Strangsicherung und Lichtbogenschutz: warum im DC-Teil der PV-Anlage fast nie eine Sicherung steckt

In den meisten Photovoltaikanlagen auf deutschen Einfamilienhäusern steckt keine einzige Sicherung im Gleichstromteil. Kein Sicherungsautomat, kein Schmelzeinsatz, nichts zwischen Modul und Wechselrichter außer Kabel und Steckern.

Das wirkt wie eine Sparmaßnahme. Es ist das Gegenteil: eine bewusste Entscheidung, für die es eine Rechenregel gibt und einen Forschungsbericht, der davon abrät, sie zu ändern. Gleichzeitig arbeitet die internationale Normung daran, Strangsicherungen wieder verbindlich zu machen — mit Begründungen, die aus Ländern stammen, in denen anders installiert wird als hier.

Dieser Ratgeber zeigt, ab wie vielen parallelen Strängen eine Strangsicherung überhaupt etwas ausrichten kann, welche Zahl im Moduldatenblatt darüber entscheidet, warum zwei benannte Quellen bei dieser Frage auseinanderlaufen — und warum die eigentliche Gefahr im DC-Teil nicht der Überstrom ist, sondern der serielle Lichtbogen.

Warum in deiner Anlage vermutlich keine Strangsicherung steckt

Der Leitfaden „Bewertung des Brandrisikos in Photovoltaik-Anlagen" von TÜV Rheinland und Fraunhofer ISE, Fassung 02 vom Juli 2015, beschreibt die Vorgeschichte in zwei Sätzen. In den Anfangsjahren der Photovoltaik zwischen 1985 und 1995 waren Strangsicherungen üblich. Sie fielen häufig aus und lösten laut Leitfaden lokale Überhitzungen und sogar Schaltschrankbrände aus.

Die Konsequenz steht in der Errichtungsnorm: Vorgeschrieben sind sie seither nur, wenn die Strombelastbarkeit einer Leitung überschritten werden könnte. Der Leitfaden stellt nüchtern fest, dass sie deswegen „nur noch in sehr wenigen Anlagen" eingebaut seien.

Dahinter steckt eine Eigenart der Photovoltaik, die sie von jedem anderen Stromkreis im Haus unterscheidet: Der Betriebsstrom eines Strangs ist kaum kleiner als sein Kurzschlussstrom. Bei einer Steckdose liegt zwischen Normalbetrieb und Kurzschluss der Faktor hundert oder mehr — eine Sicherung erkennt den Fehler mühelos. Beim Solarmodul liegt zwischen beidem gut ein Zehntel Unterschied. Eine Sicherung, die im Betrieb nicht auslöst, kann den Kurzschluss desselben Strangs nicht sehen.

Der Rückstrom: der einzige Fehler, gegen den eine Strangsicherung hilft

Es gibt genau ein Szenario, in dem eine Strangsicherung schützt, und der Leitfaden benennt es klar: Rückströme, die parallele Stränge in einen Strang mit teilweise kurzgeschlossenen Bypassdioden treiben.

Der Vorgang ist einfach zu verstehen. Mehrere Stränge hängen parallel am selben Wechselrichtereingang. Bricht in einem Strang die Spannung ein — weil Bypassdioden durchlegiert sind, weil ein Modul defekt ist —, dann speisen die anderen Stränge in diesen einen hinein. Der Strom fließt in die falsche Richtung durch Module, die dafür nicht gebaut sind.

Die Obergrenze dieses Rückstroms lässt sich exakt angeben. Aus n parallelen Strängen kann in den kurzgeschlossenen Strang höchstens der (n − 1)-fache Kurzschlussstrom eines Strangs fließen — mehr Quellen als die übrigen Stränge gibt es nicht. Genau daraus folgt der praktische Schwellenwert.

Bei zwei parallelen Strängen fließt also höchstens der Kurzschlussstrom eines einzelnen Strangs zurück. Das ist ein Wert, den jedes Modul aushält, denn es erzeugt ihn selbst jeden sonnigen Mittag.

Die Zahl im Moduldatenblatt, die darüber entscheidet

Wie viel Rückstrom ein Modul verträgt, steht auf jedem Datenblatt — meist unscheinbar in der rechten Spalte. Im Datenblatt des Trina Vertex S+ NEG9R.28 (Fassung TSM_EN_2024_C) heißt die Zeile „Max Series Fuse Rating" und nennt 25 A. Direkt darüber steht die maximale Systemspannung mit 1.500 V DC.

