Dienstleistung zur Bewertung von Schäden an Solaranlagen: Feldprozess, EL/IV/Infrarot-Thermografie-Tests und IEC/UL/NEC-Konformität

Die Dienstleistung zur Bewertung von Schäden an Solaranlagen umfasst die Bestimmung der Schadensursachen, einen Feldbewertungsprozess, die Verwendung von EL, Messung der IV-Kurve und Infrarot-Thermografie; Einhaltung der IEC/UL/NEC-Standards; Klassifikation von Schäden nach Modulen, Wechselrichtern, BOS und Strukturen; Erstellen von Bewertungsberichten, Abhilfempfehlungen und Sicherheitsgarantie.

Häufige Schäden an PV-Systemen.

Der Fokus der Bewertung von PV-Schäden liegt auf der vollständigen Erkennung von Schadenursachen: (1) Äußere Einflüsse und Betrieb wie Stürme, Blitze, Überschwemmung, hohe Temperaturen, Hagel, starker Wind führen zu mechanischen Schäden an Modulen, Kabeln und Wechselrichtern; (2) Spezielle physikalische Phänomene wie PID (Potential Induced Degradation), Hot-Spots und Mikrorisse reduzieren die Effizienz und degradieren Module; (3) Bau- und Wartungsfehler wie lose Verbindungen, falscher Anschluss, abgenagte Kabel, Alterung der Isolationsmaterialien, Lichtbögen aufgrund von Isolationsschäden, ungeeignete Steckverbinder; (4) Zusätzliche Geräte wie überhitzte Wechselrichter, externe Schaltungsfehler, Verbindungsfehler, Verlust der Erdung, feuchte Umgebung beeinflussen die Anlagen; (5) Physikalische Belastungen auf Module wie Risse, Kratzer im Glas, Wassereintritt/Korrosion führen zu elektrischen Sicherheitsrisiken. Diese Inhalte dienen als Grundlage für systematische PV-Störfalluntersuchungen.

Projekte müssen bei harten Umgebungsbedingungen betrieben werden. Die Identifikation der Schadensursachen bei PV-Störungen optimiert Sicherheit, Effizienz und verlängert die Lebensdauer des Systems.

1) Äußere Einflüsse und Betriebsbedingungen

• Sturm, starker Wind: Wiederholte mechanische Belastungen verformen Module und Rahmen, lockern Bolzen/Verbindungen, beeinflussen DC/AC-Kabel und Wechselrichter auf Dauer durch anhaltende mechanische Spannungen [2][8].
• Blitzschläge: Können DC-Lichtbögen (DC arc fault) auslösen, Brandgefahren an Anschlüssen, Kabeln und elektrischen Geräten verursachen [1][2][6][7].
• Überschwemmungen: Feuchtigkeit dringt durch Fugen, Anschlüsse oder Gerätekapselungen ein, führt zu elektrochemischer Korrosion, verkürzt die Lebensdauer, Risiko von Kurzschlüssen und Leckstrom [2][5].
• Hohe Temperaturen: Verursachen Überhitzung von Wechselrichtern, erhöhen das Risiko von Hot-Spots auf Modulen, verringern Effizienz/Lebensdauer und führen zu Isolationsfehlern, lokalen Entladungen [3][6].
• Hagel: Kann Glas zerbrechen/knacken, Zellen und Busbars beschädigen, die Laminierungsstruktur beeinträchtigen, was zu Effizienzeinbußen oder Modulausfällen führt [1][8].

2) Spezifische physikalische Phänomene von Modulen

• PID (Potential Induced Degradation): Effizienzverlust durch Spannungsunterschied zwischen Modul und Erde; lokale Entladungen können teilweise durch spezielle Techniken reversiert werden. PID-Bewertungen erfordern kombinierte Stromprüfungen und Zeitverlaufsanalysen [4].
• Hot-Spot: Verursacht durch Abschattung, Schweißfehler oder Mikrorisse, die zu örtlichen Erwärmungen führen; Hot-Spots reduzieren die Lebensdauer, können Brände verursachen [1][4].
• Mikrorisse: Kleine Risse in Zellen, die sich im Laufe der Zeit ausbreiten, verursachen Leistungsverlust; Mikrorisse in Solarmodulen sind oft nicht mit bloßem Auge erkennbar [4].
• LID/Light Soaking: Anfangsleistungsverlust durch Licht, das eine degradierende Zone erzeugt, kann teilweise durch Light Soaking wiederhergestellt werden [4].
• Snail Trails: Verfärbungen durch Oxidation oder Klebstofffehler, oft mit Mikrorissen verbunden [4].
• Delamination: Schichttrennung innerhalb des Moduls, schwächt die Mechanik und reduziert die Effizienz [8].
• Vergilbung/UV-Abbau: UV führt zur Farbveränderung von EVA, reduziert die Lichtdurchlässigkeit [8].
• Verschmutzung: Ansammlung von Schmutz verringert die Lichtdurchlässigkeit auf Zelloberflächen, reduziert die Erträge [4].
• PID-Rückgewinnung: Teilweise Umkehrung der PID-Abbau durch spezialisierte Behandlung [4].

3) Bau- und Wartungsfehler

• Lose Verbindungen: Erhöhen den Kontaktwiderstand, verursachen DC-Lichtbögen, Hot-Spots und Brandgefahr [1][2][3].
• Falscher Anschluss: Kann Kurzschlüsse, Wechselrichterbrände oder Systemeinschränkungen auslösen [1][9].
• Unsachgemäßes Drehmoment: Kann mit der Zeit locker werden, erhöht das Entladungsrisiko und mindert mechanische Stabilität [1][8].
• Elektrochemische Korrosion: Durch Feuchtigkeit, Sauerstoff oder Chemikalien, die Steckverbinder, Kabel, Geräte beschädigen [2][5].
• Feuchteeintritt an Kabeln/Steckverbindungen: Häufige Quelle für DC-Lichtbögen, Leckstrom und Kurzschlüsse [2][5].
• Kabelnagung durch Nagetiere: Verursacht Kabelbrüche, Übertragungsverluste oder Kurzschlüsse [2].
• Isolationsalterung: Isolationswiderstand verringert sich über die Zeit, erhöht Leckstrom- und Kurzschlussrisiko [5].
• DC-Lichtbogenfehler: Lichtbögen durch Verbindungsfehler oder Komponentenschäden, können Systembrände verursachen [1][2][6].

