Prozess der Standardisierung in der Photovoltaik - Thermografie

Bernhard Weinreich(¹), Björn Schauer(¹), Rudolf Haas(¹),
Eva Schubert(²), Udo Siegfriedt(²), Ralf Haselhuhn(²)

(¹) HaWe Engineering GmbH
Mühlthaler Weg 1 • 82131 Gauting-Hausen • Tel: 089 993071-0 • Fax: 089 993071-9
www.hawe-eng.com • weinreich@hawe-eng.com

(²) Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. LV Berlin Brandenburg
Wrangelstraße 100 • 10997 Berlin, Tel: 030 29381260 • Fax: 030 29381261
www.dgs-berlin.de • dgs@dgs-berlin.de

Mit etwa acht Jahren Praxiserfahrung steht die Photovoltaik - Thermografie (PV-Th) heute auf einem ähnlichen Entwicklungsstand, wie die Elektro - Thermografie (El-Th) vor 20 Jahren. Thomas Perch-Nielsen [Per-94] beklagte in einer frühen Veröffentlichung zur El-Th, die vergleichsweise geringe Verbreitung thermografischer Untersuchungen an elektrischen Schaltanlagen. Aus seiner Sicht lag die Ursache in fehlenden Standards, was in Kombination mit wenig versierten Anwendern dazu führte, dass die Methode zum Teil in Misskredit geriet. Dass die Situation in der PV-Th heute ähnlich interpretierbar ist, soll noch im Folgenden illustriert werden.

Die Elektro-Thermografie ist heute ein in der Industrie und bei Versicherern [VdS-11] anerkanntes Verfahren, hierzu haben Richtlinien einen entscheidenden Teil beigetragen. Diese Standards, auf die Thermografen ihre Gutachten stützen, werden auch heute noch regelmäßig an den wachsenden Wissensstand angepasst. Ein Beispiel hierfür ist die VATh¹- Richtlinie Elektrothermografie² [VATh-14], die der Verband Anfang 2014 überarbeitete. Hierin wird die PV-Th nun erstmals in einem Regelwerk berücksichtigt und stellt somit, eine wichtige Basis für die vorliegende Arbeit dar.

Zunächst soll eine Veranschaulichung der Marktsituation für PV-Th Gutachten die Grundmotivation zu den aktuellen Normungsaktivitäten erklären. Hierzu ist auf der folgenden Seite eine Auswertung von 16 PV-Th Gutachten von 15 verschiedenen Firmen aus den letzten sechs Jahren dargestellt. Die Tabelle erhebt keinen Anspruch auf eine vollständige Wiedergabe der Marktsituation, ist aber ausreichend deren Heterogenität zu visualisieren. Die Bewertung erfolgte auf Basis der zuvor angegebenen VATh - Richtlinie.

Eine Erläuterung zu den bewerteten Kategorien in Tabelle 1, befindet sich in der frei zugänglichen VATh - Richtlinie³ [VATh-14]. Als Orientierungshilfe ist ein Verweis zu den betreffenden Kapiteln in der ersten Spalte der Tabelle angegeben. Die Bewertung erfolgte in der Regel dreistufig wobei „0“ = „bedingt erfüllt“ oder in Einzelfällen „nicht klar bewertbar“ entspricht. Einzelne Kategorien inklusive Ergebnis sind im Folgenden kommentiert.

Die Tabelle zeigt, dass PV-Thermografen zumindest nicht an der Ausrüstung sparen. Über die Hälfte der Firmen verwenden Kameras mit dem größten und teuersten, üblichen Detektorformat von 640 x 480 Pixeln. Nur ein einziger Prüfer (Nr. 11) unterschreitet die Mindestanforderung von 320 x 240 Pixeln. Zwei Anbieter setzen sogar bemannte Helikopter ein, was sich auch am Unterschreiten der geometrischen Auflösung bemerkbar macht. Vorgeschriebene Mindestflughöhe von 150 m und die in der PV-Th geforderte geometrische Auflösung von 5 x 5 Pixeln pro Solarzelle, sind auch mit großen Teleobjektiven nur schwer zu vereinbaren. Die Tabelle zeigt weiter, dass im Gegensatz zur Ausrüstung, Investitionen in die Ausbildung häufig vernachlässigt werden. Einzig die Anforderung radiometrische Daten vorzuhalten erfüllen alle aufgeführten Firmen. Das ist nicht selbstverständlich, gerade bei der populärer werdenden Prüfung mittels UAV⁴ sind nicht radiometrische⁵ Videoaufnahmen gebräuchlich [Rei-13A]. Die Abbildung 1 zeigt exemplarisch eine Positionsangabe aus einem luftthermografischen Gutachten.

Die Tabelle verdeutlicht die geringe Homogenität früherer PV-Th Prüfungen. Häufig fehlen in den Berichten derart viele Angaben, dass sie kaum noch nachvollziehbar sind. Wenn Modulhersteller Reklamationen, auf einer solchen Basis nicht anerkennen, ist dies nicht verwunderlich.

