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5.3 Einfluss der Leuchtdichteverteilung der Lichtquelle auf die I‐V Kennlinie 103
SRE1:
Eine Variation des SRE1 Parameters 10 Ω/sq. 10 Ω/sq. zeigt, dass dieser zwar einen Einfluss auf die I‐V Kennlinien hat, welcher unter Außen‐ wie auch Innenbedingungen jedoch in einem annährend gleichen Maß ist. Diese Variation führt somit nur zu marginalen Abweichungen der I‐V Kennlinie zwischen Außen‐ und Innenbedingungen ~0.2% im . Dies lässt sich zum einen damit erklären, dass die SRE1‐Schicht (Emitter der Oberzelle) nicht an den Umverteilungsprozessen zwischen Ober‐ und Mittelzelle beteiligt ist, zum anderen die lokalen Stromdichten unter Sonnensimulatorbedingungen (Abbildung 5.18(a)) im Vergleich zu den Außenbedingungen (Abbildung 5.18 (c)) nicht in dem Maß größer sind, dass die Serienwiderstandsverluste merklich ansteigen48.
SRE2:
Die in Abbildung 5.18(b) dargestellten Kompensationsprozesse finden sowohl für die Außen‐, wie auch Sonnensimulatorbedingungen zwischen der Ober‐ und Mittelzelle statt. Lokale Stromunterschiede können hierbei in der SRE2 Schicht durch Querströme ausgeglichen werden. Da der Schichtwiderstand SRE2 für unterschiedliche Solarzellen unterschiedliche Werte annehmen kann, werden die folgenden Untersuchungen unter Variation dieses Parameters durchgeführt.
Abbildung 5.21 zeigt die Simulationsergebnisse der charakteristischen Parameter (PMPP, ISC, VOC, FF) der zwei CPV‐Mono‐Module unter Außen‐ (Kreise) und Simulatorbedingungen (Dreiecke) in Abhängigkeit des Schichtwiderstandes SRE2. Die simulierten Parameter von Modul 1 (große Zelle) sind hierbei durchgezogen, die von Modul 2 (kleine Zelle) gestrichelt dargestellt. Der SRE2 von gitterangepassten Mehrfachsolarzellen befindet sich üblicherweise in einem Bereich von 10 Ω/sq. bis 10 Ω/sq. [102]. Dieser ist in Abbildung 5.21 schraffiert dargestellt.
Diskussion
Im Folgenden wird der Einfluss des SRE2 Parameters auf die charakteristischen Parameter aus Abbildung 5.21 besprochen. Beginnend mit Modul 1 werden die einzelnen Effekte in Abhängigkeit des SRE2 diskutiert:
Modul 1, dZell = 2.6 mm (Abbildung 5.21, durchgezogen):
Bei einem kleinen Schichtwiderstand SRE2 ~10 Ω/sq. können lokale Strommangel (wie z.B. in Abbildung 5.18(b) dargestellt) ohne Verluste durch Kompensationsströme von Stellen mit lokalen Überschüssen ausgeglichen werden. In diesem Fall entspricht der Strom des Moduls (1) sowohl unter Sonnen‐ (Kreise), wie auch unter Simulatorbedingungen (Dreiecke), mit 183 mA genau dem der begrenzenden Teilzelle. Bei höherwerdendem
48 Dies hängt maßgeblich von der Dimensionierung des Kontaktgrids ab. Das hier verwendete Kontaktgrid wurde für die Außenbedingungen ausgelegt und besteht aus 7 μm breiten und 4 μm hohen Fingern, welche zueinander einen Abstand von 100 μm aufweisen. Es muss jedoch erwähnt werden, dass bei einem ungeeigneten Griddesign und hohen SRE1 Werten auch eine Abhängigkeit von dem SRE1 Parameter auftreten kann.
104 5 Modellbasierte optische Untersuchung von CPV Sonnensimulatoren
Abbildung 5.21: Simulierte, charakteristische Parameter unter Variation des Schichtwiderstandes zwischen Ober‐ und Mittelzelle (SRE2). Die Simulationen wurden unter Außen‐ (Kreise) und Simulatorbedingungen (Dreiecke) für zwei FLATCON®‐Mono‐Module unterschiedlicher Zellgröße berechnet: Modul 1 besitzt mit dZell = 2.6 mm eine große Solarzelle (durchgezogen) und Modul 2 mit
dZell = 1.43 mm eine sehr kleine Solarzelle (gestrichelt). Der Bereich, in welchem sich der Wert des SRE2
bei gitterangepassten Mehrfachsolarzellen üblicherweise befindet, ist schraffiert gekennzeichnet.
