BDEW-Handbuch für ComAp-Controller im Parallelbetrieb, Produktlinie IG-NT-BB/IS-NT-BB

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1 Seite 1 von 23 BDEW-Handbuch für ComAp-Controller im Parallelbetrieb, Produktlinie IG-NT-BB/IS-NT-BB Inhaltsverzeichnis 1) An wen richtet sich dieses Handbuch? ) Ziel des Dokuments ) Controller, die die BDEW-Anforderungen unterstützen ) Anforderungen der BDEW-Richtlinie ) Beispiele für den Anschluss von Erzeugungsanlagen an das Netz ) Anforderungen der BDEW-Richtlinie in Bezug auf den Controller ) ComAp-Selbsterklärung der Konformität gemäß der BDEW-Richtlinie ComAp, IG/IS-NT a s. BDEW-Handbuch / ComAp Dezember 2014 / IG/IS-NT BDEW-Handbuch Tel.: rev.0.pdf

2 Seite 2 von 23 1) An wen richtet sich dieses Handbuch? Dieses Handbuch richtet sich an alle Anwender von ComAp-Controllern für den Parallelbetrieb, die den Anforderungen der BDEW-Richtlinie entsprechen müssen, d. h. an Planer von Aggregatanlagen, Ingenieure, die das Aggregat in Betrieb nehmen, und Archiventwickler. 2) Ziel des Dokuments Dieses Dokument informiert umfassend über die in Abschnitt 3) angeführten ComAp-Controller für den Parallelbetrieb und deren Anpassung an die Konformität mit den Anforderungen der BDEW-Richtlinie. Das Dokument beschreibt: Controller (Hardware und Firmware), die der BDEW-Richtlinie entsprechen (Abschnitt 3) die BDEW-Anforderungen (Abschnitt 4) Beispiele für mögliche Anschlüsse des Aggregats an das Mittelspannungsnetz gemäß der BDEW-Richtlinie (Abschnitt 5) BDEW-konforme Einrichtung der Software (Abschnitt 6) Anpassung des Controllers, um den BDEW-Anforderungen gerecht zu werden (Abschnitt 6) 3) Controller, die die BDEW-Anforderungen unterstützen Die folgende ComAp-Hardware und die zugehörige Firmware entsprechen der BDEW-Richtlinie. Hardware Firmware IS-NT-BB / IS-NTC-BB IS-NT-VDE 1.2 IS-NT BB / IS-NTC-BB IS-NT-VDEC 1.1 IG-NT-BB / IG-NTC-BB IG-NT-BB-VDE 1.2 IG-NT-BB / IG-NTC-BB IG-NT-VDEC 1.1 IM-NT-BB / IM-NTC-BB IM-NT-VDE 1.1 AIO-NT-BB / AIO-NTC-BB IS-AFR * * 1 nur in Kombination mit den VDE -Archiven, z. B. IS-NT-AFR und IS-AFR-VDE-SPI ant

3 Seite 3 von 23 4) Anforderungen der BDEW-Richtlinie In diesem Abschnitt sind die Anforderungen der BDEW-Richtlinie beschrieben, die für die Aggregatesteuerung und das Netzschutzrelais gelten. Dieses Kapitel enthält weder alle BDEW- Anforderungen, noch zitiert es sie vollständig. Den vollen Wortlaut finden Sie direkt in der Norm. Die folgenden Anforderungen der BDEW-Richtlinie gelten für die Aggregatesteuerung und das entsprechende Netzschutzrelais: a. Netzstützung Die Netzstützung kann sowohl statisch (normaler Netzbetrieb) als auch dynamisch sein (bei Spannungseinbrüchen, um unbeabsichtigte Trennungen vom Netz zu vermeiden). Im Falle einer dynamischen Netzstützung muss das Aggregat Folgendes können: Es darf sich bei Fehlern im Netz nicht vom Netz trennen. Es stützt die Netzspannung während eines Netzfehlers durch Einspeisung eines Blindstroms. Es nimmt nach der Fehlerklärung nicht mehr induktive Blindleistung aus dem Mittelspannungsnetz als vor dem Fehler. Die Norm sieht zwei Anlagentypen vor Typ-1-Anlagen, bei denen ein Synchrongenerator direkt mit dem Netz gekoppelt ist. Typ-2 Anlagen: alle anderen Anlagen Für Typ-1-Anlagen gilt die Anforderung, dass die Anlage nicht vom Netz getrennt wird, wenn der Spannungseinbruch im Netz über der roten Grenzlinie liegt, die auf der folgenden Abbildung zu sehen ist.

