Es gibt zahlreiche Verfahren, mit denen man den verschiedensten Fehlern in Solarparks und gewerblichen PV-Anlagen auf die Spur kommen kann. Für die Betreiber der Anlagen stellt sich dann oft die Frage, welche Methode man verwenden sollte. Ist es die Messung von Hellkennlinien, die Drohnenthermographie, die Elektrolumineszenz oder gar die Dunkelkennlinienmessung, die letztlich zum Ziel führt. Die Antwort auf diese Frage soll in diesem Artikel gegeben werden. Oder es soll zumindest der Versuch gemacht werden.

Oft liest man in Ausschreibungen, dass bei der betroffenen PV-Anlage im Zuge der Inbetriebnahmeprüfung eine Kennlinienmessung vorgenommen werden soll. Macht das tatsächlich Sinn und was genau kann man mit den dabei gewonnen Messdaten anfangen ? Das gilt insbesondere für die Messung von bifazialen Modulen und den damit verbundenen Herausforderungen.
Ich würde diese Frage direkt mit nein beantworten. Die Kennlinien werden von allen möglichen Parametern beeinflusst, wie Verschattungsgrad des gemessenen Modulstranges, der Temperatur, der Gleichmäßigkeit der Temperaturverteilung, der Einstrahlung und schließlich der Qualität der Umrechnung der gewonnenen Messdaten auf Standard-Testbedingungen (STC). Wenn man tatsächlich über die in der DIN EN 62446-1 vorgeschriebenen Messungen bei der Inbetriebnahme hinausgehen will, so sollte man sich zunächst überlegen, was mit den gewonnen Messergebnissen im Anschluss konkret angefangen werden soll. Die oben im Artikel genannten Untersuchungsmethoden haben alle ihre Vor- und Nachteile und nur wenn man sich darüber im Klaren ist, welches konkrete Ziel man eigentlich verfolgt, wird man auch die sinnvollste Methode anwenden. Um eine Vorstellung davon zu bekommen, was Sinn macht und was nicht, sollen die Methoden nachfolgend kurz beschrieben und bewertet werden.

Drohnenthermographie

Beginnen wir mit der mittlerweile weit verbreiteten Methode der Drohnenthermographie von Photovoltaikanlagen.
Mit Hilfe der Drohnenthermographie kann man Modulfehler wie offene Substrings, kurzgeschlossene Bypassdioden, ausgefallene Modulstränge, verpolte Module im Strang oder unterschiedliche Stranglängen, die an einen MPP-Tracker des Wechselrichters angeschlossen wurden, gut erkennen. Die Methode erfordert es nicht, dass man einzelne Stränge abklemmt und messtechnisch in die Anlage eingreift. Oft ist es allerdings notwendig, eine zweite Befliegung bei ausgeschalteter PV-Anlage zu machen.

Fehler wie “kurzgeschlossene Bypassdioden” lassen sich nur so eindeutig identifizieren. Die Methode ist sehr schnell und es gibt mittlerweile Thermographiedrohnen, mit denen man automatisiert, sowohl normale RGB Bilder als auch mit der zweiten Kamera Thermographieaufnahmen mit sehr guten Auflösungen machen kann. Wenn die gewonnenen Aufnahmen korrekt interpretiert werden, was nicht immer ganz trivial ist,  lässt sich mit dieser Methode sehr schnell ein gutes Bild vom Zustand einer PV-Anlage gewinnen. Man sollte sich allerdings immer darüber im Klaren sein, dass man mit der Thermographie lediglich die Temperatur auf der Oberfläche der Frontglasscheiben der Module messen kann. DC Stecker hinter den Modulen, die heiß geworden sind, findet man mit dieser Methode nicht. Außerdem gilt zu beachten, dass es auch viele thermische Auffälligkeiten an PV-Modulen gibt, die nichts mit einem technischen Problem zu tun haben, sondern z.B. durch Verschattung, Verschmutzung oder durch Pflanzen verursacht werden, die über die Module gewachsen sind. Außerdem kann man nicht wirklich gut auf die Zellen schauen und viele Probleme lassen sich mit der Thermographie lediglich erahnen. Für eine genaue Aufklärung des Problems sind oft weitere Untersuchungen notwendig.

