Seite 1 AGC-4 Mk II Aggregat, Netz, SKS, Gruppen, und Anlagen-Steuerung Handbuch für Konstrukteure...
Seite 2 1. Einführung 1.1 Erläuterungen zum Handbuch für Konstrukteure ..............................1.1.1 Allgemeiner Zweck ..........................................1.1.2 Vorgesehene Anwender ........................................1.1.3 Optionen ..............................................1.1.4 Parameterliste ............................................1.1.5 Glossar ..............................................1.1.6 Softwareversion ..........................................1.2 Warnhinweise und Sicherheit ......................................1.2.1 Symbole für Gefahrenhinweise ....................................1.2.2 Symbole für allgemeine Hinweise ..................................
Seite 3 2.5.2 Nicht in Auto ............................................. 2.5.3 Testbetriebsart ..........................................2.5.4 Betriebsart Manuell ........................................2.5.5 Betriebsart Blockieren ......................................... 2.6 Flussdiagramme ............................................2.6.1 Notstromüberlagerung ......................................... 2.6.2 NS-Öffnen-Sequenz ........................................2.6.3 GS-Öffnen-Sequenz ........................................2.6.4 Stoppsequenz ..........................................2.6.5 Start ............................................... 2.6.6 NS-Schließen-Sequenz ....................................... 2.6.7 GS-Schließen-Sequenz ......................................2.6.8 Festleistung ............................................
Seite 4 4.4.2 Multi-Start ............................................4.4.3 Priorität ..............................................4.4.4 Betriebsstunden ..........................................4.4.5 Verfügbare Leistung ........................................4.4.6 Mindestzahl laufender Aggregate ..................................4.4.7 Baudrate .............................................. 4.4.8 Gemeinsame Nutzung von Parametern ................................4.5 SPS-Regelung ............................................4.6 PMS Lite im Einsatz ..........................................4.7 Kommunikationsfehler ........................................4.8 M-Logic Befehle und Ereignisse ....................................
Seite 5 7.8.1 Prinzip und Einstellung ....................................... 7.8.2 U-Droop-Beispiel .......................................... 7.8.3 Einstellung hoher Droop ......................................7.8.4 Einstellung niedriger Droop ....................................7.8.5 Korrektur isochroner Regler ....................................8. Synchronisation 8.1 Synchronisationsprinzip ........................................8.2 Dynamische Synchronisation ...................................... 8.2.1 Signal zur Schalterschließung ....................................8.2.2 Belastung nach der Synchronisierung ................................
Seite 6 9.4.8 Cummins PCC ..........................................9.5 Lüftung ............................................... 9.5.1 Alarm max. Lüftung ........................................9.6 Lüfter-Logik ............................................. 9.6.1 Lüfterparameter ..........................................9.6.2 Eingang für Lüftersteuerung ....................................9.6.3 Lüfter Start/Stopp ........................................9.6.4 Lüfterausgänge ..........................................9.6.5 Lüfterstartverzögerung ......................................9.6.6 Rückmeldung „Lüfter läuft“ ..................................... 9.6.7 Lüfterausfall ............................................
Seite 7 9.22.1 Betriebsart Manuell ........................................9.22.2 Betriebsart Hand ........................................9.22.3 Auto und Test ..........................................9.23 Fehlerklasse ............................................9.23.1 Motor läuft ............................................9.23.2 Motor steht ........................................... 9.23.3 Konfiguration der Fehlerklassen ..................................9.24 Alarmunterdrückung ........................................9.24.1 Status Motor läuft (6160) ....................................... 9.25 Ereignisse ...............................................
Seite 8 10. Allgemeiner Zweck PID 10.1 Einführung .............................................. 10.1.1 Allgemeiner Zweck des analogen PID-Regelkreises ..........................10.1.2 AZ-PID-Schnittstelle in USW ....................................10.2 Eingängen .............................................. 10.2.1 Eingängen ............................................10.2.2 Dynamische Eingangsauswahl ..................................10.3 Ausgang ..............................................10.3.1 Erklärung der Ausgangseinstellungen ................................10.4 Kp-Verstärkungskompensation ....................................10.4.1 Einführung ............................................
Seite 9 1.1.3 Optionen Dieses Handbuch für Konstrukteure beschreibt die Standardsteuerung AGC-4 Mk II, insbesondere die Aggregatsteuerung. Die Funktionen der Steuerung können durch eine Vielzahl von flexiblen Hard- und Softwareoptionen erweitert werden. Das Datenblatt enthält eine vollständige Liste der Optionen. Die Optionen sind in der Optionsbeschreibung detailliert beschrieben.
Seite 10 Aggregat-, SKS-, Solar-, Gruppen- und/oder Anlagensteuerungen Erweitertes Power Management arbeiten zusammen. Siehe Option G7 Erweitertes Power- Management. Aggregat/Generator Generatorschalter Drehzahlregler Drehzahl Siehe Option A10 AGC-4 Mk II VDE und G99 Netzschutz oder Netzschutzfunktionen Option A20 IEEE 1547-2018 Netzschutz. Betriebsart Lastübernahme Netzschalter Netzbezugsregelung Menü [####] Eine Gruppe von Parametern.
Seite 11 Eine Reihe von vorprogrammierten Touchscreen-Displays für die Touch-Displayeinheit AGC-4 Mk II Aggregatsteuerungen. Spannungswandler 1.1.6 Softwareversion Dieses Dokument basiert auf der AGC-4 Mk II Software Version 6.11. Warnhinweise und Sicherheit 1.2.1 Symbole für Gefahrenhinweise GEFAHR! Dies zeigt gefährliche Situationen. Wenn die Richtlinien nicht befolgt werden, führen diese Situationen zu Tod, schweren Verletzungen, Beschädigung oder Zerstörung von Geräten.
Seite 12 HINWEIS Dies zeigt einen wichtigen Hinweis. Lesen Sie unbedingt diese Informationen. 1.2.2 Symbole für allgemeine Hinweise ANMERKUNG Allgemeine Informationen Zusätzliche Informationen Hier erfahren Sie, wo Sie weitere Informationen finden können. Beispiel Dies zeigt ein Beispiel. Wie man ... Hier finden Sie einen Link zu einem Video mit Hilfe und Anleitung. 1.2.3 Werkseinstellungen Die Steuerung wird werkseitig mit einer Reihe von Standardeinstellungen vorprogrammiert ausgeliefert.
Seite 13 Rechtliche Informationen und Haftungsausschluss DEIF übernimmt keine Haftung für den Betrieb oder die Installation des Aggregats oder der Schaltanlage. Sollte irgendein Zweifel darüber bestehen, wie die Installation oder der Betrieb des vom Multi-line2-Gerät gesteuerten Systems erfolgen soll, muss das verantwortliche Planungs-/Installationsunternehmen angesprochen werden.
Seite 14 2. Funktionen Standardfunktionen Dieses Kapitel beinhaltet die Funktionsbeschreibungen der Standardfunktionen und Illustrationen der relevanten Applikationen. Flussdiagramme und Einliniendiagramme veranschaulichen die Informationen. Die Standardfunktionen sind: 2.1.1 Betriebsarten • Notstrombetrieb • Inselbetrieb • Festlast/Grundlast • Spitzenlast • Lastübernahme • Netzbezugsregelung 2.1.2 Motorsteuerung •...
Seite 15 • Tasten für Schalteransteuerung • Statustexte Alternativ können Sie auch eine TDU verwenden. 2.1.6 M-Logic • Logisches Verknüpfungstool • Wählbare Eingangsevents • Wählbare Ausgangsbefehle AC-Konfiguration Die AGC ist für die Messung von Spannungen zwischen 100 und 690 V AC ausgelegt. Die AC-Schaltpläne sind in der Installationsanleitungdargestellt.
Seite 16 Einstell- Parameter Text Beschreibung Wert 6042 G-Wandler Sekundärspannung des Spannungswandlers 400 V AC 6051 SS-Wandler 1 Primärspannung des Spannungswandlers (sofern installiert) 400 V AC 6052 SS-Wandler 1 Sekundärspannung des Spannungswandlers 400 V AC 6053 SS-Nennspannung 1 Außenleiterspannung Sammelschiene 400 V AC ANMERKUNG Die AGC verfügt über zwei SS-Wandlereinstellungen, die individuell in diesem Messsystem aktiviert werden können.
Seite 17 2.2.4 Blindleistungsverfahren In der Vergangenheit hat die AGC-4 Mk II die Blindleistung auf der Grundlage von Phasenspannung und -strom gemessen. Um die Genauigkeit bei Stromunsymmetrie mit erheblicher Spannungsunsymmetrie zu erhöhen, wählen Sie Q über U N-Ph und I in Parameter 9132.
Seite 18 2.3.1 Umschalten zwischen den Nennwerten Die vier Nennwertsätze können individuell konfiguriert werden. Die AGC kann zwischen den verschiedenen Sets von Nennwerten umschalten, was die Verwendung eines spezifischen Nennwertsatzes für eine spezifische Applikationsanforderung ermöglicht. ANMERKUNG Wenn kein Sammelschienen-Spannungswandler vorhanden ist, können die Primär- und Sekundärseitenwerte auf den Generatornennwert eingestellt und Parameter 6054 auf SS Unenn = G Unenn eingestellt werden.