4 Seite 4 von 23 Liegt die Netzspannung unterhalb der roten Grenzlinie, kann die Anlage vom Netz getrennt werden. Die Kennlinie sieht für Typ-2-Anlagen etwas anders aus und ist in der Norm enthalten. b. Wirkleistungsabgabe Gemäß der Norm muss die Möglichkeit bestehen, die Erzeugungsanlage mit reduzierter Leistungsabgabe zu betreiben. Der Netzbetreiber muss unter bestimmten Bedingungen eine vorübergehende Begrenzung der Generatorleistung verlangen können. Die Leistungsreduzierung muss in mehreren Stufen möglich sein. Alle Erzeugungsanlagen müssen im Betrieb ihre Leistung bei einer Netzfrequenz von mehr als 50,20 Hz mit einem Gradienten von 40 % der momentan verfügbaren Leistung des Generators je Hz absenken. Die erzeugte Leistung kann erst, nachdem die Netzfrequenz auf 50,05 Hz oder darunter gefallen ist, wieder ansteigen. c. Blindleistung Es muss möglich sein, die Anlage in jedem Betriebspunkt mit einer Mindestblindleistung zu betreiben, die einem Verschiebungsfaktor am Netzanschlusspunkt entspricht von:

5 Seite 5 von 23 Cos φ = 0,95 untererregt bis zu 0,95 übererregt Der Einstellwert der Blindleistung muss per Fernsteuerung festgelegt werden können und der Einstellwert kann folgende Werte annehmen: o fester Verschiebungsfaktor cos φ o Verschiebungsfaktor cos φ (P) der aktuelle Wert der aktiven Wirkleistung der Erzeugungsanlage bestimmt den aktuell erforderlichen Wert cos φ o feste Blindleistung o Blindleistungs-/Spannungskennlinie Q(U) - die aktuelle Netzspannung bestimmt die aktuell erforderliche Q d. Fernsteuerung Die Erzeugungsanlage muss in das Fernsteuerungssystems des Netzbetreibers einbezogen sein. Es muss z. B. möglich sein, den Leistungsschalter zu steuern, die Wirkleistungserzeugung zu begrenzen und dem Betreiber die erforderlichen Informationen (Werte) bereitzustellen. e. Schutzeinrichtungen Am Übergabepunkt und / oder an der Erzeugungseinheit müssen Einrichtungen für die Schutzabschaltung bestehen. Das und / oder legt der Netzbetreiber fest. Erforderlicher Schutz am Übergabepunkt: Blindleistungs-/Unterspannungsschutz Q &U< Spannungssteigerungsschutz U>> und U> Spannungsrückgangsschutz U< empfohlene Ansprechwerte und Ansprechzeiten auf der Basis der folgenden Tabelle:

6 Seite 6 von 23 Erforderlicher Schutz an den Erzeugungseinheiten: Spannungssteigerungsschutz U>> Spannungsrückgangsschutz U< und U << Frequenzsteigerungsschutz f> Frequenzrückgangsschutz f< Empfohlene Ansprechwerte und Ansprechzeiten auf der Basis der folgenden Tabelle: Der Netzbetreiber kann abweichende Werte für die Einstellung der Schutzeinrichtungen benötigen. Der erforderliche Schutz und die Stelle, an der er gemessen werden muss, sind im Anhang C der Norm dargestellt. f. Kurzschlussschutz Eine Erzeugungsanlage mit Anschluss über einen Leistungsschalter muss mit mindestens einem Überstromzeitschutz als Kurzschlussschutz ausgerüstet sein.

7 Seite 7 von 23 g. Zuschaltbedingungen und Synchronisierung Im Falle einer Wiederzuschaltung an das Netz nach dem Auslösen einer Entkupplungsschutzeinrichtung darf die Wirkleistung, die dem Netz zur Verfügung gestellt wird, 10 % der vereinbarten Anschlusswirkleistung P AV pro Minute nicht überschreiten.

