelnen Kennwerte und der Gesamtkennwert WZ verschiedener Optimierungsstufen sind in Tab. 4.8 aufgelistet. In Zeile 1 ist der Ausgangsaufbau, in Zeile 2 der auf dieser Basis optimierte Schichtaufbau dargestellt. Es folgen in Zeile 3 der für prozesstechnische Anforderungen optimierte Schichtaufbau, beispielsweise ist eine dünne AZO-Schicht vorteilhaft, um ein gutes Wachstum der Silberschicht zu erreichen. Eine geringe Reduzierung des WZ-Kennwertes resultiert aus der Einführung der AZO-Schicht und der dickeren Silberschicht. In Zeile 4 sind die Ergebnisse der laminierten Variante gelistet. Durch die Lamination der Solarzellen in EVA wird die Rückseitenreflektion der Low-e-Verglasung fast vollständig unterdrückt, was die Transmission um 4% erhöht.

Tab. 4.8: Aufbau und Kennwerte von Low-e-Schichtsystemen in mehreren Optimierungsschritten T = Transmission (AM1.5 für Solarspektrum, cSi für kristallines Silizium gefaltet mit AM1.5) ε373K = Emissivität bei 100°C, WZ = gewichtete Bewertungskennzahl

Variante Aufbau TAM1.5 TcSi ε373K WZ

Ausgangssystem Glas/AZO/Silber/AZO 0,754 0,820 0,079 1,296

Optimiertes System Glas/TiO2/Ag/TiO2/SiO2 0,882 0,910 0,128 1,456

Prozesstechnisch optimiert in Luft

Glas/TiO2/AZO/Ag/AZO/TiO2/SiO2 0,843 0,888 0,0979 1,417

Prozesstechnisch optimiert laminiert 0,879 0,927 0,0977 1,480

Die optimierte Silberschicht erreicht ein WZ von 1,417, d.h. ein um 13% verbessertes Ergebnis als das Referenz-Weißglas. Es wird erwartet, dass die Schicht in Realität diesen Wert nicht ganz erreicht, aber besser bleibt als die Referenz.

4.4.5 Herstellung einer ISE Prototyp Low-e-Schicht

Basierend auf den im vorigen Kapitel dargestellten Simulationsergebnissen wurde am Fraun-hofer ISE eine Low-e-Schicht auf einer horizontalen Beschichtungsanlage produziert. In Tab. 4.9 sind die Simulationsergebnisse und im Vergleich dazu die Messwerte der realisierten Pro-totypschicht dargestellt. Die Emissivität wurde abgeleitet aus dem gemessenen Schichtwiderstand. Zwar ist die solare Transmission TAM1.5 mit 0,77 deutlich höher als bei kommerziellen Low-e-Schichten, doch zeigt der Unterschied zum Simulationswert das große Optimierungspotenzial. Es wird erwartet, dass durch Optimierung des Abscheideprozesses ähnlich gute Ergebnisse erzielt werden können, wie in der Simulation ermittelt.


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Tab. 4.9: Kennwerte der simulierten und der als Prototyp hergestellten Low-e-Schicht mit dem Aufbau Glas/TiO2/AZO/Ag/AZO/TiO2/SiO2, der am ISFH entwickelten Low-e-Schicht sowie weiterer kommerzieller Low-e-Schichten

TAM1.5 TcSi ε373K WZ

ISE Low-e-Schicht Simulation 0,842 0,888 0,098 1,417

ISE Low-e-Schicht Prototyp gemessen 0,770 0,837 0,128 1,308

ISFH Low-e-Schicht 0,850 0,910 0,400 1,343

AG kommerziell (Guardian) 0,594 0,681 0,034 1,066

SnO2:F (K-Glass) 0,735 0,781 0,191 1,207

Der ISE Low-e-Schicht-Prototyp sowie verschiedene andere kommerzielle Low-e-Schichten und die vom ISFH zur Verfügung gestellte Probe wurden spektral vermessen in Bezug auf Transmission und Reflektion. Die Ergebniskurven sind in Abb. 4.4 und Abb. 4.5 dargestellt.

Abb. 4.4: Solarspektrum (gelb) sowie Transmission verschiedener Low-e-Schichten in Abhängigkeit

der Wellenlänge


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Abb. 4.5: Solarspektrum (gelb) und Reflektion verschiedener Low-e-Schichten in Abhängigkeit

der Wellenlänge

Die schnell abfallende Transmission und ansteigende Reflektion ab ca. 700 nm der kommer-ziellen Silberschicht (Guardian, grün) zeigen, dass diese Schichten für den Solareinsatz un-geeignet sind. Die ITO-Schicht, die als transparente Elektroden für PV-Zellen eingesetzt wird (schwarz) weist sehr gute Transmissionswerte auf, die allerdings im kurzwelligen Bereich un-terhalb 700 nm schon deutlich ansteigen. Die kommerziell erhältliche SnO2-Schicht (K-Glass) weist in Bezug auf die Transmission und Reflektion bis 2500 nm gute Werte auf, die ver-gleichbar sind mit der ISE Prototyp-Schicht (silberbasiert, rot gestrichelt). Diese weist eine gute Transparenz und Reflektion im Solarspektrum auf, liegt aber in der Transparenz noch unterhalb und in der Reflektion ab 1000 nm merklich oberhalb der Schicht des ISFH. Al-lerdings ist die Emission im Infraroten bei der ISE Prototyp-Low-e-Schicht mit 9,79% deutlich besser als bei der ISFH-Schicht mit 40%.

4.4.6 Bewertung von Low-e-Schichten in PVT-Kollektoren

In numerischen Simulationen und ersten Beschichtungsversuchen wurde festgestellt, dass ähnlich gute PVT-Eigenschaften mit Silber- wie auch mit TCO-basierten Schichtsystemen er-reicht werden können. Die verschiedenen Varianten wurden mit einem gewichteten Kennwert einheitlich bewertet. Nur das Silberschichtsystem, ITO und die ISFH-Schicht schneiden dabei besser ab als einseitig entspiegeltes Weißglas. K-Glas mit einer zusätzlichen Entspiegelungs-schicht liegt ebenfalls leicht über dieser Referenz.


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Darüber hinaus können Low-e-Schichten wie folgt bewertet werden:

• Kosten: Silberbasierte Low-e-System sind im allgemeinen günstiger herzustellen als TCO-Schichten, die dicker sind, ITO-Systeme weisen hohe Rohstoffpreis auf.

• Langzeitstabilität bei wenigen Belüftungszyklen pro Jahr: alle betrachteten Systeme soll-ten ausreichend stabil sein.

• Langzeitstabilität bei belüfteten Systemen: sowohl für silber- als auch für TCO-basierten Systeme sind weitere Materialentwicklungsarbeiten erforderlich (Ausnahme: K-Glass), um die Langzeitstabilität zu gewährleisten. Für ein belüftetes System ohne Materialentwick-lung wird K-Glass mit einer AR-Schicht empfohlen.

Eine endgültige Bewertung und Optimierung erfordert die Betrachtung des Gesamtsystems und der konkrete Anwendungsfall.

Ergebnis 9: Durch Simulation und Produktion einer silberbasierten Prototypschicht konnte gezeigt werden, dass eine kostengünstige Low-e-Schicht mit gu-ten optischen Kennwerten für PVT-Kollektoren herstellbar ist. Diese Low-e-Schicht muss in ihren optischen Kennwerten weiter optimiert und in Bezug auf Langlebigkeit und Eignung für die großflächige Produktion geprüft werden.

4.5 Konstruktion und Produktionskonzept des MAV

Die verschiedenen möglichen Material- und Konstruktionsvarianten müssen auch in Bezug auf ihre Vorteilhaftigkeit im spezifischen Produktionsprozess hin bewertet werden. In Tab. 4.10 sind die relevanten Produktionskonzepte beschrieben und bewertet. Dabei zeigt sich, dass eine Lamination der Solarzellen zwischen Glas und Absorberblech durch die unterschiedlichen Ausdehnungskoeffizienten von Glas und Aluminium zu einer starken Krümmung des MAV und damit einer deutlichen mechanischen Belastung der Solarzellen führt. Dabei ist egal ob dabei die Absorberrohre vorab oder nachher gefügt (i.d.R. lasergeschweißt) werden,. Diese Belas-tung kann durch Abdeckung mit einer Folien statt Glas vermieden werden oder muss durch Gegenmaßnahmen reduziert werden (z.B. Vorspannung beim Laminieren).


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Abb. 4.6: Schnitt durch einen Laminator bei Lamination eines MAV mit vorab angeschweißten Absor-

berrohren und Füllstoffen zwischen den Rohren zur Vergleichmäßigung des Drucks, der von „F“ auf den MAV aufgebracht wird, der MAV wird von unten (Heizplatte) erwärmt.

Erfolgt die Fügung der Absorberrohre vor der Lamination wie in Abb. 4.6 dargestellt, ist von einer stärkeren mechanischen Belastung der Solarzellen während der Lamination auszuge-hen, erfolgt sie danach, besteht das Risiko, dass beim Laserschweißen die Solarzellen durch thermische induzierte meachnische Spannung beschädigt werden. Die Belastung der Solar-zellen durch die Fügung der Absorberrohre kann durch den Einsatz von Rollbondabsorbern vermieden werden. Tab. 4.10: Vergleich der Produktionsverfahren unterschiedlicher MAV-Varianten

Verfahren Vorteile Nachteile Bewertung

Anschweißen Absorberrohre anschließend: Lamination der Zellmatrix zwi-schen Glas und Absorber (Blech + Rohr)

Anschweißen der Rohre im Stan-

dardprozess Risikominimierung

für die Verarbeitung der empfindlichen Solarzellen und

beschichten Glas-scheibe

Da die Rohre rund sind, ist ein Liniendruck auch bei lückenlosem Auffüllen der Rohrzwischenräume nicht zu vermeiden, was die So-

larzellen entlang der Schweißnah-ten einer besonderen Druckbelas-

tung aussetzt, die zu Beschädi-gungen führen kann Lamination bei ca.

150°C führt zu einer starken Krümmung bei Raumtemperatur

Belastung der So-larzellen bei der

Lamination durch die bereits ge-

schweißten Absor-berrohre in Bezug

auf die Langzeitbe-ständigkeit der

Solarzellen => sehr kritisch

Lamination der Zellmatrix zwi-schen Glas und Absorberblech anschließend: Anschweißen der Absorberrohre

Beschickung des Laminators mit den einzelnen Schich-

ten problemlos möglich

Gesamtaufbau ist eben,

Standardlaminator einsetzbar

Nachträgliches Laserschweißen der Absorberrohre ist aufwändig, das Bewegen des relativ schwe-ren und empfindlichen Laminats ist risikoreich in Bezug auf Be-

schädigungen, lokal hohe Tempe-raturen durch die Schweißpunkte können zusätzlichen Stress für

die Solarzellen bedeuten

Das nachträgliche Aufschweißen der Absorberrohre ist mit Aufwand und

Risiken verbunden => kritisch


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Lamination bei ca. 150°C führt zu einer starken

Krümmung bei Raumtemperatur

Lamination der Solarstrings zwischen Glas und Rollbondabsorber

Einschritt-Prozess (keine Schädigung bei Weiterverarbei-

tung) Integrierte Fluidka-näle führen zu einer

besseren Durch-strömung und ge-

ringeren Aufbauhö-he

Rollbond muss auf einer Seite eben (auch unter Druckbelastung der Kanäle) und für die Laminati-on ausreichend druckstabil sein

Geringere Flexibilität (Roll-bondabsorber muss in hohen

Stückzahlen hergestellt werden) Korrosionsgefahr des

Vollaluminiumabsorbers! Lamination bei ca.