4) Unterstützende Gerätestörungen

• Überhitzung des Wechselrichters: Durch hohe Umgebungstemperaturen oder Überlastung ausgelöst, kann Abschalt-Schutzfunktionen aktivieren oder zu Wechselrichterschäden führen [3][5].
• MPPT-Fehler: Falsche Verfolgung des Maximum Power Point verursacht Ertragsverluste [5].
• Fehler in DC/AC-Schaltungen: Fehlfunktionen von Schaltungselementen verursachen Spannungsverluste oder abnormen Betrieb [5].
• Erdungsfehler: Verlust/Falsche Erdung führt zu Leckstrom, Brandgefahr und Geräteschäden [5][7].
• PID durch Polaritätsspannung: Ungeeignete Systempolarität kann die PID-Bildung fördern [4].
• Feuchtigkeit/Kondensation im Schaltschrank: Oxidation von Komponenten, Kurzschlüsse und Verkürzung der Lebensdauer elektronischer Schaltungen [5].
• Spannungsspitzen/Über-/Unterspannung: Überspannung/Mangelspannung oder Blitzschläge können Wechselrichter und Komponenten zerstören; geeigneter SPD erforderlich [1][6].

5) Mechanische Belastungen auf Module

• Glasbruch, Zellrisse: Durch Druck- oder Schlageinwirkungen (z.B. Hagel), reduzieren Leistung und Lebensdauer [1][8].
• Hagelschlag: IEC 61215-Test zur Bewertung der Hagelbeständigkeit [8].
• Sicherheitsglas: Erhöhte Festigkeit und Widerstandsfähigkeit gegen äußere Einflüsse [8].
• IEC 61215/61730: Umwelt-, mechanische und Sicherheitsanforderungen für PV-Module [8].
• Busbar-/Ribbon-Bruch: Verlust der Stromführungsverbindung in Zellen, Effizienzreduktion [4].
• Laminationsfehler: Hohlräume in der Verklebung verursachen strukturelle Schwächen, erhöhen das Feuchtigkeitsrisiko und Leistungsabfall [4].

6) Diagnose- und Prüftechniken

• IV-Kurvenmessung: Messung der I-V-Charakteristik zur Bewertung der Modul-/String-Effizienz [4][8].
• EL (Elektrolumineszenz): Erkennung von Mikrorissen, Brüchen und versteckten Defekten [4][8].
• IR-Thermografie: Thermobilder zur Identifizierung von Hot-Spots und ungewöhnlichen Hitzequellen [4].
• Drohneninspektion: Schnelle Überprüfung aus der Luft, effizient für großflächige Projekte [8].
• Vergleich PR/PR-Verluste: Überwachung der Performance Ratio zur Erkennung von Systemdegradation [4][8].
• String-Level-Monitoring: Überwachung einzelner Strings, um frühzeitig Fehler zu erkennen [4][8].
• Isolationswiderstandstest (MEGGER): Test zur Erkennung von Leckströmen [5].
• Hi-Pot-Test: Prüfung der Hochspannungsfestigkeit der Isolierung [5].
• Surge-Test: Wellensignale zur Bewertung von SPD/Geräten bei Überspannungen [6].
• Impedanzspektroskopie: Analyse von Impedanzen zur Erkennung elektrochemischer Fehler oder interner Brüche im Modul [4].

7) Relevante Standards und Empfehlungen

• IEC 61215, IEC 61730, IEC 61646: Design, Sicherheit und Langlebigkeit von PV-Modulen [8].
• IEC 62920, IEC TS 63126: Anforderungen für hohe Temperaturbedingungen [4].
• IEC 60364-7-712: Anforderungen für AC/DC-Systeme in PV [4].
• IEC 62446-1: Leitfaden für den Systemtest und die Inspektion von PV-Systemen [4].
• UL 1741/9540: Sicherheit von Wechselrichtern und Energiespeichersystemen (ESS) [4].
• NEC, NFPA 70, IEEE: Standards/Vorschriften für PV-Systemsicherheit und -design [4].

8) Risikominderungsmaßnahmen

• Blitzschutz, SPD: Geeignete SPD zur Absicherung vor Überspannungen/Blitzschlägen implementieren [1][6].
• Entwässerungsdesign: Lokale Überschwemmungen vermeiden, Feuchtigkeitsinfiltration minimieren [2][5].
• IP-Rating erhöhen, Abdichtung verstärken: Geräteauswahl entsprechend Umweltschutzanforderungen, gegen Feuchtigkeit/Staub abdichten [2][5].
• UV-beständige Materialien: Alterung von Kunststoffhüllen und Steckverbindungen durch UV-Strahlung reduzieren [4][8].
• Korrekte Kabelbefestigung/Kabelwanne: Kabel vor mechanischen Einflüssen und Korrosion schützen [2][5].
• Richtige Drehmomentanwendung: Stabile Verbindung gewährleisten, Anschlusslockerung verhindern [1][8].
• Regelmäßige Kontrollen: Früherkennung von Anomalien und rechtzeitige Behandlung [4][5].
• Zustandsüberwachung: Kontinuierliche Online-Überwachung zur Leistungsoptimierung und Früherkennung von Störungen [4][8].

Unter Berücksichtigung der Faktoren von Ursachen bis Diagnose, Standards und Prävention kann ein Unternehmen proaktiv Risiken kontrollieren, PV-Störungen reduzieren und den Betrieb langfristig optimieren.

Verfahren zur Feldbewertung und elektrische Sicherheit.

