Wie Wärmebilder PV-Anlagen verbessern können

Nach einer Boomphase vor rund zehn Jahren, in der hierzulande zahlreiche kleine und große Photovoltaikanlagen errichtet wurden, gewinnt nun deren Instandhaltung und Wartung zunehmend an Bedeutung. Neben anderen Messverfahren kommt dabei die Infrarot-(IR-)Thermografie zum Einsatz. Sie zeigt im laufenden Betrieb unter Last thermische Auffälligkeiten und Fehler visuell an und wacht damit über die Produktivität, Qualität und Sicherheit von PV-Anlagen. Vieles, was dem Auge verborgen bleibt, lässt sich per Infrarottechnik lokalisieren und dokumentieren: defekte Kabel, Kontakte und Sicherungen, fehlerhafte Module und Wechselrichter, falsch angeschlossene oder verschaltete Komponenten sowie durch Verschattung oder Verschmutzung verursachte Überhitzungen einzelner Zellen.

Stimmt die Leistung noch?

Funktionseinschränkungen oder Sicherheitsprobleme lassen sich als thermische Auffälligkeiten auf dem Kameradisplay lokalisieren – in Form von sogenannten Hotspots. Sie entstehen beispielsweise dadurch, dass verschattete oder defekte Modulzellen einen internen elektrischen Widerstand bilden. Aus der Modulzelle, die normalerweise Strom erzeugt, wird ein Stromverbraucher, der sich erwärmt. Sie kann sich so stark erhitzen, dass sie und umgebende Bereiche beschädigt werden.

Bypassdioden schützen Solarzellen zwar vor einer Überhitzung. Funktioniert allerdings eine defekte oder bei geringer Verschattung nicht ansprechende Bypassdiode nicht mehr, kommt es zu unkontrollierten Hotspots. Defekte an Bypassdioden entstehen beispielsweise, wenn in der Planungsphase durch bauliche Anlagen oder die Vegetation bedingte Verschattungen nicht berücksichtigt werden. Dann stehen Modulzellen und Bypassdioden unter Dauerbelastung und versagen über kurz oder lang ihren Dienst.

Der Wirkungsgrad einer Solaranlage hängt auch von der Modultemperatur ab. Erwärmen sich PV-Module aufgrund von Verschattungen oder defekten Zellen, fällt der Wirkungsgrad pro Kelvin um 0,5 Prozent. Eine Erwärmung um nur zehn Grad Celsius gegenüber der mittleren Normaltemperatur hat somit eine um fünf Prozent geringere Stromausbeute zur Folge. Schon geringe Teilausfälle können zu Mindererträgen führen, die eine Anlage während einer zwanzigjährigen Laufzeit unrentabel machen.

Was IR-Kameras leisten

Zwar sind einige herstellungs- oder installationsbedingte Fehler wie fehlerhafte Kabelanschlüsse, Schichtablösungen, Zelleinschlüsse oder -risse auch optisch zu erkennen. Viele Mängel bleiben dem Auge aber verborgen. Sie lassen sich nur mess­technisch nachweisen. So kann etwa eine Kennlinienmessung helfen, einzelne Module oder Modulstränge genauer zu untersuchen. Dazu muss das Prüfteam jedoch in den Stromkreis eingreifen, was aufwendig ist und den Anlagenbetrieb stört.

Auch Anlagenüberwachungssysteme und Datenlogger zur kontinuierlichen Aufzeichnung von Anlagendaten ermöglichen Qualitätskontrollen. Damit lassen sich jedoch nur Verluste ab einem Kilowatt erkennen.