150°C führt zu einer starken Krümmung bei Raumtemperatur

Deutliche Reduzie-rung der Risiken und potenziellen Schäden bei der Produktion, nur

geeignet bei siche-rer Vermeidung der Korrosionsgefahr

=> bedingt geeignet

Lamination der Solarstrings zwi-schen ETFE-Folie und Roll-bondabsorber

Einschritt-Prozess (keine Schädigung

bei Weiter-verarbeitung)

Geringe thermi-schen Spannungen

Rollbond muss auf einer Seite eben (auch unter Druckbelastung der Kanäle) und für die Laminati-on ausreichend druckstabil sein

Geringere Flexibilität (Roll-bondabsorber muss in hohen

Stückzahlen hergestellt werden) Korrosionsgefahr des

Vollaluminiumabsorbers! Beschichtungsfähigkeit der

ETFE-Folie noch nicht geklärt Der hohe Ausdehnungskoeffizient

der ETFE-Folie kann nach der Lamination zu Welligkeiten in der

Oberfläche führen

Gute Lösung, wenn Beschichtungsfä-higkeit der ETFE-

Folie nachgewiesen ist und Abdeckung nicht druckstabil

sein muss => vielverspre-

chend, zu prüfen

Klebung eines PV-Moduls auf ein Aluminiumabsor-berblech mit Roh-ren

Verarbeitung bei Raumtemperatur

verhindert thermo-mechanische

Grundspannung Elektrische Sicher-heit kann leichter

hergestellt werden

Wärmeleitung von den Solarzel-len über die ZellLamination und den Kleber bis zum Absorber kann deutlich schlechter sein

Produktionsverfahren, die einen hohen Anpressdruck benötigen, können die Solarzellen zerstören Kleber mit guter Wärmeleitfähig-keit, langer Lebensdauer unter

den Bedingungen des PVT-Kollektors sowie mit akzeptablen Fertigungsanforderungen wurde

noch nicht identifiziert

Gute Lösung, wenn ein Kleber gefun-

den wird, der lang-lebig ist und eine

ausreichende Wärmeleitfähigkeit

bietet => vielverspre-

chend, Kleber ist zu suchen und zu

prüfen


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Klebung einer Metall-Halbschale mit eingeprägten Kanalstrukturen auf die Rückseite eines Moduls

Direkter Kontakt der Wärmeträger-flüssigkeit mit der

Laminatsrückseite, d.h. gute Wärme-

leitung

Produktionsverfahren, die einen hohen Anpressdruck benötigen, können die Solarzellen zerstören Kleber mit langer Lebensdauer

unter den Bedingungen des PVT-Kollektors sowie mit akzeptablen Fertigungsanforderungen wurde

noch nicht identifiziert Druckbelastbarkeit der geklebten

Halbschale ist zu prüfen

Sehr gute Lösung, wenn ein Kleber

gefunden wird, der langlebig ist und die Druckbelastbarkeit

der Halbschale gegeben ist

=> vielverspre-chend, Kleber ist zu suchen und zu

prüfen

Die unterschiedlichen Längenänderungen der unterschiedlichen Materialien im MAV durch Abkühlung nach dem Laminieren von ca. 150°C auf ca. 20°C aufgrund der entsprechenden linearen Ausdehnungskoeffizienten sind in Tab. 4.11 dargestellt. Damit errechnet sich eine Längendifferenz zwischen Glas und Aluminiumblech von 2,7 mm auf eine Länge des Moduls von 1,5 m.

Tab. 4.11: Unterschiedliche Längenausdehnungen unterschiedlicher Materialien im MAV

Material Ausdehnungs-

koeffizient [10-6/K]

Längenänderung bei 130 K Tem-

peraturdifferenz (150°C – 20°C)

bei 1,5 m Länge

Aluminium gewalzt 23,2 4,5 mm

Kupfer 16,5 3,2 mm

Silizium 7,6 1,5 mm

Solarglas 9,0 1,8 mm

Die Verbindungstechniken Laminieren und Eingießen in Silikon sowie Verkleben wurden be-reits in Tab. 4.4 bewertet.


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Ergebnis 10: Für den MAV wurden folgende Erkenntnisse gewonnen: (a) Materialkombination, Verbindungstechnik und Fertigungsverfahren sind so zu wählen, dass eine thermisch-mechanische Vorspannung ver-mieden wird (b) Der MAV muss eine sehr hohe elektrische Sicherheit bieten (c) Auch die Einsatztauglichkeit im System muss beachtet werden, z.B. was die Korrosionsfestigkeit von Aluminium angeht (d) Eine abschließende Bewertung der Varianten erfordert noch weitere Untersuchungen Vor der Entscheidung für eine MAV-Variante müssen Kunststoffe und Kleber gesucht und auf ihre Einsatztauglichkeit hin geprüft werden.


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5 Kollektorkonstruktion

In diesem Kapitel werden die möglichen Kollektorkonstruktionen untersucht. Dabei wird insbe-sondere auf die Sicherheitsaspekte geachtet, d.h. die konstruktive Lösung der eigensicheren Temperaturbegrenzung im Stagnationsfall. Weitere Aspekte bei der künftigen Identifikation von geeigneten Kollektorkonstruktionen sind geringe Aufbauhöhe und ansprechendes Design, gute Handhabkeit und Montierbarkeit inklusive der hydraulischen und elektrischen Anschlüs-se. Des weiteren muss die Kollektorkonstruktion auch in Hinsicht auf die möglichen Ferti-gungstechniken, d.h. möglichst geringe Fertigungszeiten und –kosten hin betrachtet werden.

5.1 Konstruktiver Stagnationschutz

5.1.1 Mögliche Maßnahmen zum Stagnationsschutz

Durch die Verbesserung des thermischen Wirkungsgrades der PVT-Kollektoren steigt die Stagnationstemperatur auf über 150°C, welche den Modul-Absorberverbund bei Einsatz von EVA-Folien potenziell zerstört. Deshalb sind wirksame, eigensichere Stagnationsschutz-mechanismen zwingend erforderlich, um PVT-Kollektoren an den Markt zu bringen.

Tab. 5.1: Übersicht Maßnahmen zur Temperaturbegrenzung im Stagnationsfall

Mechanismus Nr Maßnahme

Strahlungseinfall reduzieren 1 Schaltbare Schicht auf der Abdeckscheibe

Wärmeverluste erhöhen

Konvektion erhöhen 2 Kollektor belüften durch sich öffnende Klappen

Konduktion erhöhen (i) 3 Abstand Abdeckscheibe – MAV verringern

Konduktion erhöhen (II) 4 Vakuumisolierung abschalten bei geringem Abstand Abdeckscheibe – MAV

Konduktion erhöhen (iii) 5 Wärmeleitfähigkeit der rückseitigen Dämmung deutlich erhöhen

Abstahlung erhöhen 6 Schaltbare Low-e-Schicht

Wärme eigensicher abführen 7 Wärmeabfuhr durch Thermosiphoneffekt

Prinzipiell ist durch das Design und die Regelstrategie die PVT-Anlage so zu betreiben, dass sie bei regulärem Betrieb nie in Stagnation geht. Dies kann beispielsweise durch Nachtauskühlung des Wärmespeichers oder einen externen Rückkühler erreicht werden. Gleichwohl müssen die PVT-Kollektoren auch im Havariefall (Ausfall der Pumpe) und bei


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Installation vor Inberiebnahme der Anlage wirksam und eigensicher vor einer Überhit-zung geschützt werden.

Die möglichen Maßnahmen für die Temperaturbegrenzung im Stagnationsfall sind in Tab. 5.1 aufgelistet. Diese müssen auf ihre Machbarkeit (Zuverlässigkeit, Wartungsaufwand, Kosten, etc.) hin überprüft und bewertet werden, einige davon sind in den folgenden Kapiteln genaue vorgestellt.

5.1.2 Stagnationsschutz durch Belüftung des Modul-Absorberverbundes

Variante Nr. 2 zur Vermeidung der Überhitzung bei Stagnation ist die Öffnung des Kollektors bei Überschreiten einer Temperaturschwelle und Kühlung des Modul-Absorberverbundes (MAV) durch Luftaustausch mit der Umgebungsluft. Hierbei ist einerseits die Überströmung des MAV, also die Luftströmung zwischen Abdeckscheibe und MAV denkbar. Dagegen spricht allerdings, dass durch die Belüftung Schmutz in den Zwischenraum eingebracht werden könn-te, der die Transmission der Solarstrahlung reduzieren kann und evtl. die Low-e-Schicht zer-stört.

Abb. 5.1: Funktionsprinzip des Stagnationsschutzes durch Hinterlüftung des Absorbers mittels ther-

misch geregelter Klappe zur Steuerung des Luftstroms (Quelle: [Kess 2011], [Harr 2012])

Das interessantere Konzept ist die Hinterlüftung, bei dem die Luft durch Kanäle hinter dem Absorber strömen kann wie in Abb. 5.1 dargestellt. Die Hinterlüftung kann passiv oder aktiv ausgeführt werden. Im Idealfall reicht das Öffnen einer Klappe am oberen Kollektorende und die sich einstellende Konvektion setzt den Kühlstrom in Gang. Bei einer Indachmontage oder einem geringen Aufstellwinkel der Kollektoren könnte dieses Prinzip versagen und einen akti-ven Lüfter notwendig machen.


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5.1.3 Stagnationsschutz durch bewegbaren Absorber

Variante 3, die Vermeidung von kritischen Kollektortemperaturen in Hocheffizienz-PVT-Kollektoren durch Reduzierung des Abstands zwischen Glasabdeckung und MAV wurde ebenfalls untersucht. Dazu wird der Abstand auf typischerweise 10 mm bis 20 mm im ther-misch optimierten Betrieb eingestellt und auf 1 mm oder weniger verringert, wenn eine Über-hitzung des Modul-Absorberverbundes droht. Um die Havariesicherheit zu erreichen, muss im Nullzustand der Abstand automatisch reduziert sein und im regulären Betrieb aktiv auf 10 mm bis 20 mm gefahren werden.

In Abb. 5.2 ist eine mögliche Konstruktion eines PVT-Kollektors mit variablem Abstand zwi-schen Abdeckscheibe und Modul-Absorberverbund dargestellt. Der Regelbereich des Wärme-verlustet wurde mit 4 bis 20 W/mK berechnet.