Der Vor-Ort-Prozess zur Bewertung von Schäden an Solaranlagen umfasst: visuelle Inspektion von Modulen, Strukturen, Verbindungen, Glasschichten, Blitzschutz- und Kabelschutzsystemen; Elektrische Sicherheitsprüfung wie Isolationswiderstand, Erdungssysteme, Leckstromgefahr und Lichtbogen; Aufnahme und Messung der Betriebszustände. Dieser PV-Evaluierungsprozess garantiert objektive Daten zur Ursachen- und Schadensgradanalyse und sorgt durch Energieisolierung, Einsatz von Isolationswerkzeugen und schrittweises Arbeiten für Sicherheit von Personal und Ausrüstung..

Umfang und Ziele

Für Solaranlagen nach Zwischenfällen ist die Feldbewertung ein grundlegender Schritt, um den Schaden zu bestimmen und die Betriebssicherheit wiederherzustellen. Der Prozess konzentriert sich auf visuelle Inspektion, elektrische Sicherheitsprüfungen, Abstimmung mit IEC/NEC-Standards und die Erstellung von Messprotokollen, um Handlungsempfehlungen abzuleiten.

Visuelle Feldinspektion

• PV-Module: Beobachtung von Rissen, Glasbrüchen, Delamination (Schichttrennung) und PID-Anzeichen zur Effizienzreduktion. PV-Thermografiebilder gemäß IEC 62446-1 zur Erkennung von Hot-Spots und schlechten Kontaktstellen. Dies ist ein wichtiger Bestandteil der PV-Feldbewertung zur frühzeitigen Isolation potenzieller Gefahren.
• Strukturrahmen und Konstruktionen: Bewertung von Korrosion, Deformation, mechanischen Schäden; Überprüfung von Verbindungen, Schrauben, Schweißnähten und Feuchtigkeits-/Rostanzeichen, die die Systemhaltbarkeit beeinträchtigen könnten.
• Anschlussdosen und Kabelverbindungen: Überprüfung der Anschlüsse und Dosen auf Feuchtigkeit, Oxidation oder Lockerheit, die Kurzschlüsse verursachen könnten; Überprüfung von DC/AC-Kabeln, Kabelwannen, Leitungen auf Schnitte, Kratzer, thermische Alterung oder Schädlingsbeschädigung.
• Blitzschutz- und Überspannungsschutzsysteme: Vergleich des Zustandes des PV-Blitzschutzsystems gemäß IEC 62305; Überprüfung der Überspannungsschutzvorrichtungen (SPD) gemäß IEC 61643 und Bewertung der aktuellen Leistung.

Technische elektrische Sicherheitsprüfung

• Isolationswiderstandsmessung: Durchführung mit einem Megohm-Meter gemäß IEC 62446-1, um sicherzustellen, dass der Isolationswiderstand von Kabeln und Modulen den Sicherheitsrichtlinien entspricht (häufig > 1 MΩ). Die Isolationswiderstandsmessung ist Pflicht bei Sicherheitskontrollen nach Vorfällen.
• IV-Kurve, Voc/Isc: Messung und Vergleich der IV-Charakteristik gemäß IEC 61215, Gegenüberstellung mit Herstellungsdaten zur Erkennung von Effizienzverlusten.
• Erdung und Schutzleiter (PE): Messung des Erdungswiderstands innerhalb zulässiger Grenzen (z.B. < 100 Ω je nach System) und kontinuierliche Prüfung der Schutzleiter, um Leckstrom zu verhindern.
• Leckstromerkennung, Lichtbogen (AFCI): Verwendung von Lichtbogenerkennungsgeräten zur Erkennung und Isolation gefährlicher Leckströme und Kurzschlüsse.
• Systemweite Thermografie: Nach IEC 62446-1, Thermografie von Modulen, Anschlussboxen und Leitungen zur Erkennung von Hot-Spots und schlechten Verbindungen. Diese Aktivität unterstützt die quantitative PV-Feldbewertung durch bildliche Beweise.

Sicherheitsverfahren bei Feldarbeiten

• Energieisolierung: Ausschalten der PV-Anlage und Wechselrichter, Anwendung von Lockout-Tagout (LOTO), um sicherzustellen, dass während der Inspektion keine Stromversorgung erfolgt.
• PPE: Vollständige persönliche Schutzausrüstung, Isolierhandschuhe, Schutzbrillen und Helme entsprechend dem Risikoniveau bereitstellen.
• Sicherheitsabstand: Einhaltung von IEC 60364-7-712 und NEC 690 beim Arbeiten in der Nähe von Energieführenden Geräten. Dies ist eine Grundanforderung für die elektrische Sicherheitskontrolle vor Ort.

Geltende Standards

• IEC 62446-1:2016 – Anforderungen zu Inspektion, Abnahme von netzgebundenen PV-Systemen, einschließlich IV-Kurve, Isolationswiderstandsmessung, Thermografie und Abnahmedokumentation.
• IEC 60364-7-712:2017/2025 – Richtlinien zur PV-Installation, Schutz vor Leckstrom, Erdung, elektrische Sicherheit und Arbeiten an Strom führenden Systemen.
• NEC Artikel 690 – PV-Elektrosicherheitsanforderungen: Kennzeichnung, Schutz, Energieisolierung, Spannungsgrenzen, Überstromschutz.
• IEC 61215, IEC 61730 – Zuverlässigkeit, Leistung und elektromechanische Sicherheit von PV-Modulen.
• IEC 62305, IEC 61643 – PV-Blitzschutzsysteme und Überspannungsschutzgeräte (SPD).

