Elektrikerblatt 2019.6. Thermografische Zustandsüberwachung von Solarzellensystemen III.

Eric Rahne, Dipl.-Ing. Elektrotechnik, akkreditierter Thermografie-Experte der Stufe 3 (PIM Kft.)

Messschwierigkeiten und Lösungsvorschläge

So vielfältig die Möglichkeiten sind, die sich bei der Zustandsüberwachung und Wartung von Inselanlagen oder Photovoltaikanlagen durch den regelmäßigen Einsatz der Thermografie eröffnen, so viele Schwierigkeiten ergeben sich auch bei der Durchführung der Messungen. In unserem Artikel gehen wir auf einige der wichtigsten Probleme ein und geben gleichzeitig Ratschläge, um die Auswirkungen von Messfehlern zu minimieren.

Probleme im Zusammenhang mit der Reflexion der Umgebungsstrahlung

Das größte Problem entsteht aus dem Messobjekt selbst, genauer gesagt aus seiner Glasabdeckung und der Messzeit bei blendendem Sonnenlicht. Wenn wir über die zuvor behandelten Themen der Thermografie nachdenken, wissen wir bereits, dass es sinnvoll ist, eine Langwellen-Wärmebildkamera für die zu messenden Temperaturen auszuwählen. Für Oberflächen mit Glasabdeckung wären Mittelwellen-Wärmebildkameras mit geeigneten Filtern ideal, jedoch sind die zu messenden Temperaturen dafür zu niedrig. Mittelwellen-Infrarotkameras mit Fotodetektoren sind zudem sehr teuer. Daher werden für die Untersuchung elektrischer Anlagen oft Langwellen-Bolometer-Wärmebildkameras gewählt, die für den spektralen Bereich geeignet sind. Natürlich ist bekannt, dass der Beobachtungswinkel die Messergebnisse stark beeinflussen wird. Das Finden des richtigen Beobachtungswinkels ist bei der Untersuchung von Solarzellensystemen äußerst schwierig. Denn die Langwellenreflexion des Glases kann bis zu 25% betragen, so dass das Sonnenlicht, der Himmel und sogar die Wärmestrahlung des Messenden erhebliche, vom Betrachtungswinkel abhängige störende Strahlungsquellen darstellen. Die Auswirkung der winkelabhängigen Reflexion wird gut durch das Bild 1 illustriert.

Es darf während der Messung nicht dauerhaft Schatten auf die zu messenden Solarzellen geworfen werden, was bei Ständer- oder Hubarbeitsbühnenlösungen ernsthafte Probleme verursachen kann. Um die Messunsicherheit und die Aufzeichnung von teilweise interpretierbaren Wärmebildern zu vermeiden, muss daher der Beobachtungswinkel sehr genau gewählt werden. Hierbei muss auch die während der Messung auftretende Sonneneinstrahlung berücksichtigt werden, die je nach Jahreszeit und Tageszeit in Höhen- und Seitenwinkel variiert. Unter Berücksichtigung all dessen kann ermittelt werden, welche Solarmodule je nach Höhe der Positionierung der Wärmebildkamera gerade beobachtet werden können. Es ist leicht verständlich, dass es in einer Höhe von 1,5-1,7 Metern und mit einer Hand gehaltenen Kamera kaum möglich ist, mehrere Module korrekt zu beobachten, die übereinander angeordnet sind. In der in Bild 2 gezeigten Position ist die Beobachtung des oberen Moduls auf diese Weise bereits unmöglich.

Nicht verwunderlich ist daher, dass verschiedene Methoden zur Erhöhung der Höhe der Positionierung der Wärmebildkamera verbreitet sind, einschließlich des Einsatzes von Drohnen zur Inspektion von Photovoltaikanlagen. Die Abbildungen 3-4 geben einen Einblick in die derzeitigen Inspektionen vom Boden aus. Mit Luftaufnahmen haben wir uns bereits in einem früheren Artikel beschäftigt.

Probleme im Zusammenhang mit der geometrischen Auflösung

Ein weiteres nicht zu unterschätzendes Problem hängt mit der geometrischen Auflösung des Thermografie-Messgeräts zusammen. Es ist nämlich nicht wahr, dass im Vergleich zu anderen thermografischen Anwendungen geringere geometrische Anforderungen ausreichen, um die Anwendung der Thermografie in Solaranlagen wirtschaftlicher zu gestalten. Dazu müssten wir akzeptieren, dass wir nicht alle Fehler, sondern nur Probleme mit großer Oberflächenausdehnung erkennen werden. Dadurch können beispielsweise die durch Fehler in den Zellenverbindungen und Lötstellen verursachten Wärmewirkungen unbemerkt bleiben. Dann stellt sich zu Recht die Frage, ob die teure Prüfung wirklich wirtschaftlich ist, wenn sie sich nicht auf alles erstreckt? Selbst wenn es teurer ist, lohnt es sich immer noch, eine umfassende Prüfung durchzuführen, anstatt nur halbherzig zu prüfen. Denn auch für die Entdeckung anderer Fehler entstehen Kosten, und die erwartete Produktion bleibt hinter den Erwartungen zurück, was ebenfalls erhebliche Verluste verursachen kann. Anstatt weiterer Allgemeinheiten sollten wir jedoch lieber über die Fakten der Messtechnik sprechen. Der primäre Aspekt ist, welche Oberflächenbereiche die typischen Fehlererscheinungen üblicherweise haben? Eine Beschädigung einer Zelle, ihr vollständiger Ausfall und die damit verbundene Erwärmung als Widerstand führen zu einer wärmeren Oberfläche entsprechend ihrer Größe. Ein teilweiser Bruch führt zu einer entsprechend großen erwärmten Oberfläche, ein Fehler an einem Anschlusskastenkontakt oder einer Bypass-Diode ruft die Wärmewirkung entsprechend der Größe des Anschlusskastens hervor. Die kleinsten Wärmewirkungen entstehen durch einen Fehler an einem Zellenkontaktverbinder oder durch einen lokalen Kurzschluss innerhalb einer Zelle. Ausgehend davon, dass die wenige Millimeter dicke Glasschicht sowohl eine senkrechte als auch eine seitliche Wärmeleitung aufweist, haben selbst die kleinsten Fehler eine Oberflächenwirkung von mindestens 25×25 mm.

