Solar PV Module Fehler und Ausfälle

Quelle: ee.co.za

Moderne Solaranlagen sind für einen zuverlässigen Betrieb über die gesamte Lebensdauer des Produkts ausgelegt. Trotzdem treten immer noch Herstellungsfehler und vorzeitige Ausfälle auf, die die Leistung eines Produkts beeinträchtigen können.

Zuverlässigkeit und Qualität werden in moderne Solaranlagen integriert. Massenproduktionstechniken können, obwohl kontrolliert, und schlechte Qualitätskontrolle immer noch Herstellungsfehler in das Produkt einführen, und die Installation vor Ort sowie der Transport können zu Schäden führen, die die Lebensdauer der Produkte verkürzen können.

Ein Schlüsselfaktor zur Reduzierung der Kosten von Photovoltaikanlagen ist die Erhöhung der Zuverlässigkeit und der Lebensdauer der PV-Module. Die heutigen Statistiken zeigen Degradationsraten der Nennleistung für kristalline Silizium-PV-Module von 0,8% / Jahr [1]. Obwohl für moderne Produkte hochwertigere Materialien und eine mechanisierte Fertigung verwendet werden, hat der Preiswettbewerb dazu geführt, dass bei der Herstellung von Paneelen dünneres und weniger Material verwendet wird. Darüber hinaus gibt es Hinweise darauf, dass einige Hersteller zu niedrigeren Preisen wieder Materialien von geringerer Qualität verwenden.

Ein vorzeitiger Ausfall von Paneelen kann erhebliche finanzielle Auswirkungen auf PV-Anlagen haben, da die Hauptkosten für den Lebenszyklus das Kapital sind. Ein Ausfall eines PV-Moduls ist ein Effekt, der entweder die Modulleistung verschlechtert, die durch den normalen Betrieb nicht umgekehrt wird, oder ein Sicherheitsproblem verursacht.

Ein rein kosmetisches Problem, das keine dieser Konsequenzen hat, wird nicht als Ausfall eines PV-Moduls gewertet. Ein Ausfall eines PV-Moduls ist für die Garantie relevant, wenn es unter Bedingungen auftritt, denen das Modul normalerweise ausgesetzt ist [1].

In der Regel werden Produktfehler in die folgenden drei Kategorien unterteilt:

• Säuglingsversagen

• Midlife-Fehler

• Abnutzungsfehler

Abb. 1 zeigt Beispiele für diese drei Arten von Ausfällen bei PV-Modulen. Abgesehen von diesen Modulfehlern weisen viele PV-Module unmittelbar nach der Installation eine lichtinduzierte Leistungsverschlechterung (LID) auf. Die LID ist eine Fehlerart, die ohnehin auftritt, und die auf dem Etikett des PV-Moduls aufgedruckte Nennleistung wird normalerweise durch die erwartete standardisierte Sättigungsverlustleistung aufgrund dieses Fehlers angepasst.

Abb. 1: Drei typische Ausfallszenarien für Wafer-basierte kristalline Photovoltaikmodule [1].

LID: Lichtbedingter Abbau
PID: Möglicherweise induzierter Abbau
EVA: Ethylenvinylacetat
J-Box: Anschlussbox

Auftreten von Fehlern und Ausfällen

Detaillierte Studien zu Betriebsstörungen über die gesamte Lebensdauer von Paneelen sind nicht verfügbar, da die meisten Installationen neu sind und die Zulieferer solche Zahlen nur ungern veröffentlichen. Berichte über Studien zur Kindersterblichkeit, dh zum Versagen bei der Installation, geben Zahlen zwischen 1 und 2% aller installierten Module an [3]. Es wurden mehrere Simulationsstudien mit beschleunigter Lebensdauer durchgeführt, jedoch nur an einer begrenzten Anzahl von Panels.

BP Solar hat für Solarex c-Si-Module eine Ausfallrate von 0,13% über einen Zeitraum von acht Jahren gemeldet, und Sandia National Laboratories hat auf der Grundlage von Felddaten eine Ausfallrate von 0,05% pro Jahr prognostiziert [4]. Hierbei handelt es sich jedoch um kurzfristige Daten für die frühe Lebensdauer, und es liegen keine Daten für spätere Ausfälle bei großtechnischen Anlagen vor.

Größere Mängel und Ausfälle

Ausfälle können in leistungsbezogene und sicherheitsbezogene Ausfallarten unterteilt werden. Sicherheitsbedingte Ausfälle können zu Sach- oder Personenschäden führen. Leistungsbedingte Ausfälle führen zu einem Verlust oder einer Abnahme der Ausgangsleistung.

