Gebaeude Energie Berater Ausgabe: 09-2011

Zusatzgeschäft PV-Thermografie

Die Sonne zeigt es auf


Bauthermografie ist ein Saisongeschäft. Da kommt die thermografische Überprüfung von PV-Anlagen gerade recht. Sie erweitert das Einsatzspektrum der IR-Kamera und sorgt dafür, dass sie sich schneller amortisiert. Doch die PV-Thermografie setzt eine gute Kamera, Fachwissen, Erfahrung und Schwindelfreiheit voraus. Was es alles zu beachten gibt, erfahren Sie in diesem Beitrag.

  1. Teil: Die Sonne zeigt es auf
  2. Teil: INFO
  3. Teil: AUTOR

Wer sich eine teuere Thermografiekamera zulegen will oder schon eine hat, freut sich über zusätzliche Einsatzmöglichkeiten. Denn Saison hat die Bauthermografie nur in der Heizperiode von Oktober bis April. Im Sommer herrscht Flaute – ganz im Gegensatz zur PV-Thermografie. Sommer, und vor allem Sonne – sind unabdingbare Voraussetzungen für thermografische Untersuchungen von Photovoltaikanlagen. Gegenüber anderen Prüfverfahren hat die Infrarot­technik unschlagbare Vorteile: Kleine Dachanlagen, aber auch sehr große Solarparks lassen sich während des Betriebs relativ schnell untersuchen. Die schnelle, berührungslose und zerstörungsfreie Messtechnik deckt Produktionsfehler, Beschädigungen, Defekte, Verschattungsprobleme oder Verschaltungsfehler auf. Sowohl für Detailaufnahmen auf Modul- und Zellebene als auch für die schnelle Überprüfung von Megawatt-Anlagen mit mehreren tausend Quadratmetern Kollektorfläche ist die IR-Kamera ein ideales Werkzeug.

Kleine Fehler, große Wirkung

Viele Photovoltaikanlagen sind schon mehrere Jahre am Netz. Doch wer kann schon präzise sagen, ob die Leistung noch stimmt? Teilweise werden Erträge zwar am Jahresende überprüft, doch aufgrund unterschiedlicher Sonnenstunden, Ausrichtungen oder Verschattungssituationen lassen sich gleichartige Anlagen kaum miteinander vergleichen. Deshalb können nur schwerwiegende Defekte festgestellt werden. Gerade bei Großanlagen sind aber periodische Untersuchungen unerlässlich, denn auch kleine Störungen können in der Summe große Verluste verursachen. Teilausfälle von 10 bis 15 Prozent generieren bereits Mindererträge, die eine komplette Anlage während einer 20-jährigen Laufzeit unrentabel machen können. Dem kann die Infrarottechnik vorbeugen. Schon mit einem kurzen Kameraschwenk lassen sich Probleme erkennen, noch bevor es zu ernsthaften Störungen oder gar Ausfällen und damit zu empfindlichen Ertragseinbußen für den Betreiber kommt. Die PV-Thermografie dient aber nicht nur der Qualitäts- und Produktivitätssicherung, sondern auch dem vorbeugenden Brandschutz: Modul- oder Anschlussfehler können im Extremfall Brände auslösen und Anlagen oder Anlagenteile zerstören. Einige herstellungs- oder installationsbedingte Fehler wie Zelleinschlüsse, Zellrisse, Delaminationen (Schichtablösungen) oder fehlerhafte Kabelanschlüsse sind auch optisch, ohne weitere Hilfsmittel erkennbar. Vieles bleibt dem Auge aber verborgen und wird erst messtechnisch nachweisbar: So kann man etwa mit der Kennlinienmessung einzelnen Modulen oder Modulsträngen genauer auf den Zahn fühlen. Dabei muss jedoch in den Stromkreis eingegriffen werden, was zeitaufwendig ist und den Anlagenbetrieb stört.