SRE2 10 Ω/sq. 4 ∙ 10 Ω/sq. unterliegen diese Kompensationsströme jedoch bei dem untersuchten Moduldesign immer größer werdenden Serienwiderstandsverlusten, was sich in einem Einbruch des FF (2) und somit auch einem Abfallen des PMPP (3) bemerkbar macht.
Bei großem SRE2 10 Ω/sq. 4 ∙ 10 Ω/sq. gehen die Kompensationsströme vollständig durch Serienwiderstandsverluste verloren. Dies führt bei Modul 1 unter Außenbedingungen zu einem Strom von 139.8 mA, im Falle der Sonnensimulatorbedingungen zu 128.6 mA (4).
Diese ~9% Unterschied machen sich auch in der Leistung bemerkbar, womit das Modul unter Sonnensimulatorbedingungen mit 0.37 W eine geringere Leistung als unter Außen‐
bedingungen 0.41 W aufweist (5). Der VOC (6) bleibt mit einer Änderung von ~ 0.3%
hingegen weitgehend unabhängig vom Schichtwiderstand SRE2.
Modul 2, dZell = 1.43 mm (Abbildung 5.21, gestrichelt):
Die Parameter des zweiten Moduls mit kleiner Solarzelle weisen prinzipiell einen ähnlichen Verlauf wie die des zuvor besprochenen Modul 1 auf. Ein wesentlicher Unterschied zeigt sich jedoch bei kleinen Schichtwiderständen SRE2 ~10 Ω/sq. in dem um etwa 15%
geringeren ISC (7) und etwa 12% geringeren PMPP (8). Dies kann dadurch erklärt werden, dass aufgrund der viel kleineren Zelle nicht das gesamte Licht auf der Solarzelle abgebildet wird.
0.36 0.39 0.42 0.46 0.49 0.52
0.5510-2 100 102 104 106 108 100 102 104 106 108
3.09 3.10 3.17 3.18
10-2 100 102 104 106 108 120
130 140 150 160 170 180
100 102 104 106 108 70 75 80 85 90 SRE2 [/sq.]
PMPP [W]
(8)
(7)
(6) SRE2 [/sq.]
VOC [V]
(2) (3)
(2) ISC [mA]
SRE2 [/sq.]
(1)
(5)
(4)
FF [%]
SRE2 [/sq.]
Modul 1, dZell = 2.6 mm:
Sonne Simulator Modul 2, dZell = 1.43 mm:
Sonne Simulator
5.3 Einfluss der Leuchtdichteverteilung der Lichtquelle auf die I‐V Kennlinie 105 Ein signifikanter Teil der Zelle wird bei diesem Modul somit überstrahlt. Da sich die Bestrahlungsstärkeverteilungen für Simulator‐ und Außenbedingungen unterscheiden, kommt es hierbei zudem zu einer Abweichung von etwa 1.5% in ISC und PMPP unter beiden Bedingungen. Der SRE2‐Verlauf ist analog zu Modul 1, nur bei geringerem Strom bzw.
Leistung.
Abweichung der I‐V Parameter unter Simulatorbedingungen
Nun wird untersucht, zu welchen Abweichungen es aufgrund der sich unterscheidenden Leuchtdichteverteilung des Sonnensimulators kommt. Hierfür wird die prozentuale Abweichung der in Abbildung 5.21 dargestellten charakteristischen Parameter der Sonnensimulatorbedingungen von den Außenbedingungen berechnet. Diese sind in Abhängigkeit des SRE2 und in Abhängigkeit des Durchmessers der Solarzelle in Abbil‐
dung 5.22dargestellt.
Abbildung 5.22: Simulierte Abweichungen der charakteristischen Parameter bei Messungen am Sonnensimulator in Abhängigkeit a) des SRE2 und b) der Zellgröße. Der schraffierte Bereich markiert einen für gitterangepasste Mehrfachsolarzellen Typischen Bereich des SRE2.
-8 -6 -4 -2 0
-8 -6 -4 -2 0
10-2 100 102 104 106 108 -8
-6 -4 -2 0 Abweichung des PMPP [%]Abweichung des ISC [%]
a)
Abweichung des FF [%]
SRE2 [/sq.]