Abb. 5.2: Konstruktion eines PVT-Kollektors mit bewegbarem Modul-Absorberverbund zur Variation der

Spalthöhe zwischen Abdeckscheibe und Modul-Absorberverbund

In Abb. 5.3 sind verschiedenen Ausführungsformen skizziert für den Hubmechanismus zur Bewegung des Modul-Absorberverbundes. Bei allen Varianten handelt es sich um eigensiche-re Bauweisen, die bei Stromausfall eine Stillstandssicherung des Kollektors mit einem Wär-meübergang von 20 W/mK sicherstellen.

Variante 14a zeigt einen druckluftbetriebenen pneumatischen Hubmechanismus. Für den auf thermischen Ertrag optimierten Kollektorbetrieb wird über ein Ventil (13) Druckluft in mehrere Kolben geleitet. Dadurch werden mehrere am Absorber befestigte Hubstempel (38) von der Abdeckscheibe wegbewegt und dabei eine Rückstellfeder (34) auf Druck belastet. In Variante 14b wird stattdessen ein Schlauch (36) mit Druckluft gefüllt wird, welcher ein am Absorber befestigtes Hubelement (38) bewegt. Der Schlauch kann umlaufend sein oder aus mehreren


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Schlauchelementen bestehen. Die ausschließlich selbstregelnde Variante 14c zeigt ein Ther-moelement (37), welches an mehreren Stellen am Absorber befestigt ist. Bei Erwärmung des Absorbers bewegt sich durch die Erwärmung des inneren Wachselements der Stempel des Thermoelementes aus diesem heraus und drückt den Absorber gegen die Abdeckscheibe. Der Verfahrensweg des Absorbers kann über einen Hebel vergrößert werden. Variante 15 zeigt einen motorbetriebenen Absorber-Hubmechanismus, bei dem per Bowdenzug (39) der Modul-Absorberverbund über mehrere, vorzugsweise 2 gegenläufige Nockenwalzenpaare (38) bewegt wird. Der PVT-Kollektor ist durch eine Rückstellfeder ausserhalb des Kollektors eigen-sicher ausgeführbar. Über einen Motor kann der Hubmechanismus mehrerer Kollektoren akti-viert werden.

Abb. 5.3: Varianten des Hubmechanismus für die Bewegung des Modul-Absorberverbundes

Ein zusätzlicher Vorteil der kontrollierten Bewegung des Modul-Absorberverbundes (Varianten 14a, 14b und 15) ist die Möglichkeit, nicht nur im Havariefall den Wärmeverlust über die Ab-deckscheibe zu erhöhen, sondern diese auch gezielt als Regelgröße im Betrieb einzusetzen. So kann z.B. im Sommerbetrieb, wenn aufgrund hoher Einstrahlung nur ein mittlerer thermi-scher Wirkungsgrad erforderlich ist, um das Trinkwasser zu erwärmen, mit einem geringeren Abstand zur Abdeckscheibe gefahren werden als im Winterhalbjahr und damit im Sommer im Mittel niedrigere Betriebstemperaturen erreicht werden.


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Kritisch zu betrachten sind die Hubmechanismen zum Stagnationsschutz in Bezug auf Ge-währleistung einer langlebigen Funktionsfähigkeit bei sehr geringem Wartungsaufwand. Ange-sichts der extremen Temperaturschwankungen verbundenen mit entsprechenden Material-ausdehnungen und -bewegungen sowie der Notwendigkeit, relativ große und schwere Teile mit hoher Präzision zu bewegen ist zu prüfen, ob eine kostengünstige Ausführung machbar ist. Da eine regelmäßige Wartung der mechanischen Teile durch Öffnen der Kollektoren auf dem Dach nicht möglich ist, müsste der Hubmechanismus extrem zuverlässig und wartungs-arm konstruiert werden, was einer kostengünstigen Ausführung widerspricht.

5.2 Konstruktionsvarianten vakuumisolierter PVT-Kollektor

Variante 4 in Tab. 5.1 unterscheidet sich von den anderen Varianten, da der PVT-Kollektor im Ruhezustand eigensicher ist, da er einen sehr geringen Abstand zwischen Abdeckscheibe und MAV und damit eine hohe Luftwärmeleitung aufweist. Der thermische Wirkungsgrad wird im Betrieb stark erhöht durch ein starke Druckreduzierung im Zwischenraum, sprich einer Vaku-umisolierung, die im Havariefall wieder selbständig entweicht.

Abb. 5.4: Abhängigkeit der absoluten Stagnationstemperatur vom Abstand der Abdeckscheibe vom

Modul-Absorberverbund (MAV) für einem MAV ohne und mit einer spektralselektiven Be-schichtung (Infrarot-Emmisivität ε von 0,96 und 0,05), Einstrahlung G = 1000 W/m², Umgebungstemperatur Tamb = 20°C

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

Stagnationstem

peratur [°C]

Spalthöhe [mm]

ε = 0,05 ε = 0,96


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Durch Simulationsrechnungen wurde die Abhängigkeit der Stagnationstemperatur vom Ab-stand des Modul-Absorberverbunds (MAV) von der Abdeckscheibe für einen MAV ohne und eine mit spektralselektiver Beschichtung (Low-e-Schicht) mit Emmisivität ε im Infrarotspektrum von 0,96 bzw. 0,05 ermittelt.

Die Simulationsergebnisse in Abb. 5.4 zeigen, dass bei einer sektralselektiven Low-e-Beschichtung (ε = 0,05) bei einem Abstand von 1 mm die Stagnationstemperatur bei ca. 90°C liegt und bei einem Abstand von 8 mm auf 180°C anwächst. Bei größeren, für Flachkolletoren typischen Abständen von ca. 20 mm liegt sie bei ca. 160°C. Deutlich wird allerdings auch, dass der Temperaturgradient des Abstands ohne Low-e-Schicht wesentlich geringer ist.

Dies zeigt, dass bei einem Scheibenabstand von 1 mm bei atmosphärischem Druck die Wärmeleitung auch bei Einsatz einer Low-e-Schicht so groß ist, dass auch bei Stagna-tion die Temperaturen im Kollektor maximal 90°C für 20°C Umgebungstemperatur (ca. 110°C bei 40°C Umgebungstemperatur) und damit unkritische Werte annimmt.

Nun war die Frage zu untersuchen, ob und bei welchem Unterdruck ein Kollektor mit einem solch geringen Scheibenabstand einen guten Wirkungsgrad aufweist. Dazu wurde die Wärme-leitfähigkeit der Luftschicht bei einem Scheibenabstand von 1 mm in Abhängigkeit des Unter-drucks berechnet.

Abb. 5.5: Wärmeleitfähigkeit eines 1 mm Spaltes Luftspaltes in Abhängigkeit des Drucks

0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,03

1. E-05 1. E-04 1. E-03 1. E-02 1. E-01 1. E+00 1. E+01 1. E+02 1. E+03

Wär

mel

eitfä

higk

eit [

W/m

K]

Druck [mbar]


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Abb. 5.5 stellt die Berechnungsergebnisse der Wärmeleitfähigkeit der Luftschicht von 1 mm Dicke für einen Unterdruck zwischen 10 und 0,0001 (10-4) mbar dar und zeigt, dass eine sig-nifikante Steigerung der Isolationswirkung und damit der thermischen Wirkungsgrades bei einem Unterdruck von mindestens 0,01 (10-2) mbar, besser noch 0,001 (10-3) mbar erreichbar ist.

Ein möglicher Aufbau eines PVT-Flachkollektor mit Vakuum-Doppelglasscheibe ist in Abb. 5.6 dargestellt. Der MAV ist durch eine Glasscheibe abgedeckt, auf die eine Low-e-Schicht aufge-bracht ist. Zwischen dieser und der antireflex beschichteten Abdeckscheibe befindet sich der Unterdruck, weshalb die Scheiben durch Abstandshalter auf die Distanz von 1 mm gehalten werden.

Abb. 5.6: Schematischer Aufbau eines PVT-Flachkollektors mit Vakuumisolierung und Low-e-Schicht

Die Konstruktion des vakuumisolierten PVT-Kollektors kann weiter variiert werden. Hierfür wurden Konstruktionszeichnungen erstellt.

Abb. 5.7 zeigt eine mögliche Konstruktion eines PVT-Kollektors in einem Wannengehäuse mit einer vakuumisolierten Verbundglasscheibe aus einem glasapplizierten PV-Modul und einer weiteren Solarglasscheibe. Die Glasscheiben sind über Abstandshalter miteinander verbun-den. An den Glasrändern ist der gebildete Glasinnenraum vakuumdicht abgedichtet gegen-über der Umgebung (3). Durch eine Durchführung durch Wanne und Dichtung der Verbund-glasscheibe kann über eine externe Vakuumpumpe der Druck im Glaszwischenraum geregelt werden. Zwischen Wannenrand und Doppelglasscheibe wird Silikonkleber zur Abdichtung nach aussen verwendet (28).


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Abb. 5.7: Konstruktionszeichnung eines PVT-Kollektors in einem Wannengehäuse

Die kontaktierten Solarzellen sind für bestmöglichen Wärmeübergang mit EVA-Folie direkt auf das Absorberblech (6) auflaminiert. Denkbar ist auch eine Alternative, bei der das PV-Modul (Dünnschicht oder kristalline Solarzellen) auf das Absorberblech gelegt und nur durch Pres-sung verbunden wird, in diesem Falle wären Stützstellen zwischen Kollektorrückwand und Absorberrohre zu installieren (19), um einen Anpressdruck und damit einen guten thermischen Kontakt zwischen PV-Modul und Absorberblech herzustellen. Absorberblech und Absorberrohr können mittels Schweiß- oder Klebetechnik verbunden werden. Die Abstützung der Absorber-rohre an der Rückwand des Wannengehäuses (26) erfolgt durch Langfedern mit oder ohne Rohrhalteraufsatz. Die Langfedern können auf die Rückwand geklebt oder formschlüssig mit der Rückwand verbunden werden, dazu kann die Rückwand entsprechend ausgeformt sein. Auf der Unterseite ist der Absorber durch Wärmedämmmaterial thermisch isoliert (9).

Abb. 5.8: Konstruktionszeichnung eines vollständig vakuumisolierten PVT-Flachkollektor

Eine weitere Variante ist der vollständig vakuumisolierte PVT-Flachkollektor, bei dem der Un-terdruck im gesamten Kollektorinnenraum erzeugt wird. Eine mögliche Konstruktion ist in Abb. 5.8 dargestellt. Damit der Kollektor nicht durch den atmosphärischen Druck der Umgebung zusammengedrück wird, wird in der dargestellten Variante die Stützfunktion in die Ebene der


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Absorberrohre in Verbindung mit Rohrhaltern hin zur Rückwand verlagert. Dabei wäre zu prü-fen, ob die Wärmeleitung vom warmen Absorber zur Abdeckscheibe durch eine entsprechen-de Konstruktion (kleine Auflageflächen) auf ein akzeptables Maß reduziert werden kann. Der Vorteil dieser Konstruktion wäre eine sehr geringe Bauhöhe von 20 bis 40 mm durch den Wegfall der rückseitigen Dämmung und den geringen Abstand zwischen Scheibe und Absor-ber.

Bei Einbringung der Solarzellen in den evakuierten Bereich wäre zusätzlich auf die elektrische Isolierung zu achten, da sich die Durchschlagsfestigkeit im Vakuum deutlich verändert (Pa-schen Gesetz).