Auch mit Anlagenüberwachungssystemen und Datenloggern zur kontinuierlichen Aufzeichnung von Anlagendaten sind Qualitätskontrollen möglich. Damit lassen sich jedoch nur Verluste in einer Größenordnung ab einem Kilowatt erkennen. Deshalb sucht man in der Solarbranche schon länger nach einer Methode, bei der nicht in den Stromkreis eingegriffen werden muss und mit einer Messung viele Module überprüft werden können. Untersuchungen, unter anderem des Bayerischen Zentrums für Angewandte Energieforschung e.V. [1], konnten nachweisen, dass sich die Infrarot-Messtechnik auch für die Überprüfung von PV-Modulen eignet. Überprüft werden können darüber hinaus auch Anlagenkomponenten wie elektrische Verbindungen oder Wechselrichter. Sinnvoll sind Überprüfungen sowohl unmittelbar nach der Anlagen-Inbetriebnahme als auch im Rahmen regelmäßiger Inspektionen: Sind alle elektrischen Anschlüsse korrekt? Weisen Komponenten thermische Auffälligkeiten auf? Gibt es transport-, lagerungs- oder montagebedingte Schäden? Hat der Betrieb schon seine Spuren hinterlassen? Auf diese und weitere Fragen findet die PV-Thermografie schnell eine Antwort.

Anspruchsvolle Messobjekte

Nicht jede Thermografiekamera eignet sich jedoch für die Kontrolle von PV-Anlagen, denn an die Kameratechnik werden bestimmte Ansprüche gestellt. So sollte die Kamera zunächst über eine thermische Empfindlichkeit (NETD-Wert) von mindestens 0,08 K verfügen, damit auch kleinste Temperaturunterschiede aufgedeckt werden können. Für die Untersuchung größerer Anlagenflächen ist eine Bildauflösung von mindestens 320 x 240 Pixeln erforderlich. Sinnvoll ist eine Wechseloptik, damit man sowohl Detail- als auch Übersichtsaufnahmen – zum Beispiel von einer Hebebühne aus – machen kann. Kameras, die diesen Anforderungen genügen, kosten mindestens 10 000 Euro. Besser geeignet sind Kameras mit noch höherer thermischer Empfindlichkeit (0,06 K) und Bildauflösung (640 x 480 Pixel) oberhalb der 30000 Euro-Grenze. Da bei der PV-Anlagenmessung die Temperaturunterschiede erheblich sein können (Minusgrade am den Himmel reflektierenden Aluminiumrahmen, Plusgrade an defekter Zelle), sollte eine manuelle Temperaturskalierung (Level und Span) möglich sein. Das vereinfacht die Aufnahme thermisch kontrastreicher Thermogramme. Eine eingebaute oder separate, möglichst hoch auflösende optische Digitalkamera erleichtert die Zuordnung und Auswertung der Thermogramme. Ein dreh- und schwenkbares Display ermöglicht beispielsweise Über-Kopf-Aufnahmen. Weitere nützliche Kamerafunktionen können die Aufzeichnung von Sprachnotizen oder die Geo-Referenzierung von Wärmebildern per GPS-Technik sein. Damit lassen sich fehlerhafte Module in großen Solarparks einfacher lokalisieren und in den Berichten die Infrarotaufnahmen besser den Modulen zuordnen. Doch nicht nur die Kamera – auch die Bedienperson muss bestimmte Voraussetzungen erfüllen: Sie muss zunächst Wissen aus den Bereichen Bau-, PV- und Elektrothermografie mitbringen. Nur mit fundierten Kenntnissen aus diesen Fachgebieten können Fehler an Photovoltaik-Anlagen erkannt und richtig beurteilt werden. Über die rein technische Bedienung hinaus muss die Messperson mögliche Fehlerquellen und Grenzen der Thermografie kennen sowie die Messergebnisse korrekt interpretieren können. Schließlich sollte das Messpersonal nach DIN 54162/DIN EN 473 in den Stufen 2 oder 3 zertifiziert sein.

