Funktionierende Solarmodule sind die Voraussetzung für hohe Erträge einer PV-Anlage. Doch die Folgen physischer Einflüsse, dazu gehören beispielsweise schwere Unwetter, mindern die Leistung erheblich. Fehler wie Mikrorisse, defekte Zellteile oder schadhafte Bypass-Dioden lassen sich mit bloßem Auge nicht erkennen.
Um diese Fehler gezielt aufzudecken, eignet sich die Elektrolumineszenz-Messung (EL-Messung). Diese Technik gehört zu den bildgebenden Verfahren und beleuchtet, ähnlich wie Röntgenstrahlen, das Innere einer Solarzelle. Auch das Energieunternehmen WI Energy setzt auf diese Technik und hat sie nun erstmals für eine PV-Anlage der Gemeinde Hontheim genutzt.
Thermografie-Kamera fand keine Fehler
Die etwa vier Hektar große Anlage besteht bereits seit zehn Jahren und erzielt eine Leistung von 2,6 MW – das entspricht dem Energiebedarf von rund 700 Vier-Personen-Haushalten. Im Januar 2020 übernahm WI Energy die Betreuung der Anlage.
Bei einer Überprüfung wies das Unternehmen Ertragsverluste nach. Projektmanager Jonathan Koch führte mit seinem Team daraufhin eine EL-Messung auf dem gesamten Gelände durch. „Wir hatten die Anlage schon länger bei uns im Monitoring und stellten fest, dass es zwischen den 552 Modul-Strings Abweichungen im gesamten Park gibt“, berichtet der Fachmann. „Wir waren sogar schon mit einer Thermografie-Kamera vor Ort, aber auch da zeigten sich keine offensichtlichen Schäden.“ Die Experten entschieden sich schließlich für die EL-Messung, um die Fehlerquellen zu lokalisieren, die Modul-Strings auf ein Niveau anzupassen und die Anlage somit wieder in ihrer Leistung zu steigern.
Messungen in der Nacht offenbaren Probleme
Bei der EL-Messung werden defekte Bypass-Dioden, ausgefallene Module oder Zellen, Mikro-Cracks und Zellbrüche durch eine Rückwärtsbestromung aufgedeckt. Koch erläutert: „In der Regel produzieren die Module ja tagsüber Strom. Bei der EL-Messung gehen wir jedoch den umgekehrten Weg. Mit einem speziellen Gerät legen wir Strom auf den Modulstrang, wodurch eine elektromagnetische Strahlung entsteht. Diese Strahlung lässt sich von einer speziellen Kamera nur im Dunkeln aufnehmen, weshalb die Messungen am einfachsten nachts durchgeführt werden.“
Die angeschlossenen Module einer Reihe fangen dabei an zu glimmen, vergleichbar mit LEDs. Das Leuchten liegt visuell im Nahinfrarot-Bereich und ist mit einer normalen Foto- oder Wärmebildkamera nicht sichtbar.
Für eine schnelle und effiziente Messung während der Nacht sind drei bis vier Personen erforderlich. Eine Person bedient die Kamera, eine weitere steuert das Netzgerät, während zwei Teammitglieder die Strings anklemmen. Wichtig dabei: Alle Beteiligten müssen in der Lage sein, ständig miteinander zu kommunizieren. Bei der Messung in Hontheim erfolgte dies über Walky-Talky-Geräte.
Darüber hinaus bedarf die Kamera einer permanenten Kühlung, um nicht zu überhitzen. „Eine zusätzliche Herausforderung ist die Größe des Parks und dass wir dadurch weite Kabelwege haben“, ergänzt Koch. „Das gesamte Equipment braucht durchgehend Starkstrom.“ Auch die vorhandene Stromspannung klärten die Experten vorher ab. Im gesamten Park dauert eine Messung etwa vier bis fünf Nächte.
Aufwendiges Verfahren zahlte sich aus
Die erste Untersuchung des Solarparks verlief erfolgreich und brachte laut Koch eindeutige Ergebnisse. „Ein Modul besteht aus 60 Zellen, und wir konnten ganz klar sehen, wenn mehrere Zellen defekt waren“, erklärt er. „Das zeigt sich in dunklen Bereichen. Wir haben auch defekte Module ausfindig gemacht, die komplett schwarz blieben. Alle Fehlerquellen dokumentieren wir sorgfältig, werten diese aus und machen uns dann an die Ausbesserung.“
Für die Zukunft plant Koch den Ausbau der Methode. „Die Technik lässt sich beispielsweise auch bei neuen Solarparks einsetzen. Dann sehen wir sofort eventuelle Transportschäden oder falsche Montagen – sozusagen als Garantie für eine einwandfreie Anlage.“
