Höhere Effizienz dank vollintegrierter Produktion - Effektive Solarglas-Beschichtungstechnologien für einen höheren Wirkungsgrad

Die Dimensionen sind beeindruckend: Den Kopf der 238 m langen  Floatglasanlage bildet ein gewaltiger Schmelzofen, in dessen Schlund das verschwindet, was die Fachleute Gemenge nennen: ein rund 25°C warmes Gemisch aus Sand (60%), Soda (19%), Dolomit (15%) und weiteren Stoffen. In der Hitze der Schmelzwanne, bei einer Temperatur von rund 1580°C, wird daraus flüssiges Glas. Dann beginnt der lange Weg zum Endprodukt: Mit einer Ziehgeschwindigkeit von zwei bis 22 m/min. durchläuft die Schmelze zunächst ein Zinnbad, in dem sie bei rund 1100°C „in Form“ gebracht wird. An der nächsten Station kühlt ein „Kühlofen“ das nunmehr zu Glasscheiben gewordene Material bei 600°C langsam und spannungsarm ab. In der Schneidelinie erfolgen abschließend Qualitätskontrolle und Zuschnitt.

Vollintegrierte Produktion
Dieser Herstellungsprozess in der Floatglasanlage der f | solar GmbH im sachsen-anhaltischen „Glass Valley“ Osterweddingen, läuft so oder so ähnlich auch in anderen Floatglas-Fabriken ab. Das junge Unternehmen ist aus einer Kooperation von Scheuten und Interpane hervorgegangen, zwei multinationalen Glasproduzenten, die zusammen fast 100 Jahre Erfahrung in der Herstellung von hochwertigen Glasprodukten haben.
In unmittelbarer Fortsetzung der Produktionslinie durchlaufen die Glasscheiben eine Beschichtungsanlage, in der sie mit hochwertigen Funktionsschichten versehen und so für die zukünftige Anwendung fit gemacht werden. Gleich danach folgt die letzte Station mit den Arbeiten, die den Produktionsweg des Glases abschließen: Schneiden, Schleifen und Bohren sowie „online“-Qualitätsinspektion und automatische Scherbenentsorgung. Die Hallen von f | solar GmbH beherbergen also eine vollintegrierte Produktion, die nicht nur die Herstellung von Glas, sondern auch dessen Beschichtung und Weiterverarbeitung umfasst.
Welche Vorteile hat ein solcher alle Arbeitsschritte umfassender Produktionsaufbau? „An fast allen Stellen der Wertschöpfungskette geht es um Zehntel-Prozentpunkte, von denen die Wirtschaftlichkeit einer Solaranlage abhängen können“, antwortete der heutige Geschäftsführer Thomas Keyser vor einiger Zeit in einem Fachvortrag. „Da fühlen auch wir uns in der Verantwortung; und das hat zu einem Umdenken in Richtung integrierte Produktion geführt. Heute haben wir die gesamte Veredelungstiefe unter einem Dach. Die anderswo üblichen oft weiten Wege von Gläsern aus den Herstellungs- zu den Veredelungsbetrieben entfallen hier, was nicht nur Kosten spart, sondern auch der CO2-Bilanz des Produktes zugutekommt.“ Es ist nicht unwahrscheinlich, dass diese Konzeption in Zukunft häufiger Nachahmer finden wird, da Modul- und Kollektorhersteller verstärkt auch Beschichtungen nachfragen. Steht dafür kein Equipment am Produktionsstandort zur Verfügung, wird die Zahl der Glastransporte zunehmen. Die damit verbundenen Kosten und Umweltbelastungen könnten viele Glashersteller tatsächlich zu einer Umstrukturierung ihrer Produktionslinien veranlassen.

Beschichtungen für einen höheren Wirkungsgrad
Beschichtungen erhöhen die Funktionalität von Gläsern auf mannigfaltige Weise. Sie können beispielsweise Reflexionen mindern, die Transparenz erhöhen und Farbtemperaturen korrigieren; sie tragen zur Selbstreinigung von Oberflächen bei, filtern UV- sowie IR-Strahlung und dienen dem Sonnen- und Wärmeschutz. Außerdem laufen zurzeit in einigen Entwicklungsabteilungen und Labors Tests zu hydrophoben Beschichtungen und Diffusionssperrschichten. Bei der Herstellung von Solarglas konzentriert sich die Nachfrage auf Antireflex- und TCO-Beschichtungen.