Voraussetzungen vor Ort

Die wichtigste Voraussetzung für eine thermografische Untersuchung von PV-Modulen ist eine ausreichende Sonneneinstrahlung. Das ist die momentane Energieeinwirkung auf eine Fläche in der Einheit Kilowatt pro Quadratmeter (kW/m2). Sie lässt sich beispielsweise mit einem einfachen Photodetektor oder einem präziseren Pyranometer, möglichst unmittelbar am Solarmodul messen. Einen halbwegs ausreichenden thermischen Kontrast für die Inspektion von Solarzellen vor Ort erhält man bei einer Sonneneinstrahlung von mindestens 0,5 kW/m2. Bestimmte Messaufgaben, wie etwa die Überprüfung von Dünnschichtmodulen mit geringem Wirkungsgrad, können dagegen Strahlungsintensitäten von über 0,8 kW/m2 erfordern [2]. Standort und lokale Wetterbedingungen üben ebenfalls einen Einfluss aus. Deshalb sollte man im Vorfeld Informationen über die Lage, das Umfeld und die Zugänglichkeit der Anlage (http://maps.google.de, http://www.bing.com/maps etc.) sowie detaillierte Wetterprognosen, ergänzt durch Echtzeit-Regenradarbilder einholen ( http://www.wetter.com, http://www.wetteronline.de etc.). Da Wolken die Sonneneinstrahlung verringern und zusätzlich störende Reflexionen verursachen, sollte der Himmel möglichst wolkenlos sein. Jeder Luftstrom auf der Solarmodul-Oberfläche führt zu einer die Messung verfälschenden Abkühlung durch Konvektion. Deshalb ist ein windstiller Tag optimal. Je niedriger die Lufttemperatur ist, desto höher ist der erzielbare thermische Kontrast. Eine optimale Tageszeit für thermografische Untersuchungen im Sommer können daher frühe Morgen- oder späte Abendstunden sein, sofern die Sonneneinstrahlung ausreicht. Bei kleinen Hausanlagen sind eine Leiter oder das gegenüberliegende (Dach-)Fenster des Nachbarhauses probate Hilfsmittel, um eine geeignete Aufnahmeposition zu erhalten. Bei Großanlagen im Megawatt-Bereich verschaffen manchmal Bäume, Wälle, Hügel oder Wechselrichter-Häuschen die gewünschte Übersicht. Meist lassen sie sich jedoch nur von der Hebebühne aus vollständig erfassen. Zu beachten ist, dass die Hebebühnen-Miete mit dem PV-Betreiber und nicht zuletzt mit den Wetterprognosen koordiniert werden sollte. Probleme bei der Aufstellung von Hebebühnen können Hanglagen oder eine unzureichende Geländeverdichtung bereiten.

PV-Thermografiepraxis

In der Regel werden PV-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 sich vor der thermografischen Untersuchung über den Betriebszustand der Anlage Gewissheit verschaffen: entweder durch einen Blick auf den Wechselrichter oder – nach einer ersten thermografischen Aufnahme – durch Abschattung einer Modulzellen-Hälfte. Zeigt eine zweite Aufnahme, dass diese nach etwa einer halben Minute heiß läuft, ist die Anlage in Betrieb. Bei der Messung müssen mehrere Parameter eingestellt, respektive bei der Interpretation berücksichtigt werden: Am wichtigsten für eine korrekte Angabe absoluter und relativer Temperaturen im Thermogramm sind der Emissionsgrad und die Reflexionstemperatur. Der Emissionsgrad (ε-Wert) gibt an, wie viel IR-Strahlung eine Oberfläche aufgrund ihrer Temperatur aussendet, respektive wie viel sie aus ihrer Umgebung reflektiert. Für PV-Module liegt er bei „0,85“ (für Glas), bei einem für die Messung optimalen Betrachtungswinkel zwischen 90 (senkrecht) und 45 Grad. Die Reflexionstemperatur (RTC-Wert) steht für die Temperatur der reflektierten Strahlung, die aus der Umgebung auf das Messobjekt fällt und von ihm reflektiert wird. Nicht zu verwechseln ist diese Größe mit der Lufttemperatur, die nur bei großen Objektentfernungen relevant ist. Da man bei der PV-Thermografie quasi den Himmel thermografiert, hat man es in der Regel mit einer Reflexionstemperatur unter dem Gefrierpunkt, bei klarem Himmel zwischen -30 und -50 °C zu tun. Weitere, für die Messung/Interpretation relevante Parameter können der Objektabstand, die Windgeschwindigkeit, die Luftfeuchtigkeit, die Sonneneinstrahlung auf Generator­ebene, der Modul-Wirkungsgrad und andere Faktoren sein. Bei der Kameraaufstellung ist zu berücksichtigen, dass weder die Messperson noch die Kamera Modulbereiche verschatten, sich im Modul spiegeln oder die Sonnenstrahlen in Kamerarichtung reflektiert werden. Alle IR-Aufnahmen sollten zusätzlich durch Digitalkamera-Fotos dokumentiert werden, um die spätere Auswertung und Interpretation zu vereinfachen. Bei größeren Anlagen solle man ferner einen Anlagen-/Stringplan mitführen. Er hilft, die Übersicht zu behalten und die besten Kamerastandpunkte auszuwählen. Lokalisierte Fehler sollte man darin penibel eintragen, sonst läuft man Gefahr, die Übersicht zu verlieren. Stichwort „Kamerastandpunkt“: Bei seiner Wahl spielt der Messabstand und der Bildausschnitt eine wichtige Rolle. Beide ergeben sich aus dem Bildfeld der Kamera und dem sogenannten IFOV-Wert (auch „geometrische Auflösung“ genannt). Letzterer ist abhängig vom aktuell verwendeten Objektiv und ermöglicht die Ermittlung der kleinsten erkennbaren Messobjekt-Größe (d. h. eine Modulzelle, 156 x 156 mm), in Abhängigkeit vom Messabstand. Wird das Bildfeld der Kamera optisch vergrößert, (z. B. durch einen Weitwinkelvorsatz), verringert sich die geometrische Auflösung. All diese Zusammenhänge müssen in der Praxis beachtet werden, sonst entstehen messtechnisch bedingte Fehler.

