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Worauf kommt es bei O&M von PV-Kraftwerken an?

Ulrike Jahn, TÜV Rheinland

Ulrike Jahn: "Fehlervermeidung beginnt schon bei der Planung". Sieben Fragen zum Betrieb und zur Wartung von Solarparks an Ulrike Jahn vom TÜV Rheinland.


Frau Jahn, worum geht es bei Ihrer Arbeit zu Betrieb und Wartung – O&M – von PV-Kraftwerken?

Das eine ist die Qualitätssicherung von PV-Komponenten im Feld. Dabei geht es um Methoden und Verfahren zur geeigneten Fehlerfindung vor allem bei Großanlagen. Das zweite ist die Quantifizierung von technischen Risiken vor und während des Betriebs. Dazu haben wir ein EU-Projekt durchgeführt, in dem wir die Risiken nicht nur abgeschätzt haben, sondern auch eine Methode (CPN) zu ihrer Monetarisierung entwickelt haben. Und das dritte sind Empfehlungen für geeignete Betriebs- und Wartungsmaßnahmen – und zwar nicht nur im moderaten europäischen Klima, sondern auch in anderen Klimaregionen.

 

Worauf kommt es bei O&M von Solarparks an?

Auf eine Qualitätssicherung der gesamten O&M-Dienstleistung über alle Phasen, von der Planung, über die Installation und den Betrieb bis eventuell zum Repowering. Was wir leider häufig im Feld erleben, sind gravierende Installationsfehler, die unter anderem durch schlecht ausgebildetes Personal verursacht werden. Die Probleme derzeit: Es liegt ein massiver Preisdruck vor und zu wenig Standardisierung, was die Fehlererkennung und die Maßnahmen angeht. Es braucht minimale Anforderungen schon bei der Planung, um schlechtes Management im O&M-Bereich zwischen den unterschiedlichen Dienstleistern zu vermeiden. Wichtig ist auch eine professionelle und rechtzeitige Datenanalyse, sodass Fehler frühzeitig erkannt werden. Es gibt eine Regel, die heißt: zehn mal zehn mal zehn. Sie bedeutet, dass sich der Kostenfaktor für die Fehlerbehebung von der Planung über die Installation bis zum Betrieb und zur Wartung potenziert. Wird bereits in der Planungsphase ein Fehler erkannt und vermieden, kommt es also tausendmal günstiger, als wenn der Fehler erst bei Wartungsarbeiten entdeckt und behoben wird.

 

Besser als einen Fehler rechtzeitig zu erkennen, ist es also, ihn zu vermeiden. Lässt sich das Risiko bestimmter Schäden einschätzen?

Das ist besonders wichtig: Eine Abschätzung und Bewertung der wirklichen Risiken – und zwar bereits in der Planungsphase. Ein Beispiel: Bei einem tropischen Standort, der feuchte Umgebungsbedingungen begünstigt, muss man besonders an das Risiko einer potenzialinduzierten Degradation der Module – PID – denken. Es gilt bereits im Vorfeld abzuschätzen, wie hoch die Wahrscheinlichkeit für PID-Anfälligkeit an dem vorgesehenen Standort mit dem gewählten Modultyp ist und zu überlegen, was es kostet es, dieses Risiko durch Labortests im Vorfeld zu minimieren. Eine andere vorbeugende Maßnahme bietet das Ersatzteilmanagement. Dass dafür gesorgt ist, Ersatzteile in ausreichender Menge bereitzuhalten, die kurzfristig zur Anlage gebracht werden können. Noch wichtiger wäre eine weitere Maßnahme zum Risikomanagement, nämlich die Qualifizierung des O&M-Teams. Bereits in der Ausschreibung sollte festlegt sein, dass es geschult wird. Der TÜV Rheinland bietet dafür ein Dienstleistungszertifikat an.

 

Welche typischen Fehler treten bei PV-Kraftwerken auf und wie lassen sie sich vermeiden?