Nach-Vorfall-Inspektionsschritte

1. Energieisolierung und Sicherheit gewährleisten: LOTO, PPE, Wechselrichter und PV-Modulfeld abschalten.
2. Visuelle Inspektion: Module, Rahmen; Untersuchung von Glasrissen, Delamination; PV-Thermografiebilder zur Erkennung von Hot-Spots aufnehmen.
3. Überprüfung von Anschlussdosen, Verbindungen, DC/AC-Kabeln, Kabelwannen, Leitungen: Nach Anzeichen von Schäden, Feuchtigkeit, Oxidation, Leck suchen.
4. Blitzschutz- und SPD-Systeme überprüfen: Überprüfen der Leistung und messen von relevanten Erdungskomponenten.
5. Isolations- und elektrische Parameter messen: Voc, Isc, IV-Kurve, Isolationswiderstand und PE-Kontinuität gemäß IEC 62446-1 messen.
6. Leckstromerkennung, Lichtbogenprüfung: Gerät zur Lichtbogenerkennung (AFCI) verwenden, um Fehlfunktionen zu identifizieren und zu isolieren.
7. Wärmeaufnahmen erfassen: Systemweite Thermografie von Modulgruppen, Anschlussboxen und Leitungen.
8. Daten erfassen: SCADA-, Wechselrichter-Logger, Bilder und Feldnotizen aufzeichnen.
9. Protokoll erstellen: Zustände, Ergebnisse der elektrischen Sicherheitsinspektionen und Reparaturempfehlungen festhalten.

Diese Abfolge gewährleistet eine PV-Feldbewertung mit umfassenden Beweisdaten und internationale Fachnormkonformität.

Beispielinhalt einer Inspektionsdokumentation

• Kunden-, Projektinformationen; Zeit, beteiligte Personen.
• Beschreibung des PV-Systems: Leistung, Anzahl der Module, Wechselrichter.
• Visuelle Inspektionsergebnisse, PV-Thermografiebilder und Hot-Spot-Erkennung.
• Isolationswiderstandsmessung, IV-Kurve, Voc/Isc; Erdungs- und PE-Kontinuitätsergebnisse.
• Erkennung von Lichtbogen/Leckstrom (AFCI) und Ausmaß der Betroffenheit.
• Empfohlene Behandlungs-/Reparaturmaßnahmen; Unterschriften des Prüfers und des Auftraggebers.

Die Einhaltung von IEC 62446-1, IEC 60364-7-712, NEC 690, IEC 61215, IEC 61730, IEC 62305 und IEC 61643 ermöglicht eine transparente, konsistente PV-Feldbewertung, die elektrische Sicherheitsüberprüfungen priorisiert und eine solide technische Basis zur Systemwiederherstellung nach Vorfällen schafft.

Testmethoden: EL, IV-Kurve und Thermografie.

Die Dienstleistung zur Bewertung von Schäden an Solaranlagen nutzt Standardwerkzeuge: (1) EL-Prüfung an Modulen zur Erkennung von Mikrorissen, toten Punkten und nicht sichtbaren Zellenverschlechterungen; (2) IV-Kurvenmessung zur Bestimmung von Leistungseinbußen, Fehlererkennung in internen/externen Schaltungen unter Standardbedingungen; (3) Infrarot-Thermografie zur Erfassung von Hot-Spots, Überhitzungen an Modulen, fehlerhaften Verbindungen mit Brandpotenzial. Die Kombination von EL, IV-Kurve und Thermografie ermöglicht eine schnelle, genaue Ursachenbestimmung und Schadensquantifizierung..

Das Evaluieren der Modul- und Stringqualität erfordert einen synchronisierten Messprozess, der EL-Prüfung von PV, IV-Kurve von PV und Thermografie von PV gemäß aktuellen IEC-Standards wie IEC 62446 kombiniert, um Vergleichbarkeit zu gewährleisten und Phänomene wie PID in Solarmodulen, Mikrorisse oder Verbindungsfehler zu diagnostizieren.

Elektrolumineszenzprüfung (EL) für PV-Module

• Prinzip: Beim Anlegen von Strom durch die PV-Zelle verursacht die Rekombination von Ladungsträgern Lichtemission im infraroten/nahen infraroten Bereich. EL-Bilder zeigen helle–dunkle Muster, die Materialqualität und Fehler wie Mikrorisse, inaktive Bereiche, gebrochene Finger/Busbars, Zellfehlanpassung oder PID-Abbausymptome widerspiegeln.
• Gerät: DC-Stromquelle zur Anregung von Modulen bei Nennstrom/-spannung; CCD/CMOS-Kamera mit Infrarotempfindlichkeit oder spezielle Kamera mit passendem Filter; dunkle oder abgeschirmte Umgebung zur Reduzierung von Lichtinterferenzen.
• Prozess:
  1. Labor: Festlegung eines Standardstroms (nahe Isc), Aufnahme hochauflösender EL-Bilder zur Material- und Fehleranalyse.
  2. Feld: Verwendung mobiler Geräte, Kontrolle des Umgebungslichts, Anpassung des Anregungsstroms, Festlegung der Belichtungszeit; Normierung der Modultemperatur, des Stroms und der Lichteinwirkung.
• Relevante IEC-Standards: IEC 60904-11 beschreibt die EL-Messmethoden; IEC 61215 und IEC 61646 leiten zur Bewertung von Modulhaltdauer und -fehlern an, wobei EL ein effektives Werkzeug ist.
• Häufige Fehlerbilder auf EL-Bildern:
  • Mikrorisse: Vereinzelte dunkle Flecken, die sich im Lauf der Zeit entwickeln können.
  • Zellfehlanpassung: Uneinheitliche Helligkeit von Zellen.
  • PID: Lokale Helligkeitsreduktion durch Effizienzabnahme.
  • Finger/Busbar-Bruch: Dunkle Linien in Richtung leitender Finger oder Sammelschienen.
  • Inaktive Zellbereiche/tote Punkte: Große dunkle Bereiche ohne Leuchtemission.
• Einflussfaktoren für Messfehler: Umgebungslicht, Modultemperatur, Anregungsstrom, Belichtungszeit und Aufnahmewinkel können Signalstärke verfälschen oder Bilddeformation verursachen.

