Ursachenforschung ist auch mal die Suche nach der Nadel im Heuhaufen.
Meistens wissen wir sofort, an welcher Stelle wir suchen müssen. Und natürlich auch, was dann zu tun ist.
Wie lange dauert es wirklich, bis alles wieder fließt?
Für die Jahre 2017 bis 2023 haben wir alle Störungen auf der Ebene Zentralwechselrichter und Trafostationen ausgewertet – in fünf Solarparks mit einer gemeinsamen Leistung von 143 Megawatt Peak. Wir wollten herausfinden, wie lange es wirklich dauert, bis der Zentralwechselrichter oder die Trafostation wieder zuverlässig einspeisen.
Die Mess-Grundlagen
Wir haben die Stunden vom Auftreten des Problems bis zum Beheben des Problems gemessen. Auch Diagnosen per Fernüberwachung oder das Beschaffen von Ersatzteilen sind in die Messung eingeflossen.
Tritt die Störung bereits nachts auf, messen wir die Zeit erst ab dem Moment, wo der Wechselrichter einspeisen müsste. Von da an läuft die Zeit ohne Einschränkungen – auch Nächte zählen wir dann mit. Die Störung ist behoben, wenn die betroffene Einheit wieder einspeist.
Ausgewertet haben wir in zwei verschiedenen Gruppen:
- 319 Störungen: Alles, was wir mit unserem Team und unserem Material aus unserem Ersatzteillager allein lösen konnten. Dazu gehören auch weite Teile des Hersteller-Services.
- 15 zusätzliche Störungen: Hier waren wir auf Material und externe Experten angewiesen.
Das sind die Ergebnisse
Behoben durch unsere Techniker mit Material aus unserem Ersatzteil-Lager
319 Störungen auf Zentralwechselrichter- oder Trafo-Ebene
durchschnittliche Zeit bis zum Wiedereinspeisen:
3:16 Stunden
inklusive 15 zusätzlicher Störungen mit fehlendem Material und externer Expertise
334 Störungen auf Zentralwechselrichter- oder Trafo-Ebene
durchschnittliche Zeit bis zum Wiedereinspeisen:
10:30 Stunden
Case Study 1
Auffällige Leistungsschalter-Ausfälle
Vor fünf Jahren hat SOLARKRAFT die technische Betriebsführung für eine 20 MWp-Anlage übernommen. Bei unserer tiefgründigen Analyse im Vorfeld fiel auf, dass allein im ersten Halbjahr des Vorjahres an 55 Tagen Leistungsschalter ausgefallen waren.
Unsere Techniker konnten herausfinden, dass die Uhrzeiten für eine automatische Schalthandlung verstellt waren. Darüber hinaus konnten sie herausfinden, dass die RemoteOff-Funktion aus den Technischen Anschlussbedingungen (TAB) falsch umgesetzt war.
Als beide Probleme behoben waren, lag die Schalter-Ausfallrate der Anlage nahe 0. Damit konnte SOLARKRAFT einen Ertragsausfall von jährlich 500.000 kWh dauerhaft vermeiden.
Case Study 2
Häufige Isolationsfehler, die zu Ausfällen von Zentralwechselrichtern führen
Im gleichen Zeitraum hat SOLARKRAFT die technische Betriebsführung für eine 30 MWp-Anlage übernommen. In der Analyse fielen häufige Isolationsfehler auf, die zu kurzen, aber auch dauerhaften Ausfällen einiger Zentralwechselrichter führten.
Bei näherem Hinsehen erkannten wir Schwerpunkte an drei Zentralwechselrichtern. Deshalb haben wir an sieben Generatoranschlusskästen (GAK) die Strangleitungen komplett erneuern lassen und damit die Isolationsfehlerrate der Anlage um 95 Prozent reduziert. Das entspricht einem vermiedenen jährlichen Minderertrag von 50.000 kWh.
Case Study 3
Stark erhöhte Ausfallquote von Strang-Wechselrichtern
In einem Solarpark mit insgesamt 30 MWp stellten wir 2020 eine stark erhöhte Ausfallquote von Strang-Wechselrichtern fest. Der Hersteller hatte zuletzt jedoch Austausch- und Reparaturzeiten von über 12 Monaten. Zudem lief die Garantie für die Geräte aus.
Die beste Lösung aus unserer Sicht: Für einen Teil der Anlage (10 MWp) die Strang-Wechselrichter gegen Produkte eines anderen Herstellers tauschen und einen Austauschpool für die restlichen 20 MWp schaffen. Gemeinsam mit unseren Kunden, Versicherern und Zertifizierern sowie mit dem Netzbetreiber haben wir ein entsprechendes Repowering-Konzept entwickelt und umgesetzt.
Der Ertragsausfall der Anlage liegt nun wieder nahe null. Damit konnten wir etwa 3.000.000 kWh Minderertrag im Jahr vermeiden.
Case Study 4
Fehlerhafte Rückseitenfolien führen zu schlechten Isolationswerten
Seit 2019 beobachtete SOLARKRAFT, dass sich in zwei Parks mit 10 MWp die Isolationswerte kontinuierlich verschlechterten. Auf der Suche nach der Ursache entdeckten wir mehrere tausend defekte Solarmodule. Fehlerhafte Rückseitenfolien hatten zu Korrosion geführt. 2022 kam es deshalb bereits zu einzelnen Ertragsausfällen.
SOLARKRAFT hat mit dem Hersteller der Module eine Lösung erarbeitet, ein Tauschkonzept erstellt, die Bauleistungen ausgeschrieben und die Bauüberwachung organisiert. 2023 konnte ein erster großer Teil der Module getauscht werden, im Sommer 2024 folgte der Rest.
Das Ergebnis: Kein Ertragsausfall mehr, stattdessen erzielen die neu eingesetzten Module eine höhere Performance ohne Erhöhung der Nennleistung.
