Ein plötzlich auftretendes, verheerendes Unwetter traf Ende Juli 2013 eine ländliche Region in Westfalen um Rheda-Wiedenbrück. Es verursachte mit seiner schnell durchziehenden Regen- und Hagelfront zwischen Gütersloh und Beckum innerhalb kurzer Zeit große Schäden an Gebäuden und der landwirtschaftlichen Infrastruktur.
Dabei wurden zahlreiche Photovoltaikanlagen, sowohl kleinere Aufdachsysteme privater Betreiber als auch größere, zumeist von Landwirten kommerziell betriebene Anlagen mit mehr als 100 Kilowatt, massiv geschädigt. Nach eigenem Bekunden hatten viele Einwohner der Region Hagelkörner von solcher Größe nie zuvor gesehen. Besonders stark getroffen hat es einen Landwirt im Raum Oelde. Er betreibt auf seinem Hof eine Solaranlage mit einer Leistung von insgesamt 500 Kilowatt, die auf mehrere Dächer verteilt ist und aus verschiedenen Modultypen in unterschiedlicher Installationsweise besteht.
In der Anlage dieses Betreibers hinterließ die Hagelfront zahlreiche Module mit direktem Glasbruch. Eine erste visuelle Analyse ergab, dass 23 von insgesamt 700 Modulen auf dem Dach einer Solarhalle durch direkten Glasbruch ausgefallen waren. Einzelne Hagelkörner waren so groß und die Einschläge so heftig, dass selbst das Eternitdach der Halle durchschlagen wurde. Zurück blieben Löcher, so groß wie Eier, Fäuste oder Tennisbälle.
Den Schaden messen und bewerten
Aus dieser Situation, die mit lokalen Wetteranomalien in anderen Gegenden Deutschlands gut vergleichbar ist, erwächst die Frage, wie die entstandenen Schäden messtechnisch bestimmbar und versicherungsrechtlich einzuordnen sind. Dabei geht es weniger um die durch Glasbruch geschädigten Module. Sie werden von den Versicherern bei entsprechender Ausgestaltung der Police ersetzt. In manchen Fällen umfasst dies die komplette Anlage, auch wenn nur 20 Prozent der Module geschädigt sind. Auch die Kosten für die Demontage und Montage von Ersatzmodulen werden übernommen.
Nicht sichtbare Risse in den Zellen
Anders ist die Situation bei der Bewertung der visuell kaum erkennbaren Mikrorisse im Siliziumwafer einzelner oder mehrerer Zellen. Das Muster dieser Mikrorisse zeigt, wenn sie durch auftreffende Hagelkörner ausgelöst wurden, einen typischen, von der Einschlagstelle ausgehenden radialsymmetrischen Verlauf.
Mikrorisse sind eine Schadenskategorie, deren Ausmaß und Charakteristik noch nicht generell definiert ist. Sie müssen im Hinblick auf etwaige – auch längerfristig auftretende – Leistungsminderungen der betroffenen Module lokalisiert und analysiert werden, auch deshalb, weil sie die Bruchgefahr der Module insgesamt erhöhen.
Es besteht also ein spezifischer Untersuchungsbedarf für das Langzeitverhalten der durch Mikrorisse geschädigten Module. Dies gilt auch, wenn aktuell keine Leistungsminderung erkennbar ist oder wenn diese im Rahmen der Messtoleranzen und Garantiebedingungen der Hersteller und Montagebetriebe liegt. Dazu bedarf es einer aufwendigen, dem Laborbetrieb entlehnten und trotzdem praktikablen Messtechnik – möglichst am Ort der Anlage.
Mobile Messung vor Ort
Zur Bewertung der Mikrorisse hat sich eine innovative Messmethodik etabliert. Sie basiert auf einem neuartigen, vom Hamburger Unternehmen MBJ Solutions entwickelten mobilen Testcenter. Es wird von MBJ Services, einer Ausgründung von MBJ Solutions, in einem Leasing-Netzwerk mit derzeit zwölf Partnerfirmen, unter anderem auch vom TÜV Süd, deutschlandweit angeboten und eingesetzt.
Das mobile Testcenter besteht aus einer abgedunkelten Messkammer, die auf einem kompakten und leichten Pkw-Anhänger montiert ist. Sie lässt sich also ohne großen logistischen Aufwand zum Ort der zu untersuchenden Photovoltaikanlage transportieren und dort einsetzen.