8 Seite 8 von 23 5) Beispiele für den Anschluss von Erzeugungsanlagen an das Netz Im Anhang C der BDEW-Richtlinie sind folgende Beispiele für den Anschluss der Erzeugungsanlage (z. B. Aggregat) an das Mittelspannungsnetz enthalten. Auf den folgenden Abbildungen zu sehen Die Schutzeinrichtungen (dargestellt als Rechteck) sind an den Stellen dargestellt, an denen die Messgrößen erfasst werden (Netzparameter werden gemessen). Die gestrichelte Linie kennzeichnet die Wirkungskette auf das dazugehörige Schaltgerät (welcher Leistungsschalter für den Schutzauslöser zuständig ist). Beispiel C.3. An das Mittelspannungsnetz angeschlossene Kundenanlage mit Erzeugungsanlage mit Leistungsschalter und einer Erzeugungseinheit ohne Inselbetriebsmöglichkeit. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPI-Archiv für die Aggregatsteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument.

9 Seite 9 von 23 Beispiel C.4. An das Mittelspannungsnetz angeschlossene Kundenanlage mit Erzeugungsanlage mit Lasttrennschalter und einer Erzeugungseinheit ohne Inselbetriebsmöglichkeit. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPI-Archiv für die Aggregatsteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument. Beispiel C.5. An das Mittelspannungsnetz angeschlossene Erzeugungsanlage mit Leistungsschalter und mehreren Erzeugungseinheiten ohne Inselbetriebsmöglichkeit. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPI-Archiv für jede Aggregatesteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument.

10 Seite 10 von 23 Beispiel C.6. An das Mittelspannungsnetz angeschlossene Erzeugungsanlage mit Lasttrennschalter und mehreren Erzeugungseinheiten ohne Inselbetriebsmöglichkeit. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPI-Archiv für jede Aggregatesteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument. Beispiel C.7. An das Mittelspannungsnetz angeschlossene Kundenanlage mit Erzeugungsanlage mit einer Erzeugungseinheit und Inselbetriebsmöglichkeit über niederspannungsseitigen Kuppelschalter. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPtM- Archiv für die Aggregatesteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument.

11 Seite 11 von 23 Beispiel C.8. An das Mittelspannungsnetz angeschlossene Kundenanlage mit Erzeugungsanlage mit einer Erzeugungseinheit und Inselbetriebsmöglichkeit über mittelspannungsseitigen Kuppelschalter. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPtM- Archiv für die Aggregatesteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument. Beispiel C.9. An das Mittelspannungsnetz angeschlossene Erzeugungsanlage mit Leistungsschalter und einer oder mehreren Erzeugungseinheiten ohne Inselbetriebsmöglichkeit. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPI-Archiv für jede Aggregatesteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument.

12 Seite 12 von 23 Beispiel C.10. An die Mittelspannungs- Sammelschiene eines Umspannwerkes angeschlossene Erzeugungsanlage mit einer oder mehreren Erzeugungseinheiten ohne Inselbetriebsmöglichkeit. Verwenden Sie bei dieser Schaltungstopologie das SPI-Archiv für jede Aggregatesteuerung. Die ausführliche Erklärung für * und ** finden Sie im BDEW-Dokument. Sind die Schutzeinrichtungen mit ** markiert, bedeutet das, dass sie auf Anforderung des Netzbetreibers erforderlich sein können. Ausgehend davon, an welcher Stelle dieser Schutz gemessen werden soll, wird die entsprechende Schutzeinrichtung verwendet: Am Übergabepunkt - in diesem Fall muss ein anderes Schutzrelais verwendet werden, z. B. ComAp InteliPro. Am Punkt der Erzeugungseinheit - diese Schutzeinrichtung ist Teil der Aggregatesteuerung und von den Steuerfunktionen der Aggregatesteuerung unabhängig. Die Anschlussbeispiele im BDEW-Dokument erwähnen keine Anschlusstopologie, bei der mehrere Aggregate verbunden sind und die Anlage einen Inselbetrieb erlaubt. Obwohl sie nicht erwähnt wird, glauben wir, dass diese Topologie möglich ist und erforderlich sein kann. Verwenden Sie in diesem Fall ihre standardmäßige Aggregate-Firmware mit MINT-Archiv für jede Aggregatesteuerung und InteliMains-Einheit (IM-NT-BB oder IM-NTC-BB) mit spezieller Firmware IM-NT-VDE 1.1 oder höher, um den MCB zu steuern. ComAp garantiert nicht, dass diese Option gemäß BDEW zulässig ist (denn diese Variante ist im BDEW-Dokument nicht erwähnt) und der Planer der Erzeugungsanlage muss sie von der Zulassungsstelle vor der Inbetriebnahme prüfen lassen.

