Was ist das Prinzip von VSG?

Technische Funktionsweise des VSG

Vorwort

Dieses Whitepaper bietet eine systematische Übersicht über die Funktionen der VSG-Speicher-Netzbildungstechnologie (Virtual Synchronous Generator), eine Analyse der bestehenden Schmerzpunkte in Anwendungsszenarien sowie Empfehlungen für Produktarrays und eine Vorstellung der Vorteilslösungen.

1. VSG – Prinzip und Funktionsbeschreibung

Der virtuelle Synchrongenerator (Virtual Synchronous Generator, VSG) ist eine fortschrittliche, auf Leistungselektronik basierende Regelstrategie. Durch die Nachbildung der elektromechanischen Eigenschaften und des dynamischen Verhaltens herkömmlicher Synchrongeneratoren verleiht er Wechselrichtern oder Energiespeichersystemen die Fähigkeit, trägheitsbasierte Stützung, Frequenzregelung sowie Spannungsstützung bereitzustellen.

Herkömmliche Synchrongeneratoren werden durch eine Antriebsmaschine (z. B. Wasserturbine, Dampfturbine) in Rotation versetzt und weisen naturgemäß Trägheits- und Dämpfungseigenschaften auf. Über Frequenz- und Spannungsregelung können sie mit dem Stromnetz interagieren. Der VSG hingegen nutzt Regelalgorithmen, um regenerative Erzeugungsanlagen oder Speichersysteme, die diese Eigenschaften ursprünglich nicht besitzen, den Betrieb eines herkömmlichen Synchrongenerators „nachahmen" zu lassen. Das Kernziel besteht darin, die Koordination zwischen erneuerbaren Energiequellen und dem Stromnetz zu stärken sowie die Stabilität und Kompatibilität des elektrischen Versorgungssystems zu verbessern.

Bei der Anpassung an unterschiedliche Einsatzszenarien verfügt der VSG über vier zentrale Funktionszweige:

• Netzgekoppelter netzbildender Stützbetrieb – Bei netzgekoppelten Speichersystemen erfolgt, ohne dass ein EMS erforderlich ist, in Abhängigkeit von Frequenz- und Spannungsänderungen eine zeitnahe Bereitstellung von Wirk- und Blindleistungsstützung. Dadurch werden Trägheit und Dämpfung für das System bereitgestellt und die Oberschwingungen optimiert.
• Nahtloser Netzumschaltung – Das Speichersystem arbeitet dauerhaft im netzbildenden Modus. Mithilfe einer Schnelltrennvorrichtung in Kombination mit aktiver und passiver Inselerkennung wird ein Netzausfall erkannt und der fehlerhafte Stromkreis rasch isoliert, sodass eine unterbrechungsfreie Umschaltung ohne Anlagenstillstand realisiert wird.
• Hybrider Diesel-Speicher-Betrieb – Durch die Kombination des VSG mit Dieselgeneratoren wird eine leistungserhöhende hybride Ausgangsanwendung realisiert, die ohne STS auskommt und somit die Hardwarekosten reduziert.
• Inselnetz-Aufbau ohne Netz – Es wird ein Inselnetz-System ohne bzw. mit schwacher CAN-Kommunikation realisiert, wobei das gesamte System durch das EMS koordiniert geregelt wird.

Revolutionärer Inselnetz-Aufbau ohne Kommunikation – 12 Geräte parallelgeschaltet im Praxiseinsatz

2. Netzbildende und netzstützende Funktionen

2.1 Anwendungshintergrund

Die Stromnetze in Finnland und Brasilien schreiben bereits verbindlich vor, dass netzgebundene Energiespeicher eine netzbildende Funktion (Grid-Forming) aufweisen müssen. In der Türkei, Europa, wird eine Frequenzregelungs-Ansprechzeit von 100 ms gefordert, und auch in Deutschland werden derzeit Standards für die Vergütung netzbildender Funktionen erarbeitet.

Ein PCS mit netzbildender Funktion weist netzseitig stabilere und flexiblere Einspeiseeigenschaften auf. Durch die drei Kernmechanismen virtuelle Dämpfung, Trägheitsantwort und virtuelle Impedanznachbildung wird das Risiko von Systemresonanzen verringert. Dies trägt zu einer höheren Spannungs- und Frequenzstabilität in neuen Stromversorgungssystemen bei und bildet die Grundlage für neue Erlös- und Vergütungsmodelle in modernen Energieversorgungssystemen.