Abb. 5.9: Konstruktionsvarianten für die Ausführung der Absorberrohr-Abstützung im vollständig vaku-

umisolierten PVT-Flachkollektor

Abb. 5.9 zeigt zwei Ausführungsvarianten der Abstützung der Solarglasscheibe gegenüber der Rückwand im vollständig vakuuumisolierten PVT-Flachkollektor (13c und 13d). Die Abstützung der Solarglasscheibe gegenüber dem Absorber erfolgt punktförmig durch Abstandshalter (32), die im Absorberblech ausgeprägt, auf dem Absorberblech aufgeprägt oder aufgeklebt sind mit Abständen von Rastern von 5 – 15 cm. Der Abstand zwischen Glasscheibe und Absorber be-trägt 1-5 mm, so dass durch den regelbaren Innendruck im Kollektor ein variabler Wärme-übergang durch die transparente Abdeckung entsteht. Im Bereich der Absorberrohre ist der Absorber ähnlich der äußeren Rohrkontur geformt mit einem Abstand von 5 - 15 cm. Er ist entweder formschlüssig mit dem Rohr verbunden (13c) oder Rohr und Absorber sind fix mitei-nander verbunden und das Absorberblech ist mit einer Dehnungsfalz versehen (13d), so dass sich das Absorberblech sich zwischen 2 benachbarten Rohren bewegen kann, indem es sich weiter um das Rohr herumlegt.


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Abb. 5.10: Variante des vollständig vakuumisolierten PVT-Flachkollektors mit Wabenprofil zur rückseiti-

gen Abstützung

Eine weitere Variante eines vollständig vakuumisolierten PVT-Kollektors ist in Abb. 5.10 dar-gestellt, bei dem die Abstützung des Absorbers gegen die Rückwand mit einem Wabenprofil, vorzugsweise aus Edelstahl (Variante 3b) oder über Langfeder mit verstärktem Bodenblech unter Absorberrohr erfolgt.

Abb. 5.11: Vakuumdichte Ausführungsvarianten für die Verbindung der Glasscheibe zur Kollektorwanne

Eine kritische Konstruktionsstelle ist die vakuumdichte Ausführung der Verbindung der Solar-glasscheibe mit der Kollektorwanne. Mögliche Varianten hierfür sind in Abb. 5.11 dargestellt, wobei grundsätzlich in die Varianten 11 (ungeklammert) und die Varianten 12 (geklammert) unterschieden wird. Allen Varianten ist ein prinzipiell identischer Aufbau der Dichtungen vor-


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gesehen mit Silikonversiegelung (28), der eigentlichen Vakuumdichtung (3) und einer optiona-len Dichtung (4), die z.B eine Haltefunktion der Vakuumdichtung übernimmt oder Bewegungen der Glasscheibe während des Evakuierens aufnehmen kann. Die Vakuumdichtung (3) kann flachdichtend, als eine oder vorzugsweise mehrere Rundschnüre oder als Zahndichtung aus-geführt sein. Vorzugsweise sind sie formschlüssig in der Wanne fixiert, so dass sie beim Eva-kuieren nicht vom Vakuum in den Kollektor eingesogen werden bzw. verrutschen.

5.3 Bewertung der Varianten des Stagnationsschutzes

Aus den vorherigen Ausführungen und grundsätzlichen Überlegungen kann die in Tab. 5.2 aufgelistete prinzipielle Bewertung der Varianten des Stagnationsschutzes abgeleitet werden. Da die Varianten teilweise einen großen Einfluss beispielsweise auf die Kollektorkonstruktion, die Betriebsweise, die Kosten oder die Fertigungstechnik haben, erfordert eine abschließende Bewertung detailliertere Untersuchungen der favorisierten Lösungen.

Tab. 5.2: Bewertung der Stagnationsschutz-Varianten

Variante Pro Contra Bewertung

1) Reduktion des Strahlungseinfalls auf den MAV durch schaltbare Schichten

Entstehung der Wärme wird verhindert Keine bewegten Teile Selbststeuerung bei thermotropen Schicht

Bei nicht idealer Schicht wird die Trans-mission auch im regulä-ren Betrieb reduziert Bei Transmissionsre-duktion wird auch die PV-Stromproduktion reduziert

Ideale Schicht ist nicht zu erwarten. In Stagna-tion findet auch kein PV-Ertrag statt. => Ungeeignet

2) Kollektorbelüftung

Sichere, konstruktiv einfache Wärmeabfuhr Kann im Betrieb zur Regulierung der ther-mischen Kollektoreffizi-enz eingesetzt werden

Bewegte Klappe/ Schieber/Ventile: war-tungsfreie Funktionssi-cherheit über 20 Jahre schwer sicherzustellen Ansteuerung kritisch Verschmutzung des belüfteten Raums (problematisch bei Belüftung Glas-MAV-Zwischenraum, weniger bei Hinterlüftung) Gewährleistung der Dichtigkeit der Klappen im regulären Betrieb schwierig

Funktionssicherheit über 20 Jahre schwer zu garantieren Zugänglichkeit proble-matisch Rückseitige Belüftung ist praktikabler Zentrale Belüftung aller Kollektoren sollte ge-prüft werden => Vielleicht geeignet, bedarf weiterer Prü-fungen


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3) Verringerung Ab-stand Abdeckscheibe – Modul-Absorber-verbund (MAV)

Sichere Wärmeabfuhr Kann im Betrieb zur Regulierung eingesetzt werden

Große bewegte Teile im Kollektor: wartungs-freie Funktionssicher-heit über 20 Jahre ist schwer sicherzustellen Ansteuerung kritisch Hydraulischer An-schluss des bewegten MAV schwierig

Funktionssicherheit über 20 Jahre schwer zu garantieren Wartung kritisch => Kaum geeignet

4) Vakuumisolierung abschalten bei hoher Wärmeleitung

Sichere Wärmeabfuhr Keine bewegten Teile im Kollektor Gute Regelbarkeit

Großer konstruktiver Aufwand aufgrund des niedrigen Druckniveaus Wartung am Kollektor auf dem Dach ist auf-wändig Potenziell hohe Kosten durch erforderliche Vakuumsystemtechnik

Sichere Funktion Relativ hoher Aufwand Sicherheitsaspekte sind zu prüfen => Ist auf Praktikabili-tät zu prüfen

5) Wärmeleitung der rückseitigen Wärme-dämmung deutlich erhöhen

Keine bewegten Teile Selbstregelnde Kon-struktion möglich, wenn durch die Temperatur der Gasdruck einer rückseitigen Vakuumi-solierung geschaltet wird

Ausreichende Wärme-abgabeleistung (durch die Wärmedämmung als auch an der Rück-seite des Kollektors) muss gewährleistet werden Neuentwicklung, bis-lang nicht verfügbar

Hohe Praktikabilität im Einsatz, da keine be-wegten Teile, Funktio-nalität ist nicht sicher (Neuentwicklung) => Neuentwicklung ist abzuwarten

6) Schaltbare Low-e-Schicht

Keine bewegten Teile Keine Belastung des Innenraums

Wärmeabfuhr allein durch Abstrahlung evtl. nicht ausreichend Schaltbarkeit ist zu prüfen Schicht bislang nicht verfügbar

Funktionssicherheit über 20 Jahre schwer zu garantieren Menge der Wärmeab-fuhr kritisch Schicht aktuell nicht verfügbar => Eher ungeeignet


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7) Wärmeabfuhr durch Thermosiphon-Effekt und externen Wärmetauscher

Keine Veränderung im Kollektorinnenraum erforderlich Nur ein thermisch schaltendes Ventil im Sammler erforderlich (Standardbauteil aus dem Automobilbau)

Bewegte Teile (Ventil) Zusätzlicher Raum für externen Wärmetau-scher mit ausreichen-der Leistung erforder-lich Ausreichende Wärme-abfuhr ist zu prüfen

Konstruktiv zusätzli-ches Teil Ausreichende Leis-tungsfähigkeit ist zu prüfen => Ist weiter zu prüfen

Ergebnis 11: Für effiziente PVT-Kollektoren ist ein eigensicherer Havarieschutz zwin-gend erforderlich, um die Zerstörung sicher zu vermeiden. Es wurden mehrere mögliche Varianten identifiziert und bewertet. Als Prototyp wur-de der vakuumisolierte PVT-Kollektor gebaut und die Funktionalität nachgewiesen. Da bislang kein idealer Stagnationsschutz gefunden wur-de, müssen alle noch nicht nicht geprüften Varianten in einem Folgepro-jekt detailliert auf Machbarkeit, Praktikabilität und Kosten hin untersucht werden.


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6 PVT Prototyp mit Low-e-Schicht

Am Fraunhofer ISE wurde im Rahmen des Projektes PVTmax ein PVT Prototyp gebaut und vermessen mit dem Ziel, die simulierten Verbesserungen der Wirkungsgradkennwerte bei Ein-satz einer Low-e-Schicht auf dem Modulabsorberverbund zu validieren.

6.1 Kollektordaten

Die Kollektorkenndaten sind Tab. 6.1 zu entnehmen.

Tab. 6.1: Die Kenndaten des ISE PVT Prototyp-Kollektors

Komponente Ausführung Beschreibung

Maße 1389 x 750 x 80 mm3

Aperturfläche 0,92 m2

Solarzellenfläche 0,77 m2 Auf dem Absorber wurde ein Rand von ca. 30 mm nicht mit Solarzellen belegt, um Verschattungen zu vermeiden

Packing Faktor 0,84 Verhältnis Solarzellen- zu Aperturfläche

Kollektorscheibe Centrosolar HIT 2S C+, 3mm, 96,82% Transmission

Solarglas 2-seitig antireflexbeschichtet

Low-e-Schicht ISE Prototyp Low-e-Schicht

Abdeckung Solarglas

Solarzellen 4 x 8 Solarzellen aus

monokristallinem Silizium, 156 x 156 mm2

Leistung Pmpp = 4,39 – 4,44 Wp Effizienz: 18,22 – 18,43 % Vmpp = 525 V, Impp = 8,38 A Temperaturkoeff. = 0,43%/K

Einbettung EVA Lamination

Elektrische Isolierung Solarlack M40li von Transfer Coating

Epoxy-Lack und Solarlack, aufgebracht durch eine Autolackiererei

Absorberblech Aluminium 0,5 mm Dicke

Absorberrohre Kupfer 8 mm Mäander lasergeschweißt, 10 Rohre pa-rallel, Abstand 77 mm

Rückseitige Wärme-dämmung 4 cm Glaswolle 0,04 W/mK

Rahmen Holzrahmen


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6.2 Fertigung des PVT Prototypen

Das Aluminium-Absorberblech wurde von einer Lackiererei mit Solarlack beschichtet. Die So-larzellen wurden zu Strings verlötet und diese mit Busbars an den Enden verbunden. Die Strings wurden zwischen EVA-Folien und dem Absorberblech sowie dem Low-e-beschichteten Abdeckglas bei 140°C bis 150°C laminiert. Aufgrund der unterschiedlichen Ausdehnungskoef-fizienten entstand bei der Abkühlung eine thermische Spannung, die zu einer Krümmung des MAV bei Raumtemperatur führte, so dass der Kollektor in der Mitte ca. 2 cm von der Ebene abstand (siehe Abb. 6.1).

