Wo ist der Fehler?

pv magazine: Thermografie ist eine anerkannte Untersuchungsmethode, um Anlagenfehler zu detektieren. Sunsniffer misst direkt die elektrischen Daten der Module. Was ziehen Sie für Schlüsse aus dem Experiment (siehe Kasten)?

Ingmar Kruse: Wir haben durch den Vergleich der IR-Thermografie mit dem Drohnenüberflug und der Sunsniffer-Messdatenauswertung gesehen, dass man die gleichen Missstände erkennt. Der Unterschied ist, dass die Analyse mit Sunsniffer automatisiert erfolgt und der Nutzer einstellen kann, ab welchem Ertragsverlust ein Missstand interessiert.

Claudia Buerhop: Es ist sehr interessant, die Temperaturdaten aus der Thermografie mit wirklichen elektrischen Daten aus dem Modul zu vergleichen. Die meisten Defekte mit Leistungseinbußen haben wir mit Thermografie gesehen. Aber es gab auch Fälle, bei denen wir nicht sicher waren. Da konnten wir mit den elektrischen Daten unseren Ermessensspielraum neu bewerten.

Die Ertragsdaten der untersuchten Anlage waren ja gut, obwohl wir jetzt wissen, dass rund fünf Prozent der Module nicht okay waren. Da hätten Sie eigentlich keine Thermografie gemacht, oder?

Claudia Buerhop: Doch! Es stimmt zwar, dass man rein nach Ertragsdaten beurteilt keine Thermografie gemacht hätte. Wir wissen aber aus Erfahrung, dass man auch bei Anlagen etwas findet, mit denen Betreiber sehr zufrieden sind und bei denen der Ertrag gleich dem ähnlicher Anlagen ist. Die Performance Ratio kann lokal trotzdem niedrig sein. Der Ertrag solcher Anlagen kann vermutlich gesteigert werden, wenn man die Ursachen für die schlechte Performance Ratio findet. Wir haben eine statistische Auswertung gemacht, nach der hochgerechnet circa 15 Prozent der Anlagen in Europa in der Thermografie keine Auffälligkeiten zeigen würden. Daher war es auch wahrscheinlich, dass sich bei der untersuchten Anlage Auffälligkeiten finden. Das hat sich dann ja auch bewahrheitet.

Wie viel Mehrertrag lässt sich bei der jetzt untersuchten Anlage erzielen, wenn Sie die Module, die nach Ihren Kriterien auffällig sind, tauschen?

Ingmar Kruse: Das Sunsniffer-Portal hat den Austausch von 17 Modulen empfohlen. Dadurch können circa 800 Kilowattstunden pro Jahr mehr eingespeist werden, was einem Mehrertrag von rund 3.500 Euro für die Restlaufzeit der Anlage entspricht. Der Mehrertrag errechnet sich aus den augenblicklichen Minderleistungen der Module sowie den daraus resultierenden Leistungsreduktionen der anderen Module in der Anlage. Die Kosten für den Tausch der 17 Module inklusive der Arbeitszeit liegen zum Beispiel bei Suncycle bei unter 1.000 Euro.

Hätte man mit der Thermografie die richtigen Module identifiziert, auch wenn keine Sunsniffer-Daten vorgelegen hätten?

Claudia Buerhop: Von 510 Modulen zeigten 27 eine Temperaturerhöhung. Selbst ein Kelvin Temperaturerhöhung ist mit Leistungseinbußen verbunden. Mit der Thermografie wurden auch alle Module detektiert, bei denen die Modulleistung um zehn Prozent gefallen war. Wir hätten auch ohne die Sunsniffer-Daten die gleichen Module identifiziert, aber wir hätten die Module mit kleineren Temperaturdifferenzen nicht ausgewechselt.

Warum sind Sie sich sicher, dass die Leistungsdaten, die Sunsniffer meldet, richtig sind und dass vor allem die Steigerung der Performance eintritt, die Sie für einen Austausch berechnen?

