Beim Sonepar ImPuls Süd am Red Bull Ring wurde sichtbar, wohin sich die Elektrotechnik entwickelt: Photovoltaik, Ladeinfrastruktur, Speicher, Wärmepumpen, Lastmanagement und Energiemanagement wachsen zu einem Gesamtsystem zusammen. Sachverständiger Franz Krautgasser rückte Sicherheit, Normenpraxis und Gefahrenbewusstsein in den Mittelpunkt. Albert Zarfl zeigte, wie aus einzelnen Komponenten ein steuerbares Energiesystem wird.

Beim Sonepar ImPuls Süd am Red Bull Ring brachte Sonepar die Elektrobranche zu Fachvorträgen, Praxiswissen, Produktneuheiten, Live-Demos und persönlichem Austausch zusammen. Im Mittelpunkt standen jene Themen, die den elektrotechnischen Alltag derzeit besonders stark prägen: Photovoltaik, Ladeinfrastruktur, Speicher, Energiemanagement, Netzverträglichkeit und die Frage, wie aus einzelnen Komponenten ein sicheres, steuerbares und wirtschaftlich sinnvolles Gesamtsystem wird.

Einer der fachlich besonders relevanten Beiträge kam von MMst. Franz Krautgasser, Sachverständiger für Elektro- und Medizintechnik, Experte in OVE-Normungsausschüssen und Vortragender zu PV-Anlagen, E-Mobilität und Geräteprüfung. Krautgasser sprach unter dem Titel „E-Mobilität und PV-Anlagen – Gefahren erkennen“ über jene Details, die in der Praxis oft erst dann auffallen, wenn sie nicht sauber geplant, errichtet, dokumentiert oder geprüft werden. Sein Leitsatz stand dabei über dem gesamten Vortrag: „Sicherheit ist nicht verhandelbar.“

Ergänzt wurde dieser Sicherheits- und Normenblick durch den Vortrag von Albert Zarfl, Schulungsleiter im Sonepar Kompetenzzentrum Klagenfurt. Zarfl stellte am Beispiel des neuen Sonepar Standorts in Klagenfurt dar, wie Photovoltaik, Speicher, Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen, Lastmanagement und Spotmarkt-Betrieb in einem Energiemanagementsystem zusammengeführt werden. Das war keine theoretische Zukunftsfolie, sondern ein konkretes Praxisbeispiel: PV-Anlage mit 160 kW, Anschlussleistung mit 240 kW, Energiespeicher mit 215 kWh, Ladeinfrastruktur mit 180 kW, Lastmanagement, Spotmarkt-Betrieb und zwei Wärmepumpen mit jeweils 60 kW.

Die beiden Vorträge gehörten damit eng zusammen. Krautgasser zeigte, welche sicherheitstechnischen und normativen Voraussetzungen erfüllt sein müssen. Zarfl führte vor Augen, wie diese Anlagen im Betrieb zu einem steuerbaren Energiesystem werden. Genau darin lag die eigentliche Botschaft des Sonepar ImPuls Süd: Die Elektrotechnik der Energiewende besteht nicht mehr aus Einzelgeräten. Sie wird zur Energiearchitektur.

Aus der Wallbox wurde ein elektrotechnisches System

Krautgasser machte deutlich, dass Ladeinfrastruktur längst nicht mehr damit beschrieben werden kann, „eine Wallbox anzuschließen“. Er beschrieb den Weg von der Wand ins Auto: Verteiler, Fehlerstromschutz, Leitungsschutz, Zuleitung, Control-Pilot-Leitung, Ladekabel, On-board-Ladegerät, Batterie und Batteriemanagement bilden eine technische Kette. Die tatsächlich nutzbare Ladeleistung wird dabei nicht durch das stärkste, sondern durch das begrenzende Element bestimmt.

Damit rückte Krautgasser einen Punkt in den Vordergrund, der in der Praxis häufig unterschätzt wird: Eine 22-kW-Wallbox macht aus einem Fahrzeug mit 11-kW-On-board-Lader kein 22-kW-Fahrzeug. Ein zu schwach dimensioniertes Ladekabel wird nicht durch eine leistungsfähigere Ladeeinrichtung besser. Und ein Netzanschluss, der keine ausreichenden Reserven bietet, lässt sich nicht durch Prospektangaben überlisten.

Technisch beschrieb Krautgasser die Kommunikation zwischen Fahrzeug und Ladeeinrichtung über Proximity Plug und Control Pilot. Der Proximity Plug dient dazu, die maximale Stromtragfähigkeit des Ladekabels zu ermitteln. Der Control Pilot stellt die Kommunikation zwischen Fahrzeug und Ladestation her und ist elektrisch durchverdrahtet. Krautgasser erläuterte dabei auch die Ladezustände von A bis F – vom nicht angeschlossenen Fahrzeug über das ladebereite Fahrzeug bis zum Fehlerzustand.

Damit wird klar: Auch beim AC-Laden ist die Wallbox keine bessere Steckdose. Sie ist Teil einer sicherheitsrelevanten Kommunikation. Erst wenn Ladeeinrichtung, Ladekabel und Fahrzeug korrekt miteinander „sprechen“, gibt das Batteriemanagement den Ladevorgang frei.