Strom-Spannungs-Kurvenmessung (I–V) für PV-Module/-Strings

• Messstandards: IEC 60904 ist die Elektrotechniknorm für Photovoltaikzellen; IEC 60891 leitet zur Korrektur von Daten zu Standard-Test-Bedingungen (STC) (1000 W/m², 25 °C, AM 1.5G) zur fairen Vergleichbarkeit von IV-Kurve PV-Messungen an.
• Analyseparameter:
  • Voc (Leerlaufspannung), Isc (Kurzschlussstrom), Pmax (Maximalleistung).
  • Fill Factor (FF) = Pmax / (Voc × Isc), zeigt die „rechtwinklige“ Form der Kurve an.
• Fehlererkennung durch I–V-Kurve:
  • Leistungsabfall: Pmax unter dem Original- oder kompatiblen Modulwert.
  • Serienfehler: Spannungsreduzierung; Parallelfehler (Shunt): Stromreduzierung.
  • Abschattungen: Verformungen der Kurve, lokale Knickpunkte.
  • Bypass-Diodenverhalten: Merkmale in der Steigung bei negativer Spannung.
  • Leitungsabfall: Bewertung durch Spannungs-/Stromverlust im String.
• Messpraxis: Messungen unter stabilen Strahlungs- und Temperaturbedingungen durchführen; Abtrennung von Strings/Modulen für Vergleich; Normierung der Daten zu STC gemäß IEC 60891 zur genauen Analyse der IV-Kurve PV.

Infrarot-Thermografie (IR) für PV

• Standards und Anwendungen: IEC TS 62446-3 und IEC 62446 regeln Geräte, Messbedingungen und die Erkennung von Hotspots, Delamination, PID, Überhitzung bei Anschlussdosen oder MC4-Verschlüssen.
• Inspektion durch Drohnen: UAV (unbemannte Luftfahrzeuge) zur Abdeckung großer Areale eingesetzt; Kalibrierung des Oberflächenemissionsfaktors, Anpassung des Betrachtungswinkels, der Flughöhe und der Messfrequenz erforderlich, um konsistente Thermografiekarten für die Thermografie PV zu erzielen.
• Fehlererkennung in Thermobildern:
  • Hot-Spot: Abnorm hohe Temperaturpunkte durch Zell-/Verbindungsfehler.
  • Delamination: Unterschiedliche Temperaturzonen bei Schichttrennung.
  • PID: Uneinheitliche Warmebereiche.
  • Überhitzung bei Anschlussboxen/Verbindungen: Lokaler Temperaturanstieg.
• Einflussfaktoren und Messfehler: Emissivity-Änderungen durch Staub/Schmutz/Feuchtigkeit; Wind kühlt Oberflächen; Betrachtungswinkel und Flugbedingungen beeinflussen Signale; Messfehler können um mehrere Grad Celsius abweichen, wenn sie nicht nach Verfahren standardisiert sind.

EL + I–V + IR zur Ursachenbestimmung und Schadensmaßstab

• Zielsetzung: Fehler bei Modulen (Zellen, Laminat) oder BOS (Verbindungen, Kabel, Wechselrichter) differenzieren; Bewertung auf Zell-, String- und Systemebene.
• Ermittlungsprozess:
  1. IV-Messung: Bestimmung von Strom, Spannung, Leistung, Fehlerarten, Abschattung.
  2. EL-Fotografie: Identifikation von Mikrorissen, toten Zellen, Fehlanpassung, PID-Symptomen auf Zellebene.
  3. IR-Fotografie: Aufdeckung von Hotspots, überhitzten Verbindungen zur Sicherheitseinschätzung.
  4. Datenabgleich: Fehlermuster in EL-, I–V- und Thermografie-Bildern vergleichen und Ursachenmodul oder BOS zuordnen.
  5. Berichterstellung: Illustrationen, Leistungsdaten, Einflussgrad und Abhilfemaßnahmen zusammenfassen.
• Bewährte Verfahren vor Ort:
  • Normierung der Messbedingungen, Kalibrierung der Geräte gemäß IEC 60904 (EL, I–V) und IEC 62446 (Thermografie PV, Systemprüfung).
  • Umweltbedingungen (Temperatur, Strahlung, Wind) aufzeichnen, Geräte vor/nach Messungen abgleichen.
  • Spezialisierte Analysesoftware zur Verarbeitung von EL-/IR-Bildern und I–V-Daten verwenden, um Rückverfolgbarkeit und Vergleichbarkeit über Zeit zu gewährleisten.

Die Kombination aus EL-Prüfung PV, IV-Kurvenanalyse PV und Thermografie PV in Übereinstimmung mit IEC 62446 und verwandten Standards verkürzt Diagnosezeiten, erhöht die Zuverlässigkeit bei der Ursachenbestimmung und bietet klare technische Grundlagen zur Wartungs-, Reparatur- und Betriebsoptimierung in Systemen, die von PID oder Verbindungsfehlern betroffen sein können.

IEC/UL/NEC-Standards und Versicherungsanforderungen.

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden beachtet internationalen Standards: IEC 61215 und IEC 61730 für Modulqualität und -sicherheit; IEC 62817, UL 1703 und NEC 690 für Installations- und Sicherheitsanforderungen. Detaillierte technische Berichte bilden die Grundlage für Versicherungsbewertungen zur Ermittlung von Ursachen, Schadenumfang und Wertbestimmung von Modulen, Wechselrichtern, BOS und Strukturen. Standardanwendung garantiert konsistente, transparente und akzeptierte Ergebnisse in der PV-Versicherungsbewertung..

Angewandte Standardrahmen in der Bewertung von PV-Schäden

• IEC 61215: Referenz zur Bewertung der Qualitätsbelange von Photovoltaikmodulen bei Betrachtung von Schäden und Abbau.
• IEC 61730: Sicherheitsanforderungsrahmen für Photovoltaikmodule zur Überprüfung von Sicherheitsrisiken bei der Schadensbewertung.
• IEC 62817, UL 1703, NEC 690: Normengruppen zur Überprüfung von Installations- und Sicherheitsanforderungen, gewährleisten die Gegenüberstellung von Ist-Zustand und international anerkannten technischen Kriterien.