Die berührungslose und zerstörungsfreie Thermografie-Mess­technik dagegen kann auch kleinere Fehler selbst von Modulzellen aufdecken – bei kleinen, privaten Dachanlagen genauso wie bei großen, gewerblichen Solarparks. Selbst ­Anlagen mit mehreren tausend Quadratmetern Modulfläche lassen sich mit einem kurzen Kameraschwenk großflächig scannen, was thermische Auffälligkeiten schnell erkennbar macht. Auch die anderen Anlagenkomponenten wie elektrische Verbindungen oder Wechselrichter lassen sich thermografisch kontrollieren. Sinnvoll sind Überprüfungen sowohl unmittelbar nach der Inbetriebnahme der Anlage und vor Ablauf der Gewährleistung als auch im Rahmen regelmäßiger Inspektionen.

Die Rahmenbedingungen müssen stimmen

Die wichtigste Voraussetzung für eine thermografische Untersuchung von PV-Modulen ist eine ausreichend vorhandene Sonneneinstrahlung. Das ist die momentane Energieeinwirkung auf eine Fläche in der Einheit Watt oder Kilowatt pro Quadratmeter. Sie lässt sich beispielsweise mit einem einfachen Photodetektor oder einem präziseren Sonneneinstrahlungs-Messgerät, einem Pyranometer, messen – möglichst unmittelbar am Solarmodul. Die Einstrahlungsleistung sollte notiert werden, damit man die Messwerte zum Beispiel auf die Nennlast hochrechnen kann.

Einen ausreichenden thermischen Kontrast für die Inspektion von Solarzellen vor Ort erhält man bei einer Sonneneinstrahlung von mindestens 600 Watt pro Quadratmeter. Bestimmte Messaufgaben, wie etwa die Überprüfung von Dünnschichtmodulen mit einem geringeren Wirkungsgrad, können höhere Mindest-Strahlungsintensitäten von 800 Watt pro Quadratmeter erfordern. Da Wolken die Sonneneinstrahlung verringern und zusätzlich störende Reflexionen verursachen, sollte der Himmel möglichst wolkenlos sein (maximal 2/8 Cumulus).

Nach schnellen Einstrahlungs- respektive Lastwechseln sollten Einschwingzeiten von mindestens zehn Minuten abgewartet werden. Wind und Luftströme auf der Moduloberfläche führen zu einer die Messung verfälschenden Abkühlung durch Konvektion. Deshalb sollte die Windstärke höchstens vier Beau­fort betragen. Je niedriger die Lufttemperatur ist, desto höher ist der erzielbare thermische Kontrast. Eine optimale Tageszeit für thermografische Untersuchungen sind im Sommer daher frühe Morgenstunden, sofern die Sonneneinstrahlung ausreicht.

Bei kleinen Dachanlagen sind manchmal eine Leiter oder das gegenüberliegende (Dach-)Fenster des Nachbarhauses nützlich, um eine geeignete Aufnahmeposition zu finden. Alternativ können Drohnen eingesetzt werden, die beliebige Aufnahmeperspektiven ermöglichen. Im Vorfeld solle man sich Informationen über die Zugänglichkeit der Anlage einholen sowie Wetterprognosen, ergänzt durch Echtzeit-Wolken-/Regen-Radarbilder (z. B. über Google Maps oder Wetteronline.de).

Was es bei der IR-Aufnahme zu beachten gilt

In der Regel werden PV-Anlagen im Lastbetrieb untersucht. Je nach Solarzellentyp und Art des Defekts können Messungen im Leerlauf oder Kurzschluss zusätzliche Informationen liefern. In jedem Fall sollte man vor einer thermografischen Untersuchung den Betriebszustand der Anlage erfassen: entweder am Wechselrichter-Display, mit einer Stromzange oder durch Abschattung einer Modulzelle. Wird sie nach etwa einer halben Minute warm, ist die Anlage in Betrieb.

Bei der Messung müssen mehrere Parameter eingestellt und bei der Interpretation berücksichtigt werden. Dazu gehören der Emissionsgrad als materialspezifischer Wärmeabstrahl-Kennwert und die reflektierte Temperatur. Weitere können die Luftfeuchtigkeit, der Modul-Wirkungsgrad, der Objektabstand, die Sonneneinstrahlung auf Generatorebene und die Windgeschwindigkeit sein.

