Technik

Wie ist mein dynamisches Energie-Speicher-System (dESS) aufgebaut?

Elektrischer Aufbau

Einen Überblick gibt das Schaltschema meiner Anlage (technische Daten am Ende der Seite):

Das System arbeitet komplett im Netzparallelbetrieb. Nur für Wartungszwecke gibt es zum Bypass einen (nicht eingezeichneten) 2-Wege-Umschalter, mit dem Hauselektrik und Wärmepumpe direkt auf das öffentliche Netz geschaltet werden können. Davon abgesehen besteht ansonsten keine Verbindung irgendeiner Last im Gebäude zum Netz, alles hängt permanent als „kritsche“ Last an Out_1 der VICTRON MultiPlus II – Wechselrichter. Diese sind so dimensioniert, dass sie die Maximallast im Gebäude bequem und mit einer ausreichenden Leistungsreserve versorgen können.

Die Solarzellen-Module (PV-Module) sind auf drei Modulfelder verteilt:
1) 15 + 14 Module auf dem Hausdach (sSO, Azimut etwa 160°), Strings A1 und B1
2) 7 + 6 Module auf der Terrasse (flach, selbe Richtung), Strings A2 und B2
3) 9 + 9 Module auf einem Garagenanbau (wSW, Azimut etwa 250°), Strings A3 und B3

Die Modulfelder 1 und 3 sind an zwei SOLAX-Solarwechselrichter angeschlossen. Zur besseren Leistungsverteilung sind sie „über Kreuz“ zugeordnet, also A1 + A3 an den einen WR und B1 und B3 an den anderen. Dies ist sinnvoll, da aufgrund der Ausrichung zwischen den Modulfeldern ein zeitlicher Versatz im Leistungsmaximum besteht. Auf diese Weise werden beide WR im Tagesgang und auch insgesamt gleichmäßiger ausgelastet.
Modulfeld 2 ist an einen VICTRON Solarlader angeschlossen. Zum einen war das von der Leistungsauslegung die beste Option, zum anderen wird die Anlage dadurch bei totalem Netzausfall und leerem Speicher schwarzstartfähig, denn die Solarwechselrichter können erst bei mindestens bestehendem Inselnetz anfangen zu arbeiten und den Speicher zu laden, was nur geht, wenn der Speicher ausreichend gefüllt ist, damit die MultiPlus II – WR das Inselnetz aufbauen können. Ein Henne-Ei-Problem…
Daher verfügt die Steuerungszentrale der Anlage (VICTRON CerboGX) auch über einen eigenen 12V-Akku mit Schaltnetzteil im Erhaltungsladungsbetrieb und einer Betriebsreserve von 30 Stunden. Sollte also der Speicher leer und Netzstrom nicht verfügbar sein, kann die Anlage dennoch immer gestartet werden, sobald etwas Sonne scheint. Zum Nachladen des Speichers gibt es für den Notfall aber auch noch einen Dieselgenerator in Verbindung mit einem VICTRON Skylla Charger.

Die Modulleistung an den beiden Solarwechselrichtern ist größer als die maximale Ladeleistung der MultiPlus II – Wechselrichter. Um vollständig aktive Netzdienlichkeit herstellen zu können, muss es jedoch möglich sein, die gesamte Solarleistung in Ladeleistung umzusetzen. Dazu dient der aus drei HUAWEI Schaltnetzteilen bestehende Zusatzlader (Lade-Booster), der die sonst fehlende Ladeleistung bereitstellen kann. Dieser kommt auch im Winter zum Einsatz, wenn die Ladeleistung der MultiPlus II – WR zur Nutzung eines dynamischen Stromtarifs nicht ausreicht, um in dem zur Verfügung stehenden Zeitfenster die benötigte Energiemenge nachzuladen.
Man kann einwenden, dass unter diesen Bedingungen der Einsatz der stärkeren MultiPlus II – Modelle eigentlich die bessere Option wäre. Die Herstellung von Netzdienlichkeit war jedoch zur Zeit der Planung der Anlage noch nicht in der Perspektive, zudem waren aus geopolitischen Gründen die Preise zur damaligen Zeit auf einem Allzeithoch und bestimmte Geräte teilweise auch gar nicht lieferbar. Daher fiel die Entscheidung auf die nun verwendeten Modelle. Immerhin ist deren Eigenverbrauch geringer als bei den größeren Modellen, was die Effizienz steigert. Der Standby-Verbrauch der Lade-Booster ist – wie bei allen Schaltnetzteilen – äußerst klein und daher vernachlässigbar.

Der Speicher-Akku besteht aus insgesamt 9 Modulen mit jeweils 16 LiFePO4-Prismenzellen, die in drei Stacks mit je 3 Modulen angeordnet sind. Er ist so groß dimensioniert, damit er im Sommer den gesamten solaren Tagesertrag abzüglich des laufenden Eigenverbrauchs aufnehmen kann, so dass der Überschuss in den Hochpreiszeiten netzdienlich eingespeist werden kann. Im Winter kann der gesamte Tagesbedarf für Allgemeinstrom und Versorgung der Wärmepumpe zum Heizen für mindestens 24 Stunden innerhalb der Zeitfenster im dynamischen Stromtarif eingespeichert werden. Überwacht wird jedes der Speichermodule mit einem JK-BMS.

