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Heimspeicher-Systemtest: Performance von PV‑Batteriesystemen

Immer mehr Photovoltaikanlagen werden mit Batteriespeichern ausgerüstet, wofür es eine Vielzahl von Systemen am Markt gibt. In der Regel werden die Stromspeicher zur Eigenverbrauchssteigerung eingesetzt, können aber auch andere Funktionen wahrnehmen. Doch wie gut erfüllen die verschiedenen Systeme ihre Funktion? Und wie effizient sind sie dabei?

Evelyn BambergerEvelyn Bamberger4 min

Eine Investition in Photovoltaik (PV) lohnt sich vor allem dann, wenn viel vom selbst produzierten Strom auch vor Ort als Eigenverbrauch verwendet werden kann. Effizienz und Autarkiegrad genau zu kennen, ist darum auch für den Investitionsentscheid im Zusammenhang mit Speichersystemen sehr wichtig.

Um diese Fragen zu beantworten, wurde am Institut für Solartechnik SPF der Ostschweizer Fachhochschule (OST) der Heimspeicher-Systemtest «CCT-Bat» entwickelt. Mit diesem Testverfahren können Batteriespeichersysteme für Ein- und Mehrfamilienhäuser im dynamischen Betrieb innerhalb von drei Tagen getestet werden. Alle typischen Betriebsbedingungen für die Batterie werden in diesen drei Tagen durchlaufen. Die Tage sind so gewählt, dass aus den gemessenen Ergebnissen direkt Jahreskennwerte für das Batteriesystem bestimmt werden können.

Prüfstand und Test für AC- und DC-gekoppelte Batteriesysteme

Abbildung 1 zeigt den prinzipiellen Aufbau des Prüfstands mit den realisierten Messstellen. Die blau hinterlegten Komponenten werden am Prüfstand aufgebaut:

  • Batterie mit Batteriemanagementsystem,
  • Batteriewechselrichter,
  • PV-Wechselrichter und Systemsteuerung.

Bei Systemen, die PV- und Batteriewechselrichter auf der Wechselstromseite verbinden (AC-Seite), spricht man von AC-gekoppelten Batteriesystemen. Bei DC-gekoppelten Systemen sind PV- und Batteriewechselrichter dagegen eine Geräteeinheit, wobei die Batterie auf der Gleichstromseite (DC-Seite) an den Wechselrichter angeschlossen wird. Die grün hinterlegten Komponenten, PV-Generator, Haushaltsstrom- und Wärmepumpenverbrauch sowie das Stromnetz, werden vom Prüfstand emuliert.

Das verwendete Testprofil entspricht einem Einfamilienhaus mit einem Wärmepumpenheizsystem und dem Haushaltsstromverbrauch eines Vierpersonen-Haushalts. Die im Test emulierte PV-Anlage wurde mit 7,7 kWp so gewählt, dass der Testzyklus in etwa einem Netto-Nullenergie-Gebäude entspricht. PV-Erzeugung und Stromverbrauch im Gebäude sind also etwa gleich hoch. Analog gibt es auch ein Testprofil für Mehrfamilienhäuser.

PV-Batteriesysteme im Test

Mit diesem neuen Testverfahren wurden vier Batteriesysteme getestet, je zwei AC- und zwei DC-gekoppelte Systeme mit Batteriekapazitäten zwischen 2,25 und 7,7 kWh (Tabelle 1).

Tabelle 1: Beschreibung der geprüften Batteriesysteme.

Batterie-
system (BS)
TopologieNutzbare
Kapazität
Technologie
#1AC6,5 kWhLithium-Nickel-Mangan-Kobalt-Oxid (NMC)
#2DC6,4 kWhLithium-Eisenphosphat (LFP)
#3AC2,25 kWhLithium-Eisenphosphat (LFP)
#4DC7,7 kWhLithium-Eisenphosphat (LFP)

Testergebnisse

Als Kennzahlen sollten mindestens eine Grösse für die Effizienz des Systems sowie eine für die Zielerreichung angegeben werden. In Abbildung 2 sind die Testresultate der vier gemessenen Batteriesysteme zusammengefasst. Die graue Line links gibt den Autarkiegrad an. Dieser setzt die dem Haushalt aus PV-Direktverbrauch und Batterieentladung zur Verfügung gestellte Energie in Relation zum Haushaltsstromverbrauch. Der Autarkiegrad ist ein Mass für die Unabhängigkeit vom öffentlichen Stromnetz.

Die lila Linie rechts zeigt die Gesamtsystemeffizienz. Sie entspricht dem Verhältnis aus insgesamt durch das PV-Batteriesystem AC-seitig dem Haushalt bereitgestellter Energie zum durch den PV-Generator erzeugten Angebot (im Punkt maximaler Leistung MPP). Am Anfang und am Ende der Messung ist der Batterieladezustand gleich. Die Gesamtsystemeffizienz gibt den Wirkungsgrad des gesamten PV-Batteriesystems an. Die getesteten Batteriesysteme erreichen Gesamtsystemeffizienzen zwischen 87,7 % und 92,4 % sowie Autarkiegrade zwischen 35,4 % und 47,4 %.