Mängel treten in folgenden Bereichen auf:

• Die Wafer oder Zellen in kristallinen PV-Produkten

• Die Einkapselung

• Der Glassockel

• Interne Verkabelung

• Rahmen und Beschläge

• Die amorphen Schichten in amorphem PV

Wafer- oder Zellfehler

Eine Verschlechterung der Effizienz der Zelle ist während der Lebensdauer der Zelle normal und wird nicht als Fehler oder Versagen angesehen, es sei denn, die Verschlechterungsrate überschreitet die normalen Grenzen. Die Mehrzahl der Wafer- oder Zellenfehler besteht in einem Reißen des Wafers und einer Beschädigung der Verbindungen und Leiter. Kleinere Fehler entstehen durch Schäden an der Antireflexbeschichtung (ARC) und durch Zellkorrosion. Lichtinduzierter Abbau in amorphen Solarmodulen ist ein bekannter Effekt und wird nicht unbedingt als Fehler angesehen. Die potenziell induzierte Degradation ist ein neues Phänomen, das als Folge der in PV-Anlagen verwendeten immer höheren Spannungen aufgetreten ist.

Antireflexbeschichtung Delamination

Eine Antireflexionsbeschichtung (ARC) erhöht die Erfassung von Licht und erhöht daher die Modulleistungsumwandlung. Eine ARC-Delaminierung tritt auf, wenn sich die Antireflexionsbeschichtung von der Siliziumoberfläche der Zelle löst. Dies ist kein schwerwiegender Mangel, es sei denn, es kommt zu einer starken Delamination [2]. Untersuchungen haben gezeigt, dass ARC-Eigenschaften einen ursächlichen Faktor bei der PID darstellen.

Zellrissbildung

Risse in PV-Modulen sind allgegenwärtig. Sie können sich in verschiedenen Phasen der Lebensdauer des Moduls entwickeln.

Insbesondere bei der Herstellung führt das Löten zu hohen Spannungen in den Zellen. Handhabung und Vibrationen beim Transport können Risse hervorrufen oder ausdehnen [4]. Schließlich erfährt ein Modul im Feld mechanische Belastungen durch Wind (Druck und Vibrationen) und Schnee (Druck).

Mikrorisse können verursacht oder verschlimmert werden durch:

• Herstellung

• Transport

• Installation

• Betriebsstress (thermisch und anderweitig)

Kristalline Wafer haben im Laufe der Jahre an Größe zugenommen und an Dicke abgenommen, was die Gefahr von Bruch und Rissbildung erhöht. Risse in Solarzellen sind ein echtes Problem für PV-Module, da sie schwer zu vermeiden sind und sich in ihrer Auswirkung auf den Wirkungsgrad des Moduls während seiner Lebensdauer bislang kaum quantifizieren lassen. Insbesondere das Vorhandensein von Mikrorissen kann sich nur geringfügig auf die Leistung eines neuen Moduls auswirken, solange die verschiedenen Teile der Zellen noch elektrisch verbunden sind.

Wenn das Modul altert und thermischen und mechanischen Beanspruchungen ausgesetzt ist, können Risse entstehen. Eine wiederholte Relativbewegung der gerissenen Zellteile kann zu einer vollständigen Trennung führen, was zu inaktiven Zellteilen führt. Für diesen Sonderfall ist eine eindeutige Beurteilung der Verlustleistung möglich. Für ein 60-Zellen-, 230-W-PV-Modul ist der Verlust von Zellteilen akzeptabel, solange der Verlust kleiner als 8% der Zellfläche ist [3].

Abb. 2: Schneckenspuren durch Mikrorisse in Zellen [1].

Mikrorisse sind Risse im Siliziumsubstrat der PV-Zellen, die mit bloßem Auge oft nicht erkennbar sind. In einer Solarzelle können sich Risse in unterschiedlicher Länge und Orientierung bilden. Das Aufschneiden der Wafer, das Aufreihen der Zellen und der Einbettungsprozess während des Produktionsprozesses verursachen Zellrisse in den Photovoltaikzellen. Das Aufreihen der Solarzellen birgt ein besonders hohes Risiko für Risse [1].

Es gibt drei verschiedene Ursachen für Mikrorisse während der Produktion. Jede hat ihre eigene Eintrittswahrscheinlichkeit:

• Risse, die vom Zellverbindungsband ausgehen, werden durch die Restspannung verursacht, die durch den Lötprozess verursacht wird. Diese Risse befinden sich häufig am Ende oder am Anfangspunkt des Verbinders, da dort die höchste Restspannung vorliegt. Diese Rissart ist die häufigste.

