Anti-Islanding-Schutz bei Solarwechselrichtern: Wie er funktioniert und warum er wichtig ist

Der Anti-Islanding-Schutz ist ein obligatorisches Sicherheitsmerkmal in jedem netzgekoppelten Solarwechselrichter – doch die zugrunde liegenden Mechanismen werden von EPCs und Systemintegratoren oft nur unzureichend verstanden. In diesem Artikel wird erklärt, was Islanding ist, wie passive und aktive Erkennungsmethoden funktionieren, welche globalen Standards gelten und wie die SG-CX- und SH-Serien von Sungrow Anti-Islanding in mehreren Märkten implementieren und zertifizieren.

Was ist Inselbildung und warum ist sie gefährlich?

Inselbildung tritt auf, wenn ein netzgekoppelter Solarwechselrichter weiterhin Strom erzeugt und einen Teil des lokalen Netzwerks versorgt, nachdem das Versorgungsnetz getrennt wurde – sei es aufgrund eines geplanten Ausfalls, einer Störung oder des Betriebs eines vorgeschalteten Schutzrelais. Der Wechselrichter wird immer noch von der PV-Anlage mit Strom versorgt und hält Spannung und Frequenz auf einem seiner Meinung nach aktiven Netzsegment aufrecht. In Wirklichkeit ist dieser Abschnitt vom Hauptversorgungssystem isoliert und bildet praktisch eine kleine „Insel“.

Die Folgen sind schwerwiegend. Außendienstmitarbeiter von Versorgungsunternehmen Wenn sie an einer Leitung arbeiten, von der sie glauben, dass sie stromlos ist, besteht die Gefahr eines Stromschlags durch eine von Wechselrichtern gespeiste Insel, die sie nicht vorhersagen können. Automatische Wiedereinschaltung – Schutzgeräte, die eine fehlerhafte Leitung kurzzeitig trennen und wieder anschließen, um vorübergehende Fehler zu beseitigen – können versuchen, eine Leitung wieder mit Strom zu versorgen, die mit der Insel phasenverschoben ist, was zu einem heftigen Übergang führt, der Geräte auf beiden Seiten des Wiedereinschaltgeräts beschädigt. Phasenfehlanpassung zwischen der Insel und dem zurückkehrenden Versorgungsunternehmen können Motoren, Transformatoren und nachgeschaltete empfindliche Lasten zerstören.

Aus diesen Gründen schreiben praktisch alle Netzvorschriften weltweit vor, dass ein netzgekoppelter Wechselrichter den Verlust der Versorgungsreferenz erkennen und innerhalb einer festgelegten Zeit – am häufigsten – die Verbindung trennen muss 2 Sekunden von Netzausfällen, obwohl Italiens CEI 0-21 unter bestimmten Frequenzbedingungen eine Abschaltung innerhalb von 0,1 Sekunden erfordert. Die Einhaltung wird durch Typprüflabore überprüft und im Rahmen der Netzanschlussgenehmigung bestätigt.

Passive Anti-Islanding-Erkennung

Passive Erkennungsmethoden funktionieren durch kontinuierliche Überwachung der Netzparameter und Abschaltung des Wechselrichters, wenn sich ein Parameter außerhalb seines normalen Betriebsfensters bewegt. Es ist keine absichtliche Störung der Wechselrichterleistung erforderlich – der Wechselrichter beobachtet einfach und reagiert. Die wichtigsten passiven Parameter sind:

• Über-/Unterspannung (OUV): Wenn die Last der Insel nicht perfekt mit der Ausgangsleistung des Wechselrichters übereinstimmt, kommt es zu einer Spannungsdrift. Der Wechselrichter überwacht die Wechselspannung und löst aus, wenn sie sich außerhalb eines definierten Bereichs bewegt (z. B. 85–110 % des Nennwerts).
• Über-/Unterfrequenz (OUF): Ebenso führt ein Leistungsungleichgewicht auf der Insel zu einer Frequenzdrift. Der Wechselrichter schaltet bei Frequenzabweichungen ab (z. B. außerhalb von 47,5–51,5 Hz bei einem 50-Hz-System).
• Rate of Change of Frequency (ROCOF): Anstatt darauf zu warten, dass die Frequenz den Auslöseschwellenwert erreicht, erkennt ROCOF die Änderungsrate – eine sich schnell ändernde Frequenz signalisiert einen plötzlichen Verlust der Netzreferenz. ROCOF-Relais sind auf europäischen Märkten weit verbreitet (VDE-AR-N 4105, G99).
• Vektorverschiebung: Erkennt einen plötzlichen Sprung im Phasenwinkel der Spannungswellenform, der auftritt, wenn das Netz getrennt wird und das Inselsystem seine Phasenreferenz verliert. Besonders effektiv bei der Erkennung großer Netzereignisse.

