Leistungsanalyse von Halb- und Vollzellenmodulen basierend auf mehrjährigen Freifeldmessungen

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1 Leistungsanalyse von Halb- und Vollzellenmodulen basierend auf mehrjährigen Freifeldmessungen David Daßler*, Stephanie Malik, Jens Fröbel, Matthias Ebert Fraunhofer-Center für Silizium-Photovoltaik CSP Otto-Eißfeldt-Str. 12, Halle (Saale), Deutschland *Tel.: , Fax: Internet: 1. Einleitung Freifeldmessungen, in denen die elektrischen Parameter einzelner PV-Module kontinuierlich in kurzen Abständen über einen längeren Zeitraum gemessen werden, haben sich als ein sehr wertvolles Instrument entwickelt, um den Ertrag in Abhängigkeit diverser Einflüsse wie Einstrahlung, Temperatur und Wind auf Modulebene analysieren zu können. Der dadurch entstehende vielschichtige Datensatz ergänzt die eher statische Indoor-Labor-Modulcharakterisierung, die nur eine begrenzte Anzahl an Testbedingungen zulässt. So können die Ergebnisse der Forschung auf Zell- und Modulebene zur Ertragsoptimierung durch Verringerung der optischen, elektrischen und thermischen Verluste im Feldeinsatz nachgewiesen werden. Damit gelingt es, Kosteneffekte für die gesamte Lebensdauer besser abzuschätzen. Diese Methode zeigt ein großes Potential, besonders bei Entwicklungen wie den bifazialen Modulen und den Modulen für extreme Klimate. Das Fraunhofer CSP führt seit 2012 eine Vielzahl solcher Freifeldmessungen an innovativen Modultechnologien oder Feldrückläufern durch. In diesem Beitrag werden die Ergebnisse einer seit zwei Jahren laufenden Freifelduntersuchung an Halb-Zellen- und Voll-Zellen-Modulen vorgestellt. Ein verändertes Moduldesign durch den Gebrauch von halbierten Photovoltaikzellen trägt zur Reduktion der elektrischen Verluste bei. Dies geschieht durch die verringerte Zellfläche, die de facto weniger Strom generiert und somit die vom Strom quadratisch abhängigen Leistungsverluste in den Serienwiderständen wie Busbars und der Zelloberfläche reduziert [1]. Beim Zellteilungsverfahren werden mittels Laser die Photovoltaikzellen angeritzt und durch minimale Krafteinwirkung an der vorbereiteten Sollbruchstelle geteilt. Dabei können elektrische oder mechanische Defekte in den separierten Zellen entstehen, die sich negativ auf die Stromgenerierung oder auf die mechanische Zuverlässigkeit auswirken. Es konnte gezeigt werden, dass hauptsächlich durch die Auswahl der zu lasernden Zellseite und die Anzahl der Laserdurchläufe eine mechanische Schädigung durch dieses Zellteilungsverfahren verringert und elektrische Verluste minimiert werden konnten [2, 3]. Dieses Zellteilungskonzept umgeht eine kostenintensive Umrüstung der Fertigungslinie von PV-Zellen auf eine kleinere Zellfläche, da es erst nach der fertig prozessierten Zelle Anwendung findet.

2 2. Freifeldmessungen am Fraunhofer CSP Zuerst werden die Module im Labor unter Standardtestbedingungen initial charakterisiert und anschließend auf einen der Freifeld-Messplätze in einem Neigungswinkel von 30 und einem Azimut von 180 (Süden) montiert (Abbildung 1). In Abständen von zehn Sekunden wird die komplette U-I-Kennlinie für jedes PV-Modul einzeln gemessen und deren Modulparameter wie Kurzschlussstrom (I SC ), Leerlaufspannung (U OC ), Strom (I MPP ) und Spannung (U MPP ) im Punkt der maximalen Leistung sowie die Modultemperatur synchronisiert mit allen anderen Messplätzen zentral gespeichert. Zwischen den Messvorgängen stellt das Messsystem den elektrischen Arbeitspunkt des PV-Moduls auf den Maximum Power Point ein, welcher in der zuletzt gemessenen Kennlinie ermittelt wurde. So wird eine realistische Dauerbelastung simuliert. Neben den Modulwerten werden auch die Bestrahlungsstärke (global, diffus, direkt und in Modulebene), die Windrichtung und -geschwindigkeit, die Umgebungstemperatur, der Luftdruck und die relative Luftfeuchtigkeit sowie die Niederschlagsmenge und -dauer gemessen. Während des Untersuchungszeitraumes, wird das Messequipment regelmäßig gewartet und die Module und Sensoren regelmäßig gereinigt, so dass Verschmutzung sich nicht auf die Messung auswirkt. Abbildung 1: Outdoor PV Lab Halle (Saale) (Dachtestfläche am Fraunhofer CSP) Die Auswertung der Freifeldmessungen wird an Hand mehrerer aufeinander aufbauender Schritte durchgeführt, die vereinfacht in Abbildung 2 dargestellt sind.

