Neue Studie bewertet inverter-gestützte Methoden für die Fehlerdiagnose in Photovoltaikanlagen
Defekte in Solarmodulen können den Energieertrag von Photovoltaikanlagen reduzieren und langfristig zu höheren Betriebskosten führen. Für Betreiberinnen und Betreiber ist deshalb eine zuverlässige Fehlerdiagnose entscheidend. Wir haben dazu nun verschiedene Verfahren der sogenannten Daylight Photoluminescence (DPL) systematisch miteinander verglichen. Unser Ziel war es, Methoden zu identifizieren, die Defekte direkt im laufenden Anlagenbetrieb sichtbar machen und gleichzeitig mit geringem technischem Aufwand im Feld einsetzbar sind.
Fehlerdiagnose bei Tageslicht
Während der Stromerzeugung senden Solarzellen eine schwache Infrarotstrahlung aus. Die dazu genutzte Daylight Photoluminescence-Technologie (DPL) macht diese für spezielle Kameras sichtbar. DPL ist ein Diagnoseverfahren für Photovoltaikmodule, welches durch spezielle Kameras die schwache Infrarotstrahlung, die Solarzellen während der Stromerzeugung unter Sonneneinstrahlung aussenden, erfasst. Aus den entstehenden Bildern lassen sich Defekte wie Zellrisse oder Bereiche mit erhöhtem Serienwiderstand erkennen, die zu Leistungsverlusten führen können. Ein wesentlicher Vorteil der Methode besteht darin, dass die Untersuchung direkt im laufenden Anlagenbetrieb und bei Tageslicht erfolgen kann. Die Herausforderung besteht aber darin, die Lumineszenzsignale von reflektiertem Sonnenlicht zu trennen. Statt teurer optischer Spezialfilter nutzten wir unterschiedliche Betriebszustände des Wechselrichters, um die Signale gezielt auszuwerten.
Fünf Verfahren im Vergleich
Wir untersuchten fünf unterschiedliche Ansätze:
- IV-Sweep des Wechselrichters
- Leistungsregelung über den Wechselrichter
- Wechselrichter-Abschaltung
- Dynamische Verschattung einzelner Module
- Kurzzeitige Stromunterbrechung (Short Current Interruption, SCI)
Zusätzlich wurden drei verschiedene Bildauswertungsverfahren verglichen:
- Dark Image Subtraction (DIS)
- Pearson Correlation Coefficient (PCC)
- Non-Normalized Pearson Correlation Coefficient (NNPCC)
Das NNPCC-Verfahren wurde im Rahmen der Studie neu entwickelt.
Neue Auswertungsmethode verbessert die Bildqualität
Die Ergebnisse zeigen, dass NNPCC Defektstrukturen deutlich besser sichtbar macht als die klassische PCC-Auswertung.
Zellrisse und Bereiche mit erhöhtem Serienwiderstand konnten insbesondere bei den Verfahren IV-Sweep und Wechselrichter-Abschaltung zuverlässig erkannt werden. Beide Methoden erreichten die höchste Übereinstimmung mit Referenzbildern aus Laboruntersuchungen.
Die quantitative Bewertung erfolgte über den Structural Similarity Index (SSIM). Die höchsten Werte von etwa 0,65 bis 0,66 wurden mit IV-Sweep und Wechselrichter-Abschaltung in Kombination mit DIS oder NNPCC erzielt.
Dynamische Verschattung als praxistaugliche Alternative
Auch die dynamische Verschattung erwies sich als vielversprechend. Dabei werden benachbarte Module kurzzeitig verschattet, während die Maximum-Power-Point-Regelung des Wechselrichters aktiv bleibt.
Der Vorteil dabei ist, dass die Methode keine Änderungen an der Wechselrichterkonfiguration erfordert und kann für die Untersuchung einzelner Module eingesetzt werden.
Bedeutung für Betrieb und Wartung von PV-Anlagen
Aus den Ergebnisse geht hervor, dass die modernen DPL-Verfahren eine Defekterkennung während des regulären Anlagenbetriebs ermöglichen.
Dadurch können:
- Wartungskosten reduziert werden
- Ertragsverluste früh erkannt werden
- Anlagenzustände schneller bewertet werden
- Stillstandszeiten minimiert werden
Besonders für große Photovoltaikanlagen eröffnet dies neue Möglichkeiten für die Zustandsüberwachung und Qualitätssicherung.
Ausblick
Die Ergebnisse der Untersuchungen legen eine Kombination aus Wechselrichter-Abschaltung für die schnelle Übersichtsanalyse und dynamischer Verschattung für die detaillierte Untersuchung einzelner Module nahe. Dieser Ansatz ermöglicht DPL-Messungen ohne Neuverkabelung und ohne tiefgreifende Eingriffe in die Wechselrichterkonfiguration.
PV-Diagnose ohne Anlagenstillstand
• Prüfung direkt im laufenden Betrieb
• Kein Ausbau einzelner Module notwendig
• Keine zusätzliche Verkabelung erforderlich
• Geringe Ertragseinbußen während der Messung
• Potenzial für schnellere Wartung großer PV-Anlagen
Zentrale Ergebnisse der Untersuchung
• Vergleich von fünf DPL-Messverfahren im laufenden Anlagenbetrieb
• Neuer NNPCC-Algorithmus verbessert die Sichtbarkeit von Defekten
• Zellrisse und Serienwiderstandsfehler zuverlässig erkennbar
• Höchste Bildqualität bei IV-Sweep und Wechselrichter-Abschaltung
• Quantitative Bewertung mittels SSIM und SNR
Warum ist das relevant?
• Fehlererkennung ohne Demontage von Modulen
• Diagnose bei Tageslicht und während des Betriebs
• Weniger Ertragsverluste durch frühzeitige Fehleridentifikation
• Geringerer Wartungsaufwand
• Beitrag zu einem wirtschaftlichen Betrieb großer PV-Anlagen