Victron ESS: Dreiphasen-Schaltplan mit 3 × MultiPlus-II

Womit beginnen?

Vier Entscheidungen in der richtigen Reihenfolge

ESS (Energy Storage System) ist eine Betriebsart der Victron-Wechselrichter/Ladegeräte für netzgekoppelte Häuser. Das System speichert überschüssigen Solarstrom, gibt ihn abends wieder ab und versorgt das Haus bei Netzausfall aus der Batterie. Bei einem Haus mit Drehstromanschluss kann das ESS alle drei Phasen abdecken — dann wird bei Netzausfall das gesamte Haus versorgt. Die Anlage wird in dieser Reihenfolge ausgelegt:

1. Drei Phasen, drei MultiPlus. Ein dreiphasiges ESS benötigt mindestens einen MultiPlus pro Phase — hier drei identische MultiPlus-II 48/5000 auf L1, L2 und L3, über VE.Bus zu einem Dreiphasensystem verbunden.
2. Das gesamte Haus hinter dem Speicher. Alle Stromkreise, auch die dreiphasigen, liegen an den Ausgängen AC-out-1. Zwischen Netzanschluss und MultiPlus befinden sich nur Schutzeinrichtungen — deshalb ist kein Netzzähler erforderlich.
3. Batterie. Sechs Victron Lithium NG 51,2 V/100 Ah Batterien — 600 Ah, ca. 30,7 kWh — an einem Lynx Smart BMS NG 1000 A. Je 200 Ah pro MultiPlus, wie in dessen Handbuch empfohlen.
4. Photovoltaik. Der vorhandene Netzwechselrichter wird an den Ausgang verlegt — so arbeitet er auch bei Netzausfall, bis 9,6 kWp bei dieser Batteriebank. Ein MPPT-Laderegler auf der DC-Seite ermöglicht das Überbrücken längerer Netzausfälle.

Unter den Victron-Systemzeichnungen („Manual & Drawing“) haben wir kein netzgekoppeltes dreiphasiges ESS mit Lithium NG Batterien gefunden. Diese Anlage verbindet die Topologie aus dem ESS-Handbuch (dreiphasiges ESS, Netzmessung) mit den Werten aus den Handbüchern für MultiPlus-II und Lithium NG, dem Datenblatt des Lynx Smart BMS NG und den Victron-Systemzeichnungen: BJE-354A (drei MultiPlus-II im Dreiphasensystem mit MPPT 250/100 — eine Inselanlage mit 15 kVA Geräten, daher wurden nur die Grundlagen des Dreiphasensystems und die Werte der PV-Seite übernommen) sowie BJE-367A (zwei MultiPlus-II 5 kVA mit Lithium NG Batterien und Lynx Smart BMS NG). Planung und Anmeldung beim Netzbetreiber übernimmt eine entsprechend zugelassene Elektrofachkraft.

Haus auf einem Hügel bei Nacht — im Eigenverbrauchsmodus versorgt die Batterie das Haus, wenn die Solarmodule nicht genug liefern — **Der Speicher arbeitet parallel zum Netz.** Abends versorgt er das Haus mit der tagsüber gespeicherten Energie. Bei Netzausfall übernimmt er alle Stromkreise auf den drei Phasen.

Das gesamte Haus bei Netzausfall

Alle Stromkreise liegen hinter dem Speicher. Bei Netzausfall versorgt die Batterie daher das gesamte Haus — auch dreiphasige Verbraucher. Pro Phase stehen 4000 W Dauerleistung zur Verfügung.

Ohne Netzzähler

Vor den MultiPlus befinden sich weder Verbraucher noch ein PV-Wechselrichter. Das GX-Gerät berechnet den Netzbezug daher anhand der Messwerte der MultiPlus.

Photovoltaik auch bei Netzausfall

Der PV-Wechselrichter am Ausgang arbeitet im lokalen Netz, das die MultiPlus bilden. Der MPPT-Laderegler verhindert, dass das System bei entladener Batterie nicht mehr anlaufen kann.

Drei Phasen symmetrisch

Mit der Einstellung „Total of all phases“ geben die drei MultiPlus dieselbe Leistung ab — ein großer Verbraucher auf L1 wird auch durch L2 und L3 unterstützt.

Schaltplan

So ist alles verbunden

Dreiphasiges ESS nach den Victron-Handbüchern: am Netzanschluss nur Schutzeinrichtungen, ein MultiPlus-II 48/5000 pro Phase, das gesamte Haus und der PV-Wechselrichter an den Ausgängen, eine Lithium NG 48 V Batteriebank mit Lynx Smart BMS NG, ein MPPT 250/100-Laderegler und Cerbo GX. Bewegen Sie den Mauszeiger über ein Element im Schaltplan oder tippen Sie darauf — wir zeigen Ihnen seine Funktion. Der Schaltplan dient der Übersicht; die Schutzmaßnahmen für jede Phase und jede Batterie sind im detaillierten Schaltplan weiter unten dargestellt.

Gleichstrom (DC)Wechselstrom (AC)Kommunikation

Bewegen Sie den Mauszeiger über ein Element des Schaltplans oder tippen Sie darauf.