• Der sogenannte Kreuzriss, der durch maschinelles Aufpressen des Wafers während der Produktion verursacht wird.

• Risse, die vom Rand der Zelle ausgehen, werden dadurch verursacht, dass die Zelle gegen einen harten Gegenstand stößt.

Sobald Zellrisse in einem Solarmodul vorhanden sind, besteht ein erhöhtes Risiko, dass sich während des Betriebs des Solarmoduls kurze Zellrisse zu längeren und breiteren Rissen entwickeln können. Dies liegt an der mechanischen Beanspruchung durch Wind- oder Schneelast und der thermomechanischen Beanspruchung der Solarmodule durch Temperaturschwankungen durch vorbeiziehende Wolken und Witterungsschwankungen.

Mikrorisse können verschiedene Ursachen haben und zu eher "weichen" Ergebnissen führen, wie zum Beispiel zu einer Ertragsreduzierung der Teile der betroffenen Zelle bis hin zu schwerwiegenderen Stößen, bei denen der Kurzschlussstrom und die Zelleffizienz abnehmen. Optisch können Mikrorisse in Form von sogenannten „Schneckenspuren“ auf der Zellstruktur auftreten. Schneckenspuren können jedoch - als Zeichen eines langfristigen Aufpralls - auch das Ergebnis eines chemischen Prozesses sein, der dazu führt, dass sich die Oberfläche der Zelle ändert und / oder heiße Stellen entstehen.

Je nach Rissbild der größeren Risse können thermische, mechanische und feuchte Beanspruchungen zu „toten“ oder „inaktiven“ Zellteilen führen, die zu einem Leistungsverlust der betroffenen Photovoltaikzelle führen. Ein toter oder inaktiver Zellteil bedeutet, dass dieser bestimmte Teil der Photovoltaikzelle nicht mehr zur Gesamtleistung des Solarmoduls beiträgt. Wenn dieser tote oder inaktive Teil der Photovoltaikzelle mehr als 8% der gesamten Zellenfläche ausmacht, führt dies zu einem Leistungsverlust, der mit der inaktiven Zellenfläche in etwa linear ansteigt [1].

Risse wachsen möglicherweise über eine längere Betriebszeit und beeinträchtigen so die Funktionalität und Leistung eines PV-Moduls, wodurch möglicherweise auch Hotspots ausgelöst werden. Nicht erkannte Mikrorisse können zu einer geringeren Lebensdauer als erwartet führen. Sie unterscheiden sich in Größe, Position auf der Zelle und Schlagqualität.

Mikrorisse können vor der Installation und während der gesamten Laufzeit eines Projekts im Feld erkannt werden. Es gibt verschiedene Qualitätsprüfmethoden, um Mikrorisse zu identifizieren, von denen die Elektrolumineszenz- (EL) oder Elektrolumineszenz-Risserkennung (ELCD) eine der am häufigsten angewendeten Methoden ist. EL-Tests können verborgene Defekte aufdecken, die zuvor mit anderen Testmethoden wie Infrarot (IR) -Bildgebung mit Wärmebildkameras, VA-Charakteristik und Blitztest nicht auffindbar waren [1]. Einige Hersteller empfehlen eine regelmäßige Überprüfung der installierten Panels über die gesamte Lebensdauer [3].

Verkapselungsfehler

Ein Solarpanel ist ein „Sandwich“, das aus verschiedenen Materialschichten besteht (Abb. 3).

Abb. 3: Komponenten eines PV-Moduls [2].

Einkapselungsmaterialien werden verwendet, um:

• Beständig gegen Hitze, Feuchtigkeit, UV-Strahlung und Temperaturwechsel

• Sorgen Sie für eine gute Haftung

• Glas optisch an Zellen koppeln

• Bauteile galvanisch trennen

• Kontrollieren, reduzieren oder verhindern Sie das Eindringen von Feuchtigkeit

Das am häufigsten für die Einkapselung verwendete Material ist Ethalinvinylacetat (EVA). Ein Versagen der Vergussmasse kann zum Versagen oder zur Beschädigung des PV-Moduls führen.

