Hotspoty, mikropęknięcia, PID i degradacja – ile energii (i pieniędzy) traci się rocznie na farmach PV z powodu defektów, których nie widać gołym okiem? I jak automatyczne inspekcje termowizyjne zmieniają reguły gry.

— ARTYKUŁ SPONSOROWANY —

Fotowoltaika w Polsce przeżywa okres bezprecedensowego rozwoju. W maju 2025 roku OZE odpowiadały za rekordowe 37,5% krajowej produkcji energii elektrycznej, z czego sama fotowoltaika wygenerowała 2,3 TWh. Moc zainstalowana PV w Polsce przekroczyła 18 GW. Za tymi imponującymi liczbami kryje się jednak mniej widowiskowy, ale kosztowny problem: tysiące instalacji – od dachowych po wielkoskalowe farmy – produkują mniej energii, niż powinny. Przyczyną są defekty, których nie da się zauważyć podczas oględzin wizualnych. Wykrywa je dopiero termowizja.

Defekty, których nie widać – a kosztują realną energię

Panel fotowoltaiczny wyglądający z zewnątrz na sprawny może w rzeczywistości tracić od kilku do kilkudziesięciu procent swojej wydajności. Problem nasila się z wiekiem instalacji, ale część defektów pojawia się już w pierwszych miesiącach po montażu – wynikające z wad produkcyjnych, nieostrożnego transportu lub błędów instalacyjnych.

Hotspoty – najbardziej niebezpieczny defekt

Hotspot to punkt na panelu, w którym lokalne przegrzanie powoduje degradację ogniwa. Przyczyny to słabe połączenia lutowane, mikropęknięcia, zacienienie lub uszkodzenie diod bypass. Hotspot nie tylko obniża wydajność – przy długotrwałym działaniu może doprowadzić do zwarcia, przepalenia ogniwa, a w skrajnych przypadkach do pożaru. Na termogramie hotspot jest natychmiast widoczny jako punkt o podwyższonej temperaturze.

Mikropęknięcia (microcracks)

Mikropęknięcia to niewidoczne gołym okiem pęknięcia krystalicznych ogniw krzemowych. Powstają podczas produkcji, transportu, montażu, a także w wyniku cykli termicznych (rozszerzalność cieplna) i obciążeń mechanicznych (np. śnieg, grad). Początkowo mikropęknięcie może nie mieć zauważalnego wpływu na produkcję, ale z czasem propaguje się, powodując dezaktywację fragmentów ogniwa i tworząc hotspoty. Na obrazie termowizyjnym widoczne jako niesymetryczne różnice temperatur na powierzchni panelu.

Ślimacze ślady (snail trails)

Ciemne linie na powierzchni panelu, przypominające ślady ślimaków, to wizualny objaw głębszego problemu: wilgoć przenikająca przez uszkodzoną folię backsheet reaguje z pastą srebrną metalizacji ogniw, powodując oksydację. Badania wskazują, że panele dotknięte tym defektem mogą tracić od 5% do nawet 33% mocy – w zależności od zaawansowania problemu.

PID – Potential Induced Degradation

PID to degradacja ogniw wywołana różnicą potencjałów między uziemioną ramą a ogniwami. Problem potęgowany przez wysoką wilgotność, temperaturę i napięcie systemowe. PID może obniżyć produkcję całego stringa nawet o jedną trzecią. Co istotne – PID nie ma żadnych objawów wizualnych. Jedynym sposobem wykrycia jest pomiar krzywej I-V, elektroluminescencja lub właśnie termowizja, która ujawnia niesymetryczny rozkład temperatur.

Delaminacja i degradacja backsheet

Odwarstwianie się warstw ochronnych panelu (delaminacja) umożliwia przenikanie wilgoci do wnętrza modułu, przyspieszając korozję połączeń elektrycznych i degradację ogniw. Problem szczególnie nasilony w klimatach o dużych amplitudach temperatur – takich jak polski, z mroźnymi zimami i gorącymi latami.

Ile to kosztuje? Ekonomia cichej straty

Według analiz DJI Enterprise, na farmie o mocy 100 MW brak regularnych inspekcji może skutkować spadkiem produkcji generującym straty rzędu 900 000 PLN rocznie. W skali polskiego rynku – przy ponad 18 GW mocy PV – mówimy o potencjalnych stratach liczonych w setkach milionów złotych.

Problem dotyczy szczególnie instalacji, które:

• Działają od ponad 3–5 lat – naturalna degradacja i akumulacja defektów.
• Zostały zmontowane z modułów z niższej półki cenowej – wyższa podatność na PID i delaminację.
• Nie były poddawane regularnym inspekcjom termowizyjnym – defekty narastają w cichym trybie.
• Znajdują się w lokalizacjach o wysokich amplitudach temperatur i wilgotności.