Outdoor Elektrolumineszenz

Die nächste Methode, die kurz vorgestellt werden soll, ist die Methode der sogenannten Outdoor-Elektrolumineszenz. Noch vor 10 Jahren wurde dieses Verfahren ausschließlich von Zell- und Modulherstellern unter Laborbedingungen durchgeführt. Mittlerweile gibt es jedoch sowohl erschwingliche Kameras als auch tragbare Leistungsnetzteile, mit denen man im Feld bzw. auf dem Dach solche Untersuchungen durchführen kann. Bei der Elektrolumineszenz wird ein Strom durch die Solarzellen geschickt, der diese, ähnlich einer Leuchtdiode zum Emittieren einer Strahlung bringt. Im Gegensatz zu einer LED wird das Licht allerdings nicht im für das menschliche Auge sichtbaren Spektrum, sondern im sogenannten Nahinfrarot Spektrum emittiert.

Im Gegensatz zur Thermographie schaut man bei der Elektrolumineszenz mit einer speziellen Kamera durch die Frontglasscheibe des Moduls hindurch auf die “leuchtende” Solarzelle und kann deren Aktivität sehr detailreich betrachten. Mit dem Verfahren kann man winzigste Zellrisse aber auch vollständig zerstörte Zellen sichtbar machen. Man kann sich damit gut ein Bild des Erstzustandes einer PV-Anlage machen. Man gewinnt einen Eindruck von der Qualität der Solarzellen und vor allem von der Montagequalität. Es lässt sich damit oft sogar feststellen, welches Montageteam in welchem Bauabschnitt eines Solarparks aktiv war. Viele Fehler wie PID (Potential induzierte Degradation) oder auch Hagelschäden lassen sich mit der EL sehr gut und einfach diagnostizieren. Der große Haken bei der EL ist jedoch der nicht unerhebliche Aufwand, der dafür getrieben werden muss. Zunächst einmal müssen die Untersuchungen in aller Regel nachts durchgeführt werden (Es gibt auch Daylight EL, dafür wird allerdings auch einiges an Aufwand getrieben.) Dann muss man Zugang zu jedem einzelnen Modulstrang haben, der untersucht werden soll. Das bedeutet, dass man jedes Mal die DC-Stecker an den Wechselrichtern abstecken muss oder in irgend einer Form im GAK (Gleichstromanschlusskasten) an die einzelnen Modulstränge drankommen muss. Dann muss man den Strang im Feld oder auf dem Dach finden, was in größeren PV-Anlagen im Megawattbereich auch nicht immer ganz trivial ist und dann muss man alle Module des Stranges so mit der speziellen EL-Kamera aufnehmen, dass man zum einen eine gute Bildposition hat und zum anderen auch am Ende noch erkennen kann, wo im Modulstrang das jeweils schadhafte Solarmodul verbaut war. Dieser Aufwand ist so groß, dass in den meisten Fällen keine sogenannten Fullscans großer gewerblicher PV-Anlagen gemacht werden. In der Regel wird nur eine Stichprobe von z.B. 5% der Modulstränge mit der EL-Methode untersucht. Dabei stellt sich unmittelbar die Frage, wie solche Stichproben ausgewählt werden, was uns direkt zu nächsten Untersuchungsmethode, nämlich der Messung der Dunkelkennlinien, führt.

Dunkelkennlinienmessung

Bei der Methode der Dunkelkennlinienmessung werden variable Ströme, zum Beispiel zwischen 0 und 5A durch einen Modulstrang geschickt. Während der Strom kontinuierlich erhöht wird, werden ständig Strom/Spannungspaare gemessen und abgespeichert. Stellt man die so gewonnenen Messwerte anschließend in einem X-Y Diagramm dar, so erhält man eine Kennlinie, die den bekannten Hellkennlinien von Solarmodulsträngen sehr ähnlich sieht. Diese Kennlinie zeigt jedoch ausschließlich das elektrische Verhalten eines Solarmodulstranges, da sie ja bei Nacht aufgenommen wird. Optische Effekte, wie verfärbte Einbettungsfolien, getrübte Frontgläser, Teilverschattung oder Verschmutzung werden bei Dunkelkennlinien nicht erkannt. Der große Vorteil der Dunkelkennlinien ist, dass alle Kennlinien von Modulsträngen mit gleicher Stranglänge immer exakt gleich aussehen. Man kann die Kennlinien also direkt miteinander vergleichen und sieht auf den ersten Blick, wenn es irgendwelche Abweichungen gibt. Der zweite große Vorteil von Dunkelkennlinien besteht darin, dass man sie innerhalb von ca. einer Sekunde messen kann. Es geht also recht fix, die Dunkelkennlinien auch größerer Anlagen zu messen. Eine typische 750 kWp PV-Anlage auf dem Dach einer Gewerbeimmobilie lässt sich so in ca. 1 Std. komplett messen. Bei einer Freiflächenanlage haben wir kürzlich 7MWp mit zwei Teams in einer Nacht komplett gemessen. Es geht also deutlich schneller, als die Durchführung einer vollständigen Elektrolumineszenz Prüfung.