Seite 19 AOP-Beispiel ANMERKUNG Einzelheiten finden Sie in der Datei Hilfe in der PC-Utility-Software. Vier Nennwertsätze DZR-/SPR-Offsets Verwenden Sie Menü 6006, um den gewünschten Satz von Nennwerten (1 bis 4 ) auszuwählen. Die Nenneinstellung des DZR/SPR-Offsets folgt der Einstellung in 6006, d. h. die Nenneinstellung 1 (6001 bis 6005) folgt dem DZR/SPR-Offset in 2550.
Seite 20 Durch Ändern der Spannungsskalierung ändern sich die Bereiche für die Parameter Spannung, Leistung und Messwandlerausgang. Tabelle 2.1 Beispiel für die Auswirkung der Skalierung auf Leistungs- und Spannungsparameter Wandler, Nenneinstellungsbereich Nenneinstellungsbereich Verhältniswertebereich Skalierung Spannung (Generator 6004, Leistung (6002, 6012, 6022, (Generator primär 6041; (9030) 6014, 6024, 6034;...
Seite 21 Der ASC-4 ID-Bereich ist 25 bis 40. ASC SW Mit bis zu 16 x ASC-4 Standard 4.06.0+. Erfordert die Option G5 im AGC-4 Mk II. Der ALC-4 ID-Bereich ist 25 bis 40. ALC SW Mit bis zu 8 x ALC-4 Standard 4.01.0+.
Seite 22 1. Der Netzschalter wird bei Aggregatstart geöffnet. 2. Der Netzschalter bleibt geschlossen bis das Aggregat läuft und Generatorspannung und Frequenz in Ordnung sind. In beiden Fällen wird der Generatorschalter erst dann zugeschaltet, wenn Generatorspannung und Frequenz in Ordnung sind und der Netzschalter geöffnet ist. Nach Netzwiederkehr wird auf Netzbetrieb zurückgeschaltet und das Aggregat nach der Nachlaufzeit stillgesetzt.
Seite 23 ANMERKUNG Eine allgemeine Beschreibung der Betriebsarten der Steuerung finden Sie unter Betriebsarten der Steuerung 2.4.5 Leistungsrampe „Leistungsrampe aufwärts“ (Parameter 261x) und „Leistungsrampe abwärts“ (Parameter 262x) werden verwendet, wenn das Aggregat an eine andere Versorgungsquelle angeschlossen ist. 2610 Leistungsrampe aufwärts Rampensteigung 1 Definiert die Steigung der Rampe 1 Haltepunkt An diesem Punkt wird die Leistungssteigerung abgebrochen, bis die Verzögerung abgelaufen ist.
Seite 24 Rampe auf mit Laststufen Ist der GS geschlossen, steigt der Leistungssollwert in Laststufen weiter an, deren Anzahl in Menü 2615 bestimmt wird. Ist der Verzögerungspunkt auf 20 % und die Anzahl der Stufen auf 3 gesetzt, fährt das Aggregat auf 20 % hoch, wartet die eingestellte Zeit, fährt auf 40 % hoch, wartet, fährt auf 60 % hoch, wartet und fährt dann auf den Leistungssollwert hoch.
Seite 25 Prinzipdiagramm Festleistung RAMP-UP Handbetrieb Ist der Generatorschalter geschlossen und der Netzschalter geöffnet, verwendet die Steuerung die Nennfrequenz als Sollwert für den Drehzahlregler. Ist zudem die Spannungsregelung aktiviert, wird die Nennspannung als Sollwert verwendet. Befindet sich das Aggregat im Parallelbetrieb, wird die Generatorleistung auf den Festleistungssollwert erhöht. Ist zudem die Spannungsregelung aktiviert, wird der Sollwert als Leistungsfaktor oder Blindleistung geregelt (7050, Festleistungseinstellung).
Seite 26 GB closed Warm up threshold reached Power set point Power ramp up set point Time [sec] Power ramp up Warm up ramp Power ramp up [%/s] [%/s] Die Aktivierung der Aufwärmrampe ist freigegeben und der Eingang wird über den Aufwärmtyp konfiguriert (Parameter 2961).
Seite 27 Beispieldiagramm Spitzenlast Peak/total power Max. mains import level Mains power Genset start level Genset stop level Generator power Genset minimum load STOP Handbetrieb Ist der Generatorschalter geschlossen und der Netzschalter geöffnet, verwendet die Steuerung die Nennfrequenz als Sollwert für den Drehzahlregler. Ist zudem die Spannungsregelung aktiviert, wird die Nennspannung als Sollwert verwendet. Befindet sich das Aggregat im Parallelbetrieb, wird es gemäß...
Seite 28 und Stoppparameter verwendet. Für weitere Informationen zum lastabhängigen Start und Stopp siehe Option G5. ANMERKUNG Eine allgemeine Beschreibung der Betriebsarten der Steuerung finden Sie unter Betriebsarten der Steuerung 2.4.10 Lastübernahme Beschreibung des Auto-Betriebs - Rücksynchronisierung EIN Die Lastübernahme soll die Netzbezugsleistung vollständig auf das Aggregat übertragen. Mit dem Startbefehl wird das Aggregat gestartet und der GS zum Netz synchronisiert.
Seite 29 Befindet sich das Aggregat im Netzparallelbetrieb, wird auf Netzbezugsleistung ‚0kW‘ geregelt. Ist zudem die Spannungsregelung aktiviert, wird der Sollwert als Leistungsfaktor oder Blindleistung geregelt (7050 Festleistungseinstellung). ANMERKUNG Eine allgemeine Beschreibung der Betriebsarten der Steuerung finden Sie unter Betriebsarten der Steuerung 2.4.11 Netzbezugsregelung Automatikbetrieb Über die Netzbezugsregelung wird eine konstante Leistung ins Netz eingespeist.
Seite 30 ANMERKUNG Eine allgemeine Beschreibung der Betriebsarten der Steuerung finden Sie unter Betriebsarten der Steuerung 2.4.12 Messumformer für Netzleistung In Applikationen mit Export/Lastübernahme (Netzbezugsregelung, Spitzenlast, Lastübernahme) ist der Stromfluss auf der Primärseite des Netzschalters zu ermitteln. Wird in der Applikation eine Steuerung eingesetzt oder ein Messumformersignal in einem Power-Management-System bevorzugt, ist es möglich, hierfür Multieingang 102 oder den CIO308 1.14 zu verwenden.
Seite 31 P-Messung von einem Wandler aus Text Parameter Standard Bereich Beschreibung Messumformerbereich 7261 0 kW 0 bis 20000 kW* Maximale Wirkleistung Messumformerbereich 7262 0 kW -20000 bis 0 kW* Minimale Wirkleistung Multi-Eingang 102 (Wandler) Netz P-Messung 7263 Multieing.102 Auswahl des Analogeingangs CIO308 1.14 (Wandler) ANMERKUNG * Die Skalierung (Parameter 9030) beeinflusst diesen Bereich.
Seite 32 Stellen Sie den Eingang auf 4 bis 20 mA und bestimmen Sie den Messbereich des Messumformers unter Parameter 7281 und 7282. Der Einstellungsbereich entspricht 4 mA min. und 20 mA max. Betriebsarten der Steuerung 2.5.1 Betriebsart Hand Das Gerät kann in der Betriebsart SEMI-AUTO verwendet werden. Das bedeutet, dass die Steuerung keine Sequenzen automatisch einleitet, wie es im AUTO-Betrieb der Fall ist.
Seite 33 2.5.2 Nicht in Auto Diese Funktion aktiviert einen Alarm wenn sich die Anlage nicht in Betriebsart Auto befindet. Die Einstellung erfolgt in Menü 6540. 2.5.3 Testbetriebsart Der Anlagentest wird über die Displaytaste 'TEST ' angewählt oder per Digitaleingang aktiviert. Die Einstellungen zum Testbetrieb erfolgen in Menü 7040. Parameter Element Bereich Standard...
Seite 34 Befehl Beschreibung Anmerkung Start Das Aggregat wird gestartet. Keine Regelung. Das Aggregat wird stillgesetzt. Nachdem alle 'Motor-läuft'- Stopp Rückmeldungen inaktiv sind, wird die Sicherheitsstoppzeit ausgeführt. . Die Steuerung schließt den GS, wenn der NS geöffnet ist, und Keine Regelung. GS Schließen synchronisiert und schließt den GS, wenn der NS geschlossen Synchronisationsfehler ist ist.
Seite 35 HINWEIS Vorsichtsmaßnahmen beim Wechsel der Betriebsart Stellen Sie sicher, dass sich keine Personen in der Nähe des Aggregates befinden und das Aggregat betriebsbereit ist, bevor Sie die Betriebsart ändern. HINWEIS Lokales Anlassen und Starten Das Aggregat kann von einer externen Schaltstelle aus gestartet werden. Es wird empfohlen, ein lokales Anlassen und Starten des Aggregates zu vermeiden.
Seite 36 ANMERKUNG Die vereinfachten Flussdiagramme auf den folgenden Seiten dienen nur der Orientierung. 2.6.1 Notstromüberlagerung Start Mode shift enabled Plant mode not Island and AMF Mains failure Initiate AMF sequence Mains OK timer Initiate mains MB close Continue in timed out return sequence sequence selected mode...
Seite 37 2.6.2 NS-Öffnen-Sequenz Start MB closed Load take Mains failure over Deload MB Load too Load = 0 Alarm high Open MB Alarm ”MB MB open open failure” Designer's handbook 4189341275D DE Seite 37 von 236...