2.2 Unterstützte Produktliste

2.3 Anwendungslösung

800-V-AC-gekoppelte PV-Speicher-Mehrstrang-Netzbildungs-Lösung

Konformität
Das 215-kW-PCS-Modul verfügt bereits über die Netzanschluss-Zertifizierungen nach 400V / 690V / 800V CE + europäischer EN50549.

Stringbasierte Mehrstrang-Lösung
Bietet eine SOC-Ausgleichsfunktion auf Cluster-Ebene. Die stringbasierte Mehrstrang-Netzbildungs-Lösung sorgt dafür, dass der Ausfall eines einzelnen Speicherstrangs den Systembetrieb nicht beeinträchtigt, und gewährleistet eine hohe Verfügbarkeit und Stabilität des Systems.

800-V-AC-gekoppelte PV-Speicher-Netzbildungs-Lösung
Unterstützt 800-V-AC-Ausgang und kann direkt mit marktüblichen PV-Wechselrichtern AC-gekoppelt werden. In Kombination mit dem VSG-Netzbildungsalgorithmus, der die Netzintegration und Netzbildung über drei zentrale Mechanismen – virtuelle Dämpfung, Trägheitsantwort und Neuformung der virtuellen Impedanz – realisiert, wird das Risiko von Systemresonanzen reduziert. Das PV-Speichersystem benötigt nur einen Transformator für den Netzanschluss.

Netzgekoppelte VSG-Netzbildungsfunktion
Das Speichersystem unterstützt durch die netzgekoppelte Netzbildungsfunktion:

• Passive Primärregelung von Frequenz und Spannung im Mikrosekundenbereich
• Oberschwingungsunterdrückung
• Aktive Sekundärregelung von Frequenz und Spannung
• Flexible Trägheitsunterstützungsfunktion

Im Fehlerfall auf der Netzseite stellt das System maximal das 1,5-fache der Nennleistung für 200 ms Netzbildungsunterstützung bereit, um einen stabilen Netzbetrieb zu unterstützen und ein neuartiges passives Erlösmodell für netzgekoppelte Speichersysteme zu schaffen.

3. Nahtloser Umschaltbetrieb mit dem Stromnetz

3.1 Produktform

3.2 Einführung in das Schema der Netzbildungsumschaltung

3.2.1 Option 1: Konfiguration des STS-Moduls (250 kW – 500 kW – 1 MW)

VSG in Kombination mit dem STS-Modul für die Umschaltung (20 ms Umschaltzeit – netzgebundener VSG wechselt zu inselnetzbetriebenem VSG)

Der gesamte Vorgang wird vom STS-Modul und vom PCS-Modul gesteuert, um die Umschaltung zwischen netzgebundenem und Inselnetzbetrieb durchzuführen. Zwischen dem STS-Modul und dem PCS ist eine CAN-Kommunikation erforderlich. Im Vergleich zur herkömmlichen PQ/VF-Umschaltung weist die Kombination aus VSG und STS-Modul eine schwächere Kopplung der Kommunikation auf, wodurch die Kommunikationsstabilität verbessert wird, die Kommunikationsreichweite größer ist und die Störfestigkeit stärker ist.

Die Belastbarkeit während der Umschaltung ist besser als beim herkömmlichen Modus, da keine Umschaltung im engeren Sinne erforderlich ist – Steigerung um mehr als 30 %.

3.2.2 Lösung 2: Konfiguration mit elektrischem Schaltantrieb + Synchronisierungsgerät (100 ms)

Anwendungsmodus: Für Fälle ohne VG-Klemmenmodul oder mit entferntem Netzverknüpfungsschalter (es genügt, wenn nur einer der Master-Geräte kommuniziert) Netzparallelbetrieb zu Inselbetrieb

Netzparallel- zu Inselbetrieb: PCS läuft im netzgekoppelten VSG-Modus und führt gleichzeitig eine aktive/passive Inselerkennung durch - Aktive Inselerkennung: Bei Netzausfall sendet PCS einen Ausschaltbefehl an den externen Schalter und wechselt gleichzeitig in den Inselbetriebs-VSG-Modus - Passive Inselerkennung: Bei Netzausfall erkennt PCS anhand des DI-Potenzialfreikontakts den Öffnungs-/Schließzustand des externen Schalters und wechselt in den Inselbetriebs-VSG-Modus