Adhäsionsfehler

Die Haftung zwischen Glas, Einkapselung, aktiven Schichten und Rückschichten kann aus vielen Gründen beeinträchtigt werden. Dünnschicht- und andere Arten von PV-Technologie können auch ein transparentes leitfähiges Oxid (TCO) oder eine ähnliche Schicht enthalten, die sich von einer benachbarten Glasschicht ablösen kann.

Wenn die Haftung aufgrund von Verunreinigungen (z. B. unsachgemäßer Reinigung des Glases) oder Umwelteinflüssen beeinträchtigt wird, kommt es in der Regel zur Ablösung, gefolgt von Eindringen von Feuchtigkeit und Korrosion. Eine Delaminierung an Grenzflächen innerhalb des optischen Pfads führt zu einer optischen Reflexion (z. B. bis zu 4%, Leistungsverlust an einer einzelnen Luft / Polymer-Grenzfläche) und anschließendem Stromverlust (Leistungsverlust) von den Modulen [1].

Essigsäureproduktion

EVA-Platten reagieren mit der Feuchtigkeit und bilden Essigsäure, die den Korrosionsprozess der inneren Komponente der PV-Modulkomponenten beschleunigt. Dies kann auch auf einen EVA-Alterungsprozess zurückzuführen sein und Silberkontakte angreifen und die Zellproduktion beeinträchtigen. Für durchlässige Träger ist dies kein Problem, da die Essigsäure entweichen kann. Bei undurchlässigen Rückseitenblättern kann dieser Defekt jedoch mit der Zeit erhebliche Leistungsverluste verursachen.

Verfärbung des Einkapselungsmittels

Dies führt zu einem gewissen Übertragungsverlust und daher zu einer verringerten Leistung. Die Verfärbung ist auf das Bleichen von Sauerstoff zurückzuführen. Bei einer atmungsaktiven Unterlage verfärbt sich das Zellzentrum, während die äußeren Ringe frei bleiben. Dies kann auf eine schlechte Vernetzung und / oder Additive in der EVA-Formulierung zurückzuführen sein.

Abb. 4: Verfärbtes EVA [5].

Ohne Konzentration dauert es fünf bis zehn Jahre, um Verfärbungen zu erkennen, und länger, um die Ausgangsleistung merklich zu verringern. Nicht das EVA selbst verfärbt sich, sondern Zusatzstoffe in der Formulierung. Dieser Defekt kann verhindern, dass etwas Licht auf das Panel gelangt [5].

Delamination

Delamination ist die Trennung des Einkapselungsmittels vom Glas oder der Zelle. Die Delaminierung kann zwischen Superstrat (Glas), Substrat (Rückschicht) und Einkapselung oder zwischen Einkapselung und Zellen erfolgen. Eine Ablösung vom Frontglas kann aufgrund schlechter EVA-Haftung oder schlechter Glasreinigungsverfahren während des Herstellungsprozesses auftreten. Dieser Defekt kann verhindern, dass etwas Licht auf das Panel gelangt. Das Problem kann schwerwiegender werden, wenn sich Feuchtigkeit im Hohlraum ansammelt und Kurzschlüsse in der Nähe der Lötdrähte verursacht.

Die Ablösung von der Zelle wird höchstwahrscheinlich durch schlechte Vernetzung oder Kontamination der Zelloberfläche verursacht. Dieser Defekt kann schwerwiegend sein, da beim Entstehen einer Luftblase im Laminat Feuchtigkeitsansammlungen und Kurzschlüsse auftreten können. Eine Delaminierung von dem Einsatz tritt auf, wenn das EVA während der Herstellung nicht gut an dem Einsatz haftete.

Die neuen Pfade und die nachfolgende Korrosion nach der Delaminierung verringern die Leistung des Moduls, stellen jedoch nicht automatisch ein Sicherheitsproblem dar. Die Ablösung der Rückschicht kann jedoch die Möglichkeit ermöglichen, aktiven elektrischen Bauteilen ausgesetzt zu werden. Wenn ein Modul mit Glasfront- und -rückplatten aufgebaut ist, kann es zu zusätzlichen Spannungen kommen, die die Ablösung und / oder den Glasbruch verstärken.

Rückseitenfehler

Die Rückseite eines Moduls dient sowohl zum Schutz elektronischer Bauteile vor direkter Umwelteinwirkung als auch zum sicheren Betrieb bei hohen Gleichspannungen. Rückseitenblätter können aus Glas oder Polymeren bestehen und eine Metallfolie enthalten.

Abb. 5: Delamination (Rycroft).