3 Abbildung 2: Flowchart zur Datenauswertung von Outdoormessungen Die im Feld gemessenen Daten werden im nächsten Schritt gefiltert. Hier werden alle Zeitbereiche wie Wartungs- oder Reinigungsarbeiten und Nacht- oder Dämmerungsstunden aus dem Datensatz herausgenommen. Zudem werden kurzzeitige Störungen des Messequipments oder der Sensoren entfernt, sodass bei jedem zu vergleichenden PV-Modul der gleiche Zeitumfang entsprechend synchronisiert vorliegt. Bei der Filterung kommen unterschiedliche Algorithmen zum Tragen die blockierte Signale, vereinzelte Ausreißer, Messwerte außerhalb physikalisch-sinnvoller Messbereiche oder außerhalb statistischer Verteilungsbereiche ermitteln und anschließend aus dem Datensatz ausgliedern. Im letzten Schritt werden auf Grundlage des gefilterten Datensatzes alle für die Untersuchung interessanten Größen berechnet. Beispielsweise werden für den Vergleich zweier Module die Energieerträge und die Performance Ratio in Abhängigkeit der Zeit, aber auch in Abhängigkeit der Einstrahlung und der Umgebungstemperatur kalkuliert. Ist das thermische Verhalten relevant, so werden aggregierte Werte wie die mittlere Tagestemperatur, durchschnittliche Extremwerte oder die Abhängigkeit der Temperatur zur Einstrahlung analysiert.

4 3. Vergleich der Voll-Zellen- und Halb-Zellen-Module Die im vorhergehenden Kapitel vorgestellten Freifeldmessungen wurden seit August 2013 für ein Voll- Zellen-Modul und ein Halb-Zellen-Modul durchgeführt, um den beschriebenen Vorteil im Freifeld belegen zu können. Dazu wurden zwei rahmenlose, polykristalline Module im Fraunhofer Modultechnologiezentrum in Schkopau bei Halle gefertigt: ein Voll-Zellen-Modul mit 72 Zellen und ein Halb-Zellen-Modul mit 144 Zellen. Erste Indoor-Messungen (Tabelle 1) zeigen einen Anstieg der maximalen Leistung um 4,6 % und des Füllfaktors um 0,4 %. Der Kurzschlussstrom des Halb-Zellen-Moduls ist auf Grund der Zellverschaltung in der gleichen Größenordnung wie der des Voll-Zellen-Moduls, kleine Erhöhungen kommen auf Grund von zusätzlichen Zellzwischenräumen zu Stande, in denen das Licht nochmals reflektiert werden kann. Tabelle 1: Labor-Leistungsmessungen unter Standardtestbedingungen bei W/m² Bestrahlungsstärke, 25 C Modultemperatur und AM 1.5 Modul-Typ I SC [A] V OC [V] P MPP [W] FF [%] Voll-Zellen-Modul 8,80 45,91 306,74 75,95 Halb-Zellen-Modul 9,16 45,96 320,95 76,25 Zusätzlich zur initialen Indoor-Charakterisierung unter STC, wurden im Verlauf der Freifelduntersuchung in unterschiedlichen Abständen die Module auch zu Zwischenmessungen ins Labor geholt. Die Abbildung 3 zeigt U OC, I SC, P MPP und FF der Initial- und der Zwischenmessungen des Halb-Zellen- und Voll- Zellen-Moduls. Betrachtet man die Größen maximale Leistung und Füll Faktor für beide Module über den kompletten Zeitraum, um das Degradationsverhalten zu untersuchen, lässt sich keine Änderung feststellen. Der Untersuchungszeitraum im Freifeld teilt sich auf zwei Messperioden und zwei Standorte auf. Die Standorte sind in den Abbildungen 4 und 5 zu erkennen, mit der jeweiligen Zuordnung der zeitlichen Messperiode.