Mode 3, Mode 4 und die neue Normalität hoher Ladeleistungen

Krautgasser ordnete die Ladebetriebsarten nach EN 61851 ein. Im privaten und halböffentlichen Bereich dominiert Mode 3, also das AC-Laden über eine fest installierte Ladeeinrichtung mit Kommunikation zwischen Fahrzeug und Infrastruktur. Im öffentlichen Schnellladebereich kommt Mode 4 zum Einsatz: DC-Laden mit hohen Leistungen, CCS-Systemen, Spannungen bis in den 1.000-Volt-Bereich und entsprechend massiver Stromführung.

Während die Energieübertragung bei AC-Ladestationen vergleichsweise einfach erfolgt, ist bei der DC-Ladung eine deutlich intensivere Kommunikation zwischen Fahrzeug und Ladestation erforderlich. Das liegt daran, dass Elektrofahrzeuge mit unterschiedlichen Batteriesystemen arbeiten – typischerweise mit Ladespannungen im Bereich von etwa 300 bis 800 Volt – und je nach Fahrzeug, Batterie, Temperatur und Ladezustand unterschiedliche Ladeströme zulassen. Während des Ladevorgangs werden daher laufend relevante Parameter ausgetauscht: Ladezustand, Batterietemperatur, Batteriezustand, zulässige Spannungs- und Stromgrenzen sowie weitere Betriebsdaten.

Moderne Ladeinfrastruktur ist kein Steckdosenersatz: Vom Verteiler über Schutztechnik, Wallbox, Ladekabel, Fahrzeug und Onboard-Charger bis zum Batteriemanagement entsteht ein kommunikatives System. Bild: © www.i-magazin.com / mit KI erstellt

Um ein sicheres und gleichzeitig effizientes Laden zu ermöglichen, werden diese Informationen über standardisierte Kommunikationsprotokolle übertragen, insbesondere im Umfeld der ISO 15118. Diese Kommunikation ist kein Zusatzkomfort, sondern ein wesentlicher Bestandteil des Ladevorgangs. Sie ermöglicht, dass die Ladeleistung dynamisch und in Echtzeit an den Zustand des Fahrzeugs, der Batterie und der Ladeinfrastruktur angepasst wird.

Krautgasser zeigte private AC-Ladestationen bis 22 kW ebenso wie öffentliche DC-Ladestationen bis 350 kW. Bei DC-Schnellladern erfolgt die Leistungsbereitstellung direkt in der Ladestation. Dort werden hohe Ströme verarbeitet; abhängig von der benötigten Ladeleistung werden intern entsprechende Leistungsmodule beziehungsweise Stromrichter zugeschaltet. Die DC-Zuleitung führt direkt zum Ladekabel. Um die erforderlichen Leiterquerschnitte zu reduzieren und zugleich eine sichere Handhabung zu ermöglichen, kommen bei Hochleistungsladesystemen gekühlte Ladekabel zum Einsatz. Sichtbar werden dabei häufig massive Kupferschienen und integrierte Kühlleitungen – also jene technische Infrastruktur, die hinter dem oft stark vereinfachten Begriff „Schnellladen“ tatsächlich steht.

Sowohl bei AC- als auch bei DC-Ladevorgängen erfolgt die Strombegrenzung nicht starr, sondern über eine laufende Kommunikation zwischen den beteiligten Systemen. Bei der AC-Ladung gibt die Ladestation dem Fahrzeug den maximal zulässigen Ladestrom vor, typischerweise über das PWM-Signal gemäß IEC 61851. Wird ein Energiemanagementsystem im Gebäude eingesetzt, kann dieses die verfügbare Leistung zusätzlich dynamisch anpassen und an die Ladestation übermitteln. Die Ladestation gibt diese Information wiederum an das Fahrzeug weiter, sodass der Ladevorgang entsprechend geregelt wird.

Ein weiterer Entwicklungsschritt ist Plug & Charge nach ISO 15118. Dabei genügt es, das Fahrzeug anzustecken; Authentifizierung und Abrechnung erfolgen automatisch über eine gesicherte Kommunikation zwischen Fahrzeug und Ladeinfrastruktur. Zunehmend an Bedeutung gewinnt auch das bidirektionale Laden, häufig als Vehicle-to-Grid oder Vehicle-to-Home bezeichnet. Dabei wird das Elektrofahrzeug nicht nur geladen, sondern kann auch als Energiespeicher genutzt werden und elektrische Energie zurück in das Gebäude oder in das öffentliche Netz einspeisen. Damit entstehen neue Möglichkeiten für Energiemanagement, Lastverschiebung und Netzstabilität.

Für Elektrotechniker bedeutet das: Je höher die Leistung, desto weniger verzeiht die Anlage. Thermische Belastung, Absicherung, Selektivität, Fehlerstromschutz, Netzrückwirkungen, Zugänglichkeit, Wartbarkeit und Dokumentation werden damit zu Kernfragen der Planung. In Ladeparks, im mehrgeschossigen Wohnbau und bei gewerblichen Anlagen kommt außerdem das Lastmanagement hinzu.