In der mobilen Messkammer werden die Solarmodule im ausgebauten Zustand drei unterschiedlichen Prüfungen unterzogen:
- Elektrolumineszenzprüfung. Dabei wird das zu prüfende Modul in Vorwärtsrichtung vorgespannt und dadurch im nahen Infrarotbereich zum Leuchten angeregt. Dieses schwache Leuchtbild wird von einer entsprechend sensibilisierten Kamera mit hoher Auflösung (acht Megapixel) sichtbar gemacht. Im Monitor des Testcenters erscheinen dabei die für das menschliche Auge kaum sichtbaren Mikrorisse und Splitterbrüche als dunkle Bereiche der Zell- und Modulflächen.
- Leistungsmessung unter definierter Beleuchtung mit einem innovativen, betriebsgünstigen LED-Flasher (statt aufwendiger Xenon-Lichtquelle), der die normativen Kriterien nach Klasse A, IEC 60904, Ed. 2 in Bezug auf die Homogenität der Beleuchtung und die Stabilität des Lichtblitzes zur Messung über den vorgesehenen Zeitraum erfüllt. Falls erforderlich, kann das unterschiedliche Leuchtspektrum des LED-Flashers über kalibrierte Referenzmodule labormäßig kompensiert werden.
- Thermografieanalyse mittels eingebauter Wärmebildkamera mit Flir-Sensor. Dabei werden die Module wie bei der Elektrolumineszenzprüfung mit passender Vorspannung betrieben und dabei leicht aufgeheizt. Im hochauflösenden Wärmebild der im nahen Infrarot sensibilisierten Kamera werden auch größere Waferbrüche des betroffenen Moduls als photoelektrisch inaktive Bereiche durch auffällige Temperaturunterschiede erkennbar. Über eine kontrollierte Aufheizung der Module lassen sich auch Kurzschlüsse und Anschlussfehler der Zellen detektieren.
Die Ergebnisse dieser drei Untersuchungen werden im mobilen Testcenter in einer geeigneten Berichtsform aufbereitet und dokumentiert. Auffälligkeiten im Sinne von Beschädigungen oder Qualitätseinbußen werden klassifiziert, wobei sich die Messprotokolle als PDF-Dateien ausgeben lassen. Die Seriennummern der geprüften Module werden eingescannt, um sie entsprechend zu markieren. Die notwendige Software einschließlich der Updates wird den Leasingpartnern von MBJ zur Verfügung gestellt.
Hochauflösende Elektrolumineszenz
Die Handhabung des mobilen Testcenters ist nach entsprechender Schulung überaus einfach. Die Messung verläuft in einer festgelegten Routine. Die zu testenden Module werden einzeln hochkant in die abgedunkelte Messkammer eingeschoben und anschließend wieder entnommen. Dies wird von einer Fachkraft bewältigt.
Neben dem mobilen Testcenter steht eine breite Auswahl an Messgeräten für den Test von Solarmodulen in der Fertigung zur Verfügung. Die mobile Technik wurde eigens für Bestandsanlagen entwickelt. 2012 wurde das System auf der Intersolar ausgezeichnet. Es lässt sich nicht nur, wie im aktuellen Fall, zur Identifizierung und Dokumentation von wetterbedingten Schäden einsetzen. Auch bei der Installation einer Photovoltaikanlage kann es die Eingangsprüfung der frisch angelieferten Module hinsichtlich ihrer Funktionalität und Leistung im garantierten Bereich übernehmen, bevor sie auf das Dach oder die freie Fläche montiert werden.
Das Gleiche gilt für Wartungsarbeiten sowie für die Qualitäts- und Bestandsüberwachung. Es ist ein wichtiger Beitrag zur präventiven Qualitätskontrolle, ermöglicht die Technik doch die Kennzeichnung und das Aussortieren von leistungsschwachen oder vorgeschädigten Modulen – vor der Montage.
TÜV Süd prüft Solaranlagen
Für die präventive Schadenseingrenzung beabsichtigt der TÜV Süd gemeinsam mit MBJ, neue Prüfkriterien zur Zertifizierung von Photovoltaikanlagen zu entwickeln. Die mobilen Testcenter bilden dafür die gerätetechnische und organisatorische Basis. TÜV Süd nutzt die Testcenter bereits, um Solarparks in Deutschland, Tschechien und Italien zu prüfen. Außerdem hat TÜV Süd in China 50 bis 60 Mitarbeiter im Auftrag chinesischer Modulhersteller, um deren laufende Produktion zu prüfen und zu zertifizieren.