5 Abbildung 3: Initial und Zwischenmessungen im Labor unter Standardtestbedingungen des Halb- Zellen- und Voll-Zellen-Moduls 1. Messperiode Offenes, ländliches Freifeld in der Nähe von Halle (Saale) Elektrische Vermessung von August 2013 bis April 2014 Abbildung 4: Module in der 1. Messperiode Untersuchung des Temperaturverhaltens von Mai 2014 bis Oktober Messperiode Outdoor PV Lab Halle (Dachtestfläche am Fraunhofer CSP) seit 10. Dezember 2014 Abbildung 5: Module in der 2. Messperiode

6 3.1 Energieerträge Als erste Vergleichsgröße wurden die absoluten Energieerträge beider Module gegenübergestellt, wobei sowohl zeitlich, als auch in Abhängigkeit von Bestrahlungsstärke- & Modultemperaturklassen aggregiert wurde. In Abbildung 6 sind die absoluten Energieerträge des Voll-Zellen- und Halb-Zellen-Moduls pro Monat dargestellt. Abbildung 6: Absolute Energieerträge des Voll-Zellen- und Halb-Zellen-Moduls für beide Messperioden Es ist ein signifikanter Vorteil des Halb-Zellen-Moduls gegenüber dem Voll-Zellen-Modul zwischen 0,1 bis 1,9 kwh pro Monat erkennbar. Die Höhe des Ertragsunterschiedes ist abhängig von der im jeweiligen Monat vorherrschenden Bestrahlungsmenge und Temperatur. So fällt bei hoher Einstrahlung in den Sommermonaten die Verlustleistung, auf Grund des kleineren Serienwiderstandes, beim Halb-Zellen- Modul deutlich niedriger aus als im Vergleich zum Voll-Zellen-Modul. Insgesamt für das Jahr 2015 erzeugte das Voll-Zellen-Modul 374,6 kwh und das Halb-Zell-Modul 386,8 kwh, was einen Vorteil von 3,2 % ausmacht. Betrachtet man den Ertragsunterschied beider Module genauer, ergeben sich die in Abbildung 7 dargestellten relativen Größen für den jeweiligen Monat. Der Unterschied schwankt zwischen 1,9 % und 3,9 % Mehrertrag pro Monat, welcher durchweg vielfach größer ist als die berechnete erweiterte Messunsicherheit des verwendeten Messsystems. Um die kombinierte Messunsicherheit nach GUM [4] zu bestimmen, wurden im Vorfeld die Standardunsicherheiten jeder einzelnen Komponente entlang der Messkette ermittelt [5]. Nach Berechnung der kombinierten Messunsicherheit und Multiplikation mit einem Erweiterungsfaktor (abhängig von der Verteilung des Datensatzes) ergibt sich die dargestellte erweiterte Messunsicherheit. Diese deckt mit einem Vertrauensniveau von 95 % die Unsicherheit des Messsystems ab.

7 Die angewandte Methode und die dazugehörigen Gleichungen sind in der GUM [5] detailliert beschrieben. Abbildung 7: Relativer Mehrertrag des Halb-Zellen-Moduls für beide Messperioden zuzüglich der erweiterten Messunsicherheit des Messsystems Die zeitlich miteinander verglichenen Energieerträge sollen nun im Folgenden in Abhängigkeit der Bestrahlungsstärke und der Temperatur untersucht werden. Für die erste Messperiode wurde dies bereits in [6] detailliert dargestellt, weshalb nun auf die zweite Messperiode fokussiert wird. Die in Abbildung 8 dargestellten Kontour-Plots ergeben sich durch die Bildung von Bestrahlungsstärkeklassen (Schrittweite: 50 W/m²) und Modultemperaturklassen (Schrittweite: 2 C), in denen jeweils die Energieerträge aggregiert wurden. Es entstehen bei beiden Modulen unter spezifischen Bedingungen Energieertrags-Maxima (beispielsweise zwischen C und W/m²), welche unmittelbar an den Standort gebunden sind. Abbildung 8: Absolute Energieerträge des Voll-Zellen- (links) und Halb-Zellen-Moduls (rechts) in Abhängigkeit der Modultemperatur und Bestrahlungsstärke für die zweite Messperiode