Seite 38 2.6.3 GS-Öffnen-Sequenz Start Stop conditions Is GB closed Fail class Soft open shutdown Deload DG Load < open Ramp down set point timer expired Open GB GB open Alarm Designer's handbook 4189341275D DE Seite 38 von 236...
Seite 39 2.6.4 Stoppsequenz Start Stop conditions GB open seq OK AUTO mode Cooldown timer run out Run coil Stop relay Deactivate Activate stop ”stop” relay relay Genset Alarm stopped Designer's handbook 4189341275D DE Seite 39 von 236...
Seite 40 2.6.5 Start Start Start condition Start prepare timer Start relay Start relay timer Genset started timeout Off relay Run feedback Alarm detected Stop relay timer F/U OK timed out Max start Ready to attempts close GB Start failure alarm Designer's handbook 4189341275D DE Seite 40 von 236...
Seite 41 2.6.6 NS-Schließen-Sequenz Start Is MB open Voltage on mains/bus Voltage on GB closed Direct close OK GB open Back sync ON sequence Sync timer Alarm sync. Alarm GB Sync MB runout failure open failure Synchronised Close MB Close failure MB closed alarm Designer's handbook 4189341275D DE Seite 41 von 236...
Seite 42 2.6.7 GS-Schließen-Sequenz Start Is GB open Start seq OK Single DG application Voltage on busbar Island mode All GBs OFF Voltage on bus MB close TB Present TB open MB open Direct closing Sync GB Time runout DG freq match BB freq Alarm sync failure...
Seite 43 2.6.8 Festleistung Start Activate start input Start sequence GB close sequence Ramp-up to Operation load set point Deactivate start input GB open sequence Stop sequence Designer's handbook 4189341275D DE Seite 43 von 236...
Seite 44 2.6.9 Lastübernahme Start Activate start input Start sequence GB close sequence Ramp-up Mains load = 0 kW genset load MB open Genset sequence operation Deactivate start input MB close GB open Stop sequence sequence sequence Designer's handbook 4189341275D DE Seite 44 von 236...
Seite 45 2.6.10 Inselbetrieb Start Start input active Start sequence GB close Operation sequence Start input deactivated GB open sequence Stop sequence Designer's handbook 4189341275D DE Seite 45 von 236...
Seite 46 2.6.11 Spitzenlast Start Mains power above start set point Start sequence Operation: GB close produce power sequence above set point Mains power below stop set point GB open sequence Stop sequence Designer's handbook 4189341275D DE Seite 46 von 236...
Seite 47 2.6.12 Netzbezugsregelung Start Activate start input Start sequence Close GB sequence Ramp up to operation MPE set point Deactivate start input GB open sequence Stop sequence Designer's handbook 4189341275D DE Seite 47 von 236...
Seite 48 2.6.13 Notstrombetrieb Start Mains failure Start eng + open MB (7065) Open MB Start sequence Start sequence Open MB GB close GB close sequence sequence Mains ok MB close Time out sequence Designer's handbook 4189341275D DE Seite 48 von 236...
Seite 49 2.6.14 Test Start Select test mode Start sequence Test timer Timer run out Engine running Stop sequence Freq/voltage OK Sync of GB Engine stopped allowed Return to running mode Sync GB (7043) Opening og MB Ramp up to allowed P setpoint P Mains = 0kW Open MB Sequenzen...
Seite 50 Bei Inselbetrieb darf der digitale Eingang NS geschlossen NICHT mit einem 12/24-Volt-Eingangssignal aktiviert werden. Bei nicht korrekter Verdrahtung tritt ein NS-Fehler-Alarm auf. ANMERKUNG Siehe hierzu auch die Anwendungshinweise/Installationsanleitung. ANMERKUNG Wir empfehlen keine hochohmigen Relais an den Stopmagnetausgang anzuschließen. Werden hochohmige Relais verwendet, muss eine Bürde parallelgeschaltet werden, damit das Relais abschaltet.
Seite 51 Startsequenz: Erweiterte Startvorbereitung Start prepare Crank (Starter) Run coil 1 sec. Stop coil Running feedback 1st start attempt 2nd start attempt 3rd start attempt ANMERKUNG Der Betriebsmagnet kann von 1 bis 600 s vor dem Anlassen eingeschaltet werden. Im vorangegangenen Beispiel ist die Timereinstellung 1 s (Menü...
Seite 52 Startsequenz: Anlassen abhängig von RMI Start sequence Cranking depends on RMI Start prepare (3 start attempts) Stop relay Crank relay Run coil Running feedback measurement OK RMI value Cranking starts 2.7.3 Rückmeldung „Motor-läuft“ Es können verschiedene Methoden der Motor-läuft-Erkennung angewandt werden. Die Einstellung hierzu erfolgt in Parameter 6170.
Seite 53 Fehler bei Rückmeldung „Motor läuft“ Running feedback failure Primary running feedback Secondary running feedback 1 sec. Start relay (crank) ALARM Alarm Abbruch der Startsequenz Die Startsequenz wird unter folgenden Bedingungen abgebrochen: Ereignis Anmerkung Stoppsignal Startfehler Anlasser-ausrücken-Signal Tacho-Sollwert. Rückmeldung „Motor-läuft“ Digitaleingang. Rückmeldung „Motor-läuft“...
Seite 54 2.7.4 Anlaufübersicht 6160 Run status (0-300 s) Inhibit status Not running Oil pressure inhibit 1500 6165 1000 Frequency detecton level (20-35 Hz) 6173 Running detection level (0-4000 RPM) 6174 6160 Remove Run status starter (0-300 s) 6351 6180 2740 4560 Cranking Running Start...
Seite 55 Motor-läuft-Erkennung, U/min-Ebene Dieser Sollwert definiert die Drehzahl der Betriebserkennung in U/min. Das funktioniert nur, wenn 6173 Motor-läuft- unter 6172 „Betriebserkennungstyp“ „Impulsaufnehmer-Drehzahl“ oder „MK-Drehzahl“ ausgewählt Erkennung, Ebene ist. Motor-läuft-Erkennung Dieser Timer kann auf das benötigte Niveau eingestellt werden. Dadurch wird sichergestellt, dass der Motor vom unter 6174 „Anlasser ausrücken“...
Seite 56 Startfehler-Alarm Dieser Alarm erscheint, wenn das Aggregat nach der in Menü 6190 festgelegten Anzahl der 4570 Startfehler Startversuche nicht gestartet wurde. Motor extern gestoppt Wenn die „Läuft“-Sequenz aktiv ist und der Motor unter die Sollwerte 6173 „Motor läuft“-Erkennung“ 6352 Ext. Eng. und 6165 „Frequenzerkennungsniveau“...
Seite 57 Stop sequence Run coil Cooling down time COOL stop Run coil Running feedback Sequence initiated Stop sequence Stop coil Cooling down time COOL Stop coil stop Running feedback Sequence initiated Die Stoppsequenz wird aktiviert, sobald ein Stoppbefehl ansteht. Die Stoppsequenz umfasst die Nachlaufzeit, wenn der Stopp ein ‚normaler‘...
Seite 58 Ereignis Anmerkung Netzfehler Notstrom (oder Notstromüberlagerung) und Auto gewählt. Start-Taste betätigen Betriebsart Hand: Motor läuft in Leerlaufdrehzahl. Binärer Starteingang Betriebsart Auto: Insel, Festlast, Lasttransfer oder Netzbezugsregelung. Sollwert überschritten Betriebsart Auto: Spitzenlast. GS-Schließen-Taste betätigen Nur Betriebsart Hand. ANMERKUNG Die Stoppsequenz kann nur in der Nachlaufzeit unterbrochen werden. ANMERKUNG Ist die Maschine abgestellt, wird der analoge Drehzahlregler auf den Offsetwert zurückgesetzt.
Seite 59 Sollwerte für die Netzschaltersteuerung 7080 NS-Steuerung Notstromüberlager Bei Aktivierung führt die AGC die Notstromfunktion bei Netzausfall durch, unabhängig von der eingestellten Betriebsart. NS Schließ- Das ist die Zeit zwischen GS-AUS und NS-EIN, bei Schaltvorgängen ohne Synchronisation. Verzögerung Rücksynchronisati Aktiviert die Synchronisation des NS. Synchronisation Aktiviert die Synchronisation des GS.
Seite 60 Beispiel 1: 7065 NS Notstrombehandlung: Motor starten und NS öffnen Mains OK MB On GB On Gen start seq Gen stop seq Gen running Gen f/U OK Mains failure Mains OK detected Beispiel 2: 7065 NS Notstrombehandlung: Motor starten Mains OK MB On GB On Gen start seq...
Seite 61 Multi-line 2 erlaubt die maximale Einstellung von 100 % des Nennwertes. Das gilt auch für „Hochspannung“ des Netzes und beide Frequenzlimite. Die Hysterese kann maximal 100 % des Nennwertes betragen. Schaltbedingungen Die Schaltersequenzen reagieren entsprechend der Schaltstellungen und der Spannungs- und Frequenzmessungen. Die Bedingungen für die Ein- und Ausschaltsequenzen können den folgenden Tabellen entnommen werden.
Seite 62 3. Anwendungen ohne Power Management Prinzipschaltbilder Die folgenden Einliniendiagramme zeigen eine Reihe von AGC-Anwendungen. Diese Anwendungen benötigen kein Power Management (Option G5). 3.1.1 Notstrombetrieb Load Controller 3.1.2 Inselbetrieb Load Controller Designer's handbook 4189341275D DE Seite 62 von 236...