Ingmar Kruse: Die künstliche Intelligenz des Sunsniffer-Systems vergleicht die Ertragsdaten jedes Moduls und Strings zusätzlich zur Simulation mit den Ertragsdaten der anderen Module und Strings. Somit validiert sich das System intern und erhöht die Sicherheit der Systemaussagen. Eine solche Kalkulation wäre ohne künstliche Intelligenz sehr aufwendig. Der Eigentümer kann dann den Mehrertrag den Reparaturkosten gegenüberstellen und entscheiden. Die jüngsten Studien der IEA zeigen, dass anfängliche kleinere Modulleistungsverluste immer in größere Verlusten münden. Ein betroffenes Modul wird spätestens nach fünf oder zehn Jahren ersetzt werden müssen. Nur dann mit der unschönen Erkenntnis, dass die Reparaturen notwendig waren, aber aufgeschoben wurden und sich dadurch vermeidbare Ertragsverluste aufsummierten.

Gibt es auch etwas, das die Thermografiedaten gezeigt haben, was man mit den Sunsniffer-Daten nicht erfahren hätte?

Ingmar Kruse: Es war sehr interessant zu sehen, wie die Ergebnisse übereinstimmen. Es gibt bei den Sunsniffer-Daten den Vorteil, dass sie über Jahre vorliegen, wir also eine Modulhistorie haben. Man sieht bei einem Modul genau, wann seine Leistung nachgelassen hat. Dadurch kann man auch kleinere Schädigungen sehen.

Claudia Buerhop: Das stimmt. Andererseits haben wir bei den Thermografiedaten einen Gesamtüberblick über die Qualität. Der ist nicht trügerisch, da kann es keine falschen Zuordnungen der Daten zu den Modulen geben, auch können ausgefallene Sensoren das Ergebnis nicht verfälschen. Bei der Thermografie erhält man ein Bild.

Beim Sunsniffer hat man modulaufgelöste Daten, bei Thermografie zellaufgelöste. Hilft das etwas, auch wenn es eigentlich um die Modulleistung geht?

Claudia Buerhop: Ja. Man kann auf den Fehler rückschließen und besser beurteilen, ob der wirklich schlimm ist. Wir sehen mit der Thermografie nämlich relativ genau, was für Fehler vorliegen. Also ob eine Zelle oder ob fünf Zellen betroffen sind, ob es punktuelle Fehler sind oder ob ein ganzer Substring ausgefallen ist, ob es sich etwa um PID handelt. Wenn man zum Beispiel eine Zelle mit PID sieht, ist das noch gar nicht schlimm. Aber man weiß, dass man das weiter beobachten muss.

Ingmar Kruse: Wir konnten das jetzt nicht vergleichen, da bei dieser Anlage keine PID besteht. Für uns war es extrem spannend, unsere Messdaten mit den Ergebnissen der Infrarot-Thermografie zu vergleichen. Bisher hatten wir nur Daten, jetzt haben wir die Darstellung unserer Auswertung an die Thermografie-Auswertungen angepasst, die jeder kennt. Thermografie ist übrigens ein nicht zu unterschätzender Aufwand. Außerdem benötigt man qualifiziertes Personal. Da bin ich, bezogen auf den ganzen Weltmarkt, skeptisch.

Claudia Buerhop: Man muss einen Mann hinschicken und die Auswertung erfolgt manuell. Aber die Thermografie hat eine hohe Akzeptanz in der PV-Szene gewonnen. Die gab es nicht immer. Und das Preis-Leistungs-Verhältnis wird immer besser. Es gibt einfache Fälle für Thermografie und solche, wo man gut ausgebildete Experten benötigt. In der jetzt untersuchten Anlage waren Effekte mit Temperaturinhomogenitäten überlagert, und ich und mein Kollege kamen zu unterschiedlichen Einschätzungen. Da waren die elektrischen Daten sehr hilfreich.

Können Sie dafür ein Beispiel geben?

Claudia Buerhop: Zwei Zellen waren marginal ein halbes bis ein Grad heißer. Über der Zelle lagen Temperaturschleier, die durch Konvektion über der Zelle und Reflexion von Gebäudewänden zustande kam. Durch die Messung von Herrn Kruse wissen wir, da gibt es drei bis sechs Prozent Leistungseinbußen. Das zu sehen war für uns wertvoll. Bei der nächsten Messung weiß ich, dass solche Module bereits einen geringen Anteil an einer Ertragsminderung haben können.