8 Stellt man nun die prozentuale Differenz der absoluten Energieerträge beider Module in den gleichen Klassen dar, ergibt sich der Farbverlauf des Kontour-Plots in Abbildung 9 (rechts). Der Vorteil des Halb- Zellen-Moduls zeigt sich hier sehr deutlich bei höheren Bestrahlungsstärken und Umgebungstemperaturen. Es konnte ein prozentualer Mehrertrag des Halb-Zellen-Moduls bei hohen Bestrahlungsstärken von bis zu 6 % erzielt werden. Auch bei niedrigen Modultemperaturen und Bestrahlungsstärken, wie sie im Winter auftreten, lässt sich ein Maximum an Mehrertrag lokalisieren. Die beiden Diagramme der Abbildung 9 sind auf Basis des gleichen Datensatzes erstellt worden, jedoch mit einer unterschiedliche Klassifizierung der Temperatur (links: Umgebungstemperatur, rechts: Modultemperatur). Es ergibt sich in beiden Diagrammen ein vergleichbarer Farbverlauf, der für den relativen Mehrertrag steht. An einigen Stellen entstehen jedoch Abweichungen zueinander, die auf Grund des Effektes des Windes entstehen, der sich verstärkt auf die Modultemperatur auswirkt. Abbildung 9: Prozentualer Mehrertrag des Halb-Zellen-Moduls im Vergleich zum Voll-Zellen-Modul in Abhängigkeit zur Bestrahlungsstärke und der Umgebungstemperatur (links) bzw. der Modultemperatur (rechts) für die 2. Messperiode 3.2 Performance Ratio Die Beziehung des Modulertrages in Abhängigkeit des eingestrahlten Referenzertrages repräsentiert die gesamtheitliche Effizienz der Energieumwandlung. Dieser Zusammenhang lässt sich durch den Performance Ratio (PR) beschreiben (Tabelle 2, hier als R p bezeichnet). In der IEC [7] bezieht sich der PR auf ein komplettes PV-System, in Adaption auf die vorliegende Untersuchung bezieht sich PR auf den Systemaufbau Messequipment und PV-Modul. In der Abbildung 10 ist der PR für das Halb-Zellen- und Voll-Zellen-Modul pro Monat dargestellt, wobei der eingestrahlte Referenzertrag mittels einer kristallinen Referenzzelle bestimmt wurde. Im PR ist der Vorteil des Halb-Zellen-Moduls gegenüber dem Voll-Zellen-Modul nicht erkennbar. Das resultiert aus dem Verhältnis von spezifischem Energieertrag zum spezifischen Referenzertrag (siehe Tabelle 2). Der spezifische Energieertrag, bei dem der im Feld bestimmte Energieertrag des Moduls durch die im Labor gemessene STC-Leistung dividiert wird (Gleichung (4)), hebt den Vorteil der höheren STC-Leistung des Halb-Zellen-Moduls auf, sodass sich vergleichbare spezifische Energieerträge ergeben, die beim Voll- Zellen-Modul leicht höher sind. Da es sich nach wie vor der Teilung, um die gleiche Zelltechnologie handelt, sind große voneinander abweichende spezifische Energieerträge nicht zu erwarten. Um im letzten

9 Schritt den PR zu bestimmen (Gleichung (1)), wird bei beiden Modulen der gleiche eingestrahlte Referenzertrag angesetzt, wodurch auch hier der PR beim Voll-Zellen-Modul leicht höher bleibt. Tabelle 2: Gleichungsauszug und Größenbeschreibung aus der IEC [7] R P = Y f R (1) P performance ratio [-] Y r final PV system yield [kwh] ( day G I ) Y r = τ r (2) G I,ref Y f = Y A η LOAD (3) day ) Y A = E A,d ( P A = τ P r (4) 0 P 0 Y f Y r τ r G I G I,ref reference yield [kwh] recording interval total irradiance in-plane of array [W/m²] reference in-plane irradiance = 1kW/m² Y A array yield [kwh] η LOAD load efficiency [-] E A,d net energy from array [kwh] P 0 rated output power [kw] output power [kw] P A Der PR erscheint generell etwas höher, da er für das Modul bestimmt wurde und nicht für ein komplettes PV-System. In einer Studie von 2015, in der PV-Systeme europaweit hinsichtlich ihres Performance Ratios untersucht wurden, wurde ein typischer jährlicher PR von 0,79 ermittelt [8]. Im vorliegenden Fall beträgt der jährliche PR für das Halb-Zellen-Modul 0,98 und für das Voll-Zellen-Modul 0,99. Auch der eingestrahlte Referenzertrag ist unmittelbar an das Messgerät geknüpft. Bei kristallinen Referenzzellen fällt dieser niedriger aus als bei Pyranometern, was einen höheren PR zur Folge hat. In der Literatur wird der PR auf Basis von Pyranometer-Messungen um ~2% bis 4% kleiner als der PR auf Basis von Referenzzellen angegeben [9]. In den Winter- und Frühlingsmonaten ergeben sich Performance Ratios über 100 %, was maßgeblich an den niedrigen Modultemperaturen liegt. Bei genauerer Betrachtung dieser Zeiträume ergeben sich gehäuft PR-Werte über 100 % bei Bestrahlungsstärken unter 650 W/m² und Umgebungstemperaturen unter 10 C.

