Wir befragten zwei Experten im pv magazine Webinar am 2. Oktober, was der Vorteil dieser Halbzellenmodule ist und worauf der Installateur im Umgang achten sollte. Fragen, die im Webinar aus Zeitgründen nicht mehr vollständig beantwortet werden konnten, haben wir nun im Nachgang geklärt. Zunächst gibt es die Antworten von Max Mittag, Leiter des Teams Moduleffizienz in der Abteilung PV Modultechnologie, Fraunhofer ISE. Er ist in der Lage zu simulieren, wie sich der Einbau von Vollzellen und Halbzellen in ein Modul auswirkt. Wenn man Vollzellen in ein Modul einbaut, führen elektrische und optische Verluste zu einer Leistungsreduktion, die von modulinternen Reflektionen nicht aufgefangen wird. Ein Halbzellenmodul kann jedoch eine höhere Leistung haben als die Zellen alleine, weil die elektrischen Verluste erheblich reduziert werden.
Hier finden Sie das Webinar zum Nachsehen und können die Präsentationen herunterladen.
Es wurde im Webinar deutlich, dass sich der Verlust pro Lötstelle bei geringerem Strom verringert. Allerdings verdoppeln sich bei Halbzellen die Anzahl der Lötstellen. Wie wirkt sich das auf die Verluste aus? Und erhöht sich durch die Verdoppelung der Lötstellen nicht auch die Fehlerrate? Wirkt sich das auf die Langlebigkeit des Produktes aus?
Max Mittag: Die Anzahl der Lötstellen im Halbzellenmodul bleibt gleich – die Lötstellen verteilen sich nur auf zwei Solarzellen. Untersuchungen zeigen, dass der Ausfall einzelner Lötstellen keine leistungsrelevanten Auswirkungen haben muss. Für Halbzellenmodule dürfte dies mindestens genauso gültig sein. Eventuell ist sogar eine Verbesserung durch die geringeren Ströme und damit die niedrigeren Widerstandsverluste möglich.
Gibt es durch die kleineren Zellabstände beim Halbzellenmodul eine höhere Wahrscheinlichkeit für einen Bruch eines Zellverbinders, zum Beispiel wegen der thermischen Längenausdehnung?
Kleinere Zellabstände bergen definitiv das Risiko der thermomechanischen Überbeanspruchung der Zellverbinder. Ziel der Modulentwicklung sollte es also sein, die im Vollzellenmodul erprobten Abstände nicht unnötig zu verkleinern. Größere Modulgläser oder eine geringere Zellanzahl beispielsweise 114 Halbzellen sind hier eventuell geeignete Maßnahmen. Von den größeren Modulgläsern – und entsprechend vergrößerten Zellabständen – profitieren auch (ansonsten baugleiche) Vollformatzellenmodule durch erhöhte Rückseitenfolienreflexion.
Sofern die Übergänge im Zellverbinder von Zelle zu Zelle nicht wesentlich verändert werden, ist von keiner größeren thermomechanischen Belastung der Zellen oder Zellverbinder und damit nicht mit einer größeren Ausfallrate zu rechnen.
Wäre es nicht sinnvoll, Zellen kleiner herzustellen, anstatt sie zu zerteilen?
Für mono-kristalline Solarzellen ist eine solche Umstellung nicht möglich, da die erforderlichen Ingots, das sind Vorprodukte des Wafers aus dem dann die Solarzelle hergestellt wird, aus der Siliziumschmelze herausgezogen werden und einem Zylinder ähneln. Diese haben Vollzellen-Format und das Zerschneiden zur Halbzelle ist erst am Ende aller Prozessschritte sinnvoll um den Aufwand für die Handhabung gering zu halten.
Multi-Kristalline Solarzellen werden aus viel größeren Siliziumblöcken herausgesägt. Hier wäre eine frühere Teilung möglich. Dadurch erhöhen sich aber der Aufwand für Handling, die Sägeverluste (Sägespäne) und eine Umstellung der gesamten Zellproduktion wäre notwendig. Die Teilung der Solarzelle erst kurz vor dem Modulbau ist auch hier der vermutlich der einfachere Weg.