Dazu gehört der Kurzschlussstrom aus der Tabelle darunter: Für die 470-Watt-Variante nennt Trina 10,81 A unter Standardtestbedingungen, für die kleinste Variante der Reihe 10,59 A.

Der Leitfaden nennt die Faustregel dahinter: Der zulässige Rückwärtsstrom eines PV-Moduls beträgt „üblicherweise das 2-fache des maximalen Kurzschlussstromes". Bei 10,81 A wären das 21,62 A — die 25 A des Datenblatts liegen also etwas darüber, aber in derselben Größenordnung.

Ab wie vielen parallelen Strängen eine Strangsicherung wirkt

Jetzt lässt sich rechnen. Die folgende Tabelle setzt den maximal möglichen Rückstrom (n − 1) × 10,81 A gegen die beiden Grenzwerte. Die Rückstromwerte sind eigene Rechnungen mit dem Kurzschlussstrom aus dem Trina-Datenblatt; die Grenzwerte stammen aus Datenblatt und Leitfaden.

Das Ergebnis deckt sich mit dem, was der Leitfaden schreibt: Ein Schutz vor solchen Fehlern sei mit Sicherungen „in der Praxis erst ab 3 bis 4 parallelen Strängen möglich". An anderer Stelle formuliert derselbe Bericht die Konsequenz für Wohnhäuser: Kleinere Anlagen mit weniger als drei parallelen Strängen benötigen keine Strangsicherungen, weil die auftretenden Rückströme von den Modulen getragen werden — „dies trifft für die meisten Aufdachanlagen bei Ein- oder Mehrfamilienhäusern zu".

Eine typische Hausanlage hat zwei Dachflächen, zwei Stränge, zwei MPP-Tracker. Wie diese Aufteilung zustande kommt, erklärt der Ratgeber zur Stringauslegung und zum MPP-Fenster. Zwei Stränge an getrennten Trackern sind zudem gar nicht parallel geschaltet — dann existiert der Rückstromfall überhaupt nicht.

Wo Forschungsbericht und Normung auseinanderlaufen

Hier wird es interessant, denn zwei benannte Quellen kommen zu gegenteiligen Empfehlungen.

Der Leitfaden von TÜV Rheinland und Fraunhofer ISE argumentiert gegen die Sicherung. Eingehende Untersuchungen hätten gezeigt, dass Strangsicherungen „nur bei einer sehr begrenzten Klasse von möglichen Fehlern" helfen; in allen anderen Fällen seien sie „ein zusätzlicher Kostenfaktor und mehrere weitere Kontaktstellen mit entsprechendem Lichtbogenrisiko-Potential".

Der Rückstromfall selbst tritt laut Leitfaden erst ein, wenn mehr als 10 Prozent der Bypassdioden kurzgeschlossen sind — ein Fehler, den der Bericht als „sehr unwahrscheinlich" einstuft. Die Normungsempfehlung des Leitfadens: Strangsicherungen nur dort vorschreiben, wo Module in brennbarer Umgebung eingebaut sind.

Die internationale Normung geht den anderen Weg. Der Leitfaden beschreibt selbst, dass bei der Überarbeitung „heftig diskutiert" werde, ob Strangsicherungen ab drei parallelen Strängen wieder verbindlich gefordert werden — und er nennt den Grund: In den USA und Australien seien „die europäischen Konzepte der Schutzisolierung und der erd- und kurzschlussfesten Verlegung wenig verbreitet", weshalb dort eher mit Parallellichtbögen gerechnet werde.

Das Planungskompendium Energieverteilung von Schneider Electric gibt die Rechenregeln der Normenreihe wieder: Der Überlastschutz für Strangleitungen darf entfallen, wenn die Dauerstrombelastbarkeit mindestens dem 1,25-fachen des Kurzschlussstroms unter Standardtestbedingungen entspricht.

Wo Überstromschutz nötig ist, muss der Nennstrom über dem 1,25-fachen des Strang-Kurzschlussstroms liegen — und gegen Fehlauslösungen wird „im Allgemeinen" eine Einstellung über dem 1,4-fachen empfohlen.

Was die Strangsicherung kostet — und was sie an Risiko hinzufügt

Der Leitfaden beziffert den Preis spezieller PV-Sicherungen, die bei richtiger Dimensionierung nicht zufällig auslösen und Überströme auch bei typischerweise bis zu 1.000 V DC unterbrechen können, mit „ca. 10 € pro Stück". Für eine Anlage mit acht Strängen und beidseitiger Absicherung sind das 16 Sicherungen.