Die Antireflexbeschichtung
Besitzer von Objektiven können kaum darauf verzichten, und auch Brillenträger schätzen entspiegeltes Glas sehr. Die Industrie hat sich längst darauf eingestellt und bietet entsprechende Lösungen. Bei Gläsern für Module und Kollektoren gestaltet sich das Ganze allerdings etwas schwieriger, denn hier geht es nicht nur darum, die Reflexion des sichtbaren Lichts, sondern die der gesamten nutzbaren Sonnenstrahlung zu minimieren.
Ursache für die Reflexion an der Glas­oberfläche ist der Unterschied im Brechungsindex zwischen Luft und Glas, was zur Folge hat, dass auf jeder Glasseite etwa 4, insgesamt also 8% der Lichteinstrahlung reflektiert werden. Da das Glas zusätzlich noch rund 1% der Strahlung streut und absorbiert –, wenn es sich um eisenarmes Glas handelt – reduziert sich der Transmissionswert von 100 auf 91%. Bei Maßnahmen zur Minimierung von Reflexionsverlusten muss es also darum gehen, den Unterschied im Brechungsindex zwischen Luft und Glas so klein wie möglich werden zu lassen. Dazu gibt es unterschiedliche Möglichkeiten.
In einem Forschungsprojekt entwickelte das Chemieunternehmen Merck vor einigen Jahren in Zusammenarbeit mit dem Glashersteller Centrosolar Glas sowie mit Unterstützung der Fraunhofer-Institute Silicat-Forschung und solare Energiesysteme ein Solarglas mit einer dünnen nanoporösen Schicht, die Reflexionen weitgehend vermeidet. Die Schicht besteht aus einem Sol, genauer gesagt aus Siliciumdioxid-Kügelchen mit 20 bis 50 Nanometern Durchmesser, die in einem Lösungsmittel verteilt sind. „Wir stellen mit diesem Sol von Merck antireflexbeschichtetes Einscheibensicherheitsglas für die Abdeckung von Sonnenkollektoren und PV-Anlagen her“, sagt Dr. Thomas Hofmann, Forschungsleiter bei Centrosolar Glas. Das Beschichtungsverfahren – bekannt als Sol-Gel-Verfahren – laufe so ab, dass ein Roboter die zuvor gereinigten Glasplatten in eine Wanne mit Beschichtungs-Sol tauche und sie wieder herausziehe. „Über die Ziehgeschwindigkeit lässt sich die Schichtdicke der Antireflexschicht genau einstellen; optimal sind 150 Nanometer“, erläutert Hofmann. Beim Trocknen der Platten entsteht dann auf der Glasoberfläche ein Gel, das bei 650°C fest in das Glas eingebrannt und mit diesem gehärtet wird. Mit dieser Lösung lässt sich nach Unternehmensangaben die Reflexion von 8 auf 2% reduzieren und so die Energieausbeute von Solaranlagen deutlich verbessern.
Viele Unternehmen beschichten ihre Solargläser im Magnetron-Sputter-Verfahren (auch Physical Vapour Deposition oder PVD genannt). Der Druck im Beschichtungsbereich, in der sogenannten Sputterkammer, beträgt etwa 1 Millionstel bar; es herrscht dort also fast ein Vakuum. Das Glas wird nun von der Einlaufschleuse über eine Transferkammer in die Sputterkammer eingeschleust, und zwar mit konstanter Geschwindigkeit, um höchstmögliche Gleichmäßigkeit der Schichten zu erreichen.
Nach dem Anlegen einer hohen Spannung an Kathode und Anode zündet im Vakuum ein Plasma. Es entsteht dadurch, dass Atome des in die Kammer eingelassenen Schwergases Argon durch Zusammenstöße mit vorhandenen Elektronen zu schweren positiv geladenen Argon-Ionen werden. Ein starkes elektrisches Feld, erzeugt durch die hohe Spannung, beschleunigt die schweren positiv geladenen Argon-Ionen in Richtung Kathode. Auf der Kathode ist ein sogenanntes Target montiert, das aus einem Beschichtungsmaterial (z.B. Silber) besteht. Die mit hoher Energie auftreffenden Argon-Ionen schlagen aus dem Target Material heraus, das sich als dünne Schicht auf dem Glas absetzt. Zur Herstellung chemischer Verbindungen aus den abgestäubten Target-Materialien wird in die Kammer zusätzlich Sauerstoff als Reaktivgas eingelassen.