Dlaczego tradycyjne inspekcje nie wystarczają?

Standardowa inspekcja farmy PV opiera się na oględzinach wizualnych i pomiarach elektrycznych (krzywe I-V). Obie metody mają istotne ograniczenia:

• Oględziny wizualne – wykrywają jedynie defekty widoczne gołym okiem: uszkodzenia mechaniczne szkła, zniszczone ramy, widoczne ślimacze ślady. Hotspoty, PID i wczesne mikropęknięcia są całkowicie niewidoczne.
• Pomiary I-V – dają informację o obniżonej wydajności, ale nie wskazują precyzyjnie, który moduł i które ogniwo jest uszkodzone. Na dużej farmie pomiar każdego stringa to dni pracy.
• Skala – ręczna inspekcja termowizyjna farmy 100 MW może trwać nawet 65 dni roboczych. Dlatego większość farm jest inspekcjonowana najwyżej 1–2 razy w roku.
• Koszty – każda inspekcja wymaga wynajęcia operatora z kamerą termowizyjną, dojazdu, obsługi drona i analizy danych.

Rezultat: defekty rozwijają się miesiącami pomiędzy inspekcjami, generując straty, które nikt nie mierzy.

Automatyczna inspekcja termowizyjna – nowy standard

Odpowiedzią na ograniczenia tradycyjnych metod są automatyczne systemy inspekcyjne typu „drone-in-a-box”. Stacja dokująca zainstalowana na terenie farmy PV automatycznie startuje drona z kamerą termowizyjną, który wykonuje zaprogramowane przeloty inspekcyjne – bez udziału operatora na miejscu.

Przykładem takiego rozwiązania jest DJI Dock 3 z dronem Matrice 4TD, wyposażonym w kamerę termowizyjną 640×512 pikseli, teleobiektyw i kamerę szerokokątną 48 MP. System zarządzany jest przez platformę chmurową DJI FlightHub 2.

Choć systemy drone-in-a-box kojarzone są głównie z inspekcjami termowizyjnymi działających farm PV, ich zastosowanie jest znacznie szersze.

Już na etapie budowy farmy dock z dronem może pełnić funkcję narzędzia nadzoru inwestycji – umożliwiając regularne przeloty dokumentujące postęp prac, jakość montażu oraz ewentualne uszkodzenia modułów powstałe w trakcie instalacji.

Z kolei w fazie operacyjnej, poza planowymi inspekcjami termowizyjnymi, system może działać jako „oko na niebie”, realizując zautomatyzowane  patrole terenu farmy. Pozwala to wykrywać nielegalne wtargnięcia, próby kradzieży czy uszkodzenia infrastruktury, zwiększając bezpieczeństwo całej inwestycji.

Jak wygląda automatyczna inspekcja farmy PV?

1. Planowanie trasy – Na podstawie modelu 3D farmy (lub ortofotomapy) operator tworzy w FlightHub 2 trasę lotu pokrywającą całą powierzchnię paneli. Trasa uwzględnia optymalne kąty kamery i nakładki termowizyjne.
2. Harmonogramowanie – Misja jest planowana na porę optymalną termowizyjnie: pełne nasłonecznienie, panele pod obciążeniem. System może uruchamiać inspekcje cyklicznie – co tydzień, co miesiąc lub na żądanie.
3. Automatyczny przelot – Dock otwiera pokrywę, dron startuje w 10 sekund i leci wzdłuż rzędów paneli, wykonując jednocześnie zdjęcia termowizyjne i w świetle widzialnym. Czas lotu to do 54 minut – wystarczająco, by pokryć dużą sekcję farmy jednym przelotem.
4. Przesyłanie danych – Zdjęcia są automatycznie przesyłane do chmury FlightHub 2 (lub serwera on-premises) bez ręcznego pobierania kart pamięci.
5. Analiza – Termogramy analizowane są narzędziami DJI Thermal Analysis Tool lub oprogramowaniem firm trzecich. Wyniki: mapa defektów z dokładnymi współrzędnymi paneli do wymiany lub naprawy.
6. Ładowanie i powtarzanie – Po lądowaniu Dock ładuje drona od 15% do 95% w 27 minut. System jest gotowy do inspekcji kolejnej sekcji farmy.

Porównanie: Według analiz DJI Enterprise, ręczna inspekcja farmy 100 MW to maksymalnie 2 inspekcje rocznie (ze względu na koszty i czas). System autonomatyczny pozwala zrealizować co najmniej 12 pełnych inspekcji rocznie – sześciokrotny wzrost częstotliwości przy znacznie niższym koszcie jednostkowym.