Energiemanagement als zweite Ebene der Elektrotechnik

Während Krautgasser den Fokus auf Sicherheit, Errichtung und Prüfung legte, zeigte Albert Zarfl die zweite Ebene derselben Entwicklung: den Betrieb. Sein Vortrag trug den Titel „Energiemanagement System“ und begann mit der Vorstellung des Sonepar Kompetenzzentrums und dessen Schwerpunkte auf Energiemanagement und Nachhaltigkeit. Als Zielgruppen nannte Zarfl Elektrotechniker, Planer, Sachverständige, Berufsschulen, höhere technische Schulen, Mitarbeitende und Endkunden.

Zarfl beschrieb Energiemanagement als Zusammenspiel von Regeln, Steuern und Visualisieren. Verbraucher, Erzeuger und Speicher werden zu einem einheitlichen System verbunden, das die Anlage überwacht und steuert. Über eine Benutzeroberfläche werden Energieflüsse sichtbar gemacht und an weitere Anwendungen angebunden – etwa Spot- und Regelenergiemarkt, Lastspitzenreduktion oder Speichermanagement. Die aufgezeichneten Daten werden wiederum zur Verbrauchsoptimierung weiterverarbeitet.

Damit wird Energiemanagement zur Übersetzungsmaschine der Energiewende. Es zeigt dem Betreiber, was gerade geschieht. Es hilft dem Elektrotechniker, Systeme sauber zu integrieren. Und es ermöglicht der Anlage, auf Preise, Lastspitzen, Speicherzustände und Nutzeranforderungen zu reagieren.

Zarfl nannte als Anforderungen unter anderem Energiemonitoring, Energiesteuerung, E-Mobilität, Strombörsenanbindung, Abrechnung, Wärme und Kälte, Energiegemeinschaften sowie KI-Funktionen. Im Bereich E-Mobilität geht es um Ladeaufzeichnungen, Freischaltungen per Klick, Sofortladen oder priorisiertes Laden. Bei Strombörsenanbindung stehen Spot-Lade- und Entladepreise, Lastspitzenkappung und KI-Implementierung im Vordergrund.

Die Botschaft ist klar: Das Gebäude wird nicht mehr nur versorgt, sondern aktiv bewirtschaftet. Ein Ladepunkt ist nicht mehr nur Verbraucher. Eine Batterie ist nicht mehr nur Speicher. Eine PV-Anlage ist nicht mehr nur Generator. Eine Wärmepumpe ist nicht mehr nur Heizsystem. Alles wird Teil einer energetischen Betriebsstrategie.

OVE E 8101 blieb der normative Anker

Krautgasser rückte im normativen Teil die OVE E 8101:2025 ins Zentrum. Sie ist die Errichtungsnorm für elektrische Niederspannungsanlagen und damit auch für Ladeinfrastruktur und PV-Anlagen maßgeblich. Für die Ladeinfrastruktur ist insbesondere Abschnitt 722 relevant, der die Stromversorgung von Elektrofahrzeugen behandelt. Die Norm regelt Auswahl und Errichtung der Stromkreise, Schutzmaßnahmen gegen elektrischen Schlag, Leitungsauswahl, Absicherung, Fehlerstromschutzschalter für Ladepunkte sowie Anforderungen an Steckvorrichtungen und Ladeeinrichtungen.

Krautgasser wies in diesem Zusammenhang auch auf das dreistufige Schutzkonzept hin: Basisschutz, Fehlerschutz und Zusatzschutz. Gleichzeitig zeigte er, dass die OVE E 8101 nicht isoliert gelesen werden kann. Sie steht im Zusammenspiel mit der Elektrotechnikverordnung, mit OVE-Richtlinien, mit TOR-Vorgaben, mit OIB-Richtlinien und mit europäischen Normen.

Die Botschaft ist eindeutig: Normenkenntnis ist keine lästige Begleitmusik der Elektrotechnik. Sie ist Voraussetzung dafür, technische Freiheitsgrade sicher und wirtschaftlich zu nutzen. Wer die Regeln kennt, kann besser planen – und muss nicht aus Unsicherheit überdimensionieren oder aus Unwissenheit riskieren.

OVE R 37: Wenn die Ladestation Teil des Stromnetzes wird

Besonders relevant wurde im Vortrag die OVE-Richtlinie R 37. Krautgasser beschrieb sie als Prüfrichtlinie für Ladestationen. Sie soll nachweisen, dass Ladeeinrichtungen die Anforderungen der TOR Verteilernetzanschluss erfüllen. Der OVE beschreibt die R 37 als Richtlinie, die Verfahren definiert, um zu prüfen beziehungsweise nachzuweisen, ob Ladestationen für Elektrofahrzeuge die Anforderungen der TOR Verteilernetzanschluss erfüllen.

Die R 37 ist damit nicht einfach ein weiteres Papier im ohnehin dichten Normenregal. Sie ist die Prüflogik hinter einer neuen Realität: Ladestationen sollen nicht nur sicher laden, sondern sich netzverträglich verhalten. Laut OVE dient die Richtlinie dem Nachweis der elektrischen Eigenschaften von Ladestationen, die zum Anschluss an Nieder-, Mittel- und Hochspannungs-Verteilernetze gemäß TOR Verteilernetzanschluss vorgesehen sind. Die definierten Prüfungen gelten für den Betriebsmodus Energiebezug, also für den Ladevorgang.