Verteilung ohne VerbraucherAm Netzanschluss nur Schutzeinrichtungen: Hauptschalter mit Überspannungsschutz und je ein Schutzschalter bis 50 A am Eingang jedes MultiPlus.
Drei MultiPlusMultiPlus-II 48/5000 auf L1, L2 und L3, über VE.Bus verbunden und als Dreiphasensystem konfiguriert.
Das gesamte Haus hinter dem SpeicherAlle Stromkreise, auch die dreiphasigen, liegen an den Ausgängen AC-out-1 — bei Netzausfall versorgt sie die Batterie. Ein Netzzähler ist nicht erforderlich.
PhotovoltaikDer Netzwechselrichter am Ausgang (bis 9,6 kWp bei dieser Batteriebank) arbeitet auch bei Netzausfall; der MPPT 250/100-Laderegler lädt die Batteriebank über neue Solarmodule.
48 V Batteriebank am BMS NGSechs Lithium NG 51,2 V/100 Ah Batterien, jede mit eigener Sicherung; Lynx Smart BMS NG 1000 A und Lynx Distributor: 3 × 200 A und 125 A.
Cerbo GXCerbo GX ist über VE.Bus mit den MultiPlus sowie über VE.Can mit BMS und MPPT verbunden und steuert das ESS.

Detaillierter Schaltplan

Verteilungen, Schutzgeräte und DC-Seite

Dasselbe Haus, Phase für Phase: Eingangsschutz, drei MultiPlus-Geräte, gemeinsame Ausgangssammelschiene, Sicherung jeder Batterie und jedes MultiPlus sowie die PV-Seite. Die Werte stammen aus den Handbüchern für MultiPlus-II und Lithium NG, dem Datenblatt des Lynx Smart BMS NG und den Victron-Systemzeichnungen. Die Schutzgeräte der Hausstromkreise legt der Planer nach den in Polen geltenden Vorschriften aus.

Gleichstrom (DC)Wechselstrom (AC)Kommunikation

Bewegen Sie den Mauszeiger über ein Element im Schaltplan oder tippen Sie darauf — wir zeigen den Wert und seine Quelle.

EingängeHauptschalter mit Überspannungsschutz, dreiphasige Sammelschiene und drei Eingangsschutzschalter, jeweils höchstens 50 A. Phasenfolge L1-L2-L3.
AusgängeAC-out-1 der drei MultiPlus-Geräte auf einer gemeinsamen Sammelschiene der Hausverteilung; Fehlerstromschutzschalter (Typ A genügt) und Leitungsschutzschalter in den Stromkreisen.
PV-WechselrichterAn der AC-out-1-Sammelschiene, mit eigenen Schutzgeräten; bis 9,6 kWp bei dieser Batteriebank.
DC zu den MultiPlus-GerätenDrei Sicherungen mit je 200 A, Kabel mit 70 mm² (bis 5 m) — alle mit gleicher Länge und gleichem Querschnitt. Zuerst die Minusleitungen, dann die VE.Bus-Kabel.
48-V-BatteriebankSechs Batterien, jede mit einer Sicherung am Pluspol im Lynx Distributor; Lynx Smart BMS NG 1000 A; MEGA-Sicherungseinsätze 58 V.
PV-SeiteDC-Schutzschalter 15 A je String, PV-Trennschalter und für 250 V ausgelegter Überspannungsschutz Typ 2; MPPT mit 125-A-Sicherung.

Wichtige Werte

Was die Victron-Dokumentation genau angibt

Montageort	Wert	Quelle
Dreiphasensystem	Sternschaltung (Y), mindestens ein MultiPlus pro Phase; identische Geräte an einer gemeinsamen Batterie; nicht für Dreieckschaltung (Δ)	Handbücher für MultiPlus-II und ESS
Reihenfolge und Konfiguration	Phasen in der Reihenfolge L1-L2-L3 angeschlossen; das Dreiphasensystem wird vor allen anderen Einstellungen in VE.Bus Quick Configure konfiguriert	Zeichnung BJE-354A (dreiphasiger MultiPlus-II)
DC-Kabel zu jedem MultiPlus	70 mm² bei einem Abstand Batterie–MultiPlus von 0–5 m, 120 mm² bei 5–10 m (je Pol); alle mit gleicher Länge und gleichem Querschnitt	MultiPlus-II-Handbuch
DC-Sicherung jedes MultiPlus	200 A; empfohlene Batteriekapazität 200–800 Ah pro Gerät	MultiPlus-II-Handbuch
AC-Eingang jedes MultiPlus	Sicherung oder Leitungsschutzschalter mit höchstens 50 A (Modell 5 kVA), bei schwächerer Versorgung kleiner; Durchleitungsstrom 50 A	MultiPlus-II-Handbuch
AC-out-1	Fehlerstromschutzschalter und auf die Last abgestimmter Überstromschutz; Typ A genügt; dreiphasige Verbraucher zulässig	Handbücher für MultiPlus-II und ESS
Leistung eines MultiPlus-II 48/5000	5000 VA; Dauerleistung 4000 W bei 25 °C, 3700 W bei 40 °C, 3000 W bei 65 °C; Spitzenleistung 9000 W; Ladestrom bis 70 A	MultiPlus-II-Handbuch
Zusammenfassung an einem Netzanschlusspunkt	das Gerät hat feste Abschaltschwellen; an einem gemeinsamen Netzanschlusspunkt darf die Gesamtleistung zusammengeschalteter Geräte 30 kW nicht überschreiten	MultiPlus-II-Handbuch
Lithium NG 51,2 V/100 Ah	5120 Wh; Laden und Entladen mit bis zu 100 A dauerhaft (1C), 200 A für 10 s; Laden von +5 bis +50 °C; IP65; 37 kg	Lithium-NG-Datenblatt
Batteriesicherungen	jede Batterie am Pluspol absichern; Sicherungswert nicht höher als der kleinste dieser Werte: Strombelastbarkeit des Kabels, Batteriestrom, Systemstrom	Lithium-NG-Handbuch
Lynx Smart BMS NG 1000 A	Schütz 1000 A dauerhaft, 1200 A für 5 Minuten; AUX-Ausgang 1,1 A; bis zu 25 Batterien mit 51,2 V (128 kWh)	Datenblätter für Lynx Smart BMS NG und Lithium NG
Summe der Sicherungswerte im Lynx	nicht höher als der Nennstrom des schwächsten Moduls: 3 × 200 A + 125 A = 725 A, daher die Version mit 1000 A	Lynx-Distributor-Handbuch
Sicherungseinsätze bei 48 V	MEGA in der 58-V-Version — Nennspannung nicht niedriger als die Systemspannung	Zeichnung BJE-354A
Sicherung für MPPT 250/100	125 A im Lynx Distributor	Zeichnung BJE-354A (MPPT 250/100)
PV-Seite des MPPT 250/100	bis 5800 W bei 48 V; Leerlaufspannung bis 250 V unter den kältesten Bedingungen; DC-Schutzschalter 15 A je String, Trennschalter und Überspannungsschutz Typ 2	Zeichnung BJE-354A (MPPT 250/100)
Cerbo GX	Versorgung über AUX des Lynx Smart BMS NG mit einer 1-A-Sicherung	Zeichnung BJE-367A (BMS NG)
PV-Wechselrichter am Ausgang	Factor 1.0 — PV-Leistung nicht höher als die Dauerleistung des Wechselrichters/Ladegeräts bei 25 °C; Lithiumbatterie mindestens 4,8 kWh je 1,5 kWp	AC-Kopplung und die Factor-1.0-Regel
Grid setpoint	Werkseinstellung 50 W; bei großen Systemen höher	ESS-Handbuch