Inselbetrieb zu Netzparallelbetrieb

Zu diesem Zeitpunkt passt das EMS die Spannungs- und Frequenzreferenz des PCS im Inselbetrieb an das Netz an, die Synchronisierung wird durch das Synchronisierungsgerät erkannt, das Synchronisierungsgerät sendet über einen Potenzialfreikontakt das Signal zur Schließungssteuerung, das PCS liest den Öffnungs-/Schließzustand des elektrischen Schaltantriebs und wechselt vom Inselbetrieb in den netzgekoppelten VSG-Modus

3.2.3 Szenario 3 – VG-Sampling-Synchronzuschaltung

• Konfiguration: elektrisch betätigter Schalter + VG-Sampling (100 ms) (Kommunikation mit nur einem der Master erforderlich)
• Konfiguration: Schütz-Schalter + VG-Sampling (20 ms) (Kommunikation mit nur einem der Master erforderlich)

Der PCS arbeitet im VSG-Modus und steuert über einen Satz potenzialfreier DO-Kontakte das Öffnen und Schließen des externen Umschalters. Ein Satz potenzialfreier DI-Knoten erfasst den Öffnungs- und Schließzustand des externen Schalters, und eine Spannungsmessung dient zur Überwachung von Phasenlage und Amplitude der Netzspannung. Sowohl die aktive als auch die passive Inselnetz-Erkennung bei Netzausfall wird vom PCS durchgeführt. Die Synchronisation beim Übergang zwischen Insel- und Netzbetrieb erfolgt aktiv durch den PCS mit dem Netz, wobei der PCS den Schließbefehl an den elektrisch betätigten Schalter sendet.

Anwendungsmodus 1: Netzseitige aktive Auslösung zum Schutz beim Übergang in den Inselbetrieb, Stillstand und Schließen beim Übergang in den Netzbetrieb

• Übergang von Netz- zu Inselbetrieb: Der PCS arbeitet im netzgekoppelten VSG-Modus. Anschließend öffnet der netzseitige elektrisch betätigte Schalter aktiv, und der PCS liest den Öffnungs-/Schließzustand des Schalters und wechselt in den Inselnetz-VSG-Modus.
• Übergang von Insel- zu Netzbetrieb: Der PCS arbeitet im Inselnetz-VSG-Modus, wird zunächst stillgesetzt, dann schließt der elektrisch betätigte Schalter. Der PCS wechselt in den netzgekoppelten VSG-Modus, startet und synchronisiert sich mit dem Netz.

Anwendungsmodus 2: Netzseitiger passiver Netzausfall wechselt in den Inselbetrieb, automatische Zuschaltung im Netzbetrieb ohne Stillstand

• Übergang von Netz- zu Inselbetrieb: Der PCS arbeitet im netzgekoppelten VSG-Modus und führt gleichzeitig die aktive/passive Inselnetz-Erkennung durch
• Aktive Inselnetz-Erkennung: Bei Netzausfall sendet der PCS den Öffnungsbefehl an den externen Schalter und wechselt gleichzeitig in den Inselnetz-VSG-Modus
• Passive Inselnetz-Erkennung: Bei Netzausfall erfasst der PCS über die potenzialfreien DI-Knoten den Öffnungs-/Schließzustand des externen Schalters und wechselt in den Inselnetz-VSG-Modus
• Übergang von Insel- zu Netzbetrieb: Der PCS arbeitet im Inselnetz-VSG-Modus, die Synchronisiereinrichtung überwacht kontinuierlich den netzseitigen Status. Nach Wiederkehr der Spannung werden Phasenlage und Amplitude automatisch mit dem Netz synchronisiert. Nach erfolgreicher Synchronisation sendet der PCS den Schließbefehl an den elektrisch betätigten Schalter und wechselt, basierend auf dem Status der DI-Knoten, in den netzgekoppelten VSG-Modus.

4. Dieselaggregat und PV-System bilden gemeinsam das Microgrid zur Lastversorgung (Schwachnetz-Unterstützung)

4.1 Anwendungshintergrund und Probleme

In Anwendungsszenarien mit schwachen Stromnetzen in abgelegenen Gebieten oder bei Bedarf an Notstromversorgung wird der Generator üblicherweise als stabile Wechselstromquelle als Energieversorgungseinheit eingesetzt. Allerdings sind die Treibstoffkosten des Generators hoch, und beim Umgang mit plötzlichen Lastspitzen ist die transiente Systemcharakteristik instabil, wobei Frequenz und Spannung in einem großen Bereich abfallen. Aus diesem Grund werden häufig Photovoltaik und Energiespeicher in das Microgrid-System integriert, um den Treibstoffverbrauch des Dieselgenerators zu reduzieren.