Die OVE-Richtlinie R 37 definiert, wie Ladeinfrastruktur netzverträglich, steuerbar und nachweisbar betrieben werden kann – von der Kommunikation über OCPP, EEBUS und Modbus bis zum akkreditierten Prüfbericht. Bild: © www.i-magazin.com / mit KI erstellt

Damit wird aus der Ladeeinrichtung endgültig ein netzrelevantes Betriebsmittel. Was bei PV-Wechselrichtern längst üblich ist – Parametrierung, Nachweisführung, Netzverträglichkeit, Verhalten bei Abweichungen –, wandert nun auch in die Welt der Wallboxen, AC-Ladestationen und DC-Schnelllader.

Der kritische Punkt heißt FRT

Ein besonders anspruchsvoller Teil ist die FRT-Fähigkeit, also Fault Ride Through. Gemeint ist die Fähigkeit einer Anlage, bei kurzzeitigen Spannungseinbrüchen nicht sofort vom Netz zu gehen, sondern innerhalb definierter Grenzen am Netz zu bleiben. Die aktuelle TOR Verteilernetzanschluss Niederspannung Version 1.3.1 verweist im Zusammenhang mit Ladeeinrichtungen auf die Prüfanforderungen der OVE-Richtlinie R 37; Prüfberichte nach OVE-Richtlinie R 37 sind laut dieser TOR-Version erst ab 15. Dezember 2026 erforderlich, davor werden Herstellererklärungen als Konformitätsnachweis akzeptiert.

Das AIT Austrian Institute of Technology ordnet die R 37 als neues Prüfkonzept ein, das das netzdienliche Verhalten von Ladestationen gewährleisten soll. Seit 1. Juni 2025 gelten in Österreich neue technische Anforderungen für Ladestationen gemäß TOR Verteilernetzanschluss Niederspannung; mit der OVE-Richtlinie R 37 steht dafür ein umfassendes Prüfkonzept zur Verfügung.

In der praktischen Umsetzung ist diese Anforderung nicht trivial. Gerade DC-Ladestationen müssen nachweisen, dass sie bei Netzereignissen nicht unkontrolliert ausfallen. Wenn eine Station bei einem Spannungseinbruch nicht nur die Netzverbindung verliert, sondern auch die Kommunikation zum Fahrzeug abbricht, ist das nicht mehr bloß ein Komfortproblem. Dann berührt die Anforderung Hardware, Steuerungssoftware und Kommunikationsstabilität zwischen Fahrzeug und Ladeeinrichtung.

Für Elektrotechniker und Planer ergibt sich daraus eine klare Konsequenz: Die bloße Auswahl einer leistungsfähigen DC-Ladestation bedeutet nicht automatisch, dass diese auch netzkonform betrieben werden kann. Entscheidend ist, ob das Gerät über die erforderlichen Nachweise verfügt, ob die Parametrierung für Österreich passt und ob die netzrelevanten Funktionen tatsächlich geprüft sind.

Fristen, Übergänge und die Kunst, genau hinzusehen

Krautgasser nannte in seinem Vortrag den 1. Juni 2026 als wesentlichen Stichtag für Prüfberichte nach OVE R 37. Dieser Zeitpunkt passte zu früher kommunizierten Übergangslogiken. Die aktuellere Diskussion in Österreich zeigt jedoch, dass sich die Fristenlage weiterentwickelt hat.

TÜV Austria veröffentlichte dazu, dass ab 15. Dezember 2026 ein Prüfbericht für Ladeeinrichtungen gemäß OVE R 37 verpflichtend ist, ausgestellt von einer entsprechend akkreditierten Prüfstelle. Auch die aktuelle TOR-Verteilernetzanschluss-Niederspannung Version 1.3.1 hält fest, dass Prüfberichte nach OVE-Richtlinie R 37 erst ab 15. Dezember 2026 erforderlich sind und davor Herstellererklärungen als Konformitätsnachweis akzeptiert werden.

Damit entsteht eine Übergangsphase, die in der Praxis sauber kommuniziert werden muss. Denn „gelistet“ bedeutet nicht automatisch, dass bereits ein akkreditierter Laborprüfbericht nach R 37 vorliegt. Bis zum Ende der Übergangsfrist können Herstellererklärungen beziehungsweise Übergangsnachweise eine Rolle spielen. Für Planer, Errichter, Betreiber und Großhandel ist daher wichtig, zwischen Herstellererklärung, Listung und akkreditiertem Prüfbericht zu unterscheiden.

An dieser Stelle beginnt die Verantwortung des Fachbetriebs. Es reicht nicht, ein Gerät auszuwählen, weil es lieferbar ist. Es muss geklärt werden, ob es für den konkreten Netzanschluss geeignet ist, welche Nachweise vorliegen, welche Parametrierung notwendig ist und ob die Schnittstellen für Lastmanagement beziehungsweise externe Leistungsbegrenzungen verfügbar sind.

Steuerbarkeit, Schnittstellen und Manipulationsschutz

Die R 37 ist auch deshalb bedeutend, weil sie die technische Entwicklung von Ladeinfrastruktur in Richtung Steuerbarkeit verschiebt. Ladestationen müssen künftig nicht nur laden können, sondern externe Vorgaben verarbeiten. Die TOR-Verteilernetzanschlussregelungen legen technische und organisatorische Mindestanforderungen für den Anschluss und Parallelbetrieb von Netzen und Lasten an Verteilernetze fest; E-Control verknüpfte die Überarbeitung der TOR ausdrücklich mit Regelungen zu Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge.

