Wechselrichterkonzepte für Dünnschichtmodule (2)

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1 Wechselrichterkonzepte für Dünnschichtmodule (2) 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 Wechselrichter an Betriebsbedingungen anpassen 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-Ins ti tuts (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 Verschat - tungstoleranz optimal genutzt werden, betonten die Referenten. 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 Eingangsspan nung 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 imalen Wirkungsgrad bei fast jeder zulässigen Stringlänge einstellt. Zum zweiten müsse darauf geachtet werden, so die Referenten weiter, dass das Eingangsspannungsfenster an das U Mpp -Spannungsfenster an gepasst wird (Bild ➊). 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. Dünnschichtmodulen zu Korrosionen an der TCO-Schicht führen können. Einige Modulherstel ler 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. Generatorstrom I/A Dünnschichtmodul Arbeitsbereich WR U Mpp -Bereich Generatorspannung U/V I E nicht nutzbarer MPP- Bereich U Mpp U DC Generatorstrom I/A An einem Solargenerator, der durch einen Trans formator galvanisch vom Verbrauchernetz getrennt ist, sind im Falle eines Erdschlusses zwei Situationen denkbar: Der Solar - generator 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 Wech sel richtern IG Plus mit einem speziellen Konzept der Modulerdung (Bild ➋). 1.3 Regelung der imalen DC-Eingangsleistung Vor allem Module aus amorphen Siliziumzellen zeigen in den ersten sechs bis zwölf Monaten eine durch Lichteinfall bewirkte Alte rung des Materials, die sogenannten Staebler-Wronski- Degradation. Sie hat zur Folge, dass die Modu - le anfangs eine im Vergleich zur Nennleistung laut Datenblatt bis zu 30% höhere Modul - leistung besitzen, die sich sowohl durch erhöhte Strom- und Spannungswerte als auch durch eine veränderte Modulkennlinie be- U Mpp -Bereich 10 C 10 C 70 C 70 C 25 C 25 C L N PE Dünnschichtmodul mit angepasstem Wechselrichter Arbeitsbereich WR nicht nutzbarer MPP- Bereich Generatorspannung U/V U Mpp ➊ Im Diagramm links ist die Verschiebung der MPP-Punkte bei Einsatz eines Wechselrichters mit Dünnschichtmodulen zu sehen. Durch Anpassung von U DC kann der ursprüngliche U Mpp -Bereich wieder genutzt werden (Diagramm rechts). Quelle: Fronius Sicherung ausgelöst 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 defekte Sicherung ausgetauscht werden. Quelle: Fronius L N PE U DC 26

2 merkbar macht. Bei der Auswahl des Wechselrichters muss der Staebler-Wronski-Effekt berück sichtigt werden, das heißt, der Wechselrichter muss seine imale 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 imale DC-Eingangsleistung durch eine einfache Arbeitspunktverschiebung. Dasselbe Prinzip wird auch bei den erhöhten Leistungswerten diverser Module vor der Degradation angewendet. 1.4 Höhere Modulkapazitäten An Solaranlagen können mehr oder weniger große kapazitive Ableitströme fließen, die ein Sicherheitsrisiko darstellen (Bild ➌). Bei tra folo sen Wechselrichtern sind sie abhängig von der Frequenz und der Amplitude des Wech sel - stromanteils, der durch den Wechselrich ter am Photovoltaik-Generator generiert wird, von der Kapazität der Module und von den in den Modulen verwendeten Werkstoffen. Die se Gegebenheiten verlangten bei der Er rich tung von Dünnschicht-Solaranlagen nach Tra fo wech sel - richtern oder geeigneten trafo losen 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 Ableit ströme hervorrufen kön - ne. Außerdem würde der Trans formator und die von ihm bewirkte galvanische Trennung eine Gefährdung sicher verhindern. nieder- und hochfrequenter Wechselstromanteil vom WR auf das Generatorpotential kapazitiver Ableitstrom gegen Erde ➌ Entstehung der kapazitiven Ableitströme gegen Erde 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 flache - ren 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 Einstrahlung 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 Solaran - lagen die Vorzüge der Dünnschichttechnologie zum Tragen bringen sollen. 2 Statisches und dynamisches Betriebsverhalten Für einen höchstmöglichen solaren Ertrag brau chen 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 Si liziumzellen. Es werde aber immer wieder die Frage gestellt, so Dr. Gerd Bettenwort und Joachim Laschinski von SMA [4], ob nicht die von einander abweichenden Zel lencharakteris - tiken die Güte des MPP-Trackings, den MPP- Tracking-Wirkungsgrad, in unterschiedlichem Maße beeinflusst und von daher ein spezielles Trackingverfahren für Dünnschichtmodule erforderlich sei. 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 Kenn linie 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 Betriebser - gebnis, 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 ha - be und dass sich unter diesen idealen Bedingungen ein energetischer Tracking-Wirkungs - grad 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 Vermu - tung, dass Dünnschichtzellen auf Grund ihrer flachen Kennlinie ein spezielles MPP-Tracking benötigen, eindeutig widerlegt.

