Bei manchen Fragen erwartet man, dass Ulrich Haas eine besonders klare Meinung hat. Zweifel, ob man ab einer bestimmten Anzahl parallel geschalteter Stränge Strangsicherungen wirklich brauche, lässt er nicht zu. Auch das Argument, dass es kaum dazu kommt, dass sie durchschmelzen und abschalten, gilt ihm zufolge nicht. „Wenn Sie eine Brandversicherung abschließen, rechnen Sie auch nicht damit, dass das Haus wirklich abbrennt“, sagt er. Ulrich Haas leitet beim Sicherungshersteller Siba die Forschungs- und Entwicklungsabteilung.
Bei Neuanlagen ist es seiner Einschätzung nach zwar unwahrscheinlich, dass wirklich Fehler auftreten. Aber man kann sich nicht sicher sein, was geschieht, wenn Anlagen 20 oder 30 Jahre lang stehen. Wind und Wetter setzen der Installation zu, Nagetiere knabbern unter Umständen an Kabeln und Steckern, und Menschen treten eventuell auf die Kabel. Schäden können im schlimmsten Fall zu einem Kurzschluss führen. Auch die Verkäufe zeigten, dass Sicherungen nicht für die Katz seien. Obwohl Sicherungen für Neuanlagen den größten Teil des Marktes ausmachen, gibt es auch einen kleinen Bedarf für den Ersatz von Sicherungen. Der tritt nicht nur bei Altanlagen auf. „Ein häufiger Fehlerfall ist, dass aus Versehen Stränge falsch herum gepolt werden. Dann schaltet die Sicherung direkt nach dem ersten Einschalten der Neuanlage ab.
Darauf kann man sich aber nur verlassen, wenn die Absicherung richtig durchgeführt wird. Und das ist nicht immer der Fall. Da landen schon einmal AC-Sicherungen im DC-Kreis, oder
die gewählten Sicherungen sind für die niedrigen Fehlerströme in Photovoltaikanlagen ungeeignet. Auch die Berechnung des Bemessungsstroms sei nicht immer nachvollziehbar. Diese Beispiele zählte Ulrich Haas beim Photovoltaiksymposium in Bad Staffelstein auf.
Eine gesetzliche Vorschrift für Photovoltaiksicherungen fehlt noch. Auch gab es bisher keine offizielle Norm zu ihrer Dimensionierung. Jetzt steht allerdings ein Entwurf für die geplante IEC 60269-6 kurz vor dem Abschluss. Er ist bereits teilweise im Umlauf ist und wird voraussichtlich noch im Sommer als sogenannter FDIS (Final Draft International Standard) veröffentlicht werden. Danach muss die Norm dann noch verabschiedet werden. Da aber alle in Frage kommenden Länder an der Norm mitgewirkt haben, gilt das als ziemlich sicher. Im Vorgriff auf die Norm existieren schon heute die Kennzeichnungen „PV“ oder „gPV“ für die Sicherungen, die sich für den Einbau in Photovoltaikanlagen eignen. Außerdem ist bereits bekannt, welche Faustregeln die Experten zur Bemessung der Sicherung vorschlagen.
Für hohe Spannungen
Der Bedarf an Sicherungen besteht seit Anlagenplaner auf die Idee kamen, mehrere Stränge zusammenzuschalten, was in großen Anlagen inzwischen gang und gäbe ist. Außerdem steigen die Ströme und Spannungen. Bei manchen Großanlagen liegen an einem Wechselrichter über 1.000 Volt an, und es können Kurzschlussströme von weit über 50 Ampere fließen. Auch in kleinen Anlagen steigen die Systemspannungen, da dadurch die Wechselrichter effizienter arbeiten.
Speziell gleichstromseitig dürfen die Risiken, die von einem Kurzschluss oder einer Überspannung ausgehen, nicht unterschätzt werden. Denn selbst bei weitaus geringeren Stromstärken kann eine lose Verbindung zu Funkenbildung und Lichtbögen führen. Und während Wechselstromlichtbögen verlöschen, da die Spannung entsprechend den 50 Hertz alle zehn Millisekunden den Nullpunkt durchquert, gehen die Gleichstromlichtbögen auch bei niedrigen Strömen nicht von selbst aus. Brände und andere Betriebsschäden sind die Folge.