13 Seite 13 von 23 6) Anforderungen der BDEW-Richtlinie in Bezug auf den Controller a. Netzstützung Es besteht die Möglichkeit, in der Firmware eine Anwenderkennlinie zu erstellen. Die Kennlinie legt Grenzen zwischen den Werten fest (Level des Netzspannungseinbruchs und Dauer des Einbruchs), die akzeptabel sind - der Generator wird nicht vom Netz getrennt - und nicht akzeptabel sind - der Generator wird vom Netz getrennt. Die Form der Kennlinie kann über die Einstellung der Koordinaten der Definitionspunkte erstellt werden. Beispiel für die Einstellung: HW configuration Name Resolution MVProtect MVProtect 1 No. MVProtect Converted Beachten Sie beim Erstellen einer Anwenderkennlinie, dass die Kennlinie außerhalb der von ihnen gesetzten Grenzen der höchsten und niedrigsten Werte auf der (horizontalen) X-Achse unter Beibehaltung der gleichen Winkel wie im vorigen Teil fortgesetzt wird. Wenn also ein Wert auf der (vertikalen) Y-Achse konstant in einem Bereich außerhalb der Anzeige liegt, erstellen Sie am Anfang und am Ende der Tabelle zwei Punkte mit dem gleichen Wert in der Spalte Converted. Diese Einstellung erstellt die Kennlinie wie folgt: Zeit ab dem Beginn des Spannungseinbruchs Mindestspannung

14 Seite 14 von 23 Wenn der Netzspannungseinbruch über einen kurzen Zeitraum von weniger als 150 ms 30 % der Nennspannung beträgt, wird der Generator nicht getrennt. Wenn die Spannung länger als 150 ms auf 68 % der Nennspannung fällt, wird der Generator vom Netz getrennt. Beachten Sie, dass der Eintrag HW configuration und der Name der Kennlinie exakt MVProtect sein müssen und die Auflösung 1 betragen muss. Anderenfalls wird die Anwenderkennlinie nicht verwendet und es werden die Einstellwerte Mains protect: Mains<V MP und Mains<<V MP mit Verzögerung Mains <V del und Mains <<V del als Grenzwerte für die Trennung vom Netz genutzt. Funktion prüfen Um die Ansprechzeiten der angepassten Kennlinie zu prüfen, verwenden Sie xlbo: CB OFF coil oder xcb UV coil. Diese Ausgänge dienen zum schnellen Abkoppeln der Erzeugungsanlage vom Netz. Abhängig vom SPI- oder SPtM-Archiv stellt xcb entweder den GCB- oder den MCB-Leistungsschalter dar. Die Prüfung kann ein Problem sein, vor allem wenn die Spannung nicht geändert werden kann. In diesen Fällen ist die Simulation über Demo-Kits wie dem Starter Kit hilfreich. Bitte beachten Sie, dass der Ausgang xcb ON coil oder der Ausgang scb UV coil die Summe aller Bedingungen der Spannung und der Frequenz sind. Beim Spannungstest muss die Frequenz im Bereich der Frequenzgrenzwerte liegen. b. Wirkleistungsabgabe, Leistungsbegrenzung in Schritten Es gibt vier LBI, die für die Leistungsreduzierung verwendet werden können. Die Reduktionslevel werden in die Anwenderkennlinie PWRGENMNGM geschrieben. Beispiel für die Kennlinie: HW configuration Name Resolution PWRGENMNGM PWRGENMNGM 1 No. PWRGENMNGM Converted Prozentsatz der erlaubten Nennleistung LBI LoadReduct 1 aktiv Das Limit in Reihe 1 ist aktiviert, wenn KEIN LBI aktiv ist, das Limit in Reihe 2 ist aktiviert, wenn LBI LoadReduct 1 aktiv ist etc. LBI LoadReduct 1 bis 4 muss mit dem physischen Binäreingang verbunden sein, an dem Eingaben durch den Netzbetreiber verfügbar sind. Wenn mehrere LBI gleichzeitig aktiv sind, wird ein niedrigerer Grenzwert für die Leistung genutzt. Wenn der Generatorschutz: Gener protect: Min power PtM konfiguriert ist, ist dessen Priorität höher als jene des Leistungsgrenzwerts vom LBI LoadReduct. Ist Min power PtM auf 50 % festgelegt und verlangt einer der Lastreduktionseingänge eine Lastreduktion auf 20 % (allgemein alles unter 50 %), wird die Last des Aggregats im Netzparallelbetrieb niemals unter 50 % fallen (die Last wird allgemein nicht unter: Min power PtM fallen).

