Was ist die PCS-Spannungsdurchgangstechnik?

PCS-Spannungsdurchfahrt (Voltage Ride-Through, VRT) – Technische Einführung

• Autor: Overseas Business Division · Technisches Zentrum
• Zielprodukte: ENJOY EPCS125-AM / EPCS105-AM Serie von Energiespeicher-Wechselrichtern (PCS)

1. Überblick

Spannungsdurchfahrt (Voltage Ride-Through, VRT) ist eine verbindliche Konformitätsanforderung für netzgekoppelte Leistungselektronik (PCS, PV-Wechselrichter, Windenergieumrichter usw.). Sie verlangt, dass die Anlage bei einer vorübergehenden Abweichung der Netzspannung aufgrund eines Fehlers oder anderer Ursachen netzgekoppelt bleibt, aktiv stützt und gemäß Netzbetreiber-Vorgaben wiederherstellt – anstatt bei jeder Unterspannung einfach abzuschalten.

Mit dem stetig wachsenden Anteil erneuerbarer Energien an der installierten Gesamtleistung (in der EU lag der gemeinsame Stromerzeugungsanteil von Wind und PV im Jahr 2025 bereits bei über 40 %) führt die herkömmliche Strategie „Wechselrichter trennt sich bei jedem Fehler vom Netz“ zu kaskadierenden Abschaltungen – der großflächige Stromausfall in Australien am 28. September 2016, der großflächige Stromausfall in Großbritannien am 9. August 2019 sowie der großflächige Stromausfall in Texas, USA im Jahr 2021 hingen jeweils unmittelbar mit dem kollektiven Netzverhalten von Erzeugungsanlagen erneuerbarer Energien während der Fehlerereignisse zusammen.

Zweck dieses Dokuments:

1. Vermittlung von Konzept, Parametern und Normen der Spannungsdurchfahrt für PCS
2. Vergleich der Unterschiede der wichtigsten weltweiten Netzanschlussnormen
3. Darstellung der messtechnisch nachgewiesenen Fähigkeiten der Serie ENJOY EPCS125-AM in den bereits abgeschlossenen Zertifizierungen
4. Bereitstellung von Antwortvorlagen für die Projektumsetzung sowie typischer Fallstricke

II. Was ist Spannungsdurchgriff

2.1 Grundlegende Definitionen

Spannungsdurchfahrt (Voltage Ride-Through) = Wenn die Netzspannung vorübergehend vom Normalbereich abweicht, bleibt der PCS innerhalb der vorgeschriebenen Zeit netzgekoppelt und liefert oder absorbiert je nach Bedarf des Netzes Blindleistung bzw. hält die Wirkleistung aufrecht.

Die englische Bezeichnung "Ride-Through" lässt sich wörtlich mit „hindurchreiten" übersetzen und veranschaulicht bildhaft die Bedeutung von „diese Herausforderung meistern, ohne den Kontakt zu verlieren".

2.2 Drei Hauptkategorien

Dies stellt einen grundlegenden Wandel von „Selbstschutz" hin zu „Netzverantwortung" dar. Das Netz benötigt, dass der PCS während des Fehlers folgende Funktionen erfüllt:

1. Nicht vom Netz trennen (um eine Kettenreaktion von Abschaltungen zu vermeiden)
2. Blindleistung bereitstellen (zur Stützung der Spannungsrückkehr)
3. Wirkleistung begrenzen (um eine Verschlimmerung des Fehlers zu vermeiden)
4. Nach Fehlerklärung zügig wieder die normale Leistungsabgabe aufnehmen

Drittens: Warum PCS über die Fähigkeit zur Spannungsdurchquerung verfügen muss

3.1 Anforderungen an die Netzstabilität

Nach der großflächigen Integration erneuerbarer Energien in das Stromnetz sinkt der Anteil der synchronen Generatoren aus konventioneller Wärme- und Wasserkraft. Synchrone Generatoren verfügen naturgemäß über die Fähigkeiten Fehlerdurchfahrt (Fault Ride-Through), Trägheitsantwort und Blindleistungsbereitstellung, während leistungselektronische Geräte diese Eigenschaften aktiv simulieren müssen.