Ingmar Kruse: Das zeigt, dass bei der Thermografie wirklich Profis gefragt sind. Für einen Betreiber sind am Ende aber nur die Messdaten aussagekräftig. Er will wissen, welche Module weniger leisten. Die Warnung soll möglichst automatisiert laufen. Das geht mit Sunsniffer, wie wir hier gesehen haben. Wenn Institute Anlagenfehler verstehen wollen, ist wiederum Thermografie eine tolle Sache.

Allerdings nur, wenn man beim Bau in die technische Ausrüstung investiert. Wozu braucht man denn die Temperaturmessung in der Anschlussdose?

Ingmar Kruse: Die Temperaturmessung hilft uns sehr viel weiter, wenn wir berechnen, wie gut die Anlage wirklich läuft. Wir haben zwei verschiedene Ansätze. Bei der Beispielanlage ging es um eine Fehlersuche. Das geht mit Thermografie und damit, dass wir Strom- und Spannungswerte der Module vergleichen. In einem zweiten Ansatz berechnen wir eine Art neutralisierte Performance Ratio, die zeigt, wie gut die Anlage läuft.

Claudia Buerhop: Die Temperaturdifferenz sehen wir natürlich auch im IR-Bild. Wenn wenig Wind herrscht, kann man zum Beispiel oben am Modul eine fünf Grad höhere Temperatur messen als unten am Modul. Das können Sie mit Sunsniffer auch mit einem schlauen Algorithmus nicht aus Ihren Messungen herausbekommen. Welche Temperatur muss man nehmen und welche Temperatur haben Sie, um sie mit der Leistung des Moduls zu korrelieren? Die mittlere Temperatur, die obere, die untere oder die Randtemperatur? Man sieht aber auch am Beispiel der untersuchten Anlage, dass die Temperaturmessung zusätzlich zu den elektrischen Daten sinnvoll ist. So müssten Sie die Strings wirklich wunderbar berechnen können. Im Infrarotbild sehe ich natürlich nur die Temperatur.

Ingmar Kruse: Das machen wir über unsere Engine. Wir berücksichtigen die tatsächliche Temperatur und die Flasherwerte jedes einzelnen Moduls, messen die Einstrahlung und berechnen daraus einen Sollwert für ein Modul.

Können Sie einschätzen, ob die Modultemperatur, die in der Anschlussdose gemessen wird, genau genug ist, um einen aussagekräftigen Sollwert für ein einzelnes Modul zu errechnen, mit dem die aktuellen Leistungsdaten im Sunsniffer-Portal verglichen werden?

Ingmar Kruse: Die Messunsicherheit ist sehr gering. Sie reicht aus für eine sehr genaue Betriebsführung und dafür, diese zu automatisieren.

Claudia Buerhop: Das denke ich auch. Das Schöne ist, dass man ja auch die historischen Daten immer wieder analysieren kann. Wenn ich bei einem Modul einen Fehler vermute, kann ich mit verschiedenen Algorithmen versuchen, ihn zu verifizieren. Das geht mit IR-Thermografie nicht.

Herr Kruse, Sie sagen, der neue Ansatz kann die Betriebsführung revolutionieren. Wieso?

Ingmar Kruse: 80 Prozent der Kosten im Service von Anlagen sind Arbeitskosten. Der größere Teil davon wird in die Fehlersuche investiert. Das sind auch die teureren Mitarbeiter. Wenn wir O&M-Kosten reduzieren wollen und müssen, brauchen wir eine Digitalisierung dieses Bereichs. Man braucht Messungen an der Stelle, wo die Energie entsteht, nicht nur wie heute an den Combinern, wo die Energie nur gesammelt wird. Sonst kann man O&M nicht auf die nächste Stufe bekommen.

Wie gehen Sie bei der Anlage, über die wir gesprochen haben, vor?