10 Abbildung 10: Performance Ratio des Voll-Zellen- und Halb-Zellen-Moduls 3.3 Degradation Um Veränderungen im Modul auf Grund der im Freifeld aufgetretenen Belastungen nachzuweisen, wurde über den gesamten Untersuchungszeitraum die Änderung des Füllfaktors beobachtet. Eine mögliche Änderung der parasitären Widerstände (Serien- (Series Resistance) und Parallelwiderstand (Shunt Resistance)) hat einen entscheidenden Einfluss auf den Füllfaktor. In den Abbildungen 11 und 12 wurde für die zweite Messperiode der Füllfaktor für das Voll-Zellen- und Halb-Zellen-Modul in unterschiedlichen Abstufungen der Umgebungsbedingungen dargestellt. Da unter Freifeldbedingungen die Standardtestbedingungen so gut wie nicht auftreten, wurden in Anlehnung an [10] separate Filterkriterien definiert, die im Bereich der NOCT-Bedingungen liegen. In zwei Stufen wurde der komplette Datensatz gefiltert, wobei in der ersten die Bestrahlungsstärke und in der zweiten die Modultemperatur eingeschränkt wurde. Die nach dem letzten Filterungsschritt vorgenommene lineare Regression erzeugt jeweils eine Gerade mit einem Anstieg nahe Null (Anstieg des Voll- Zellen-Modul = -2,6E-6 und Halb-Zellen-Modul = -2,9E-6), was keine Abweichungen des Füllfaktors für beide Module über den betrachteten Zeitraum bedeutet. Die gefilterten Werte liegen in einem schmalen Band zwischen ca. 0,71 und 0,74. Auch die Indoor- Messungen, die am Anfang des Kapitels beschrieben wurden (Abbildung 3), bestätigen, dass es keine Abweichungen über den Untersuchungszeitraum gegeben hat.

11 Abbildung 11: Filterung der Füllfaktoren nach Bestrahlungsstärke und Modultemperatur des Voll-Zellen- Moduls für die zweite Messperiode Abbildung 12: Filterung der Füllfaktoren nach Bestrahlungsstärke und Modultemperatur des Halb-Zellen- Moduls für die zweite Messperiode

12 3.4 Thermisches Verhalten Für die unterschiedlichen Messzeiträume wurde auch das thermische Verhalten beider Module untersucht. In der Abbildung 13 sind die mittleren Modultemperaturen des Halb-Zellen- und Voll-Zellen- Moduls sowie die Umgebungstemperatur pro Bestrahlungsstärken-Klasse für die zweite Messperiode dargestellt. Zusätzlich wurde die prozentuale Häufigkeit des Auftretens der jeweiligen Klasse mit aufgetragen. In jeder dieser Klassen ist die Modultemperatur des Halb-Zellen-Moduls niedriger, als die des Voll-Zellen- Moduls. Die Werte schwanken zwischen 1 bis 3 C. Nimmt man bei beiden Modulen den gleichen Temperaturkoeffizienten an, führt ein Temperaturunterschied von bis zu 3 C zu einer entsprechend höheren Leistung des kühleren Halb-Zellen-Moduls und dadurch zu einem höheren Energieertrag. Die genaue Ursache der unterschiedlichen Modultemperaturen konnte noch nicht abschließend geklärt werden. Abbildung 13: Durchschnittliche Modul- und Umgebungstemperatur pro Bestrahlungsstärkeklasse und deren Häufigkeit des Auftretens 4. Zusammenfassung Über einen Zeitraum von zwei Jahren wurden zeitlich hochaufgelöste Messungen im Freifeld an einem Halb-Zellen- und Voll-Zellen-Modul durchgeführt. Das Leistungsverhalten beider Module wurde in Abhängigkeit der Einstrahlung und Modultemperatur genauer untersucht. Deutliche Ertragsvorteile ergaben sich für das Halb-Zellen-Modul von 1,9 % bis 3,9 % pro Monat, wobei die Differenz der Energieerträ-