3.2 Regulatorische Konformitätsanforderungen

Derzeit verlangen alle wichtigen weltweiten Netzanschlussvorschriften, dass netzgebundene Anlagen über VRT-Fähigkeit verfügen:

• China GB/T 34133-2017 „Technische Bestimmungen für den Anschluss von Energiespeichersystemen an das Stromnetz“
• Europäische Union EN 50549-1/-2/-10 (2019–2022)
• Vereinigtes Königreich G99 Issue 2 (einschließlich Amd 7, 2024)
• Nordamerika IEEE 1547-2018
• Deutschland VDE-AR-N 4105/4110/4120
• Italien CEI 0-21 / CEI 0-16
• Australien AS/NZS 4777.2:2020

Keine VRT-Zertifizierungsurkunde = kein Netzanschluss zulässig.

3.3 Neue Anforderungen an Grid-Forming (GFM/VSG) Energiespeicher

Mit dem sinkenden Anteil an Synchronmaschinen verlangen die neuen Generationen von Netzanschlussrichtlinien (z. B. die britische GC0137, die australische CSIP-AUS sowie der südafrikanische Grid Code 9.0) Folgendes:

• Grid-Forming (GFM)-Modus: Der Energiespeicher baut aktiv die Spannungs- und Frequenzreferenz des Netzes auf
• Virtual Synchronous Generator (VSG): Simulation von Trägheit, Dämpfung und Primärregelung einer Synchronmaschine
• Black Start (Netzschwarzstart): Nach einem vollständigen Netzausfall startet der Energiespeicher selbstständig und übernimmt Lasten

All diese Fähigkeiten basieren auf Spannungsdurchfahrt – Geräte, die die VRT-Anforderungen nicht erfüllen, können am Grid-Forming-Betrieb grundsätzlich nicht teilnehmen.

IV. Detaillierte Erläuterung der Kernparameter der Spannungsdurchquerung

4.1 电压-时间包络线（Voltage-Time Profile）

这是电压穿越的第一硬指标——定义了"电网电压在某个区域内时，PCS 必须保持并网"。

Typische GB/T 34133-2017 Kurve (Referenz)

Unterhalb der Kurve = Bereich, in dem eine Netztrennung zulässig ist; Oberhalb der Kurve = Netzanschluss muss aufrechterhalten werden.

EN 50549-10:2022 Kurve (Energiespeicher-spezifisch)

• 0,05 pu anhaltend ≥ 150 ms
• 0,20 pu anhaltend ≥ 625 ms
• 0,85 pu anhaltend ≥ 3,0 s

IEEE 1547-2018 Kategorie III (am strengsten)

• 0,0 pu anhaltend ≥ 160 ms
• 0,30 pu anhaltend ≥ 1,6 s
• 0,65 pu anhaltend ≥ 3,0 s
• 0,88 pu anhaltend ≥ 5,0 s

4.2 Blindleistungs-Stromantwortkoeffizient k (Reactive Current Coefficient)

Formel:

$$\Delta I_q \geq k \cdot (U_0 - U_{measured})$$

Dabei gilt:

• $U_0$: Referenzwert der normalen Spannung (üblicherweise 0,9 pu)
• $U_{measured}$: aktuell gemessene Spannung
• k: Antwortkoeffizient, Einheit pu/pu

Je größer der Wert k → desto stärker die Spannungsstützung → desto besser vom Netz akzeptiert

Antwortzeit: Nach Auftreten der Störung wird der Blindleistungsstrom innerhalb von ≤ 20 ms (1 Netzfrequenzperiode) bereitgestellt.

4.3 Betriebspriorität während Störungen

Priorität (von hoch nach niedrig):

$$Blindle\,strom\,(Q) > Wirkstrom\,(P)$$

Das heißt: Während eines Spannungseinbruchs wird zuerst Blindleistung zur Spannungsstützung bereitgestellt, danach die Wirkleistung berücksichtigt.