In der Praxis rücken damit digitale Schnittstellen, Lastmanagementsysteme und gesicherte Parametrierungen in den Vordergrund. Netzbetreiberrelevante Einstellungen dürfen nicht wie Komfortfunktionen einer Endkunden-App behandelt werden. Sie müssen fachgerecht geschützt, nachvollziehbar dokumentiert und für die jeweilige Netzsituation korrekt gesetzt werden.

Genau hier berühren sich Krautgassers Sicherheitslogik und Zarfls Energiemanagement-Ansatz unmittelbar. Zarfl hatte gezeigt, dass moderne Energiemanagementsysteme Verbraucher, Erzeuger und Speicher in ein einheitliches System integrieren. Über die Benutzeroberfläche werden Energieflüsse visualisiert, Ladeaufzeichnungen geführt, Freischaltungen ermöglicht, priorisiertes Laden abgebildet und Strombörsenfunktionen eingebunden.

Damit wird deutlich: Die R 37 ist nicht bloß ein zusätzlicher Prüfaufwand für Hersteller. Sie ist auch eine Voraussetzung dafür, dass Ladeinfrastruktur in jene steuerbaren Energiesysteme eingebunden werden kann, die Zarfl anhand des Standorts Sonepar Klagenfurt beschrieb.

PV-Anlagen beginnen nicht beim Wechselrichter

Im zweiten großen Themenblock widmete sich Krautgasser der Photovoltaik. Er begann nicht bei der elektrischen Seite, sondern bei der Statik: Dachkonstruktion, Befestigungssystem, Dachhaken, Stockschrauben, Modulschienen, Modulklemmen und Gewährleistung der Dichtheit stehen am Anfang. Damit zeigte er, dass eine PV-Anlage nicht nur eine elektrische Anlage ist. Sie ist auch ein baulicher Eingriff, eine mechanische Konstruktion und eine brandschutztechnische Veränderung des Gebäudes.

Elektrisch führte Krautgasser in die Begriffe der OVE E 8101 Teil 712 ein: PV-Modul, PV-Strang, PV-Generatorfeld, PV-Anschlussgehäuse, PV-Strangkabel, PV-Wechselrichter, Stromrichtgerät, Leerlaufspannung, Maximalspannung, Kurzschlussstrom, MPPT, Rückstrom und Blitzschutzsystem.

Diese Begriffe sind mehr als Vokabular. Sie bilden die gemeinsame Sprache, die Planung, Errichtung, Prüfung und Dokumentation erst möglich macht. Wer einen Stringplan nicht eindeutig lesen kann, stellt im Fehlerfall auch keine eindeutige Diagnose. Wer UOC STC, UOCmax und ISCmax nicht sauber unterscheidet, plant nicht mit der Praxis, sondern mit Prospektwerten.

Krautgasser wies außerdem auf STC-, NOCT- und NMOT-Werte hin. STC-Werte dienen dem Produktvergleich, bilden aber Idealbedingungen ab. NOCT-Werte sind realitätsnäher, NMOT-Werte berücksichtigen zusätzlich die elektrische Last im MPP-Betrieb und liefern damit noch praxisnähere Daten für die Ertragsabschätzung. Für Planung und Auslegung sollten daher vor allem NMOT-Werte herangezogen werden.

DC-Steckverbinder sind keine Schalter

Einer der praxisrelevantesten Punkte betraf die DC-Steckverbinder. Krautgasser unterschied klar zwischen Steckvorrichtung und Steckverbinder. MC4-Steckverbinder auf der DC-Seite sind dauerhafte, berührungsgeschützte Verbindungselemente gemäß EN 62852. Sie sind nicht dafür gedacht, wiederholt und schon gar nicht unter Last getrennt zu werden. Die Verwendung als Trennstelle ist unzulässig.

Das ist eine jener Stellen, an denen aus einem kleinen Handgriff ein großes Risiko entstehen kann. Wer DC-Steckverbinder wie CEE-Steckvorrichtungen behandelt, verkennt die physikalische Realität des Gleichstroms. DC-Lichtbögen reißen nicht so gut ab wie AC-Lichtbögen. Unter Last gezogene Verbindungen können zu gefährlichen Lichtbögen, Kontaktbeschädigungen und späteren Brandrisiken führen.

Auch die Leitungsführung wurde im Vortrag anhand von Beispielen thematisiert. Falsche und richtige Führung von DC-Leitungen, witterungsbeständige Ausführung, geschlossene Kabelkanäle, mechanischer Schutz und Zugänglichkeit sind keine Schönheitsfragen. Sie entscheiden darüber, ob eine Anlage über Jahre sicher bleibt oder ob Feuchtigkeit, Bewegung, UV-Belastung und mechanische Beanspruchung langsam an der Sicherheit nagen.