Ingmar Kruse: Die Gewährleistungspflicht bei älteren Modulen liegt bei zehn Prozent Ertragsreduzierung innerhalb der ersten zehn Jahre. Es macht aber unter Umständen schon bei fünf Prozent Sinn, die Module auf eigene Kosten zu ersetzen. Vor allem, wenn man, wie wir, einen Pauschalvertrag mit einem Dienstleister hat, der günstig tauscht. Durch das Webportal kann man das leicht ausrechnen, da es ja den Ertragsgewinn anzeigt. Bei den heutigen linearen Leistungsgarantien zahlt es sich noch mehr aus, dass wir im Portal flexibel Garantiebedingungen hinterlegen und mit den tatsächlichen Modulleistungen genau abgleichen können.

Das Gespräch führte Michael Fuhs.

Kasten: Das Experiment

Rund 20 Autominuten von Nürnberg entfernt, auf dem Dach einer Druckerei in Cadolzburg, erzeugen seit fünf Jahren 510 Solarmodule im Jahr zwischen 90.000 und 100.000 Kilowattstunden Strom. Installiert hat sie Ingmar Kruse, Gründer und Geschäftsführer von Sunsniffer, mit seinem damaligen Unternehmen Storm Energy. Normalerweise freut man sich nicht über Modulfehler. In diesem Fall war es anders. Im vergangenen Jahr war die Anlage Schauplatz eines Experiments, und Ingmar Kruse freute sich, Claudia Buerhop als Thermografieexpertin dafür gewinnen zu können. Ihre Aufgabe war es, mit Thermografie möglichst genau die Fehler in der Anlage zu detektieren. Seine Aufgabe war, das Gleiche mit den Monitoringdaten zu tun. Das Besondere: Diese sind modulaufgelöst, da in jeder der Modul-Anschlussboxen ein Sunsniffer-Sensor kontinuierlich Spannung und Temperatur misst. Ihr Ziel: Sie wollen verifizieren, welche Erkenntnisse sich mit welcher Methode gewinnen lassen.

Die Anlage: 99,45 Kilowatt, Inbetriebnahme 2012, es zeigten sich schon im ersten Jahr Probleme mit den Modulen, die ersten drei Module wurden sofort nach Inbetriebnahme getauscht. Der letzte Modultausch vor dem Experiment fand 2014 statt. Trotz der Modulfehler lag der spezifische Ertrag nahe an dem, den Vergleichsanlagen in der Region erbracht haben, teilweise sogar darüber.

Die Kriterien

In der Untersuchung sollte festgestellt werden, welche Module Auffälligkeiten zeigen. Es sollten diejenigen identifiziert werden, die es sich auszutauschen lohnt, weil damit die Performance der gesamten Anlage steigt. Eine zweite Aufgabe war festzustellen, welche Module so weit degradiert waren, dass sie einen Garantiefall darstellten. Danach müsste der Hersteller Module tauschen, deren Leistung unter Einbeziehung der Messunsicherheiten zehn Prozent unter der Nennleistung liegt.

Analyse mit Sunsniffer

Die Sunsniffer-Sensoren messen in der Anschlussdose eines jeden Moduls kontinuierlich Spannung und Temperatur. An den Stringenden werden die Stromstärken gemessen, mit einem Einstrahlungssensor die Lichtintensität – daraus ergibt sich ein Bild der einzelnen momentanen Modulleistungen.

Der Rückschluss auf die Degradation der Module und deren Einfluss auf die Gesamtanlagen-Peformance ist nicht einfach. Dazu betrachtet das Computerprogramm die Zeitreihe der Werte und die Daten für unterschiedliche Einstrahlungen. Die Algorithmen können daraus laut Kruse die prozentuale Degradation der Nennleistung berechnen, ebenso welche Module ausgetauscht werden sollten. Es können Kriterien festgelegt werden, ab welcher Abweichung vom Sollwert ein Modul als fehlerhaft gilt. Funktionierende Module stellt das Portal auf einem Anlagenplan in Grün dar, solche mit eingeschränkter Leistung in Gelb und defekte Module in Rot. Der Installateur kann seinen Service-Einsatz mithilfe des Serviceberichts durchführen oder eine spezielle App nutzen. Damit können bei einem Modultausch gleich die Seriennummern der neuen Module in die Datenbank übertragen werden.

In der Analyse kam heraus: 27 Module zeigen nach den Sunsniffer-Ergebnissen Auffälligkeiten. Drei Module liegen zehn Prozent unter Nennleistung. Der maximale Leistungsverlust eines Moduls liegt bei 28 Prozent.

