Die diesjährige European PV Solar Energy Conference and Exhibition (EUPVSEC) fand Ende September in Brüssel statt. An der bereits 35. EUPVSEC nahmen erneut Forschende des ZHAW-Instituts für Energiesysteme und Fluid-Engineering (IEFE) teil. An dieser international grössten Konferenz für Photovoltaik-Forschung werden jährlich die neusten Entwicklungen und Innovationen in Photovoltaik von dem internationalen Publikum vorgestellt. Bereits letztes Jahr waren mehrere Forschende der IEFE-Forschungsgruppe Photovoltaik an der EU PVSEC 2017 in Amsterdam anwesend und haben dort neuste Erkenntnisse und Projekte vorgestellt. 

Am IEFE wird das Thema Photovoltaik und dessen Innovationen grossgeschrieben. Die Forschungsgruppe Photovoltaik unter der Leitung von Prof. Dr. Franz Baumgartner und Dr. Hartmut Nussbaumer beschäftigt sich intensiv mit Entwicklungen rund um Photovoltaik. Damit tragen sie einen wichtigen Teil für die Umsetzung der Energiestrategie 2050 bei.

Thomas Baumann, wissenschaftlicher Mitarbeiter am IEFE, hielt an der diesjährigen EU PVSEC einen Vortrag zu seinem Projekt «Performance Analysis of Vertically Mounted Bifacial PV Modules on Green Roof System». Darüber wurde bereits an der ZHAW-School of Engineering (Impact Magazin, S. 46) sowie auch in mehreren Schweizer Zeitungen (u.a. im Blick und in der Aargauer Zeitung) und Fernsehsendungen (Tele Z Report) berichtet.

Das Projekt umfasst die Messung des Energieertrags einer PV Anlage auf einem Gründach. Diese Kombination ist eine ökologische Lösung zur Stromproduktion. Ein Gründach auf einem Flachdach verbessert unter anderem die Rückhaltung von Wasser in einer Stadt, während die PV Module den Strom dort produziert, wo er gebraucht wird. Bisher brauchten herkömmliche Solarmodule inmitten von Begrünungen jedoch zu viel Platz oder wurden von den Pflanzen zu sehr verschattet. Die Lösung dafür sind vertikale bifaziale Solarmodule. So kann beides effizient unterhalten werden. Baumann präsentierte an der EUPVSEC, wie der Ertrag dieser Kombination gemessen wurde und welche Schlüsse daraus gezogen werden konnten. Das Team konnte durch Messungen beweisen, dass der Ertrag der vertikalen bifazialen Solarmodule in Kombination mit der richtigen Begrünung nicht beeinträchtigt wird: Die vertikal installierten bifazialen Module erzielten einen nahezu identischen Ertrag (-1,4 %) im Vergleich zu einem nach Süden ausgerichteten monofazialen Referenzmodul. Ausserdem führte der Einsatz von silberlaubigen Pflanzen mit guten Reflexionseigenschaften während den vier Messmonaten zu einer Ertragssteigerung von 17 % gegenüber einer herkömmlichen Dachbegrünung mit grünlaubigen Pflanzen. Die Messungen werden bis im Frühjahr 2019 weitergeführt, um zu schauen, wie sich diese Kombination über ein ganzes Jahr verhält. Im Winter werden vergleichsweise gute Erträge der vertikalen PV-Anlage erwartet, da die Module nicht durch Schnee verschattet werden.

Beitrag in Spektrum Gebäudetechnik (S. 50)

Performance analysis of vertically mounted bifacial PV modules on green roof system (Paper) 

Fabian Carigiet, wissenschaftlicher Mitarbeiter am IEFE, stellte an der Konferenz ein Poster über sein Projekt zu induktiver Leistungsübertragung im Solarmodul vor. Dieses Projekt (Wireless Inductive Power Transfer WIPT) wird von der Gebert Rüf Stiftung unterstützt und finanziert.

Die Problemstellung, welcher sich Carigiet annahm, war, dass bei herkömmlichen PV Modulen die Verbindungsstecker der Module nach einigen Jahren witterungsbedingt beschädigt sein können, was zu Produktionseinbussen führen kann. Dies führt zu aufwändigen und teuren Wartungsarbeiten, da der gesamte PV-String, in dem sich das Modul befindet, abgestellt werden muss. Ausserdem geht ein gewisses Sicherheitsrisiko mit der Reparatur der Stecker einher, weil Lichtbögen beim auftrennen der Stecker entstehen, wenn die Anlage nicht abgestellt wird. Das Ziel des Projekts ist es, ein neuartiges PV-System zu entwickeln, welches die Stromeinspeisung zwischen den Solarzellen und dem Stringkabel durch integrierte induktive Leistungsübertragung betreibt. Dieser neue Ansatz fordert eine Weiter- beziehungsweise Neuentwicklung von technischen Systemkomponenten, die drei Viertel der Gesamtkosten der PV-Anlage betreffen. Damit besteht auch ein potentieller Wertschöpfungsanteil für die Schweiz. Dazu gehört die Modulproduktion, Installation, und weitere Bestandteile wie Inverter, Kabel, und andere. Durch den neuen Ansatz sollen Installations-, Betriebs- und Wartungskosten gesenkt werden.

