Im Rahmen eines EU-Projektes wurde ein neues hochkonzentrierendes PV-System bis zum Prototyp-Stadium entwickelt, Komponenten erfolgreich getestet und System- und Marktanalysen durchgeführt. Das System kombiniert Parabolspiegel bzw. Heliostate mit großflächigen, modularen III-V Solarzellen, die für 1000-fache Konzentration ausgelegt sind. Mittelfristig werden für die HiConPV-Technologie bei Anlagengrößen um 1 MW Installationskosten von etwa 1 €/W prognostiziert und damit Stromgestehungskosten unter 0,10 €/kWh erwartet

Geuder, Norbert

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11. Kölner Sonnenkolloquium, 24.06.2008, DLR, Köln * Telefon: +34-950-387908; Fax: +34-950-365313; e-mail: norbert.geuder@dlr.de HiConPV – Hochkonzentrierende PV am Solarturm  Norbert Geuder*  Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) e.V.,  Institut für Technische Thermodynamik, Solarforschung,  Plataforma Solar de Almería, Apartado 39, 04200 Tabernas, Spanien   Zusammenfassung Im Rahmen  eines  EU  -Projektes wurde  ein neues hochkonzentrierendes  PV-System bis  zum  Prototyp-Stadium entwickelt,  Komponenten  erfolgreich  getestet  und  System-  und  Marktanalysen  durchgeführt.  Das  System kombiniert  Parabolspiegel  bzw.  Heliostate  mit  großflächigen,  modularen  III-V  Solarzellen,  die  für  1000-fache Konzentration ausgelegt sind. Mittelfristig werden  für die HiConPV-Technologie bei Anlagengrößen um 1 MW Installationskosten  von  etwa  1 €/Wnom  prognostiziert  und  damit  Stromgestehungskosten  unter  0,10 €/kWh erwartet.   1 Einführung Konzentrierende Photovoltaik weist gegenüber herkömmlicher PV über die Substitution teurer PV-Panels durch im  Vergleich  preisgünstigere  Konzentratoren  ein  deutliches  Kosteneinsparungspotential  auf  und  verspricht zudem  höhere  Wirkungsgrade.  Erste  derartige  Systeme[1]  konzentrieren  mit  Linsen  oder  Flach-  bzw. Parabolspiegeln und erreichen üblicherweise eine Konzentration zwischen 1 und 100. Ziel eines EU-Projektes war die  Entwicklung  eines  neuartigen,  hochkonzentrierenden  PV-Systems  mit  1000-facher  Konzentration  zum Prototypen sowie eine umfassende Marktanalyse der Technologie. Es wurden spezielle kompakte Photovoltaik-Module mit integriertem Kühlsystem entwickelt und bei den hohen Einstrahlungsintensitäten getestet. Die hohe Konzentration wird mit großflächigen Konzentratoren erreicht, wie sie bei großen solarthermischen Anlagen wie solaren Turmkraftwerken oder in sogenannten Dishes eingesetzt werden. Dadurch ergeben sich Anlagengrößen zwischen ca. 10 kW und 100 MW. 2 Komponentenentwicklung Das vorgestellte HiConPV-System setzt sich aus folgenden Hauptkomponenten zusammen:  − einem  Konzentratorsystem  (gegebenenfalls  mit  einem  dem  Primärkonzentrator  nachgeschalteten Sekundärkonzentrator bzw. Flussdichtehomogenisierer),  − dem Photovoltaik-Receivermodul,  − dem zugehörigen Kühlsystem für das Receivermodul,  − sowie dem Wechselrichter.  Sämtliche  für andere Anwendungen bestehenden Komponenten müssen für die speziellen Anforderungen der HiConPV-Technologie entsprechend angepasst werden:  Für  das  Konzentratorsystem  stellt  sich  bei  der  Anwendung  mit  PV-Modulen  die  deutlicher  ausgeprägte Anforderung einer gleichmäßigen Flussdichteverteilung auf der gesamten Receiverfläche. Durch entsprechende Reihenschaltung  der  einzelnen  PV-Zellen  begrenzt  die  Stelle  schwächster  Einstrahlung  die  maximale Leistungsabgabe. Die Flussdichtevariation auf einem Modul sollte zur Vermeidung höherer Verluste 10% nicht überschreiten.  Zwei  Konzentratorvarianten  wurden  hier  detaillierter  untersucht:  für  solarthermische  Anlagen bereits verfügbare Heliostate und Parabolspiegel sowie für HiConPV speziell maßgeschneiderte Konzentratoren. Ergebnis  dieser  Analysen  ist  unter  anderem,  dass  speziell  bei  kleineren  Systemen  ein  zusätzlicher Flussdichtehomogenisierer eingesetzt oder ein maßgeschneiderter Konzentrator verwendet werden muss, um die geforderte homogene Flussdichte zu erreichen (Abbildung 1). Die technologisch herausforderndste Komponente  ist das Receivermodul.  