Die Technische Inspektion zur Abnahme von PV-Projekten: Worauf kommt es an?

Die Technische Inspektion zur Abnahme von PV-Projekten: Worauf kommt es an?

Es ist geschafft – der letzte große Meilenstein wurde abgeschlossen und die neue PV-Anlage speist in das Netz des Energieversorgers ein. In der Regel hat nun die Abnahme seitens des Investors gegenüber dem Anlagenerrichter zu erfolgen. Gerade bei Großprojekten wird spätestens zu diesem Zeitpunkt ein unabhängiger Dritter hinzugezogen – der Technischer Berater. Dieser soll nun die Anlage als Gutachter prüfen und eine Abnahmeempfehlung aussprechen oder etwaige Mängel und Risiken aufdecken, die zwingend vor der Abnahme behoben werden müssen.

Was kann man sich nun unter einer solchen Prüfung, der Technischen Inspektion zur Abnahme vorstellen? Auf diese Frage kann die beliebte Gutachter-Antwort – „Kommt darauf an.“ – gegeben werden. Je nachdem wie detailliert die Prüfung ausfallen soll, gibt es unterschiedliche Bausteine.

Der grundlegende Bestandteil einer Technischen Inspektion ist jedoch immer der gleiche und beinhaltet die visuelle Kontrolle aller Anlagenkomponenten. In der Regel wird die gesamte Anlage visuell überprüft. In Einzelfällen wird zunächst eine Stichprobengröße definiert, welche bei Bedarf auch noch während der Inspektion erhöht werden kann.

Vereinfacht ergibt sich dadurch folgende Checkliste mit zu prüfenden Punkten:

  • Montagesystem / Unterkonstruktion
  • Potentialausgleich
  • Module
  • Verkabelung der Module
  • Verkabelung der Strangleitungen
  • Strangsammelboxen / Generatoranschlusskästen (falls vorhanden)
  • Wechselrichter
  • Transformatorstationen und Übergabestationen
  • Monitoring-System
  • Sicherheitssystem
  • Allgemeine Beschaffenheit der Anlage und des Betriebsgeländes

Bei der Prüfung gilt es darauf zu achten, dass die Anlage im Allgemeinen ordnungsgemäß, entsprechend der Planung, dem Stand der Technik und der gültigen Normen und gesetzlichen Vorgaben errichtet wurde.

So wird bspw. festgestellt, ob bei der Unterkonstruktion Teile beschädigt oder verbogen wurden, ob sich bereits Anzeichen von Korrosion zeigen und ob Schraubverbindungen lose sind. Bei den Modulen zeigt sich, ob die Klemmung ordnungsgemäß ausgeführt wurde, d.h. ob lose Klemmen zu finden sind und ob der seitens des Herstellers vorgegebene Klemmabstand eingehalten wurde. Auch wird das Gesamtbild der Module hinsichtlich optisch auffälliger Zellen oder Glasbrüche geprüft sowie Neigungs- und Verschattungswinkel stichprobenartig gemessen.

Bei der Verkabelung wird darauf geachtet, ob alle Module in die Stränge eingebunden sind, wie die Kabel geführt werden (Vermeidung scharfer Kanten, Installation von UV-Schutz) und ob sie hochgebunden wurden, sodass bspw. im Falle von Schafsbeweidung keine Kabel herabgerissen werden. Die Wechselrichter werden hinsichtlich der Montage, Anschlüsse und möglicher Fehlermeldungen geprüft. Ähnlich verhält es sich mit den übrigen Komponenten. Generell sollte auch ein Augenmerk auf die ordnungsgemäße Beschriftung wie zum Beispiel der Reihen, Stränge, Wechselrichter und Stationen geachtet werden.

Diese vereinfacht die Orientierung bei Wartungsarbeiten oder Fehlerbehebungen deutlich. Auch das Gelände sollte in die Prüfung mit einbezogen werden, um festzustellen, ob der Bewuchs vor den Modulreihen bereits eine kritische Höhe erreicht hat (zusätzliche Ertragsverluste durch Verschattung) oder ob das Gelände hinsichtlich der Wartung ordnungsgemäß vorbereitet wurde (zum Beispiel die Entfernung von großen Steinen oder das Begradigen von Spurrillen, die im Bau aufgetreten sind).