Bereits die in der Einleitung angesprochene El-Th ist ein gutes Beispiel für eine gelungene Marktharmonisierung nach der Schaffung von Richtlinien. Auch für die Photovoltaik finden sich Beispiele für erfolgreich eingebrachte Qualitätsstandards, wie die „Selbstverpflichtung der Ertragsgutachter“ (SVP) [UVS-05].

Diese wurde 2005 von Experten aus dem Bereich der Ertragsprognose im UVS-Arbeitskreis „Qualitätssiche-rung für Solarfonds“ erarbeitet. Ertragsgutachten, eine der wichtigsten Entscheidungsgrundlagen für oder gegen den Bau von PV-Kraftwerken, müssen qualitative Mindestanforderungen erfüllen. Die SVP wird immer noch von Finanzinstituten und Investoren als Qualitätsstandard bei der Erstellung von Ertragsgutachten angegeben.

Ähnlich wie in Tabelle 1 wurden in einer firmeninternen Studie Ertrags-gutachten auf Einhaltung der Min-destanforderungen der SVP unter-sucht. Im Unterschiede zu Tabelle 1 dargestellt, zeigt Tabelle 2, dass rund zweidrittel (11 von 17) der heran-gezogenen Gutachten die Mindest-anforderungen erfüllen. Das höhere Qualitätsniveau der Ertragsgutachten gegenüber den PV-Th Gutachten beruht einerseits auf der frühen Einführung der SVP, andererseits auf zahlreichen Veröffentlichungen und Foren [OTTI -11/12/13] zum Thema.
Ertragsgutachten dienen der Wirtschaftlichkeitsberechnung zu Projektbeginn. Auch die Betriebsphase und somit die Anlagenverfügbarkeit von mindestens 20 Jahren sollte mit Prüfungen, die Qualitätsstandards unterliegen, gesichert werden. Dies vereinfacht die erforderliche Betriebsführung und Wartung. Die Erarbeitung von Normen auch für die PV-Th ist daher erforderlich.

Ziel der Richtlinienarbeit ist es, die stark schwankende Qualität von PV thermografischen Prüfberichten zu harmonisieren. Auf Basis von gleichwertigen Gutachten soll die Kommunikation zwischen allen Beteiligten vereinfacht werden. Die Standards sollten die Umgebungsbedingungen während der Prüfung sowie Ausrüstungs- und Ausbildungsfragen des Prüfpersonals spezifizieren. Weiter gefordert war die Festlegung der Prüfungsdurchführung, Bewertung von Auffälligkeiten und den Minimalanforderungen an den Prüfbericht.

Ende 2011 fanden erste Gespräche der damalige Solarschmiede⁶ GmbH mit der DGS-Berlin e.V. zur Erarbeitung von allgemein gültigen PV-Th Standards statt. Auf Grundlage dieser Initiative der heutigen HaWe Engineering wurde das INS⁷ / DKE⁸ - Vornormen - Projekt mit dem Titel:

durchgeführt. Teilnehmer waren PV Prüfinstitute und Gutachter, Thermografie Dienstleister, Mitglieder des Thermografie Verbands (VATh), Experten der Normungsarbeit sowie mehrere Modulhersteller. Die Arbeiten gingen wegen der Expertise der Teilnehmer sehr zügig voran, so dass die Gruppe bereits Mitte 2014 den Status eines DKE Arbeitskreises (AK Nr. 373.0.30) erreichte. Zeitparallel gründete sich innerhalb des VATh AK Elektrothermografie die Arbeitsgruppe Photovoltaik, die an der Überarbeitung der VATh - Richtlinie Niederspannung mit Photovoltaik (Veröffentlichung Mai 2014) mitwirkte. Durch die zeitgleiche Erarbeitung des DKE Normenentwurfs und der VATh Richtlinie Niederspannung, sowie der Bereitschaft der Beteiligten zur Zusammenarbeit, konnte eine höchstmögliche Übereinstimmung der beiden Arbeiten erreicht werden. Das INS - Projekt wurde mit der Übergabe eines Normenentwurfs an das zuständige Komitee des DKE (K 373) Anfang 2015 erfolgreich abgeschlossen.

Abgesehen von den beiden Arbeitskreisgründungen (VATh und DKE) waren weitere Aktivitäten zum Thema, auch auf internationaler Ebene zu verzeichnen. Es folgt ein chronologischer Überblick über die wichtigsten Arbeiten und deren Status.