Verluste in PV-Batteriesystemen

Abbildung 2 rechts zeigt die Verluste der Systeme während des 3-Tage-Testzyklus. Diese können nach ihrer Entstehung in unterschiedliche Verlustterme eingeteilt werden.

  • Abregelungsverluste: Verluste durch Abregelung entstehen, falls aufgrund der Dimensionierung der Leistungselektronik oder von Anforderungen des Netzbetreibers an eine Leistungsbegrenzung nicht die gesamte durch den PV-Generator angebotene Energie verwendet werden kann, d.h. abgeregelt werden muss. Dies beinhaltet in geringem Umfang auch Anpassungsverluste des MPP-Trackers.
  • Umwandlungsverluste: Weitere Verluste entstehen durch die Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom im PV-Wechselrichter sowie im Batteriewechselrichter bei der Beladung (AC nach DC) und Entladung (DC nach AC) der Batterie. Bei AC-gekoppelten Systemen können sie einzeln ausgewiesen werden, bei DC-gekoppelten Systemen können sie nicht einzeln gemessen werden und erscheinen daher insgesamt als Umwandlungsverluste.
  • Standby-Verluste entstehen im Ruhezustand bei vollgeladener oder leerer Batterie durch Energieverbrauch des Batteriesystems und der Regelung. Sie können je nach Batteriesystem in verschiedene Betriebsmodi unterteilt werden, wie z.B. Bereitschaftsmodus (eine erneute Ladung oder Entladung kann unverzüglich erfolgen), Schlafmodus (geringerer Verbrauch, muss zunächst auf Bereitschaftsmodus umstellen bevor geladen/entladen werden kann) und Standby-Vollgeladen-Modus (Standby-Verbrauch im vollgeladenen Zustand).
  • Weitere Verluste: Weniger ins Gewicht fallen die Verluste im Batteriemodul als Differenz aus DC-Batterieladung und -entladung. Schliesslich gibt es noch Verluste durch den Standby-Verbrauch des PV-Wechselrichters, Peripheriekomponenten und Kabelverluste.

Je höher die Batteriekapazität, desto höhere Gesamtverluste sind zu erwarten und desto niedriger fällt die Gesamtsystemeffizienz aus. Hier fällt wiederum BS #2 mit deutlich höheren Verlusten als BS #1 und BS #4 auf, obwohl es eine niedrigere Kapazität hat. Dies liegt an den systembedingten hohen Abregelungsverlusten, die bei allen anderen getesteten Systemen nahe Null sind.

Der MPP-Tracker (Maximum Power Point Tracker) hat die Aufgabe, den Solargenerator im Punkt maximaler Leistung (MPP) zu betreiben, so dass die grösstmögliche Leistung entnommen werden kann. Da der MPP unter anderem von der Einstrahlungsstärke und der Modultemperatur abhängt, ist er nicht konstant und muss laufend nachgeführt werden.

Ein guter MPP-Tracker ist wichtig, heute aber auch Standard und die Produkte unterscheiden sich diesbezüglich kaum.

Fazit

Die Ergebnisse zeigen, dass die Vermeidung von Abregelungsverlusten ein wichtiger Punkt ist. Daneben machen Umwandlungs- und Standby-Verluste einen wesentlichen Unterschied zwischen den Systemen aus, während die DC-Zykleneffizienz bei allen Systemen ähnliche Werte erreicht. Die getesteten Lithium-Ionen-Batteriemodule weisen demnach sehr ähnliche Effizienzen auf, während es bei den Batteriewechselrichtern und der Steuerung grössere Unterschiede gibt. Oft wird die Frage gestellt:

Sind DC-gekoppelte Batteriesysteme effizienter als AC-gekoppelte?

Da bei DC-gekoppelten Systemen eine Umwandlungsstufe entfällt, können sie potenziell höhere Effizienzen erreichen. Dies ist bei den getesteten Systemen aber nicht grundsätzlich der Fall. Entscheidender als die Topologie sind die individuellen Systemeigenschaften und Steuerungen.

Sowohl die Effizienz als auch die Zielerreichung – hier ein möglichst hoher Autarkiegrad – sind für die Beurteilung von Batteriesystemen wichtig. Prinzipiell gilt: Je grösser das Batteriesystem, desto höher der erreichbare Autarkiegrad, desto höher aber auch die Systemverluste. Dabei kann es allerdings deutliche Unterschiede zwischen den Systemen geben. Daneben sollte auf die genaue Definition der Kennwerte geachtet werden, die Berechnungsmethoden unterscheiden sich im Detail insbesondere in der Berücksichtigung der Batteriesystemverluste. Je nach Bezugsgrösse können die Werte für das gleiche System deutlich variieren.

Autorin und Co-Autoren: Evelyn Bamberger, Robert Haberl, Andreas Reber, Christof Biba

Evelyn Bamberger, Dipl. Wi.-Ing., ist wissenschaftliche Mitarbeiterin und Projektleiterin am SPF Institut für Solartechnik der Ostschweizer Fachhochschule in Rapperswil. Sie beschäftigt sich mit Themen rund um die PV-Systemtechnik und leitet das Projekt CCT-Bat – Heimspeicher-Systemtest.

www.spf.ch
 

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Abbildungen

Foto und Illustrationen von der Autorin (minimal bearbeitet durch Energie-Experten)

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