In herkömmlichen PV-Speicher-Diesel-Inselnetzsystemen bestehen jedoch häufig die folgenden Probleme.

Schmerzpunkte 1: Häufiges Umschalten des STS oder fehlgeschlagene Phasensynchronisation durch instabile Frequenz- und Spannungscharakteristik des Dieselgenerators – transiente Schwankungen lösen Folgefehler aus

In abgelegenen Gebieten werden häufig kleine Dieselgeneratoren (≤ 500 kW) eingesetzt. Aufgrund der verzögerten Drehzahlregler-Reaktion (typische Ansprechzeit 0,5–1 s) und der geringen Regelgenauigkeit des Erregungssystems treten bei plötzlichen Lastsprüngen (z. B. Motorstart, Schweißgerätebetrieb) folgende Phänomene auf:

• Die Frequenz kann schlagartig um 0,5–10 Hz abfallen
• Die Spannung fällt um 15 %–30 % ab

Der Umschaltauslöseschwellenwert des STS ist üblicherweise auf eine Frequenzabweichung von ±0,5 Hz und eine Spannungsabweichung von ±10 % eingestellt. Transiente Schwankungen des Dieselgenerators lösen daher leicht häufige Umschaltungen aus. Gleichzeitig muss die Phasenregelschleife (PLL) die Spannungsphase des Dieselgenerators nachführen. Bei einer Spannungsverzerrung über 5 % oder einer Frequenzänderungsrate > 0,2 Hz/s schlägt die Phasensynchronisation fehl, sodass eine Parallel schaltung von PV-Speicher und Dieselgenerator nicht realisiert werden kann.

Schmerzpunkt 2: Risiko der Rückspeisung, wenn das Speichersystem im Netzbetrieb gemeinsam mit dem Dieselgenerator Lasten versorgt – Ungleichgewicht zwischen Erzeugung, Netz und Last führt zu Geräteschäden

Im Netzbetrieb nutzt das Speichersystem eine stromquellenbasierte Regelstrategie, wobei die Ausgangsleistung dem Sollwertsignal folgt. Der Dieselgenerator hingegen fungiert als Spannungsquelle und hält über den Drehzahlregler und das Erregersystem die Frequenz- und Spannungsstabilität aufrecht. Die Regelungslogik beider Systeme unterscheidet sich grundlegend. Wenn die PV-Erzeugung plötzlich ansteigt (etwa weil eine Wolkenabschattung wegfällt) oder die Last plötzlich sinkt (beispielsweise durch das Abschalten einer großen Anlage), und die vom Speichersystem abgegebene Wirkleistung die momentane Lastanforderung übersteigt, wird – aufgrund der im Vergleich zur Dynamik des Dieselgenerators zu langsamen Reaktion des EMS – überschüssige Energie in den Dieselgenerator rückgespeist. Da es sich beim Dieselgenerator um eine mechanisch rotierende Maschine handelt, führt die Rückspeisung zu einem anomalen Anstieg der Drehzahl (5 %–10 % über der Nenndrehzahl), wodurch die Schutzfunktion des Drehzahlreglers ausgelöst wird und es im Extremfall zu Ermüdungsschäden an mechanischen Bauteilen wie Kurbelwelle und Schwungrad kommen kann.

Problemfeld 3: Kapazität von PV- und Speichersystemen durch Resonanzrisiken in Bezug auf Kapazität und Eigenschaften des Dieselgenerators eingeschränkt – Nutzung sauberer Energiequellen stark beeinträchtigt