AC-Kabelquerschnitte und Absicherungen der Hausstromkreise ergeben sich aus der Planung und den Vorschriften in Polen — Victron nennt nur die Grenzwerte seiner Geräte. Die DC-Kabel der übrigen Stromkreise können Sie im Kabel- und Sicherungsrechner berechnen.

Schritt 1

Batteriekapazität und Leistung

Bei einem Haus mit Netzanschluss ist nicht der ungünstigste Monat maßgeblich wie bei einer netzunabhängigen Hütte — die Batterie soll den Tagesüberschuss für den Abend speichern und das Haus bei einem Stromausfall versorgen. Das ESS-Handbuch nennt drei Grundsätze:

Eine kleine Batterie ist günstiger, wird aber täglich vollständig genutzt und mit hohen Strömen geladen. Eine große Batterie speichert zusammen mit einem großen PV-Modulfeld Überschüsse für mehrere bewölkte Tage und versorgt das Haus bei einem Stromausfall länger.
Die Wechselrichterleistung eines Ersatzstromsystems richtet sich nach den Verbrauchern, die bei einem Stromausfall weiterlaufen sollen. Hier ist das das gesamte Haus: 3 × 4000 W Dauerleistung bei 25 °C, jeweils 4000 W pro Phase.
Ein PV-Wechselrichter am Ausgang der MultiPlus-Geräte erfordert eine Mindestkapazität: bei Lithiumbatterien 4,8 kWh je 1,5 kWp.

Das MultiPlus-II-Handbuch nennt eine empfohlene Kapazität für ein einzelnes Gerät: 200–800 Ah für das Modell 48/5000. Für drei Geräte an einer gemeinsamen Batteriebank wird kein eigener Wert angegeben — wir haben 3 × 200 Ah = 600 Ah angesetzt, also sechs Lithium NG-Batterien mit 51,2 V/100 Ah, ca. 30,7 kWh. Zum Vergleich: Für einen einzelnen MultiPlus-II 48/15000 mit derselben Gesamtleistung nennt das Handbuch einen Bereich von 300–1200 Ah. Jeder MultiPlus hat eine 200 A-Sicherung — entsprechend dem Dauerstrom von zwei Batterien mit jeweils 100 A.

Monat	Ertrag je 1 kWp	10 kWp-Modulfeld pro Tag
Juni	4,43 kWh	ca. 44,3 kWh
April	3,96 kWh	ca. 39,6 kWh
September	3,49 kWh	ca. 34,9 kWh
Oktober	2,36 kWh	ca. 23,6 kWh
November	1,14 kWh	ca. 11,4 kWh
Dezember	0,85 kWh	ca. 8,5 kWh

Warschau, Polen, Modulfeld mit 39° Neigung, Daten aus PVGIS 5.3 (SARAH3, 2005–2023) mit 14% Verlusten. Das 10 kWp-Modulfeld ist ein Beispiel: PV-Wechselrichter am Ausgang zusammen mit dem Modulfeld am MPPT-Laderegler. Von April bis September übersteigt der durchschnittliche Tagesertrag (34,9–44,3 kWh) die Kapazität der Batteriebank von 30,7 kWh — was das Haus nicht verbraucht und die Batterie nicht aufnehmen kann, fließt ins Netz. Im November und Dezember (8,5–11,4 kWh pro Tag) wird die Batteriebank durch die Module selten vollständig geladen. Ihren eigenen Standort können Sie im Energiebilanzrechner prüfen.

