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FÜR DIE PRAXIS
Systemtechnik
Wechselrichterkonzepte
für Dünnschichtmodule (2)
An einem Solargenerator, der durch einen
Transformator galvanisch vom Verbrauchernetz getrennt ist, sind im Falle eines Erdschlusses zwei Situationen denkbar: Der Solargenerator ist nicht geerdet, es fließt kein
Fehlerstrom; oder der Generator ist geerdet, es
fließt ein Fehlerstrom über die Erde zum geerdeten Generatorpol. Für den letzten Fall wird
eine Schutzmaßnahme erforderlich. Fronius
löst dieses Sicherheitsproblem in seinen
Wechselrichtern IG Plus mit einem speziellen
Konzept der Modulerdung (Bild ➋).
H. Buers, Berlin
Die Frage, ob Dünnschichtmodule spezielle Wechselrichter benötigen,
müsse abhängig von der Technologie betrachtet und letztendlich vom
Hersteller beantwortet werden [1]. So lautete das abschließende Fazit
des ersten Beitragsteils. Nachfolgend wird deshalb der Blickwinkel
von Wechselrichter- und Modulherstellern beleuchtet.
1.3 Regelung der maximalen
DC-Eingangsleistung
„Der innovative und schnell wachsende Markt
der Dünnschichttechnologie wird verstärkt angetrieben durch die siliziumsparende und daher kostengünstigere Herstellung der Module.
Daraus ergeben sich zunehmend festgelegte
Betriebsbedingungen einzelner Module, welche unbedingt eingehalten werden müssen.“
Mit diesem Eingangsstatement eröffenten
Roland Prötsch und Thomas Mühlberger von
Fronius ihren Beitrag auf dem vierten Anwenderforum „Dünnschicht-Photovoltaik“ des
Ostbayerischen Technologie-Transfer-Instituts
(OTTI) in Bad Staffelstein [2]. An diese Betriebsbedingungen müsse man auch die Wechselrichter anpassen, denn nur so könnten die
Vorteile der Dünnschichttechnologie – gute
Erträge auch bei diffuser Einstrahlung, günstigerer Temperaturkoeffizient, größere Verschattungstoleranz – optimal genutzt werden, betonten die Referenten.
Dünnschichtmodulen zu Korrosionen an der
TCO-Schicht führen können. Einige Modulhersteller fordern deshalb, den negativen Generatorpol zu erden. Das lässt sich allerdings nur
dann sinnvoll realisieren, wenn eine galvanische Trennung zwischen Solargenerator und
Verbrauchernetz besteht; der Wechselrichter
muss also mit einem Trafo oder mit einer trafolosen speziellen Wechselrichtertopologie ausgerüstet sein.
Dünnschichtmodul
Dünnschichtmodul mit angepasstem
Wechselrichter
Arbeitsbereich WR
UMpp-Bereich
–10 °C
70 °C
25 °C
1.2 Modulerdung
Aus Untersuchungen des amerikanischen National Renewable Energy Laboratory (NREL) ist
bekannt [3], dass Feuchtigkeit, Temperatur
und vor allem das Potential gegen Erde bei
Autor
Hermann Buers ist freier Fachjournalist, Berlin.
26
Arbeitsbereich WR
UMpp-Bereich
–10 °C
70 °C
25 °C
nicht nutzbarer MPPBereich
nicht nutzbarer MPPBereich
1.1 Umwandlungswirkungsgrad
An Wechselrichter für Dünnschichtmodule seien einige Anforderungen zu stellen. Erstens
sei für eine gute solare Jahresernte unter anderem ein hoher Umwandlungswirkungsgrad
wünschenswert, der sich nicht nur bei einer
von der Stringlänge abhängigen Eingangsspannung einstellt, sondern über den gesamten MPP-Spannungsbereich annähernd konstant ist. Fronius habe dieses Problem mit
dem Wechselrichter IG Plus weitgehend gelöst – mit einem umschaltbaren HF-Trafo, der
den maximalen Wirkungsgrad bei fast jeder
zulässigen Stringlänge einstellt. Zum zweiten
müsse darauf geachtet werden, so die Referenten weiter, dass das Eingangsspannungsfenster an das UMpp-Spannungsfenster angepasst wird (Bild ➊).