PV-Speicher-Systeme werden über Wechselrichter in das Microgrid eingespeist. Ihre Ausgangsimpedanz bildet zusammen mit der Innenimpedanz des Dieselgenerators (induktive Impedanz, lastabhängig) und der Leitungsimpedanz leicht Reihen- oder Parallelresonanzen bei bestimmten Frequenzen (üblicherweise 30–300 Hz). Je kleiner die Kapazität des Dieselgenerators ist, desto größer ist der Schwankungsbereich seiner Innenimpedanz und desto höher das Resonanzrisiko. Gleichzeitig unterscheiden sich die Innenimpedanzeigenschaften von synchronen und asynchronen Dieselgeneratoren erheblich: Die Erregungsregelung synchroner Dieselgeneratoren verstärkt die Impedanzschwankungen und reduziert die maximal zulässige Kapazität des PV-Speicher-Systems zusätzlich. In der Branche wird allgemein der Erfahrungswert „Kapazität des PV-Speicher-Systems ≤ 70 % der Kapazität des Dieselgenerators" herangezogen; in besonders anspruchsvollen Szenarien muss dieser Wert sogar auf unter 50 % begrenzt werden.

4.2 Produktvorteile – Systemlösung

4.2.1 Umschaltlösung Diesel-Storage-Kaltbereitschaft ohne STS

Wenn der PCS im VSG-Modus (Virtual Synchronous Generator) betrieben wird, verfügt er über eine integrierte Phasensynchronisationsfunktion. Sobald das Diesel-Generatorsystem eine Spannung aufgebaut hat und der PCS an dieses System angeschlossen wird, kann der PCS automatisch eine Phasensynchronisation mit der vom Dieselgenerator aufgebauten Spannungsquelle durchführen und sich in das System einkoppeln, ohne dass zusätzliche Geräte erforderlich sind. Darüber hinaus gewährleistet der Spannungs- und Frequenzregelkreis des VSG den gekoppelten Betrieb mit dem Dieselgenerator und ermöglicht so den gemeinsamen netzbildenden Aufbau.

Beim Zuschalten des Dieselgenerators auf ein bereits eine Spannungsquelle aufbauendes PV-Speichersystem variiert die Vorgehensweise je nach Art des Dieselgenerators. Manche Dieselgeneratoren können nur als Einzelgerät betrieben werden, andere verfügen über eine eigene Synchronisationsfunktion (Synchrongenerator). Daher sind unterschiedliche Lösungen erforderlich, um den jeweiligen Dieselgeneratortypen gerecht zu werden.

Anwendungsszenario – Anpassung an Synchrongeneratoren (ohne jegliche Hilfsschalteinrichtungen) Verfügt der in das System eingebundene Generator über eine eigene Synchronisationsfunktion, kann der Controller nach der Synchronisation mit der externen Stromversorgung das interne Schaltschütz des Dieselgenerators schließen. In Kombination mit diesem Synchrongeneratortyp ermöglicht der VSG-Modus einen nahtlosen, freien Wechsel zwischen Diesel- und Speichersystem.

Anwendungsszenario – Anpassung an Einzelgeräte-Generatoren

• Zuschaltung Einzelgerät-Dieselgenerator: Im Off-Grid-Zustand wird der Dieselgenerator nicht gestartet; das PV-Speichersystem bildet das Netz. Sobald der SOC den Schwellenwert zum Starten des Dieselgenerators erreicht, startet der Dieselgenerator und wird über eine Synchronisiereinrichtung/VG-Abtastung + Schaltschütz in das Off-Grid-System eingebunden. Der PCS liest den Schaltzustand und wechselt in den netzgekoppelten VSG-Modus.
• Abschaltung Dieselgenerator: Sobald der SOC den oberen Grenzwert erreicht, schaltet das EMS den Dieselgenerator direkt ab und sendet einen Ausschaltbefehl. Der PCS liest den Schaltzustand und wechselt in den Off-Grid-VSG-Modus.

Lösung 1: Synchronisiereinrichtung + Schaltschütz Durch eine externe Synchronisiereinrichtung + Schaltschütz wird die Phasensynchronisation beim Zuschalten des Dieselgenerators auf das Speichersystem sichergestellt, bevor das Schließen erfolgt.

Lösung 2: VG-Abtastklemmen + Schaltschütz Der PCS tastet über die VG-Abtastklemmen nach dem Start des Dieselgenerators direkt die Spannungsphase und -frequenz auf der Dieselgeneratorseite ab, führt aktiv die Phasensynchronisation mit dem Dieselgenerator durch und steuert nach Bestätigung der Synchronisation das Schließen des Schaltschützes. Durch das Auslesen des Schaltzustands wechselt der PCS vom Off-Grid-VSG- in den netzgekoppelten VSG-Modus.