Seite 63 3.1.3 Festlast/Grundlast Load Controller 3.1.4 Spitzenlast TRANSDUCER 4-20 mA Load Controller Designer's handbook 4189341275D DE Seite 63 von 236...
Seite 64 3.1.5 Lastübernahme TRANSDUCER 4-20 mA Load Controller 3.1.6 Netzbezugsregelung TRANSDUCER 4-20 mA Load Controller Designer's handbook 4189341275D DE Seite 64 von 236...
Seite 65 Sie können CANshare in Anwendungen mit 2 bis 127 Generatoren verwenden. Für CAN-Share können Sie eine Mischung aus AGC-4 Mk II und AGC 150 Generatorsteuerungen verwenden. CANshare kann nicht mit Power Management verwendet werden. CANshare kann nicht mit Netzanschlüssen verwendet werden.
Seite 66 • Parameter 7846 für CAN-Protokoll F ANMERKUNG Sie müssen nicht in jeder Steuerung das gleiche CAN-Protokoll verwenden. 2. Wählen Sie für den Sollwert CAN-Lastverteilung: Zusätzliche Informationen Siehe CANshare (Option H12.2/H12.9) in der Installationsanleitung für die Verkabelung der CAN-Anschlüsse. Verwenden Sie die Utility-Software, um die Anwendung einzurichten. 1.
Seite 67 2. Wenn Sie Einzel-DG wählen, zeigt die Utility-Software eine Anwendungszeichnung mit einem einzelnen Generator*. Hier können Sie den Typ des Generatorschalters auswählen. 3. Schreiben Sie die Konfiguration der Anwendung in die Steuerung. ANMERKUNG * Für CANshare darf die Quelle nur ein Aggregat sein. Wählen Sie nicht auch noch das Stromnetz als Quelle.
Seite 68 Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben Setup Anlage: CAN PM primär 9182 9180 Quick-Setup Wählen Sie Aus CAN PM sekundär CAN PM PRI + SEC Impuls Kein Ns 9183 9180 Quick-Setup Kein Ns Wählen Sie Kein NLS Dauer Kompakt Impuls Wählen Sie den Typ des 9184 9180 Quick-Setup Dauer...
Seite 69 3.2.4 M-Logic CANshare Markierungen CANshare-Markierungen sind in M-Logic verfügbar. Sie können diese für den Austausch von Status und Befehlen zwischen den an die CANshare-Leitung angeschlossenen Steuerungen verwenden. Sie können jede der Markierungen von jeder der Steuerungen aus aktivieren. Sie können mehr als eine Markierung von einer Steuerung aus aktivieren. ANMERKUNG Für einen zuverlässigen Betrieb müssen Sie kontinuierliche Signale verwenden, um die CAN-Markierungen zu aktivieren.
Seite 70 Generatoren die Last gleichmäßig verteilen. Die Einrichtung der Anlage geht schnell, da sich die Steuerungen über die CAN-Bus-Verbindungen automatisch gegenseitig erkennen und IDs zuweisen. Um die für PMS lite erforderlichen CAN- Bus-Anschlüsse zu erhalten, muss jede AGC-4 Mk II Steuerung über die Hardware-Option H12.2 oder H12.8 verfügen. ANMERKUNG PMS lite kann nur in einem System verwendet werden, in dem alle Steuerungen PMS lite verwenden.
Seite 71 Lastabhängiger Start und Stopp Manueller Start und Stopp möglich Wählen Sie die Mindestanzahl der laufenden Generatoren SPS Start/Stopp • Lastabhängiges Starten und Stoppen deaktivieren • SPS steuert Start und Stopp über digitale Eingänge, Modbus und/oder M-Logic PMS Lite einrichten Richten Sie das CAN-Protokoll und die Anwendung in jeder Steuerung ein. Sie können die Parameter über das Display einstellen oder die Utility-Software verwenden.
Seite 72 Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben Setup Anlage: CAN PM primär 9182 9180 Quick-Setup Wählen Sie Aus CAN PM sekundär CAN PM PRI + SEC Impuls Kein Ns 9183 9180 Quick-Setup Kein Ns Wählen Sie Kein NLS Dauer Kompakt Impuls Wählen Sie den Typ des 9184 9180 Quick-Setup Dauer...
Seite 73 3. Schreiben Sie die Konfiguration der Anwendung in die Steuerung. ANMERKUNG * Für PMS Lite darf die Quelle nur ein Stromaggregat sein. Wählen Sie nicht auch noch das Stromnetz als Quelle. Funktionsweise Wenn die Steuerung an die CAN-Busleitung angeschlossen wird, weist PMS Lite der Steuerung automatisch eine ID zu. Konfiguration 4.4.1 Lastabhängiger Start/Stopp...
Seite 74 4.4.2 Multi-Start Die Multi-Start-Funktion wird verwendet, wenn eine schwarze Sammelschiene vorhanden ist undAuto-Start/Stopp aktiviert ist. Die Funktion hat diese drei Dimensionen: • Bei allen Steuerungen, bei denen Multi-Start aktiviert ist, sorgt die Funktion dafür, dass ihre Aggregate starten. Die Aggregate werden synchronisiert und an die Sammelschiene angeschlossen. •...
Seite 75 Multi-Start Flussdiagramm Black busbar Auto start/stop Multi-start Normal Start first enabled? operation priority genset Start all gensets with multi-start Start all other Start OK? No action? gensets Run multi-start timers All timers expired? Normal operation 4.4.3 Priorität Sie können eine lastabhängige Start- und Stopp-Priorität für die Steuerung konfigurieren. Mehrere Steuerungen können die gleiche Priorität haben.
Seite 76 ANMERKUNG Verwenden Sie nicht die Parameter 8081 bis 8106 bzw. 8321 bis 8343. Diese Parameter gelten für die Option G5 Priorität des Power-Managements. 4.4.4 Betriebsstunden Sie können auswählen, wie sich die Betriebsstunden auf die Priorität des Aggregats auswirken. Wenn die Betriebsstundenbedingungen für ein Aggregat erfüllt sind, startet PMS Lite zusätzliche Aggregate, bis der lastabhängige Stopp das Aggregat anhalten kann.
Seite 77 ANMERKUNG Es handelt sich nicht um eine Funktion zur Kontrolle der Anzahl der laufenden Aggregate. Wenn Sie die laufenden Aggregate regeln möchten, sollten Sie die Option G5 Power Management verwenden. 4.4.7 Baudrate Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben 125kbps Für 50 oder mehr PMS Lite Steuerungen sollten Sie 8515 PMS Lite, Baudrate 125kbps...
Seite 78 Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben PMS Lite Start/ Lastabhängiger Start/Stopp Lastabhängiger Start/ Wählen Sie SPS Start/Stopp, um 8505 Stopp SPS Start/Stopp Stopp die SPS-Regelung zu aktivieren. ANMERKUNG Wenn die SPS-Regelung nicht aktiviert ist, ignoriert die Steuerung die Start- und Stoppsignale der SPS- Regelung.
Seite 79 Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben 8511 PMS Lite ID 0-127 0: Die PMS Lite ID wird automatisch zugewiesen. 8590 PMS Lite, Doppelte-ID Fehlerklassen Warnung Zusätzliche Informationen Siehe PMS Lite nicht verfügbar unter Kommunikationsfehlern für zu ergreifende Maßnahmen, wenn der Alarm PMS Lite ID nicht verfügbar angezeigt wird.
Seite 80 ANMERKUNG Die ID der Steuerung kann nicht geändert werden, wenn ihr Aggregat in Betrieb ist. Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben Sie können die Alarmaktion Der Alarm ist immer 8580 PMS Lite, ID nicht verfügbar Warnung auswählen. aktiviert. Doppelte Steuerungs-IDs Ein Alarm wird ausgelöst, wenn zwei oder mehr Steuerungen die gleiche ID haben. Dies kann während der Initialisierung der Anlage geschehen oder wenn zwei PMS Lite-Anlagen miteinander verbunden sind.
Seite 81 Beschreibung Anmerkungen Multi-Start-aktiviert Multi-Start-Konfiguration (Parameter 8521) ist aktiviert. LDSS-Regelung aktiv SPS-Regelung ist für die Steuerung nicht aktiv SPS-Regelung aktiv Die SPS-Regelung ist für die Steuerung aktiv. Erste Priorität Die Steuerung hat Vorrang. Designer's handbook 4189341275D DE Seite 81 von 236...
Seite 82 5. Anwendungen mit Power Management Prinzipschaltbilder Die folgenden Einliniendiagramme zeigen eine Vielzahl von AGC-Anwendungen, die Power Management (Option G5) verwenden. Zusätzliche Informationen Informationen zur Verwendung von Gruppen- und Anlagensteuerungen finden Sie unter Option G7 Erweitertes Power Management. 5.1.1 Inselbetrieb Display 1 Display 2 Busbar AGC Genset...
Seite 83 5.1.2 Netzparallelbetrieb Display mains Mains Mains AGC Mains breaker (MB) Consumers breaker (TB) Display 1 Display 2 Busbar AGC Genset AGC Genset Generator Generator breaker breaker (GB 1) (GB 2) Diesel generator set 1 Diesel generator set 2 Designer's handbook 4189341275D DE Seite 83 von 236...