Passive Methoden sind rechnerisch einfach, verursachen keine Störungen im Netz und reagieren schnell, wenn ein erhebliches Leistungsungleichgewicht besteht. Ihre Schwäche ist die Nicht-Detektionszone (NDZ): Wenn die Last der Insel zum Zeitpunkt der Trennung genau mit der Wirk- und Blindleistungsabgabe des Wechselrichters übereinstimmt, können Spannung und Frequenz auf unbestimmte Zeit im normalen Betriebsbereich bleiben. Das NDZ-Problem ist die Hauptmotivation für die Hinzufügung aktiver Erkennungsmethoden neben passiven.

Aktive Anti-Islanding-Erkennung

Aktive Methoden führen gezielt eine kleine, kontrollierte Störung in den Ausgang des Wechselrichters ein. Wenn der Wechselrichter an das Netz angeschlossen ist, absorbiert die große Scheinimpedanz des Netzes die Störung ohne messbare Auswirkung. Im Inselbetrieb akkumuliert sich die Störung, wodurch die Spannung oder Frequenz aus dem normalen Bereich gerät, und der Wechselrichter erkennt seine eigene zunehmende Abweichung und schaltet ab. Zu den gängigen aktiven Techniken gehören:

• Aktive Frequenzdrift (AFD / AFDPF): Der Wechselrichter führt eine leichte positive oder negative Vorspannung in die Ausgangsfrequenz ein und treibt die Frequenz eines Inselsystems schneller in Richtung der Auslöseschwelle als die natürliche Drift allein.
• Slip-Mode-Frequenzverschiebung (SMS): Der Phasenregelkreis des Wechselrichters ist so voreingestellt, dass die Frequenz unter Inselbedingungen in eine vorhersehbare Richtung abweicht, was die Erkennung beschleunigt. SMS ist eine der am weitesten verbreiteten aktiven Methoden in europäischen und australischen zertifizierten Wechselrichtern, einschließlich der SG-CX-Serie von Sungrow.
• Blindleistungsschwankung (RPV): Der Wechselrichter speist einen kleinen Blindleistungsimpuls ein; Unter Inselbedingungen überschreitet die resultierende Spannungsabweichung die Erkennungsschwellen.
• Sandia-Frequenzverschiebung (SFS): Eine verbesserte AFD-Variante, bei der die Frequenzabweichung proportional zur beobachteten Frequenzabweichung ist – sie sorgt für eine positive Rückkopplung, die die Inselfrequenz schnell auf den Auslöseschwellenwert treibt, während sie in einem aktiven Netz praktisch nicht wahrnehmbar bleibt.

Aktive Methoden eliminieren effektiv die NDZ und werden von den meisten aktuellen Netzvorschriften neben dem passiven Schutz gefordert. Der Nachteil ist ein sehr geringer Grad an Netzqualitätsstörungen – gemessen in Bruchteilen eines Prozents der Nennleistung –, der deutlich innerhalb der in IEC 62116 definierten Grenzen liegt und in der Praxis nicht wahrnehmbar ist.

Globale Anti-Islanding-Standards

Anti-Islanding-Anforderungen werden durch regionale Netzvorschriften festgelegt und durch internationale Teststandards unterstützt. Die folgende Tabelle fasst die wichtigsten Rahmenwerke für Solar-EPCs zusammen, die in mehreren Märkten funktionieren.

IEC 62116 ist die Prüfverfahrensnorm und kein Grid-Code – sie definiert, wie jede Anti-Islanding-Methode in einer Typtestumgebung unter Verwendung einer resonanten RLC-Last validiert werden muss, um NDZ-Bedingungen im ungünstigsten Fall zu simulieren. Nach IEC 62116 zertifizierte Wechselrichter haben gezeigt, dass ihre gewählte Kombination aus passiven und aktiven Methoden Inselbildung innerhalb des Zeitlimits der Norm erkennt, selbst wenn Erzeugung und Last ausgeglichen sind. Dieses Zertifikat ist normalerweise im Rahmen eines G99- oder AS/NZS 4777-Netzanschlussantrags erforderlich.