15 Seite 15 von 23 Leistungsgrenzwerte sind Prozente der Nennleistung des Generators. Beachten Sie, dass der Eintrag HW configuration und der Name der Kennlinie exakt PWRGENMNGM sein müssen und die Auflösung 1 betragen muss. Zusätzlich müssen alle LBI: LoadReduct konfiguriert sein. Ist dies nicht der Fall, wird die Funktion nicht arbeiten. Das Überprüfen der Funktion ist ganz einfach. Aktivieren Sie nach der Konfiguration einen der LBI, während der Generator im Parallelbetrieb ist und überprüfen Sie die Wirkleistungsreduktion. Der Wert der realen Wirkleistung wird sich gemäß Load Ramp verändern, eine sofortige Reaktion kann beim Wert: Sync/Load ctrl: ActPwrReq beobachtet werden. c. Wirkleistungsabgabe, Leistungsbegrenzung basierend auf Netzfrequenz Es besteht die Möglichkeit, eine Anwenderkennlinie in der Firmware zu erstellen. Wenn die Netzfrequenz 50,20 Hz überschreitet, wird die tatsächliche Wirkleistung bis zum Wert Pm gespeichert und die angefragte Wirkleistung wird berechnet aus Pm und der tatsächlichen Netzfrequenz. Die Kennlinie kann wie folgt erstellt werden HW configuration Name Resolution PWROVRF PWROVRF 1 No PWROVRF Converted , , , , Tatsächliche Frequenz Prozent von Pm Beachten Sie beim Erstellen einer Anwenderkennlinie, dass die Kennlinie außerhalb der von ihnen gesetzten Grenzen der höchsten und niedrigsten Werte auf der (horizontalen) X-Achse unter Beibehaltung der gleichen Winkel wie im vorigen Teil fortgesetzt wird. Wenn also ein Wert auf der (vertikalen) Y-Achse konstant in einem Bereich außerhalb der Anzeige liegt, erstellen Sie am Anfang und am Ende der Tabelle zwei Punkte mit dem gleichen Wert in der Spalte Converted.

16 Seite 16 von 23 Angeforderte Leistung [%] Werte zwischen den Punkten werden verbunden. Die gesamte Kennlinie verläuft wie folgt: Wenn die Frequenz zunimmt, wird die Wirkleistung gemäß der Kennlinie mit Hilfe von Load ramp reduziert. Wenn die Frequenz abnimmt, bleibt die Leistungsbegrenzung bestehen und die Wirkleistung nimmt nicht zu. Diese Einschränkung bleibt aktiv, bis die Frequenz 50,05 Hz erreicht oder unter diesen Wert fällt. Required genset Pwr [%] Power Leistungsreduktion, reduction when wenn f increasing f steigt Power Wiederherstellung rerestore when der f decreasing Leistung, wenn f sinkt f f Mains Netz [Hz] [Hz]