Warum wird die Zelle nicht geviertelt? Dann wäre der Strom nochmal geringer.
Schindel-Module verwenden gesechstelte Zellen. Konzepte mit größerer Zellanzahl existieren also, bringen aber neue Probleme mit sich. Die Zellteilung selbst ist beispielsweise mit Aufwand und Verlusten verbunden. Bei kleineren Solarzellen steigt der Aufwand des Handlings nicht nur in Bezug auf die notwendige Anzahl der Pick&Place-Vorgänge, sondern auch die Anforderungen an die Genauigkeit. Auch können sich Kantenverluste erhöhen, also Verluste durch Rekombination von Ladungsträgern an der „offenen“ Zellkante, und die Homogenität der Stromerzeugung auf der Zellfläche an sich wird wichtiger.
Wie äußert sich der Gewinn an Leistung beim Einbau der Zellen ins Modul im spezifischen Ertrag auf Jahressicht? Bleiben diese Vorteile über die Lebensdauer erhalten? Wie wirkt sich das schlechtere Schwachlichtverhalten der Halbzellenmodule auf den Ertrag aus?
Module mit höherer Leistung werden prinzipiell auch einen höheren Ertrag zeigen, da im Feld und im Labor die grundlegenden Beziehungen zwischen Einstrahlung und Stromerzeugung gelten. Die höheren Ströme der Vollzellenmodule führen gerade unter den Laborbedingungen zu hohen elektrischen Verlusten. Da im Freilandbetrieb meist niedrigere Einstrahlungen (und damit niedrigere Ströme) anzutreffen sind, überschätzt die Labormessung die Verluste im Vollzellenmodul tendenziell. Das niedrige Verlustniveau der Halbzelle wird das Vollzellenmodul dennoch zu keinem Betriebszeitpunkt erreichen. Damit verlieren Halbzellenmodule im Kraftwerksbetrieb vielleicht relativ zum Vollzellenmodul, absolut liefern sie aber höhere Leistungen und Erträge. Wie viel genau, hängt vom Modulaufbau und dem Standort ab.
Das Fraunhofer ISE widmet sich der sehr vielschichtigen Frage nach den Verlusten im Photovoltaikmodul unter beliebigen Bedingungen in verschiedenen Forschungsprojekten. Wie sehr einzelne Modulkonzepte ihre Zelle-zu-Modul-Vorteile (Laborbedingungen, CTM) auch im Freilandbetrieb erhalten können, wird mit erweiterten Modellen (Zelle-zu-System, CTS) untersucht.
Wie hoch sind die Verluste auf Zellverbindern absolut?
Die Zellverbinderverluste für Vollzellenmodule liegen im Bereich von fünf bis zehn Wattpeak. Zusätzlich verliert man circa ein Wattpeak in der Stringverschaltung. Je nach Effizienz der Solarzelle, dem Metallisierungslayout (Anzahl und Position der Pads und Busbars) und dem Verbinderquerschnitt schwanken diese elektrischen Verluste aber deutlich. Auch die Wahl des Modulkonzepts hat erheblichen Einfluss: Runddrähte, leitfähige Rückseitenfolien, IBC-Verschaltung mit „Knochen“, Schindeltechnologien oder eben Halbzellen beeinflussen insbesondere diesen Verlustfaktor.
Wenn man die Energieausbeute auf die Fläche des Moduls bezieht, wie stark reduziert sich der Vorteil der geringeren Verluste in den Zellen durch die größere inaktive Fläche?
Die Antwort auf diese Frage liefert die Effizienz. Sie ist der Quotient aus Modulleistung und dem Produkt aus Fläche und Einstrahlung. Bei größerer Modulleistung (und konstanter Fläche) steigt die Effizienz. Bei größerer Fläche (und konstanter Leistung des Moduls) sinkt sie. Unsere Simulationen zeigen – je nach Moduldesign – eine größere Zunahme der Modulleistung als der Fläche. Die Effizienz der Halbzellenmodule steigt damit gegenüber Vollzellenmodulen meist.
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