Ein weiteres Problem sind die sogenannten Rückströme. Sie treten dann auf, wenn es in einem oder mehreren Modulen zu einem Spannungsabfall kommt. Typische Beispiele dafür sind die Verschattung oder der Kurzschluss in einem der Module. In so einem Fall können äußere Stromquellen, wie parallelgeschaltete Module oder Stränge, im Photovoltaiksystem Fehlströme verursachen, die in der verkehrten Richtung durch den Strang fließen.
Wenn diese Rückströme die sogenannte Rückstromfestigkeit des Moduls überschreiten, führt das dazu, dass einer der Stränge in der Anlage plötzlich als Verbraucher fungiert und sich aufheizt. Das kann zu bleibenden Schäden an den betreffenden Modulen mit entsprechender Leistungsminderung bis zu Leistungsunterbrechungen, im schlimmsten Fall sogar zum Brand führen. Die Modulhersteller geben die Rückstromfestigkeit in den Datenblättern der Module an.
Die Absicherung aller Risiken in den solaren Kraftwerken ist nur sehr bedingt möglich. Zwar handelt es sich bei den Modulen um Bauteile, die Strom nur bis zu einer durch die Bauart begrenzten Größe führen können, den sogenannten Bemessungskurzschlussstrom. Bei einer Einstrahlung oberhalb des theoretischen Normwertes sind aber im Betrieb Überströme möglich. Tatsächlich kann das den Betriebsstrom auf Werte bis zum 1,4- oder 1,6-Fachen des Bemessungskurzschlussstroms treiben. Die tatsächlich auftretenden Lastströme können allerdings auch beliebig weit nach unten schwanken.
Problematische Schwankungen
In der Nacht fließt gar kein Strom mehr. Darin liegt auch eines der größten Probleme bei der Bemessung der Sicherungen: Fehlströme und Kurzschlussströme müssen den Bemessungskurzschlussstrom nicht zwingend überschreiten. Die Sicherungen können also nicht so klein bemessen werden, wie es eigentlich nötig wäre.
Wer eine Anlage für den Fall eines Kurzschlusses absichern will, braucht eigentlich einen eindeutigen Wert, ab dem die Sicherung reagieren soll. Und das sei problematisch, weiß Markus Aichele, als Techniker bei der Solarstrom AG zuständig für die Installation auch großer Anlagen. Entweder löse die Sicherung im Falle eines Kurzschlusses gar nicht erst aus, etwa weil zu wenig Licht auf den Generator fällt, oder sie löse auch dann aus, wenn die Anlage unter optimalen Bedingungen besonders gut funktioniere. Passieren könne das beispielsweise an einem kalten Wintertag, wenn die Sonne bei minus zehn Grad einmal richtig auf die Module knallt. Das ist so ein Fall, bei dem der Betriebsstrom durchaus auch einmal über dem Kurzschlussstrom liegen kann.
Zur Absicherung von Kurzschlüssen in der Anlage werden daher häufig Isolations-Überwachungsgeräte eingesetzt. Diese Geräte sitzen am oder im Wechselrichter und messen dort den Isolationswiderstand der Anlage. Sollte es zu einem Isolationsfehler kommen, ändert sich dieser. Bei Bedarf trennt die Überwachung die Photovoltaikanlage vom Einspeisenetz.
Am besten absichern lassen sich die Rückströme in den Anlagen. Teilweise kommen dabei Sperrdioden zum Einsatz, die innerhalb der Strangleitungen zu den Sammelschienen in Reihe zu den Modulen geschaltet werden. Sie werden teilweise in den Strangleitungen parallel zur Sammelschiene eingebaut, sind aber kein Ersatz für eine Strangsicherung.
Sicherungen gegen Rückströme
Diese Dioden verhindern, dass der Strom bei einer Störung in falscher Richtung durch den defekten Strang fließen kann, während die anderen Stränge ganz normal weiterarbeiten. Zu Fehlern kann
es aber unter anderem kommen, weil
die Robustheit der Dioden gegenüber Überspannungen begrenzt ist. Daher lässt sich mit ihnen nur ein Teil der möglicherweise auftretenden Rückströme verhindern. Ein weiterer Nachteil ist der Spannungsabfall an den Dioden, der
den Wirkungsgrad der Anlage reduziert und durch den Verluste entstehen, die
zur Erwärmung der Anschlusskästen beitragen.