Abb. 6.1: Seitenansicht des laminierten MAV (Kante mit grünem Band gekennzeichnet) mit einer

Krümmung von ca. 2 cm zwischen Mitte und Ende des MAV

Der Kollektorrahmen aus Aluminiumblechen und L-Profilen wurde mit Aluminiumecken ver-bunden. Der gebogene MAV wurde eben in den Kollektorrahmen eingespannt. Dazu wurde unten ein ca. 6 cm hoher Holzrahmen eingelegt, darauf der MAV gelegt und oben mit einem ca. 2 cm Holzrahmen verspannt.

Abb. 6.2: Querschnitt durch das Rahmenprofil des Kollektors mit den beiden Holzrahmen und dem

Schlitz zur Aufnahme des MAV (links), Blick in den Kollektor von der Rückseite mit Absor-berblech, Rohrmäander und Holzrahmen mit aufgeklebtem Temperatursensor (Mitte) sowie Blick von Vorne auf den eingelegten MAV mit Reflektionen von der Kollektorglasabdeckung (blau) und der Low-e-Schicht auf dem MAV (gelb) (rechts)


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6.3 Messergebnisse

Die Wirkungsgradkennlinie des PVT Prototyp Kollektors wurde am Fraunhofer ISE nach EN 12975 im MPP (Maximum Power Point) sowie in OC (Open Circuit) vermessen. Dabei erga-ben sich folgende Ergebnisse.

Tab. 6.2: Wirkungsgrad-Kennwerte der ISE PVT Prototypen, gemessen im MPP

Messmodus η0 [-] a1 [W/(m2K)] a2 [W/(m2K2)]

ISE PVTcol (2010) 0,72 6,14 0,024

ISE PVTmax Low-e (2012) MPP 0,669 3,979 0,025

ISE PVTmax Low-e (2012) OC 0,782 4,562 0,0264

Abb. 6.3: Gemessene Wirkungsgradkennlinien im MPP-Modus für den PVT Prototyp aus dem Jahr

2010, dem neuen Prototyp mit Low-e-Schicht sowie sowie simulierte Kennlinien eines weiter optimierten Prototypen. Im Vergleich dazu gestrichelt die Kennlinie eines typischen Flachkol-lektors. Die Differenz zur grünen Linie kommt im wesentlichen durch den Anteil der Strahlung, die in Strom umgewandelt wird.


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7 Vakuumisolierter PVT-Prototyp-Kollektor

Im Projektverlauf hat sich gezeigt, dass ein vakuumisolierter PVT-Flachkollektor eine vielver-sprechende technische Lösung für die beschriebenen Herausforderungen darstellt. Deshalb wurden vertiefte Untersuchungen zur Realisierung einer Vakuumisolierung und dem entspre-chend erforderlichen Vakuumsystem durchgeführt und auf dieser Basis ein Prototyp eines PVT-Flachkollektors konstruiert, gebaut und am Fraunhofer ISE vermessen.

7.1 Konstruktion und Betriebskonzept

Die prinzipelle Konstruktion des Prototyp-Kollektors ist Abb. 7.1 zu entnehmen.

Abb. 7.1: Schematischer Aufbau des vakuumisolierten PVT-Prototyp-Kollektors

Das Betriebskonzept sieht zwei Betriebszustände vor, die Tab. 7.1 beschrieben sind. Dabei bleibt offen, wie oft zwischen diesen Betriebszuständen geschaltet wird. Betriebszustand 1 ist als eigensicherer Ausgangszustand zu betrachten, den der Kollektor im Havariefall automa-tisch einnimmt. Dabei stellt sich eine Stagnationstemperatur von 120°C bei 3 mm Spaltab-stand und 20°C Außentemperatur ein. Betriebszustand 2 wird erreicht durch den Aufbau eines starken Unterdrucks mit mindestens < 0,01 mbar.


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Tab. 7.1 Betriebszustände eines vakuumisolierten PVT-Kollektors mit schaltbarem Vakuum

Betriebszustand Beschreibung Druck im Scheiben-zwischenraum Stagnations-temperatur

Betrieb 1) Niedriger thermischer Wirkungsgrad

Geringer oder kein Wärme-bedarf (vor allem im Sommerhalbjahr bei Kombisolaranlagen)

> 10 mbar

120°C bei 3 mm Scheibenabstand,

Low-e-Schicht, 20°C Umgebungs-

temperatur

Betrieb 2) Hoher thermischer Wirkungsgrad

Hoher Wärmeertrag erwünscht

(vor allem im Winterhalbjahr) < 0,01 mbar > 150°C

7.1.1 Vakuumverbund

Die Größe des Prototyps sollte den üblichen Kollektormaßen möglichst nahe kommen und wird begrenzt durch die im Laminator verarbeitbaren Größen. Das Maß war auch den Solar-zellen-Dimensionen anzupassen, verwendet wurden marktübliche monokristalline Solarzellen mit einer Kantenlänge von 156 mm (ca. 6 Zoll), die bei einer Anordnung von 4 x 8 Wafern und einem ausreichenden Randabstand zur Verschattungsvermeidung zu einer Scheibengröße von 1365 x 726 mm2 führten.

Als Abdeckscheibe sowohl für den Kollektor als auch den Modul-Absorberverbund wurden eisenarme Solarglasscheiben mit 3 mm Stärke verwendet, um das Gesamtgewicht des Ver-bunds möglichst gering zu halten. Die branchenüblichen Glasstärken sind 3 - 4 mm.

Die zwei Einscheibensicherheitsgläser werden durch die von der Atmosphäre ausgeübten Druckkräfte flächig zusammengepresst und müssen sowohl in der Fläche als auch im Bereich des Randverbunds auf Abstand gehalten werden. Wie Abb. 5.4 zu entnehmen ist, sollte der das Spaltmaß im Bereich von 1 - 3 mm liegen, um bei Stagnation keine kritische Temperatur zu erreichen. Um den Anschluss der Vakuumleitung an den Glasinnenraum realisieren zu können, wurde ein Scheibenabstand von 3 mm ausgewählt, der zur Stagnationstemperatur von 120°C bei 20°C Umgebungstemperatur führt, die noch als unkritisch gesehen wird. Es wird davon ausgegangen, dass die Minimaltemperatur minus 20°C nicht unterschreitet.

Die Abstandshalter sind so auszuführen, dass sie zu möglichst geringen Abschattungen der Solarzellen führen, weil dies nicht nur die Effizienz des PVT-Kollektors reduziert, sondern auch weil lokale Abschattungen zu „Hot Spots“ führen können, sprich Überhitzungen der Solarzelle im abgeschatteten Bereich, was zur Schädigung der Zellen führen kann. Die Abstandhalter sind also möglichst in nicht photovoltaisch aktiven Bereichen zu positionieren, beispielsweise


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über den Kontaktfingern auf den Solarzellen oder den Abständen zwischen den einzelnen Wafern. Es wurden Sintermetallkörper mit einem Durchmesser von 4 mm und einer Höhe von 3 mm eingesetzt mit abgerundeten Rändern und einer Druckfestigkeit von 1.050 N/mm².

Um den Randverbund ebenfalls auf einen definierten Abstand zu halten und ein Nachrutschen der Dichtung entlang des Druckgefälles zu verhindern wurde eine starre umlaufende Sperre aus Aluminium eingesetzt. Vorteile sind die sehr gute Vakuumkompatibilität und gute Umform-barkeit zu einem Rahmen. Es folgen zwei Dichtungsschichten. Die Gassperre übernimmt eine Viton-Rundschnur und als Dampfsperre fungiert eine Butyl-Rundschnur. Da sich die Dichtun-gen um einen gewissen Betrag verpressen müssen um zuverlässig zu dichten, muss der Durchmesser der Schnüre größer ausgelegt werden als der Funktionsabstand. Bei einer Viton-Rundschnur mit einem Durchmesser von 4 mm ist eine mittlere Verpressung von 20% anzustreben. Das Butyl ist äußert duktil und in dem erwähnten Temperaturbereich stets fließ-fähig. Es wird sich also immer zum Druckminimum hin verteilen. Aus diesem Grund weist es identische Maße auf wie das Viton um ein sofortiges benetzen der zwei Glasoberflächen zu garantieren und ein überlaufen über die Viton-Dichtung zu vermeiden.

Um die beiden Glasscheiben dauerhaft zu verbinden wurden sie verklebt. Es ist von Vorteil, wenn die Dichtung auch in einem nichtevakuierten Zustand der Vakuumverbunds belastet bleibt. Dies kann durch externe Anpressklammern erfolgen oder aber durch eine Verklebung. Vorteilhaft ist ein weitestgehend starrer Klebstoff. Das ausgewählte Epoxidharz hat im ausge-härteten Zustand eine maximale Zugfestigkeit von 65 N/mm². Der Gesamtrandverbund aus Viton, Butyl und Epoxidharz hat eine Breite von 15 mm.

Damit ergeben sich folgende Eckdaten für den Prototypen.

Tab. 7.2: Dimensionen der Vakuum-Dopplelglasscheibe

Scheibenmaße 1365 x 726 x 3 mm3

Breite Gesamtrandverbund 15 mm

Stützenhöhe 3 mm

Stützenabstand 80 mm

Stützendurchmesser 4 mm

Temperaturbereich -20°C bis 120°C


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7.1.2 Modul-Absorberverbund

Das Laminat wurde durch das Fraunhofer ISE gefertigt und der Rohrmäander bei Solvis auf die Rückseite geschweißt. Der Aufbau ist Tab. 7.3 zu entnehmen. Tab. 7.3: Aufbau des Modul-Absorberverbundes

Funktionsschicht Aufbau Erläuterungen

Abdeckung Low-e-Schicht Solarglas

Low-e-Schicht reduziert die Infrarot-Emissionen der Glasscheibe 3 mm eisenarmes Solarglas

Solarzellenschicht EVA Solarzellen EVA

EVA (Ethylenvinylacetat) vernetzt sich bei ca. 140°C im Laminator

Absorber Eloxal Aluminiumblech

Die Eloxalschicht (Al2O3) wurde zur elektrischen Isolie-rung der Solarzellen vom Absorberblech aufgebracht

Absorberrohr Kupferrohr

7.1.3 Festigkeitsberechnungen

Für den gewählten Aufbau des Vakuum- und Modul-Absorberverbunds wurden Festigkeitsbe-rechnungen durchgeführt und die Sicherheitsfaktoren ermittelt. Die Ergebnisse sind in Tab. 7.4 dargestellt.