Bewertungsumfänge

• PV-Module: Vergleich gemäß IEC 61215 und IEC 61730 zur Betrachtung von Qualitäts- und Sicherheitsaspekten bei Schadensfällen.
• Wechselrichter: In die Bewertungsdokumentation aufgenommen zur Ermittlung von Ursachen und Schadenumfang im Zusammenhang mit elektrischer Umwandlung.
• BOS-Systeme: Umfasst unterstützende Systemelemente, bewertet zur Klarstellung von Einflusssphären und Versicherungswertschätzungen.
• Strukturen: Erfassen des Zustands und einwirkung zum technischen Gesamtbild der Versicherungspflichtdokumentation.

Technische Dokumentation für Versicherungsbewertungen

• Ursachenermittlung: Aufklärung der Faktoren, die zu Schäden an PV-Modul, Wechselrichter, BOS-Systemen und Strukturen führten.
• Quantifizierung des Schadenumfangs: Abgrenzung von Einflussbereichen je Element zur Unterstützung der Wertermittlung.
• Versicherungswertbestimmung: Basierend auf technischen Bewertungsergebnissen und dokumentiertem Schadenumfang.

Standardanwendungsprinzipien in der Inspektion

• Compliance mit genannten Standards (IEC 61215, IEC 61730, IEC 62817, UL 1703, NEC 690) zur Sicherstellung von Bewertungen auf international anerkannten Kriterien.
• Eine präsentierte, einheitliche und transparente Prüfürlegung zur Deckung der Versicherungsbetrachtungsansprüche.
• Abgleich von Installations- und Sicherheitsbedingungen mit relevanten Standards erhöht die Verlässlichkeit der Dokumentation in der Versicherungsprozessabwicklung.

Ergebnispräsentation

• Nach Normengruppen: PV-Modulbewertungen gemäß IEC 61215 und IEC 61730; Installations- und Sicherheitsinhalte mit IEC 62817, UL 1703 und NEC 690 abgleichen.
• Nach Asset-Kategorien: Module, Wechselrichter, BOS und Strukturen getrennt nach Ursache, Schadensgrad und Wertbasis darstellen.
• Zielklärung für Versicherungen: Inhaltsstruktur dient direkt zur Ursachenermittlung, Einflusserfassung und Versicherungsgrundlagenschaffung.

Klassifikation von Schäden nach Modul, Wechselrichter, BOS und Strukturen.

Klassifikation von Schäden nach Modul, Wechselrichter, BOS und Strukturen.

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden differenziert klar: Modulkategorien – Glasrisse, Mikrorisse, Hot-Spots, PID, Effizienzverluste; Wechselrichter – Überhitzung, Anschlussfehler, Erdungsprobleme, Schaltungsfehler; BOS – Kabelschäden, Anschlussfehler, Boxdefekte, Leckströme; Strukturen – Brüche, Verformungen durch Stürme, Blitze, mechanische Belastungen. Diese Klassifikation priorisiert die Behandlung nach Risiko und Wert der einzelnen Asset-Kategorien, unterstützt gezielte PV-Störungsuntersuchungen und ermöglicht geplante Wartungs- und Reparaturmaßnahmen..

Der Ansatz der Gruppierung nach Gerätekategorien erlaubt eine systematische Bewertung von PV-Schäden, mit Fokus auf die schwer beschädigten Bereiche und optimale Entscheidungen zu Reparatur/Ersetzung. Dadurch kann der Untersuchungsumfang, die Ressourcen sowie die Systemausfallzeiten gezielt an Risiko- und Wertkategorien angepasst, statt umfassend bearbeitet werden.

Gruppierungsprinzipien für schnelle Fehlerlokalisation

• Module: Gruppierung von Abbauerscheinungen und Defiziten, die auf Modul- und Strangebene sichtbar sind, schafft Grundlage zur priorisierten Behandlung von Modulausfällen entsprechend dem Produktivitäts- und Stabilitätsgrad der PV-Einheit.
• Wechselrichter: Konzentration auf signalstörende Umwandlungen und Anomalien in Verbindung mit Schutz/Erdung, erleichtert Erkennung und Lösung wechselrichterbezogener Störungen, die das System betreffen.
• BOS: Erstreckt sich auf Leitungen, Verbindungen und Verbindungsdosen der DC/AC-Segmente; Gruppering ermöglicht schnelle Identifikation von BOS-Störungen und Ausschluss von Leckstellen/Kabelunterbrechungen.
• Strukturen: Überwachung von Verformungen, Brüchen und Verbindungsproblemen durch Umwelteinflüsse; Gruppierung ermöglicht Schadensabgrenzungen zur lokalen Verstärkung oder Ersetzung.

Priorisierte Maßnahmen basierend auf Risiko und Asset-Wert

• Priorität 1: Kategorien mit weitreichendem Risiko- oder Betriebsunterbrechungspotenzial, direkte Auswirkungen auf Gerätesicherheit und hohem Asset-Wert; erfordert sofortige Isolation und Behebung.
• Priorität 2: Kategorien mit moderatem Einfluss auf Produktivität/Stabilität, können gruppiert behandelt werden, um Ausfallzeit zu minimieren.
• Priorität 3: Kavitäten mit limitiertem Einfluss, werden in regelmäßige Instandhaltungszyklen integriert und behilflich zur Entscheidungsfindung bei Ersetzungen nach Bedarf..

Diese Struktur stellt sicher, dass alle Kategorien berücksichtigt werden, aber Ressourcen auf Bereiche mit höchsten Risiken und Asset-Werten konzentriert werden, was zu einem fokussierten Ansatz in der Bewertung von PV-Schäden führt.