Mit den beiden gerade genannten additiven – Sol-Gel- und Sputterverfahren – konkurrieren noch subtraktive Prozesse, bei denen durch Ätzen eine spezielle Mikrostruktur in die Oberfläche der Glasscheibe eingeprägt wird, die dann eine Minimierung der Reflexion und gleichzeitig eine deutliche Erhöhung der Transmission bewirkt.
Da die Antireflexschicht nicht als Fremdmaterial auf dem Glas aufliegt, sondern selbst aus Glas besteht, ist sie äußerst kratzfest und widerstandsfähig. Bereits Anfang der 90er-Jahre wurden erste Proben des Antireflexglases in Schweden produziert und in Sonnenkollektoren getes­tet. Auch nach sieben Jahren zeigte sich keine Alterung im Vergleich zu konventionellen Solargläsern.

TCO-Beschichtung für Dünnschicht-Solarmodule
Bei Dünnschicht-Solarmodulen spielt die Ausführung der elektrischen Kontaktierung eine wichtige Rolle. Auf der Rückseite des Moduls übernimmt eine nicht durchsichtige Metallschicht diese Funktion, auf der der Sonneneinstrahlung zugewandten Vorderseite eine hochtransparente und leitfähige Metalloxidschicht, die sogenannte TCO-Schicht (TCO: Transparent Conductive Oxide). Übliche TCO-Materialien sind Zinkoxid (ZnO), Zinndioxid (Sn02) oder Indium-ZinnOxid (ITO). Die Hersteller von Dünnschicht-Solarmodulen kauften die TCO-beschichteten Gläser bislang direkt bei den Glasherstellern.
Viele von ihnen waren mit dieser Situation unzufrieden, weil sie stattdessen lieber selbst die Möglichkeit gehabt hätten, mit eigenen Anlagen Einfluss auf die Optimierung von TCO-Schichten zu nehmen. Diese Möglichkeit besteht jetzt, nachdem der Anlagenhersteller Oerlikon auf der Intersolar 2007 erstmals die marktreife Beschichtungsanlage TCO 1200 präsentierte und sie dann in die Solarfabriken einführte. Die Anlage basiert auf einem LPCVD-Prozess (Low Pressure Chemical Vapour Deposition), der anstelle des weit verbreiteten fluordotierten Zinnoxids das kostengünstige und umweltfreundliche Zinkoxid verwendet. Die Abscheidungstemperaturen liegen bei relativ niedrigen 200°C, sodass sich die thermische Belas­tung des Substrats in Grenzen hält. Beim Abscheideverfahren reagieren Diethylzink und Wasserdampf unter reduziertem Druck zu Zinkoxid, wobei unter geeigneten Prozessbedingungen Schichten von zwei Mikrometern Dicke mit exzellenter Oberflächentextur entstehen.

Forschung für 99% Transmission
Labors und Entwicklungsabteilungen von Forschungsinstituten und Unternehmen suchen seit Jahren nach weiteren Möglichkeiten zur Minimierung von Reflexionen an Solargläsern. Hier „tobt“ offensichtlich – wie an anderen Stellen der solaren Wertschöpfungskette – der Kampf um Zehntel-Prozentpunkte für die  Wirkungsgradverbesserung. Einige neue Verfahren sind bereits in der Erprobung, wobei die Unternehmen mit Informationen dazu aus nachzuvollziehenden Gründen mitunter recht geizig sind. Eine interessante Entdeckung machten Forscher des 1. Physikalischen Instituts der Universität Stuttgart. Sie fanden heraus, dass eine Beschichtung mit metallischen Nanopartikeln die Lichtreflexion fast vollständig unterdrücken kann, wie die Fachzeitschrift „Physical Review B“ im Januar 2010 berichtete. Die metallischen Nanopartikel, so die Forschergruppe um Prof. Martin Dressel und Dr. Bruno Gompf, wirken als Antireflexbeschichtung; sie ist tausendmal dünner ist als bei herkömmlichen Methoden.