Schritt 2

Betriebsarten und Einstellungen im GX-Gerät

ESS wird in drei Schritten konfiguriert: das Dreiphasensystem in VE.Bus Quick Configure oder VE.Bus System Configurator, der Netzcode und der ESS-Assistent in VEConfigure für alle drei MultiPlus-Geräte und abschließend die GX-Einstellungen im Menü Einstellungen → ESS. Die wichtigsten Einstellungen laut ESS-Handbuch:

Einstellung	Funktion
Mode: Optimized (mit oder ohne BatteryLife)	Der Überschuss aus den Modulen fließt in die Batterie; reicht die PV-Leistung nicht aus, versorgt die Batterie das Haus. BatteryLife schützt die Batterie vor längeren Zeiträumen im entladenen Zustand; das Handbuch empfiehlt, diese Funktion auch bei Lithiumbatterien aktiviert zu lassen.
Mode: Keep batteries charged	Die Batterie wird nur bei einem Netzausfall entladen; nach der Netzwiederkehr wird sie aus dem Netz und aus den PV-Modulen geladen.
Grid metering	„Inverter/Charger“ — in diesem Aufbau befinden sich alle Verbraucher und der PV-Wechselrichter an den Ausgängen der MultiPlus-Geräte, daher ist kein Netzzähler erforderlich. „External meter“ wird nur gewählt, wenn ein Netzzähler installiert ist.
Minimum SoC (unless grid fails)	Unterhalb dieses Werts versorgt ESS das Haus nicht mehr aus der Batterie — außer bei einem Netzausfall; dann wird bis zu anderen Grenzwerten weiter entladen. Beispiel aus dem Handbuch: 30% für Eigenverbrauch, 70% als Reserve.
Multiphase regulation	„Total of all phases“ (Werkseinstellung und empfohlen) — die drei MultiPlus-Geräte speisen dieselbe Leistung ein oder beziehen dieselbe Leistung, während die Summe über alle Phasen gegen null geregelt wird. „Individual phase“ — jede Phase wird einzeln auf null geregelt. Details im Abschnitt Drei Phasen.
Feed-in excess solar charger power	Der MPPT-Laderegler arbeitet stets mit voller Leistung und speist den Überschuss ins Netz ein. Achtung: Die DVCC-Ladestrombegrenzung ist dann nicht mehr wirksam.
Grid feed-in	Vollständiges Abschalten oder Begrenzen der Einspeisung aus AC- und DC-gekoppelter PV. Die Einspeisung erfolgt erst, wenn der Überschuss die Verbraucher versorgt und die Batterie geladen ist.
Grid setpoint	Werkseinstellung 50 W — ein geringer Netzbezug verhindert, dass das System bei einem Überschwingen Energie einspeist. Bei großen Systemen höher einstellen.
Peak shaving	PowerAssist aus der Batterie, wenn die Verbraucher die Eingangsstrombegrenzung überschreiten — immer oder nur oberhalb des Minimum SoC. Hier umfasst dies das gesamte Haus, da alle Stromkreise an den Ausgängen liegen.
Scheduled charge levels	Bis zu fünf Zeiträume, in denen das System die Batterie aus dem Netz auf einen vorgegebenen SoC lädt — typischerweise zu einem günstigeren Tarif.

Der Netzcode darf nicht auf „None“ bleiben

Der Netzcode wird in VEConfigure auf der Registerkarte Grid gewählt (das Passwort erhalten Sie vom Lieferanten) — in jedem der drei MultiPlus-Geräte. Das ESS-Handbuch warnt: Bei der Einstellung „None“ versorgt das System die Verbraucher bei angeschlossenem Netz nicht aus der Batterie — der Netzcode muss auch dann eingestellt werden, wenn Sie keine Energie einspeisen möchten. In VictronConnect lässt er sich nicht ändern.

Schritt 3

Photovoltaik: Wechselrichter am Ausgang, MPPT auf der DC-Seite

ESS arbeitet mit MPPT-Ladereglern, mit Netzwechselrichtern oder mit beiden. Das Handbuch vergleicht sie so: MPPT erreicht einen Wirkungsgrad von bis zu 99%; die Energie eines Netzwechselrichters durchläuft beim Laden der Batterie eine doppelte Umwandlung DC–AC–DC mit Verlusten von bis zu 20–30%. Wird die Energie hauptsächlich tagsüber verbraucht, ist ein Netzwechselrichter wirtschaftlicher.

Ein Netzwechselrichter am Ausgang der MultiPlus-Geräte arbeitet auch bei einem Stromausfall: Die MultiPlus-Geräte bilden für ihn ein lokales Netz und regeln seine Leistung durch Frequenzverschiebung. Der Wechselrichter muss dies unterstützen (Inselbetrieb, Microgrid) — Victron stellt Einstellungsanleitungen unter anderem für Fronius, SolarEdge, SMA und ABB bereit.
Factor 1.0, ohne Ausnahmen. Die PV-Leistung am Ausgang darf die Dauerleistung des Wechselrichters/Ladegeräts bei 25 °C nicht überschreiten — hier 4000 W pro Phase. Hinzu kommt die Mindestkapazität der Lithiumbatterie von 4,8 kWh je 1,5 kWp: Bei 30,7 kWh ergeben sich 9,6 kWp, die Grenze für diesen Aufbau. Ist das Modulfeld größer als der Wechselrichter, zählt die Wechselrichterleistung.
Die Netzeinspeisung aus dem Netzwechselrichter erfolgt automatisch. Eine vollständige Nulleinspeisung ist nur mit Fronius und der Funktion Zero feed-in möglich; bei anderen Marken verhindert ESS die Einspeisung nicht. Die Leistung des MPPT-Ladereglers kann eingespeist werden oder nicht — dafür gibt es einen Schalter im GX-Gerät.
MPPT bei längeren Stromausfällen. Laut Victron ist MPPT in einem ESS mit zuverlässigem Netz nicht erforderlich, wohl aber in Ersatzstromsystemen, die längere Ausfälle überbrücken sollen — ohne MPPT kann ein System mit ausschließlich einem Netzwechselrichter bei entladener Batterie nicht wieder anlaufen.