Im Rahmen seines Service für Solaranlagen macht TÜV Süd Standortanalysen vor der Installation, erstellt Ertragsgutachten im Sinne von Due Diligence und Bankability, zertifiziert die Anlagen und unterstützt die Betreiber mit Gutachten zur Beweissicherung bei Mindererträgen. Die Investoren in große Solaranlagen wollen die Qualität der angelieferten und installierten Anlagen überprüfbar garantiert sehen. Auch an dieser Stelle bewähren sich, neben den fest bei den Herstellern installierten Prüfanlagen, die mobilen Testsysteme, um Transport- und Montageschäden zu belegen.
Beim TÜV Rheinland wurde in diesem Zusammenhang im Kölner Photovoltaiklabor ein hochauflösendes Prüfsystem mit Elektrolumineszenztechnik (Solar Module EL-basic) für kristalline und Dünnschichtsolarmodule installiert. Das Prüfsystem ergänzt die Ausrüstung des Prüfzentrums. TÜV Rheinland will das System für Reihenuntersuchungen und für die eigene Forschung einsetzen.
Diese Entwicklung trägt dem wachsenden Bewusstsein der Anlagenbetreiber Rechnung, dass an komplexen elektrischen Systemen immer Fehler und Ausfälle auftreten können. Seit 2010 gibt es einschlägige Normen zur Errichtung und Prüfung von Photovoltaikanlagen, wie die DIN EN 63446, mit Mindestanforderungen. Das zielt auf eine Verbindung mit der anerkannten Regel VDE 0126-23.
Auch Importeure und Großhändler können davon profitieren, vor allem wenn man Stichproben wie in der qualitätsbewussten Automobilherstellung einführen würde. Bis jetzt wurden bei Messungen am Solargenerator vor Ort recht ungenaue Handmessgeräte von unterschiedlich qualifizierten Herstellern eingesetzt. Sie sind von der Sonneneinstrahlung abhängig und ermöglichen bei der Leistungsmessung keine definierte Beleuchtungsstärke. Das mobile Testcenter hingegen hat trotz seines leichten und kompakten Aufbaus eine Prüfkammer mit 1.000-Watt-Lichtquelle mit definierter Lichtstärke, um genaue Leistungsmessungen durchzuführen.
Prüfstandards noch nicht akzeptiert
Über die erforderliche Genauigkeit der Leistungsmessung herrscht noch keine Einigkeit unter den Experten. In diesem Bereich gibt es immer gewisse Messtoleranzen. Auch in wissenschaftlich anerkannten Messlabors liegen sie bei drei Prozent. Mobile Testcenter können fünf Prozent erreichen, das ist ein guter Wert für die Arbeit im Feld. Diese Genauigkeit wurde nach Angaben der Ebersberger Firma BEC Engineering, einem Partner des Leasing-Netzwerks von MBJ, inzwischen vom TÜV Rheinland bestätigt.
Bei der Elektrolumineszenzprüfung ist vor allem die hohe Bildauflösung zur Bewertung von Mikrorissen von Bedeutung. Mit acht Megapixeln Auflösung kann man die Schäden hinreichend sicher dokumentieren. Wenn man hingegen Kameras mit nur zwei bis drei Megapixel einsetzt, bleiben am Ende nur 500 bis 1.000 nutzbare Pixel pro Modul. Bei acht Megapixeln liefert jeder Pixel eine Auflösung von 500 Mikrometern.
Das ist auch ein Argument für die Prüfung der Module im ausgebauten Zustand. Die Untersuchung in situ, also auf dem Dach oder innerhalb einer Freifeldanlage, wäre natürlich einfacher und billiger. Doch die im Testcenter implementierte hohe Auflösung der Elektrolumineszenz ermöglicht die stichhaltige Dokumentation der Schäden.
All dies deutet auf generelle Komplikationen der Messung. Herstellerseitig werden für neue Module Leistungstoleranzen von fünf Prozent nach oben und unten spezifiziert. Hinzu kommen die (recht guten) Messtoleranzen des mobilen Testcenters von fünf Prozent. Die Garantieleistungen der Modulhersteller gehen neben der Fertigungstoleranz von einem Leistungsabfall von zwei Prozent im ersten Betriebsjahr aus, gefolgt von einer weiteren jährlichen Degradation von etwa einem Prozent. Das summiert sich nach fünf Jahren auf minus fünf Prozent. Für einen Garantiefall folgt daraus unter Einschluss der Messtoleranz von fünf Prozent eine Minderleistung von zehn Prozent. Ähnliches gilt für die Bestimmung von Leistungsminderungen in Schadensfällen.