Nicht zu vernachlässigen ist auch die Anlagendokumentation. Sie dient zum einen als Grundlage für die visuelle Inspektion ist aber auch entscheidend für die folgende Betriebsphase und sollte dementsprechend detailliert ausfallen.

Neben der visuellen Inspektion gibt es wie erwähnt weitere Prüfungen, die eine detailliertere Aussage über die Anlagen und auch Komponentenqualität zulassen. Die mittlerweile geläufigste Zusatzprüfung ist die Inspektion mittels Thermographie-Kamera. Hierbei werden die Module in der Regel unter Einsatz einer Drohne geprüft. So können leistungsmindernde Fehler wie defekte Zellstränge bei Modulen oder weitere thermische Auffälligkeiten wie heiße Zellen oder warme Anschlussdosen identifiziert werden.

Auch ist es möglich ganze Stränge oder Anlagenbereiche zu ermitteln, die nicht in Betrieb sind. Die Thermographie per Drohne kann durch eine Thermographie am Boden ergänzt werden. Hier stehen jedoch nicht die Module im Fokus, sondern die elektrischen Verbindungen wie Steckverbindungen an den Strangenden, Anschlüsse an Wechselrichtern bis hin zu Anschlüssen in den Transformatorstationen – also eine Art der Elektrothermographie.

Des Weiteren ist es möglich, stichprobenartig die Strangkenngrößen (Leerlaufspannung, Kurzschlussstrom und Isolationswiderstand) nachzuprüfen. Hierbei ist lediglich eine Stichprobe empfehlenswert, da diese Prüfung für alle Stränge vor oder im Zuge der Inbetriebnahme der Anlage seitens des Anlagenerrichters durchzuführen und zu dokumentieren ist. Es geht somit in erster Linie darum die vorliegenden Messprotokolle zu plausibilisieren.

Um zu prüfen, ob die tatsächliche Leistung der Module den Angaben des Herstellers entspricht, sind Leistungsmessungen erforderlich. Diese können unter Standard-Testbedingungen (STC – Standard Test Conditions) in einem unabhängigen Prüflabor oder auch mit geeigneten Messgeräten direkt im Feld erfolgen. Feldmessungen haben den Vorteil, dass die Module nicht demontiert und verschickt werden müssen, sondern an Ort und Stelle vermessen werden können und somit auch eine größere Stichprobe möglich ist. Auch Kombinationen aus beiden Verfahren sind vorstellbar: Messung von Referenzmodulen im Labor und einer größeren Stichprobe im Feld.

Abhängig von der Gestaltung des Errichtungs- / EPC-Vertrags (Engineering, Procurement, Construction) kann auch eine Performance Beurteilung notwendig werden. Im Zuge dieser werden vor Ort Daten bspw. der Einstrahlung und der Produktion erfasst über welche die tatsächliche PR (Performance Ratio) der Anlage ermittelt wird. Diese ist einer vertraglich vereinbarten Soll-PR gegenüberzustellen, um zu prüfen, ob die Anlage entsprechend der Erwartungen produziert.

Die Ergebnisse aller Prüfungen werden seitens des Gutachters dokumentiert und nach Abschluss der Arbeiten in einem Bericht zusammengefasst. So erhält der Investor oder Betreiber einen detaillierten Bericht mit Mängelprotokoll inklusive Handlungsempfehlungen, Fotoprotokoll und Auflistung der Messergebnisse (ggf. auch in separaten Dokumenten). Mit Hilfe dieser Dokumente ist der Investor oder Besitzer in der Lage guten Gewissens die Abnahme zu erteilen oder auf die vorherige Behebung von Mängeln zu bestehen.

Zum Schluss soll noch erwähnt werden, dass die finale Abnahme zum Ablauf der Gewährleistungen ausgesprochen wird. D.h. bis zu diesem Zeitpunkt ist der Anlagenerrichter für die Behebung von Mängeln zuständig. Somit ist es empfehlenswert, noch vor Ablauf dieser Frist eine nochmalige Prüfung der Anlage durchzuführen: eine visuelle Inspektion und eine thermographische Prüfung der Module.


Über den Autor:

Matthias Hadamscheck, Leiter der Abteilung Technische Beratung, arbeitet seit 2010 für die meteocontrol GmbH und ist seither im Bereich der Qualitätssicherung von PV-Anlagen aktiv – vor allem im Bereich der Erstellung von Technischen Due Diligences und der Technischen Inspektionen von Projekten in Deutschland wie auch internationalen Projekten.