Seite 84 5.1.3 Mehrere Netze Mehrere Netze mit zwei Netzschaltern, zwei Kuppelschaltern, einem Sammelschienenkuppelschalter und vier Aggregaten Display Display Mains 17 Mains 18 Mains Mains breaker breaker AGC Mains AGC Mains (MB 17) (MB 18) Load Load breaker breaker (TB 17) (TB 18) Display 1 Display 2 Display BTB 33...
Seite 85 5.1.4 Automatischer Transferschalter ATS-Anlage, Netzsteuerung Mains Mains OK AGC Mains Consumers ON/OFF breaker (TB) Busbar AGC Genset AGC Genset AGC Genset Diesel generator 1 Diesel generator 2 Diesel generator 3 ANMERKUNG Die einfache ATS-Funktion (ein Signal Netzwiederkehr wird an einen AGC-Digitaleingang gesendet) wird hier gezeigt.
Seite 86 5.1.5 Energiemanagementsystem CAN bus PMS AGC Mains ASC Solar CAN bus PMS ASC Battery AGC Genset 5.1.6 Fernwartung AGC Genset Load Relay Zusätzliche Informationen Weitere Informationen finden Sie in der Bedienungsanleitung der Fernwartungsbox. Dokumentation zum Power-Management Zusätzliche Informationen Siehe Option G5, Power-Management, Aggregat-, Netz- und SKS-Steuerungen für die Einrichtung eines Power- Management-Systems, Parameter und Funktionen.
Seite 87 Der Ausgang ist aktiviert, sobald der Timer ausgelaufen ist. Die Gesamtverzögerungszeit = die Verzögerungseinstellung + Reaktionszeit. Beim Konfigurieren der Parameter in der Steuerung von DEIF müssen die Messklasse der Steuerung und ein ausreichender „Sicherheitszuschlag“ berücksichtigt werden. Beispiel Ein Energieerzeugungssystem muss nicht wieder mit dem Netz verbunden werden, wenn die Spannung 85 % von Un ± 0 % <...
Seite 88 Phase-neutral Phase-phase L3-L1 L1-L2 L1-N L2-L3 Wie im Vektor-Diagramm dargestellt, entsteht bei einer Fehlersituation eine Differenz der Spannungswerte für Strangspannungen und Außenleiterspannungen. Die Tabelle zeigt Messwerte bei einer Unterspannung von 10 % in einem 400/230-V-System. Phase-Null Phase-Phase Nennspannung 400/230 400/230 Spannung, Fehler 10 % 380/207 360/185...
Seite 89 Genset Load Mains Wenn die AGC ordnungsgemäß montiert ist, werden die Spannungsmessgeräte der Aggregate zwischen dem Generatorschalter (GS) und dem Aggregat platziert. Die anderen Spannungsmessgeräte werden zwischen dem Netzschalter (NS) und dem Netzeingangsanschluss installiert. Die Spannungsklemmen der verschiedenen Steuerungen sind im Folgenden abgebildet: Spannungsklemmen Aggregat Spannungsklemmen Netz...
Seite 90 Wenn die Steuerung auf Lastübernahme (LTO) eingestellt ist und das Startsignal erzeugt wird, läuft das Aggregat an. Wenn eine Wartung des Generators durchgeführt und zwei der Phasen vertauscht wurden, als der Generator wieder zusammengebaut wurde, stellt die AGC einen Phasenfolgefehler fest. Da dieser an den Spannungsklemmen des Aggregates auftritt, wird die unter Parameter 2153 eingestellte Fehlerklasse verwendet.
Seite 91 Spannungsklemmen Netz Spannungsklemmen Sammelschiene 79–84 85–89 ANMERKUNG Die obige Tabelle gilt nur für Netzsteuerungen in Standard-Anlagen! Für die SKS-Steuerungen gilt die folgende Tabelle: Spannungsklemmen Sammelschiene A Spannungsklemmen Sammelschiene B 79–84 85–89 ANMERKUNG Die obige Tabelle gilt nur für SKS-Steuerungen in Standard-Anlagen! Für Aggregatsteuerungen in einer Einzelaggregat-Anwendung gilt die folgende Tabelle: Spannungsklemmen Aggregat Spannungsklemmen Netz...
Seite 92 2153 2153 MB 17 MB 18 Mains controller TB 17 TB 18 2156 2156 BTB 33 BTB 34 2153 2156 2153 2156 BTB controller 2156 2156 GB 1 GB 2 Genset controller 2153 2153 Beim Einrichten der Phasenfolgen-Alarme kann es hilfreich sein, die Funktion „NS-Schließfehler, Start“ (8181) in einigen der Netzsteuerungen zu aktivieren.
Seite 93 STEADY STATE ALTERNATOR REACTIVE POWER CAPABILITY CURVE 0.8PF 1.0PF 0.8PF Engine overload region for power factor = 0.8 UNSTABLE ROTOR VOLTAGE OVERHEATING REGION REGION 18 % IMPORT (LEADING) EXPORT (LAGGING) Per unit kVAr Die Last von 100 % des Generators ist der äußere Kreis und die Last von 100 % des Motors ist der Unterteil des blauen Blocks.
Seite 94 Parameter 1101 1102 1103 1104 1105 1106 Spannungsniveau (Fest/nicht einstellbar) Stromniveau (Sollwert/einstellbar) Die sechs Werte können dann zu einer Kurve übertragen werden, was leichter zu lesen ist: Current [%] Voltage [%] Wenn die aktuellen Werte einen Punkt über der Kurve repräsentieren, sollte der Schalter ausgelöst werden. Die Kurve zeigt, dass der Generatorschalter ausgelöst wird, wenn zwei Bedingungen erfüllt sind: Die Generatorspannung ist unter 50 % der Nennspannung und der Strom ist 50 % über dem Nennwert.
Seite 95 Beispiel: Ein Aggregat hat eine Nennleistung von 400 A und speist eine Last ein. Der Strom der drei Phasen ist wie folgt: 115 A, 110 A und 100 A. Die AGC verwendet den maximalen und den minimalen Strom, in diesem Fall 115 A und 100 A. Die Berechnung lautet nun: ((115 - 100)*100)/400 = 3,75 %.
Seite 96 Beispiel: Einstellen der Übererregung Der Motor ist auf 2000 kW und der Generator auf 2500 kVA ausgelegt. Es muss berechnet werden, wie viele kvar das Aggregat exportieren kann: Verwenden Sie den kvar-Wert, um den Prozentsatz für den Parameter 1531 zu berechnen: kvar / kW = 1500 / 2000 = 75 %.
Seite 97 Art der Messungen Der Schutz gegen asymmetrische Spannung kann beispielsweise als Phase-zu-Phase- oder phasenneutrale Messung eingestellt werden. Diese Einstellungen beeinflussen auch andere Schutzfunktionen und Einstellungen der AGC. Es gibt drei Parameter, welche die Art der Messungen in der AGC ändern können: 1201, 1202 und 1203. In Parameter 1201 kann eingestellt werden, wie die Spannungsmessungen beispielsweise für den Spannungsschutz eines Generators auszuführen sind.
Seite 98 7. PID-Regler für DZR und SPR Beschreibung des PID-Reglers Die AGC enthält einen PID-Regler für die DZR- und SPR-Kontrolle. Er besteht aus einer Proportional-, einer Integral- und einer Differentialkomponente. Der PID-Regler gleicht die Regelabweichung aus und ist leicht einzustellen. Zusätzliche Informationen Siehe hierzu Inbetriebnahmeanleitung (General Guidelines for Commissioning).
Seite 99 Prinzipschaltbild Die Zeichnung zeigt das Prinzip des PID-Reglers. P-part I-part Set point Σ Σ Output (Kp) (Ti) D-part (Td) Wie in Zeichnung und Formel dargestellt, gibt jeder Regler (P, I und D) ein Ausgangssignal welches zum Gesamtreglerausgang aufsummiert wird. Die anpassbaren Einstellungen für die PID-Regler in der AGC sind: •...
Seite 100 1% regulation deviation Eine Regelabweichung von 1% tritt ein. Mit dem eingestellten Kp ergibt sich bei dieser Regel-abweichung eine Ausgangsänderung von 5 mA. Die Tabelle zeigt, dass sich der Ausgang der AGC relativ oft ändert, wenn der max. Drehzahlbereich klein ist. Max.
Seite 101 7.4.3 Integralregler Die Hauptfunktion dieses Reglers ist es, den Offset auszuregeln. Die Integralzeit ist definiert als die Zeit, die der Integralregler für das Replizieren der momentanen Änderung durch den Proportionalanteil benötigt. In der Zeichnung erzeugt der Proportionalregler eine Änderung von 2,5 mA. Die Integralzeit wird gemessen, wenn der Ausgang 2 x 2,5 mA = 5 mA.
Seite 102 Beispiel Kp = 1 D-regulator Deviation 2 D-output 2, Td = 1 s Deviation 1 D-output 2, Td = 0.5 s D-output 1, Td = 0.5 s Time [s] • Deviation 1: Eine Abweichung mit Steigung 1. • Abweichung 2: Eine Abweichung mit Steigung 2,5 (2,5-fach größer als Deviation 1). •...
Seite 103 Synchronisierungsregler Der Synchronregler der AGC wird immer verwendet, wenn die Synchronisation aktiviert ist. Nach einer erfolgreichen Synchronisation wird auf andere relevante Regler umgeschaltet. Das kann zum Beispiel der Lastverteilungsregler sein. Die Einstellungen erfolgen in Parameter 2050. Dynamische Synchronisierung Wenn die dynamische Synchronisation ausgewählt wurde, ist der (2050) für die Zeit der Synchronisation aktiv.