Ist der vorhandene Wechselrichter größer als 9,6 kW oder unterstützt er keine Frequenzverschiebung, darf er nicht an den Ausgang verlegt werden. Er bleibt dann vor den MultiPlus-Geräten, und das System benötigt einen Netzzähler — siehe Drei Phasen.

Warum Factor 1.0?

Wenn der PV-Wechselrichter am Ausgang einen großen Verbraucher mit voller Leistung versorgt und dieser plötzlich abschaltet, fließt kurzzeitig die gesamte Leistung in die Batterie — bevor der MultiPlus die Frequenz erhöht und den PV-Wechselrichter abregelt. Bei voller Batterie steigt die Spannung sprunghaft an; der MultiPlus kann mit einem DC-Überspannungsalarm abschalten, und der AC-Spannungssprung kann den PV-Wechselrichter beschädigen.

MPPT 250/100 in diesem Aufbau

Bis zu 5800 W PV-Modulleistung bei 48 V, Leerlaufspannung des PV-Felds bis 250 V unter den kältesten Bedingungen. Für MPPT gelten weder factor 1.0 noch eine Mindestkapazität der Batterie; den Ladestrom steuert der Lynx Smart BMS NG über DVCC. Stringauslegung: MPPT-Rechner.

Schritt 4

Drei Phasen ohne Netzzähler

Ein dreiphasiges ESS benötigt mindestens einen MultiPlus pro Phase. Vor den MultiPlus-Geräten befinden sich hier weder Verbraucher noch PV-Wechselrichter, daher ist kein Netzzähler erforderlich: Das GX-Gerät berechnet den Netzbezug anhand der Messungen der MultiPlus-Geräte (Grid metering: Inverter/Charger). Das ESS-Handbuch nennt die Voraussetzung ausdrücklich: Ohne Netzzähler müssen alle Verbraucher und PV-Wechselrichter an den Ausgängen angeschlossen sein.

Identische Geräte. Dasselbe Modell und dieselbe Firmware, gemeinsame Batterie, DC-Kabel gleicher Länge und gleichen Querschnitts. Sternschaltung (Y), keine Dreieckschaltung.
Phasenfolge. Victron-Zeichnung BJE-354A: Die Netzphasen müssen in der Reihenfolge L1-L2-L3 an den MultiPlus-Geräten ankommen, andernfalls funktioniert das dreiphasige System nicht korrekt.
VE.Bus. RJ45-UTP-Kabel direkt von Gerät zu Gerät, ohne Anschlussboxen oder Verteiler. Zuerst die Batterieminuspole verbinden, danach die VE.Bus-Kabel. Im System sind ein Bedienpanel und ein GX-Gerät vorgesehen.
Konfiguration. Zuerst das dreiphasige System in VE.Bus Quick Configure oder VE.Bus System Configurator einrichten, danach in VEConfigure den ESS-Assistenten auf allen Geräten konfigurieren. Der Ladestrom wird pro Phase eingestellt, nicht für das gesamte System.
Abrechnung. Die drei MultiPlus-Geräte summieren die Energie phasenweise, während der Zähler des Netzbetreibers anders summieren kann. Dadurch entstehen Unterschiede zwischen VRM und der Stromrechnung. Für eine Übereinstimmung mit der Abrechnung empfiehlt Victron in dreiphasigen Systemen den EM24 (saldierende Messung) statt des ET340.

Ein Netzzähler wird wieder erforderlich, sobald vor den MultiPlus-Geräten etwas angeschlossen bleibt: ein Stromkreis, eine Fahrzeugladestation oder ein PV-Wechselrichter. Dann wird in der Hauptverteilung ein Zähler installiert, z. B. VM-3P75CT, und im GX-Gerät Grid metering = External meter eingestellt. Probleme mit dem Zähler: „VM-3P75CT-Zähler: GX erkennt ihn nicht“.

	Verbraucher	ESS	Am Zähler
L1	6000 W	2000 W	4000 W
L2	0 W	2000 W	−2000 W
L3	0 W	2000 W	−2000 W
Summe	6000 W	6000 W	0 W

Beispiel aus dem ESS-Handbuch für die Einstellung „Total of all phases“: Verbraucher mit 6000 W auf L1 überschreiten die Wechselrichterleistung dieser Phase. Daher liefern alle drei MultiPlus-Geräte jeweils 2000 W, und die Summe der Phasen am Zähler beträgt 0 W. Bei „Individual phase“ wird jede Phase einzeln auf null geregelt. Dabei fließt Energie zwischen den Phasen über die DC-Schiene, mit Verlusten durch die doppelte Umwandlung.