Eine kleine Marktumschau
Die in Brüssel ansässige AGC Solar, Mitglied der japanischen AGC Group – AGC steht für Asahi Glass Co., Ltd. – produziert für Solaranwendungen sowohl Float- als auch Strukturglas. Die Beschichtung und Weiterverarbeitung ist im eigenen Untenehmen angesiedelt. „Dieses integrierte Geschäftsmodell erlaubt uns, die verschiedenen Prozessschritte immer wieder selbst zu optimieren“, erläutert der zuständige Marketing-Direktor. Der hauptsächliche Vorteil für die Kunden liege darin, dass man für jede gewünschte Beschichtung die bestmögliche Technik einsetzen könne, beispielsweise die Chemical Vapour Deposition (CVD) für die TCO- und das Sputteringverfahren für die Molybdän-Beschichtung. Man übernehme damit den Kunden gegenüber die Gesamtverantwortlichkeit – für die Qualität des Glases ebenso wie für die Qualität der Beschichtung.
AGC Solar bietet mehrere funktionale Beschichtungen an. Zunächst sei die immer häufiger nachgefragte Solar Plus Anti-Reflective Coating (SPARC) genannt. Sie wird mithilfe eines proprietären Herstellungsverfahrens sowohl auf Float- als auch auf Strukturglas aufgebracht, und zwar vor dem Härtungsprozess. Die zweite funktionale Beschichtung aus dem Fertigungsprogramm von AGC Solar wird in der PV-Dünnschichttechnologie gebraucht: die „Transparent Conductive Oxide“ (TCO)-Beschichtung für µ Si- und CdTe-Module. Auch die dritte funktionale Beschichtung, die hier zu nennen ist, findet in der PV-Dünnschichttechnologie Anwendung: die Molybdän-Beschichtung als Rückseitenkontakt von CIGS-Modulen.
Wie das Unternehmen weiter mitteilte, hat man vor einiger Zeit eine neue Art von TCO-Beschichtung entwickelt, den sogenannten HU-Typ. Eigentlich ist die von TCOs induzierte Lichtstreuung für Licht mit kurzer Wellenlänge stärker als für Licht mit langer Wellenlänge. Letztere sind für mikromorphe Solarzellen aber besonders wichtig. Um die Streuung bei längeren Wellenlängen weiter zu erhöhen, hat AGC Solar einen Zellentyp entwickelt, der sich durch eine doppelte Textur auszeichnet. Diese doppelte Textur ermöglicht es, dass das Licht über seine volle Wellenlänge gestreut wird.
Ein wichtiger Gesichtspunkt zur Beurteilung der Qualität von AR-Solargläsern ist die Beständigkeit der Beschichtungen gegenüber Umwelteinflüssen. Die Beschichtungen müssen UV-stabil sein und unempfindlich gegenüber Bewitterung, ferner sind Wisch- und Kratzfestigkeit sowie Reinigungsfähigkeit erforderlich. In diesem Zusammenhang verweist AGC Solar darauf, dass Kunden ihre Module nach IEC-Normen zertifizieren lassen – und mit ihnen also auch die Gläser von AGC Solar. Außerdem habe man bei der Entwicklung von AR-Solarglas auf jahrzehntelange Erfahrungen bei der Beschichtung von Architekturglas und der Herstellung von TCO-beschichtetem Glas zurückgreifen können.  
Die Frage, welche Coating-Produkte den größten Anteil am Umsatz haben, beantwortet das Unternehmen nur allgemein: „Unbeschichtetes Glas macht im kristallinen Segment den größten Anteil aus. In Bezug auf funktionell beschichtetes Glas tragen TCO-Schichten den größten Teil bei. Aber wir sehen auch, dass Antireflexschichten im Markt stetig mehr Akzeptanz finden und wir erwarten, dass sie in den kommenden Jahren zur Standardlösung werden.“
Hecker Glastechnik GmbH & Co. KG aus Dortmund verkauft strukturiertes Solar­glas für die Photovoltaik- und Solarthermieindustrie und Floatglas, das sich auch in Dünnschichtmodule einsetzen lässt. Die Gläser können vorgespannt, geschliffen, gebohrt, bedruckt und mit entspiegelter Oberfläche geliefert werden. Die Antireflex-Eigenschaft entsteht in einem Tauchverfahren, „bei dem nichts aufgebracht, sondern etwas weggenommen wird“, wie das Unternehmen erläutert. Gemeint ist natürlich ein Ätzverfahren.