Seite 104 # Bereich Beschreibung Anmerkung Dynamischer Die Regelung ist aktiv, das Drehzahl-abwärts-Relais pulst zur Abfall Impuls Bereich Eliminierung der Regelabweichung. Die Regelung ist aktiv, das Drehzahl-abwärts-Relais ist jedoch durch die 5 Statischer Bereich Dauersignal abwärts hohe Regelabweichung im Dauerbetrieb. Wie in der Zeichnung dargestellt, sind die Relais im Dauerbetrieb, wenn eine große Regelabweichung vorliegt. Die Relais takten, wenn sie näher am Sollwert liegen.
Seite 105 P-regulator 0.5 % In diesem Beispiel haben wir eine Regelabweichung von 2% und einen eingestellten Kp = 20. Der berechnete Ausgangswert der Steuerung ist 40%. Jetzt kann die Impulslänge für eine Periodendauer von 2500ms berechnet werden: e(Abweichung) / 100 x t(Periode) 40 / 100 x 2500 = 1000 ms Die Periodenzeit kann niemals kürzer als die Min.-Ein-Zeit sein.
Seite 106 Applikationskonfiguration Für den P-Grad-Betrieb muss die AGC nach einer Anwendungszeichnung als Einzelaggregat konfiguriert werden. Dies kann über die USW oder per Schnell-Setup erfolgen. Siehe 'Hilfe'-Funktion (F1) in der USW für Details über die Applikationskonfiguration. 7.8.2 U-Droop-Beispiel Das folgende Diagramm zeigt einen Generator mit einer U-Droop-Einstellung von 4 % und 10 % im Verhältnis zur Blindleistung, Q (kVAr).
Seite 107 In diesem Diagramm ist die Laständerung (ΔP) höher als zuvor. Das bedeutet, dass der Generator eine höhere Varianz der Last aufweist als mit der höheren P-Grad-Einstellung. Frequency (Hz) P (kW) Δ P ANMERKUNG Dies kann verwendet werden, wenn der Generator mit Spitzenlast laufen muss. 7.8.5 Korrektur isochroner Regler Wenn das Aggregat mit einem Drehzahlregler ausgerüstet ist, der nur Isochronbetrieb zulässt, kann die Droop-Einstellung...
Seite 108 8. Synchronisation Synchronisationsprinzip Die Steuerung kann den Generator und den Netzschalter (wenn installiert) synchronisation. Zur Verfügung stehen das statische Synchronisationsprinzip oder das dynamische (Werkseinstellung). In diesem Kapitel werden die Synchronisationsfunktionen und die Einstellungen erklärt. ANMERKUNG Im folgenden Text ist mit dem Begriff Synchronisation 'Synchronisierung und Schließen des synchronisierten Schalters' gemeint.
Seite 109 Schlupffrequenz interessiert sind, um zu kalkulieren, wann der Synchronisationsimpuls abgesetzt werden soll. Läuft der Generator im Vergleich zur Sammelschiene mit einer positiven Schlupffrequenz von 0.1 Hz, sind die beiden Systeme alle 10 Sekunden synchron. ANMERKUNG Siehe hierzu auch das Kapitel über PID- und Synchronregler. Die vorangegangene Abbildung zeigt eine kleiner werdende Differenz (eventuell bis 0) im Phasenwinkel, zwischen dem synchronisierenden Aggregat und dem Netz.
Seite 110 Negative Schlupffrequenz FUEL INDEX Gen1 100% LOAD FUEL INDEX Gen2 100% Reverse power 8.2.3 Einstellungen Die dynamische Synchronisation wird in Menü 2000 „Sync. Typ“ (Reglereinstellungen) ausgewählt und in Menü 2020 „Synchronisation“ eingestellt. Name Parameter Beschreibung Anmerkung Sync df 2021 Max. Schlupffrequenz. Anpassung an örtliche Vorschriften und Gegebenheiten.
Seite 111 ANMERKUNG Die dynamische Synchronisation wird dann empfohlen, wenn schnelle Synchronisation erforderlich ist und das zuzuschaltende Aggregat Last übernehmen kann, direkt nachdem der Schalter geschlossen wurde. ANMERKUNG Mit M-Logic kann zwischen statischer und dynamischer Synchronisation umgeschaltet werden. Statische Synchronisation Bei der statischen Synchronisation läuft das synchronisierende Aggregat annähernd mit der gleichen Drehzahl wie der Generator auf der Netzseite.
Seite 112 Um eine schnellere Synchronisation zu erreichen, kann das Schließfenster 'close window' eingestellt werden. Das Schließsignal kann erteilt werden, wenn der Phasenwinkel U innerhalb des voreingestellten Sollwertes liegt. Die GENL1 BBL1 Spanne ist +/-0,1-20,0 Grad. Siehe folgende Darstellung: ± close window Max.
Seite 113 Parameter Beschreibung Anmerkung 'Infinite sync' hält den Generator in 2035 Auswahlmöglichkeiten sind 'Breaker' oder 'Infinite Schwebung mit dem Netz. Der GS kann Statischer GS sync'. nicht geschlossen werden. 'Infinite sync' hält den Generator in 2036 Auswahlmöglichkeiten sind 'Breaker' oder 'Infinite Schwebung mit dem Netz.
Seite 114 8.4.1 1. GS-Handling Start Start DG(s) RPM > SP1 Delay 1 expired Close GB Start RPM > SP2 Delay 1 expired Trip GB excitation Delay 1 expired on all DG(s) Start Activate Delay 2 expired Delay 2 expired excitation regulators Activate Delay 3 expired regulators...
Seite 115 8.4.2 2. KS-Handling (Option G5) Start TB Open Any GB closed > P AVAIL ”GB + TB” MB OFF Close TB Sync TB 8.4.3 Startablauf Die Startsequenz der AGC wird durch die Anlaufsynchronisation geändert. Die folgenden Parameter sind relevant: Parameter Name Anmerkung Dies ist der Drehzahlsollwert für das Schließen des Schalters.
Seite 116 Parameter Name Anmerkung Wählen Sie im E/A & Hardware-Setup für das ausgewählte Relais unter Alarm die Option M-Logic / Grenzwertrelais. Die beste Leistung der Anlaufsynchronisation erzielen Sie mit den Relais 5, 8 oder 11. ANMERKUNG Das für die Anlaufsynchronisation verwendete Relais darf nicht für etwas anderes verwendet werden. Vo lt age Nom in al RPM Nom in al Voltage...
Seite 117 8.4.4 Schaltersequenz Die Funktion „Anlaufsynchronisation“ kann in den folgenden Anwendungen verwendet werden: 1. AGC Einzelaggregat 2. AGC mit Power-Management - ohne Kuppelschalter 3. AGC mit Power-Management - mit Kuppelschalter • Wählen Sie in Parameter 2261, ob nur der Generatorschalter oder sowohl der Generatorschalter als auch der Kuppelschalter geschlossen werden sollen.
Seite 118 Parameter Name Bereich Standard Anmerkung Spannungsniveau Der Parameter wird von den Aggregaten nicht 2265 30 bis 100 % 30 % Wiederholungsdurchlauf gemeinsam genutzt. Spannungsentladungs-Timer Der Timer für die Spannungsentladung (Parameter 2264) legt fest, wie viel Zeit vom Wegfall der Erregung bis zum Unterschreiten des Niveaus für den Wiederholungsdurchlauf der Spannung erforderlich ist.
Seite 119 % of nominal voltage New start CBE Break Lim GB open request GB close (2252) expired Voltage discharge (2264) Voltage rerun level (2265) Time Im obigen Diagramm ist die Erregung während der Abkühlung aktiviert. Bei einer erneuten Startanforderung wird die Erregung abgeschaltet.
Seite 120 Diese Standardfunktion kann so modifiziert werden, dass sie, abhängig von der gewünschten Funktion, einen digitalen Eingang und einen zusätzlichen Relaisausgang benutzt. Die Relaisauswahl erfolgt in Menü 2240, der Eingang wird in 'Input Settings' in der USW festgelegt. Die folgende Tabelle beschreibt die Möglichkeiten. Relais ausgewählt Relais nicht ausgewählt Digitaleingang...
Seite 121 Mains failure Delay act. rec2 (2291) Mains condition OK (2281-2284) Delay act. rec2 expires (2291) Mains condition OK (2281-2284) Recovery Recovery del.2 del.1 (2294) (2292) Close Mains breaker Nach Ablauf des TimersVerzögerung, Wiederherstellung aktivieren 2 startet der Langzeitunterbrechungszähler (Menü 2294 Wiederherstellungsverzögerung 2).
Seite 122 9. Zusätzliche Funktionen Startfunktionen Die Steuerung startet das Aggregat, wenn der Startbefehl gegeben wird. Die Startsequenz wird unterbrochen, sobald der ‚Anlasser-ausrücken‘-Befehl erfolgt oder ein ‚Motor-läuft‘-Signal vorhanden ist. Der Grund hierfür ist die Verzögerung der Alarme mit dem „Motor läuft“-Signal. Besteht keine Möglichkeit, die Alarme mit „Motor-läuft“-Status bei niedrigen Drehzahlen zu aktivieren, muss die „Anlasser- ausrücken“-Funktion verwendet werden.