Hellkennlinienmessung

Hellkennlinienmessungen führen wir eigentlich nur noch aus, wenn in größeren PV-Anlagen viele Fehler gefunden wurden und die Leistungsminderung einzelner Module bewertet werden soll. Das ist immer dann notwendig, wenn eine Entscheidung darüber getroffen werden soll, ob man bestimmte fehlerhafte Module austauschen soll oder ob sie einfach weiter betrieben werden sollen. Dafür nutzen wir die Methode der vergleichenden Hellkennlinienmessung. Auf die Umrechnung auf die sogenannten Standard-Testbedingungen (STC) verzichten wir, da diese aus meiner Sicht zu ungenaue Ergebnisse liefert. Die Hellkennlinienmessung spielt bei uns, wie oben schon erwähnt, allerdings meist eine Nebenrolle, da der Aufwand oft größer ist, als die fraglichen Module gleich auszutauschen. Zum Messen der Hellkennlinien muss ja, genau wie bei den Dunkelkennlinien ein Zugang zu jedem einzelnen Modulstrang geschaffen werden.

Empfohlene Vorgehensweise

Wenn man eine neue PV-Anlage gebaut hat und den Anspruch hat, die Anlage in einem qualitativ hochwertigen Zustand ins Leben zu entlassen, dann empfehle ich neben den Standardmessungen nach DIN EN 62446-1 (also Leerlaufspannung, Kurzschlusstrom und Isolationswiderstand sämtlicher Modulstränge) eine Messung der Dunkelkennlinien. Aus den Dunkelkennlinien sollte man die auffälligen Modulstränge auswählen und diese einer Elektrolumineszenzprüfung unterziehen. Wenn es – im Optimalfall – keine auffälligen Modulstränge gibt, so sollte man eine kleine Stichprobe an Strängen, z.B. 5% einer EL-Prüfung unterziehen. Dann hat man einen guten Eindruck, sowohl von der Montagequalität, als auch von der Zellqualität der eingesetzten Solarmodule. Die gleiche intensive Prüfung empfehle ich beim Eigentumsübergang, dass heißt beim Neuerwerb einer gebrauchten PV-Anlage oder bei der Übernahme eines Solarparks.
Wenn man eine Anlage so in Betrieb genommen hat und die Qualität der Anlage im Neuzustand gut kennt, so genügt für die weiteren Prüfungen im Rahmen der Wiederholungsprüfungen eine einfache Drohnenthermographie. Das ist viel weniger aufwändig, geht schnell und sollte meiner Meinung nach jedes Jahr mal gemacht werden. Zeitgleich sollte es natürlich ein vernünftiges Monitoring der PV-Anlage geben, bei dem auch kleinere Fehler gefunden werden, die dann im Rahmen des jährlich durchzuführenden Wartungstermins erledigt werden können. Im Betrieb kommt die Elektrolumineszenz dann höchstens nochmal nach einem Hagelereignis zum Einsatz oder wenn bei der Drohnenthermographie eine Auffälligkeit entdeckt wurde, die nicht eindeutig aufgeklärt werden konnte. Dann hilft die EL konkret die betroffenen Stränge noch einmal detaillierter anzuschauen.

Ich denke mit der hier vorgeschlagenen Vorgehensweise bekommt man eine gute Qualität der Solarstromanlagen hin und sorgt dafür, dass die Anlagen Spitzenerträge bringen und vor alle auch dafür, dass gravierendere Probleme frühzeitig erkannt werden ohne dafür sinnlosen Aufwand zu betreiben und ohne Unmengen an Messdaten zu erzeugen, mit denen anschließend dann niemand mehr etwas anfangen kann.

Wer anders vorgeht oder andere Erfahrungen mit der Fehlersuche und der Betriebsführung von PV-Anlagen gemacht hat, ist gerne aufgerufen, mal einen entsprechenden Kommentar unter diesem Artikel zu hinterlassen.