Innovation spart Kosten, ist sicherer und langlebiger

Das neue PV-System soll aus mehreren Modulen bestehen, welche in Serie mithilfe induktiver Stromübertragung verbunden sind. Diese Module enthalten eine Zellmatrix, welche mit einem im Modul integrierten Wechselrichter verbunden ist. Der Wechselstrom fliesst durch eine Planarspule, die einen magnetischen Fluss erzeugt. Ausserhalb des PV-Moduls ist eine Klammer aus ferromagnetischem Material, welche den magnetischen Fluss zu einer sekundären Spule leitet. Dieser Magnetfluss induziert einen Stromfluss in der zweiten Spule, welcher vom Stringkabel geformt wird. Am Ende der PV-Anlage bildet ein AC/AC Wandler die Schnittstelle zum Stromnetz.

Dieser neue Ansatz bringt mehrere Vorteile. Am wichtigsten sind folgende: Die induktive Stromübertragung ist nicht witterungsanfällig und somit die gesamte Anlage langlebiger. Wartungsarbeiten können neu schneller und ohne die Anlage abzuschalten durchgeführt werden, was die Sicherheit erhöht und die Ertragsausfälle reduziert. Durch die galvanische Trennung zwischen Solarzellen und Stringkabel kann keine Potential-induzierte Degradation auftreten. Zusätzlich ist somit die Verwendung von noch höheren Systemspannungen möglich, weswegen weniger Kupfer für die Kabel verwendet werden muss. Die Installationskosten sinken, da die Montagezeit reduziert werden kann und es weniger elektrische Expertise braucht. Dieser neue Ansatz ist vor allem für grosse PV-Anlagen auf Freiflächen, Dächern oder an Fassaden gedacht. Im Laufe des nächsten Jahres soll die technische Umsetzbarkeit der neuen PV-System Technologie getestet werden. Das finale Produkt soll eine kosteneffiziente Installation mit minimalem Wartungsaufwand darstellen.

Radiobeitrag im Deutschlandfunk: Forschung aktuell 

Raphael Knecht, wissenschaftlicher Assistent am IEFE, hielt einen Vortrag über das «CEVSol-Projekt». Dieses Projekt befasst sich mit der techno-ökonomischen Analyse der spannungsabhängigen Wirk- und Blindleistungsregelung in Niederspannungsnetzen. Bereits letztes Jahr an der EUPVSEC in Amsterdam wurde das CEVSol-Projekt vorgestellt. Dort wurde jedoch erstmal nur der Innovationsgedanke inklusive der durchführenden Software präsentiert. Dieses Jahr war der Fokus des Vortrags bei den neusten Schritten und Erkenntnissen im CEVSol-Projekt. Vor allem wurde den interessierten Zuhörern vermittelt, wie die Software an den spezifischen Untersuchungsorten eingesetzt wurde. Doch wieso ist eine techno-ökonomische Analyse der spannungsabhängigen Wirk- und Blindleistungsregelung in Niederspannungsnetzen nötig? In der Schweiz werden von Jahr zu Jahr mehr Solaranlagen installiert, welche den produzierten Strom in das Stromnetz einspeisen, sobald dieser nicht sofort vor Ort gebraucht wird. Dies kann zu einer punktuellen Erhöhung der Spannung im Verteilnetz führen. Zusätzlich werden andererseits auch vermehrt Ladestationen für Elektroautomobile an das Netz angeschlossen, welche ihrerseits zu einer Senkung der Spannung im Niederstromnetz führen können. Um die Spannung stets in den Grenzen von ±3% der Nennspannung zu halten, gibt es verschiedenste Ansätze wie eine Verstärkung des Netzes, Batteriespeicher, und weiteres. In seinem Vortrag stellte Knecht einen solchen Ansatz für die Stabilisierung der Spannung in Niederspannungsnetzen vor: Die dezentrale, spannungsabhängige Wirk- und Blindleistungsregelung (PQ(U)-Regelung) mittels PV-Wechselrichter. Dafür wurden Lastflussberechnungen in Netzen in Graubünden und nördlich von Schaffhausen durchgeführt. Die PQ(U)-Regelung stellte sich als eine finanziell lohnende und allgemein sehr effektive Methode zur Stabilisierung der Spannung in Stromnetzen heraus, da keine Investitionen in zusätzliche Hardware, wie Kommunikationsnetze oder ähnliches, getätigt werden müssen. In den Simulationen konnte die maximale Spannungsüberhöhung in einem Netz mit der PQ(U)-Regelung von über 7.2% auf unter 2.4% gesenkt werden. Die PQ(U)-Regelung kann zusätzlich auch die Spannungssenkungen von Ladestationen reduzieren und somit zusätzliche Kosten in den Netzausbau vermeiden. Die nächsten Schritte im CEVSol-Projekt sind die vergleichende Analyse in Kosten und Effizienz von weiteren Netzen und deren spezifischen unterschiedlichen Gegebenheiten durch die entwickelte Software.