Anwendung in der Felduntersuchung und Erhaltungsplanung

• Fehlerlokalisierung: Rasche Identifikation betroffener Gerätekategorien (Module, Wechselrichter, BOS, Strukturen) ermöglicht gezielte Ressourcenverteilung; somit werden Modulausfälle, Wechselrichterfehler, BOS-Probleme und Strukturdefizite klar getrennt und Überlagerung vermieden.
• Strukturierte Erfassung: Auflistung nach Kategorie, Position und Einflussgrad; Datenbasis zur Systemsicht und Unterstützung der schadensfokussierten PV-Bewertung.
• Planerstellung: Reparatur/Ersetzungslisten basierend auf Prioritäten entwickeln; optimaler Eingriffstiming und Umfang an Gerätegruppen, um Erholungszeit zu komprimieren.

Langfristiger Betriebswert

• Wiederholbarkeit: Einheitliche Gruppierung hält die Berichtsgüte über mehrere Untersuchungsrunden konstant, einfache Vergleichbarkeit und Nachverfolgung.
• Kostenoptimierung: Konzentrierte Behandlung der signifikanten Störungsstellen, Senkung von Ressourcenaufwand für nachrangige Kavitäten.
• Transparente Entscheidungsfindung: Alle Reparatur-/Ersetzungsaktionen verbunden mit spezifischen Risikostufen und Asset-Werten, technischer Basismodus zur Genehmigung.

Durch konsistente Einhaltung der Standardklassifizierung in vier Gerätekategorien können Projektteams den PV-Schadenbewertungsprozess beschleunigen, den Feldfokus beibehalten und eine gut begründete Erhaltungsplanung unterstützen, die der Sicherheitskontinuität und Effizienz gerecht wird.

Technischer Bericht und Abhilfemaßnahmen.

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden erstellt Berichte, die Fehlerbeschreibungen, Ursachenermittlung, EL-Daten, IV-Kurven und Thermobilder mit Illustrationen sowie Standardabgleiche enthalten. Abhilfemaßnahmen umfassen: Ersetzung defekter Module, Reparaturen von Verbindungen/Kabeln, Erdungsmodernisierung, Blitzschutzvorrichtungen hinzufügen, regelmäßige Instandhaltung umsetzen. Sicherheitshinweise umfassen: Energie ausschalten vor Inspektion, isolierende Geräte verwenden, Leckageüberwachung zur Vermeidung zusätzlicher Schäden. Berichte dienen als technische Nachweise für Versicherungen und als Grundlage für Betriebspläne.

Umfang der Berichterstellung und methodischer Ansatz

Die Berichte gliedern sich in zwei Kerninhalte: (i) quantitative technische Beweise, einschließlich EL-Daten, IV-Kurven und Thermografie mit Bebilderung; (ii) qualitative Analyse basierend auf Fehlerbeschreibungen, Ursachenbewertung und Standardabgleich. Dieser Ansatz stellt sicher, dass jede Bewertung durch Beweis gestützt und rückverfolgbar ist.

Datenerfassung und Feldpräsentation

• EL: Datenerfassung zur Erkennung von Anomalien auf Zellebene, Bebilderung und erläuternde Anmerkungen zur leichteren Verfolgbarkeit.
• IV-Kurve: Aufnahme und Speicherung von Charakteristiken als Ausdruck des Betriebsstatus von Strings/Arrays, grafische Darstellung zur einfachen Vergleichbarkeit.
• Thermografie: Aufnahme und Beschriftung von Beobachtungspositionen zur Erkennung von Hot-Spots, mit Bildbeispielen zur Verdeutlichung des Zustands.

Alle Datensätze sind mit Fehlerbeschreibungen verknüpft, um den Zusammenhang zwischen beobachteten Phänomenen und relevanten Gerätekategorien zu sichern.

Ursachenermittlung und Standardabgleich

Die Analyse verknüpft Fehlerbeschreibungen mit EL-, IV-Kurven- und Thermografiedaten. Ergebnisse, die bei der Standardanwendung erzielt werden, sind in der Berichterstattung dokumentiert, um technische Grundlage pro Bewertungspunkt zu etablieren. Diese Präsentation betont Konsistenz: Messdaten, Bildbeweise und technische Argumentationen müssen übereinstimmen.

Abhilfemaßnahmen nach Einflussgrad

• Ersetzen defekter Module zur Ausschaltung von Risiken und Wiederherstellung stabiler Stromversorgung.
• Reparatur von Verbindungen/Kabeln, um Verbindungsdefizite oder Isolationsmängel zu beheben.
• Erdungsmodernisierung zur Erhöhung der Betriebssicherheit und Risikominderung.
• Zusätzliche Blitzschutzvorrichtungen zur Verbesserung des Schutzes gegen Überspannungen.
• Regelmäßige Wartungen nach Plan zur Risikominderung und Leistungserhaltung.

Jede Empfehlung ist direkt mit den entsprechenden Messdaten verbunden, um Entscheidungs- und Umsetzungsprozesse zu vereinfachen.

Sicherheitsmaßnahmen im Umsetzungsprozess

• Energie vor Inspektionen ausschalten zur Sicherheit der Arbeitsschritte.
• Gebrauch zweckmäßiger Isolationsgeräte zur Reduzierung von Kurzschlussgefahren.
• Leckstromüberwachung zur Vermeidung zusätzlicher Schäden während der Messprozesse.

Diese Vorsichtsmaßnahmen gelten während der gesamten Inspektion, Messung und Dokumentation.

Nutzwert der Berichte

Berichte fungieren als technische Beweise für Versicherungsdokumentationen und dienen als Eingangsvariable für Betriebsplanungen. Der Fokus auf Fehlerbeschreibungen, Ursachenanalyse, mit EL-Daten, IV-Kurven und bildunterstützter Dokumentation verkürzt Entscheidungszeiten und liefert Grundlagen für Korrekturen und regelmäßige Wartungen.

Umwelt- und Sicherheitsaspekte bei der Schadensbewältigung.