Tab. 7.4: Berechnete Belastungen, Materialwerte und Sicherheitskennzahlen

Komponente Größe Vorliegend Maximal Sicherheitsfaktor

Abstandhalter Druckspannung ≈ 52 N/mm² 1050 N/mm² > 20

Glasscheiben Druckspannung ≈ 130 N/mm² 700 - 900 N/mm² 5 – 7

Biegespannung ≈ 16 N/mm² 120 N/mm² > 7

Dichtung Shore-A-Härtegrad 75

Verklebung Zugspannung 7,85 N/mm² 65 N/mm² > 8


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7.2 Bau des Prototpyen

7.2.1 Vakuum-Absaugdüsen und Dichtschnüre

Die Düsen zur Evakuierung des Vakuumzwischenraums wurden bei Solvis hergestellt. Die Grundform mit dem DN40 Kleinflansch wurde an einer Drehmaschine gefertigt und anschlie-ßend ein Schlitz von 1 mm Höhe und 17 mm Gesamttiefe gefräst. Die Rundschnur aus Viton für die primäre Dichtfunktion wurde zur Aufnahme des Anschlussflansches mit einem Kunst-stofffräser ausgefräst. Jeweils in die Mitte der längeren Kollektorrahmen-Seitenprofile wurden Aussparungen zur Aufnahme und Befestigung der Absaugdüsen gefräst (siehe Abb. 7.2).

Abb. 7.2: Links: Absaugdüse mit aufgesetzter Dichtschnur;

Rechts: Absaugdüse eingelegt in Aussparungen im Kollektorrahmen

Der Kollektorrahmen wurde in den Ecken vernietet, ein Alublech als Rückseite eingelegt und mit Silikon befestigt und Mineralwolle zur Rückseitendämmung eingelegt.

Zur Herstellung des Modul-Absorberverbunds wurden die monokristallinen Solarzellen am Fraunhofer ISE zu Strings verlötet und die Strings zwischen EVA und dem eloxierten Absor-berblech sowie der Low-e-beschichteten Solarglasscheibe bei ca. 140°C laminiert. Beim Ab-kühlen auf Raumtemperatur bewirken die stark unterschiedlichen Wärmeausdehnungskoeffi-zienten eine dreidimensionale Krümmung des Laminats.

Der Modul-Absorberverbund wurde in den vorbereiteten Kollektorrahmen eingelegt, durch Druck auf die Mitte des Laminats plan auf das Rahmenprofil gedrückt und in dieser Position


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mit Hochtemperatursilikon fixiert. Die zurückbleibende Deformation ist gering genug um alle weiteren Arbeitsschritte durchzuführen (siehe Abb. 7.3).

Abb. 7.3: Links: Vorspannung des Modul-Absorberverbunds (MAV); Rechts: Detailaufnahme eingelegter MAV und präparierter Alu-Randverbund

Im nächsten Schritt wurden der umlaufende Aluminiumdrahtrahmen und die Abstandhalter positioniert. Für eine bestmögliche Haftwirkung wurden alle Flächen mit Isopropanol gereinigt. Der Rahmen wurde mit Cyanacrylat fixiert und an den Positionen der Düsen ausgespart. Für das Positionieren der Abstandhalter in Längsrichtung wurde eine Schablone gefertigt um das exakte Rastermaß einzuhalten. Die Positionen in der Breite sind durch die Zwischenräume und Bus-Leitungen der PV-Zellen gegeben. Um den Rand zu entlasten, wurden die rand-nächsten Reihen in einem halben Rasterabstand aufgeklebt. Als Klebstoff diente Konstrukti-onskleber auf Cyanacrylat-Basis (siehe Abb. 7.4).


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Abb. 7.4: Links: Positionierhilfe für die Abstandhalter; Rechts: Abstandshalter im äußeren Bereich auf den Solarzellenfingern positioniert

Anschließend wurden die beiden Absaugdüsen an den Längsseiten sowie die Viton-Dichtung und die Butyl-Rundschnur montiert. Letztere stabilisiert die Viton-Dichtung an ihrer Position und dient als Dampfsperre. Durch leichtes Andrücken wurde sie mit dem Viton und der Glas-scheibe adhäsiv verbunden. Nach nochmaliger Reinigung wurde die obere Scheibe mit Saug-hebern an einen Werkstattkran plan montiert und aufgedrückt (siehe Abb. 7.5).

Abb. 7.5: Aufsetzten der Abdeckscheibe auf den vorbereiteten Kollektor


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Die deformierte untere Scheibe verhinderte zunächst ein erzeugen eines Unterdruckes doch durch gezieltes Andrücken des Randverbundes zog die Dichtung soweit an, so dass die nun steigende Druckdifferenz die Doppelglasscheibe verpressen konnte. Nachdem das Vakuum bei ca. 0,1 mbar über längere Zeit gehalten werden konnte, wurde der Randverbund mit Epo-xidharz vergossen (siehe Abb. 7.6). Diese zusätzliche Komponente bewirkte eine zusätzliche Abdichtung und sofortige Abnahme des Druckes im Rezipienten. Nach 48 Stunden war die Endfestigkeit des Randverbundes erreicht, so dass der Rezipient zum ersten Mal auf atmo-sphärisches Druckniveau belüftet werden konnte. Eine erneute Evakuation verlief ohne jegli-che Schwierigkeiten und bemerkenswerte Vorkommnisse.

Abb. 7.6: Links: Detail des fertigen Randverbundes mit innerem Alu-Abstandrahmen,

belasteter Viton-Rundschnur, angepresstem Butyl und eingegossenem Epoxid-Harz; Rechts: Komplettierter und pneumatisch angeschlossener PV-T-Kollektor

7.2.2 Erste Vakuumerprobung

Zur Bestimmung der Güte des Vakuumsystems wurde die Pumpleistung in Bezug auf Evakuierungsgeschwindigkeit und Stromaufnahme untersucht sowie die Leckrate des Prototypen. Ebenfalls wurde die Zuverlässigkeit der Regelung erprobt.

Die Stromaufnahme der Vakuumpumpe (im Aufbau wurde eine Drehschieberpumpe RZ9 ein-gesetzt) ist stark temperaturabhängig da das Pumpenöl bei höheren Temperaturen eine ge-ringere Viskosität hat und somit der Reibungswiederstand abnimmt. Sie lag beim Versuchs-aufbau typischerweise zwischen 200 und 300 Watt. Der Strömungswiederstand des geförder-ten Mediums hat bei Drehschieberpumpen dagegen einen sehr geringen Einfluss, weshalb die Leistungsaufnahme weitestgehend druckunabhängig ist.


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Um Rückschlüsse auf den realen Strombedarf treffen zu können wurde eine Versuchsserie an Evakuierungen und Belüftungen, wobei jeweils von 0,01 auf 0,001 mbar abgepumpt wurde. Die Evakuierungen nahmen zwischen 12 und 17 Minuten in Anspruch, der Stromverbrauch nahm bei jeder erneuten Evakuuierung etwas ab. Er lag anfangs bei 1,2 kWh und zum Schluss bei ca. 0,75 kWh pro Evakuierung.

Da beide Ventile ohne Spannungsversorgung geschlossen sind, muss ihr Strombedarf mitbe-trachtet werden. Die Stromaufnahme beträgt 60 W bei dem Haupt- und 20 W bei dem Belüf-tungsventil. Während der Laufzeit der Pumpe muss lediglich das Hauptventil geöffnet werden. Je nach Pumpenlaufzeit erhöht das Hauptventil den Strombedarf zwischen 15% und 25%.

Abb. 7.7: Druckabnahme des Prototypen aufgrund Leckagen für 36 Zyklen, Startdruck 0,001 mbar

Die Leckrate des Vakuumsystems mit dem PVT-Prototypen wurde über einen Testzyklus von 36 Evakuierungszyklen geprüft. Es wurde die Zeitdauer gemessen, in der der Druck von 0,001 mbar auf 0,1 mbar angestiegen ist. Die Dauer nahm von anfangs ca. 9 Stunden auf etwa 16 Stunden zu. Der Anstieg von 0,001 mbar auf 0,01 mbar dauerte anfangs ca. 15 Minuten und erhöhte sich mit zunehmender Zyklenzahl auf ca. 75 Minuten, wie Abb. 7.7 zu entnehmen ist.

Zur Überprüfung der Pumpenauswahl und Dimensionierung wurde errechnet, dass zur Errei-chung des geforderten Unterdrucks von 0,001 mbar angesichts der gemessenen Leckagen ein Saugvermögen von 0,12 l/s erforderlich ist. Daraus folgt, dass eine Turbomolekularpumpe aufgrund ihres höheren Saugvermögens und niedrigeren Stromaufnahme – ihre Saugkenn-zahl beträgt 50 l/s bei 0,001 mbar – gegenüber der eingesetzten Drehschieberpumpe vorteil-haft wäre, da dieses in diesem Bereich eine steil abfallende Kennlinie aufweist und bereits an ihre Leistungsgrenze stößt.

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0,1

00:00 02:30 05:00 07:30 10:00 12:30 15:00

Dru

ck [m

bar]

Zeit [h:mm]

16. Zyklus 21. Zyklus

26. Zyklus 31. Zyklus

36. Zyklus


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Die Feinregulierung des Vakuums wurde durch die zeitliche Steuerung der Belüftung mittels eines coaxialen Belüftungsventils realisiert. Durch Anpassung der Zeit, die das Ventil ange-steuert wird, konnte das Vakuum in Schritten von 0,01 mbar angepasst werden. Eine Notbelüftung auf einen Druck oberhalb von 1 mbar konnte ebenfalls gezeigt werden und dauerte ca. 15 Sekundenbei dem realisierten System mit ca. 70 Litern.

7.2.3 Vermessung des vakuumisolierten PVT-Prototypen

Die Wirkungsgradkennlinien des Prototypen wurden am Fraunhofer ISE entsprechend der Kollektornorm DIN EN 12975 vermessen. Dabei wurden die Solarzellen des PVT-Kollektors einmal im „Open Circuit“ (OC) und das andere mal im „Maximum Power Point“ (MPP)-Modus betrieben. OC bedeutet, dass durch die Solarzellen kein Strom fließt und damit keine elektri-sche Leistung entnommen wird. Im MPP-Modus wird an den Solarzellen durch eine MPP-Tracker die Spannung aufgeprägt, bei der die Solarzellen die abgegebene Leistung maximal ist.

Um die Kennlinien mit minimalem und mit maximalem Druck aufzunehmen wurde zuerst ein Druckvariationstest bei einer festen Vorlauftemperatur von 75°C durchgeführt. Dazu wurde der Druck vom Minimum aus schrittweise erhöht. In jeder Druckstufe wurde gewartet, bis sich das thermische System ebenfalls stabil war und dann ein Messpunkt aufgenommen. So wurde verfahren bis eine weitere Druckänderung keine signifikante Änderung der Temperaturen am Kollektorausgang mehr verursachte. In Abb. 7.8 sind die Druckstufen abgebildet.

Abb. 7.8: Druckverlauf während der Wirkungsgradmessung mit 75° C Vorlauftemperatur

0,001

0,01

0,1

1

10

00:00 00:30 01:00 01:30 02:00 02:30 03:00

Dru

ck [m

bar]

Zeit [h:mm]

Pirani-Sensor Pfeiffer-Sensor


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Es wurde mit dem Pirani-Sensor ein indirekter Messaufnehmer zur Druckmessung verwendet, der die Wärmeleitung des Mediums im Rezipienten bestimmt. Zusätzlich wurde mit einem Pfeiffer-Sensor ein kapazitiver Sensor zur Druckmessung im Vergleich eingesetzt.