Im Projektverlauf wurden am FhG-ISE Monolithisch  Integrierte  Module  (MIM)  aus  GaAs  single-junction-Zellen  gefertigt  und  zu  kompakten Konzentratormodulen (CCM) mit einer Fläche von ca. 100 cm² zusammengesetzt[2]. Die Prototypen erreichten in Tests  den  prognostizierten  Wirkungsgrad  von  20%.  Im  Folgeschritt  sollen  diese  Zellen  durch  multi-junction-Tandemzellen aus III-V-Halbleitern ersetzt werden, für die ein elektrischer Wirkungsgrad von über 30% erwartet wird.  Die  im  Receiver  nicht  in  Strom  umgewandelte  eingestrahlte  Leistung  muss  zur  Vermeidung  von Überhitzung der Module durch ein aktives Kühlsystem abgeführt werden. Bei den hohen Flussdichten kommt der  Wärmeabtransport  an  seine  technischen  Grenzen,  im  Projektverlauf  wurden  diverse  Wärmetauscher  in Kombination mit Kühlsystemen  im Detail analysiert und anschließend getestet. Beim Design des kombinierten Moduls aus CCM und  integriertem Wärmetauscher wurden technische und fertigungsrelevante Aspekte gegen ökonomische Aspekte abgewogen werden und zudem Kontroll- und Sicherheitsaspekte betrachtet.  2 a)         b)   Abbildung 1: a) gemessene Flussdichteverteilung hinter dem Flussdichtehomogenisierer,    b) Prototyp eines CCM-Receivers.  Aus  technischen und praktischen Gesichtspunkten  sowie zur Erhaltung der Modularität  ist  für  jedes CCM ein separater Wechselrichter  vorgesehen. Aufgrund des hohen  Füllfaktors wird der Gesamtertrag übermäßig  von kleinen  Schwankungen  der  Spannung  beeinflusst.  Der  Wechselrichter  wurde  deshalb  auf  kleine Spannungsschwankungen  ausgelegt.  Weiterhin  wurden  Kontrollmechanismen  integriert,  die  die  CCM  mit maximaler  Leistungsabgabe betreiben. Der durchschnittliche Wirkungsgrad des Wechselrichters  liegt  zwischen 91 und 93%. 3 Test und Analyse der Komponenten Im  Rahmen  des  Projekts  wurden  die  Einzelkomponenten  der  HiConPV-Technologie  verschiedenen Testprogrammen und Analysen unterzogen. Von existierenden Konzentratoren wurden Flussdichtemessungen in verschiedenen  Ebenen  durchgeführt  und  sowohl  rechnerisch  als  auch  experimentell  auf  deren  Homogenität untersucht.  Für  den  Euro-Dish-Parabolspiegel  wurde  anschließend  ein  Flussdichtehomogenisierer  entworfen, gefertigt  und  vermessen.  Die  Messergebnisse  dienten  weiterhin  zur  Validierung  von  Simulationsrechnungen. Weitere spezielle maßgeschneiderte Konzentratoren wurden ausgelegt und nachgebildet. Erste Proben der PV-Receiver wurden sukzessive zunächst im Labor analysiert und somit die Funktionalität sowie der  Produktionsprozess mit Hilfe dieser  Ergebnisse  schrittweise  verbessert.  Parallel dazu wurden  verschiedene Lösungen des Kühlsystems untersucht und getestet. Schließlich wurden mehrere Prototypen des Receivermoduls aus den CCM mit dem am besten geeigneten Kühlsystem für Testläufe gefertigt. Nach deren Qualifizierung  im Sonnenofen des DLR  in Köln und  auf der  Plataforma  Solar de Almería, wurden die Module  in  entsprechend modifizierte vorhandene Konzentratorsysteme auf der Plataforma Solar de Almería sowie auf dem Sede Boquer Campus der Ben-Gurion Universität in der Negev-Wüste in Israel zu Testläufen eingesetzt. Dabei wurden die im Labor bestimmten Wirkungsgrade im Sonnenlicht unter realen Einsatzbedingungen bestätigt.  4 Marktanalyse und Potentialabschätzung Parallel zur  technischen Entwicklung der Systemkomponenten wurde das System  in verschiedenen technischen und  ökonomischen  Modellen  abgebildet  und  zugehörige  Daten  dokumentiert  und  evaluiert.  Angaben  über notwendige  Parameter  wurden  soweit  möglich  aus  der  Literatur  entnommen  und  mit  Angaben  der  am Herstellungsprozess beteiligten Projektpartner abgeglichen.  Mit  Hilfe  dieser  Datenbank  wurde  das  System  am  DLR  zunächst  für  den  derzeitigen  Stand  technisch  und ökonomisch  modelliert  und  in  Simulationsrechnungen  mit  Programmen  wie  greenius  detailliert  analysiert. Anhand von Szenarien unter Berücksichtigung der bisherigen technischen Entwicklung und des Marktes wurden schließlich  zukünftige  Perspektiven  der  Technologie  im  Vergleich  mit  herkömmlicher  Photovoltaik  und solarthermischen  Anlagen  am  Beispiel  von  Parabolrinnenkraftwerken  prognostiziert.  