Ich nenne vier. Bei PID im Feld handelt es sich nach wie vor um einen gravierenden Schaden. Um ihn zu vermeiden, kann man einerseits PID-Tests an geringen Stichproben in Labors durchführen lassen. Sie sind natürlich mit Kosten verbunden, die aber im Vergleich zum Gesamtschaden, wenn er auftritt, relativ gering ausfallen. Andererseits kann man mit Drohnen eine schnelle und großflächige Infrarotanalyse durchführen. Mit einer Drohne kann man ein Megawattfeld in einer Stunde abfliegen und die aufgenommenen Daten automatisch auswerten.

Als zweiten typischen Fehler würde ich das Chalking nennen, also das Verbleichen beziehungsweise Auskleiden der Modulrückseite, das zu Materialschäden und anschließend durch Feuchteeintritt zu Korrosion führen kann. Dabei handelt es sich um ein Materialproblem, das mit den Polymer-Schichten der Rückseitenfolie zusammenhängt. Das Risiko von Chalking lässt sich mit einer sehr hohen Wahrscheinlichkeit bestimmen, indem man die Rückseite des Moduls einer UV-Strahlung in einer Klimakammer aussetzt und Temperaturzyklen fährt.

 

Und die nächsten beiden Fehler?

Als drittes möchte ich auf Probleme mit Verbindern eingehen, sowohl im Modul als auch bei Kabeln. Bei Verbindern können viele Fehler auftreten. Das zeigt die praktische Erfahrung. Ob Stecker nun falsch zusammengesteckt wurden oder Module gar nicht zu einem Strang verbunden sind. Solche Installationsfehler werden in der Regel durch eine Infrarotanalyse gefunden. So lässt sich erkennen, wenn ganze Stränge nicht angeschlossen sind oder Stecker verschiedener Hersteller verwendet worden sind. Bereits in der Planungsphase ließe sich besser auf die Komponenten achten, dass keine Stecker verschiedener Hersteller verwendet werden dürfen.

Zum vierten geht es um Verschmutzungen bei Modulen – Soiling – egal, ob es sich um Sand und Staub, Schnee oder Vogelkotablagerungen handelt. Zu beachten ist, die geeigneten Reinigungskonzepte bereits in der Planungsphase auszuarbeiten. Sie hängen sehr vom Standort ab. Man sollte bereits in der Planungsphase eine Soilingrate am Ausstellungsort messen und mit diesen Daten ein entsprechendes Konzept aufstellen. Es kann ja durchaus sein, dass jede Woche automatisch gereinigt werden muss. Dazu muss man genau die Modulreihenabstände kennen, damit das Reinigungsfahrzeug die Module nicht beschädigt oder verkratzt.

 

Die Digitalisierung bringt neue Möglichkeiten der Datenverarbeitung mit sich. Inwiefern hat sich dadurch die Kontrolle von PV-Kraftwerken verändert?

Ich denke, das ist eine Richtung, die immer stärker verfolgt wird. Ich kann mich erinnern, vor zwei, drei Jahren war die richtige Zuordnung der Module noch ein Problem bei Drohnenflügen. Das ist durch Datenverarbeitung und bessere Visualisierung schon deutlich besser und genauer geworden. Dennoch wird es weitere Entwicklungen durch intelligentes Monitoring zur Kostensenkung geben.

 

Worauf kommt es künftig an, um als Serviceunternehmen in einem wachsenden O&M-Markt bestehen zu können?

Durch künstliche Intelligenz können nach Abschätzungen fünf Prozent mehr Energieertrag eingefahren und bis zu zehn Prozent der O&M-Kosten eingespart werden. Das sind signifikante Werte, die sich auch auf die Stromerzeugungskosten – LCOE – auswirken. Bei allen Maßnahmen gilt es immer, die richtige Balance zwischen einem Maximum an Qualitätssicherung und noch tragbaren Kosten zu finden. Es lohnt sich meist nicht, noch die letzten fünf Prozent sicher zu machen, weil dafür ein unglaublich hoher Kostenaufwand erforderlich ist. Wichtig sind Standardisierung und eine automatisierte Datendiagnose. In Zukunft wird die Diagnose bereits eine Art Entscheidungsfindung enthalten, um die Ausfallzeiten zu verkürzen und damit die langjährigen Erzeugungskosten des PV-Kraftwerks zu verringern.
 

Zum Thema findet bei der Intersolar Europe Conference am 14. Mai 2019 die Session "Best Practice Concepts for Operation & Maintenance of PV Power Plants" statt.