Abb. 7.9: Druckabhängiger Wirkungsgradverlauf Δϑkoll = 45°C und G = 987,9 W/m²

In Abb. 7.9 sind die thermischen Wirkungsgrade im MPP-Modus in Abhängigkeit des Unter-drucks aufgetragen. Der Grafik bestätigt die Berechnungsergebnisse, spiegelsymmetrisch dargestellt in Abb. 5.5 (da dort die Wärmeleitfähigkeit und hier der thermische Wirkungsgrad dargestellt sind) und damit den relevanten Druckbereich zwischen 0,001 mbar und 10 mbar.

7.2.4 Solarthermische Messergebnisse

Es wurden fünf Wirkungsgradkennlinien (WKL) bei jeweils konstantem Druck gemessen. Die Messbedingungen und die Messergebnisse in Form der Kennwerte η0, a1 und a2 sind in Tab. 7.5 aufgelistet.

0,50

0,49

0,48 0,46

0,43 0,38

0,35 0,32

0,29

0,29

0,28

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,001 0,01 0,1 1 10

Wirk

ungs

grad

[1]

Druck [mbar]


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Tab. 7.5: Messbedingungen und Messergebnisse für die 5 gemessenen Wirkungsgradkennlinien des vakuumisolierten PVT-Prototypen * Die Stagnationstemperatur ist für eine Umgebungstemperatur von 30°C angegeben

Nr. Messbedingungen Messergebnisse

Druck Modus Wind η0 [-]

a1 [W/(m²·K)]

a2 [W/(m²·K²)]

Stagnations-temperatur*

1 0,004 mbar MPP 0 m/s 0,70 2,98 0,020

2 0,004 mbar MPP 3 m/s 0,69 3,45 0,016 155°C

3 700 mbar MPP 3 m/s 0,66 8,03 0,016 100°C

4 0,004 mbar OC 3 m/s 0,80 4,21 0,013 165°C

5 700 mbar OC 3 m/s 0,77 8,56 0,014 110°C

Die Ergebnisse sind grafisch in Abb. 7.10 dargestellt für eine Einstrahlung von 1000 W/m², aufgetragen gegenüber der Temperaturdifferenz zwischen Umgebungs- und Kollektormittel-temperatur, so dass die Stagnationstemperatur leicht aus der Grafik ablesbar ist.

Abb. 7.10: Vier Wirkungsgradkennlinien des vakuumisolierten PVT-Prototypen bei 3 m/s

für unterschiedliche Drücke und unterschiedliche PV-Modi (OC und MPP) Darstellung für eine Globalstrahlung von 1000 W/m²

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

1

0 20 40 60 80 100 120 140

Wirk

ungs

grad

[-]

Temperaturdifferenz Δ = ϑkoll - ϑamb [K]

0,004 mbar; MPP; 3 m/s 0,004 mbar; OC; 3 m/s 700 mbar; MPP; 3 m/s 700 mbar; OC; 3 m/s

Einstrahlung G = 1000 W/m2


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Die Messergebnisse zeigen folgendes:

• Der Prototyp des vakuumisolierten PVT-Flachkollektors mit Low-e-Schicht zeigt bei 0,004 mbar im OC-Modus fast dieselben Kollektorkennwerte (η0 / a1 / a2 = 0,80 / 4,21 / 0,013) wie ein guter handelsüblicher Flachkollektor, was belegt, dass bei PVT-Kollektoren im OC-Modus durch entsprechende Maßnahmen (AR-Schicht, Vaku-umisolierung, Low-e-Schicht, Lamination von Solarzellen auf den Absorber) die kon-struktiven Nachteile (kein spektralselektive opake Absorberschicht, erschwerte Wärme-leitung von der absorbierenden Zelle zur Wärmeträgerflüssigkeit) ausgeglichen werden können.

• Die Stagnationstemperaturen (165°C / 155°C / 110°C / 100°C bei 30°C Außentempe-ratur) belegen, dass durch Schaltung der Vakuumisolierung zwischen den beiden Scheiben, die einen Abstand von 3 mm aufweisen, durch die Druckerhöhung kritische Temperaturen im PVT-Kollektor deutlich unterschritten werden und ein Havarieschutz zuverlässig realisiert werden kann.

• Die Kennlinien im MPP-Modus gegenüber dem OC-Modus zeigen die Reduktion des thermischen Wirkungsgrads durch die elektrische Leistungsabgabe. Die Kennlinie im OC-Modus bei 0,004 mbar ist die für den kritischen Einsatzbereich während der Heizperiode relevante Kennlinie, sie weist trotz der elektrischen Leistungsabga-be mit η0 / a1 / a2 = 0,69 / 3,45 / 0,016 akzeptable Kennwerte auf.

Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass mit dem vakuumisolierten PVT-Prototypen bereits alle Funktionalitätsziele erreicht werden konnten, obwohl noch wei-teres Optimierungspotenzial in den einzelnen Komponenten und Konstruktionsdetails vorhanden sind.


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Abb. 7.11: Wirkungsgradkennlinien des PVT-Prototypen im MPP-Modus mit Kennlinienpunkten für un-

terschiedliche Drücke (bei desselben Vorlauftemperatur von 75°C) im Vergleich zur Kennline eines guten Standardflachkollektor (Solvis Cala)

In Abb. 7.11 sind die Wirkungsgradkennlinien im MPP-Modus sowie die Kennlinienpunkte für unterschiedliche Drücke bei einer konstanten Vorlauftemperatur von 75°C. Die Abbildung macht deutlich, dass mit dem Konzept einer variierbaren Vakuumisolierung das Ziel einer schaltbaren Wirkungsgradkenlinie tatsächlich erreichbar ist. Dabei können alle Zwischenpunk-te zwischen den beiden Kennlinien gezielt angefahren werden, was einigen Spielraum für die regelungstechnische Optimierung des Gesamtsystems gibt.

7.2.5 Photovoltaische Messergebnisse

Weiterhin wurde die Abhängigkeit des Solarstromertrags von der Absorbertemperatur unter-sucht. Dafür wurde bei konstanter Einstrahlung von ca. 1000 W/m2 die Temperatur in Stufen variiert. Für die elektrische Leistung Pel gilt Pel = U x I mit der Spannung U und dem Strom I. Abb. 7.12 zeigt, dass der Strom proportional zur Einstrahlung und damit konstant bleibt und mit der Temperatur der Wirkungsgrad aufgrund der Spannungsänderungen variiert.

0

0,1

0,2

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0,9

1

0 20 40 60 80 100 120 140

Wirk

ungs

grad

[1]

Temperaturdifferenz Δ = ϑkoll-ϑamb [K]

0,004 mbar; MPP; 3 m/s 700 mbar; MPP; 3 m/s Druckvariation Referenz - Solvis Cala

Einstrahlung G = 1000 W/m2K


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Abb. 7.12: Strom- Spannungs- Leistungs- und Temperaturverlauf des PV-Laminats

Die Ergebnisse sind in Abb. 7.13 aufgetragen und zeigen die erwartete lineare Abhängigkeit. Aus den Werten lässt sich der Temperaturkoeffizient der Solarzellen ermitteln mit -0,47%/K. Die Solarzellen sind vom Hersteller mit einem Koeffizienten von -0,43%/K angegeben. Der Unterschied ist vermutlich – neben dem möglichen Messfehler – dem Temperaturbezug ge-schuldet. Erfasst wird bei der Wirkungsgradmessung die mittlere Kollektortemperatur, also das arithmetische Mittel zwischen der Temperatur der Wärmeträgerflüssigkeit am Kollektoraus-gang und am Kollektoreingang. Damit haben die Solarzellen unterschiedliche Temperaturen, je nachdem wo sie entlang des Temperaturgefälles vom Kollektoraus- zum -eingang liegen. Wenn dieses Temperaturgefälle linear ist, wovon in erster Näherung ausgegangen wird, wür-de dies keinen Einfluss auf die ebenfalls lineare Abhängigkeit der PV-Leistung von der Tem-peratur haben. Zwar ist der Strom wie oben gezeigt unabhängig von der Temperatur der Zelle (bei identischer Einstrahlung), doch können die Spannungsunterschiede unterschiedlicher Strings eine Rolle spielen. Entscheidend für den Unterschied dürfte allerdings eher das Tem-peraturgefälle zwischen der Solarzelle und dem Wärmeträgerfluid sein, das mit zunehmender Temperatur ansteigt und deshalb nicht konstant ist.

0

2

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00:00 03:00 06:00 09:00 12:00 15:00 18:00

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Zeit [h:mm]

Leistung [W] Temperatur [T] Spannung [V] Strom [A]


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Abb. 7.13: Temperaturabhängige elektrische Leistung des PVT-Kollektors (die Temperatur ist

die mittlere Fluidtemperatur, die niedriger ist als die Solarzellentemperatur)

7.3 Bewertung Konstruktionskonzept vakuumisolierter PVT-Kollektor

Die Erfahrungen mit dem Bau und die Messergebnisse haben gezeigt, dass das Prinzip eines variablen Wärmedurchgangs der transparenten Abdeckung eines PVT-Kollektors durch die Variation des Vakuums im Scheibenzwischenraum realisiert werden kann und zu den ge-wünschten Ergebnissen führt, was Effizienz und Stagnationstemperaturen angeht.

Die Sicherheit des Kollektors auch bei Stagnation im Fall einer Anlagenhavarie konnte mit dem gebauten Prototypen nachgewiesen werden. Die geforderte Maximaltemperatur von 120°C wird unterschritten, was den sicheren Betrieb monokristalliner Siliziumzellen und sons-tiger Bauelemente ermöglicht.

Weiteres Optimierungspotenzial ist vorhanden, was die Effizienz angeht, z.B. durch Vergröße-rung des Kollektors, was zu reduzierten Randverluste führt. Weiterer Entwicklungs- und Opti-mierungsbedarf besteht bei der elektrischen Sicherheit und der Langlebigkeit der Low-e-Schicht sowie der Vakuumisolierung.

Die Versuche haben gezeigt, dass die Anordnung und Größe der Abstandhalter aus stati-schen Betrachtungspunkten bereits als sehr gut angesehen werden können. Vorteilhaft wäre der Einsatz eines Materials mit geringerem Wärmeleitkoeffizienten, um die Wärmeleitung zu reduzieren.

Die Güte der Vakuumisolierung des manuell gefertigten Prototypen war ausreichend, um die gewünschten Ergebnisse zu erzielen, kann aber durch eine ausgereifte und maschinelle Ferti-

107,9 101,0

94,4 87,6

82,9

70

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0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Leis

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[W]

Mittlere Fluidtemperatur [°C]


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gung sicherlich noch erhöht werden. Die Versuche haben gezeigt, dass der Unterdruckspei-cher mit den pneumatischen Leitungen stark zur Leckrate beiträgt. In einer Serienanlage wür-de die Anzahl an Verbindungen minimiert und zusätzlich durch hochdichte CF-Flansche mit metallischen Dichtungen ersetzt werden. Diese Maßnahme würde die Dauer zwischen zwei Evakuationen verlängern und zur energetischen Effizienz beitragen.