Wie Sungrow-Wechselrichter Anti-Islanding implementieren

Sungrows SG-CX-Serie kommerzielle Stringwechselrichter und SH-Serie Hybrid-Wechselrichter implementieren Anti-Islanding durch einen mehrschichtigen Ansatz, der passive OUV/OUF/ROCOF-Überwachung mit aktiver SMS- oder AFD-Störung kombiniert. Die konkrete Kombination hängt von der Marktversion und dem anwendbaren Netzcode ab. Marktspezifische Firmware-Varianten sind mit den richtigen Auslöseschwellen, ROCOF-Empfindlichkeit und aktiven Methodenparametern für das Zielland vorkonfiguriert. EPCs müssen diese bei der Inbetriebnahme nicht manuell konfigurieren, es sei denn, ein VNB fordert nicht standardmäßige Einstellungen.

Der Zertifizierungsschutz für die aktuellen String- und Hybridplattformen von Sungrow umfasst Folgendes: IEC 62116, IEEE 1547-2018, VDE-AR-N 4105 und AS/NZS 4777.2, mit länderspezifischen Typprüfzertifikaten auf Anfrage bei Econo Solar. Da die Anti-Islanding-Firmware an die Marktversion eines Geräts gebunden ist, ist es wichtig, in der Angebotsphase zu bestätigen, dass die richtige Ländervariante bestellt wird. Das Nachrüsten einer Firmware-Variante nach der Lieferung ist in einigen Fällen möglich, erfordert jedoch eine Werksgenehmigung.

Für den Versorgungsmaßstab Zentral- und Stringwechselrichter Bei Implementierungen kann die Anlagensteuerung von Sungrow das Anti-Islanding auf Wechselrichterebene durch zusätzlichen ROCOF- und Vector-Shift-Relaisschutz am Verbindungspunkt ergänzen und so eine tiefgreifende Verteidigungsarchitektur bereitstellen, die strenge Verbindungsanforderungen erfüllt. Einstellungen können über konfiguriert werden iSolarCloud oder Modbus TCP und kann von autorisiertem Personal mit den entsprechenden Zugangsdaten angepasst werden.

Inbetriebnahme und Test des Anti-Islanding-Schutzes

Die Überprüfung des Anti-Islanding-Verhaltens während der Standortabnahmeprüfung (Site Acceptance Test, SAT) ist in den meisten Gerichtsbarkeiten eine Anforderung an den Netzanschluss und eine praktische Notwendigkeit vor der Abnahme der Inbetriebnahme. Der Standardverifizierungsansatz, auf den sich IEC 62116 bezieht, verwendet a Gittersimulator oder ein kontrollierter Relaisauslösetest, um zu bestätigen, dass der Wechselrichter innerhalb des gesetzlich vorgeschriebenen Zeitfensters unter nahezu ausgeglichenen Lastbedingungen abschaltet.

Das praktische SAT-Verfahren umfasst bei den meisten Projekten drei Schritte: Zunächst muss sichergestellt werden, dass die Firmware-Version des Wechselrichters mit der typgeprüften und zugelassenen Variante übereinstimmt. Zweitens führen Sie einen Relais-Auslösetest durch, indem Sie den vorgeschalteten Netzschalter öffnen, während der Wechselrichter einen repräsentativen Ausgangspegel erzeugt (normalerweise 50–100 % der Nennleistung), und überprüfen Sie, ob der Wechselrichter innerhalb der erforderlichen Zeit eine Anti-Islanding-Auslösung ausgibt. Drittens dokumentieren Sie die Auslösezeit, die verwendete Methode und die Firmware-Version im Inbetriebnahmebericht zur Vorlage beim VNB oder Netzbetreiber.

Für Projekte, bei denen der VNB bezeugte Tests verlangt – wie es im Vereinigten Königreich gemäß G99 und in Australien gemäß AS/NZS 4777-Anschlussvereinbarungen üblich ist – kann Econo Solar die Typprüfzertifikate und Inbetriebnahmedokumentationsvorlagen bereitstellen, die Netzbetreiber erwarten. Durch die Sicherstellung, dass diese Unterlagen vor dem SAT-Termin erstellt werden, wird die häufigste Ursache für Verzögerungen bei der Inbetriebnahme mittlerer und großer kommerzieller PV-Projekte vermieden.