Seite 123 Running feedback Das Diagramm zeigt, wie das digitale ‚Motor-läuft‘-Signal aktiviert wird (Klemme 117) wenn der Motor seine Zünddrehzahl erreicht hat. Anlasser ausrücken Ist der Digitaleingang „Anlasser ausrücken“ aktiv, wird das Startrelais abgeschaltet. Der Eingang „Anlasser ausrücken“muss auf einen freien Digitaleingang gelegt werden. Running feedback Remove...
Seite 124 Rückmeldung „Motor läuft“ Die nachfolgende Zeichnung zeigt, wie die ‚Motor-läuft‘-Rückmeldung bei Erreichen der Zünddrehzahl erkannt wird. Die Werkseinstellung ist 1000 U/min (6170 „Motor-läuft“-Erkennung). Running feedback menu 6173 HINWEIS Beschädigung des Anlassers Die Werkseinstellung 1000 U/min ist höher als die Drehzahl des typischen Anlassers. Stellen Sie die Drehzahl nach Angaben des Motorherstellers ein.
Seite 125 9.1.3 Öldruck Die Multieingänge der Klemmen 102, 105 und 108 können für die ‚Motor-läuft‘-Erkennung verwendet werden. Die entsprechenden Klemmen müssen als RMI-Eingang für Öldruckmessung konfiguriert werden. Steigt der Öldruck über den eingestellten Wert (6175 Öldruckstand), wird das „Motor-läuft“-Signal erkannt und die Start- Sequenz ist beendet.
Seite 126 9.1.4 Doppelstarter In manchen Notfallinstallationen ist die Antriebsmaschine mit einem zusätzlichen Startmotor ausgerüstet. Abhängig von der Konfiguration kann die Funktion „Doppelstarter“ zwischen den zwei Startern umschalten oder mehrere Versuche mit dem Standardstarter unternehmen, bevor zum Doppelstarter gewechselt wird. Die Funktion wird in den Parametern 6191-6192 eingerichtet und ein Relais zum Anlassen mit dem Alternativstarter wird im E/A-Setup gewählt.
Seite 127 Stellen Sie die Relaisnummer in Ausgang A und Ausgang B ein, um diese Funktion zu aktivieren. Stellen Sie die Relaisfunktion im E/A-Menü auf Limit. Das Relais wird aktiviert, ohne dass ein Alarm ausgelöst wird. Beachten Sie, dass sowohl Ausgang A als auch Ausgang B ein Relais zugeordnet werden muss, um einen Alarm zu vermeiden. ANMERKUNG Wenn die Relaisfunktion nicht auf M-Logic / Limit gestellt wird, wird bei jedem Start ein Alarm ausgelöst.
Seite 128 Die Hauptfunktion ist hier, das Aggregat vom Stoppen abzuhalten. Die Timer machen die Funktion flexibler. ANMERKUNG Der Antriebsmotor muss für diese Funktion vorbereitet sein. Die Leerlauffunktion wird typischerweise in Applikationen verwendet, in denen das Aggregat so tiefen Temperaturen ausgesetzt ist, dass Startschwierigkeiten oder Beschädigung zu erwarten sind. 9.3.1 Beschreibung Die Funktion wird in Parameter 6290 Leerlaufeingestellt und aktiviert.
Seite 129 1500 START STOP Start Stop Leerlaufdrehzahl mit einem auf niedrige Drehzahl konfigurierten Digitaleingang In diesem Beispiel müssen beide Timer deaktiviert sein. Die Leerlaufdrehzahl mit aktivierter niedriger Drehzahl wird im Leerlauf verwendet, bis der Eingang für die niedrige Drehzahl deaktiviert wird. Anschließend regelt das Aggregat auf die Nennwerte.
Seite 130 9.3.4 Temperaturabhängiger Leerlaufstart Dieses Beispiel zeigt die Einstellungen für einen Anlauf bei Leerlaufdrehzahl, wenn sich die Kühlmitteltemperatur unter einem bestimmen Wert befindet. Überschreitet die Temperatur den eingegebenen Wert, läuft das Aggregat bei Nenndrehzahl. Beispiel Die Funktion wird über den Deltaeingang 1 (Menüs 4601, 4602 und 4610) und eine M-Logic-Zeile umgesetzt. Wenn die Kühlmitteltemperatur nach dem Startvorgang unter 110 Grad liegt, wird die Steuerung im Leerlauf betrieben.
Seite 131 Um diese Funktion zu verwenden, muss das Menü „6295 Leerlauf aktiv“ eingeschaltet und der Relaisausgang konfiguriert werden. Andernfalls funktioniert der Leerlauf nicht. 9.3.5 Unterdrückung Alarme, die durch die Unterdrückungsfunktion deaktiviert sind, bleiben deaktiviert. Eine Ausnahme bilden die Öldruckalarme RMI Öl 102, 105 und 108. Diese sind auch im Leerlauf aktiv. 9.3.6 Motor-läuft-Signal Das ‚Motor-läuft‘-Signal muss aktiviert werden, wenn sich das Aggregat im Leerlauf befindet.
Seite 132 Start Start Auto start/stop Temp. control No starting Start the genset Idle timer Start the genset speed Idle timer expired Genset running Genset running at f at idle speed Designer's handbook 4189341275D DE Seite 132 von 236...
Seite 133 Stopp Start Auto Temp. Genset running start/stop control at Nom. speed Idle timer on Low speed Genset running Idle timer at idle speed expired Genset stop sequence Analoge Lastverteilung Wenn die Hardware-Option M12 installiert ist, kann die Steuerung analoge Lastverteilungsleitungen verwenden, um die Last gleichmäßig zu verteilen (in Prozent der Nennleistung).
Seite 134 Die analoge Lastverteilung ist automatisch unter folgender Voraussetzung nicht aktiv: • Der Aggregatschalter ist geöffnet. Die analoge Lastverteilung wird automatisch ignoriert, wenn das Power Management der Aggregatsteuerung einen Leistungs-Sollwert vorgibt: • Sie können M-Logic verwenden, um die Steuerung zu zwingen, eine analoge Lastverteilung zu verwenden. Dies ermöglicht eine analoge Lastverteilung mit extern gesteuerten Aggregaten.
Seite 135 9.4.2 Funktionsprinzip Die Steuerung liefert eine Spannung auf der Lastverteilungsleitung, die proportional zur tatsächlichen Last des Aggregats ist. Diese Spannung kommt von einem eingebauten Leistungsmessumformer. Gleichzeitig wird die tatsächliche Spannung auf der Lastverteilungsleitung gemessen. Ist die gemessene Spannung höher als die Spannung des eingebauten Leistungsmessumformers, erhöht die Steuerung ihre Last, um die Spannung auf der Lastverteilungsleitung anzupassen.
Seite 136 Generator Nennleistung Tatsächliche Last Spannung auf der Lastverteilungsleitung Generator 1 1000 kW 500 kW 2,0 V DC Generator 2 100 kW 50 kW 2,0 V DC Beide Generatoren liefern 50 % ihrer Nennleistung. 9.4.3 „Rampe aufwärts“ im Inselbetrieb mit Laststufen Analogue load share set point One step before the load share setpoint is...
Seite 137 Um den maximalen Bereich einstellen zu können, setzen Sie 6391 auf Einstellbar. Die AGC kann zwischen 1,0 und 5,0 V DC bei 100 % Last liefern. Die Lastverteilung an DEIF Uni-line LSU (Lastverteilungseinheit) und Multi-line 2 Version 1 und Version 2 kann einen Bereich von 0 bis 5 V DC erfordern. Wenn die Lastverteilung ungleich ist, überprüfen Sie die Konfiguration.
Seite 138 Cummins PCC-Anwendungen Abbildung 9.1 PCC-Schnittstelle zur AGC PCC im Power Management-System von DEIF Wenn die AGC Teil eines Power Management-Systems ist, erhält sie normalerweise Lastverteilungsinformationen vom Power Management-System über den CAN-Bus. Sie können eine AGC dazu zwingen, die analogen Lastverteilungsleitungen zu verwenden: Aktivieren Sie Ausgang, Befehl Power Management, Analoge Lastverteilung anstelle von CAN in M-Logic.
Seite 139 Lüftung Diese Funktion kann die Motorkühlung regeln. Über einen Multieingang wird die Kühlmitteltemperatur gemessen und ein externes Lüftungssystem eingeschaltet, um die Kühlmitteltemperatur unter dem eingestellten Grenzwert zu halten. Die Funktion wird in folgendem Diagramm gezeigt. Verfügbare Sollwerte (6460 Max. Lüftung): •...
Seite 140 Lüfter-Logik Die AGC kann vier verschiedene Lüfter steuern. Dabei kann es sich beispielsweise um die Lüfter für die Luftversorgung eines Aggregates in einem geschlossenen Gehäuse handeln oder um die Kühlungslüfter für die Luftkühler. Die Lüftersteuerung der AGC bietet zwei Funktionen: 1.
Seite 141 9.6.2 Eingang für Lüftersteuerung Die Lüftersteuerung benötigt einen Temperatureingang, um die Lüfter anhand einer Temperaturmessung starten und stoppen zu können. Fan Temperatur-Eingang wird in Parameter 6561 eingestellt, und dieser Eingang kann zwischen diesen Eingängen gewählt werden: • Es stehen drei Multieingänge an Steckplatz 7 zur Verfügung •...