Schritt 5

Lithium-NG-Batteriebank 48 V und ihre Absicherung

Der Speicher besteht aus sechs parallel geschalteten Victron Lithium NG 51,2 V/100 Ah: 48 V, 600 Ah, ca. 30,7 kWh. NG-Batterien funktionieren nur mit einem BMS mit der Kennzeichnung „NG“. Hier ist es der Lynx Smart BMS NG 1000 A, der die Anzahl der Batterien und ihre Verschaltung selbst erkennt. Ein BMS unterstützt bis zu 25 Batterien mit 51,2 V, also 128 kWh.

Sicherung an jeder Batterie. Laut Lithium-NG-Handbuch muss jede Batterieverbindung abgesichert sein. In einer parallel geschalteten Batteriebank erhält jede Batterie eine Sicherung am Pluspol. Der Sicherungswert darf den niedrigsten dieser drei Werte nicht überschreiten: Kabelstrombelastbarkeit, Batteriestrom (100 A dauerhaft) und Systemstrom. Die Systemkabel werden diagonal angeschlossen, damit sich der Strom gleichmäßig verteilt.
BMS 1000 A, nicht 500 A. Die Summe der Sicherungswerte im Lynx-System darf den Nennstrom des schwächsten Moduls nicht überschreiten. Drei MultiPlus-Geräte mit jeweils 200 A und MPPT mit 125 A ergeben 725 A – deshalb die Version mit 1000 A.
Ströme innerhalb der Grenzen. Die MultiPlus-Geräte laden mit bis zu 3 × 70 A, der MPPT mit bis zu 100 A: zusammen 310 A bei einem zulässigen Dauerladestrom der Batteriebank von 600 A. Das BMS NG steuert Laden und Entladen über DVCC; die Aktivierung von „Feed-in excess solar charger power“ deaktiviert die DVCC-Strombegrenzung.
Temperatur und Aufstellort. Laden von +5 bis +50 °C, Entladen von −20 bis +50 °C, Gehäuse IP65. An jeder der vier Seiten der Batterie sind 20 mm Abstand zur Belüftung erforderlich. Sie darf auf der Seite liegen, jedoch nicht mit den Anschlüssen nach unten. MultiPlus-Geräte nebeneinander aufstellen, mit mindestens 10 cm Freiraum darunter, darüber und daneben.
58-V-Sicherungseinsätze. Bei 48 V muss die Nennspannung jeder Sicherung mindestens der Systemspannung entsprechen. DC-Sicherungseinsätze für 12 und 24 V sind ungeeignet, auch wenn der Nennstrom passt.

Schwellenwerte des BMS NG: Bei 3,0 V pro Zelle erfolgt ein Voralarm, unter 2,8 V werden die Verbraucher getrennt, über 3,6 V oder bei unzulässiger Temperatur wird das Laden beendet. Ein zusätzlicher Batteriecomputer ist nicht erforderlich: Das BMS NG hat einen integrierten Batteriecomputer und übermittelt den Batteriestatus über VE.Can.

Lynx Smart BMS — BMS mit Schütz und Shunt für eine LiFePO4-Batteriebank — **Lynx Smart BMS NG steuert die Batteriebank.** Bei einem Alarm deaktiviert es zunächst das Laden oder Entladen über DVCC; das Schütz trennt die Anlage im Notfall. Wenn das BMS die Batterie sperrt: „BMS hat das Laden abgeschaltet“.

Schritt 6

Das ganze Haus an den Ausgängen: FI-Schutzschalter und Erdung

Die Ausgänge AC-out-1 der drei MultiPlus-Geräte bilden eine dreiphasige Sammelschiene, die das gesamte Haus versorgt. Bei vorhandenem Netz wird das Haus über die MultiPlus-Geräte versorgt (bis zu 50 A pro Phase), bei Netzausfall aus der Batterie: 4000 W Dauerleistung pro Phase bei 25 °C, 3700 W bei 40 °C, Spitzenleistung 9000 W.

AC-Eingänge – jeweils über eine Sicherung oder einen Leitungsschutzschalter mit höchstens 50 A beim Modell mit 5 kVA; bei schwächerer Versorgung entsprechend kleiner. Die Eingangsstrombegrenzung wird auf die Anschlussleistung abgestimmt. Vertauschen Sie Außenleiter und Neutralleiter nicht.
AC-out-1 – FI-Schutzschalter und eine auf die Last abgestimmte Absicherung. Der MultiPlus hat einen Netztransformator, daher liegt an den AC-Anschlüssen kein Gleichstrom an. FI-Schutzschalter vom Typ A reichen aus. Dreiphasige Verbraucher, z. B. eine Wärmepumpe, können an den Ausgängen angeschlossen werden; bei Netzausfall belasten sie jede Phase.
AC-out-2 (bis zu 32 A pro Gerät) – optional für Verbraucher, die bei Netzausfall automatisch abgeschaltet werden sollen, z. B. einen Warmwasserboiler. Der Ausgang schaltet bei Batteriebetrieb sofort ab und wird etwa 2 Minuten nach der Netzwiederkehr wieder eingeschaltet. Ebenfalls mit FI-Schutzschalter und Leitungsschutzschalter absichern.
Erdung – die Geräte gehören zur Schutzklasse I. Bei einer festen Installation gewährleistet der Schutzleiter am AC-Eingang die durchgehende Erdung des Gehäuses. Im Batteriebetrieb verbindet das Erdungsrelais den Ausgangsneutralleiter N mit dem Gehäuse. Ohne diese Verbindung würden die FI-Schutzschalter an den Ausgängen nicht auslösen.