Bypass-Dioden, Hotspots und der stille Leistungsabfall

Ein weiterer fachlich starker Abschnitt betraf defekte Bypass-Dioden in PV-Modulen. Krautgasser unterschied zwischen kurzgeschlossenen und offenen beziehungsweise hochohmigen Bypass-Dioden. Bei einer kurzgeschlossenen Bypass-Diode wird ein Modulsegment dauerhaft überbrückt; typischerweise fällt die Leistung um etwa ein Drittel, wenn eine Diode defekt ist. Thermografisch zeigt sich eine gleichmäßige Erwärmung eines Drittels, die Leerlaufspannung des Strangs sinkt um rund 11 bis 13 V pro Diode.

Bei einer offenen Bypass-Diode wird das betroffene Zellsegment nicht überbrückt. Dann muss der Strom durch gesperrte Solarzellen fließen, wodurch bei Teilverschattung Hotspots entstehen können. In der Thermografie zeigen sich punktuelle Überhitzungen einzelner Zellen, in der Elektrolumineszenz punktförmige Leuchtmuster.

Es zeigt, dass PV-Fehler nicht immer spektakulär beginnen. Manche Fehler zeigen sich zuerst als Ertragsminderung, als punktuelle Erwärmung oder als veränderte Leerlaufspannung. Werden sie nicht erkannt, können sie sicherheitsrelevant werden.

Trafolose Wechselrichter sind effizient – aber nicht banal

Krautgasser wies darauf hin, dass heute in PV-Anlagen vielfach trafolose Wechselrichter eingesetzt werden. Sie arbeiten ohne galvanische Trennung zwischen DC-PV-Seite und AC-Netz. Dadurch können im Normalbetrieb kapazitive Spannungen auftreten, weil Netzspannung auf die Module einkoppelt und unterschiedliche Potenziale zwischen Blitzschutz, Modulrahmen und Potenzialausgleich entstehen können. Krautgasser nannte typische Spannungswerte im Normalbetrieb von etwa 30 bis 120 V.

Im Fehlerfall wird es noch ernster: Bei Isolationsfehlern im DC-String kann es zu starken Potenzialverschiebungen kommen; bei 1.500-V-Systemen können Spannungen bis nahe an die Systemspannung auftreten. Entscheidend sind dann ein durchgehender Potenzialausgleich und eine funktionierende Isolationsüberwachung.

Gerade dieser Teil macht deutlich, warum pauschale Aussagen über „ausgeschaltete“ PV-Anlagen gefährlich sein können. Eine PV-Anlage ist nicht einfach spannungsfrei, weil der Wechselrichter abgeschaltet wurde. Restspannungen, kapazitive Kopplungen, DC-Leitungen und Modulverschaltungen bleiben zu beachten.

Feuerwehr, Abschaltung und die Sache mit dem einen Volt

Krautgasser ging auch darauf ein, was PV-Anlagen im Einsatzfall für die Feuerwehr bedeuten. Dabei verwies er sinngemäß auf die Grundlogik der OVE-Richtlinie R 11-1: Entscheidend ist die klare Unterscheidung zwischen technischen und baulichen Schutzmaßnahmen. Ziel ist es, Einsatzkräfte keiner elektrischen Gefährdung auszusetzen – insbesondere keinem Stromschlag.

Freischalteinrichtungen unterbrechen im Einsatzfall die Verbindung zum Wechselrichter beziehungsweise zur elektrischen Anlage im Gebäude. Dadurch wird verhindert, dass Energie in das Gebäude oder in angeschlossene Systeme eingespeist wird. Zu beachten bleibt jedoch: Bei Lichteinfall erzeugen PV-Module weiterhin elektrische Energie. Insbesondere bei in Strings verschalteten Anlagen bleibt innerhalb der Modulverkabelung Gleichspannung bestehen. Auch bei parallel geschalteten Generatorfeldern kann die Stringspannung aufrechterhalten bleiben, solange Licht auf die Module trifft.

PV-Sicherheit beginnt bei der Planung und endet erst bei Prüfung und Dokumentation: DC-Steckverbinder, Leitungsführung, Wechselrichter, Erdung und Messpraxis müssen fachgerecht berücksichtigt werden. Übrigens, kleine Schaubildungenauigkeiten, sei der KI verziehen. Bild: © www.i-magazin.com / mit KI erstellt

Systemabhängig besteht die Möglichkeit, Strings technisch kurzzuschließen, um die Spannung weiter zu reduzieren. Solche Maßnahmen sind jedoch nicht in jeder Anlage umgesetzt. Deshalb gilt unabhängig von der konkreten Ausführung: Im Bereich der PV-Module und der DC-Verkabelung ist immer mit anliegenden Spannungen zu rechnen.

Besonders vorteilhaft sind Systeme mit Moduloptimierern, die im Abschalt- oder Fehlerfall die Modulspannung typischerweise auf etwa 1 Volt pro Modul reduzieren. Bei einem String mit 20 Modulen ergibt sich damit eine Gesamtspannung von etwa 20 Volt, wodurch das Gefährdungspotenzial erheblich sinkt. Im Normalbetrieb liegt bei solchen Systemen hingegen eine deutlich höhere Stringspannung an – typischerweise im Bereich von etwa 600 bis 850 Volt Gleichspannung, abhängig von Systemauslegung und Betriebszustand. Pro Modul liegen im Betrieb etwa 30 bis 40 Volt an.