Der eigentliche Preis ist aber nicht der Einkaufspreis. Jede Sicherung bringt Kontaktstellen mit. Wie die aussehen, zeigt die Technische Information zum SMA String-Monitor: ein Generatoranschlusskasten mit 16, 24 oder 32 Messkanälen, bei dem die Sicherungen als Inline-Sicherungssteckverbinder außerhalb des Gehäuses im Stranganschluss sitzen — ein- oder beidseitig, wahlweise mit Y-Adaptern.

Warum das mehr wiegt als die 10 Euro, steht im nächsten Abschnitt. Vorweg die Schlussfolgerung des Leitfadens für den DC-Teil allgemein: „Jede zusätzliche Komponente birgt in sich das Risiko zusätzlicher Kontaktstellen und anderer Fehlerquellen. Eine ‚schlanke' Anlage mit möglichst wenigen Komponenten besitzt den Vorteil, dass es weniger Punkte gibt, an denen die Anlage Schaden nehmen kann."

Denselben Satz wendet der Bericht ausdrücklich auch auf DC-Schalter und Feuerwehrschalter an, die er als „schlichtweg eine weitere Fehlerstelle" bezeichnet — was der Ratgeber zum Brandschutz und Feuerwehreinsatz ausführlicher behandelt.

Der eigentliche Gegner im DC-Teil: der serielle Lichtbogen

Gleichstrom hat eine Eigenschaft, die ihn von Wechselstrom unterscheidet: Er hat keinen Nulldurchgang. Ein Lichtbogen im Wechselstromnetz erlischt zweihundertmal je Sekunde von selbst und muss jedes Mal neu zünden. Im DC-Kreis brennt er weiter. Das Planungskompendium bringt es auf den Punkt: Ein DC-Kurzschlussfehler „verlischt nicht selbständig, auch nicht bei geringen Strömen".

Das Fronius-Whitepaper zur Lichtbogenerkennung in PV-Anlagen unterscheidet zwei Arten.

Der Entstehungsweg ist eine Rückkopplung: Der Leiterquerschnitt an der Kontaktstelle verkleinert sich, der Übergangswiderstand steigt, die Wärmeentwicklung nimmt zu, die höhere Temperatur beschleunigt die Verschlechterung — bis der Leiter unterbricht und ein Lichtbogen zündet.

Der Fronius-Fachbeitrag zu Fehlerlichtbögen nennt als Auslöser lose Kontakte, schlecht gecrimpte Stecker, beschädigte Kabel und inkompatible Steckverbindungen; ein solcher Lichtbogen erreiche Temperaturen von über 1.000 °C. Das Whitepaper nennt unter Berufung auf die TÜV-Rheinland-Studie sogar über 10.000 K für einen brennenden Lichtbogen.

Und hier schließt sich der Kreis zur Sicherung. Der Strom in einem seriellen Lichtbogen ist der normale Strangstrom — er ist nicht zu hoch, er ist ganz gewöhnlich. Keine Überstromschutzeinrichtung der Welt sieht ihn. Was hilft, ist weniger Kontaktstellen zu haben. Das Whitepaper nennt genau das als „erste Stufe des Schutzes, die immer beachtet werden sollte": die Anzahl der Kontaktpunkte zu minimieren.

Das erklärt auch eine unerwartete Nebenwirkung von Leistungsoptimierern: Laut Fronius werden mit ihnen „etwa dreimal so viele Steckverbindungen an den Modulen benötigt" als ohne. Wer sie einbaut, tauscht Ertragsvorteile bei Verschattung gegen zusätzliche Kontaktstellen — eine Abwägung, die der Ratgeber zu Leistungsoptimierern und Modulwechselrichtern im Detail behandelt.

Lichtbogenschutz per AFCI: was die Norm verlangt

Weil Sicherungen den seriellen Lichtbogen nicht sehen, gibt es dafür eine eigene Gerätegattung. Das Whitepaper beschreibt die Normenlage: Die erste Normung erfolgte 2011 in den USA mit der UL1699B, die den Begriff AFCI (Arc-Fault Circuit Interrupter) einführte. International regelt die IEC 63027 dasselbe mit anderer Terminologie — AFD für den Detektor, AFI für den Unterbrecher, AFPE für das Gesamtgerät.

Die Prüfanforderung ist eine harte Zahl, und sie ist der Kern der ganzen Technik: Der Lichtbogen muss innerhalb von 2,5 Sekunden oder vor dem Überschreiten von 750 J Lichtbogenenergie erkannt werden — je nachdem, was zuerst eintritt.

