PV-Thermografie: So bleiben PV-Anlagen sicher und wirtschaftlich

Mit der aktuellen Boomphase in der zahlreiche kleine und große Photovoltaik-Anlagen errichtet werden, gewinnt auch deren Wartung und Instandhaltung an Bedeutung. Neben anderen Messverfahren kommt dabei schon seit vielen Jahren die Infrarot-Thermografie zum Einsatz. Sie zeigt im laufenden Betrieb unter Last thermische Auffälligkeiten und Fehler visuell an und kann damit die Qualität, Produktivität und Sicherheit von Photovoltaik-Anlagen überwachen.

Vieles, was dem Auge verborgen bleibt, kann per Infrarottechnik lokalisiert und dokumentiert werden: Fehlerhafte Module oder Anschluss- und Verschaltungsfehler direkt nach der Montage, durch Verschattungen, Verschmutzungen und andere Gründe verursachte Überhitzungen einzelner Zellen oder schadhafte Kontakte, Kabel, Sicherungen, Schalter, Wechselrichter und Stromspeicher.

Stimmt die Leistung noch?

Defekte und Funktionseinschränkungen von Photovoltaik-Anlagen lassen sich als thermische Auffälligkeiten auf dem IR-Kameradisplay als Hotspots (heiße Stellen) lokalisieren. Sie entstehen beispielsweise dadurch, dass verschattete oder defekte Modulzellen einen internen elektrischen Widerstand bilden. So wird aus einer Modulzelle, die im Normalfall Strom erzeugt, ein Stromverbraucher, der sich lokal erwärmt und so thermische Auffälligkeiten verursacht. Die Zelle kann sich dabei so stark erhitzen, dass sie und umgebende Bereiche beschädigt werden.

Bypassdioden schützen zwar Solarzellen vor einer Überhitzung. Versagt allerdings eine defekte oder bei geringer Verschattung nicht ansprechende Bypassdiode ihren Dienst, 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.

Auch der Wirkungsgrad einer Solaranlage hängt von der Modultemperatur ab. Erwärmen sich PV-Module aufgrund von Verschattungen oder defekten Zellen, fällt der Wirkungsgrad um etwa 0,5 %/K. Eine Erwärmung um nur 10 K gegenüber der mittleren Normaltemperatur hat somit eine um 5 % geringere Stromausbeute zur Folge. Schon diese geringen Teilausfälle können zu Mindererträgen führen, die eine Anlage während einer 20-jährigen Laufzeit unrentabel machen.

Was leisten IR-Kameras bei der Thermografie von Photovoltaik-Anlagen?

Zwar sind einige herstellungs- oder installationsbedingte Fehler wie Zelleinschlüsse, Zellrisse, Schichtablösungen oder fehlerhafte Kabelanschlüsse auch optisch erkennbar. Vieles bleibt dem Auge aber verborgen und wird erst messtechnisch nachweisbar: So kann man etwa mit einer Kennlinienmessung einzelne Module oder Modulstränge genauer untersuchen. Dabei muss jedoch in den Stromkreis eingegriffen werden, 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 1 kW erkennen.

Die berührungslose und zerstörungsfreie Thermografie-Messtechnik deckt auch kleinere Fehler bis auf die Modulzellen-Ebene auf. Sowohl kleine, private Dachanlagen als auch sehr große gewerbliche Solarparks mit mehreren MW Leistung lassen sich mit einem Kameraschwenk, gegebenenfalls auch per Drohne, großflächig scannen, um thermische Auffälligkeiten schnell zu erfassen. Auch alle anderen Anlagenkomponenten wie elektrische Verbindungen, Wechselrichter oder Stromspeicher können thermografisch überprüft werden. Sinnvoll sind Überprüfungen sowohl unmittelbar nach der Anlagen-Inbetriebnahme (und vor Ablauf der Gewährleistung) als auch im Rahmen regelmäßiger Inspektionen.

Die Rahmenbedingungen während der Messung müssen stimmen

Die wichtigste Voraussetzung für eine thermografische Untersuchung von PV-Modulen ist eine ausreichende Sonneneinstrahlung. Das ist die momentane flächenspezifische Energieeinwirkung auf eine Fläche. Sie lässt sich beispielsweise mit einem einfachen Photodetektor oder einem präziseren Pyranometer (Sonneneinstrahlungs-Messgerät), möglichst unmittelbar am Solarmodul messen. 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 W/m2.