Die dänische Sunarc Technology A/S vertreibt ihre Solargläser ausschließlich mit Antireflexschicht; der Transmissionswert liegt bei 96%. Nachdem die Gläser, die Sunarc von Herstellern aus Europa und Asien bezieht, verschiedene Bäder durchlaufen haben, werden sie einem speziellen Ätzverfahren unterzogen. Die verwendete Säure ist nicht toxisch, im Gegensatz zu der häufig eingesetzten sehr giftigen HF-Säure. Das Ergebnis ist eine mikroporöse Oberflächenstruktur von etwa 100 Nanometern Dicke auf beiden Glasseiten und einer Transmission von etwa 96%. Die Produktion ist vollautomatisch, was ein gleichbleibende Oberflächeneigenschaft und hohe Qualität gewährleistet.
Die Euroglas GmbH hat 1995 im elsässischen Hombourg die erste Floatglasanlage in Betrieb genommen, zwischen 1998 und 2009 folgten Produktionslinien in Haldensleben und Osterweddingen, beide in der Nähe von Magdeburg, und im polnischen Ujazd. Für solare Anwendungen stehen zwei Floatgläser zur Auswahl: „Eurofloat“ als standardisiertes Floatglas und „Eurowhite Solar“, ein extra weißes Glas mit deutlich verringertem Eisenanteil und einer Transmission von 91,5%. Sie werden in vier Schritten (Schleifen, Schneiden, Bohren und Härten) zu Euroglas PV Flat weiterverarbeitet. In einem weiteren Arbeitsschritt entsteht das Euroglas „PV Hy TCO“, das als Frontglas von PV-Modulen zum Einsatz kommt. Es wurde der PV-Branche erstmals auf der internationalen Messe für Photovoltaik-Produktionstechnik Ende April 2010 in Stuttgart vorgestellt.  
Die Saint-Gobain Solar Glass (SGSG), eine Business Unit innerhalb der Saint-Gobain Solar, hat für solare Anwendungen das extraweiße eisenarme Floatglas Securit Diamant Solar im Programm. Es wurde speziell für die Solartechnologie entwickelt, hat dank des Herstellungsverfahrens im Floatbad auf beiden Seiten eine glatte Oberfläche und lässt sich mit einer Anti-Reflexions-(AR-)Schicht versehen, um die Effizienz von Solarmodulen zu verbessern. Der Vorgang erfolgt online. Die PV-AR-Beschichtung weise auch unter ungüns­tigen Umweltbedingungen eine hohe Beständigkeit auf, heißt es bei Saint-Gobain. Sie erfülle alle für die Zertifizierung von PV-Modulen vorgeschriebenen Prüfungen und Belastungstests und bewirke – je nach Quanteneffizienz der Zelle – eine Effizienzsteigerung von 2,5%. Außerdem fertigt das Unternehmen Floatgläser mit Molybdän-Schicht als Rückseitenkontakt von CIS-Modulen. Die Beschichtung erfolgt mithilfe des Magnetron-Kathodenzerstäubungs-Verfahrens (Sputterverfahren).
„Wir verkaufen Transmission!“ – so lautet das Motto von f | solar GmbH. Das im Werk in Osterweddingen produzierte f | solarfloat HT ist besonders eisenarm, die Transmissionswerte werden durch eine hochwertige Anti-Reflexions-Beschichtung maximiert. Das Glas ist für Si-basierte PV-Module sowie für Solarkollektoren ausgelegt. Für PV-Dünnschichtmodule hat man das f | ecofloat im Programm. Das Unternehmen präsentierte auf der EU PVSEC 2013 in Paris ein nur 2 mm dickes besonders eisenarmes Solar Floatglas, erstmals hergestellt in Serienproduktion.

Autor: Wilhelm Wilming