Am häufigsten besteht eine Rückschicht aus einer Laminatstruktur mit einem hochstabilen und UV-beständigen Polymer, häufig einem Fluorpolymer auf der Außenseite, das direkt der Umgebung ausgesetzt ist, einer inneren Schicht aus PET, gefolgt von der Einkapselungsschicht. [1] .

Wenn eine hintere Scheibe anstelle einer hinteren Scheibe verwendet wird, kann dies zum Bruch führen. Wenn das Modul als Dünnfilmvorrichtung auf der Rückseite (Substrat CIGS) aufgebaut ist, stellt dies ein erhebliches Sicherheitsrisiko dar, zusätzlich zu einem erheblichen oder wahrscheinlichen vollständigen Stromausfall für dieses Modul. Es kann eine kleine Lücke entlang der Risse und eine Spannung geben, die einen Lichtbogen erzeugen und aufrechterhalten kann.

Wenn dies in Verbindung mit dem Ausfall einer Bypass-Diode geschieht, kann die gesamte Systemspannung über dem Spalt anliegen und einen großen und anhaltenden Lichtbogen erzeugen, der wahrscheinlich Glas schmilzt und möglicherweise einen Brand auslöst. Wenn jedoch eine Glasrückwand in einem typischen kristallinen Si-Modul brechen würde, wäre immer noch eine Verkapselungsschicht vorhanden, um ein kleines Maß an elektrischer Isolation bereitzustellen.

Eine Ablösung vom EVA kann aufgrund einer schlechten Haftung zwischen dem EVA und der Rückschicht oder wenn die Haftschicht der Rückschicht durch UV-Bestrahlung oder Temperaturerhöhung beschädigt wird, auftreten.

Die Vergilbung der Vorderseite wird durch einen Abbau des Polymers verursacht, das verwendet wird, um die Haftung der spezifischen Rückschicht an der Einkapselung zu fördern. Vergilbung ist häufig mit einer Verschlechterung der mechanischen Eigenschaften verbunden. Bei diesem Defekt ist es wahrscheinlich, dass sich die Rückschicht schließlich löst und / oder Risse aufweist [3].

Luftseitige Vergilbung ist ein Zeichen für UV-Empfindlichkeit, die durch hohe Temperaturen beschleunigt werden kann. Dieser Defekt tritt auch bei einigen Rückseiten als Folge einer thermischen Verschlechterung auf. Vergilbung ist häufig mit einer Verschlechterung der mechanischen Eigenschaften verbunden. Bei diesem Defekt ist es wahrscheinlich, dass sich die Rückschicht schließlich löst und / oder Risse aufweist [3].

Hot Spots

Hot-Spot-Erwärmung tritt in einem Modul auf, wenn sein Betriebsstrom den reduzierten Kurzschlussstrom (I _sc ) einer abgeschatteten oder fehlerhaften Zelle oder Gruppe von Zellen überschreitet. Wenn ein solcher Zustand eintritt, wird die betroffene Zelle oder Gruppe von Zellen in eine umgekehrte Vorspannung gezwungen und muss Leistung abführen.

Abb. 6: Kristalline Siliziumsolarzellen, die mit einem Streifenband in Reihe geschaltet sind [6].

Wenn die Verlustleistung hoch genug oder örtlich genug ist, kann sich die in Sperrrichtung vorgespannte Zelle überhitzen, was zum Schmelzen von Lot und / oder Silizium und zur Verschlechterung der Einkapselung und der Rückschicht führt [5].

Leiterband- und Verbindungsfehler

Solarzellen sind mit zwei Grundelementen ausgestattet, dem vorderen und dem hinteren Kontakt, die eine Stromversorgung für den externen Stromkreis ermöglichen. Der Strom wird von Busstreifen übertragen, die an den vorderen und hinteren Kontakten angelötet sind. Ein Ausfall des Saitenbandes ist mit einem Verlust der Ausgangsleistung verbunden. Verbindungsunterbrechungen entstehen durch Wärmeausdehnung und -kontraktion oder wiederholte mechanische Beanspruchung. Darüber hinaus tragen dickere Bänder oder Knicke im Band zum Aufbrechen von Verbindungen bei und führen zu kurzgeschlossenen Zellen und Zellen mit offenem Stromkreis.

Ein kritischer Teil des Moduls sind die Lötstellenverbindungen. Sie bestehen aus vielen miteinander verbundenen Materialien, einschließlich Lot, Stromschiene, Band und Siliziumwafer. Diese Materialien besitzen unterschiedliche thermische und mechanische Eigenschaften. Beim Verkleben entwickelt die Baugruppe thermomechanische Zuverlässigkeitsprobleme, die durch Unterschiede im Wärmeausdehnungskoeffizienten der verklebten Materialien verursacht werden. Das Lot stellt eine Verbindung zwischen der Elektrode und dem Band her.

