In den Unterlagen fast jedes trafolosen Wechselrichters gibt es eine Angabe, die in keinem Angebotsvergleich auftaucht, die kein Kunde erfragt und die trotzdem darüber entscheidet, ob eine Anlage bei Tau und Regen durchläuft oder sich abschaltet: die maximal zulässige Kapazität des Generators gegen Erde. Je nach Hersteller wird diese Angabe unterschiedlich bezeichnet. Mal ist sie im Handbuch zu finden, mal nur auf Nachfrage und in manchen Unterlagen sucht man sie vergeblich.

Wer diese Grenze bei der Auslegung nicht gegen den geplanten Generator prüft, baut unter Umständen eine Anlage, die an feuchten Morgen und bei Starkregen aussetzt. Der Betreiber sieht dann im Portal einen Fehler. Der Installateur fährt raus, misst den Isolationswiderstand und findet nichts, da er um zehn Uhr vormittags misst und die Module dann trocken sind.

Dieses Verhalten ist in der Fachliteratur seit Langem beschrieben und stellt in den allermeisten Fällen keinen Defekt dar. Es lohnt sich, den Mechanismus einmal sauber durchzugehen, da er an einer Stelle anders funktioniert als allgemein angenommen.

Woher kommt die Kapazität?

Ein Photovoltaikmodul bildet eine leitfähige Fläche, die einer geerdeten Unterkonstruktion gegenübersteht. Das ist ein Kondensator, auch wenn er nicht mit diesem Ziel geplant wurde. Diese unerwünschte Kapazität gegen Erde setzt sich aus mehreren Anteilen zusammen: dem Wasserfilm auf dem Deckglas, dem geerdeten Modulrahmen und der Dachfläche darunter.

Der entscheidende Punkt ist die Gewichtung. Bei Regen und Nässe dominiert der Wasserfilm auf dem Glas so stark, dass die übrigen Anteile praktisch keine Rolle mehr spielen. Im Trockenen ist dieser Anteil dagegen so klein, dass die Gesamtkapazität ohne nennenswerte Auswirkung auf den Betrieb bleibt.

Es ist also nicht so, dass eine vorhandene Kapazität bei Feuchtigkeit ein wenig ansteigt. Vielmehr entsteht bei Nässe eine völlig andere, um Größenordnungen größere Kapazität, die vorher nicht vorhanden war. Dabei gehen Feuchtigkeit, Staub, Zellaufbau und Rahmenkonstruktion ein, weshalb kein Datenblatt einen belastbaren Einzelwert nennen kann.

Die in der Literatur genannten Größenordnungen liegen bei:

Zelltyp: Kapazität gegen Erde je kWp:

– kristallines Silizium: 50 bis 150 nF

– Dünnschicht: bis zu 1 µF

Für eine übliche Anlage mit 10 kWp und Standardmodulen ergibt sich bei nasser Oberfläche ein Wert in der Größenordnung eines Mikrofarad. Bei Sonnenschein ist der Wert vernachlässigbar. Dazwischen liegt der Tagesgang – und darin liegt das Problem.

Aus dieser Kapazität und der betriebsbedingt am Modulfeld anliegenden Wechselspannung entsteht ein Verschiebungsstrom nach Erde. Er fließt über die Erdung der Module und die Haupterdungsschiene zurück. Dieser Strom wird Ableitstrom genannt und ist ein Blindstrom. Er verrichtet keine Arbeit, stellt keinen Fehler dar und ist bei intakter Anlage vollkommen normal.

Warum das Gerät trotzdem abschaltet

Hier liegt der Teil, der regelmäßig falsch erklärt wird – auch von mir bis vor Kurzem.

Die naheliegende Vermutung lautet: Der Ableitstrom steigt, überschreitet einen Grenzwert und das Gerät schaltet ab. So funktioniert es jedoch nicht.

Die Fehlerstromüberwachung im Gerät, die RCMU, misst den Differenzstrom. Dieser setzt sich aus zwei Anteilen zusammen, die physikalisch verschieden sind, aber im selben Messwert stecken: dem harmlosen kapazitiven Ableitstrom und dem gefährlichen Fehlerstrom, der zum Beispiel durch einen Menschen fließt, der einen spannungsführenden Leiter berührt. Der relevante Anteil, der Fehlerstrom, wird aus dem Differenzstrom rechnerisch ermittelt.