Vor allem Module aus amorphen Siliziumzellen
zeigen in den ersten sechs bis zwölf Monaten
eine durch Lichteinfall bewirkte Alterung des
Materials, die sogenannten Staebler-WronskiDegradation. Sie hat zur Folge, dass die Module anfangs eine im Vergleich zur Nennleistung
laut Datenblatt bis zu 30 % höhere Modulleistung besitzen, die sich sowohl durch erhöhte Strom- und Spannungswerte als auch
durch eine veränderte Modulkennlinie be-
Generatorstrom I/A
Wechselrichter an Betriebsbedingungen anpassen
Generatorstrom I/A
1
Generatorspannung U/V
UMpp UDC
max
max
Generatorspannung U/V
UMpp UDC
max
max
➊ Im Diagramm links ist die Verschiebung der MPP-Punkte bei Einsatz eines
Wechselrichters mit Dünnschichtmodulen zu sehen. Durch Anpassung von
UDCmax kann der ursprüngliche UMpp-Bereich wieder genutzt werden (Diagramm
rechts).
Quelle: Fronius
=
=
L
N
⬃
IE
L
N
⬃
PE
Sicherung
ausgelöst
PE
➋ Bei einem Erdschluss zwischen dem nicht geerdeten Leiter und der Erde
löst die Erdungssicherung am geerdeten Pol aus (Zustand im Bild rechts). Der
Wechselrichter bleibt in Funktion; der Fehler muss jedoch behoben und die
Quelle: Fronius
defekte Sicherung ausgetauscht werden.
ep Photovoltaik – 11/12-2008
=
⬃
nieder- und hochfrequenter
Wechselstromanteil vom WR
auf das Generatorpotential
kapazitiver Ableitstrom
gegen Erde
strahlung und extrem flacher Strom- und Spannungskennlinie den MPP-Punkt schnell und
zuverlässig.
Zusammenfassend sei zu sagen, so die beiden Referenten am Schluss ihres Vortrags,
dass die genannten Punkte – jeder einzeln betrachtet – keine besondere Herausforderung
darstellten. Jeder Wechselrichter für Dünnschichtanlagen müsse aber alle aufgezeigten
Eigenschaften in sich vereinen, wenn Solaranlagen die Vorzüge der Dünnschichttechnologie
zum Tragen bringen sollen.
➌ Entstehung der kapazitiven
Ableitströme gegen Erde
2
merkbar macht. Bei der Auswahl des Wechselrichters muss der Staebler-Wronski-Effekt
berücksichtigt werden, das heißt, der Wechselrichter muss seine maximale DC-Eingangsleistung regeln beziehungsweise begrenzen
können. Die Referenten erläuterten diese Maßnahmen am Beispiel eines Gerätes aus dem
eigenen Haus: „Wird beim Einsatz eines IG
Plus der Solargenerator im Verhältnis zum
Wechselrichter zu groß dimensioniert, regelt
dieser seine maximale DC-Eingangsleistung
durch eine einfache Arbeitspunktverschiebung.
Dasselbe Prinzip wird auch bei den erhöhten
Leistungswerten diverser Module vor der Degradation angewendet.“
Statisches und dynamisches
Betriebsverhalten
Für einen höchstmöglichen solaren Ertrag
brauchen PV-Anlagen Wechselrichter, die laufend den Maximum Power Point (MPP) errechnen und einstellen. Das gilt für Anlagen mit
Dünnschichtmodulen in gleichem Maße wie
für solche mit Modulen aus kristallinen Siliziumzellen. Es werde aber immer wieder die
Frage gestellt, so Dr. Gerd Bettenwort und
Joachim Laschinski von SMA [4], ob nicht die
voneinander abweichenden Zellencharakteristiken die Güte des MPP-Trackings, den MPPTracking-Wirkungsgrad, in unterschiedlichem
Maße beeinflusst und von daher ein spezielles Trackingverfahren für Dünnschichtmodule
erforderlich sei.
1.4 Höhere Modulkapazitäten
An Solaranlagen können mehr oder weniger
große kapazitive Ableitströme fließen, die ein
Sicherheitsrisiko darstellen (Bild ➌). Bei trafolosen Wechselrichtern sind sie abhängig von
der Frequenz und der Amplitude des Wechselstromanteils, der durch den Wechselrichter
am Photovoltaik-Generator generiert wird, von
der Kapazität der Module und von den in den
Modulen verwendeten Werkstoffen. Diese Gegebenheiten verlangten bei der Errichtung von
Dünnschicht-Solaranlagen nach Trafowechselrichtern oder geeigneten trafolosen Wechselrichtertopologien, so Prötsch und Mühlberger
in der Zusammenfassung dieses Themas. Die
spezielle HF-Topologie des IG Plus verursache
auf der DC-Seite so gut wie keinen Wechselstromanteil, der Ableitströme hervorrufen könne. Außerdem würde der Transformator und
die von ihm bewirkte galvanische Trennung
eine Gefährdung sicher verhindern.