1. „Überprüfung der Qualität von Photovoltaik-Modulen mittels Infrarot-Aufnahmen“ ZAE Bayern e.V.2007 Machbarkeitsstudie; ohne Normenstatus oder Richtlinien-Relevanz; Genannt als eine der ersten größeren Arbeiten zum Thema;

2. „Netzgekoppelte Photovoltaik-Systeme Mindestanforderungen an Systemdokumentation, Inbetriebnahmeprüfung und wiederkehrende Prüfungen“ (lEC 62446:2009); Deutsche Fassung EN 62446:2009
Herausgabe 2010, seit März 2013 als überarbeiteter Entwurf veröffentlicht; Teil PV-Th aus dem informativen Teil: „Anhang D: Untersuchung des PV-Generators mit Infrarotkamera“ bisher ohne Normenstatus; Bisheriger „Anhang D“ ist im neuen Entwurf im Hauptteil; enthält allgemeine Aussagen zu Verfahrensweise und Auswertung;

3. „Wartung und Instandhaltung von PV-Anlagen“
VDI Fachausschuss FA202.2; Beginn Anfang 2012; thematisiert neben PV spezifischen Messverfahren auch die PV-Th; bisher nicht veröffentlicht;

4. „Erarbeitung einer Norm bzw. Anwendungsregel zur thermografischen Messung an Photovoltaik-Anlagen“
Siehe Kapitel 2.1

5. „VATh-Richtlinie Elektrothermografie, Teil B: Niederspannung, Kapitel 13. Thermografie an PV-Generatoren“
siehe Kapitel 2.1

6. „Photovoltaic devices – Part 12: Infrared thermography of photovoltaic modules”
New work item proposal (Entwurf) Mitte 2014 von NREL beim IEC eingereicht, fokussiert auf indoor IR-Messungen an PV-Modulen, wurde kommentiert und angenommen

Das Nahziel ist den DKE Entwurf als Vornorm im Frühjahr 2015 zu verabschieden. Langfristig wird die Erarbeitung einer internationalen Norm angestrebt. Hierzu wurde bereits 2014 Kontakt mit den Verantwortlichen für den aktuellen IEC Entwurf aufgenommen. Entsprechend hat der DKE AK den eingereichten Entwurf zur PV-Th Seite 7 von 19 kommentiert und den nationalen Entwurf in englischer Übersetzung dem Einreicher zur Verfügung gestellt. Aufgrund der Ausrichtung des aktuellen IEC Entwurfs auf indoor Modulprüfungen mittels IR-Aufnahmen, wird das DKE einen eigenen Entwurf beim zuständigen IEC Gremium TC82 einreichen, der wie die aktuelle Arbeit outdoor Analysen behandelt.

Einige Regeln zur Durchführung El-Th Untersuchungen, wie in der VATh – Richtlinie Niederspannung festgelegt, gelten auch für PV Anlagen. Daher beschreibt das neue Kapitel: Photovoltaik der Richtlinie nur die abweichend zu spezifizierenden Themen.

Die größten Unterschiede zwischen El-Th und PV-Th finden sich nicht bei der Aufnahmetechnik, sondern in der Interpretation von Thermogrammen. Obwohl die Thermogramme von Abbildung 2 sich vom Muster insofern ähneln, dass sich ein Element mit Übertemperatur gegenüber den anderen auffällig zeigt, ist die Interpretation je nach Fachbereich unterschiedlich:

Abbildung 2a und b: Links: Thermogramm eines elektrischen Sicherungskastens mit einer erwärmten Schmelzsicherung. Rechts: Thermogramm eines Photovoltaik Generators mit einem erwärmten Modul in der Mitte.

Die mittlere Sicherung bzw. der Sicherungssockel im linken Bild weist einen erhöhten Übergangswiederstand ΔR aufgrund eines Defekts auf. Dieser führt bei gleicher  Strombelastung Ikonst in allen Sicherungen zu einer erhöhten Verlustleistung ΔP_Verl. = I_konst² x ΔR. Diese verursacht, im angenommenen quasistationären Gleichgewichtszustand, eine erhöhte Sicherungstemperatur ΔT. Die erhöhte Verlustleistung wird dabei unter anderem als erhöhte Strahlungsleistung im IR Bereich abgeführt. Letztere wird von der Kamera registriert, in eine Temperatur umgerechnet und farblich dargestellt. Auch im Fall eines Sicherungskastens ohne Defekt könnte sich ein qualitativ ähnliches Muster zeigen, wenn bei gleichwertigen Übergangswiderstanden Rkonst, der Strom durch eine der Sicherungen erhöht wird. => ΔP_Verl. = ΔI² x R_konst

Auf das mittlere PV - Modul im rechten Bild zur PV-Th sind die zuvor beschriebenen Interpretationsvarianten der El-Th nicht anwendbar. Das Modul muss weder einen erhöhten Übergangswiderstand noch einen erhöhten Stromfluss aufweisen, um die dargestellte Erwärmung zu erreichen. Im Gegenteil zur aus der El-Th erwarteten Interpretation ist das erwärmte Modul stromlos, während alle anderen Module bei ca. 1000 W/m² Einstrahlung mit Nennstrom arbeiten. Eine Erklärung dieses auf den ersten Blick gegensätzlichen Verhaltens zeigen die Diagramme der Tabelle 4. Auf der linken Seite a) sind Sicherungen dargestellt, die als stromdurchflossene Verbraucher einen Spannungsabfall verursachen. Die rechts befindlichen Module b) arbeiten dagegen im aktiven beschienen Zustand als Spannungsquelle. Weiter aufgeschlüsselte Energieflussdiagramme siehe [Wei-11.2].