17 Seite 17 von 23 Wenn die Einschränkung nicht aktiv ist (f Netz <=50,05Hz), kann die Wirkleistung über den Wert von Pm erhöht werden, allerdings nur mit der Steigerungsrate von Slow Load Ramp. Parameter: Sync/Load ctrl: Slow Load ramp muss auf 600 s festgelegt sein, um mit der Norm übereinzustimmen. Beachten Sie, dass der Eintrag HW configuration und der Name der Kurve exakt PWROVRF sein müssen und die Auflösung 1 betragen muss. Ist dies nicht der Fall, wird die Funktion nicht arbeiten. Diese Funktion kann mit Hilfe einer Spannungsquelle mit regulierbarer Frequenz überprüft werden. Der Generator muss dann im Parallelbetrieb laufen und Wirkleistung erzeugen. Wenn eine Frequenzänderung auftritt, beobachten Sie die Werte: Sync/Load Ctrl: Pm und Sycn/Load Ctrl: ActPwrReq. Es empfiehlt sich unbedingt, die Winscope-Software für die Protokollierung der Daten zu nutzen. d. Blindleistungsabgabe, fester Wirkfaktor Cos φ Diese Funktion wird aktiviert durch Setzen des Einstellwerts: Process control: Pf Ctrl Ptm auf BASEPF. Anschließend muss der angefragte PF beim Einstellwert Process control: Base PF festgelegt werden. Die Veränderung des PF kann überprüft werden, während der Generator im Parallelbetrieb mit dem Netz läuft und eine angemessene Wirkleistung produziert. Da der PF instabil sein und durch die Last beeinflusst werden kann, ist es besser, das Objekt in der Winscope-Software zu überwachen. Das ist die Anforderung der Blindleistung Q, die den PF-Regulator steuert. Auch wenn wir den PF gern steuern würden, wird dieser PF tatsächlich von der produzierten Blindleistung Q gesteuert. So ist die Überwachung des Objekts nicht durch andere Faktoren beeinflusst und kann zur einfachen Überprüfung der Anforderung verwendet werden. e. Blindleistungsabgabe, Wirkfaktor Cos φ (P) In der Firmware gibt es eine Anwenderkennlinie mit dem Namen COSPHIP. Diese Kennlinie stellt eine Beziehung zwischen Wirkleistung und PF her. Die Darstellung der Kennlinie ist im folgenden Bild aufgezeigt: HW configuration Name Resolution COSPHIP COSPHIP 1 No COSPHIP Converted 1 0 0, , , ,05 Tatsächliche Wirkleistung in % der Nennleistung Angeforderter PF mit einem Wert höher als 1 steht für kapazitive und geringer als 1 für induktive Belastung

18 Seite 18 von 23 Beachten Sie beim Erstellen einer Anwenderkennlinie, dass die Kennlinie außerhalb der von ihnen gesetzten Grenzen der höchsten und niedrigsten Werte auf der (horizontalen) X-Achse unter Beibehaltung der gleichen Winkel wie im vorigen Teil fortgesetzt wird. Wenn also ein Wert auf der (vertikalen) Y-Achse konstant in einem Bereich außerhalb der Anzeige liegt, erstellen Sie am Anfang und am Ende der Tabelle zwei Punkte mit dem gleichen Wert in der Spalte Converted. Werte zwischen den Punkten werden verbunden. Die gesamte Kennlinie verläuft wie folgt: Der Eintrag HW configuration und der Name der Kurve müssen exakt COSPHIP sein und die Auflösung muss 0,01 betragen. Der Einstellwert PF ctrl PtM muss auf den Wert PF(P) gesetzt sein. Ist dies nicht der Fall, wird die Funktion nicht arbeiten und der Wert BASEPF wird für die PF-Steuerung genutzt. Hinweis: Der PF-Wert muss zwischen 0,65L und 0,8C gesetzt sein - das entspricht den Werten 0,65 und 1,2 in der Kennlinieneinstellung. Im ersten Schritt der Überprüfung kann der Kennlinienwert PF(P) beobachtet werden, der die Ausgabe der Kennlinie beinhaltet. Das ist nützlich, um zu prüfen, ob die Kennlinie formal korrekt ist und die Ausgabe im erwarteten Wertebereich liegt. Der Kennlinienwert PF(P) ist nur aktiv, wenn der Generator Parallel zum Netz läuft. Im zweiten Schritt kann der aktive PF überwacht werden, während der Generator im Parallelbetrieb mit dem Netz läuft und die Wirkleistung verändert wird (zum Beispiel Veränderung des Parameters: Process control: BaseLoad). Da der PF instabil sein und durch die Last beeinflusst werden kann, ist es besser, den Wert unter der Kommunikationsobjektnummer: in der Winscope-Software zu überwachen. Das ist die Anforderung der Q, die den PF-Regulator steuert. Auch wenn wir den PF gern steuern würden, wird dieser PF tatsächlich von der produzierten Blindleistung Q gesteuert. So ist die Überwachung des Kommunikationsobjektes nicht durch andere Faktoren beeinflusst und kann zur einfachen Überprüfung der Anforderung verwendet werden. Diese Anforderung im Objekt

