Ein kommerzielles Batterieenergiespeichersystem (BESS) kann elektrisch vollständig, in Betrieb und frei von aktiven Fehlern sein und sich dennoch weigern, die Leistung zu liefern, die ein Betreiber erwartet. Ein 500-kW-System kann beispielsweise bei 350 kW stoppen, obwohl das Typenschild des Wechselrichters 500 kW angibt – und vor Ort ist nichts ausgefallen.

Diese Situation wird häufiger, da Speicher zunehmend an kommerzielle Solaranlagen angebunden werden, angetrieben durch Faktoren wie das Management von Bedarfsgebühren, Anforderungen an Versorgungssicherheit sowie Anreize, die die Einführung von Speichern im Gewerbe- und Industriebereich ausgeweitet haben. Sie ist auch schwerer zu diagnostizieren als ein String-Spannungsproblem, weil die einschränkende Bedingung selten in dem Gehäuse steckt, neben dem der Techniker steht. Ein BESS wird von mehreren Steuerungssystemen mit unterschiedlichen Befugnissen betrieben, und die jeweils wirksame Begrenzung kann von jedem dieser Systeme ausgehen.

Drei Kästen, drei unterschiedliche Entscheidungen

Das Batteriemanagementsystem (BMS), das Leistungsumrichtersystem (PCS) und das Energiemanagementsystem (EMS) werden üblicherweise als integriertes Paket beschrieben, doch sie haben nicht dieselben Befugnisse.

Das BMS steht der Batterie am nächsten. Es überwacht Zell- und Rackspannung, Strom und Temperatur und nutzt diese Messungen, um Zustände wie den Ladezustand (State of Charge, SOC) zu schätzen. Seine wichtigere Rolle besteht darin, den aktuellen Betriebsbereich der Batterie festzulegen. Abhängig von Temperatur, Ladezustand und Zellzustand kann das BMS die aktuell zulässige Lade- oder Entladeleistung reduzieren oder Schutzmaßnahmen einleiten. Dies ist ein vorgesehenes Verhalten, kein Defekt: Lithium-Ionen-Zellen nehmen bei Kälte, nahe den Ladeextremen oder mit zunehmendem Alter weniger Leistung auf und geben weniger ab, und das BMS reduziert den Betrieb, um Sicherheit und Lebensdauer der Batterie zu schützen. IEEE 2686-2024 behandelt das BMS als funktional eigenständigen Teil des BESS, der die Funktionen zum Schutz von Batteriesicherheit und -lebensdauer enthält, und lässt die Verwaltung von Leistungs- und Energieflüssen zum und vom Netz ausdrücklich außerhalb seines Geltungsbereichs.

Das PCS wandelt Leistung zwischen dem DC-System der Batterie und dem AC-System der Anlage um. Es führt Wirk- und Blindleistungsfunktionen innerhalb seiner eigenen elektrischen Nennwerte und innerhalb der Grenzen aus, die ihm die Batteriesteuerungen vorgeben. (In Speicherunterlagen wird „PCS" auch für ein „power control system" verwendet – ein NEC-Begriff für ein zertifiziertes Gerät, das Strom und Belastung auf Stromschienen begrenzt, damit vorhandene Serviceausrüstung bestehen bleiben kann. Es wandelt nichts um. Klären Sie vorab, welches davon eine Zeichnung meint, bevor Sie annehmen, welches Gerät eine Grenze setzt.) Die Sandia National Laboratories beschreiben die Anordnung so, dass Betriebsdaten von der Ausrüstung nach oben fließen, während Befehle nach unten zum PCS laufen, wobei das PCS mit dem BMS zusammenarbeitet, damit Batteriegrenzen nicht verletzt werden, während eine befohlene Leistung geliefert wird.

Das EMS, auch Anlagensteuerung genannt, steht über beiden. Es entscheidet, was das Projekt will: aus überschüssigem Solarstrom laden, in eine Bedarfsspitze entladen, eine Exportbegrenzung einhalten oder einem Zeitplan folgen. Es fordert Leistung an – und eine Anforderung ist keine Garantie, dass die Batterie sie liefern kann. Diese Unterscheidung ist nicht nur technisch, sondern auch wirtschaftlich relevant: Die Erlöse eines Speicherprojekts hängen davon ab, dass Dispatch wie geplant verfügbar ist, sodass eine unbemerkte Grenze auf einer beliebigen Ebene die Leistung, auf deren Basis das Projekt modelliert wurde, stillschleichend untergraben kann.

Wenn die Zahlen nicht übereinstimmen

Nehmen Sie ein 500-kW-PCS. Das Betriebsziel der Anlage sieht eine Entladung von 500 kW vor, doch das BMS meldet nach Bewertung der aktuellen Batteriebedingungen eine Entladegrenze von 350 kW. Das System liefert 350 kW. Es wird kein Fehler protokolliert, weil nichts ausgefallen ist. Das Typenschild beschreibt, was der Wechselrichter umwandeln kann, nicht, was die Batterie gegenwärtig zulässt.

Fügen Sie nun eine Anforderungen des Versorgungsunternehmens hinzu, die den Export am Netzverknüpfungspunkt (POI) auf 250 kW begrenzt. Das ist eine dritte Grenze, und sie beschränkt etwas anderes: Sie begrenzt, was den POI überschreitet, nicht, was die Batterie erzeugt. Ohne Berücksichtigung von Umwandlungsverlusten und gleichzeitiger PV-Produktion führt eine Entladung von 350 kW bei einer Gebäude-last von 100 kW zu rund 250 kW am POI.