Co dokładnie wykrywa inspekcja termowizyjna z drona?

Defekt	Jak wygląda na termogramie
Hotspot	Pojedynczy punkt o znacznie wyższej temperaturze – jasna plama na tle chłodniejszego panelu
Mikropęknięcie	Niesymetryczny gradient temperatury na powierzchni ogniwa – jedna połowa cieplejsza od drugiej
Uszkodzona dioda bypass	Cała sekcja (1/3 panelu) wyższa temperatura – wyraźnie odróżniająca się od reszty
PID	Gradient temperatury wzdłuż stringa – panele bliżej końca stringa cieplejsze od początkowych
Zabrudzenie / zacienienie	Wyraźne cieplejsze strefy odpowiadające zacienionym lub zabrudzonym obszarom
Wadliwe połączenie	Przegrzanie w okolicy skrzynki przyłączeniowej (junction box)
Delaminacja	Nieregularne plamy ciepła w centrum panelu – wynik zatrzymanej wilgoci

Sztuczna inteligencja i automatyczna klasyfikacja defektów

Drony serii Matrice 4D dysponują mocą obliczeniową 10 TOPS na pokładzie, umożliwiając wdrażanie modeli detekcji obiektów bezpośrednio na dronie. 

Platforma FlightHub 2 umożliwia również przekazywanie obrazu na żywo do zewnętrznego serwera analitycznego. To otwiera drogę do integracji z systemami SCADA i platformami O&M – gdzie dane termowizyjne z przelotu dronowego stają się kolejnym źródłem informacji obok danych z inwerterów i monitoringu produkcji.

Przykład z branży: firma SNEGrid pracuje nad integracją systemu DJI Dock z inwerterami – gdy inwerter wykryje anomalię, dron automatycznie leci do odpowiedniego segmentu farmy i wykonuje inspekcję termowizyjną. To realizacja koncepcji „drona jako elementu IoT w sieci energetycznej”.

Aspekty praktyczne wdrożenia

Parametry techniczne istotne dla farm PV

• Czas lotu 54 min / ładowanie 27 min – pozwala na pokrycie dużych sekcji farmy z minimalnymi przerwami.
• IP56 (stacja) / IP55 (dron) – możliwość pozostawienia stacji na terenie farmy całorocznie.
• Zakres temperatur −30°C do +50°C – operacyjność w polskim klimacie.
• Certyfikacja EU C6 – zgodność z europejskimi regulacjami dla operacji BVLOS.
• Wersja on-premises FlightHub 2 – dane inspekcyjne mogą pozostawać na prywatnych serwerach właściciela farmy.

Kiedy inspekcja automatyczna się opłaca?

System typu drone-in-a-box jest ekonomicznie uzasadniony przede wszystkim dla:

• Farm PV o mocy powyżej 5–10 MW – gdzie ręczna inspekcja jest czasochłonna i kosztowna.
• Centralne zarządzanie inspekcjami wielu farm z jednego stanowiska operatora.
• Instalacji w trudno dostępnych lokalizacjach – eliminacja kosztów dojazdu ekip serwisowych.
• Operatorów dążących do predykcyjnego O&M – częste inspekcje umożliwiają wykrycie defektów we wczesnej fazie.

Dla mniejszych instalacji (prosumenckich, dachowych) bardziej zasadne pozostaje korzystanie z usług firm inspekcyjnych dysponujących dronami z kamerą termowizyjną.

Podsumowanie: od reaktywnego do predykcyjnego O&M

Polska fotowoltaika wchodzi w fazę dojrzałości. Pierwsze duże farmy mają już 5–10 lat, a instalacje prosumenckie z okresu boomu 2019–2022 osiągają wiek, w którym defekty zaczynają się kumulować. Jednocześnie rosną wymagania regulacyjne i ekonomiczne – każda kilowatogodzina ma wartość.

Automatyczne inspekcje termowizyjne zmieniają model utrzymania farm PV z reaktywnego („naprawiamy, gdy spadnie produkcja”) na predykcyjny („wykrywamy defekt zanim wpłynie na produkcję”). Sześciokrotny wzrost częstotliwości inspekcji przy niższym koszcie jednostkowym oznacza, że „cicha strata” może wreszcie przestać być cicha.

Każdy panel, który działa poniżej swojej mocy nominalnej, to energia, która mogłaby być w sieci – ale jej tam nie ma. W erze 37% udziału OZE w krajowym miksie, to strata, na którą nie możemy sobie pozwolić.

Materiał sponsorowany – reklamodawca: INNPRO Sp. z o.o.

---