Gemäß den grundlegenden Regeln der Thermografie-Messung muss die erforderliche geometrische Auflösung immer unter Berücksichtigung der Größe der kleinsten Oberflächenfehler festgelegt werden. In unserem Fall erfordert dies eine ideale Messstelle von 8 mm Größe, was eine geometrische Auflösung von 1 mrad aus 8 m Entfernung bedeutet. Basierend auf der 640×480 Pixelauflösung der derzeit erschwinglichen Wärmebildkameras ermöglicht dies mit einer Aufnahme etwa 4×3=12 Messungen von 1×1,6 m großen Modulen. Angesichts der Tatsache, dass MW-große Photovoltaikanlagen aus mehr als 4000 Modulen bestehen, erfordert dies bei geometrisch eng nebeneinander angeordneten Modulen mehr als 400 Wärmebilder. Während die obige Berechnung auf eine 100% ige Entdeckung aller Fehler abzielt, bestätigte eine Studie eines deutschen Unternehmens, dass bereits bei einer Trefferquote von 30% 6×6 Pixel pro Zelle ausreichen. Dies entspricht also ungefähr einem idealen Messstellenanforderung von 24 mm, was eine geometrische Auflösung von 3 mrad aus 8 m Entfernung bedeutet. Es liegt jedoch am Leser zu entscheiden, ob er lieber eine "wirtschaftliche" Untersuchung mit einer Trefferquote von 30% anstelle einer Untersuchung mit 100% Trefferquote zu einem dreifachen Preis wählt. Insbesondere vor dem Hintergrund, dass eine strengere Prüfung die Kosten für eine Kompromissuntersuchung nicht einmal verdoppelt.

Luftaufnahmen

Die zunehmende Anzahl der genannten Messungen und die mit dem Sichtfeld verbundenen Schwierigkeiten zwingen immer mehr zur Luftüberwachung von Solaranlagen, insbesondere von großflächigen, mehrere Hektar großen Photovoltaikanlagen. Hier bietet sich die zunehmende Verwendung von Drohnen mit immer höherer Tragfähigkeit und einfacherer Anwendung an, die sogar automatisierte Missionen durchführen können. Natürlich dürfen wir dabei nicht vergessen, dass strenge Vorschriften und gesetzliche Bestimmungen für den Einsatz von Drohnen gelten, über die hinaus weitere technische und rechtliche Risiken entstehen können. Bei der Organisation von Missionen sollten wir die Zeit für das Betanken und den Batteriewechsel der Drohnen sowie die Zeit für den Datenabruf und den Wechsel der Speicherkarte berücksichtigen. Darüber hinaus sollten wir uns darauf vorbereiten, dass eine korrekte thermografische Auswertung auch von der angemessenen Sonneneinstrahlung abhängt, was je nach Kalenderzeit starke zeitliche Einschränkungen bedeuten kann. In dem unten stehenden Beispiel stand die erforderliche Sonneneinstrahlung nur von 10:00 bis 15:30 Uhr zur Verfügung, was durch Abzug der Zeit für die Missionen gerade 8 halbstündige Flüge ermöglichte. Unter der Annahme günstiger Wetterbedingungen und einer reibungslosen Solarenergieanlagebetreibung kann die Auswertung der Daten nach sorgfältiger Planung des Inspektionszeitplans und der einzelnen Drohnenmissionen erfolgen.

Es ist nützlich, wenn wir neben den Wärmebildern auch visuelle Bilder aufnehmen können, idealerweise synchronisiert und vielleicht mit GPS-Koordinaten versehen. Bei vielen identischen Modulen und Modultischen können wir sonst leicht die "geografischen" Standorte der Messdaten verwechseln, wodurch die gezielte Wartungsunterstützung des Inspektionspunkts verloren gehen würde. Wenn keine GPS-Koordinatenaufzeichnung möglich ist, ist es ratsam, am Anfang jeder neuen Zeile eine eindeutige, großformatige Seriennummer oder andere Kennzeichnung anzubringen, die die Identifizierung der Zeile sowohl auf den Wärmebildern als auch auf den visuellen Bildern ermöglicht. Dies kann beispielsweise eine matt lackierte Zahl auf hellem weißen Hintergrund oder ein aus einigen Aluminiumfolienstreifen gelegtes Symbol oder eine römische Zahl sein. Mit geeigneter Software kann die Panoramamontage der Wärmebilder natürlich fast automatisiert erfolgen. Dies erleichtert natürlich erheblich die Überprüfung und Präsentation von Fehlerraten. Damit sind wir am Ende unserer Artikelserie angelangt. In den acht Teilen haben wir versucht, einen Einblick in die erstaunliche Vielseitigkeit der Thermografie, ihre theoretischen und praktischen Grenzen zu geben, basierend auf dem 650-seitigen Fachbuch "Thermografie - Theorie und praktische Messtechnik" des Autors. Rahne Eric (PIM Kft.) pim-kft.hu, termokamera.hu

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