3 Tafel ➊ Wirkungsgrad des statischen MPP-Trackings an einem wolkenlosen Sonnentag mit unterschiedlichen Füllfaktoren [4] Füllfaktor 48,80 % 55,20 % 57,60 % 67,50 % 73,60 % MPP-Tracking-Wirkungsgrad 99,93 % 99,93 % 99,93 % 99,93 % 99,90 % ho hem oder niedrigem Füllfaktor auf (Bilder ➎ und ➏). Die gutmütige Kennlinie der Dünnschichtmo dule, so Bettenwort und Laschinski zum Ab schluss ihres Referats, könne zu höheren Erträgen führen, wenn ein geeignetes Tracking-Verfahren eingesetzt werde. Entgegen an ders lautenden und häufig geäußerten Vermu tungen sei hierfür aber kein zellenspezi - fisches MPP-Tracking notwendig, sondern eines, das auch im dynamischen Betrieb einen hohen Wirkungsgrad aufweise unabhängig von der verwendeten Zelltechnologie. Abschlie ßendes Zitat: Für PV-Wechselrichter, die dem aktuellen Stand der Technik entsprechen, stel len Dünnschichtmodule bei richtiger Verwendung keine besondere Herausforderung dar. 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 Einstrah lungssituationen. Leider fehlt für die Qua - li fizie rung der Performance eines in den Wech selrichter integrierten MPP-Trackings bis heute ein standardisiertes Messverfahren. Die re nom mierten Prüflabors nutzen dafür ganz unter schiedliche Einstrahlungsprofile. Um das dy namische Betriebsverhalten von Dünnschicht-Anlagen mit dem Verhalten von An lagen mit Modulen aus kristallinen Zellen verglei chen zu können, haben Bettenwort und Laschinski in einer systematischen Unter su - chung ein breites Spektrum von Einstrah - lungs profilen ausgewählt und diese einer Reihe von Simulationsdurchläufen zugrunde ge legt, in denen wichtige Zellcharakteristika va ri iert wurden. Das Ergebnis: Auch der Wirkungs grad des dynamischen MPP-Trackings weist keinen Unterschied zwischen Zellen mit ➎ MPPT-Wirkungsgrad verschiedener Einstrahlungsprofile als Funktion des Füllfaktors 3 Freigabe durch die Modulhersteller Die Entwicklungsingenieure der Sunways AG vertraten wie zuvor schon Dr. Schmidt vom Fraunhofer ISE die Position, dass die Beant - wortung 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 Anlagen - planung 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 imalen Systemspannung am Solargenerator, zur imalen posi tiven und negativen Spannung am Solarge ne ratorplusund -minuspol sowie zum i ma len Wechselspannungsanteil am Solargenerator erforderlich. Die Aufforderung an die Modulhersteller, Wech - selrichter ohne Transformator nicht abzu leh - nen, hat einen triftigen Grund: Es herrscht eine allgemeine Verunsicherung hinsicht lich der Frage, ob trafolose Wechselrichterkonzepte mit der Dünnschichttechnologie kom patibel 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 metal - lischer Rückseite erhöhte Ableitströme auftreten, womit einschlägige Sicherheitsnormen ver letzt würden. Die Folge, so Buchholz: Die Vorteile der trafolosen Technologie mit ihren poten ziell höheren Wirkungsgraden blieben lange der sich verbreitenden Dünnschichttech - nologie vorenthalten. Schon vor Jahren begannen deshalb Sunways- Ingenieure in Zusammenarbeit mit Fachleuten 28