Gerade deshalb ist bei Arbeiten in der Nähe von Photovoltaikanlagen besondere Vorsicht geboten. In der Praxis wird mitunter unterschätzt, dass bereits Tageslicht gefährliche Gleichspannungen erzeugen kann. Arbeiten am Dach, während die PV-Anlage in Betrieb ist, können daher ein erhebliches Risiko darstellen. Wesentlich ist, dass technische Einrichtungen zur Spannungsreduzierung und bauliche Rahmenbedingungen so ausgeführt werden, dass im Einsatzfall eine möglichst sichere Umgebung für Einsatzkräfte und ausführende Personen gewährleistet ist.

Kennzeichnung und Dokumentation geben Auskunft darüber, wie die Anlage aufgebaut ist, wie Module verschaltet sind und ob Optimierer eingesetzt werden. Das kann die Sicherheit für Einsatzkräfte erhöhen. Dennoch bleibt der Hinweis zentral, dass zwischen Blitzschutz, Erdungen, Modulen und Leitungen Spannungen bis zu 1.500 V auftreten können.

Für die Praxis heißt das: Feuerwehrpläne, Kennzeichnungen, DC-Führung, Schaltstellen, Übersichtspläne und Anlagendokumentation sind keine nachträgliche Dekoration. Sie sind Bestandteil eines Sicherheitskonzepts.

Blitz- und Überspannungsschutz: Schutzbereich oder direkte Einbindung

Ein weiterer Schwerpunkt lag beim Blitz- und Überspannungsschutz. Krautgasser stellte zwei Strategien im äußeren Blitzschutz für PV-Anlagen dar: Einerseits separate Fangeinrichtungen, die die PV-Anlage in einen Schutzbereich bringen, andererseits die direkte Einbindung der PV-Anlage in das Blitzschutzsystem. Er verwies dabei unter anderem auf ÖVE/ÖNORM EN 62305-3, OVE-Fachinformation BL03, OVE E 8101, EN 61643-32 und weitere einschlägige Regelwerke.

Separate Fangeinrichtungen können direkte Blitzeinschläge in Module vermeiden und den Schutz elektronischer Komponenten erhöhen, bringen aber höheren Planungsaufwand, statische Fragen und mögliche Verschattungen mit sich. Die direkte Einbindung wiederum muss fachgerecht erfolgen, weil PV-Gestelle nicht automatisch dafür ausgelegt sind, als Blitzschutzkomponenten zu dienen.

Auch hier gilt: Es gibt keine Patentlösung. Entscheidend sind die konkrete Anlage, die Blitzschutzklasse, die Gebäudesituation, die Leitungsführung, der Potenzialausgleich und die Frage, wie Überspannungen auf DC- und AC-Seite beherrscht werden.

Brandschutz beginnt beim Dach – und endet nicht beim Modul

Krautgasser behandelte auch brandschutztechnische Anforderungen. Er verwies auf Dacheindeckungen, Flugbrandbeständigkeit, BROOF(t1), Abstände und bauliche Anforderungen. Bei größeren Dachflächen sind Anforderungen an Module, Abstände zu brandabschnittsbildenden Wänden und Grenzen sowie die Erreichbarkeit für Einsatzkräfte zu beachten.

Besonders relevant war auch der Hinweis auf elektrische Einrichtungen in Treppenhäusern: Hauptverteiler, Stockwerksverteiler, Messeinrichtungen und Wechselrichter von PV-Anlagen sind bei bestimmten Konstellationen durch entsprechende Trennbauteile und Abschlüsse zu begrenzen.

Damit wird erneut klar: Eine PV-Anlage ist ein interdisziplinäres Projekt. Elektrotechnik, Statik, Dachdeckerhandwerk, Brandschutz, Blitzschutz und Betreiberpflichten greifen ineinander. Wer nur den Wechselrichter montiert und den Rest als Randthema betrachtet, hat das System nicht verstanden.

Prüfungspraxis: Sehen, messen, verstehen

Im abschließenden Praxisteil wurde Krautgassers Vortrag besonders handwerklich. Prüfen heißt nicht, ein Formular auszufüllen. Prüfen heißt, eine Anlage mit elektrotechnischem Verständnis, passenden Messmitteln und Blick für typische Fehlerquellen zu bewerten.

Bei Ladestationen nannte Krautgasser unter anderem die Durchgängigkeit des Schutzleiters, den Isolationswiderstand, die Wirksamkeit der Fehlerstrom-Schutzeinrichtung, die Netzimpedanz und die Schleifenimpedanz. Für PV-Anlagen gehören unter anderem Erdungsanlage, Potenzialausgleich, Schutzleiter, AC- und DC-seitige Isolationsprüfungen, Auslösezeiten und Auslöseströme von Fehlerstromschutzschaltern, Fehlerspannungen, AC-Freischaltung, Entkupplungsschutz, Drehfeld, Betriebsspannungen, Betriebsströme und Ableitströme zur Prüfung.

Die ÖVE/ÖNORM EN 62446-1 und EN 62446-2 wurden dabei als wesentliche Normen für Dokumentation, Inbetriebnahme, Prüfungen, Prüfanforderungen, Instandhaltung und wiederkehrende Prüfung netzgekoppelter PV-Systeme genannt. Zur systematischen Überprüfung gehören elektrische, mechanische und statische Sicherheit, Überspannung und Potenzialausgleich, Funktionalität der Schutzeinrichtungen, Kontrolle der Systemleistung und Messprotokolle mit geeigneten Messgeräten.