Die thermografische Untersuchung

Die Thermografie wurde mit dem aIR-PV-check von Claudia Buerhop und ihrem Team vom ZAE durchgeführt. Der aIR-PV ist ein ferngesteuerter Flugroboter mit Infrarotkamera. Damit werden heute oft Anlagen aller Art untersucht, Neuanlagen direkt nach der Fertigstellung zur Abnahme, Altanlagen bei Routineuntersuchungen oder bei einem Verkauf. Die Messgröße ist die Infrarotstrahlung, mit der auf die Temperatur und noch genauer auf Temperaturdifferenzen im Modulfeld zurückgeschlossen werden kann. Diese korrelieren mit Leistungsverlusten in Modulen.

Bei einem normalen Gang der Dinge werden fehlerhafte Module mit Thermografie identifiziert. Die Experten schätzen dann den Einfluss auf die Anlagenleistung ein und entscheiden, ob Module getauscht werden. Sie können auch die Degradation der Modulnennleistung abschätzen und Garantiefälle identifizieren.

Im August 2016 wurden bei strahlendem Sonnenschein, also bei optimalen Messbedingungen, Thermografiemessungen an der Anlage durchgeführt. Als Resultat erhielten die Experten Bilder von Temperaturverteilungen auf den Modulen. Von den 510 Modulen zeigten 27 Temperaturerhöhungen. Die Maximaltemperaturen bei den Zellen in den betroffenen Modulen lagen zwischen von 0,5 und 12 Kelvin über der Temperatur eines nahen, fehlerfreien Referenzmoduls. Eine Leistungsminderung vermuten die Experten ab 0,5 Kelvin Unterschied. Die drei Module, die ein Garantiefall sind, haben sie ebenfalls unabhängig anhand des Temperaturunterschieds identifiziert.

Der Vergleich von Thermografie und Sunsniffer 25 der mit Thermografie qualitativ detektierten thermischen Auffälligkeiten sind, wie erwartet, mit einer Leistungsminderung nach den Sunsniffer-Messdaten verbunden. Nur zwei Module sind falsch positiv, zeigen also unklare, erhöhte Temperaturbereiche, die noch nicht mit Leistungsänderungen verknüpft werden konnten. Berücksichtigt man nur Temperaturdifferenzen größer als 0,4 Kelvin, wurden alle Module richtig detektiert. In der Thermografie gemessene mittlere Modultemperaturdifferenzen (das heißt über die Modulfläche gemittelte Temperatur) von einem Kelvin waren zuverlässig mit messbaren Leistungsminderungen von mehr als zwölf Prozent verbunden. Zwei Module wurden falsch negativ detektiert, zeigten also keine Auffälligkeiten in der Thermografie, obwohl ihre Leistung bereits um vier Prozent abgefallen war. Dabei handelt es sich um Rand- und Eckmodule, wo die homogene Temperaturverteilung in den Modulen gestört ist.

Kasten: pv magazine Reihe zu O&M-Themen für Investoren

Die pv magazine Artikelreihe „Future PV“ bekommt mit einem Schwerpunkt für Investoren Zuwachs. In den kommenden Monaten werden wir uns mit O&M-Themen beschäftigen, die besonders für Investoren relevant sind.

Ingmar Kruse, Gründer und CEO von Sunsniffer und Initiativpartner der Serie, sieht die Chance, mit seinem modulaufgelösten Monitoring plus detaillierter Datenanalyse die Betriebsführung und Wartung zu revolutionieren. Durch die Genauigkeit der Datenanalyse ergebe sich ein starkes Kosteneinsparpotenzial. Gleichzeitig verringere sich das Betreiberrisiko und Verantwortlichkeiten ließen sich besser zuordnen. Das senke die Kosten neuer Investments.

pv magazine wird den Kostensenkungspotenzialen im O&M-Bereich auf den Grund gehen und die verschiedenen Strategien, Investments abzusichern, vorstellen. Wir werden dazu Investoren befragen, wo sie sich dringend Verbesserungen wünschen und welche Fragen ihnen am wichtigsten sind.

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