Häufige Fehlerquellen

Ähnlich wie bei der Gebäudethermografie lauern neben Messfehlern auch Interpretationsfehler an jeder Ecke. Diesen kann man am besten durch Wissen und Erfahrung begegnen. Die häufigste Fehlerursache sind Reflexionen auf der Glasoberfläche des PV-Moduls. Obwohl Glas mit 0,85 einen relativ hohen Emissionsgrad besitzt, sind thermische Messungen auf Glasoberflächen nicht einfach. Glas reflektiert in der Regel gerichtet, d. h. Objekte aus der Umgebung, die eine abweichende Temperatur aufweisen, sind deutlich im Wärmebild zu erkennen. PV-Anlagen lassen sich nur dann untersuchen, wenn der Beobachtungswinkel nicht zu flach ist. Beträgt der Winkel weniger als 30 Grad, vereiteln Reflexionen (Himmel, Sonne, Wolken, umliegende Bebauung/Vegetation) eine zuverlässige Temperaturmessung. Sie lassen sich übrigens am besten durch zwei Aufnahmen aus unterschiedlicher Position entlarven. Eine weitere Möglichkeit sind IR-Aufnahmen von hinten: Auf Freiflächen montierte PV-Module können häufig auch von der Rückseite untersucht werden. Dadurch lassen sich einerseits störende Reflexionen ausschließen, andererseits sind auch kleine Fehler aufgrund höherer Temperaturkontraste besser detektierbar. Das liegt unter anderem daran, dass auf der Rückseite die Wärmestrahlung nicht durch eine das Modul schützende, 4 mm starke Glasschicht behindert wird. Doch Vorsicht: Diese Perspektive ist nicht ungefährlich, denn der direkte Blick in die Sonne kann schnell die Kamera zerstören. IR-Detektoren sind sehr empfindlich gegenüber direkter Sonneneinstrahlung. Weitere Fehlerquellen sind eine falsche Kameraeinstellung (Emissionsgrad, Reflexionstemperatur), die thermische Trägheit von PV-Modulen oder eine durch wechselnde Bewölkung bedingte, fluktuierende Sonneneinstrahlung.

Interpretation und Auswertung

Die Interpretation von Thermogrammen ist wohl der heikelste Teil der PV-Thermografie. Zum einen können Messfehler (s. o.) zu Fehlinterpretationen führen, zum anderen erfordert sie PV-Fachwissen (Modul-Herstellung, Solarzellen-/Modulaufbau, Anlagenbau, Verschaltung etc.). Nicht zuletzt ist Erfahrung und fast schon kriminalistischer Spürsinn erforderlich, um echte Schäden von banalen, durch Reflexionen oder temporäre Einflüsse bedingten Effekten unterscheiden und richtig einschätzen zu können.

