Stand der Technik und Zukunft der PV-Thermografie

Die früheste Nutzung erster ziviler Wärmebildkameras fand bereits in den 1960er Jahren statt, z.B. an kritischer Infrastruktur wie Umspannwerken, entsprechend aber auf einem sehr hohen Investitionsniveau auf beiden Seiten der Linse. Dank erheblicher Kostensenkungen bei den Kameras in den darauffolgenden 50 Jahren, gelang der Einstieg um 2009 im aufkeimenden deutschen PV-Zubau vergleichsweise schnell. Die ersten größeren wissenschaftlichen Veröffentlichungen zur PV-Thermografie gab es bereits um 2007, als sich diese IR-Messtechnik in der Anwendung an industriellen Elektroinstallationen längst in der Breite etabliert hatte. Mit den schon damals sehr praktikablen, ungekühlten VGA-Detektoren mit 640 x 480 Pixel, war hier ein Standard gesetzt, der sich bis heute nur noch vergleichsweise wenig weiterentwickelt hat. Begünstigt durch die damals aber noch vergleichsweise teuren PV-Module war die Motivation hoch, die Wärmebilder auch in der PV aus der Wissenschaft zur Anwendung zu bringen, um z. B. bei den damals üblichen, fragilen Zwei-Busbar-Solarzellen kritische und damals häufigere Zellbrüche aufzuspüren. Entsprechend hatte auch ich ab 2009 als Gutachter meine erste Megawatt -PVA (MW-PVA) vor der Germanium-Linse.

Anwendung wandert von Modulen in die Anlage

Wie angedeutet ist seitdem in den letzten zehn bis 15 Jahren viel in der schnell hochlaufenden PV-Industrie passiert:  Aus den sehr ähnlichen Sechs-Zoll-Zellen mit zwei bis drei Busbars, Modulen mit 60 Zellen und ca. 165 cm mcm   x 99 cm wurden »Butterfly«-Module mit inzwischen »M12«-Halbzellen und mehr als zehn Busbars. Aus weißen Backsheets mit – wie man heute weiß – allerlei Alterungsproblemen, sind in kürzester Zeit Glas-Glas-Aufbauten und Bifazialität quasi zum Standard geworden. Trotz erheblicher Wirkungsgradsteigerungen von rund 14 % auf 22 % sind Modulpreise in ungeahnte Tiefen von bis zu 10 Ct./W gefallen. Gerade letzteres hat auch den Kostenanteil der Module von 64 % um 2009 auf nur noch 39 % in 2021 gesenkt (Werte Fraunhofer ISE für Kleinanlagen). Entsprechend hat sich der Kostenanteil der Balance of System-Komponenten (BOS), zu denen der Wechselrichter gehört, anteilig deutlich erhöht (Bild 3).

Alle genannten Änderungen dieser PV-seitigen Rahmenbedingungen haben dabei einen direkten Einfluss wie sich die Thermografie heute im Vergleich zu den Jahren 2009 bis 2014 wirtschaftlich sinnvoll in der PV nutzen lässt. Ein deutliches Beispiel ist die wahrscheinlich wichtigste Motivation für Modul-Thermografie um 2009: Das Auffinden von thermisch aktiven Zellbrüchen, begünstigt durch fragile zwei bis drei Busbar-Zellen laminiert unter Einscheibengläser, mechanisch außerhalb der neutralen Phase. Trotz der derzeit vermutlich ähnlichen Transport- und Installationsbelastungen, erlauben die heute mit mehr als zehn Busbars gut kontaktierten Zellen in der neutralen Phase zwischen zwei Gläsern praktisch nicht mehr, dass Zellabbruchsflächen relevanter Größe elektrisch abgetrennt werden, was früher zu deren Erwärmung führte, zumindest so lange beide Glasseiten intakt sind.

Gleiches gilt für Individualfehler aus vormals vergleichsweise händischer Modulfertigung, die heute ebenfalls nahezu verschwunden sind. Genauso wie die bis 2012 viel diskutierte Potentialinduzierte Degradation (PID), die man heute trotz Erhöhung der Spannungspotentiale auf bis zu 1500 VDC praktisch nur noch in Altanlagen bis zu genanntem Datum findet.

Wer an diesem Punkt zum Schluss kommt, dass die Thermografie in PVA damit obsolet geworden ist, liegt falsch. Tatsächlich wird sie in den letzten zehn Jahren mindestens leicht an Bedeutung gewonnen haben. Allein entscheidend hierfür ist nicht der in Deutschland weltweit einmalige Altanlagenbestand von aktuell gut 37 GW mit über zehn Jahren, sondern auch weiterhin die zuletzt 14 GW an Neuinstallationen im Jahr 2023.

Dasselbe sollte man als Empfänger von Messungen oder Auswertungen analog zur TS einfordern, so nichts anderes vereinbart wurde. Häufige Schwachstellen sind erfahrungsgemäß die Einhaltung wetterseitiger Aufnahmebedingungen gemäß der Spezifikation. Wobei hier der Druck auf Messtechniker bzw. Drohnenpiloten in Zukunft stark steigen wird, wenn, wie absehbar in 2024, Abregelungen seitens Netzbetreiber oder Direktvermarkter stark zunehmen und so die messtechnisch nutzbaren Zeitfenster noch seltener werden. Gleiches wird auch für zukünftig bessere Mustererkennungs-Programme bzw. KI-Fehlerinterpretationen gelten. Abgesehen davon, dass hier nach dem ersten Aufkommen vor gut fünf Jahren wenig Verfeinerung in den Modellen erkennbar war, fanden sich auch zuletzt immer noch automatisiert erstellte Berichte, die den einfachsten und häufigsten Modulfehler (Kontaktfehler in Modulanschlussdosen), pauschal als defekte Bypass-Diode fehlinterpretierten (Bild 5).

Entsprechend entscheidend für die effektive Nutzung der Thermografie an PV-BOS-Komponenten und -Modulen ist weiterhin die Kombination mit anderen Prüfverfahren und Detailprüfungen (Bild 6). Häufig reicht ein kritischer Blick um z. B. an erwärmten Alu-Anschlüssen, die fehlende Kontaktpaste zu erkennen, oder in einer bei Altmodulen geöffneten Anschlussdose das lose Bändchen zu sehen.