1.5 Spezielles MPP-Tracking
„Dünnschichtmodule besitzen im Vergleich zu
kristallinen Modulen einen wesentlich geringeren Füllfaktor“, erläuterten die Referenten
eine weitere Anforderung an Wechselrichter
für Dünnschicht-Solaranlagen. Daraus folge,
dass wegen der damit einhergehenden flacheren Modulkennlinie der MPP-Punkt der Leistung bei weitem nicht so stark ausgeprägt und
deshalb schwer zu finden sei. Aber auch hier
biete der IG Plus eine Lösung. Mit Hilfe seiner
exakten MPP-Tracking-Algorithmen finde dieser Wechselrichter selbst bei schwacher Ein-
ep Photovoltaik – 11/12-2008
2.1 Statisches Betriebsverhalten
Dünnschichtmodule aus a-Si- und CdTe-Zellen
haben – wie bereits angemerkt – im Vergleich
zu kristallinen Modulen eine deutlich flacher
verlaufende Kennlinie, was das Auffinden und
Einstellen des MPPs erschwert. Dagegen
lässt sich einwenden, dass bei einer flachen
Kennlinie ein Abweichen vom idealen Arbeitspunkt nur geringe Auswirkungen auf den Ertrag hat. Diese gegensätzlichen Einflüsse lassen sich nur schwer durch Modelle und fast
gar nicht im praktischen Betrieb überprüfen.
Bettenwort und Laschinski nutzten daher eine
Methode, die präzise und reproduzierbare
Messungen erlaubte: Sie simulierten mit Hilfe
eines Wechselrichter- und eines Solargeneratormodells den Betrieb einer PV-Anlage und ermittelten in einem ersten Schritt den Einfluss
verschiedener Füllfaktoren auf das Betriebsergebnis, wobei sich der MPP nur langsam und
gleichförmig veränderte (sogenanntes statisches Betriebsverhalten). Dabei sei deutlich
geworden, so die Referenten, dass an einem
wolkenlosen Sonnentag die Form der IU-Kennlinie keinen Einfluss auf den Energieertrag habe und dass sich unter diesen idealen Bedingungen ein energetischer Tracking-Wirkungsgrad von über 99,9 % erzielen lasse (Tafel ➊,
Bild ➍). Diese Aussage gelte allerdings nur
beim Einsatz eines sehr effektiven MPP-Trackings. Damit sei die häufig geäußerte Vermutung, dass Dünnschichtzellen auf Grund ihrer
flachen Kennlinie ein spezielles MPP-Tracking
benötigen, eindeutig widerlegt.
FÜR DIE PRAXIS
Systemtechnik
Tafel ➊ Wirkungsgrad des statischen MPP-Trackings an einem wolkenlosen
Sonnentag mit unterschiedlichen Füllfaktoren [4]
Füllfaktor
MPP-Tracking-Wirkungsgrad
48,80 %
99,93 %
55,20 %
99,93 %
57,60 %
99,93 %
67,50 %
99,93 %
73,60 %
99,90 %
hohem oder niedrigem Füllfaktor auf (Bilder ➎
und ➏).
Die „gutmütige“ Kennlinie der Dünnschichtmodule, so Bettenwort und Laschinski zum
Abschluss ihres Referats, könne zu höheren
Erträgen führen, wenn ein geeignetes Tracking-Verfahren eingesetzt werde. Entgegen
anders lautenden und häufig geäußerten Vermutungen sei hierfür aber kein zellenspezifisches MPP-Tracking notwendig, sondern eines, das auch im dynamischen Betrieb einen
hohen Wirkungsgrad aufweise – unabhängig
von der verwendeten Zelltechnologie.