Konkrete Strategie:

• Während LVRT: Wirkleistung kann auf 0 reduziert werden (GB/T, IEEE); nach EN 50549-10 darf der Speicher weiterhin mit kleiner Leistung laden (≤0,1 pu) – dies ist der besondere Vorteil von BESS gegenüber PV
• Während HVRT: Wirkleistung auf 0 reduzieren, Blindleistung kann zur Spannungssenkung aufgenommen werden

4.4 Wiederherstellung nach Fehlerbehebung

• Nach Fehlerbehebung ≤ 500 ms: Wirkleistung wird auf ≥ 90 % wiederhergestellt
• Stromanstiegsrate: ≤ 0,2 pu pro Periode
• Frequenzverhalten: Frequenzstörung während der Wiederherstellung sollte ≤ 0,5 Hz betragen

V. Vergleich der weltweit wichtigsten Netzanschlussstandards

5.1 Standard-Schnellreferenz

5.2 Wesentliche Unterschiede

1. Strengste Kurve: IEEE 1547-2018 Cat III (erfordert 0-pu-Durchfahrt für 160 ms)
2. Schnellste Reaktion: EN 50549-10, G99 (erfordern den Beginn der Blindleistungseinspeisung innerhalb von 10–20 ms)
3. Spezifische Bestimmungen für Energiespeicher: EN 50549-10 (Rückwärtsladung während des Fehlers zulässig)
4. Komplexeste Simulationsanforderungen: VDE-AR-N 4110/4120 (erfordern ein DIgSILENT-PowerFactory-Modell)

VI. Geprüfte Spannungsdurchgangsfähigkeit der Serie ENJOY EPCS125-AM

6.1 Produktübersicht

Die Serie ENJOY EPCS125-AM ist ein von Enjo Technology für die europäischen, australischen und asiatischen Märkte entwickelter bidirektionaler Energiespeicher-PCS und umfasst 3 Modelle:

Zentrale technische Parameter:

• Nennspannung: 230/400 Vac (Dreiphasig, vier Leiter)
• Nennfrequenz: 50 Hz / 60 Hz automatische Anpassung
• Topologie: Zweistufige IGBT + LCL-Filter
• Software-Version: V200B000D000 (Stand 2025)
• Steuerungsplattform: DSP + FPGA Dual-Core-Architektur
• Kommunikationsschnittstellen: RS485 / CAN / Ethernet (Modbus RTU/TCP, CAN 2.0B)

6.2 Bestandene VRT-bezogene Zertifizierungen (Hier werden nur einige Zertifikate angezeigt. Ausführliche Inhalte finden Sie im Zertifikatszentrum)

Gesamtabdeckung: 22 Länder + 2 Kategorien (EU – Allgemein MV/LV) = 24 Netzanschlussregionen.

6.3 Wichtige messtechnisch nachgewiesene Fähigkeiten (basierend auf Daten aus Zertifizierungsprüfungen)

6.3.1 LVRT-Messung (am Beispiel EN 50549-10:2022)

Prüfbedingungen: 100 % Nennleistung (125 kW), 50 Hz, dreiphasig symmetrischer Einbruch, dynamische Blindleistungsstrom-Ansprechzeit ≤ 20 ms.

6.3.2 HVRT-Messung

6.3.3 Messung bei unsymmetrischen Fehlern

6.4 Doppelgleisige Validierung durch Simulationsmodell und Feldmessung

ENJOY stellt für große Netzanschlussprojekte ein DIgSILENT PowerFactory-Simulationsmodell bereit:

• Modelldatei: EPCS125.pfd
• MD5-Prüfsumme: 9051EAAF58492DDA68DA1AF3F8353D0C
• Simulationsplattform: DIgSILENT PowerFactory 2024
• Zugehörige Normen: VDE-AR-N 4110/4120 + FGW TR3 Rev. 26 / TR4 Rev. 10

Anwendungsbereich:

• Netzrückwirkungsuntersuchung (Grid Impact Study, GIS) in der Angebotsphase
• Transiente Stabilitätsanalyse (Transient Stability)
• Simulationsgestützte Verifikation der Fault-Ride-Through-Fähigkeit
• Analyse der Oberschwingungswechselwirkungen bei Parallelschaltung mehrerer Geräte

6.5 Prüfberichte und Zertifizierungsstellen Dritter

Alle Prüfungen werden von international anerkannten Drittstellen wie SGS, TÜV, Intertek, DNV, CESI ausgestellt. Die Prüfverfahren entsprechen:

• ISO/IEC 17065 (Produktzertifizierungssysteme)
• IEC 61400-21-1 (Verfahren zur Messung der Leistungsqualität)
• FGW TR3 Rev. 26 (Technische Richtlinie für Netzanschlussmessungen in Deutschland)

Jedes Zertifikat hat eine Gültigkeitsdauer von 5 Jahren. Die Gültigkeit des aktuellen VDE-Zertifikats endet am 19.06.2030.