4.2.2 VSG-Anwendung für Diesel-Speicher-Hybridsysteme

Anwendung zur Systemkapazitätserweiterung

VSG verfügt über eine eigene Primärfrequenz- und Spannungsregelungsunterstützung sowie Trägheitsreaktion und arbeitet in Kombination mit dem Dieselaggregat zusammen, um schnelle Unterstützung bei transienten Stoßlasten zu bieten – mit einer Synchronisation im Mikrosekundenbereich zwischen Dieselgenerator und Speicher. Je nach Parameterkonfiguration und Charakteristik des Dieselgenerators kann die Gesamtkapazität des Systems (Dieselgenerator + Speicher) × (0,5 – 0,8) erreichen. Beispiel: Bei einem Dieselgenerator mit 100 kW und einem Speicher mit 100 kW kann das System im Leerlaufzustand schlagartig 100–160 kW aufnehmen.

Diese Anwendung kann auch in Dieselgenerator-Kaltbereitschaftsszenarien eingesetzt werden. Verfügt das Mikronetz über eine große Anzahl induktiver Lasten, kann über die Kapazitätserweiterungsanwendung der Dieselgenerator beim Anlauf der Last in das System eingebunden werden, um das System kurzzeitig zu erweitern. Nach dem Anlauf der induktiven Last wird der Dieselgenerator wieder abgeschaltet. Diese Anwendung ermöglicht es, in Mikronetzen mit überwiegend induktiven Lasten die konfigurierte Kapazität des Speichersystems deutlich zu reduzieren.

Lastleistungsaufteilung

Die EMS kann durch Sekundärfrequenzregelung Wirk- und Blindleistungsbefehle an die PCS übergeben und im stationären Zustand die Lasten zwischen Dieselgenerator und Speichersystem aufteilen, beispielsweise um den optimalen Wirkungsgradpunkt des Generators aufrechtzuerhalten.

Kapazitätserweiterung für netzbildende PV-Speicher-Systeme

Der VSG-netzbildende Algorithmus reduziert das Systemresonanzrisiko durch drei zentrale Mechanismen – das aktive Einbringen virtueller Dämpfung, die Trägheitsreaktion und die Nachbildung virtueller Impedanzen – und ermöglicht es dem Speichersystem, gemeinsam mit dem Dieselgenerator ein Netz zu bilden. Im Vergleich zur herkömmlichen Steuerung, bei der sowohl PV- als auch Speichersysteme als Stromquellen fungieren, ändert sich die Berechnungsformel für die PV-Kapazität des Systems von

„PV-Speicher-Kapazität ≤ 70 % der Dieselgenerator-Kapazität"

zu

„PV-Kapazität = Speicherkapazität × 75 % + Dieselgenerator-Kapazität × 70 %"

System-Oberschwingungsunterdrückung

Im VSG-Modus der PCS erfolgt die gemeinsame Netzbildung mit dem Dieselgenerator. Die herkömmliche Stromquellensteuerung kann die System-Oberschwingungen nicht optimieren und erhöht den Oberschwingungsgehalt auf Basis der bestehenden Oberschwingungen des Dieselgeneratorsystems lediglich um 1–2 %. Der Spannungs-Oberschwingungsgehalt von VSG liegt innerhalb von 1–2 %. Je nach Kapazität kann der Speicher den Anteil mit geringerem Oberschwingungsgehalt nutzen, um den Oberschwingungsgehalt des Dieselgenerators um 3 %–8 % zu kompensieren, wodurch die Gesamt-Oberschwingungen des Systems reduziert werden.

5. Reine Off-Grid-PCS-Parallelschaltung-Netzbildungssystem

5.1 Anwendungshintergrund

In Anwendungsszenarien in abgelegenen Gebieten und auf Inseln gibt es keinen Anschluss an ein großes Stromnetz, sodass eine reine netzunabhängige Photovoltaik-Speicher-Netzbildung erforderlich ist. Auch in großen Backup-Stromanwendungsszenarien ist im Inselnetzbetrieb eine Parallelnetzbildung mehrerer PCS erforderlich.

Die herkömmliche VF-Inselnetz-PCS-Parallelnetzbildung ist durch die Kommunikationsauslastung begrenzt, wodurch die gesamte Netzbildungskapazität und die Kommunikationsreichweite eingeschränkt sind. Darüber hinaus kann im Inselnetzbetrieb die Leistung nicht aktiv gesteuert werden, es kann keine SOC-Ausgleichsstrategie umgesetzt werden, was die Stabilität des gesamten Systems beeinträchtigt und die Wartungskosten erhöht.