Um Defekte und Fehlfunktionen lokalisieren zu können, kommt es bei der Untersuchung von PV-Anlagen vor allem auf ein qualitatives Abbild der Wärmeverteilung der Module an. Die Messung absoluter Temperaturen ist eher sekundär.

Bei der Aufnahme sollten Objekte möglichst nicht die aufzunehmenden Modulbereiche verschatten oder sich darin spiegeln. Sonnenstrahlen sollten nicht in Kamerarichtung reflektiert werden. Der Aufnahmewinkel zum PV-Modul sollte nicht zu steil und nicht zu flach sein. Optimal ist ein Winkel zwischen 5 und 60 Grad zur Modulebene.

Da IR-Detektoren empfindlich gegenüber direkter Sonnen​einstrahlung sind, ist Vorsicht bei der Ausrichtung des Kameraobjektivs geboten. Alle IR-Aufnahmen sollten zusätzlich durch Digitalkamera-Fotos dokumentiert werden, um die spätere Auswertung und Interpretation zu vereinfachen. Bei größeren Anlagen solle man einen Anlagen-/Stringplan mitführen. Er hilft, die besten Kamerastandpunkte auszuwählen und die Übersicht über bereits erfasste Bereiche und alle lokalisierten Fehler zu behalten.

Wie auswerten und Berichte erstellen

Für die Auswertung, Optimierung und Nachjustierung der Thermogramme und deren Zusammenstellung zu aussagekräftigen und nachvollziehbaren Berichten offerieren die Anbieter von IR-Kameras Auswertungsprogramme. Das ist der anspruchsvollste Teil der PV-Thermografie. Zum einen können Messfehler – zu flacher Aufnahmewinkel, Änderung der Sonneneinstrahlung, Reflexionen etc. – zu Fehlinterpretationen führen, zum anderen ist Photovoltaik-Fachwissen nötig – beispielsweise Modul-Herstellung, Solarzellen-/Modulaufbau, Verschaltung. Nicht zuletzt braucht es Erfahrung, um echte Schäden von durch Reflexionen oder temporäre Einflüsse bedingten Effekten unterscheiden und richtig einschätzen zu können.

Viele Anomalien lassen per se nicht auf eine eindeutige Ursache schließen. Während die Erwärmung mehrerer einzelner Zellen in einem Modul – sogenanntes „Patchwork“-Muster – meist durch Defekte oder interne Kurzschlüsse verursacht wird, kann ein einzelner Hotspot im PV-Modul sowohl auf eine partielle Abschattung als auch auf einen Zellriss hinweisen. Lässt die IR-Aufnahme keine eindeutige Interpretation zu, muss mit anderen Methoden – Sichtprüfung, elektrische Kennlinienmessung – nach der Fehlerursache gesucht werden.

Zu den weiteren typischen Fehlerbildern gehören einzelne oder zufällig verteilte Zellen mit Übertemperatur, erwärmte Zellenstränge, falsch angeschlossene Module oder Module im Leerlauf sowie erwärmte Anschlussdosen [1]. Sie müssen korrekt interpretiert und gemäß DIN 54191 [2] im Thermografiebericht in Fehlergruppen eingeteilt werden. Außerdem gilt es, konkrete Handlungsempfehlungen auszusprechen, zum Beispiel „keine akuten Maßnahmen“ oder „Ursachenprüfung einschließlich Beseitigung innerhalb von zwei Monaten“.

Anforderungen an die Kameratechnik

Neben Fachwissen und Erfahrung setzt die PV-Thermografie auch eine gute IR-Kameratechnik voraus. So sollte die Kamera über eine thermische Empfindlichkeit (NETD-Wert) von mindestens 0,08 Kelvin verfügen, damit auch kleine Temperaturunterschiede aufgedeckt werden können. Die Detektorauflösung sollte mindestens 320 × 240 IR-Messpunkte erfassen. Besser geeignet sind Modelle mit höherer thermischer Empfindlichkeit ab 0,06 Kelvin und einer Detektorauflösung von 640 × 480 IR-Pixel und mehr.

