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    <id>4930</id>
    <completedYear>2026</completedYear>
    <publishedYear>2026</publishedYear>
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    <completedDate>2026-03-19</completedDate>
    <publishedDate>--</publishedDate>
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    <title language="deu">Degradationsanalyse von Photovoltaikmodulen – Eine Langzeitstudie an der Westfälischen  Hochschule Gelsenkirchen</title>
    <abstract language="deu">Photovoltaikmodule unterliegen im Betrieb verschiedenen Degradationsmechanismen, die zu Leistungsverlusten führen. Diese Studie[1] untersucht die tatsächliche Degradation ausgewählter Solarmodule der Photovoltaikanlage an der Westfälischen Hochschule Gelsenkirchen über einen Zeitraum von bis zu 23 Jahren[2]. Ziel ist es, die Langzeitstabilität verschiedener Modultechnologien unter realen Betriebsbedingungen zu evaluieren und Aussagen über die Qualität der Degradation zu treffen.&#13;
&#13;
Die Untersuchung umfasst PV-Installationen mit kristallinen Modulen (mono- und polykristallin), Dünnschichtmodulen (amorphes und mikrokristallines Silizium) sowie innovativen Heterojunction-Modulen (Sanyo HIT). Nach Auswertung der Ertragsdaten und Performance Ratio wurden zehn Module aus den einzelnen Anlagen selektiert und im Solarlabor mittels Sonnensimulator unter Standard-Testbedingungen (STC) vermessen. Ergänzende Elektrolumineszenz- und Thermographie-Analysen ermöglichten die Identifikation von Mikrodefekten, Zellrissen und Hot-Spots.&#13;
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Die Ergebnisse bezogen auf die Laborleistungsmessung zeigen Degradationsraten zwischen 0,16% und 0,65% pro Jahr, abhängig von der Modultechnologie. Polykristalline PeakonP-Module weisen durchschnittliche Verluste von 0,53% jährlich auf. Monokristalline Solon Black 230 Module zeigen geringere Degradation (0,37% p.a.), während rückseitenkontaktierte Solon Black 280 Module geringe Werte erreichen (0,16% p.a.). Heterojunction-Module (Sanyo HIT) zeigen eine Degradation von 0,64% p.a. Die Hauptdegradationsursachen sind lichtinduzierte Degradation (LID), potentialinduzierte Degradation (PID), Zellrisse und Delaminationen. Die meisten Module erfüllen oder übertreffen die Herstellergarantien von 90% nach 10 Jahren.&#13;
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[1] Die in diesem Beitrag präsentierten Ergebnisse basieren auf der Bachelorarbeit von Daniel Westers, die im FB 2 (Lehreinheit Elektrotechnik) der Westfälischen Hochschule im Jahr 2021 im Solarlabor unter Betreuung von Prof. Dr. Andreas Schneider durchgeführt wurde.&#13;
&#13;
[2] Alle zeitlichen Angaben in dieser Arbeit beziehen sich auf das Jahr der Bearbeitung der Bachelorarbeit.</abstract>
    <identifier type="issn">3053-3007 (eISSN)</identifier>
    <identifier type="doi">10.82307/srwei.vi2</identifier>
    <identifier type="urn">urn:nbn:de:hbz:1010-opus4-49309</identifier>
    <enrichment key="opus.source">publish</enrichment>
    <licence>Creative Commons - Namensnennung</licence>
    <author>Daniel Westers</author>
    <author>Thomas Nierhoff</author>
    <author>Andreas Schneider</author>
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      <title>Schriftenreihe des Westfälischen Energieinstituts</title>
      <number>2</number>
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      <value>Photovoltaik</value>
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      <value>Degradation</value>
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      <value>Modulalterung</value>
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    <collection role="ddc" number="333">Boden- und Energiewirtschaft</collection>
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    <collection role="institutes" number="">Westfälisches Energieinstitut</collection>
    <thesisPublisher>Westfälische Hochschule Gelsenkirchen Bocholt Recklinghausen</thesisPublisher>
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