19 Seite 19 von ist begrenzt, so dass der PF innerhalb der obigen Grenzen bleibt. Wenn der Wert nicht mit dieser Erwartung übereinstimmt, überprüfen Sie die Grenzwerte. f. Blindleistung, feste Blindleistung Ein festgelegter Level an Blindleistung kann erreicht werden durch Setzen des Einstellwerts: Process control: PF ctrl PtM auf BASEQ. Anschließend muss der angefragte Wert beim Einstellwert Process control: Base Q festgelegt werden. Hinweis: Der PF-Wert muss zwischen 0,65L und 0,8C gesetzt sein. Zu Testzwecken kann die Blindleistung überwacht werden, während der Generator im Parallelbetrieb läuft und der Parameter Base Q verändert wird. Da die Blindleistung instabil sein und durch die Last beeinflusst werden kann, ist es besser, das Objekt in der Winscope-Software zu überwachen. Das ist die Anforderung der Q, die den PF-Regulator steuert. So ist das Überwachen des Objektes nicht durch andere Faktoren beeinflusst und kann zur einfachen Überprüfung der Anforderung verwendet werden.

20 Seite 20 von 23 g. Blindleistung, Blindleistungs-/Spannungskennlinie Q(U) In der Firmware gibt es eine Anwenderkennlinie mit dem Namen COSPHIP. Diese Kennlinie stellt eine Beziehung zwischen Wirkleistung und PF her. Die Kennlinie sieht folgendermaßen aus: HW configuration Name Resolution QUCurve QUCurve 1 No QUCurve Converted Spannung in % der Nennleistung Blindleistung in Prozent von Process control: Samax Beachten Sie beim Erstellen einer Anwenderkennlinie, dass die Kennlinie außerhalb der von ihnen gesetzten Grenzen der höchsten und niedrigsten Werte auf der (horizontalen) X-Achse unter Beibehaltung der gleichen Winkel wie im vorigen Teil fortgesetzt wird. Wenn also ein Wert auf der (vertikalen) Y-Achse konstant in einem Bereich außerhalb der Anzeige liegt, erstellen Sie am Anfang und am Ende der Tabelle zwei Punkte mit dem gleichen Wert in der Spalte Converted. Der Einstellwert Process control: PF ctrl Ptm muss gesetzt sein auf die Option Q(U) und der Einstellwert Process control: Samax muss auf die maximale Scheinleistung des Generators gesetzt werden. Werte zwischen den Punkten werden verbunden. Die gesamte Kennlinie verläuft wie folgt:

21 Seite 21 von 23 Der Eintrag HW configuration und der Name der Kurve müssen exakt QUCurve sein und die Auflösung muss 1 betragen. Ist dies nicht der Fall, wird die Funktion nicht arbeiten und der Wert Base Q wird für die Q-Steuerung genutzt. Die Netzspannung als Wert der X-Achse im Diagramm kann entweder die Spannung an den Netzspannungsklemmen sein, und der Nominalwert ist in diesem Fall Basic settings: MainsNomV, oder er kann die Spannung am logischen Analogeingang MainsMidVolt sein. Dafür muss mit dem LAI der tatsächliche Wert vom Analogeingang oder aus der Kommunikation verknüpft sein, um diese Funktion zu aktivieren. In diesem Fall ist der Nominalwert im Einstellwert MainsNomMidV in Basic settings gesetzt. Eine typische Anwendungsmöglichkeit ist die Messung von Spannung im Mittelspannungsbereich der Anlage. Die Messung erfolgt mit Hilfe der InteliPro-Schutzeinheit und der Wert wird über die CAN2- Kommunikation an den Controller weitergeleitet (als SH I/O Analog output im InteliPro). Innerhalb des Controllers wird der Wert aus der Kommunikation (in SHAIN) mit dem logischen Analogeingang MainsMidVolt verbunden. Zu Testzwecken gibt es den Wert Sync/Load ctrl: QUCurve, mit dessen Hilfe die Ausgabe der Kennlinie möglich ist. Das ist nützlich, um zu prüfen, ob die Kennlinie formal korrekt ist und die Ausgabe im erwarteten Wertebereich liegt. Der Wert QUCurve ist nur aktiv, wenn der Generator parallel zum Netz läuft. Im nächsten Schritt kann die Blindleistung Q überwacht werden, während der Generator parallel zum Netz läuft und die Netzspannung verändert wird. Da Q instabil sein und durch die Last beeinflusst werden kann, ist es besser das Objekt in der Winscope-Software zu überwachen. Das ist die Anforderung der Q, die den Spannungsregler steuert. Das Überwachen des Objekts ist so nicht durch andere Faktoren beeinflusst und kann zur einfachen Überprüfung der Anforderung verwendet werden. Diese Anforderung im Objekt ist begrenzt, so dass der PF innerhalb der Grenzwerte 0,65L und 0,8C bleibt. Wenn der Wert nicht mit dieser Erwartung übereinstimmt, überprüfen Sie die Grenzwerte. Der logische Analogeingang MainsMidVolt kann zum Simulieren von Veränderungen in der Netzspannung genutzt werden. Dafür erstellen Sie ein PLC-Sheet (SPS-Blatt), das einen Netzwert simulieren kann und verbinden es mit dem LAI MainsMidVolt. Ein Beispiel für ein PLC-Sheet finden Sie hier. Durch Verändern des Wertes des PLC-Setpoints 1 und Beobachten des Wertes QUCurve können Sie diese Funktion ganz einfach überprüfen.

22 Seite 22 von 23 h. Fernsteuerung Die BDEW-Richtlinie verlangt, dass die Anlage ferngesteuert werden kann. Diese Anforderung kann mit verschiedenen Techniken erfüllt werden: Fernsteuerung über ComAp-PC-Tool InteliMonitor bietet volle Kontrolle Fernsteuerung über die verfügbaren Kommunikationsprotokolle o Modbus RTU o Modbus TCP o SNMP o Weitere Informationen zu diesen Protokollen finden Sie im ComAp IG/IS-NT Kommunikationshandbuch auf der ComAp-Website. i. Schutzeinrichtungen am Übergabepunkt Der Schutz an dieser Stelle kann einfach umgesetzt werden. Neben der Aggregatesteuerung wird eine zusätzliche Einheit benötigt. Die Verwendung einer externen Schutzeinheit wie zum Beispiel dem ComAp InteliPro wird empfohlen. j. Schutzeinrichtungen an Erzeugungseinheiten Diese Einstellwerte in der Einstellwertgruppe Mains Protect steuern integrierte Schutzfunktionen: IS-NT-VDE IS-NT- VDEC 1.1 IG-NT- BB- VDE IG-NT- VDEC 1.1 IM-NT- VDE 1.1 Mains <V MP Mains <<V MP N/A N/A N/A N/A N/A Mains << V del N/A N/A N/A N/A N/A Mains >V MP Mains >f Mains <f Mains Avg>V MP MainsProtDel Mains >>V MP Mains >>V del Protect type dieser Einstellwert befindet sich in der Firmware N/A dieser Einstellwert befindet sich nicht in der Firmware IS-AFR * k. Kurzschlussschutz Diese Einstellwerte in der Einstellwertgruppe Generator Protect steuern integrierte Schutzfunktionen: Ishort Ishort del 2ishort del

23 Seite 23 von 23 7) ComAp-Selbsterklärung der Konformität gemäß der BDEW-Richtlinie 2008 Basierend auf der BDEW-Richtlinie und diesem Dokument erklärt ComAp hiermit, dass der Controller (HW und SW) spezifiziert in Kapitel 3) die BDEW-Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz erfüllt. Prag, Unterschrift einer autorisierten Person Miroslav Dvořák Produktmanager