Für die Auswertung, Optimierung und Nachjustierung der Thermogramme und deren Zusammenstellung zu aussagekräftigen und nachvollziehbaren Berichten offerieren die Anbieter von IR-Kameras spezielle Auswertungssoftware – für die korrekte Deutung und Auslegung ist alleine der Thermograf zuständig. Eigentlich ist alles ganz einfach: Werden Teile des Solarmoduls aufgrund elektrischer Defekte heißer als andere, können sie per Wärmebild detektiert werden. Je nach Form und Lage können diese heißen Stellen und Bereiche Anzeichen für unterschiedliche Defekte sein. Doch viele im Thermogramm erkennbare Anomalien lassen per se nicht auf eine eindeutige Fehlerursache schließen. Während die Erwärmung mehrerer einzelner Zellen in einem Modul (sogenanntes „Patchwork“-Muster) meist durch defekte Bypassdioden, interne Kurzschlüsse oder Zellmissmatch verursacht wird, kann ein sogenannter Hot Spot (lokale Überhitzung einer einzelnen Solarzelle) 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 nach den Fehlerursachen mit anderen Methoden (Sichtprüfung, elektrische Kennlinienmessung, Elektrolumineszenz-Verfahren etc.) geforscht werden. Sofern möglich, können auch Wärmebilder, die unter Last-, Leerlauf- und Kurzschlussbedingungen aufgenommen wurden, miteinander verglichen werden. Ganz grob werden Schadensbilder nach herstellungs- und transportbedingten Defekten, installationsbedingten Fehlern oder während des Betriebs entstandenen Schäden unterschieden. Hilfreich bei der Einschätzung ist das Studium beispielhafter Schadensbilder von verschiedenen Anlagen und Situationen. Eine gute Übersicht über Schadensbilder, Ursachen, die Schadensrelevanz sowie mögliche Maßnahmen bietet beispielsweise das Seminarscript von InfraTec und der Solarschmiede [3].

Fazit: PV-Thermografie ja, aber…

Die PV-Thermografie ist ein Trendthema, weshalb ein- oder zweitägige PV-spezifische Schulungen inzwischen häufiger angeboten werden, unter anderem von PV- und Kamera-Herstellern, Verbänden oder Vereinen wie der DEN-Akademie des Deutschen Energieberater-Netzwerks oder der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) (Auswahl siehe Info-Kasten). Die Kosten liegen zwischen 300 und 600 Euro (ein- oder zweitägig) – allerdings sollte man auf eine ausreichende Praxiserfahrung des Dozenten und die Qualität der Schulungsunterlagen achten. Die Photovoltaik kann tatsächlich das Geschäftsfeld von Thermografen erweitern. Wer mit der PV-Thermografie jedoch lediglich seine Umsätze im „Sommerloch“ aufbessern will, sollte lieber die Finger davon lassen, denn dieses komplexe Thema setzt Fachwissen, viel Erfahrung und eine überdurchschnittliche Kameratechnik voraus. Ist auch nur eine dieser Voraussetzungen nicht gegeben, ist es sinnvoller, einen auf dieses Thema spezialisierten Thermografenkollegen zu beauftragen.

  • 1 Die PV-Thermografie hilft bei der Produktivitäts- und Qualitätssicherung von Photovoltaikanlagen.
  • 2 Für die Abklärung der lokalen Standortverhältnisse haben sich Online-Kartendienste, für die lokale Wettersituation (Wind, Wetter, Regenradar) Online-Wetterdienste bewährt.
  • 3 Insbesondere die Überprüfung großer PV-Anlagen erfordert hohe Bildauflösungen: Vergleich Detektorformat und Bildfeld.
  • 4 Im Rahmen von Wartungskontrollen können defekte Module aus einer großen Anzahl installierter PV-Module identifiziert werden.
  • 5 Auswertungssoftware hilft bei der Optimierung der Thermogramme und deren Zusammenstellung zu aussagekräftigen Berichten.
  • 6 Wichtige Voraussetzung für verwertbare Aufnahmen ist neben anderen Randbedingungen die Wahl eines korrekten Betrachtungswinkels und Bildausschnitts.
  • 7 Nicht immer sind Verschattungen so einfach zu erkennen wie auf dieser Kombination von IR- und Digitalbild.
  • 8 Überprüft werden können auch Anlagenkomponenten wie elektrische Verbindungen oder Wechselrichter: fehlerhafter Wechselrichter-Anschluss.
  • 9 Schadensbeispiel: kurzgeschlossenes Modul mit charakteristischem „Patchwork-Muster“ links unten
  • 10 Schadensbeispiel: Hotspot, der auf eine physikalische Beschädigung im Zellinnern hinweist
  • 11 Auf Freiflächen montierte PV-Module können häufig auch von der Rückseite untersucht werden.
Foto: ebs Automatisierte Thermographie und Systemtechnik
Foto: Google
Foto: www.InfraTec.de und Solarschmiede
Foto: Aus Einzelbildern zusammengesetzte Panoramaaufnahme, www.InfraTec.de und Solarschmiede
Foto: www.InfraTec.de
Foto: Testo
Foto: Testo
Foto: Klaus Streib
Foto: Solarschmiede
Foto: Flir
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Literatur

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