Die Lade-/Entlade-Überwachung erfolgt mit einem VICTRON SmartShunt mit 500A Maximalstrom. In der Spitze können knapp 440A Ladestrom auch tatsächlich erreicht werden, das Entlademaximum liegt bei Volllast an den MultiPlus II – Wechselrichtern nominell bei etwa 240A. Da sich beide Ströme jeweils auf 9 Speichermodule verteilen, bleiben die Ladeströme pro Modul unter 50A, für die Entladung unter 30A. Dies ist sehr schonend für die Zellen, deren Einsatzzweck ja auf hohe Zyklenzahl hinausläuft. Zudem ist die Wärmeentwicklung geringer und das Zell-Balancing einfacher, und minimale Übergangswiderstände an den Terminals der Zellen stören das Balancing nicht.

Der Strom des Ladeboosters wird mit einem SmartShunt von 300A gemessen, er kann in der Spitze 240A erreichen.

Datenkommunikation

Die Steuerungszentrale bildet ein VICTRON CerboGX, auf dem das Venus OS in der Variante „large“ läuft, um die Programmierumgebung „Node Red“ nutzen zu können. Die MultiPlus II sind über den VICTRON-eigenen Datenbus angeschlossen, der Solarlader per CAN-Bus. Die teilweise weiter entfernten Energiemessgeräte sind über USB-Adapter per RS485-Feldbus angeschlossen. Zusätzlich ist auf dem Cerbo der MQTT-Server aktiviert. Dies ermöglicht die Bereitstellung von Informationen im lokalen Netzwerk, mit deren Hilfe weitere Elemente des Systems ihrerseits Steuerungsaufgaben übernehmen. Zugleich können diese Elemente per MQTT Daten an den Cerbo zurückmelden. Die Datenübertragung erfolgt per LAN, ebenso wie die Internetverbindung zum VRM-Portal. Die JK-BMS sind über CAN-Bus untereinander verbunden und per BMS-CAN an die Steuerungszentrale angeschlossen. Die VICTRON Smart-Shunts zur Messung der Lade-/Entladeströme sowie des Booster-Stromes sind über den ebenfalls VICTRON-eigenen veDirekt-Bus angeschlossen.

Zur Kommunikation mit dem Lade-Booster kommt ein Arduino Mega mit einem dafür selbst entwickelten und gebauten Shield und selbst geschriebener Software zum Einsatz. Das Shield implementiert u.a. die Hardware einer LAN- und einer CAN-Bus-Schnittstelle, potenzialfreie Schaltkontakte sowie elektro-optische Schalteingänge mit Potenzialtrennung zur Aufnahme der Steuerbefehle von einer eventuell vorhandenen Steuerbox des VNB. Über LAN ruft der Arduino die nötigen Steuerungsvorgaben für den geforderten Booster-Strom vom MQTT-Server auf dem Cerbo ab. Er errechnet daraus die erforderlichen Steuerungsdaten der drei Schaltnetzteile im Booster und steuert diese über einen CAN-Bus an. Zugleich überwacht er deren Funktion durch Abfrage der Diagnosedaten. Diese bereitet der Arduino auf und veröffentlicht sie seinerseits über LAN auf dem MQTT-Server, so dass sie für die Rückmeldung an die zentrale Steuerung sowie die Visualisierung zur Verfügung stehen. Die Solarwechselrichter sind über die potenzailfreien Schaltkontakte im Falle einer erforderlichen Abregelung abschaltbar.

Komponenten der Elektrotechnik / Elektronik im Überblick:

3x Victron MultiPlus II 48/5000 3-Phasen ESS (alles an AC out-1)
1x Victron MPPT RS 450/100 Solarlader
2x Solax X3 MIC 10kW Solarwechselrichter
60x TrinaSolar 400W PV-Module (sSO und wSW)
144x LiFePO4 Prismenzellen 315Ah (16S9P, 2835Ah, 145kWh)
9x JK RESS active balance BMS PB1A16S10P
1x Victron SmartShunt 500A Messung Akku-Strom
1x Victron SmartShunt 300A Messung Booster-Strom
3x Huawei R4875G1 als Ladebooster (12kW)
1x Victron Skylla Charger Titan 48/50 als Notstrom-Lader
1x Victron CerboGX Steuerzentrale
4x EM24 Energie-/Leistungs-/Strom-Messgeräte
1x Arduino Mega mit selbst entwickeltem Shield und eigener Steuerungssoftware
1x Diesel-Notstromgenerator mit 1-Phasen-Generator (bis 12kW, Eigenbau)
1x Buderus Wärmepumpe 14kW (435qm beheizte Gebäudefläche auf zwei Etagen)
1x Sinclair Multisplit Klimaanlage

Das Management erfolgt mit eigenen NodeRed-Flows für das Laden im dynamischen Stromtarif mit zeitabhängiger Netzentgeltreduktion und die vollständig netzdienliche Überschuss-Einspeisung in der Selbstvermarktung, und für die Steuerung des Ladeboosters.
Das System ist schwarzstartfähig und von März bis Oktober 100% energieautark.