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden erkennt Schlüsselrisiken: Stürme, Blitzschläge verursachen Struktur- und Lichtbogenschäden; PID, Hot-Spots mindern die Effizienz; Mikrorisse können sich ausbreiten; Wassereintritt, Feuchtigkeit verringern Isolation, erhöhen das Risiko von Leckströmen und Bränden; Bau-/Betriebsdefizite verringern die Systemlebensdauer. Risikokontrollvorschläge basieren auf der Einhaltung von IEC/UL/NEC und Anwendung regelmäßiger Inspektionen mit Infrarot-Thermografie, IV-Messungen und EL-Prüfungen zur frühzeitigen Fehlerkennung, Minimierung von Verlusten und Unterbrechungen..

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden legt besondere Betonung auf die Verbindung der einzelnen Risikogruppen und Frühwarntechniken, um eine geeignete Kontrollstrategie in Übereinstimmung mit IEC/UL/NEC und Reduzierung von Unterbrechungen zu entwickeln.

Exakte Wetterbedingungen: Stürme, Blitze und Systemeinflüsse

Stürme und Blitze können zu Strukturschäden und Lichtbogenbildung führen. Bei solchen Risiken besteht der primäre Ansatz in der Einhaltung von IEC/UL/NEC schon bei der Feldevaluierung und der regelmäßigen Durchführung von Prüfungen zur rechtzeitigen Erkennung von Anomalien.

• Überwachung: Regelmäßige Infrarot-Thermografie, IV-Messungen und EL-Prüfungen gemäß festgelegtem Prüfplan durchführen.
• Ziel: Frühzeitige Anomalien bei Strukturschäden und Lichtbogen erkennen, um Verluste zu minimieren und Unterbrechungen zu vermeiden.

Effizienzreduzierende Risiken: PID, Hot-Spots, Mikrorisse

PID und Hot-Spots reduzieren die Effizienz; Mikrorisse können sich mit der Zeit ausweiten und den Betrieb beeinträchtigen. Regelmäßige Inspektionstechniken werden genutzt, um frühzeitig solche Anomalien zu entdecken und Abhilfemaßnahmen einzuleiten.

• Infrarot-Thermografie hilft bei der Erkennung von Wärmeanomalien im Zusammenhang mit Hot-Spots.
• IV-Messungen bieten Einblick in Effizienzverlustsituationen.
• EL-Prüfungen von Modulen dienen zur Erkennung struktureller Anomalien wie Mikrorisse.

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden setzt diese Methoden umfassend ein, um Ausdehnungen und betriebliche Einbußen zu begrenzen.

Wassereintritt, Feuchtigkeit und elektrische Sicherheit

Wassereintritt und Feuchtigkeit verringern die Isolation, erhöhen das Risiko von Leckströmen und Bränden. Das Aufrechterhalten regelmäßiger Kontrollen nach Empfehlungen und die Einhaltung von IEC/UL/NEC ist zentrales Risiko zur Kontrolle der elektrischen Sicherheit in feuchten Umgebungen.

• Infrarot-Thermografie, IV-Messungen und EL-Prüfungen anwenden, um relevante Anomalien frühzeitig zu erkennen.
• Priorität auf das Auffinden von Leckströmen und Isolationsabnahmen legen, um Brandrisiken zu reduzieren.

Bau-/Betriebsdefizite und Auswirkungen auf die Lebensdauer

Bau oder Betriebsdefizite verringern die Systemlebensdauer. Der Schwerpunkt liegt auf Qualitätskontrollen durch Einhaltung von IEC/UL/NEC und dem fortlaufenden Prüfprozess zur Abweichungserkennung.

• Regelmäßige Prüfungen mit Infrarot-Thermografie, IV-Messungen und EL-Prüfungen von Modulen zur Erkennung von Anomalien während des Betriebs.
• Fokussierte, zeitnahe Lösungen zur Minimierung von Verlusten und Vermeidung von längeren Unterbrechungen.

Rahmen zur Risikokontrollumsetzung

1. Risikogruppen-Erkennung: Sturm/Blitz; PID und Hot-Spots; Mikrorisse; Wassereintritt/Feuchtigkeit; Bau-/Betriebsdefizite.
2. Implementierung eines entsprechenden IEC/UL/NEC-Einhaltungsrahmens für Projektbereiche und Sicherheitsanforderungen.
3. Regelmäßige Inspektionen anwenden: Infrarot-Thermografie, IV-Messungen und EL-Prüfungen zur frühzeitigen Anomalienerkennung.
4. Verluste und Betriebsunterbrechungen durch handlungsorientierte Inspektionsauswertung reduzieren.

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden unterstützt, wenn sie konsequent nach IEC/UL/NEC-Standards und regelmäßigen Inspektionsplänen genutzt wird, die rechtzeitige Risikoyehrung, Effizienzverluste und die Aufrechterhaltung der Kontinuität des Systems.

Die Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden bietet technische Vorteile durch genaue Diagnosen mittels EL, IV und Thermografie; Investitionsvorteile durch Schadenskategorisierung zur Kostenoptimierung bei Ersatz/Reparatur; und strategische Vorteile durch IEC/UL/NEC-konforme Berichte, Versicherungskompatibilität und Unterstützung der Wartungsplanung.

Suchen Sie eine Dienstleistung zur Schadenseinschätzung an Solaranlagen für Ihr Projekt? Kontaktieren Sie QuangAnhcons – Hotline: +84 9 1975 8191 zur Inspektionsterminvereinbarung und technischen Berichterstellung.

QuangAnhcons bietet eine Dienstleistung zur Bewertung von PV-Schäden an, einschließlich: Bestimmung von Schadensursachen; Feldbewertungs- und elektrische Sicherheitsverfahren; technische Prüfungen mit EL-Tests, IV-Kurvenmessungen und Infrarot-Thermografien; Standardvergleich nach IEC/UL/NEC; Schadenskategorisierung nach Modulen, Wechselrichtern, BOS und Strukturen; Erstellung detaillierter Berichte mit Abhilfemaßnahmen und Sicherheitshinweisen.