13 ge mit größer werdender Einstrahlung und Temperatur anstieg. Ein relativer Ertragsunterschied von bis zu 6 % des Halb-Zellen- zum Voll-Zellen-Moduls wurde sowohl bei hohen als auch bei niedrigen Einstrahlungsbedingungen erreicht. Auch das Degradationsverhalten beider Module wurde über den kompletten Untersuchungszeitraum an Hand der Outdoor-Daten untersucht und mit Hilfe von Indoor-Messungen unter Standardtestbedingungen verifiziert. Beide Module wiesen diesbezüglich keine Abweichungen zur Initialmessung auf. Das thermische Verhalten beider Module wurde in Abhängigkeit der Bestrahlungsstärke untersucht. Die Differenz der Modultemperaturen des Voll-Zellen- zum Halb-Zellen-Modul ergab 1 bis 3 C. Um das volle Potential von Modulen mit geteilten Zellen weiter zu untersuchen, werden die Messungen durch ein Drittel-Zellen-Modul erweitert. Außerdem soll der Vorteil bei Teilverschattung des Halb-Zellen- Moduls unter realen Bedingungen nachvollzogen werden, wozu Voll-Zellen- und Halb-Zellen-Module in Freifelduntersuchungen in verstaubungsintensiven Regionen, wie in der MENA-Region vorherrschend, folgen werden.

14 Danksagung Teile der vorliegenden Arbeit wurde im Rahmen des BMWi-Verbundprojektes "Fidelitas" unter dem Förderkennzeichen C geleistet. Dieser Förderung wird ausdrücklich gedankt. 5. Referenzen [1] S. Guo, J. P. Singh, I. M. Peters, A. G. Aberle, and T.M.Walsh: A Quantitative Analysis of Photovoltaic Modules Using Halved Cells. Hindawi Publishing Corporation. International Journal of Photoenergy. Volume Article ID pages [2] Oswald, M.; Turek, M.; Schoenfelder, S. Evaluation of silicon solar cell separation techniques for advanced module concepts" in Proc. of 28th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition EU PVSEC 2013; WIP Munich (Eds.) (2013) ; 989/2013 [3] Schneider, J.; Schoenfelder, S.; Dietrich, S.; Turek, M.: Solar module with half size solar cells, in Proc. of the 29th European Photovoltaic Energy Conference and Exhibition PVSEC 2014; WIP Munich (Eds) (2014) ; 6540/2014 [4] ISO/IEC Guide (GUM: 1995) [5] J. Kirchhof, B. Schulz: Dokumentation ISET-mpp meter Messunsicherheiten bei Modul- Messungen, Fraunhofer IWES, Kassel 2010 [6] Malik, S.; Dassler, D.; Fröbel, J.; Schneider, J.; Ebert, M.: Outdoor data evaluation of half-/full-cell modules with regard to measurement uncertainties and the application of statistical methods, in Proc. of 29th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition EU PVSEC 2014; WIP Munich [7] IEC Photovoltaic system performance monitoring Guidelines for measurement, data exchange and analysis [8] Leloux, J.; Taylor, J.; Moretón, R.; Narvarte, L.; Trebosc, D.; Desportes, A. Monitoring 30,000 PV systems in Europe: Performance, Faults, and State of the Art in Proc. of 31th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition EU PVSEC 2015; DOI: /EUPVSEC AO.8.1 [9] Reich, N.H.; Müller, B.; Armbruster, A.; Kiefer, K.; van Sark, W.G.J.H.M.; Reise; Ch. Performance Ratio Revisited: Are PR>90% Realistic? in Proc. of 26th European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition EU PVSEC 2011; DOI: /26thEUPVSEC2011-5AO.6.1 [10] Reise, Ch.: Long-term experience with commercial PV plants; OTTI Seminar Quality of PV Power Plants ; 06/2013; München