Tabelle 4: Energieflüsse an intakten und defekten Komponenten

Dies ist nur einer der Unterschied zwischen El-Th und PV-Th Situationen und deren Interpretation. Erwärmte Zellen beispielsweise, sind nicht immer Ausdruck eines Modulschadens, sondern können auch Folge von fehlerhaftem Wechselrichter (WR) - Verhalten, Verschaltungsfehlern, Erdungsproblemen oder einer Kombination daraus sein. Entsprechend sind auch erfahrene Elektro - Thermografen gefordert sich vor der Überprüfung einer PV-Anlage mit deren Systemtechnik auseinanderzusetzen. Diesen zusätzlichen Bedarf an spezifischem Wissen muss auch eine PV-Th Richtlinie einfordern.

Viele der im Vorangegangenen aufgelisteten Arbeiten können bereits heute zur Orientierung bei der Erstellung von PV-Th Prüfberichten dienen, allen voran die Richtlinie des VATh. Anstehenden Veröffentlichungen im Entwurfsstadium darf diese Arbeit aber nicht vorgreifen. Im Folgenden soll stattdessen der Regulierungsbedarf für Kernthemen näher erläutert werden. Zudem ist es für Verständnis und Akzeptanz wichtig, Hintergründe und Bedeutung anhand exemplarischer Parameter aufzuzeigen, auch ohne sie dabei quantitativ festlegen zu müssen.

Die Forderung gewisser Mindeststandards ist insbesondere im Ausbildungsbereich ein Balanceakt. Zur Steigerung der Qualität ist zunächst ein möglichst hohes Ausbildungsniveau wünschenswert. Sind die Anforderungen aber zu hoch, kann darunter die Akzeptanz der gesamten Richtlinie leiden, da sie von jenen ignoriert werden könnte, für die bereits das Ausbildungsniveau unerreichbar ist. Das Ziel der Teilnehmer sowohl im VATh als auch im DKE Projekt war die Thermografie in der Breite, das heißt auch bei lokalen Installationsbetrieben, zu etablieren. Daher galt es, Anforderungen zu formulieren, die alle notwendigen Kenntnisse vermitteln, anderseits aber keine zu hohe Hürde für kleine Installationsbetriebe darstellen. Weiter war es ein Anliegen des VATh, den Ausbildungsstandard nach ISO 9712 zu forcieren, um nicht fachgerechte Thermografie-Prüfungen zu verhindern. In der VATh Richtlinie wurde hierzu ein Kompromiss in Form einer zweistufigen Lösung gefunden:

Viele der im Vorangegangenen aufgelisteten Arbeiten können bereits heute zur Orientierung bei der Erstellung von PV-Th Prüfberichten dienen, allen voran die Richtlinie des VATh. Anstehenden Veröffentlichungen im Entwurfsstadium darf diese Arbeit aber nicht vorgreifen. Im Folgenden soll stattdessen der Regulierungsbedarf für Kernthemen näher erläutert werden. Zudem ist es für Verständnis und Akzeptanz wichtig, Hintergründe und Bedeutung anhand exemplarischer Parameter aufzuzeigen, auch ohne sie dabei quantitativ festlegen zu müssen.

1. Für eine PV Inbetriebnahmeprüfung, die meist durch den Installationsbetrieb erfolgt, ist eine 2 tägige Schulung zur PV Thermografie ausreichend. Zur Unterstützung, der so Ausgebildeten, enthält die Richtlinie eine Liste mit typischen Fehlerbildern und Handlungsempfehlungen.

2. Für alle darüber hinaus gehenden Untersuchungen ist ein Thermograf mit Kenntnissen entsprechend ISO 9712⁹ Stufe 2 erforderlich.

Eine solche zweistufige Lösung wird auch im aktuellen Entwurf des DKE angestrebt. Mit diesem Kompromiss ist der Tatsache Rechnung getragen, dass es sich viele Installationsbetriebe nicht leisten können eine Zertifizierung nach ISO 9712 Stufe 2 zu erreichen. Denn diese erfordert etwa 5000 €, 2-3 Wochen Schulungszeit und knapp 1 Jahr Berufspraxis. Genauso wird damit berücksichtigt, dass eine nur 2 tägige PV-Thermografie Schulung nicht das Wissen vermitteln kann, komplexere Auffälligkeiten aufzufinden oder zu beurteilen.

Vorprüfung
Bereits die Vorprüfung zur Ermittlung des Betriebszustandes eines PV-Generators, weicht von dem Vorgehen in der El-Th ab. Dort ist ein stromloser Sicherungskasten leicht anhand der fehlenden Bauteilerwärmung oberhalb des Lufttemperaturniveaus erkennbar. Die Temperatur bestrahlter PV-Generatoren liegt im Gegensatz dazu immer über dem Niveau der Lufttemperatur. Der Unterschied zwischen Generatorteilen im Leerlauf und im MPP ist mit typischerweise 2-7 K derart gering, dass er meist nur im direkten Vergleich innerhalb eines Bildes klar erkennbar ist. Infolgedessen ist der Betriebszustand im Nachhinein nur schwer festzustellen. Daraus ergibt sich die Forderung den Betriebszustand über das WR Display, eine Stromzange oder einen Verschattungstest¹⁰ [Wei-11.3] zu prüfen.