4 MHH. Sonne und Mehr. Mein lieber Biber! Jetzt haben wir den Haken raus: mit MHHnovotegra. ➏ MPPT-Wirkungsgrad verschiedener Einstrahlungsprofile als Funktion 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 U/V U SG U SG/2 U SG/2 U SG+ 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. Unse - re Hoffnungen erfüllten sich in allen Punkten, betonte Buchholz, die neuartige trafo lose U SG U SG ms 40 t 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 Spannungsverlauf Quelle: Sunways Wechselrichtertopologie mit dem Na men Heric mit Fixed-Potential-Schaltung ge nügt allen Anforderungen. Das zweistufige Konzept besteht aus einem modular aufgebauten DC-Steller und einem nach gelagerten Heric-Wechselrichter, wobei der Minuspol des Solargenerators direkt auf dem Neutralleiter am Netz liegt (Bilder ➐ und ➑). Der imale Wirkungsgrad ist im Vergleich zu verfügbaren Topologien in diesem Einsatzgebiet sehr gut. Darüber hinaus weist die Schaltung einen über den gesamten Leistungsbereich stabilen Umwandlungswirkungs- A /P-MH/GH Patente Sache jetzt auch für Biberschwanzdächer: Bei unserem bewährten Montagesystem MHHnovotegra haben wir den Dachhaken innovativ weiterentwickelt. Mit ihm lässt sich unser vielseitiges System erstmals auch auf Biberschwanzdächern einsetzen! Dort erspart der geniale Haken Unterlegbleche und Flexarbeiten, Mühe und Material, Zeit und Geld. Und wenn Sie jetzt noch mit unserer komfortablen Software MHHnovotegra-Planer planen mein lieber Biber! Mehr dazu unter MHH Solartechnik GmbH Tübingen München Nürnberg Duisburg

5 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. 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 je doch sehr differenziert zu betrachten. Wir ha ben einen Weg gefunden, unser Modul widerstandsfähig gegen alle zurzeit bekannten Rückwirkungen von Wechsel richtern zu machen, erklärte Klammer und ging dann auf die spezifischen Eigenschaften von CdTe-Dünn schichtmodulen von First Solar ein, um sie hin sichtlich der Auswirkungen auf die Kompatibilität der Module mit Wechselrichtern zu bewerten. Grundlegende Kriterien Anzeige ➒ Spannungsverlauf und relevante Spannungsgrenzen relativ zur MPP-Spannung Quelle: First Solar sind in diesem Zu sam menhang die TCO-Korrosion und transfor matorlose Wechselrichter, der Einfluss der imalen Leerlaufspannung auf die Systemauslegung sowie das MPP-Tracking und die MPP-Spannung. 4.1 Kampf gegen TCO-Korrosion 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 ein geführt worden sei und sich durch eine hohe Wi - derstandsfähigkeit gegen TCO-Korrosion auszeichne. Mit diesem Modul sind jetzt fast alle transformatorlosen Wech selrichter einsetzbar. 4.2 Fehlerhafte Ermittlung der Leerlaufspannung Neben der negativen Vorspannung kann in Aus nahmefällen auch die imale Systemspannung die im normalen Betrieb einer PV- Anlage nicht auftritt die Lebensdauer eines Wechselrichters verkürzen. Bei grober Fehlauslegung des Systems kann die bei offener Klemme des PV-Moduls auftretende Leerlaufspannung 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 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 imale 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 Institut für Solare Energiesysteme ISE): Benötigen Dünnschichtmodule spezielle Wechselrichter? In: Viertes Anwenderforum Dünnschicht-Photovoltaik des Ostbayerischen Technologie-Transfer-Instituts (OTTI), Bad Staffelstein, Februar [2] Prötsch, R.; Mühlberger, Th. (Fronius International GmbH): Anforderungen der Dünnschichttechnologie an die Wechselrichter; sonst wie [1]. [3] 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: film/docs/fsec_dhere.pdf; eingesehen am [4] Bettenwort, G.; Laschinski, J. (SMA Technologie AG): Dünnschichtmodule eine Herausforderung für heutige Wechselrichter; sonst wie [1]. [5] Buchholz, Chr.; Hauser, Th.; Schilli, M. (Sunways AG Photovoltaic Technology): Neue trafolose Wech selrichter-topologie für Dünnschichttechnologien; sonst wie [1]. [6] Klammer, J.; Möller, T.; Ross, M.; Trippel, L. (First Solar GmbH): Wechelrichter aus Sicht des Dünnschicht-Modulherstellers; sonst wie [1]. 30