Abschließendes Zitat: „Für PV-Wechselrichter,
die dem aktuellen Stand der Technik entsprechen, stellen Dünnschichtmodule bei richtiger
Verwendung keine besondere Herausforderung dar.“
3
➍ Normierte IU-Kennlinie als Funktion des Füllfaktors
2.2 Dynamisches
Betriebsverhalten
Neben dem statischen Betriebsverhalten, das
durch den MPP-Tracking-Wirkungsgrad gut
beschrieben werden kann, interessiert natürlich auch das dynamische Verhalten, nämlich
die Veränderung des MPPs bei häufig wechselnder Bewölkung und damit variierender Einstrahlungssituationen. Leider fehlt für die Qualifizierung der Performance eines in den
Wechselrichter integrierten MPP-Trackings bis
heute ein standardisiertes Messverfahren. Die
renommierten Prüflabors nutzen dafür ganz
Quelle: SMA
unterschiedliche Einstrahlungsprofile. Um das
dynamische Betriebsverhalten von Dünnschicht-Anlagen mit dem Verhalten von Anlagen mit Modulen aus kristallinen Zellen vergleichen zu können, haben Bettenwort und
Laschinski in einer systematischen Untersuchung ein breites Spektrum von Einstrahlungsprofilen ausgewählt und diese einer
Reihe von Simulationsdurchläufen zugrunde
gelegt, in denen wichtige Zellcharakteristika
variiert wurden. Das Ergebnis: Auch der Wirkungsgrad des dynamischen MPP-Trackings
weist keinen Unterschied zwischen Zellen mit
➎ MPPT-Wirkungsgrad verschiedener Einstrahlungsprofile als Funktion
Quelle: SMA
des Füllfaktors
28
Freigabe durch die
Modulhersteller
Die Entwicklungsingenieure der Sunways AG
vertraten – wie zuvor schon Dr. Schmidt vom
Fraunhofer ISE – die Position, dass die Beantwortung der Frage nach der geeigneten Wechselrichtertopologie letztendlich den Herstellern
der Dünnschichtmodule zu überantworten sei
[5]. Der Vortragende Christian Buchholz: „Um
unsere AT Solar Inverter für die Anlagenplanung einsetzen zu können, ist eine Freigabe durch die Modulhersteller notwendig. Wir
appellieren dabei an sie, transformatorlose
Konzepte nicht grundsätzlich auszuschließen,
sondern die für das Dünnschichtmodul sicheren Spannungsverläufe am Solargenerator vorzuschreiben. Damit würde eine Entscheidung
für den Planer und Installateur wesentlich
vereinfacht.“ Es seien, so Buchholz weiter,
Aussagen zur maximalen Systemspannung am
Solargenerator, zur maximalen positiven und
negativen Spannung am Solargeneratorplusund -minuspol sowie zum maximalen Wechselspannungsanteil am Solargenerator erforderlich.
Die Aufforderung an die Modulhersteller, Wechselrichter ohne Transformator nicht abzulehnen, hat einen triftigen Grund: Es herrscht eine allgemeine Verunsicherung hinsichtlich der
Frage, ob trafolose Wechselrichterkonzepte
mit der Dünnschichttechnologie kompatibel
sind. Technisch gesehen existieren zwei Vorbehalte: Es gibt Anzeichen dafür, dass negative Gleichspannungen gegen Erdpotential am
Minuspol eine irreversible TCO-Korrosion bei
Dünnschichtmodulen hervorrufen können. Darüber hinaus können an Modulen mit metallischer Rückseite erhöhte Ableitströme auftreten, womit einschlägige Sicherheitsnormen
verletzt würden. Die Folge, so Buchholz: „Die
Vorteile der trafolosen Technologie mit ihren
potenziell höheren Wirkungsgraden blieben
lange der sich verbreitenden Dünnschichttechnologie vorenthalten.“
Schon vor Jahren begannen deshalb SunwaysIngenieure in Zusammenarbeit mit Fachleuten
ep Photovoltaik – 11/12-2008
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➏ MPPT-Wirkungsgrad verschiedener Einstrahlungsprofile als Funktion
Quelle: SMA
der Einstrahlungsempfindlichkeit der MPP-Spannung
Steuerung und Überwachung
Solargenerator
DC+
+
Netz
=
=
=
–
⬃
DC–
DC-Steller
HERIC®Wechselrichter
L1 L2 L3 PE N
➐ Schaltung des Heric-Wechselrichters
Quelle: Sunways
USG
USG/2
U/V
USG+
USG–
–USG/2
–USG
0
10
20
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➑ Die durch das Gerät laufende
Verbindung zwischen dem
Minuspol des Solargenerators
und dem Neutralleiter des Netzes
(siehe Schaltung) führt zu dem
im Diagramm dargestellten
Quelle: Sunways
Spannungsverlauf
30 ms 40
t
ep Photovoltaik – 11/12-2008
Wechselrichtertopologie mit dem Namen „Heric mit Fixed-Potential-Schaltung“ genügt allen
Anforderungen.“
Das zweistufige Konzept besteht aus einem
modular aufgebauten DC-Steller und einem
nachgelagerten Heric-Wechselrichter, wobei
der Minuspol des Solargenerators direkt auf
dem Neutralleiter am Netz liegt (Bilder ➐ und
➑). Der maximale Wirkungsgrad ist im Vergleich zu verfügbaren Topologien in diesem
Einsatzgebiet sehr gut. Darüber hinaus weist
die Schaltung einen über den gesamten Leistungsbereich stabilen UmwandlungswirkungsA-1008-3/P-MH/GH
des Fraunhofer ISE damit, eine Schaltung zu
entwickeln, bei der die Module kein negatives
Potential gegenüber Erde aufweisen, die eine
Erdung des Solargenerators überflüssig macht
und die möglichst ohne Potentialtrennung
durch einen Transformator auskommen sollte.
