Frühlingszeit ist Wartungszeit – gerade nach einem harten Winter ist es ratsam, seine Photovoltaik-Anlage auf Schäden überprüfen zu lassen. Auch bei kleineren Dachanlagen empfiehlt sich eine regelmässige Kontrolle mit bedarfsgerechter Wartung und Instandsetzung. Erst recht gilt das für grosse Dach- und Freilandanlagen mit mehreren tausend Modulen. Bei in die Jahre gekommenen Installationen gibt es zudem häufig Optimierungsbedarf. Überprüfungs- und Instandsetzungsarbeiten gerade an grösseren Photovoltaik-Anlagen werden aber oftmals unterschätzt. Bei der technischen Optimierung von Bestandsanlagen geht es nicht nur um die reine Installationsarbeit, sondern um einen durchaus komplexen Sachverhalt, der zu gravierenden Betreiberrisiken führen kann. Oftmals schlummern diese Risiken unentdeckt und der Betreiber ist sich seiner Verantwortung nicht bewusst.

Zum Beispiel Risse in der Rückseitenfolie
Neben technischen Mängeln und Problemen, die zu spürbaren Minderungen der Erträge und zur Verschlechterung der Wirtschaftlichkeit führen, gibt es auch Produktmängel. Diese sind anfänglich nicht über Leistungsanalysen sichtbar, führen aber zu erheblichen Sicherheits- und somit Betreiberrisiken. Ein in der Solarbranche mehr und mehr diskutiertes Thema sind zum Beispiel Risse in der Rückseitenfolie. Durch diese Risse verlieren Solarmodule jedoch die Schutzklasse 2 und sind als Schutzklasse 0 anzusehen. Somit ist der Anlagenbetreiber dafür verantwortlich, dass nur Elektrofachkräfte die Photovoltaik-Anlage betreten dürfen, da diese dann als elektrische Betriebsstätte angesehen wird. Diese Module mit schadhaften Rückseitenfolien müssen zwingend ausgetauscht werden. Aber ein solcher Austausch im grossen Stil ist alles andere als einfach zu bewerkstelligen.

Was aber macht Bestandsanlagensanierung und –optimierung so schwierig?
Die alten, in der Anlage eingesetzten Modultypen sind in der Regel gar nicht mehr erhältlich oder müssen zu Preisen eingekauft oder nachproduziert werden, die oft deutlich über den Marktpreisen für Standardware liegen. Diese Produkte einzusetzen, ist nur in Einzelfällen wirtschaftlich. Es kommt daher in der Regel nur ein Tausch gegen aktuelle Modultypen mit sehr viel höherer Einzelleistung infrage. Aufgrund unterschiedlicher elektrischen Kenngrössen der Austauschprodukte müssen unter anderem neue Berechnungen von Strombelastbarkeiten für Kabel- und Sicherungsauslegung normgerecht durchgeführt werden. Bei Verwendung von leistungsstärkeren Modulen müssen die Stränge oft anders aufgebaut werden. Dabei ist zwingend darauf zu achten, dass die DC-Gesamtleistung der ursprünglichen Photovoltaik-Anlage nicht überschritten wird. Eine Überschreitung bereits im geringen Mass kann nicht nur in Deutschland zu einem Verlust der EEG-Vergütung führen.

Anpassung des geforderten Anlagenzertifikates
Noch während dieser Planungsphase ist es ratsam, das Sanierungs- und Optimierungskonzept im Vorfeld mit dem jeweiligen zuständigen Netzbetreiber abzustimmen. Ferner gilt auch zu beachten, dass bei Änderungen an der Mittelspannungsanlage geklärt werden muss, ob die geplanten Modifikationen Bestandsschutz haben oder neue Richtlinien erfüllt werden müssen. Während bei einem Modultausch die EEG-Konformität oberste Priorität haben sollte, so bringt ein Wechselrichtertausch bei Anlagen über 135 Kilowattpeak in den meisten Fällen eine Anpassung des geforderten Anlagenzertifikates mit sich. Dies ist immer dann der Fall, wenn der neue Wechselrichter ein anderes Einheitenzertifikat als der defekte Bestandswechselrichter hat. Bleibt dies unbeachtet, dann verliert das Anlagenzertifikat seine Gültigkeit. Ein ungültiges Anlagenzertifikat kann wiederum zum Verlust der Einspeisevergütung führen. Natürlich kann und sollte man mit dem Netzbetreiber diskutieren, ob eine solche kostspielige Erneuerung des Anlagenzertifikates wirklich notwendig ist, sofern der Errichter sicherstellen kann, dass die Schutzeinstellungen der neuen Wechselrichter den zentralen Anlagenschutz nicht unterläuft und auch sonst die richtigen Einstellungen am neuen Wechselrichter vorgenommen werden.

Konformitätserklärung neu ausgestellt
Aber mit der reinen Anpassung des Anlagenzertifikates ist es noch nicht getan. Im Anschluss muss auch die Konformitätserklärung neu ausgestellt werden. Sie basiert auf der Inbetriebnahme-Erklärung, dem Anlagenzertifikat und einer Vorortbegehung. Durch das Anlagenzertifikat und die Konformitätserklärung wird nachgewiesen, dass die Erzeugungsanlage die Anforderungen der jeweiligen Anwendungsregel sowie die jeweiligen Technischen Anschlussbedingungen (TAB) des Netzbetreibers erfüllt. Und natürlich müssen die Umbaumassnahmen auch richtig fertiggestellt werden – hierzu gehört hierzulande eine Aktualisierung der Anlagendokumentation, eine dokumentierte Inbetriebnahmemessung sowie eine Errichterbestätigung nach §5 der DGUV Vorschrift. In anderen Ländern gibt es ähnlich lautende Bestimmungen, die unbedingt beachtet und eingehalten werden müssen.

Bei grösseren Instandsetzungsarbeiten geht es also nicht nur um die reine Montagetätigkeit, sondern auch um Prozesssicherheit, Konformität und Minimierung von Betreiberrisiken. Unterstützung erhält man dabei unter anderem von spezialisierten Dienstleistern, welche die Mess- und Dokumentationspflichten für ihre Kunden übernehmen oder aber fachspezifische Schulungen durchführen.

Dies war der erste Teil beziehungsweise die Einleitung einer Artikelreihe, bei der nun in unregelmässigen Abständen auf technische und regulatorische Feinheiten eingegangen wird, die der jeweilige Akteur im Zusammenhang mit der Errichtung, Wartung und Instandsetzung von mittleren bis grossen Photovoltaik-Installationen kennen sollte.

Text: Martin Schachinger, pvXchange.com und Falko Krause, GME clean power AG