Die Strangsicherungen sind eine Alternative. Richtig bemessen, sollen sie für den Schutz der Module, Stränge und deren Verdrahtung sorgen, indem sie nicht nur die zerstörerischen Rückströme, sondern auch eine Überlastung der Leitungen verhindern und helfen, auch in Gleichstromkreisen das Auftreten von Lichtbögen zu verhindern.
Die Solarsicherungen müssen an die steigenden Spannungen und Ströme angepasst werden, und es gibt sie inzwischen auch mit Bemessungsspannungen von zum Beispiel 1.500 Volt bei verhältnismäßig kleiner Baugröße. Alternativ zu den oft immer noch üblichen Schmelzsicherungen gibt es Strangschutzschalter, die das Rückspeisen von Strom aus intakten Modulen auf ein Modul mit Kurzschluss verhindern sollen. Ihr Vorteil gegenüber Sicherungen liegt vor allem darin, dass sie nach der Fehlerbehebung sofort wieder einsatzbereit sind.
Allerdings kommt es auch an den Sicherungen zu einem Spannungsabfall und damit zu Verlusten. Typisch ist laut Ulrich Haas rund ein Watt Verlustleistung bei typischen Strömen von sieben Ampere. Bei Spannungen von 1.000 Volt sind das weniger als 0,2 Promille der Leistung des Strangs. Anders als bei Dioden sinkt der Spannungsabfall bei niedrigeren Strömen, so dass bei niedrigen Leistungen auch der Anteil der Verluste an der Leistung der Anlage sinkt. Bei Dioden ist er immer gleich.
Nicht immer sichern
Bei größeren Photovoltaikanlagen ist es meist zweckmäßig, die Generatorsicherungen oder Teilgeneratorsicherungen im Anschlusskasten unterzubringen. Oft liegen sie aber auch an den Eingängen größerer Wechselrichter. Bei der Auswahl der Sicherungen sind viel Sorgfalt und einiges an Rechenarbeit notwendig.
Der besondere Schutz einer Photovoltaikanlage mit Strangsicherungen ist allerdings dann nicht notwendig, wenn nur ein oder zwei parallele Stränge vorhanden sind, darin sind sich die Experten weitgehend einig, sowohl beim Wechselrichterhersteller SMA Solar Technology als auch bei der Firma Solarstrom. In diesem Fall können Rückströme und Fehlströme die Belastbarkeit der Module nicht überschreiten. Bereits bei drei parallelen Strängen oder mehr raten die allermeisten Spezialisten dagegen dringend zu einer Strangsicherung. „In elektrischen Systemen wie Photovoltaikanlagen sind Sicherungen ein unumgänglicher Bestandteil,“ sagt beispielsweise Achim Jung, Abteilungsleiter der Technischen Betriebsführung bei Juwi Solar.
Die Sicherungen sollten immer speziell auf die jeweilige Solaranlage ausgelegt sein, da deren Leistung stark variiert und falsch bemessene Sicherungen im Störfall nicht auslösen. Dann kann es sogar passieren, dass an der Sicherung ein Lichtbogen entsteht, der zu einer langsamen Erwärmung führt und schließlich einen Brand auslöst. Zu solchen Fehlern kann es kommen, wenn sogenannte Teilbereichssicherungen statt Ganzbereichssicherungen eingesetzt werden, die nur bei sehr hohen Kurzschlussströmen und nicht bei kleineren Überlastströmen abschalten. Dass es sich um eine Ganzbereichssicherung handelt, erkennt man an dem Kürzel g, das der Sicherungsbezeichnung vorangestellt ist (das Kürzel a steht für Kurzschlusssicherungen).
Eigentlich sind es nur einige wenige Regeln, an die sich ein versierter Techniker bei der Installation halten sollte. Weil ungeeignete Sicherungen unter Umständen eher Schäden verursachen, als sie zu verhüten, dürfen nur solche verwendet werden, die vom Hersteller ausdrücklich für diese Anwendung vorgesehen sind. Sie müssen ein Gleichstrom-Schaltvermögen haben, das keinesfalls kleiner sein darf als der größte zu erwartende Fehlerstrom im System. Die Zeitkonstante des Stromkreises, also die Zeit, in der bei einem Kurzschluss der Strom auf den Wert des Kurzschlussstromes ansteigt, wird nach dem Normentwurf mit ein bis drei Millisekunden angenommen. Diese Zeit ist kurz im Vergleich zu den Zeitkonstanten vieler anderer Anwendungen, da eine Photovoltaikanlage kaum Induktivitäten enthält. Die Abschaltung bei derart kleinen Zeitkonstanten ist für eine Sicherung wesentlich leichter als in Stromkreisen mit einem hohen Anteil induktiver Last. Dadurch können die Hersteller das Sicherungsvolumen relativ klein halten.