Ein weiteres Forschungsprojekt, welches an der EUPVSEC vorgestellt wurde, schliesst an die von Knecht vorgestellte Regelungsmethode an. IEFE-Photovoltaik-Dozent Prof. Dr. Franz Baumgartner analysierte in einem gemeinsamen Projekt mit dem AIT in Wien die Spannungsstabilität der Blindleistungsregelung von PV-Wechselrichtern in Kombination mit regelbaren Transformatoren. Dieses Projekt befasste sich ebenfalls mit der Regelung der Spannungsschwankungen in Netzen. Die von Knecht behandelte Blindleistungsregelung regelt die Spannung durch Mehreinspeisung ab (PQ(U)-Regelung). In jedem Niederspannungsnetz befindet sich ein Ortsnetztransformator, der die Schnittstelle zum Mittelspannungsnetz bildet. Solche Transformatoren können auch eine integrierte Spannungsregelung aufweisen.

Was die Forschenden genau untersuchen wollten war, wie sich Ortsnetztransformatoren und PQ(U)-Regelung gegenseitig in einem gemeinsamen Netz beeinflussen. Insbesondere sollte beobachtet werden, ob eine instabile Situation, wie Spannungsschwingungen, im Netz auftreten können. Daraus sollte abgeleitet werden, mit welcher Geschwindigkeit die Wechselrichter die Spannung regeln dürfen. Die Untersuchung dieses Zusammenspiels ist vor allem wichtig für die zukünftig stetig steigende Einbindung von erneuerbaren Energien in das Stromnetz, bei welchen solche Wechselrichter und Transformatoren zum Einsatz kommen.

Stabilisierung der Spannung durch Kombination von Regelungen und korrekte Parametrisierungen

Alle Untersuchungen wurden im Labor im AIT getestet. Dabei wurden mit einem PV-Generator das Verhalten an einem Tag mit fluktuierender Einstrahlung nachgebildet. Dieser PV-Generator wurde über einen Wechselrichter an ein im Labor nachgebildetes Stromnetz angeschlossen, in welchen sich auch der regelbare Transformator befindet. Bei einer korrekten Parametrisierung der Blindleistungsregelung am Wechselrichter konnten keine instabilen Betriebszustände beobachtet werden. Diese korrekte Parametrisierung bedeutet, dass die Zeitkonstante, also die Geschwindigkeit des Reglers am Wechselrichter, kleiner als 5 Sekunden sein sollte. Damit kann der Zeitraum der Überspannungen in transienten Phasen minimiert werden, unverzüglich nachdem ein abrupter Spannungswechsel im Netz geschieht und die Gefahr einer Überspannung besteht. Die Zeitkonstante beim Spannungsregler im Transformator lag konstant bei typischen 10 Sekunden. Die oben genannten Zeitkonstante von kleiner 5 Sekunden entspricht dem Zeitpunkt, bei welchem 63% des Blindleistung-Sollwerts erreicht wurden (1 τ). Andere Wechselrichter verlangen den Zeitpunkt, an welchem 95% (3 τ) des Sollwerts erreicht werden, was 15 Sekunden benötigen würde. Bei falscher Parametrisierung der Blindleistungsregelung am Wechselrichter wurden Spannungsschwingungen beobachtet, welche zu vermeiden sind. Die Kombination dieser beiden Regelungen mit den oben genannten Parametrisierungen ist ein vielversprechender Ansatz für die Stabilisierung der Spannung in einem Netz.

Weitere Photovoltaik-Projekte und -Forschungsarbeiten am IEFE finden Sie auf der Webpage der Forschungsgruppe und bei den jeweiligen Forschenden.