Damit wird die rechtskräftige Bewertung von Schäden schwierig. Wenn man schon bei der Anlieferung mehrere Module misst und einige weisen fertigungs- oder transportbedingte Mikrorisse auf, kann man sie zurückschicken. Bei bereits laufenden Anlagen ist das anders. Der Hersteller nimmt sie nur zurück, wenn die Leistungsminderung 20 Prozent oder mehr beträgt.
Gerichtsfeste Zuordnung
In der gerichtsfesten Zuordnung von Mikrorissen zu ihren Ursachen besteht somit noch kein endgültiger Konsens. Vor allem gilt dies für die Unterscheidung der durch unsachgemäße Fertigung, Lagerung, Anlieferung und Montage entstandenen Mikrorisse und Brüche mit ihren meist gestreckt und lateral verlaufenden Mustern einerseits von den durch punktförmige mechanische Einwirkung, beispielsweise durch Hagelkörner, entstandenen radialsymmetrischen Mikrorissen andererseits. Denn es könnte sich um mutwillige Beschädigungen oder andere mechanische Einwirkungen außerhalb des in diesem Fall relevanten Hagelschlags handeln.
Die Systematik zur Bewertung von Langzeitschäden durch Mikrorisse ist noch nicht voll ausgebildet. Entsprechend schwierig sind die Prognosen. Denn es gibt noch keine standardisierten Lifecycle-Tests mit beschleunigten Alterungsprozeduren, wie sie in der Halbleiterfertigung und der Prüfung von elektrischen Komponenten seit Langem eingeführt sind. Die Beaufschlagung eines Prüflings mit Temperaturzyklen von 85 Grad Celsius und 100 Prozent relativer Luftfeuchte ist keine reale Bedingung.
Alterung simuliert
Man beschränkt sich somit derzeit auf die Simulation der Alterung durch eine Serie von Temperaturzyklen, ohne den Einfluss der Feuchte einzubeziehen. Damit werden nur eingeschränkte Nutzungsszenarien berücksichtigt, unter der Annahme, dass für die Alterungscharakteristik der Leistungsminderung vor allem die Zahl und Spannweite der Thermozyklen maßgebend sind.
Der Betreiber der vom Hagelschlag beschädigten Anlage in Oelde wandte sich wegen eventueller Leistungsminderungen durch Mikrorisse an die Firma SK Solar in Havixbeck. SK Solar hatte die betreffende Anlage errichtet und bietet als Kundenservice die Vor-Ort-Prüfung mit dem mobilen Testcenter an.
SK Solar begann Anfang September mit einer detaillierten Untersuchung der Hagelschäden. Module mit Glasbruch wurden sofort ausgetauscht, um Folgeschäden zu vermeiden und die nicht betroffenen Anlagenteile schnell wieder betriebsbereit zu machen.
Um Module mit Mikrorissbildung zu identifizieren, wurden Stichproben mit 20 bis 30 Modulen pro Dachfläche und Modultyp genommen. Dabei wurden mehr als zehn Prozent offensichtlich durch Hagel geschädigte Module mit Mikrorissen gefunden. Sie wiesen die für punktförmige mechanische Einwirkung typischen radialsymmetrischen Mikrorisse aus, die zum Teil mehrere Zellen überdeckten.
Berechnung der Kosten
Nach einer vollflächigen Prüfung von sieben Dachanlagen erreichte die Quote der durch Mikrorisse geschädigten Module bei einer bestimmten Dachanlage mehr als 40 Prozent. Andererseits war dieses Dach in Bezug auf direkten Glasbruch wenig auffällig, denn nur bei einem von insgesamt 136 Modulen war das Glas gebrochen. Bei einer anderen Dachanlage hatte kein Modul Glasbruch erlitten, obwohl 17 Prozent der Module durch Risse in den Zellen geschädigt waren. Die Konsequenz: Schäden durch Glasbruch und Mikrorisse sind nur schwach korreliert.
Zu den Kosten: Laut SK Solar nimmt das Durchmessen eines Moduls im Testcenter etwa zwei Minuten in Anspruch. Wenn die zu testenden Module demontiert neben dem mobilen Testcenter platziert werden, lassen sich pro Tag etwa 200 von ihnen prüfen. An Testkosten fallen jeweils 30 Euro pro Modul an, die Demontage wird bei lokal vorhandener Hebetechnik, notfalls mit Hilfe eines Gabelstaplers, mit 17,50 Euro pro Modul angesetzt. Hinzu kommen die üblichen Anfahrtkosten.