Die PV-Modultemperatur variiert je nach lokalem Wetter, was sich wiederum auf die Verschlechterung der Lötverbindung auswirkt. In einer Modellanalyse zur Lebensdauervorhersage wurde berichtet, dass für denselben Typ von c-Si-PV-Modulen, die sich unter verschiedenen Wetterbedingungen befanden, die Lebensdauer in einer Wüste am kürzesten war, gefolgt von denen in den Tropen.

Obwohl die Verwendung eines Lötprozesses bei der Montage von Solarzellen in PV-Modulen den Vorteil hat, dass Produkte erhalten werden, die eine hohe Zuverlässigkeit bei minimalen Produktionskosten aufweisen, erfolgt die Technologie bei hohen Temperaturen mit dem inhärenten Potenzial, eine Scherspannung im Siliziumwafer zu erzeugen. Ein Versagen und eine Verschlechterung der Lötstellen führt zu einer Erhöhung des Serienwiderstands, was zu einem Leistungsverlust führt.

Lebensdauer der Module

Alle oben genannten Fehler tragen zur Verschlechterung und zum endgültigen Ausfall von PV-Modulen bei. PV-Module sind für eine Lebensdauer von 20 Jahren oder mehr ausgelegt, und neue Module werden beschleunigten Testprogrammen unterzogen, die die Auswirkungen von Hitze, Feuchtigkeit, Temperaturwechsel, UV-Strahlung und anderen Faktoren simulieren [5]. Die Ergebnisse der von Kohl durchgeführten Testprogramme sind in Abb. 7 dargestellt [7].

Abb. 7: Beschleunigte Alterungstests an kommerziellen c-Si-Modulen [7].

Eine normalisierte Leistungsstufe von 0,8 gilt normalerweise als Lebensdauerende für ein PV-Modul. Aus den Testkurven ist ersichtlich, dass sich die Platten nach diesem Punkt schnell verschlechtern.

In den frühen neunziger Jahren waren zehn Jahre Garantie typisch. Heutzutage bieten fast alle Hersteller eine Garantie von 20 bis 25 Jahren an. Eine Garantie von 25 Jahren bedeutet jedoch nicht, dass das Projekt geschützt ist. Man muss die folgenden Fragen stellen:

• Wird der Modullieferant in 15 Jahren verfügbar sein, wenn Probleme auftreten?

• Deckt der Lieferant ein Treuhandkonto ein, um sicherzustellen, dass das Projekt geschützt wird, wenn es weg ist?

• Verlässt sich der Lieferant lediglich auf IEC-Qualifizierungstests, um Aussagen über die Langzeitbeständigkeit zu treffen?

• Wenn es den Lieferanten erst seit fünf Jahren gibt, wie kann er dann behaupten, dass die Module 25 Jahre lang halten?

Die Verlängerung der Garantieleistungen ist vielversprechend, aber ein Investor oder Entwickler muss das Unternehmen, das sie gewährt, sorgfältig prüfen [4].

Verweise

[1] IEA: „ Überprüfung des Ausfalls von Photovoltaikmodulen “, externer Abschlussbericht zu Aufgabe 13, IEA-PVPS, März 2014.
[2] Dupont: " Ein Leitfaden zum Verständnis von Solarmodulfehlern: von der Herstellung bis zu Feldmodulen", www.dupont.com
[3] M Kontges et al .: „Rissstatistik kristalliner Photovoltaikmodule “, 26. Europäische Photovoltaik-Solarenergie-Konferenz und Ausstellung, 2011.
[4] E Fitz: „ Die wesentlichen Auswirkungen der Zuverlässigkeit von PV-Modulen “, Renewable Energy World, März 2011.
[5] J Wolgemuth et al .: „ Fehlermodi kristalliner Si-Module “, PV Module Reliability Workshop 2010.
[6] M Zarmai: „ Ein Überblick über Verbindungstechnologien für eine verbesserte Montage von Solarzellenmodulen aus kristallinem Silizium “, Applied Energy, 2015.
[7] M Koehl et al: PV-Zuverlässigkeit (Cluster II): Ergebnisse eines vierjährigen deutschen Verbundprojekts - Teil I, Ergebnisse beschleunigter Alterungstests und Modellierung des Abbaus, 25. EU-PVSEC, 2010.