Modul1:
dZell = 2.6 mm Modul2:
dZell = 1.43 mm
-1.5 -1.0 -0.5 0.0 0.5
-1.5 -1.0 -0.5 0.0 0.5
2.6 2.4 2.2 2.0 1.8 1.6 1.4 -2.0
-1.5 -1.0 -0.5 0.0 0.5 Abweichung des PMPP [%]Abweichung des ISC [%]
b)
SRE1: 190 sq.
SRE2: 66 sq.
SRE3: 16 sq.
SRE4: 160 sq.
Abweichung des FF [%]
Durchmesser der Solarzelle [mm]
106 5 Modellbasierte optische Untersuchung von CPV Sonnensimulatoren SRE2 Abhängigkeit
Abbildung 5.22(a) zeigt die Abweichungen der I‐V Parameter, zu welchen es bei Messungen am SoKoM aufgrund seiner von der Sonne abweichenden Leuchtdichte kommt. Die horizontalen, gestrichelten Linien kennzeichnen hierbei den Wert 0, bei welchem es zu keiner Abweichung im Vergleich zu den Außenbedingungen kommt. Erneut werden die zwei Module unterschiedlicher Solarzellgröße untersucht. Die Simulationsergebnisse von Modul 1 mit großer Solarzelle sind schwarz durchgezogen, die von Modul 2 mit kleiner Solarzelle grau gestrichelt dargestellt. Betrachtet man den für gitterangepasste Mehrfachsolarzellen typischen Bereich SRE2: 10 Ω/sq. 10 Ω/sq. , zeigt sich bezüglich des PMPP (Abbil‐
dung 5.22(a), oben) eine mit dem SRE2 zunehmende Abweichung, welche bei 10 Ω/sq. mit 5% ihr Maximum einnimmt. Die Abweichung des ISC (Abbildung 5.22(a), Mitte) weist in diesem Bereich hingegen ein relativ konstantes Verhalten auf, wobei es für Modul 1 zu einem relativ geringen Fehler von 0.2%, für Modul 2 zu einem maximalen Fehler von 1.5%
kommt. Die Untersuchung des FF (Abbildung 5.22(a), unten) zeigt, dass dessen Abweichung mit dem Schichtwiderstand SRE2 ansteigt, was im Extremfall zu einer Unterschätzung des FF um bis zu ‐5% bei Beleuchtung durch den Sonnensimulator führen kann.
Abhängigkeit vom Durchmesser der Solarzelle
Die Untersuchung der SRE2 Abhängigkeit in Abbildung 5.22(a) zeigt, dass die Abweichung des PMPP und ISC stark vom Durchmesser der verwendeten Solarzelle abhängig ist. Um dieses Verhalten zu untersuchen, wird das FLATCON®‐Mono‐Modul nun durch Verwendung der in [32] ermittelten Standardparameter (SRE1: 190 Ω/sq., SRE2: 66 Ω/sq., SRE3: 16 Ω/sq., SRE4: 160 Ω/sq.,) unter Variation der Zellgröße simuliert. Abbildung 5.22(b) zeigt die Abweichung der charakteristischen Parameter für Zellgrößen zwischen 2.6 mm und 1.4 mm. Hierbei zeigt sich, dass es bei Messungen am Sonnensimulator bezüglich der Leistung (oben) bis 1.8 mm zu einer Unterschätzung des PMPP von ungefähr 0.25%
kommt. Bei einem Durchmesser von 1.4 mm nimmt diese Abweichung auf bis zu 1.8% zu. Die Abweichung des ISC nimmt mit Abnahme des Zelldurchmessers kontinuierlich zu, was bei 1.4 mm zu einer Abweichung von bis zu 1.5% führt. Abhängig vom Zelldurchmesser wird der FF (unten) bei einer Messung um bis zu 0.25% unterschätzt, kann zwischen 2.3 mm und 1.5 mm aber auch um bis zu 0.5% überschätzt werden.
Es zeigt sich somit, dass die Abweichungen der charakteristischen I‐V Parameter auch von der Größe der Solarzelle abhängig sind. Maximal ergibt sich hierbei eine Abweichung von etwa 2%. Bei (in der CPV üblichen) geometrischen Konzentrationen von c = 500 (hier d = 2mm) treten hingegen nur geringe Abweichungen von Δ ~‐0.25%, Δ ~‐0.5% und Δ ~0.25% auf.
5.3 E
Einfluss der L
Zusamm 5
iesem Kapit Kennlinie be
emfall eine ogenisierun hlverfolgung n Sonnensim hlverfolgung
elle konnte bene eines hnitt 5.3.2 rangepasste bliche Dis nensimulato ere Stromdic
Um einen uffolgenden
[32] modi enbedingung
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