Damit würden, so hoffte man, potenzielle
Schädigungen an Dünnschichtmodulen sowie
Ableitströme in Zukunft vermieden. Der europäische Wirkungsgrad einer solchen Schaltung sollte bei mindestens 95% liegen. „Unsere Hoffnungen erfüllten sich in allen Punkten“,
betonte Buchholz, „die neuartige trafolose
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FÜR DIE PRAXIS
Systemtechnik
➒ Spannungsverlauf und
relevante Spannungsgrenzen
relativ zur
MPP-Spannung
Quelle: First Solar
spannung den Wechselrichter im ungünstigsten Fall sogar zerstören“, warnte Jörgen Klammer. Der Temperaturkoeffizient der Leerlaufspannung sei nämlich bei den meisten Dünnschichttechnologien im Gegensatz zur
konventionellen Siliziumtechnologie nicht linear; das führe zur Berechnung einer zu hohen
Spannung, wie sie in der Realität am Modul
nicht auftreten könne. Zitat: „Die Folge ist
dann oft eine Fehlauslegung des PV-Generators.“ Die Leerlaufspannung lässt sich mit Hilfe einer von First Solar entwickelten Näherungsformel mit einer ausreichenden Sicherheit berechnen.
4.3 MPP-Tracking und
MPP-Spannungen
grad auf, sodass sich ein hoher europäischer
Wirkungsgrad ergibt. Die Abhängigkeit des
Wirkungsgrades von der DC-Spannung konnte
mit der neuen Schaltung nahezu aufgehoben
werden.
sind in diesem Zusammenhang die TCO-Korrosion und transformatorlose Wechselrichter,
der Einfluss der maximalen Leerlaufspannung
auf die Systemauslegung sowie das MPP-Tracking und die MPP-Spannung.
4.1 Kampf gegen TCO-Korrosion
4
Bewertung aus Sicht
eines Modulherstellers
„Marktübliche Wechselrichter genügen in den
meisten Fällen den Anforderungen, die das
physikalische Verhalten von Dünnschichtmodulen an sie stellen“, betonten die Referenten
Jörgen Klammer, Timo Möller, Mike Ross und
Lou Trippel von First Solar, einem Hersteller
von Dünnschichtmodulen mit Kadmium-Tellurid (CdTe) als Halbleiter.
Die Rückwirkungen von Wechselrichter auf
das Modul seien für die verschiedenen Dünnschichttechnologien jedoch sehr differenziert
zu betrachten. „Wir haben einen Weg gefunden, unser Modul widerstandsfähig gegen alle
zurzeit bekannten Rückwirkungen von Wechselrichtern zu machen“, erklärte Klammer und
ging dann auf die spezifischen Eigenschaften
von CdTe-Dünnschichtmodulen von First Solar
ein, um sie hinsichtlich der Auswirkungen auf
die Kompatibilität der Module mit Wechselrichtern zu bewerten. Grundlegende Kriterien
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Eine negative Vorspannung, die in PV-Systemen mit verschiedenen transformatorlosen
Wechselrichtertopologien manchmal auftritt,
kann bei bestimmten Systemkonfigurationen
und Modultypen zur Korrosion der TCO-(Transparent Conductive Oxide-)Schicht, dem transparenten Kontakt auf der lichtzugewandten
Vorderseite des Moduls, führen. Feuchtigkeit,
Wärme, Kriechstromwege und leitfähiges Material in Kontakt mit dem sonnenseitigen Glas
bewirken Gleiches.