Einen Beitrag zur Erhöhung des elektrischen Ertrages kann eine intelligente Regelstrategie für die Vakuumisolierung dadurch liefern, dass im Sommer die Temperatur der Solarzellen ge-genüber einfachen PV-Modulen reduziert wird.

Ergebnis 12: Die Herstellung und Vermessung des vakuumisolierten PVT-Prototyps belegt, dass das Konzept zur Stagnationsverhinderung funktioniert und mit einer Low-e-Schicht und Vakuumisolierung im Open-Circuit Modus ähnlich gute Wirkungsgrade erzielt werden wie von solarthermischen Kollektoren. Das Vakuumkonzept ist allerdings noch in Bezug auf die Realisierbarkeit in der Praxis inklusive der Kosten zu prüfen.


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8 Zusammenfassung und Ausblick

Im Rahmen des Projektes PVTmax wurden alle relevanten Aspekte für Entwicklung und Bau von PVT-Kollektoren untersucht und bewertet. Dabei ergaben sich folgende Erkenntnisse:

• Abgedeckte PVT-Kollektorsysteme sollten sich auf Märkte mit der Anforderung einer hohe Flächeneffizienz konzentrieren, also vor allem auf Einfamilienhäuser mit hohen solaren Deckungsanteilen und kleine Mehrfamilienhäuser mit Kombianlagen.

• PVT-Kollektoren müssen für diese Marktsegmente verbesserte Wirkungsgrade auf-weisen, die mit der Aufbringung eines Low-e-Schicht im Infrarot-Spektrum erreicht werden können. Durch Simulation wurde ein neue, kostengünstige Schicht auf Silber-basis entwickelt und in ihre Wirksamkeit durch Tests nachgewiesen. Diese Prototyp-schicht muss nun für den Markteinsatz fertig entwickelt werden.

• Aufgrund der höheren thermischen Effizienz ist ein Havarieschutz zwingend erfor-derlich. Die verschiedenen Varianten des Stagnationsschutzes wurden identifiziert und ein Prototyp eines vakuumisolierten PVT-Kollektors gebaut, der die Funktionalität nachgewiesen hat. Weitere Lösungsansätze sind noch zu prüfen.

• Materialwahl, Verbindungstechniken, Konstruktionskonzepte und Fertigungsverfahren von PVT-Kollektoren sind gegenseitig voneinander abhängig. Eine endgültige Ent-scheidung für ein PVT-Kollektorkonzept muss alle Aspekte gleichermaßen be-rücksichtigen und kann deshalb erst nach Abarbeitung der noch offenen Frage-stellungen erfolgen.

In der Summe kann festgestellt werden, dass im Projekt PVTmax ein breiter Überblick über die Konstruktionsvarianten und eine umfassende Bewertung aller Varianten erarbeitet wurde. Mit zwei Prototypen wurden erste Erfahrungen gesammelt.

Das Projektziel, den vielversprechendsten PVT-Kollektor eindeutig zu identifizieren, konnte nicht vollständig erreicht werden, da die Vielzahl der möglichen Varianten und der zu berücksichtigenden Aspekte größer war als erwartet. Allerdings konnten alle relevanten Aspekte bewertet, weitere Aufgabenstellungen formuliert und die Zahl der relevanten Varianten bereits deutlich reduziert werden.

Gleichzeitig wurden durch die Berechnungen und Bewertungen im Rahmen des Projek-tes vielversprechende Marktsegmente eindeutig identifiziert, Anforderungen für den erforderlichen PVT-Kollektor formuliert und die Machbarkeit durch die Prototypentwick-lungen des PVT-Kollektors und der Low-e-Schicht nachgewiesen.


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In einem anzuschließenden Folgeprojekt müssen deshalb vor einer entgültigen Ent-scheidung für eine zu produzierende Kollektorvariante noch weitere vertiefte Untersu-chungen durchgeführt und Prototypen erstellt und getestet werden. Eine Zusammen-fassung der Arbeitsaufträge ergeben sich aus der Übersicht der Ergebnisse.

8.1 Übersicht der Ergebnisse

Ergebnis 1: Die wichtigsten Einsatzbereiche für PVT-Kollektorsysteme sind Kombianlagen zur Trinkwassererwärmung und Heizungsunterstützung in Einfamilienhäusern und kleinen Mehrfamilienhäusern. Um größere Dachflächenfaktoren zu erreichen, sollten möglichst hohe solarthermische Deckungsanteile der Kombianlagen realisiert werden.

Ergebnis 2: Die mittlere Temperaturerhöhung eines optimierten abgedeckten PVT-Kollektors in einer Anlage zur Trinkwassererwärmung und Heizungsunterstützung mit 12 m2 Kollektorfläche liegt gegenüber einem Standard PV-Modul bei ca. 10 Kelvin, was zu einer Reduzierung des Jahresstromertrags aufgrund des Temperatureffekts von unter 5% führt.

Ergebnis 3: Der Einsatz von PVT-Systemen in Einfamilien- und kleinen Mehrfamilienhäusern ist nur sinnvoll bei einer deutlichen Verbesserung der thermischen Wirkungsgrade der PVT-Kollektoren bei höheren Temperaturdifferenzen, um in der Heizperiode gute thermische Erträge zu erzielen.

Ergebnis 4: Viele Aspekte sprechen für den Einsatz von kristallinen Solarzellen in PVT-Kollektoren. Dünnschichttechnologien stellen eine interessante Option dar bei hohen Wirkungsgraden, einem schlüssigen Fertigungskonzept und hoher Akzeptanz der Technologie im Markt.

Ergebnis 5: Die Auswahl einer Abdeckung des Modul-Absorberverbunds hängt davon ab, welche Kollektorkonstruktion gewählt wird und ob geeignete Folien gefunden werden, die langzeitbeständig und beschichtbar sind. Entsprechende Folien sind zu suchen und zu prüfen.

Ergebnis 6: Eine optimale Verbindungstechnik von Abdeckung, Solarzellen und Absorber ist noch nicht gefunden. Das Eingießen in Silikon und die Klebung wurden als interessante Optionen identifiziert, konnten allerdings noch nicht evaluiert werden. In einem Folgeprojekt ist zu prüfen, ob das Eingießen in Silikon eine praktikable Alternative darstellt und ob es Klebetechniken gibt, die den Anforderungen im MAV genügen.

Ergebnis 7: Die zuverlässige dauerhafte elektrische Isolierung ist eine zwingende Voraussetzung für die Vermarktbarkeit von PVT-Kollektoren. Mögliche Varianten wurden identifiziert, eine umfassende Evaluierung steht aber noch aus. Im Folgeprojekt müssen


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Materialien identifiziert und alle relevanten Optionen auf ihre elektrische Sicherheit geprüft werden.

Ergebnis 8: Eine gute Lösung für Absorber und Verrohrung konnte noch nicht identifiziert werden. Bei Aluminiumblech mit Kupferrohren müssen die Fertigungsverfahren noch detailliert geprüft werden, um eine Schädigung der Solarzellen auszuschließen, bei Aluminium-Rollbondabsorbern muss noch die Korrosionsfestigkeit nachgewiesen werden. Kunststoffabsorber bieten sich an, da im PVT-Kollektor die Temperaturen begrenzt werden müssen, hierfür müssen noch geeignete Materialen und Konstruktion identifiziert und geprüft werden. Weitere Prüfungen als Entscheidungsgrundlage für die Absorberkonstruktion sind zwingend erforderlich.

Ergebnis 9: Durch Simulation und Produktion einer silberbasierten Prototypschicht konnte gezeigt werden, dass eine kostengünstige Low-e-Schicht mit guten optischen Kennwerten für PVT-Kollektoren herstellbar ist. Diese Low-e-Schicht muss in ihren optischen Kennwerten weiter optimiert und in Bezug auf Langlebigkeit und Eignung für die großflächige Produktion geprüft werden.

Ergebnis 10: Für den MAV wurden folgende Erkenntnisse gewonnen: (a) Materialkombination, Verbindungstechnik und Fertigungsverfahren sind so zu wählen, dass eine thermisch-mechanische Vorspannung vermieden wird (b) Der MAV muss eine sehr hohe elektrische Sicherheit bieten (c) Auch die Einsatztauglichkeit im System muss beachtet werden, z.B. was die Korrosionsfestigkeit von Aluminium angeht (d) Eine abschließende Bewertung der Varianten erfordert noch weitere Untersuchungen Vor der Entscheidung für eine MAV-Variante müssen Kunststoffe und Kleber gesucht und auf ihre Einsatztauglichkeit hin geprüft werden.

Ergebnis 11: Für effiziente PVT-Kollektoren ist ein eigensicherer Havarieschutz zwingend erforderlich, um die Zerstörung sicher zu vermeiden. Es wurden mehrere mögliche Varianten identifiziert und bewertet. Als Prototyp wurde der vakuumisolierte PVT-Kollektor gebaut und die Funktionalität nachgewiesen. Da bislang kein idealer Stagnationsschutz gefunden wurde, müssen alle noch nicht nicht geprüften Varianten in einem Folgeprojekt detailliert auf Machbarkeit, Praktikabilität und Kosten hin untersucht werden.

Ergebnis 12: Die Herstellung und Vermessung des vakuumisolierten PVT-Prototyps belegt, dass das Konzept zur Stagnationsverhinderung funktioniert und mit einer Low-e-Schicht und Vakuumisolierung im Open-Circuit Modus ähnlich gute Wirkungsgrade erzielt werden wie von solarthermischen Kollektoren. Das Vakuumkonzept ist allerdings noch in Bezug auf die Realisierbarkeit in der Praxis inklusive der Kosten zu prüfen.


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9 Literaturverzeichnis

[BMU 2012] BMU, Leitstudie 2011, Berlin, 2012 http://erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/ leitstudie2011_bf.pdf

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[Dol 2012] Doležal, A.; Konstruktion, Bau und Betrieb eines eigensicheren Hochtemperatur-PV-T-Kollektors mit regelbarem Wärmedurchgangs-koeffizienten der transparenten Abdeckung. Braunschweig: Technische Universität Braunschweig und Solvis GmbH & Co. KG, 2012

[ESTTP 2008] European Solar Thermal Technology Platform (ESTTP), Solar Heating and Cooling for a Sustainable Energy Future in Europe, Brüssel 2008 www.rhc-platform.org/fileadmin/user_upload/Structure/Solar_Thermal/ Download/ESTTP_SRA_RevisedVersion.pdf

[FfE 2009] FfE Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. Energiezukunft 2050, Teil II - Szenarien. München, 2009

[Harr 2012] Harrison, Stephen J. Integral Stagnation Temperature Control: The simple solution to Stagnation. Kingston, Canada: Queens´s University, 2012

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[Kess 2011] Kessentini, Hamdi, et al. Numerical and experimental study of a flat plate solar collector with transparent insulation and overheating protection system. Universitat Politècnica de Catalunya Barcelona (Spaain): Centre Tecnològic de Transferència de Calor (CTTC), 2011

Documents

Abschlussbericht PVTmax Photovoltaisch-thermische ... · PVT-Kollektoren und PVT-Anlagen zu entwickeln, die die genannten Anforderungen erfüllen. Abschlussbericht PVTmax Seite 8