Spannung auch im ausgeschalteten Zustand

Ein an die Batterie angeschlossenes Wechselrichter/Ladegerät kann auch im ausgeschalteten Zustand gefährliche Spannungen an den Eingangs- und Ausgangsanschlüssen führen. Trennen Sie vor Arbeiten an den Kabeln Netz, Batterie und PV-Module. Die Installation muss eine qualifizierte Elektrofachkraft ausführen.

Wenn der MultiPlus unter Last abschaltet

Bei angeschlossenem Netz kann die Netzausfallerkennung (LOM) bei einem schwachen Netzanschluss die Ursache sein. Siehe „ESS bezieht Strom aus dem Netz“ und „MultiPlus meldet Überlast“. Fehler in Systemen mit mehreren Geräten: VE.Bus-Fehlercodes.

Netzanschluss

Netzanschluss in Polen

Ein ESS benötigt immer einen Schutz gegen Inselbetrieb (Anti-Islanding), auch ohne Einspeisung. Laut Victron kann der integrierte Schutz genutzt werden, wenn das Gerät für das betreffende Land zertifiziert ist; andernfalls ist ein externer Schutz erforderlich. In Polen verwenden die Verteilnetzbetreiber (OSD) beim Anschluss von Stromerzeugungsmodulen das von PTPiREE geführte Verzeichnis zertifizierter Geräte.

Stand der Listen vom 21.09.2026: In der Liste gemäß den in Polen geltenden „Bedingungen und Verfahren zur Verwendung von Zertifikaten“, Version 1.2 — akzeptiert bis zum 31. Dezember 2026 — sind die folgenden MultiPlus-II 230V-Typen mit bestimmten Firmware-Versionen aufgeführt, alle als Module des Typs A. In der Liste gemäß Version 1.3 haben wir keine Victron-Geräte gefunden. Im Dreiphasensystem haben alle drei MultiPlus denselben Typ und dieselbe Firmware-Version.

MultiPlus-II 230V	Zertifikat 2622/0478-O-CER/E1 — Firmware-Version	Zertifikat 25-414-00 — Firmware-Version
24/3000/70-32 (auch GX)	2611510	2611508
24/5000/120-50	2615510	—
48/3000/35-32	2629510	2629497
48/3000/35-32 GX	2629510	2699508
48/4k5/55-32 (auch GX)	—	2601558
48/5000/70-50	2623510	2623556
48/5000/70-50 GX	2623510	2623508
48/6k5/100-50 (auch GX)	—	2602558
48/8000/110-100	2621510,00 (so in der Liste)	—
48/10000/140-100	2627510	—
48/15000/200-100	2619510	—

Das Zertifikat gilt für eine bestimmte Firmware-Version; die Listen werden aktualisiert. Vergleichen Sie vor der Anmeldung die vollständige Modellbezeichnung und die Firmware-Version mit der aktuellen Liste auf der PTPiREE-Website und prüfen Sie die Anforderungen Ihres polnischen Verteilnetzbetreibers — die abschließende Konformitätsprüfung erfolgt bei der Betriebsgenehmigung. Ein netzparallel betriebener Speicher wird von einem entsprechend zugelassenen Installateur geplant und beim Netzbetreiber angemeldet; der Netzcode wird in VEConfigure eingestellt.

Was Sie vermeiden sollten

Die acht teuersten Fehler

Alle sind in der Victron-Dokumentation beschrieben — und alle lassen sich bereits bei der Planung vermeiden.

Verbraucher vor den MultiPlus

Ohne Netzzähler müssen alle Verbraucher und PV-Wechselrichter an den Ausgängen angeschlossen sein. Schon ein Stromkreis vor den MultiPlus führt dazu, dass das GX-Gerät Netzbezug und Hausverbrauch falsch berechnet.

Falsche Phasenfolge

Die Netzphasen müssen in der Reihenfolge L1-L2-L3 an den MultiPlus anliegen. Andernfalls funktioniert das Dreiphasensystem nicht korrekt.

Unterschiedliche DC-Kabel

Die DC-Kabel zu allen MultiPlus müssen dieselbe Länge und denselben Querschnitt haben — hier 70 mm² bei einer Entfernung bis 5 m.

Zu kleiner Lynx Smart BMS

3 × 200 A für die MultiPlus und 125 A für den MPPT ergeben insgesamt 725 A an Sicherungsnennströmen — mehr als 500 A. Die Version 1000 A ist erforderlich.

Batterie ohne Sicherung

In einer parallel geschalteten Batteriebank benötigt jede Lithium NG-Batterie eine eigene Sicherung am Pluspol — nicht nur die gesamte Bank.

32-V-Sicherungseinsätze bei 48 V

Die Nennspannung der Sicherung darf nicht unter der Anlagenspannung liegen. Bei einer 48-V-Batteriebank: MEGA in der 58-V-Version.

Zu großer PV-Wechselrichter am Ausgang

Factor 1.0: höchstens 4000 W pro Phase. Mindestkapazität der Batteriebank: 4,8 kWh je 1,5 kWp — bei 30,7 kWh sind das 9,6 kWp.

Netzcode auf „None“

Bei angeschlossenem Netz versorgt das System die Verbraucher dann nicht aus der Batterie. Der Netzcode wird in jedem MultiPlus über VEConfigure eingestellt, auch ohne Einspeisung.

Fragen

Häufige Fragen zum Stromspeicher im Haus

Funktioniert mein PV-Wechselrichter auf dem Dach bei einem Netzausfall?