Energiemanagement braucht geprüfte Infrastruktur

Am Standort Sonepar Klagenfurt zeigte Zarfl ein System, das bereits viele Elemente der künftigen Gebäudetechnik zusammenführt: PV-Anlage, Speicher, Ladeinfrastruktur, Lastmanagement, Wärmepumpen, Werkstatt, Schulungsraum und Spotmarkt-Betrieb.

Damit beschrieb er nicht die ferne Zukunft, sondern eine konkrete Gegenwart: Gebäude erzeugen Strom, speichern Energie, laden Fahrzeuge, versorgen Wärmepumpen, reagieren auf Preise und müssen Lastspitzen vermeiden. Ladeinfrastruktur kann deshalb nicht mehr isoliert betrachtet werden. Sie wird Teil einer Betriebsstrategie.

Genau aus diesem Grund passt die R 37 so gut in den Zusammenhang des Sonepar ImPuls Süd. Krautgasser zeigte, welche sicherheits- und normtechnischen Voraussetzungen erfüllt sein müssen. Zarfl zeigte, wie diese Komponenten im Betrieb zusammenwirken. Wo Krautgasser vor der falschen Verwendung von DC-Steckverbindern, unzureichender Prüfung oder mangelhaftem Potenzialausgleich warnte, zeigte Zarfl, dass die nächste Qualitätsstufe zusätzlich in Daten, Schnittstellen, Visualisierung, Lastmanagement und Steuerbarkeit liegt.

Was Elektrotechniker daraus ableiten müssen

Für die elektrotechnische Praxis ergibt sich daraus eine klare Konsequenz: Wer Ladeinfrastruktur plant oder errichtet, muss nicht nur die klassische Schutztechnik beherrschen, sondern auch die netztechnische Nachweisführung verstehen.

Die Frage lautet nicht mehr nur: Ist die Leitung richtig dimensioniert, der FI passend gewählt und die Wallbox korrekt angeschlossen? Die Frage lautet nun auch: Ist die Ladeeinrichtung TOR-konform? Liegt eine Herstellererklärung oder bereits ein akkreditierter Prüfbericht vor? Ist die österreichische Parametrierung verfügbar? Sind Lastmanagement und Schnittstellen offen genug? Sind netzbetreiberrelevante Einstellungen gegen Manipulation geschützt?

Damit wird die OVE R 37 zu einem Beispiel dafür, wie sich die Elektrotechnik verschiebt: weg von der reinen Installation einzelner Geräte, hin zur Verantwortung für netzgekoppelte, steuerbare und dokumentierte Energiesysteme.

Fazit: Die Energiewende findet in den Schnittstellen statt

E-Mobilität und Photovoltaik sind zwei zentrale Säulen der Energiewende. Doch beide Technologien entfalten ihren Nutzen nur dann sicher, wenn sie fachgerecht geplant, errichtet, geprüft, dokumentiert und betrieben werden. Krautgasser zeigte beim Sonepar ImPuls Süd, wo die sicherheitstechnischen Fallstricke liegen. Zarfl zeigte, wie aus Erzeugung, Verbrauch, Speicher, Ladeinfrastruktur und Wärmepumpe ein steuerbares Energiesystem wird.

Die Botschaft an die Elektrobranche ist eindeutig: Die Energiewende braucht Tempo – aber sie braucht vor allem Fachwissen. Denn hinter jeder Wallbox steht ein Netzanschluss. Hinter jedem PV-Modul steht ein DC-System. Hinter jedem Wechselrichter steht ein Schutzkonzept. Hinter jedem Energiemanagementsystem stehen Daten, Schnittstellen und Betriebsstrategien.

Im Kern bedeutet die Energiewende auch, dass bisherige Energieinfrastrukturen wie Öl- und Gasleitungen zunehmend durch elektrische Systeme ersetzt werden. Damit verschieben sich die technischen Herausforderungen deutlich. Künftig stehen vermehrt große Leiterquerschnitte, hohe Gewichte, sehr hohe Abschaltströme sowie neue Gefährdungsszenarien wie Lichtbögen und komplexe elektrische Fehlerbilder im Fokus.

Während Arbeiten in solchen Leistungsbereichen früher überwiegend den Energieversorgungsunternehmen vorbehalten waren, wird es zunehmend Aufgabe des Elektrotechnikers, mit Strömen von mehreren hundert bis über 1.000 Ampere sicher umzugehen. Diese Entwicklung betrifft nicht nur industrielle Anlagen, sondern immer stärker auch den Gebäudebereich.

Absehbar ist zudem, dass künftig auch in Wohngebäuden häufiger DC-Verkabelungen eingesetzt werden – etwa für Ladeinfrastruktur, stationäre Energiespeicher oder die direkte Kopplung mit Photovoltaikanlagen. Damit steigen die Anforderungen an Planung, Ausführung und Prüfung deutlich, insbesondere im Hinblick auf Schutzmaßnahmen, Abschaltbedingungen und den sicheren Betrieb dieser Systeme.

Und hinter jeder sicheren Anlage steht ein Elektrotechniker, der die Technik nicht nur anschließt, sondern versteht.