Erkannt wird über das Frequenzspektrum. Ein Lichtbogen macht die Strom- und Spannungssignale instabil; eine schnelle Fourier-Transformation macht das im Frequenzbereich sichtbar. Genau daran hängt aber auch die Schwäche des Verfahrens, und das Whitepaper benennt sie selbst: Wechselrichter erzeugen eigene Rauschspitzen, Schaltfrequenzen von DC/DC-Wandlern kommen hinzu, lange PV-Kabel wirken als Antenne im Band zwischen 100 kHz und 500 MHz, und unterhalb von 1 kHz sehen schnell ziehende Wolken oder windbedingte Vibrationen im Stromsignal aus wie ein Lichtbogen.

Daraus folgen zwei Fehlerarten: Maskierung — der echte Lichtbogen bleibt unentdeckt, ein Sicherheitsproblem. Und Fehlauslösung — der Wechselrichter schaltet ohne Grund ab, ein Kostenproblem.

Gleichzeitig relativiert dasselbe Whitepaper die Ausgangsgröße: In Deutschland mit mehr als 2 Millionen installierten PV-Anlagen kam es in zwanzig Jahren bei 0,006 Prozent aller Installationen zu PV-Bränden — statistisch eine von 17.000 Anlagen. Über diese Grundgesamtheit wird die ganze Diskussion geführt.

Was du an deiner eigenen Anlage prüfen kannst

Am DC-Teil selbst hat niemand ohne Elektrofachkraft etwas zu suchen: Die Module stehen unter Spannung, solange es hell ist, und lassen sich nicht abschalten. Prüfbar sind aber die Unterlagen und das, was von außen sichtbar ist.

Wie sich ein einzelner Modulfehler messtechnisch eingrenzen lässt, steht im Ratgeber zu defekten Solarmodulen. Für die Auslegung der DC-Leitungen selbst gilt eine eigene Rechnung, die der Ratgeber zum Kabelquerschnitt bei DC-Leitungen aufmacht.

Was wir nicht belegen konnten

Drei Punkte bleiben offen, und sie werden hier offen benannt statt gefüllt.

Der Normtext selbst. DIN VDE 0100-712 ist kostenpflichtig und war für diesen Ratgeber nicht im Volltext lesbar. Alle Angaben zur Norm stammen aus dem Fraunhofer/TÜV-Leitfaden und aus dem Schneider-Planungskompendium, die beide daraus zitieren. Ob die aktuelle Fassung Strangsicherungen ab drei parallelen Strängen verbindlich fordert, konnten wir daher nicht am Originaltext prüfen.

Der aktuelle Stand der Detektorqualität. Die Zahl „zwei von vier bestanden" stammt aus einem Bericht vom 07.02.2013. Eine neuere unabhängige Vergleichsmessung mehrerer AFCI-Geräte war nicht auffindbar. Herstellereigene Aussagen zur eigenen Erkennungsleistung haben wir bewusst nicht als Beleg verwendet.

Preise für PV-Sicherungen im Jahr 2026. Die 10 Euro je Stück stammen aus dem Leitfaden von 2015. Eine belastbare, neutrale Preiserhebung für PV-Sicherungen zum heutigen Stand haben wir nicht gefunden; Shop-Preise einzelner Anbieter sind keine Erhebung.

Quellen

• TÜV Rheinland / Fraunhofer ISE: Leitfaden „Bewertung des Brandrisikos in Photovoltaik-Anlagen", Version 02, Juli 2015 (PDF)
• Schneider Electric, Planungskompendium Energieverteilung: Solaranlagen — Systeme und Installationsvorschriften
• Fronius: Whitepaper „Lichtbogenerkennung (AFCI) in PV-Anlagen" (PDF)
• Fronius: Wie Ihre PV-Anlage Fehlerlichtbögen erkennt und verhindert
• Trina Solar: Datenblatt Vertex S+ NEG9R.28, Fassung TSM_EN_2024_C (PDF)
• SMA: Technische Information SMA String-Monitor SSM-U-XX10 / SSM-U-XX15 (PDF)
• photovoltaik: Lichtbögen rücken in den Fokus, 07.02.2013

Stand: 10.09.2026. Alle sieben Quellen wurden an diesem Tag im Volltext abgerufen und gelesen; der Leitfaden von TÜV Rheinland und Fraunhofer ISE trägt selbst das Datum Juli 2015, der Beitrag des Fachmagazins photovoltaik den 07.02.2013.