Damit die in den einzelnen Netzabschnitten zwischengeschalteten Strangsicherungen auch wirklich optimal funktionieren, müssen sie also korrekt bemessen sein. Das ist nach der neuen IEC 60269-6 gar nicht so schwierig, und Siba schlägt eine Bemessung in vier Schritten vor.
Schritt 1: Bemessungsspannung
Bei der Auswahl von Strangsicherungen heißen die entscheidenden Größen Rückstromfestigkeit der Module (IMOD REVERSE) und die Belastbarkeit der Verdrahtung. Die Hersteller der Module geben die entsprechenden Werte entweder als ein Vielfaches des Kurzschlussstromes unter Standardtestbedingungen (ISC STC) oder als maximalen Sicherungsbemessungsstrom an.
Im ersten Schritt sollte aus den Spezifikationen die Bemessungsspannung für den Strang beziehungsweise die Anlage ermittelt werden. Die Bemessungsspannung entspricht der Spannung, für die die Sicherung ausgelegt sein muss. Die Bemessungsspannung (UN), die zur Auslegung der Sicherung herangezogen werden muss, ist mindestens genauso groß wie die größte Leerlaufspannung (UOC) des Photovoltaikgenerators. Als Faustformel zur Berechnung der Bemessungsspannung UNempfiehlt der Entwurf der IEC 60269-6:
UN? 1,2 UOC STCUOC STC = UOC MOD STC x NMODSTC steht wieder für Standardtestbedingungen, UOC MOD für die Leerlaufspannung eines Moduls, NMOD für die Zahl der in Reihe geschalteten Module. Der Faktor 1,2 berücksichtigt, dass die Leerlaufspannung bei niedrigen Temperaturen steigt.
In kalten Regionen kann deshalb sogar ein noch größerer Faktor erforderlich sein. Um sicher zu sein, muss man deshalb die Leerlaufspannung nach dem Temperaturverhalten der Module ausrechnen, indem man die Temperaturkoeffizienten für die Leerlaufspannung berücksichtigt:
UOC = UOC STCx (1+ (?T x tcoef OC))
Dabei entspricht ?T der größtmöglichen Abweichung von der Normtemperatur 25 Grad Celsius. Im Allgemeinen wird in Deutschland ein ?T von 50 Grad Celsius angenommen, was einer minimalen Temperatur von minus 25 Grad Celsius entspricht.
Schritt 2: Bemessungsstrom
Im zweiten Schritt erfolgt die Berechnung des Bemessungsstroms. Die Sicherung soll unter normalen Betriebsbedingungen weder auslösen noch ihre Eigenschaften verschlechtern, damit unerwünschte Betriebsunterbrechungen vermieden werden.
Da die dauerhafte Stromtragfähigkeit der Sicherung direkt von der Schmelzleitertemperatur abhängt, sollten auch kurzzeitig auftretende Betriebsströme oberhalb des Sicherungsbemessungsstroms, die die Sicherung gerade noch toleriert, vermieden werden. Wenn die Sicherung häufigen Lastwechseln unterworfen ist, die für Anlagen mit ihren ständig wechselnden Betriebsströmen typisch sind, sollte man darauf genau schauen. Schmelzsicherungen basieren auf der thermischen Wirkung des Stromes. Wenn der Betriebsstrom der
Photovoltaikanlage also zu oft den Normbereich kurzzeitig verlässt, dann kann das auf Dauer zu Störungen führen.Wenn eine Sicherung richtig bemessen ist, sollte es aber nicht zu solchen Problemen kommen. Der Bemessungsstrom (IN) von Strangsicherungen muss dazu größer sein als der größte Betriebsstrom des Strangs. Dieser liegt, abhängig von den klimatischen Bedingungen vor Ort und einschließlich eines Zuschlags für verstärkte Strahlung, in etwa zwischen 1,25 ISC MOD und 1,6 ISC MOD. Als Faustformel gilt entsprechend der IEC 60269-6:
IN? 1,4 ISC MOD
Schritt 3: Genauere Rechnung
Um ganz genau zu rechnen, muss man einen Blick in die Datenblätter der Sicherung werfen. Für Umgebungstemperaturen ungleich 25 Grad Celsius, für den Betrieb unter Wechsellast sowie für die Häufung von nebeneinander montierten Sicherungshaltern sind die sogenannten Derating-Faktoren zu berücksichtigen, die die theoretischen Sicherungskenngrößen entsprechend der tatsächlichen Umgebungstemperatur korrigieren.