Grenzwerte für Umgebungsbedingungen
Für vergleichbare Ergebnisse sind Einflüsse äußerer Rahmenbedingungen zu erfassen und zu berücksichtigen, Grenzwerte einzuhalten und die Bedingungen zu dokumentieren.

Bei Kennlinienmessung sind 800 W/m² als Mindesteinstrahlung in der IEC 60904-1:2006 geregelt. Dies lässt sich leicht mit der geforderten Genauigkeit bei der Hochrechnung im Vergleich zu anderen Messunsicherheit argumentieren. In der PV-Th ist eine klare Grenze schwieriger zu finden, da die Grenzen für eine Auffindung und Beurteilung stark vom jeweiligen Fehler- und Anlagentyp abhängen. Beispielsweise sind Ausfälle einzelner Substrings in einem kristallinen Modul leicht schon unterhalb von 400 W/m² erkennbar, wohingegen Zellbrüche und manche Fehler in Dünnschichtanlagen noch bei 700 W/m² schwer zu beurteilen sein können.Neben der Einstrahlung hat die Lufttemperatur direkten Einfluss auf die Temperatur der Module. Für Plausibilitätschecks ist es daher sinnvoll diese zu dokumentieren. Die Module sollten möglichst unter den Betriebsbedingungen geprüft werden, bei denen sie kumuliert die meisten Erträge erbringen. Daher ist NOCT¹¹ mit 20°C Lufttemperatur ein anzustrebender Wert aber nicht verbindlich.

Prinzipiell erschwert eine hohe Windstärke die Interpretation von Thermogrammen, da konvektive Kühlung, an den dem Wind zugewandten Generatorteil, verstärkt zu Inhomogenität führt. Diese Anomalien können Defekte überlagern. Für eine korrekte Interpretation sollte daher die Windsituation in Stärke und Richtung festgehalten und im Bericht dokumentiert werden. Ein fester Grenzwert ist auch hier schwer zu argumentieren. Aus praktischen Erfahrungen ist bekannt, dass unter 3 Bft wenig störende Einflüsse auftreten. Davon abgesehen sind, bei entsprechender Wetterlage, Windstärken um 2-3 Bft schon aufgrund thermischer Ablösungen anzutreffen. Bei Windstärken über 6 Bft treten Einflüsse dagegen deutlich hervor und sowohl Arbeitsbühnen als auch UAVs kommen an die Grenzen ihrer Einsatzfähigkeit. Abbildung 4 zeigt einen Generatorausschnitt um eine Lichtkuppel (links im Bild). Ein kühlender Wind trifft mit 4 Bft direkt von unten im Bild auf einzelne Module und senkt damit deren Temperatur, lokal um deutlich über 4 K, im Bild dunkelgrau dargestellt

Für die PV-Th stellte sich die Frage nach einer sinnvollen geometrischen Auflösung und der Art wie diese zu definieren ist. In einer Untersuchung zum Thema [Wei-13.2] ist aus einer Kombination aus Erfahrungswerten und Berechnungen eine sinnvolle Mindestauflösung von 5 x 5 idealen Pixeln pro Solarzelle ermittelt worden. Für eine typische 6“ Zelle ergibt sich damit eine Abbildungsgröße des idealen Pixels auf dem Modul von maximal 3 x 3 cm. Dieser Wert gilt prinzipiell auch für Generatorflächen aus Dünnschichtmodulen. Dort wird die notwendige Auflösung allerdings stärker von der Aufgabenstellung vorgegeben.

An die geometrische Auflösung der visuellen Bilder werden in anderen Richtlinien zur Thermografie keine Anforderungen gestellt. Hier liest man meist nur, dass die Bildausschnitte der IR-Aufnahmen auch in Lichtbildern festzuhalten sind. Die PV-Th Richtlinie geht darüber hinaus und fordert auch für die Lichtbilder eine geometrische Mindestauflösung. Quantitativ soll das visuelle Bild eine um das 30-fach höhere Auflösung im Vergleich zur IR-Kamera aufweisen. Für eine 640 x 480 Pixel IR-Kamera erfordert dies ein Lichtbild mit mindestens 9 Megapixeln, bei gleichem Bildausschnitt. Die in den meisten IR-Kameras verbauten visuellen Kameras erfüllen diese Forderung nicht. Daher müssen zusätzliche Fotoapparate eingesetzt werden. In der qualitativ formulierten Forderung wird der Hintergrund deutlicher: Die visuellen Bilder sollen die Busbars bzw. Leiterbändchen auf den Zellen darstellen. So sind visuelle Artefakte wie beispielsweise Vogeldreck und Glasbrüche, deren Auflösbarkeit in derselben Größenordnung wie die der Leitbändchen angesiedelt ist, eindeutig erkennbar. Viele Interpretationen von IR-Aufnahmen sind nur unter Zuhilfenahme guter visueller Bilder möglich.