Weil die Faktoren Herstellungsprozess, Verkapselung des Halbleiters und Systemdesign
großen Einfluss auf die Langlebigkeit und damit auch auf die Resistenz gegen TCO-Korrosion haben, ist ihnen besondere Aufmerksamkeit zu widmen. Das sei bei First Solar
auch immer geschehen, wie Klammer hervorhob. Auch zu den Auswirkungen von negativen
Vorspannungen gegenüber Erdpotential habe
man sich von Beginn an Gedanken gemacht
und sich an entsprechenden Untersuchungen
beim National Renewable Energy Laboratory
(NREL) beteiligt. Die vielfältigen Erfahrungen
seien in die Entwicklung neuer Produkte eingeflossen, beispielsweise in das Modul FS
Serie 2, das Ende 2005 in den Markt eingeführt worden sei und sich durch eine hohe Widerstandsfähigkeit gegen TCO-Korrosion auszeichne. „Mit diesem Modul sind jetzt fast
alle transformatorlosen Wechselrichter einsetzbar.“
4.2 Fehlerhafte Ermittlung
der Leerlaufspannung
Neben der negativen Vorspannung kann in
Ausnahmefällen auch die maximale Systemspannung – die im normalen Betrieb einer PVAnlage nicht auftritt – die Lebensdauer eines
Wechselrichters verkürzen. „Bei grober Fehlauslegung des Systems kann die bei offener
Klemme des PV-Moduls auftretende Leerlauf-
30
Weil die IU-Kennlinie eines Dünnschichtmoduls flacher verläuft als die eines Moduls mit
konventionellen Siliziumzellen, bewirkt eine
Spannungsänderung in der Nähe des MPPs
nur eine sehr geringe Leistungsänderung. Das
hat die angenehme Konsequenz, dass an den
Algorithmus des MPP-Trackings keine allzu
großen Anforderungen zu stellen sind.
Es ist bekannt, dass die Auslegung von PV-Anlagen hinsichtlich der Modulzahl pro String nie
optimal gelingen kann, denn die Kriterien für
eine möglichst hohe Anzahl von Modulen sind
denen für eine möglichst kleine Anzahl gegenläufig. Die Forderungen für eine optimale Auslegung einer Photovoltaikanlage heißen laut
Klammer, dass die PV-Betriebsspannung bei
STC um 10 % unterhalb der oberen MPP-Spannungsgrenze und um 20 % oberhalb der unteren MPP-Spannungsgrenze des Wechselrichters liegen sollte. Dieser Zusammenhang ist
in Bild ➒ grafisch dargestellt. Lässt sich nun
eine Stringlänge finden, die diese Kriterien erfüllt und dabei die maximale Systemspannung
des Wechselrichters nicht überschreitet, darf
man von einem zuverlässigen Betrieb über die
gesamte Lebensdauer des PV-Systems ausgehen.
Literatur
[1] Schmidt, H.; Burger, B.; Kiefer, K. (Fraunhofer In-
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
stitut für Solare Energiesysteme ISE): Benötigen
Dünnschichtmodule spezielle Wechselrichter?
In: Viertes Anwenderforum Dünnschicht-Photovoltaik des Ostbayerischen Technologie-Transfer-Instituts (OTTI), Bad Staffelstein, Februar
2008.
Prötsch, R.; Mühlberger, Th. (Fronius International GmbH): Anforderungen der Dünnschichttechnologie an die Wechselrichter; sonst wie [1].
Dhere, N. G. et al.: Leakage Current Pathways,
Magnitudes And Their Correlation To Humidity
And Temperature In High Voltage Biased Thin
Film PV Modules. In: www.nrel.gov/ncpv/thin_
film/docs/fsec_dhere.pdf; eingesehen am 22.7.
2008.
Bettenwort, G.; Laschinski, J. (SMA Technologie
AG): Dünnschichtmodule – eine Herausforderung für heutige Wechselrichter; sonst wie [1].
Buchholz, Chr.; Hauser, Th.; Schilli, M. (Sunways
AG Photovoltaic Technology): Neue trafolose
Wechselrichter-Topologie für Dünnschichttechnologien; sonst wie [1].
Klammer, J.; Möller, T.; Ross, M.; Trippel, L.
(First Solar GmbH): Wechelrichter aus Sicht des
Dünnschicht-Modulherstellers; sonst wie [1]. ■
ep Photovoltaik – 11/12-2008