Drei Grenzen, drei unterschiedliche Begrenzungen. Batteriegrenzen beschränken, was durch die Batterie fließt. PCS-Nennwerte beschränken die Umwandlung. Eine Exportbegrenzung beschränkt, was den Zähler überschreitet. Fehlersuche anhand eines einzigen Sollwerts wird Sie in die Irre führen.

Damit wird der Messort zu einem Feldproblem statt einer abstrakten Entwurfsfrage. Eine Exportsteuerung kann den POI nicht regeln, wenn ihre Stromwandler am falschen Abzweig sitzen, verpolt sind, falsch skaliert sind oder von der falschen Seite einer Grenze melden. Es lohnt sich auch zu bedenken: Eine als online angezeigte Kommunikationsverbindung beweist nicht, dass die darüber übertragenen Werte korrekt interpretiert werden. Register enthalten Einheiten und Skalierungen, und ein Wert, der als Watt gelesen wird, obwohl er als Kilowatt gesendet wurde, erzeugt ein System, das scheinbar kommuniziert und sich zugleich seltsam verhält.

Abschalten ist nicht eine einzige Sache

„Abschaltung" beschreibt mehrere unabhängige Ereignisse.

Eine anomale Batteriebedingung kann je nach Steuerungsarchitektur des Herstellers dazu führen, dass das BMS den Betrieb einschränkt oder eine Schutztrennung einleitet. Dispatch-Befehle setzen diese Grenzen nicht außer Kraft.

Ein Stoppbefehl des Betreibers oder des EMS bringt die Leistung auf null oder versetzt das PCS in den Standby. Es liegt kein Fehler vor.

Eine Netzstörung ist wiederum etwas anderes. Die Reaktion auf abnormale Netzbedingungen und unbeabsichtigte Inselbildung obliegt dem PCS und dem Netzschutzequipment, nicht dem BMS. IEEE 1547 legt diese Anforderungen fest, IEEE 1547.9 wendet sie auf Energiespeicher an, und IEEE 1547.1 liefert die Prüfverfahren. Ebenso wichtig: Nicht jede Störung führt zu einem Auslösen. Ride-through ist eine erforderliche Fähigkeit, und die Netzbetreiber- bzw. Zulassungsbehörde legt die Projekteinstellungen innerhalb des unterstützten Bereichs der Ausrüstung fest oder genehmigt sie. Diese Einstellungen sollten nicht aus Werkseinstellungen abgeleitet werden.

Ein Kommunikationsverlust ist ein vierter Fall. Verliert die Steuerung ihre Verbindung zum PCS oder BMS – hält das System den letzten Sollwert, fährt auf null herunter oder geht in einen anderen definierten Zustand? Darauf gibt es keine universelle Antwort. Sie ergibt sich aus dem zertifizierten System, der Dokumentation des Herstellers und der Steuerungsauslegung des Projekts – und sie sollte getestet, nicht angenommen werden.

Was vor der Übergabe zu prüfen ist

Ein nach UL 9540 zertifizierter ESS wird einschließlich seiner Steuerungen und der geräteinternen Kommunikation bewertet, das heißt, diese Schnittstellen sind Teil des Genehmigten. Nachzuweisen, dass sie funktionieren, fällt in den Bereich der Installation vor Ort.

Auftragnehmer müssen die BMS-Software nicht rückentwickeln. Sie müssen feststellen, dass sich jede Grenze wie vorgesehen verhält, und wissen, woher die Antwort kommt, wenn das nicht der Fall ist. Ausgehend von wiederkehrenden Steuerungs- und Inbetriebnahmeproblemen bei Solar-Plus-Speicher-Projekten im Gewerbe- und Industriebereich entwickelte der Autor den Control Boundary Checkout, um die Schnittstellen zwischen Batterie-, Umrichtungs-, Dispatch- und Netzanbindungssteuerungen zu verifizieren.

Die letzte Zeile zählt auch nach dem Abzug der Crew. Exportgrenzen, Betriebsmodi und Netzeinstellungen sind inbetriebgenommene Werte, deren Zugriff typischerweise auf qualifiziertes Personal beschränkt ist. Wer Monate später einen Export-Sollwert ändert, zerstört elektrisch nichts – das System hört lediglich auf, so zu arbeiten, wie es genehmigt wurde.

Das Fazit

Ein BESS wird nicht von einem einzigen Kasten gesteuert. Es ist eine Kette von Systemen mit unterschiedlichen Befugnissen, und ein System, das 500 kW nicht erreicht, ist meist ein System, das genau das tut, was ihm die Ebene mit der engsten Begrenzung in diesem Moment vorgibt. Derselbe Checkout gilt überall dort, wo ein Speichersystem durch getrennte Batterie-, Umrichtungs- und Dispatch-Steuerungen betrieben wird. Die Prüfung dieser Grenzen vor der Übergabe verwandelt einen verwirrenden Rückruf in eine Frage mit einer Adresse.

Archit Patnaik, PE, PMP, NABCEP PVIP, ist Senior Project Manager bei Pure Power Engineering und leitet dort die Elektrotechnik für gewerbliche und industrielle Solar-PV- und Batterieenergiespeicherprojekte.