Das Auffinden bekannter Fehlerbilder kann trivial sein. Daher wurden den Regelwerken für die einfache Inbetriebnahmeprüfung, durch weniger erfahrene Prüfer, Kataloge mit plakativen Fehlerbildern angehängt. Hiermit ist es möglich einen Großteil der auftretenden Fehler ohne weitere Unterstützung zu aufzufinden und zu bewerten. Dazu reicht meist schon das Erkennen der thermischen Struktur der Auffälligkeit aus. Eine genaue Bestimmung von absoluten und relativen Temperaturen ist dabei häufig nicht zwingend erforderlich. Im Folgenden ein Auszug aus den Tabellen in Form des häufigsten Fehlerbildes [Wei-13.2], einem Substring im Leerlauf.

Das dargestellte Fehlerbild ist auch für einen Laien mit korrekt eingestellter IR-Kamera, guten Umgebungsbedingungen und anhand des Beispielbildes auffindbar. Die angegebene Handlungsempfehlung ist eine Vereinfachung. Das Fehlerbild kann prinzipiell durch zwei Defekte verursacht werden. Der Häufigere ist eine fehlerhafte Kontaktierung eines Bändchen in der Anschlussdose, der seltenere eine elektrische Trennung an den Zellverbindern. Von beiden Fällen kann, wenn auch auf unterschiedlichem Wege, langfristig eine Relevanz für den Brandschutz ausgehen. Da die Fälle für den wenig versierten Nutzer kaum zu differenzieren sind, wurden sie in den Richtlinien zu einem Fall zusammengelegt. Viele andere Fälle sind nicht so leicht reduzierbar, hier bedarf es eines ausgebildeten Thermografen und PV-Systemtechnikers. Dieser muss bei der Interpretation stets eine Vielzahl möglichen Einflussfaktoren im Blick haben und gewichten können, wie:

1. im Thermogramm: Maximal-, Minimal- und Durchschnittstemperaturen, Temperaturunterschiede und Temperaturverläufe;
2. zur Messsituation: Vorgeschichte (z.B. vorangegangene mechanische Belastungen), Einhaltung des quasistationären Zustandes, visueller Eindruck, Umgebungsbedingungen, ε und TUmgebung¹⁶ der Modul Vorder- und Rückseite;
3. zum Modul: Glasoberfläche mit Reflexionsart und Verschmutzung, Modulwirkungsgrad, Anzahl der Zellen in einem Substring, Modulaufbau mit Glasdicke, Rahmen- und Anschlussdosendesig

Die Module wiesen eine Betriebsdauer von 3-5 Jahren auf und zeigten in knapp der Hälfte der Fälle (267) bereits sichtbare Degradationserscheinungen der Rückseiten-folie. Anhand dieser überdurchschnittlich schnellen Degradation kann auf das thermische Langzeitverhalten der Zellen geschlossen werden. Frühere Untersuchungen [Wei-12.1] zeigten, dass die Relevanz von Zellbrüchen nur über Langzeitmessung besser bewertbar wird. Auf Basis solcher Auswertungen sollten sich in Zukunft aussagekräftige Bewertungskriterien wie Temperaturgrenzwerte mit den Modulherstellern vereinbaren lassen.

Die quantifizierte Angabe, was und mit welcher Begründung reklamiert wird, ist vor allem für Installationsbetriebe, Zwischenhändler und Modulhersteller essentiell. Ausführlichkeit erleichtert hier den Bearbeitungsprozess. Speziell eine Zuordnung von Bilddateinamen zu Seriennummern (SN) reklamierter Module, ist für die Bearbeitung bei Modulherstellern unabdingbar. Sind SN bei der Aufnahme nicht einsehbar, muss die Position der Auffälligkeit für den Installateur nachvollziehbar dargestellt werden, nach Richtlinie sollte dies bei Großanlagen auf zwei Wegen geschehen. Die praktische Erfahrung zeigt, dass hierfür die Kombination von Listen und Strangplänen zielführend ist, gestützt durch einzelne Thermogramme.

Aus Tabelle 1 ist ersichtlich, dass über die Hälfte der Prüfer lediglich Thermogramme erstellen und dem Kunden, der häufig ein Laie ist, die Auswertung überlassen. Daher wird in den Richtlinien gefordert bei Auffälligkeiten immer eine Handlungsempfehlung anzugeben. Wie bei allen Gutachtertätigkeiten ist es empfehlenswert Aufnahmen und Bewertungen mehrere Jahre zu archivieren, um bei Schadensfällen Nachweise für die eigene Arbeitsqualität erbringen zu können.