Mögliche  Potentiale  zur Preisreduktion  durch  Massenproduktion  gingen  in  diese  Überlegungen  mit  ein.  Parameter  der  Marktanalyse waren  verschiedene  Technologievarianten,  die  Anlagengröße,  der  Standort  der  Anlage  sowie  die  jährliche Produktionsrate  der  jeweiligen  Technologie.  Abbildung  2  zeigt  in  der  rechten  Graphik  prognostizierte Stromgestehungskosten  der  drei  Technologien  für  Südeuropa  (2000 kWh/m²a)  in  Abhängigkeit  der Anlagengröße  für  jeweils  derzeit  aktuelle  Produktionsraten  sowie  in  der  linken  Graphik  die 3 Stromgestehungskosten für eine identische jährliche Produktionsrate von 1 GW/a in Abhängigkeit des Standorts (bzw.  der  jährlichen  Einstrahlungssumme).  Die  HiConPV-Technologie  ist  somit  bereits  bei  aktuellen Produktionsraten für Anlagengrößen ab etwa 1 MW kostentechnisch  interessant und verspricht bei  identischen Produktionsraten  für  mittlere  Anlagengrößen  (auch  bei  ungünstigeren  Standorten)  eine  kostengünstigere Stromerzeugung als herkömmliche PV und solarthermische Anlagen.  Mit  den  Ertragsprognosen  aus  den  technischen  Simulationen  und  mit  Hilfe  geographischer  Karten  zur Einstrahlung, der Art der Bodennutzung und geomorphologischen Gegebenheiten wurde schließlich für einige europäische und nicht-europäische Länder das Installationspotential für HiConPV-Technologie abgeschätzt.   Abbildung 2: Stromgestehungskosten der HiConPV-Technologie im Vergleich zur Parabolrinne und zur Flach-PV für verschiedene jährliche Produktionsraten in Abhängigkeit vom Standort (DNI-Jahressumme, linke Graphik) bzw. der Anlagengröße (rechte Graphik). 5 Zusammenfassung und Ausblick Die  Basiskomponenten  der  hochkonzentrierenden  PV  wurden  im  Rahmen  des  HiConPV-Projektes  bis  zu einsatzbereiten Prototypen entwickelt und mit Erfolg getestet. Konzentratoren und Wechselrichter wurden an die  Technologie  angepasst  und  kritische  Details  der  Kühlung  des  Receivermoduls  gelöst.  Mit  den  erstellten Modellen  können  erste  Testanlagen  ausgelegt  und  kalkuliert  werden  und  somit  wichtige  technische  sowie ökonomische  Parameter  angegeben  werden.  Bei  elektrischen  Wirkungsgraden  um  25%  können  mittelfristig Installationskosten von ca. 1 €/W nominaler Kraftwerksausgangsleistung erwartet und Stromgestehungskosten von unter 10 €-Cent pro kWh erreicht werden. Da die Technologie auf bereits bestehende Lösungen aus der Solarthermie  und  der  Photovoltaik  aufbaut,  sind  die  Kosten  der  Technologie  bereits  beim  Einstieg  auf vergleichbarem Niveau und zeigen günstige Perspektiven. Durch  ihre Modularität kann sie die Lücke zwischen den meist kleineren herkömmlichen PV-Anlagen und den solarthermischen Großanlagen schließen und speziell in weniger sonnenreichen Gebieten noch ihre Nische finden.  Nächste  Schritte  sind  zum  einen  der  Ersatz  der  single-junction  Zelle  durch  die  Entwicklung  der  Tandemzelle sowie zum anderen eine detaillierte Analyse und Test der Technologie in Pilotanlagen.  Die Europäische Union hat das HICONPV-Projekt (SES6-CT-2003-502626) im 6. Rahmenprogramm finanziell unterstützt. Partner waren: Solúcar Energía S.A. (Spanien), Fraunhofer ISE, PSE GmbH, CIEMAT (Spanien), RWE Space Solar Power GmbH, Ben-Gurion University of the Negev (Israel), Electricité de France (Frankreich), University of Malta (Malta).  Literatur  [1] HICON PV; Report on road map for further improvements, efficiency increase and costs until the year 2020, European Commission FP6-Project, SES6-CT-2003-502626. [2] Löckenhoff, R., van Riesen, S., Meusel, M., Dimroth, F., Bett, A.W., Large Area Monolithic Interconnected Modules (MIMs) for Compact Concentrator Modules, 20th European Photovoltaic Solar Energy Conference, 6-10 June 2005, Barcelona, Spain. 

HiConPV - hochkonzentrierende PV am Solarturm

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