VII. Vorteile des BESS-PCS gegenüber PV-Wechselrichtern

Der Speicher-PCS und der PV-Wechselrichter sind in Topologie und Steuerung ähnlich aufgebaut, doch der bidirektionale Energiefluss und die flexible Dispatch-Fähigkeit des Speichers verleihen ihm einzigartige Spannungsdurchgangs-Eigenschaften:

Fazit: Im modernen Stromnetz ist der BESS-PCS nicht mehr nur ein „Netzanschlussgerät“, sondern ein „aktives Netzstützungs-Asset“.

8. Projektdurchführung – Kernpunkte und typische Fallstricke

8.1 Bestätigung der Standardversion

Fallstrick 1: Die technische Spezifikation des Kunden verweist auf eine veraltete Normversion.

• Häufiges Phänomen: Im Angebot ist „G99 Issue 1“ oder „EN 50549-1:2019“ angegeben, der DSO ist jedoch bereits auf G99 Issue 2 Amd 7 / EN 50549-1+A1 umgestiegen.
• Maßnahme: In der Angebotsphase die aktuellsten Vorschriften des DSO verifizieren und im PQD die referenzierte Normversion eindeutig angeben.

8.2 Asymmetrische Fehlerfähigkeit

Hürde 2: Im Lastenheft steht nur „LVRT", ohne klarzustellen, ob auch asymmetrische Fehler gefordert sind.

• Die meisten DSO verlangen standardmäßig das vollständige Paket aus dreiphasig symmetrisch + asymmetrisch (einphasig, zweiphasig).
• Lösungsansatz: Klar mitteilen, dass „4 Fehlermodi unterstützt werden: dreiphasig symmetrisch, Phase AB, Phase BC, Phase AN".

8.3 k-Wert und Strombegrenzung

Fallstrick 3: Der Kunde verlangt k≥3.0, jedoch beträgt die Überstromfähigkeit der PCS-Hardware ≤1,5 pu.

• Die tatsächliche Reaktion wird aufgrund der Strombegrenzung kleiner als der theoretische k-Wert sein.
• Lösung: Der Testbericht muss klar angeben: „Vor der Strombegrenzung k=3.0, nach der Begrenzung beträgt der tatsächlich gemessene maximale k=1,4 pu".

8.4 DC-Chopper-Konfiguration

Fallstrick 4: Während der LVRT (Low Voltage Ride Through) von Hochleistungs-BESS verursacht der DC-Zwischenkreis-Pump-up Spannungsanstieg Schäden an den IGBTs.

• Gegenmaßnahme: BESS mit mehr als 100 kW müssen mit einem aktiven IGBT-DC-Chopper (anstelle eines passiven Widerstands) ausgestattet werden.
• Die ENJOY EPCS125-AM Serie verfügt über einen integrierten DC-Chopper, es ist keine externe Ergänzung erforderlich.

8.5 Fehleraufzeichnung und Berichte Dritter

Hinweis 5: Im Angebotsangebot wurde lediglich „Zertifiziert" angegeben, ohne konkrete Wellenformdaten zu liefern.

• Der DSO verlangt in der Regel gemessene Wellenformen (5 s Aufzeichnung: 0,2 s vor dem Fehler, während des Fehlers, 1 s nach dem Fehler).
• Maßnahme: Bereitstellung von Wellenformdiagrammen und Rohdaten, die von einer Prüfstelle eines Drittanbieters (SGS/TÜV) zertifiziert sind.

8.6 Anforderungen an Simulationsmodelle

Fallstrick 6: In der Angebotsphase verlangt der Kunde eine PSCAD/EMTDC-Simulation.

• Das DIgSILENT PowerFactory-Modell ist nur für RMS-Simulationen geeignet und für die Analyse elektromagnetischer Transienten wie transiente Überspannungen (TOV) und Schaltstoßspannungen nicht ausreichend genau.
• Lösungsansatz: Beim Kunden nachfragen, ob ein DIgSILENT-Modell akzeptabel ist, oder zusätzlich ein vereinfachtes PSCAD-Modell vorbereiten.

8.7 Parallelschaltung mehrerer Geräte

Fallstrick 7: Beim Parallelbetrieb mehrerer PCS kann die PLL-Resonanz zu Fehlauslösungen führen.