Die vielen aktuellen Arbeiten zur PV-Th zeigen deren steigende Bedeutung. In einer Arbeit der IEA [Kön-14] stellt die PV-Th ¼ des Umfangs der PV-Fehlerprüfverfahren. Mit der Erarbeitung des vorliegenden Entwurfs ist ein weiterer Schritt getan, um Prüfmethoden für PV-Anlagen zu standardisieren. Dies unterstützt alle ausführenden Personen bei ihrer Arbeit, indem sie ihnen eine verlässliche Vorlage bietet. Im Verlauf des Projektes wurde ein DKE Arbeitskreis gegründet, der sich weiterhin mit den Fragen zum Thema auseinandersetzten wird. Zu dem betreffenden IEC Gremium (TC 82) wurde der Kontakt aufgenommen, um die Inhalte des deutschen Entwurfs in einen internationalen Entwurf zu integrieren. Was die praktische Anwendung betrifft, so ist es erstrebenswert, jede neu errichtete Anlage vollständig zu thermografieren, um auffällige Module und Verschaltungsfehler zu Beginn der Anlagenlebensdauer zu detektieren und direkt beheben zu können. Wiederkehrende Prüfungen sichern die Erträge über die gesamte Anlagenlaufzeit.

Ausblick
Die Basis qualitativ hochwertiger Arbeit sind nicht nur Richtlinien, sondern zusätzlich ein gutes Ausbildungsangebot, das das Verständnis für Qualitätsanforderungen entwickelt. Da Weiterbildungskurse zum Thema PV-Th zurzeit auch von nicht fachlich versierten Personen, wie beispielsweise UAV-Herstellern als Vertriebs-instrument angeboten werden, setzt sich die heterogene Qualität auch in diesem Bereich der PV-Th fort.
Es ist den Erstellern dieser Arbeit ein wichtiges Anliegen, die Qualität aus der Richtlinienarbeit auch in die Ausbildung zu übertragen. Ziel sind dabei nicht die bereits ausreichend geregelten Zertifizierungsschulungen nach ISO 9712, sondern die auch in der VATh Richtlinie geforderten 2 tägigen spezifischen PV-Th-Basisschulungen. Es ist daher geplant, auf Basis der bestehenden Richtlinien eine Selbstverpflichtung der wichtigsten Anbieter für PV-Th-Schulungen zu erarbeiten, in der Mindestanforderungen an die Schulungsstelle und Ausbildungsinhalte vereinbart werden. Erste Sondierungsgespräche hierzu haben bereits stattgefunden. Eine erste Vereinbarung soll noch innerhalb des laufenden Jahres 2015 erreicht werden.
Mittelfristig läuft die vorgestellte Richtlinienarbeit auf eine Internationalisierung zu. Daher soll der dargestellte Arbeitsprozess, neben der PV-Branche, auch den internationalen Thermografen-Verbänden vorgestellt werden. Die Autoren werden dazu auf dem diesjährigen internationalen VET17-Thermografie Kongress in Wien einen Vortrag präsentieren.

Danksagung
Das Vornormenprojekt "Erarbeitung einer Norm bzw. Anwendungsregel zur thermo-grafischen Messung an Photovoltaik-Anlagen" wurde durch das INS-Förderprogramm des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie unterstützt.
Weiterer Dank gilt allen aktiven Teilnehmern des DKE und VATh Arbeitskreises.

[Kaj-11] Kajari-Schröder S. (ISFH Hameln) „Mikrorisse in PV-Modulen unter mechanischer Belastung“ Vortrag, 26tes PV-Symposium, Bad Staffelstein 2011

[Kön-14] Köntges M. (ISFH) „Performance and Reliability of Photovoltaic Systems Subtask 3.2: Review of Failures of Photovoltaic Modules“ IEA PVPS Task 13 External final report March 2014

[OTTI-11/12/13] OTTI-Fachforum: „Ertragsgutachten für PV-Anlagen“; Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e.V. (OTTI); 28. Februar 2011 in Bad Staffelstein, 12. November 2012 in Würzburg, 14. Oktober 2013 in Frankfurt/Main

[Per-94] Perch-Nielsen T., Sørensen J.C. „Guidelines to thermographic inspection of electrical installations“, Danish Technological Institute / Department of Energy Technology, Taastrup 1994

[Rei-13A] Reich T., (Solarschmiede) „Vollradiometrische PV-Thermografie aus der Luft“ Fachartikel „ep Photovoltaik“ 2013

[VATh-14] Bundesverband für Angewandte Thermografie, „VATh-Richtlinie: Elektrothermografie“ bestehend aus „Teil A: Hochspannung“ und „Teil B: Niederspannung und Photovoltaik“, VATh-Frühjahrssymposium Heidelberg 2014

[VdS-11] VdS Schadensverhütungs GmbH; „Anerkennung von Sachverständigen für Elektrothermografie“ mit Anhang C: „Mindestanforderungen an geeignete Kamerasysteme für die Sachverständigenanerkennung (normativ)“, Richtlinie VdS 2859 : 2011-03 (03); Köln