Und genau diese Rechnung wird bei hohen Ableitströmen ungenau. Der Rechenfehler wächst mit dem Ableitstrom, bis er die Auslöseschwelle erreicht.

Das Gerät schaltet also nicht ab, weil ein Grenzwert überschritten wurde. Es schaltet ab, weil es die beiden Anteile nicht mehr sicher trennen kann und im Zweifel die sichere Seite wählt. Das ist aus Sicht des Personenschutzes richtig, aus Sicht des Betreibers jedoch ärgerlich.

Deshalb findet der Installateur keinen Fehler. Es gibt keinen Fehler zu finden. Es kommt lediglich zu einem zeitweiligen Verlust der Messauflösung, der durch das Wetter verursacht wird.

Die Schwellen selbst sind in IEC 62109-2 festgelegt und gestaffelt:

Für den kontinuierlichen Fehlerstrom gilt bei Geräten mit einer Nennausgangsleistung von bis zu 30 kVA eine Grenze von 300 mA, bei der eine Abschaltung innerhalb von 0,3 Sekunden erfolgt. Oberhalb von 30 kVA skaliert der Wert mit 10 mA je kVA. Für alles, was in einem Wohngebäude hängt, gelten somit die 300 mA.

Zwischen dem Sprungkriterium und dem Dauerkriterium liegt damit ein Faktor zehn. Das ist kein Widerspruch, sondern Absicht: Das Sprungkriterium zielt auf den Personenschutz, das Dauerkriterium auf den Brandschutz. Und genau deshalb ist das Sprungkriterium das empfindliche Kriterium, an dem unerwünschte Abschaltungen hängen.

Warum dieselbe Anlage an einem anderen Gerät ruhig bleibt

Ein Punkt, der in Beratungsgesprächen selten angesprochen wird und in Angeboten nie erwähnt wird, ist der folgende: Ein- und dreiphasige trafolose Geräte verhalten sich hier grundlegend verschieden.

Hier ist eine Unterscheidung nötig, die in der Diskussion oft untergeht, da sie zwei verschiedene Frequenzbereiche betrifft.

Eine einphasige Vollbrücke erzeugt betriebsbedingt eine Gleichtaktspannung, die mit der Netzfrequenz schwingt. Bei unipolarer Modulation liegt am Modulfeld dadurch eine Wechselspannung in der Größenordnung der halben Netzamplitude an. Der gesamte Generator schwingt mit 50 Hz gegen seine Umgebung. Mit einer Kapazität von einem Mikrofarad ergibt das einen Verschiebungsstrom von mehreren Zehntel Ampere. Genau aus diesem Grund existieren Topologien wie H5, H6 und HERIC: Sie trennen während der Freilaufphase die AC- von der DC-Seite und halten die Gleichtaktspannung konstant.

Bei dreiphasigen Geräten ohne Neutralleiteranbindung summieren sich die drei Phasenspannungen zu null. Der Anteil bei Netzfrequenz fällt damit weitgehend weg.

Was nicht wegfällt, ist der Anteil bei Schaltfrequenz. Eine dreiphasige Zweipunktbrücke erzeugt eine Gleichtaktspannung, die bei jedem Schaltvorgang in Stufen springt. Die Fachliteratur zu dreiphasigen, trafolosen Wechselrichtern befasst sich fast ausschließlich mit diesem Problem. Wer erwartet, dass mit drei Phasen die Sache erledigt ist, irrt.

Die ehrliche Aussage lautet deshalb: Die beiden Bauformen haben ihr Gleichtaktproblem an unterschiedlichen Stellen des Spektrums. Bei der einphasigen Variante sitzt es bei 50 Hz und wird durch die Modulfeldkapazität und somit durch das Wetter dominiert. Dreiphasig sitzt es bei der Schaltfrequenz und wird durch Modulation, Filter und Layout dominiert. Welches der beiden Probleme im Feld die Abschaltung auslöst, hängt davon ab, wie die Auswertung im Gerät die Frequenzanteile bewertet. Diese Information ist in keinem Datenblatt zu finden.