Ja, wenn er wie in diesem Schaltplan am Ausgang der MultiPlus angeschlossen ist: Die MultiPlus bilden dann ein lokales Netz, und der PV-Wechselrichter läuft weiter und lädt die Batterie. Voraussetzungen sind Factor 1.0, eine ausreichend große Batteriebank und ein Wechselrichter, der Frequenzverschiebung unterstützt. Ein vor den MultiPlus angeschlossener Wechselrichter schaltet bei Netzausfall ab. Ein MPPT-Laderegler ist nötig, damit das System bei entladener Batterie nicht dauerhaft ausfällt.

Benötige ich einen Netzzähler?

Nein, wenn alle Verbraucher und PV-Wechselrichter an den Ausgängen der MultiPlus angeschlossen sind — das GX-Gerät berechnet den Netzbezug dann aus den Messwerten der MultiPlus (Grid metering: Inverter/Charger). Ein Zähler ist erforderlich, sobald etwas vor den MultiPlus angeschlossen bleibt. Er ist auch dann eine Überlegung wert, wenn die VRM-Daten mit der Stromrechnung übereinstimmen sollen — siehe unten.

Funktionieren dreiphasige Verbraucher bei Netzausfall?

Ja. Das ESS-Handbuch erlaubt dreiphasige Verbraucher an den Ausgängen eines dreiphasigen ESS; bei Netzausfall werden sie aus der Batterie versorgt. Beachten Sie jedoch, dass pro Phase 4000 W Dauerleistung bei 25 °C verfügbar sind — die Gesamtleistung der Verbraucher pro Phase sollte diesen Wert nicht überschreiten.

MultiPlus-II oder MultiPlus-II GX?

Für Dreiphasensysteme empfiehlt das MultiPlus-II GX-Handbuch das Modell ohne GX zusammen mit einem externen GX-Gerät: Im System darf es nur ein GX-Gerät geben, und die Einheiten müssen identisch sein sowie dieselbe Firmware haben. Deshalb werden hier drei MultiPlus-II und ein Cerbo GX eingesetzt. Beide 48/5000-Versionen stehen in der polnischen PTPiREE-Liste.

Warum werden ständig einige Dutzend Watt aus dem Netz bezogen?

Das liegt am Grid setpoint — werkseitig 50 W. Er hält bewusst einen geringen Netzbezug aufrecht, damit das System bei Überschwingen keine Energie ins Netz einspeist. Für große Anlagen empfiehlt der Hersteller einen höheren Wert.

Warum weichen die VRM-Daten von der Stromrechnung ab?

Die drei MultiPlus erfassen Bezug und Einspeisung für jede Phase getrennt, während der Zähler des Netzbetreibers möglicherweise die Summe aller Phasen abrechnet. Das ESS-Handbuch empfiehlt für Dreiphasensysteme einen EM24-Zähler, der die Nettoenergie summiert — im GX-Gerät wird dann Grid metering = External meter eingestellt. Lassen Sie sich die Abrechnungsmethode von Ihrem Energieversorger bestätigen.

Kann ich weniger Batterien verwenden?

Das MultiPlus-II-Handbuch empfiehlt 200–800 Ah pro 48/5000-Einheit — bei drei Einheiten sind das 600 Ah. Zum Vergleich: Für eine einzelne 48/15000-Einheit mit derselben Gesamtleistung gilt ein Bereich von 300–1200 Ah. Eine kleinere Batteriebank liegt in der Verantwortung des Planers: Sie muss die Ströme bewältigen (z. B. liefern vier Batterien 400 A kontinuierlichen Lade- und Entladestrom gegenüber 310 A Ladestrom aus MultiPlus und MPPT) und begrenzt die Leistung des PV-Wechselrichters am Ausgang — bei 20,5 kWh auf 6,4 kWp.

Kann ich Batterien eines anderen Herstellers verwenden?

Ja, wenn sie auf der Victron-Kompatibilitätsliste stehen und über CAN-Kommunikation verfügen — dann liefert ihr eigenes BMS den Batteriestatus, und ein zusätzlicher Batteriecomputer ist nicht erforderlich. Das ESS-Handbuch empfiehlt gewöhnliche AGM- und Gel-Batterien nicht für den täglichen Zyklenbetrieb. Die Lithium NG-Batterien in diesem Schaltplan benötigen ein BMS NG.

Geräte in diesem System

MultiPlus-IIWechselrichter/Ladegerät mit USV-Funktion: reine Sinusspannung 230 V, PowerAssist unterstützt einen schwachen Netzanschluss.

Lithium NGNeue Generation der Victron-LiFePO4-Batterien: 12,8/25,6/51,2 V, IP65, integrierte Strommessung — nur mit BMS NG.

Lynx Smart BMS / NGBMS mit Schütz und Strommessung für LiFePO4 Smart- oder Lithium NG-Batteriebänke.

Lynx DistributorModulare DC-Sammelschienen 1000 A: Verteilung mit MEGA-Sicherungen und Überwachung, Batterieanschluss, Class-T-Sicherungen.

SmartSolar MPPT 150 und 250 VSolarladeregler mit 35–100 A für höhere PV-Spannungen: 150 V und 250 V, Varianten Tr, MC4 und VE.Can.

Cerbo GXSystemsteuerzentrale und Gateway zum VRM-Portal.

GX Touch 50/70Optionales 5- oder 7-Zoll-Display für Cerbo GX: Anlagenübersicht, Einstellungen, Aufputz- oder Einbaumontage.

Wie geht es weiter?

Quellen

Haus mit Stromspeicher (ESS)