[Wei-11.2] Weinreich B., Doll J. (Solarschmiede); Zehner M., Becker G. „Physikalisches Modell zur thermografischen Verlustbestimmung an defekten PV-Modulen“, Poster B18, 26tes PV-Symposium, Bad Staffelstein 2011

[Wei-11.3] Weinreich B., Tagesschulung für VATh-Mitglieder „Photovoltaik-Thermografie“ Erfurt 2011

[Wei-12.1] Weinreich B., Schauer B. (Solarschmiede); Zehner M., Becker G. „Validierung der Vermessung gebrochener Zellen im Feld mittels Leistungs-PV-Thermografie“, Poster B2, 27tes PV-Symposium, Bad Staffelstein 2012

[Wei-13.2] Weinreich B., (Solarschmiede) „Feldstudie zur Modul- und Generatorqualität auf Basis thermografischer Messungen über 100 MW“, Poster B4, 28tes PV-Symposium, Bad Staffelstein 2013

[Wei-13.2] Weinreich B., (Solarschmiede) „Geometrische Auflösungen in der PV-Thermografie aus technischer und wirtschaftlicher Sicht“ Vortrag 8, DGZfP-Thermografie-Kolloquium 2013, Stuttgart

[Wei-14A] Weinreich B., (Solarschmiede) „Cell-by-cell inspection of MW power plants“, Fachartikel: pv magazine 02 / 2014

[UVS-05] „Selbstverpflichtung der Ertragsgutachter“ im Rahmen des UVS-Arbeitskreises „Qualitätssicherung für Solarfonds“, Stand 31.05.2005

¹ VATh: (deutscher) Bundesverband für Angewandte Thermografie e.V.
² VATh - Richtlinie Elektrothermografie Teil B Niederspannung mit Photovoltaik
³ VATh-Richtlinie [VATh-14]: http://www.vath.de/docs/richtlinien/VATh-Richtlinie_Elektro_NS+PV.pdf
⁴ UAV = Unmanned Aerial Vehicle, umgangssprachlich auch Drohne
⁵ Radiometrische IR-Kameras (Thermografie-Kameras) können absolute und relative Temperaturen quantitativ messen. Nicht radiometrische Aufnahmen oder Kameras stellen dagegen nur qualitativ Strahlungsintensitäten dar. (siehe auch Kapitel 3.3)
⁶ Engineering Abteilung „Solarschmiede GmbH“ ist seit August 2014: „HaWe Engineering GmbH“
⁷ INS = „Innovation mit Normen und Standards“ ist ein Förderprogramm des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie zur Optimierung von Marktreifeprozessen bisher normenferner Kreise.
⁸ DKE = „Deutsche Kommission Elektrotechnik, Elektr. u. Inform.“, Organ des Deutschen Instituts für Normung (DIN) und des Verbands der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE)
⁹ DIN EN ISO 9712: „Zerstörungsfreie Prüfung – Qualifizierung und Zertifizierung von Personal der zerstörungsfreien Prüfung“; Aktuelle Fassung EN ISO 9712:2012 ersetzt alte DIN EN 473:2008-09
¹⁰ Verschattungstest: Ein Teil des Generators, typischerweise eine halbe Zelle, wird mit einer Nahverschattung beaufschlagt und dabei mit der IR-Kamera beobachtet. Zeigt sich innerhalb von 30 Sekunden keine Temperaturüberhöhung auf dem noch beschienen Teil der Zelle, ist der Generator in der Regel nicht in Betrieb und es kann keine Vermessung durchgeführt werden.
¹¹ NOCT = Nominal Operating Cell Temperature; gemessen bei 800 W/m²; AM 1,5; Lufttemperatur.: 20°C; Windgeschwindigkeit: 1m/s; Last: offener Stromkreis;
¹² Bft = Beaufort-Skala: gebräuchlich zur Einschätzung der Windstärke nach phänomenologischen Kriterien, beispielsweise anhand der Bewegung von Blättern und Ästen;
¹³ NETD = Noise Equivalent Temperature Difference; Temperaturauflösung entsprechend Rauschen
¹⁴ In der Thermografie werden aufgrund der unterschiedlichen verwendeten Falschfarben-Skalen, anstelle der Begriffe Helligkeit und Kontrast, die Begriffe Level und Span verwendet.
¹⁵ IFOV = Instantaneous Field Of View: Öffnungswinkel für ein ideales Pixel der Detektormatrix;
¹⁶ Emissionsgrad ε und TUmgebung (auch „Treflected“: strahlungsäquivalente Umgebungstemperatur, die vom Objekt reflektiert wird, nicht zu verwechseln mit der Umgebungslufttemperatur); ε und TUmg. sind für die Thermografie entscheidende Parameter zur Berechnung der dargestellten Temperaturen.
¹⁷ VET = Vereinigung Europäischer Thermografenverbände; 2-3 jähriger Kongress, Organisation durch den Thermografie Verband des Gastlandes, diesmal beim ÖGfTh = Österreichische Gesellschaft für Thermografie; 11.-14.06.2015 in Wien