Beim ampareq Gen 3 ist das der Grund, warum wir den Gleichtaktpfad als eigenes Designthema behandeln und nicht als Nebenprodukt der Filterauslegung. Und warum ich der Meinung bin, dass die zulässige Generatorkapazität eine Angabe ist, die ins Datenblatt gehört und nicht auf Seite 47 des Handbuchs.

Was sich in der Planung tun lässt

Wenn die zu erwartende Kapazität in den kritischen Bereich kommt, gibt es im Wesentlichen drei Möglichkeiten:

– einen externen Fehlerstromschutzschalter mit höherem Bemessungsfehlerstrom einsetzen,

– Ein Gerät mit höherer zulässiger Generatorkapazität wählen.

– Den Generator auf mehrere Wechselrichter aufteilen.

In der Planungsphase ist zudem eine Vorprüfung mit geringem Aufwand möglich: Die Modulfläche je Wechselrichter wird aufsummiert, der kleinste Abstand der Zellen zu einer zeitweise leitfähigen Fläche wird bestimmt und die Kapazität wird abgeschätzt. Bei Regen ist die Dicke des Deckglases maßgeblich, bei Betauung die Dicke der Rückseitenisolierung. Die beiden Fälle sind nicht dasselbe und ergeben nicht denselben Wert.

Besondere Aufmerksamkeit verdienen Module mit metallischer Rückseite und Glas-Glas-Aufbauten, da die geometrischen Verhältnisse dort ungünstiger sind.

Ein weiterer wichtiger Punkt ist, dass die RCMU im Gerät keinen Fehlerstromschutzschalter auf der Netzseite ersetzt. Sie schützt die Generatorseite und kann die Strecke zwischen Netz und Wechselrichter gar nicht überwachen. Da sie auf Sprünge ab 30 mA und auf 300 mA Dauerfehlerstrom eingestellt ist, begrenzt sie glatte Gleichfehlerströme nicht automatisch auf die 6 mA, die ein Typ A gerade noch verträgt. Ob im konkreten Fall ein Typ A genügt oder ein Typ B erforderlich ist, entscheiden die Normen IEC 60364-7-712 und VDE 0100-712 anhand der Frage, ob der Wechselrichter konstruktiv Gleichfehlerströme in die Installation einspeisen kann. Maßgeblich ist dafür die Erklärung des Herstellers, nicht die Anlage.

Eine Bitte an die Praxis

Soweit die Theorie und das, was sich aus Normen und Literatur ableiten lässt. Was ich nicht weiß, ist, wie häufig dieser Fall im deutschen Bestand tatsächlich auftritt und wie er sich in der Fläche verteilt. Deshalb die Bitte an alle, die Anlagen betreuen: Wenn Sie das Verhalten kennen, schreiben Sie mir gerne in die Kommentare oder direkt.

Fünf Fragen, deren Antworten mir konkret weiterhelfen würden:

1. Tritt es morgens bei Tau auf oder erst bei starkem Regen? Die beiden Fälle haben unterschiedliche Ursachen: einmal die Rückseitenisolierung und einmal das Deckglas.

2. Glas-Glas oder Standardmodul mit Folienrückseite?

3. Einphasiges oder dreiphasiges Gerät? Und falls bekannt: Welche Topologie?

4. Meldet das Portal einen Isolationsfehler oder einen Fehlerstrom? Das sind zwei verschiedene Prüfungen zu zwei verschiedenen Zeitpunkten.

5. Hat bei der Auslegung jemand die zulässige Generatorkapazität gegen den geplanten Generator durchgerechnet?

Wenn genug Rückmeldungen zusammenkommen, fasse ich sie in einem Folgebeitrag zusammen. Selbstverständlich anonymisiert.

Meine Vermutung ist, dass die Zahl der betroffenen Anlagen kleiner ist als die Zahl der vergeblichen Serviceeinsätze. Aber das ist eine Vermutung, und dafür schreibe ich diesen Absatz.