Bestimmte Messaufgaben, etwa die Überprüfung von Dünnschichtmodulen mit geringem Wirkungsgrad, können höhere Strahlungsintensitäten ab 800 W/m2 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 10 min abgewartet werden.

Werden Solarmodule zusätzlich auch von der Rückseite aufgenommen, lassen sie sich sicherer analysieren und interpretieren. Störende Effekte wechselnder Sonneneinstrahlung lassen sich durch die sogenannte Rückstromthermografie beseitigen. Dabei wird nachts die Photovoltaikanlage an ein externes Netzteil angeschlossen, das einen Strom in Gegenrichtung zur normalen Fließrichtung erzeugt. Fehler in den Solarmodulen können auf diese Weise aufgespürt werden, allerdings keine punktuellen Verschmutzungen oder Beschädigungen.

Auch Wind und Luftströme auf der Solarmodul-Oberfläche können zu falschen Messungen führen – in diesem Fall durch eine konvektionsbedingte Abkühlung. Deshalb sollte die Windstärke einen Beaufortgrad von höchstens 4 (mäßige Brise, 20 bis 28 km/h; Wind bewegt Zweige und dünnere Äste, hebt Staub und loses Papier) betragen. Je niedriger die Lufttemperatur ist, desto höher ist der erzielbare thermische Kontrast. Eine optimale Tageszeit für thermografische Untersuchungen sind im Sommer deshalb 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 erhalten. Drohnen ermöglichen beliebige Aufnahmeperspektiven und auch sehr große Anlagen können schnell erfasst werden (siehe auch Info-Kasten). Im Vorfeld solle man sich Informationen über die Zugänglichkeit der Anlage sowie Wetterprognosen, ergänzt durch Echtzeit-Wolken-/Regenradarbilder einholen (z. B. über Google Maps, Wetteronline etc.).

Potenzielle Fehlerquellen

In der Regel werden Photovoltaik-Anlagen im Lastbetrieb untersucht. Je nach Solarzellentyp und Art des Defekts können aber auch 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 diese nach etwa einer halben Minute warm, ist die Anlage in Betrieb.

Bei der Temperaturmessung müssen mehrere Parameter eingestellt, respektive bei der Interpretation berücksichtigt werden: Dazu gehören unter anderem der materialspezifische Wärmeabstrahl-Kennwert (Emissionsgrad) des jeweiligen Moduls und die reflektierte Temperatur. Weitere, für die Messung und Interpretation relevante Parameter können der Objektabstand, die Windgeschwindigkeit, die Luftfeuchtigkeit, die Sonneneinstrahlung auf Generatorebene, der Modul-Wirkungsgrad und andere Faktoren sein.

Da es bei der Untersuchung von Photovoltaik-Anlagen vor allem auf ein qualitatives Abbild der Wärmeverteilung der Module ankommt, um so eventuelle Defekte und Fehlfunktionen zu lokalisieren, ist die Messung absoluter Temperaturen eher von sekundärer Bedeutung.

Bei der Aufnahme sollten Modulbereiche möglichst nicht von Objekten verschattet werden oder diese sich im Modul spiegeln. Schatten auf PV-Modulen führen nicht zu einer Abkühlung an dieser Stelle, sondern zu einer Erwärmung. So können Schattenwürfe fälschlicherweise als Modulfehler gewertet werden. Auch ein zu kurzes Abwarten nach einer Wolkenverschattung kann zu einer Fehlinterpretation bei vorhandenen Fehlern führen. So fallen einige Module oder Modulstränge erst aus, nachdem eine bestimmte Betriebstemperatur erreicht wurde. Ferner sollten Sonnenstrahlen nicht in Kamerarichtung reflektiert werden, da Sonnenreflektionen ebenfalls als vermeintliche Hotspots interpretiert werden können.

Da sich manche Fehlerbilder bei der PV-Thermografie ähneln, sollte man diese, zum Beispiel anhand einer Fehlerbild-Tabelle, näher untersuchen. Beispielsweise können eine Verschmutzung und ein Diodenausfall ein ähnliches Fehlerbild zeigen. Bei der Aufnahme sollte man beachten, dass der Aufnahmewinkel zum PV-Modul nicht zu flach ist, sonst besteht die Gefahr, dass nach dem Prinzip „Einfallswinkel gleich Ausfallswinkel“ der umgebende Himmel thermografiert wird, weil die Moduloberfläche wie ein Spiegel wirkt. Optimal ist ein nahezu rechter Winkel mit einer Abweichung von 5 bis 10° zur Kollektorebene.