5.2 Anwendungslösung

5.2.1 Funktion des Off-Grid-Online-SOC-Ausgleichs

Herkömmliche VF-Kommunikationsarchitektur

VSG-Parallelschaltungsarchitektur

Im VSG-Modus ist für die Parallelschaltung keine Kommunikationsleitung erforderlich. Es genügt, wenn das EMS für jeden PCS separat die Befehle zur sekundären Frequenzregelung und Spannungsregelung vorgibt, um die Systemstabilität aufrechtzuerhalten. Die Anzahl der parallel geschalteten Geräte kann derzeit bis zu 12 betragen. Im Off-Grid-Zustand können die Lade- und Entladebefehle jedes PCS über die Befehle zur sekundären Frequenzregelung individuell gesteuert werden.

5.2.2 Kommunikationslösung für die Vernetzung mehrerer Maschinen im Off-Grid-Parallelbetrieb

Parallelschaltung mehrerer Schränke ohne Kommunikation mit VSG

• Startverfahren: Die EMS sendet über die Kommunikationsleitung einen Startbefehl an eine beliebige Maschine; diese Maschine baut daraufhin zuerst die Spannung auf und sendet anschließend nacheinander Startbefehle an die Folgemaschinen, um diese der Reihe nach zu starten, mit einem Intervall von 30 s.
• Steuerungsverfahren: Die EMS sendet an jeden PCS einen Leistungsbefehl; dabei ist zu beachten, dass gesamte PCS-Entladeleistung − gesamte PCS-Ladeleistung = Last gilt.

Parallelschaltung mehrerer Schränke mit schwacher Kommunikation und VSG

• Startverfahren: Die EMS sendet über die Kommunikationsleitung Startbefehle an alle Maschinen; danach warten Master- und Folgemaschinen, bis die Befehlsbestätigung abgeschlossen ist, und führen automatisch synchron einen Schwarzstart durch.
• Steuerungsverfahren: Die EMS sendet den Gesamt-Leistungsbefehl für die PCS an die Master-Maschine; die Master-Maschine verteilt die Leistung automatisch gleichmäßig und synchron an die Folgemaschinen.
• Erläuterung zur schwachen Kommunikation: Verfügt über die Funktionen synchronisierter Schwarzstart per Tastendruck sowie synchronisierte EMS-Leistungsbefehle.

Netzbildende Parallelschaltung mehrerer Schränke mit schwacher Kommunikation und Fernvernetzung ohne Kommunikation

• Steuerungsverfahren: Die EMS sendet über die Kommunikationsleitung zunächst einen Startbefehl an die Master-Maschine mit der größten Kapazität innerhalb der CAN-Gruppe; nach Abschluss des Startvorgangs sendet sie nacheinander Startbefehle an die Master-Maschinen der CAN-Kommunikationsgruppen mit abnehmender Kapazität, wobei zwischen den einzelnen Vorgängen 30 s - 60 s gewartet wird.

5.2.3 Kapazitätserweiterungsanwendung für Off-Grid-Projekte

Bei älteren reinen Off-Grid-Projekten ist die Kapazitätserweiterung oft ein kritischer Punkt, da sowohl die Anpassung an die Kommunikationsarchitektur der bestehenden PCS als auch die Frage, ob die Kommunikationsauslastung ausreichend ist, berücksichtigt werden müssen.

Im Off-Grid-Betrieb kann die PCS-Kapazität über VSG (Virtual Synchronous Generator) ohne Kommunikation erweitert werden, um ein netzbildendes Verhalten zu ermöglichen. Dies ist mit PCS beliebiger Hersteller kompatibel, ohne dass die Kommunikationsarchitektur berücksichtigt werden muss, und ermöglicht eine nahtlose Kapazitätserweiterung des Off-Grid-Systems. Durch den Einsatz eines All-in-one-Schranks ist Place-and-Play – sofort betriebsbereit möglich.

Anhang: Kurzübersicht der wichtigsten Parameter

Die drei Kernmechanismen von VSG

PCS-Produktportfolio

Vergleich der Umschaltlösungen

Wesentliche Vorteile des Diesel-Speicher-Hybrids VSG

Vergleich der Off-Grid-Parallelschaltungslösungen