• Gegenmaßnahme: Erkundigen Sie sich, ob bereits Erfahrungen mit Mehrgeräte-Tests vor Ort vorhanden sind, oder fordern Sie vom DSO die Netzimpedanzdaten (Kurzschlussleistung) an.

IX. Häufig gestellte Fragen (FAQ)

Q1: Was ist der Unterschied zwischen LVRT und Voltage Sag (Spannungseinbruch)?

A: Ein Voltage Sag ist ein Phänomen (kurzzeitige Spannungsabsenkung), LVRT hingegen ist die Reaktionsfähigkeit (die Fähigkeit der Anlage, während des Spannungseinbruchs netzgekoppelt zu bleiben). Ein Spannungseinbruch kann durch einen Kurzschluss, das Anlaufen großer Motoren oder das Zuschalten eines Transformators verursacht werden.

Q2: Was sind die wesentlichen Unterschiede zwischen EN 50549-10 und EN 50549-1?

A: - EN 50549-1: Allgemeine Anforderungen für den Netzanschluss (gilt für alle Stromerzeugungs-/Energiespeichergeräte) - EN 50549-10: Energiespeicherspezifischer Anhang mit besonderen Bestimmungen wie umgekehrter Ladung während LVRT, VSG-Modus, virtueller Trägheit usw.

F3: Verfügt der ENJOY EPCS125-AM über eine VDE-AR-N 4105-Zertifizierung?

A: Der ENJOY EPCS125-AM ist nach VDE-AR-N 4110:2023-09 (Mittelspannung, >52 kW) und VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 (Hochspannung) zertifiziert. Die Norm 4105 richtet sich hauptsächlich an kleine Niederspannungsgeräte (≤135 kW dreiphasig) und kann zwar anwendbar sein, der genaue Modellumfang muss jedoch bestätigt werden.

F4: Benötigt die netzbildende (VSG/GFM) Betriebsart eine separate Zertifizierung?

A: Dies hängt von den Projektanforderungen ab. Die ENJOY EPCS125-AM-F verfügt bereits über eine VSG-Funktion (Details siehe „Prüfbericht zur netzbildenden PCS in Verbindung mit Schaltschütz für netzgebundenen/netzunabhängigen Betriebswechsel“); allerdings verlangen einige DSO (Verteilnetzbetreiber) ein eigenständiges GFM-Zertifizierungsverfahren (z. B. GC0137 in Großbritannien, CSIP-AUS in Australien). Es wird empfohlen, dies bereits in der Angebotsphase mit dem Kunden abzustimmen.

F5: Können Sie einen maßgeschneiderten Bericht zum Spannungsdurchfahren für einen bestimmten DSO (z. B. ČEPS, PSE, Transelectrica) bereitstellen?

A: Ja. ENJOY hat alle oben genannten Zertifizierungen in 18 Ländern bestanden. Der Annex-Abschnitt jedes Zertifikats enthält die gemessenen Wellenformen und Kurven, die vom DSO des jeweiligen Landes gefordert werden. Falls eine zielgerichtete Antwort erforderlich ist, kann innerhalb von 5 Arbeitstagen eine entsprechende Antworttabelle erstellt werden.

X. Glossar

XI. Literaturverweise und Zertifizierungsliste

11.1 Wesentliche Normen

1. GB/T 34120-2017 "Allgemeine technische Anforderungen an Stromrichter für Energiespeichersysteme"
2. GB/T 34133-2017 "Technische Vorschriften für den Anschluss von Energiespeichersystemen an das Stromnetz"
3. EN 50549-1:2019+A1:2023 Requirements for generating plants to be connected in parallel with distribution networks
4. EN 50549-2:2019+A1:2023 Connection to MV distribution networks
5. EN 50549-10:2022 Additional requirements for storage plants
6. VDE-AR-N 4105:2018 Generators connected to LV distribution network
7. VDE-AR-N 4110:2023-09 Generators connected to MV distribution network
8. VDE-AR-N 4120:2018+A1:2024 Generators connected to HV distribution network
9. G99 Issue 2 Amendment 7 (2024) — UK
10. IEEE 1547-2018 — Standard for Interconnection and Interoperability of DER
11. AS/NZS 4777.2:2020 — Grid connection of energy systems via inverters
12. CEI 0-21:2022 + CEI 0-16:2022 — Italy
13. FGW TR3 Rev. 26 — Technical guidelines for generating plants (Germany)
14. FGW TR4 Rev. 10 — Simulation model (Germany)