Thermische Inspektion einer PV-Freiflächenanlage mit 30,54 MW

Drohnengestützte RGB- und Thermalinspektion der PV-Anlage in Borgdorf-Seedorf, Deutschland, mit 47.448 Photovoltaikmodulen zur Erkennung und Bewertung vermuteter thermischer Anomalien, die Wartungsmaßnahmen erfordern.

Großanlage30,54 MWpThermografie + RGBThermografische Inspektion gemäß IEC 62446-3Borgdorf-Seedorf, Deutschland2026-08

Hakan Yaralı · Technischer Leiter

Luftaufnahme von Solarmodulreihen mit grüner Vegetation dazwischen

Projekt auf einen Blick

Anlagenleistung: 30,54 MWp
Inspizierte Module: 47.448
Inspektionsfläche: ~20,830 ha
Erfasste Daten: Thermografie + RGB
Inspektionsdauer: 1 Tag
Vermutete Anomalien: 9.551
Standort: Borgdorf-Seedorf, Deutschland
Inspektionsdatum: 2026-08
Inspektionsnorm: Thermografische Inspektion gemäß IEC 62446-3

Projektkontext

Die PV-Anlage in Borgdorf-Seedorf, Deutschland, wird an einem Standort betrieben, an dem Vegetationswachstum zu einem zunehmend wichtigen Faktor für Anlagenleistung und Standortmanagement geworden ist. Im Laufe der Zeit hat unkontrollierte Vegetation um und zwischen den Modulreihen zu häufigerer Verschattung beigetragen und zugleich das potenzielle Brandrisiko in Teilen des Standorts erhöht. Die installierte DC-Leistung der Anlage beträgt 30,54 MWp.

Inspektionsumfang

Was inspiziert wurde

Thermal- und RGB-Aufnahmen aller erfassten Modulreihen
12.288 bifaziale Module LONGi LR7-72HYD-640M
35.160 bifaziale Module LONGi LR7-72HYD-645M
Insgesamt wurden 47.448 Photovoltaikmodule in den Inspektionsumfang einbezogen
KI-gestützte Vorprüfung auf Anomalien auf Modulebene
Erkennung und Klassifizierung thermischer Anomalien auf Modul- und Strangebene
Technische Prüfung der identifizierten Befunde
Priorisierung anhand der geschätzten betrieblichen Auswirkungen

Methodik

1
Flugplanung
Die Flughöhe wurde so festgelegt, dass gemäß den Anforderungen der IEC 62446-3 eine Bodenauflösung (GSD) von 3 cm/Pixel erreicht wird. Überlappung und Flugroute wurden entsprechend dem Anlagenlayout geplant.
2
Erfassung von RGB- und Thermaldaten
Über das gesamte inspizierte Photovoltaikfeld wurden Thermal- und RGB-Aufnahmen erfasst.
3
Qualitätskontrolle und Ausrichtung der Bilder
Die Abdeckung und die Integrität der Thermalbilder wurden geprüft und die Aufnahmen für die Analyse georeferenziert.
4
KI-gestützte Vorprüfung auf Anomalien
Thermische Muster wurden erkannt, gruppiert und einzelnen Photovoltaikmodulen zugeordnet.
5
Technische Prüfung
Die erkannten Befunde wurden geprüft und anhand ihrer thermischen Merkmale klassifiziert.
6
Berichterstattung und Verifizierungsplan
Die priorisierten Befunde wurden dem Kunden zusammen mit Bewertungen des Wirkungsgrads und der Auswirkungen von Verlusten übergeben, um nachfolgende Wartungsmaßnahmen zu unterstützen.

Befunde

Befund	Erkanntes Muster	Mögliche Ursache	Verifizierung	Status
Strang mit offenem Stromkreis	Die elektrische Verbindung ist unterbrochen, wodurch der gesamte Strang inaktiv wird.	Durchgebrannte Sicherung, beschädigtes oder getrenntes Kabel, fehlerhafter Steckverbinder oder eine andere Unterbrechung im Strangstromkreis.	Thermische Messung und Sichtprüfung: berichtet; weitere Überprüfungen vor Ort können erforderlich sein.	Offen
Hotspot	Ein lokal begrenzter Bereich erreicht im Vergleich zu seiner Umgebung eine ungewöhnlich hohe Temperatur.	Zellschäden, Mikrorisse, physische Defekte, Verschattung, Verschmutzung oder andere Bedingungen, die eine ungewöhnliche lokale Erwärmung verursachen.	Thermische Messung und Sichtprüfung: berichtet; weitere Überprüfungen vor Ort können erforderlich sein.	Offen
Zellfehler	Eine PV-Zelle verliert ihre normale Funktion, was zu lokaler Erwärmung und verringerter Leistung führt.	Herstellungsfehler, Mikrorisse, physische Schäden oder eine Verschlechterung des Zustands der betroffenen Zelle.	Thermische Messung und Sichtprüfung: berichtet; weitere Überprüfungen vor Ort können erforderlich sein.	Offen

Thermische Belege

Thermische Graustufenaufnahme von Solarmodulreihen mit hellen Bereichen nahe der Vegetation — Thermal- und RGB-Ansichten der Modulreihen in Borgdorf-Seedorf. Entlang der Modulränder ist Vegetation sichtbar; thermische Muster weisen auf Bereiche hin, die weitere Untersuchungen erfordern.

Maßnahmen und Ergebnis

Vegetation wurde vor allem entlang der unteren Ränder mehrerer PV-Stränge und an den Modulrändern festgestellt. Sie verursachte lokale Verschattung und zusätzliche thermische Belastung in den am stärksten betroffenen Bereichen.
Module mit dichterer Vegetation zeigten häufiger Zell- und Mehrzellanomalien, insbesondere entlang der betroffenen Ränder. Dies wies auf Bereiche hin, in denen Vegetationsmanagement und Wartung auf Modulebene priorisiert werden sollten.
Der zusätzliche Wirkungsgradverlust und die geschätzten finanziellen Auswirkungen dieser betroffenen Module wurden bewertet, um dem Betriebs- und Wartungsteam dabei zu helfen, Bereiche zu identifizieren, in denen Korrekturmaßnahmen den größten betrieblichen Nutzen bieten könnten.
In der gesamten Anlage wurde eine ungewöhnlich hohe Zahl von Anomalien mit offenem Strangstromkreis erkannt. Eine weitere Bewertung ihrer Verteilung deutete darauf hin, dass 20 Wechselrichter während der Inspektion nicht in Betrieb waren.
Alle Befunde wurden nach ihren geschätzten Auswirkungen auf Anlagenwirkungsgrad, Energieerzeugung und finanzielle Verluste priorisiert. Dadurch erhielt der Kunde eine klare Grundlage für die Wartungsplanung und Einsätze vor Ort.

Einschränkungen

Thermografische Aufnahmen können untersuchungswürdige Temperaturmuster identifizieren, bestätigen aber nicht eigenständig jede elektrische oder mechanische Ursache. Einstrahlung, Wind, Reflexionen, Verschattung, Verschmutzung, Flugbedingungen und Gerätekonfiguration können die Interpretation beeinflussen.

Weitere Fallstudien

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