Sinnvoll ist eine Wechseloptik, damit man sowohl Detail- als auch Übersichtsaufnahmen beispielsweise von einer Hebebühne aus machen kann. Ein dreh- und schwenkbares LC-Display ermöglicht bequeme Überkopf-Aufnahmen. Außerdem sollte die Kamera über einen optischen Sucher verfügen, denn bei starker Sonneneinstrahlung ist auf den LC-Displays kaum etwas zu erkennen. Eine eingebaute oder separate, möglichst hoch auflösende optische Digitalkamera, erleichtert die Zuordnung und Auswertung der Thermogramme. Level und Span sollten manuell regelbar sein, um den thermischen Kontrast optimal einstellen zu können.

Weitere nützliche Kamerafunktionen können die Aufzeichnung von Sprachnotizen oder die GPS-Verortung von Wärmebildern sein. Damit lassen sich fehlerhafte Module in großen Solarparks einfacher lokalisieren und Infrarotaufnahmen besser den Modulen zuordnen. Die Bedienperson sollte Bau-, PV- und Elektrothermografie-Kenntnisse mitbringen; über die Kamera​bedienung hinaus mögliche Fehlerquellen und Grenzen der Thermografie kennen und Messergebnisse korrekt interpretieren können. Nach DIN EN ISO 9712 in den Stufen 1 oder 2 zertifiziertes Messpersonal verfügt über entsprechendes Know-how.

Was PV-Thermografie kostet

Die Thermografie hat sich in der Photovoltaik als zeitsparende und wirtschaftliche Messmethode etabliert und bewährt. Allerdings sollte man berücksichtigen, dass sicherheitsrelevante Probleme womöglich erst bei hohen Belastungen auftreten. Läuft eine Anlage deutlich unter Volllast, werden Gefahren unter Umständen nicht erkannt. Thermografie-Untersuchungen können deshalb kein Ersatz für wiederkehrende Sichtkontrollen, Funktionsprüfungen oder Strommessungen sein, sondern nur eine Ergänzung. Wärmebilder stellen außerdem immer nur eine Momentaufnahme dar. Deshalb sind insbesondere bei Großanlagen wiederholte thermografische Überprüfungen sinnvoll.

PV-themografietaugliche IR-Kameras kosten um die 5.000 Euro – und mehr. Für in der Regel zweitägige PV-Thermografieschulungen werden ca. 600 Euro zuzüglich einer Zertifizierungsgebühr von etwa 100 Euro erhoben.

Die Kosten für eine PV-Thermografie-Dienstleistung hängen unter anderem von der Anreisedauer und Aufgabenstellung, vom Leistungsumfang und vom Messobjekt sowie von der Zugänglichkeit zur Anlage sowie weiteren Faktoren ab. Für eine durchschnittliche Dachanlage eines Einfamilienhauses fallen in der Regel Kosten von 400 bis 500 Euro an.

Für größere Anlagen sollte man ein Angebot von einem zertifizierten, auf die PV-Thermografie spezialisierten Dienstleister einholen. Eine nach PLZ-Bereichen sortierte Liste kompetenter Thermografen finden Sie auf der Internetseite des Bundesverbands für angewandte Thermografie unter www.vath.de/VATH-Mitglieder-finden.htms.

IR-Kamera-Anbieter

www.bosch-professional.com

www.flir.de

www.fluke.de

www.hikmicrotech.com

www.infratec.de

www.irpod.net

www.pce-instruments.com

www.testboy.de

www.testo.de

www.thermal.com

www.trotec.de

Grundlegende Informationen zum Thema finden Sie auch im Dossier Thermografie der Fachzeitschrift Gebäude Energieberater unter https://www.geb-info.de/thermografie.