Da IR-Kameradetektoren empfindlich gegenüber direkter Sonneneinstrahlung 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- und Stringplan mitführen. Er hilft, die besten Kamerastandpunkte auszuwählen und die Übersicht zu behalten über bereits erfasste Bereiche und alle lokalisierten Fehler.

Auswertung und Berichterstellung

Für die Auswertung, Optimierung und Nachjustierung der Thermogramme und deren Zusammenstellung zu aussagekräftigen und nachvollziehbaren Berichten offerieren die Anbieter von IR-Kameras spezielle Auswertungsprogramme. Diese unterstützen Thermografen beim anspruchsvollsten Teil der PV-Thermografie. Es können zum einen Messfehler (zu flacher Aufnahmewinkel, Änderung der Sonneneinstrahlung, Reflexionen etc.) zu Fehlinterpretationen führen. Zum anderen ist Photovoltaik-Fachwissen nötig (Modul-Art und -Herstellung, Solarzellen- und Modulaufbau, Anlagenbau, Verschaltung etc.). Nicht zuletzt ist Erfahrung erforderlich, 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 Fehlerursache schließen. Während die Erwärmung mehrerer einzelner Zellen in einem Modul („Patchwork-Muster“) meist durch Defekte, interne Kurzschlüsse etc. verursacht wird, kann ein einzelner Hotspot im PV-Modul sowohl auf eine, etwa durch eine Verschmutzung bedingte, partielle Abschattung als auch auf einen Zellriss hinweisen. Lässt die IR-Aufnahme keine eindeutige Interpretation zu, muss mit anderen Methoden (Sichtprüfung, elektrische Kennlinienmessung etc.) 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, erwärmte Anschlussdosen und so weiter (siehe auch [4]). Diese müssen korrekt interpretiert und gemäß DIN 54191 [1] im Thermografiebericht in Fehlergruppen eingeteilt und konkrete Handlungsempfehlungen ausgesprochen werden, z. B.: „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 K 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 K) und Detektorauflösung, beispielsweise 640 × 480 IR-Pixel und mehr.

Sinnvoll ist eine Wechseloptik, damit man sowohl Detail- als auch Übersichtsaufnahmen machen kann. Ein dreh- und schwenkbares LC-Display ermöglicht Über-Kopf-Aufnahmen. Außerdem sollte die Kamera über einen optischen Sucher verfügen, denn bei starker Sonneneinstrahlung ist auf den LC-Displays kaum etwas erkennbar. Eine eingebaute oder separate, möglichst hoch auflösende optische Digitalkamera erleichtert die Zuordnung und Auswertung der Thermogramme. Parameter wie 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 Freiflächenanlagen einfacher lokalisieren und Infrarotaufnahmen einfacher den Modulen zuordnen. Die Bedienperson sollte Kenntnisse aus der Bau-, PV- und Elektro-Thermografie mitbringen; über die Kamerabedienung hinaus mögliche Fehlerquellen und Grenzen der Thermografie kennen und Messergebnisse korrekt interpretieren können. Messpersonal, das nach DIN EN ISO 9712 [3] oder VdS 2859 [6] zertifiziert ist, verfügt über entsprechendes Know-how.

Selber machen oder beauftragen?

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 sind deshalb kein Ersatz für wiederkehrende Sichtkontrollen, Funktionsprüfungen oder Strommessungen, sondern lediglich eine Ergänzung.

Wärmebilder sind außerdem immer nur eine Momentaufnahme – deshalb sind insbesondere bei Großanlagen wiederholte thermografische Überprüfungen (z. B. jährlich oder zweijährlich) sinnvoll. PV-Thermografie-taugliche IR-Kameras kosten um die 5000 Euro – und mehr. Die Gerätemiete beträgt, je nach Modell und Mietdauer, zwischen 40 und 200 Euro/d zuzüglich Versand, Versicherung und ggf. Kaution. Eine in der Regel zweitägige PV-Thermografie-Schulung kostet ca. 600 Euro, zuzüglich einer Zertifizierungsgebühr (ca. 100 Euro).

Die Kosten für eine PV-Thermografie-Dienstleistung hängen vom Leistungsumfang, vom Messobjekt, der Aufgabenstellung, der Zugänglichkeit und Anreisedauer 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. Kompetente Thermografen sind beispielsweise auf www.vath.de und www.vds.de/zertifikate/verzeichnis/V2861 gelistet.