IN MIN = IMPP/KTH/A2/KZS Dabei entspricht KTH dem Temperaturfaktor aus dem Derating-Diagramm, A2dem Wechsellastfaktor der Sicherung und KZSdem Derating-Fakor bei der Aneinanderreihung mehrerer Sicherungen in einem geschlossenen Sicherungshalter. Alle drei Faktoren lassen sich den Sicherungsdatenblättern entnehmen.
Da es nicht unbedingt eine Sicherung gibt, die genau diesen Bemessungsstrom hat, muss man aber ein Exemplar mit dem nächsthöheren Bemessungsstrom IN wählen. Dann muss man im dritten Schritt überprüfen, dass der um die Derating-Faktoren korrigierte Bemessungsstrom IN RED größer ist als der maximale Kurzschlusstrom ISCder Module, der wieder mit einem Temperaturkoeffizienzen tcoef SC auf extreme Betriebstemperaturen umgerechnet wird:
IN RED = INx KTHx A2x KZSISC= ISC MOD x (1+ (?T x tcoef SC)
IN RED > ISCWenn diese Bedingung nicht erfüllt ist, muss man die Sicherung mit dem nächst höheren Bemessungsstrom wählen und den Schritt wiederholen.
Die bisherige Rechnung legt die untere Schranke für den Bemessungsstrom fest.
Damit die Sicherung aber wirkungsvoll die Module schützt, muss man im vierten Schritt sicher stellen sein, dass sie rechtzeitig abschaltet. Das ist der Fall wenn die Stromstärke IMOD REVERSE überschritten wird, die Module entsprechend ihrer Rückstromfestigkeit aushalten.
IN? 0,9 x IMOD REVERSE Ebenfalls relativ einfach lässt sich ausrechnen, ab welcher Anzahl parallelgeschalteter Stränge die Sicherungen wirklich schützen. Wenn ein Strang ausfällt, tragen die restlichen Stränge zum Strom bei, der durch den ausgefallenen Strang fließen kann. Erst ab einer bestimmten Anzahl an parallelgeschalteten Strängen NSTRANG ist er nach dem aufgezeigten Rechenweg größer als der Bemessungsstrom der Sicherung:
IN< ISCx (NSTRANG – 1)
Neue Anforderungen
Außer dass der Entwurf der neuen Norm die beschriebenen pauschalen Empfehlungen zur Abschätzung von Bemessungsstrom und Spannung gibt, enthält er Anforderungen an die Sicherungen selber. Der Nicht-Auslösestrom muss beim 1,13-Fachen des Bemessungsstroms liegen. Das bedeutet, dass innerhalb einer Stunde Belastung mit dieser Stromstärke die Sicherung noch nicht abschalten darf. Andererseits muss sie beim 1,45-Fachen des Bemessungsstroms innerhalb einer Stunde abschalten.
Bei diesen Werten unterscheidet sich die geplante internationale Norm IEC 60269-6 von der US-amerikanischen Norm UL 2579. Sicherungen gemäß dem UL-Standard schalten etwas flinker ab – schon beim Bemessungsstrom nach einigen Stunden Belastungsdauer. „Deshalb muss man in Grenzfällen den nächsthöheren Bemessungsstrom wählen“, sagt Haas.
Wenn die IEC-Norm erst veröffentlicht ist, steht allerdings schon gleich als nächste Frage an, ob in Altanlagen nachgebessert werden muss und ob es einen Bestandsschutz gibt. Ulrich Haas sieht keinen Grund zur Panik. In vielen Altanlagen sind schon die richtigen Sicherungen eingesetzt, da er und andere Sicherungshersteller in den letzten Jahren schon „missionarisch“ tätig gewesen seien. Falsche Sicherungen müsse man aber austauschen.