Als systematisch angelegte Maßnahme zur Ermittlung langfristiger Leistungsminderungen wurden die mit Mikrorissen diagnostizierten Module wieder montiert – und zwar so, dass sie in zusammenhängenden Feldern angeordnet wurden, um sie später leicht zu identifizieren. Bei der Leistungsmessung zeigten sie zunächst keine relevanten Leistungsminderungen. Auf längere Sicht soll beobachtet werden, wann Leistungsabfälle auftreten und wie sie sich entwickeln.
Um den Prüfprozess rechtlich belegbar abzuwickeln, wurde ein Gutachter der involvierten Versicherung hinzugezogen. Dabei wurde festgelegt, wie viele Module auf Mikrorissbildungen untersucht und im Hinblick auf mögliche Leistungsverluste ausgemessen werden sollten. Dies soll als Grundlage für das weitere Vorgehen der Schadensregulierung dienen. Der Versicherer hat sich vertraglich bereiterklärt, die in diesem als Präzedenzfall angelegten Langzeitfeldtest eventuell auftretenden Leistungsminderungen zu analysieren und die Bedingungen für einen Ersatz beschädigter Module festzulegen.
Ersatz ohne Prüfung
Einige andere führende Versicherer haben bereits entschieden, bei eindeutiger Indikation und Zuordnung von Mikrorissbildung durch Hagelschäden die beschädigten Module ohne weitere Prüfung zu ersetzen.
BEC Engineering GmbH
Schon zwei Jahre Erfahrung
Das Sachverständigen- und Ingenieursunternehmen BEC Engineering GmbH in Poing bei München bietet bereits seit 2012 mobile Vor-Ort-Messungen für PV-Module an. BEC hat drei mobile PV-Testcenter von MBJ im Einsatz und kann auch größere Stückzahlen von Modulen analysieren, etwa bei Transportschäden und Inspektionen nach der Lieferung. Genutzt werden die mobilen Testcenter auch, um Module auf Schäden durch Stürme oder Hagel zu untersuchen. Neben der hohen Qualität der Elektrolumineszenz, die auch kleine Risse und Brüche sichtbar macht, ist die Messgenauigkeit der Modulleistung ein wichtiges Kriterium.
Eines der von BEC eingesetzten mobilen Testcenter wurde durch den TÜV Rheinland hinsichtlich der Messgenauigkeit detailliert geprüft. Das getestete System erfüllt alle normativen Anforderungen an einen Sonnensimulator in Bezug auf die örtliche Inhomogenität und Langzeitinstabilität (Klasse A nach IEC 60904 Ed. 2) bis auf die Zusammensetzung des Lichtes, das sogenannte Spektrum. Dies ist bedingt durch den Einsatz von LED statt empfindlicher Xenon-Lampen und kann durch kalibrierte Referenzmodule vom gleichen Typ kompensiert werden.
Der Autor
Erik Lohse
ist Mitgründer und geschäftsführender Gesellschafter der MBJ Services GmbH. Der studierte Elektrotechnikingenieur hat das erste mobile Testcenter für Solarmodule maßgeblich mitentwickelt und zur Serienreife gebracht. Vor der Gründung der MBJ Services war Erik Lohse als Produktmanager bei der Basler AG in Ahrensburg für Oberflächeninspektionen verantwortlich. Hier wurden Maschinen für die Qualitätskontrolle in der Fertigung von Displaygläsern sowie für die Qualitäts- und Prozesskontrolle in der Fertigung von Dünnschichtmodulen entwickelt und gebaut.
Bild links: Das mobile Testcenter für Solarmodule von MBJ. Es wird von Partnerunternehmen im Leasing genutzt.
Bild oben: Hagel hat dieses Modul zerstört. Bei vielen Modulen waren die Schäden nicht sofort erkennbar.
Die markierten Bereiche zeigen, wo die Hagelkörner bei ihrem Einschlag deutlich sichtbare Schäden verursacht haben. Offenbar sind an diesen Stellen sehr große Eiskörner auf das Modul getroffen.
In diesem Bild aus dem Testcenter erkennt man deutlich, welche Zerstörungskraft der Einschlag großer Hagelkörner entfalten kann. Die Zellstruktur ist regelrecht zersplittert.
Kleine Microcracks deuten auf die kleinteilige Zertrümmerung durch viele Einschläge hin. Die Modulleistung sank um rund 45 Prozent. Diese Schäden waren nur in der Elektrolumineszenz sichtbar.
Links sieht man das Modul in der Elektrolumineszenz, rechts den Glasbruch durch den Hagel. Erkennbar ist, dass sich die Schäden in den Zellen auch in Arealen zeigen, die von den Einschlägen weiter entfernt sind.