Seite 142 9.6.4 Lüfterausgänge In Menü 6581-6584 werden die Ausgangsrelais für die Lüfter A-D bestimmt. Diese Relais dienen dazu, ein Signal an den Lüfterstarterschrank abzugeben. Am Relais muss Spannung anleigen, damit der Lüfter läuft. 9.6.5 Lüfterstartverzögerung Sollen zwei oder mehr Lüfter gleichzeitig starten, kann eine Startverzögerung zwischen den Lüfterstarts gesetzt werden. Der Grund dafür besteht darin, den Spitzen-Startstrom zu begrenzen, sodass nicht alle Lüfter gleichzeitig mit einem Startstrom beitragen.
Seite 143 9.6.6 Rückmeldung „Lüfter läuft“ Um sicherzustellen, dass der Lüfter läuft, kann ein digitaler Eingang für die Rückmeldung „Läuft“ zugewiesen werden. Die Rückmeldung „Lüfter läuft“ muss über die M-Logic programmiert werden. Hier ist ein Beispiel. Der Ausgang Lüfter A/B/C/D läuft-Befehl informiert die AGC darüber, dass der Lüfter läuft. Der Ausgang ist unter Ausgang, Befehl zu finden, wie oben dargestellt.
Seite 144 9.6.8 Lüfterpriorität (Betriebsstunden) Die Priorität der Lüfter A bis D wechselt automatisch zwischen Priorität . Dies geschieht automatisch, da die Betriebsstunden der Lüfter erkannt und für die Neuordnung verwendet werden. M-Logic-Konfiguration Wenn eine Lüftereinheit ein Signal ausgibt, das bei laufendem Betrieb an einen digitalen Eingang der AGC geleitet wird, muss die folgende M-Logic programmiert werden: Wenn es nicht möglich ist, eine Rückmeldung „Läuft“...
Seite 145 ANMERKUNG Es ist nur das Zurücksetzen möglich. Es ist nicht möglich, dem Betriebsstundenzähler einen Offset hinzuzufügen. 9.6.9 Lüfterprioritätsberechnungen, Update In Parameter 6562 wird die Aktualisierungsrate der Priorität (die Stunden zwischen den Prioritätsänderungen) ausgewählt: Wenn die Aktualisierung der Lüfterpriorität auf 0 Stunden eingestellt ist, ist die Prioritätsreihenfolge wie folgt: Lüfter A, Lüfter B, Lüfter C, Lüfter D.
Seite 146 9.7.1 Eingangsauswahl Jede Derating-Funktion kann einem der folgenden Eingänge zugewiesen werden (über Parameter 6241, 6251 oder 6261): Eingang Anmerkung Multieingang 102 (slot #7) 0-40V DC 4-20 mA Multieingang 105 (slot #7) Pt100/1000 RMI: Multieingang 108 (slot #7) Digital Analogeingänge (M15.X) 4-20 mA 0-5V DC Multi-Eingänge (M16.X)
Seite 147 Beispiel für inverses Derating LIMIT Start derate 9.7.3 Derating-Eigenschaften Das Derating kann proportional oder invers sein. Beispiel für proportionales Derating LIMIT Start increase Verwenden Sie Aktivieren in Parameter 6246/6256/6266, um die Derating-Eigenschaft auszuwählen: • Aus: Invers. Ein höherer Steuerungswert ergibt eine geringere Leistung. •...
Seite 148 Um die reduzierte Leistung zu berechnen, verwendet die AGC den Wert aus der MK in der Derating-Funktion. MK-Derating über Parameter 7551 Aktivieren Sie Parameter 7551, um den MK-Wert MK-Derating-Anforderung (d. h. SPN 3644) als reduzierte Leistung in der AGC zu verwenden. Das heißt, der MK-Wert wird direkt verwendet, ohne eine Derating-Berechnung. Dynamischer Frequenzgang Sie können dem dynamischen Frequenzgang (DFR, (Dynamic Frequency Response) verwenden, um den Frequenzsollwert des Aggregats automatisch auf der Grundlage der Aggregatlast anzupassen.
Seite 149 Kein Netzanschluss Wenn ein Netzanschluss vorhanden ist, verwendet die Steuerung keinen dynamischen Frequenzgang. Die Steuerung prüft automatisch, ob sich das Aggregat im Inselbetrieb befindet. Keine analoge Lastverteilung Der dynamische Frequenzgang funktioniert nicht, wenn die analoge Lastverteilung aktiv ist. Sie können M-Logic verwenden, um die P/Q-Lastverteilung zu verhindern.
Seite 150 Verwendung von AOP-LEDs zur Überwachung des dynamischen Frequenzgangs (Beispiel) 9.8.1 Einstellungen Utility-Software > Erweiterter Schutz > Dynamischer Frequenzgang Name Bereich Werkseinstellung Angaben Dynamischer Um den dynamischen Frequenzgang zu aktivieren, Frequenzgang wählen Sie EIN. Minimale Frequenz (f Der niedrigste Frequenzsollwert für den dynamischen 48 bis 60 Hz 48,8 Hz min)
Seite 151 Name Bereich Werkseinstellung Angaben Der höchste Frequenzsollwert für die Hochfrequenz Regelung, Ende in Stufen Ist die Leistung des Aggregats noch gering 50 bis 62 Hz 51,4 Hz erforderlich und wird eine höhere Frequenz benötigt, verwendet die Steuerung f max. Der Frequenzsollwert für den Hochfrequenzmodus Hochfrequenz (f hoch) 50 bis 62 Hz 51,7 Hz...
Seite 152 Beispiel für Leistungs- und Frequenzeinstellungen frequency [ Hz] 51.8 51.7 f max f max f high f start 51.0 f nom f nom 50.0 f min f min f min 48.8 Generator power Decrease f [ % of nom] f nominal f <...
Seite 153 Beschreibung Anmerkungen Steuert die Frequenz im dynamischen Frequenzgang, Hochfrequenz EinstellungHochfrequenz, Automatische Auswahl des dynamischen Frequenzgangmodus. Aktivieren Sie Automatisch die geeignete Steuerung für den dynamischen Frequenzgang. Frequenzanpassung Ereignisse > Frequenzanpassung Beschreibung Anmerkungen Regelung inaktiv Die dynamische Frequenzgangfunktion regelt nicht die Frequenz. Die dynamische Frequenzgangfunktion regelt die Frequenz bei der Einstellung der Regelung aktiv - Nennfrequenz Frequenzreferenz...
Seite 154 kann einen möglichen Totalausfall auf der Sammelschiene verhindern. Der Abwurf über Strom erfolgt aufgrund induktiver Lasten und/oder instabilen Cosφ <0,7, was eine Erhöhung des Stromwertes nach sich zieht. Der Lastabwurf über Sammelschienenunterfrequenz reduziert die Wirkleistung und somit die prozentuale Belastung der Aggregate.
Seite 155 9.11 Pumpenlogik 9.11.1 Füllpumpenlogik Die Kraftstoffpumpenlogik dient zum Starten und Stoppen der Kraftstoffpumpe, um den Kraftstoff im Tank auf dem erforderlichen Niveau zu halten. Der Kraftstoffstand wird über einen der drei Multi-Eingänge erfasst. Parameter Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben 0 bis 100 % 20 % 6551 Füllpumpenlogik...
Seite 156 Fuel level Fuel service tank level Time Fuel pump start level Fuel pump stop level Kraftstoff-Füll-Überwachung Läuft die Kraftstoffpumpe, muss der Kraftstoffstand um mindestens 2 % innerhalb der in Menü 6553 Kraftstoff- Füllüberwachung eingestellten Zeit steigen. Wenn der Kraftstoffstand nicht um 2 % ansteigt, deaktiviert die Steuerung das Kraftstoffpumpenrelais und aktiviert einen Kraftstoff-Füllalarm.
Seite 157 Parameter Name Bereich Werkseinstellung Angaben DEF-Transferpumpe, Alarm-Timer und Ausfallklasse. Der Alarm wird ausgelöst, wenn das DEF- 0,1 bis 999,9 s 60 s 6723 DEF-Füllcheck Pumpenrelais aktiviert wird, der DEF-Füllstand aber Fehlerklassen Warnung nicht innerhalb der Verzögerungszeit um die DEF- Füllkurve (siehe 6724) ansteigt. Wenn das DEF-Pumpenrelais aktiviert wird, ist dies 6724 DEF, Füllkurve...
Seite 158 Relaisausgang Wählen Sie in der Utility-Software unter E/A & Hardware-Setup das Ausgangsrelais zur Steuerung der Flüssigkeitspumpe, wie im folgenden Beispiel gezeigt. Wenn Sie nicht wollen, dass bei jeder Aktivierung des Ausgangs ein Alarm ausgelöst wird, konfigurieren Sie das Ausgangsrelais als Grenzwertrelais. Die Steuerung aktiviert das Relais, wenn der Flüssigkeitsstand unter der Startgrenze liegt.
Seite 159 EIN (Digitaleingänge) Zeigt den Status der Digitaleingänge an. Automatic Gen-set Controller multi-line AGC 400 400V Digital input 54 Input = Up Down AUS (Digitalausgänge) Zeigt den Status der Digitalausgänge an. Automatic Gen-set Controller multi-line AGC 400 400V Relay 5 Output A Up Down MISC (Verschiedenes) Zeigt den Status der M-Logic an.
Seite 160 Die Steuerung soll ein Relais unter definierten Bedingungen aktivieren. Das Relais muss dort für das Ölwechselsystem (nicht Bestandteil des DEIF-Lieferumfangs) verwendet werden, wo das Schmieröl aus dem Motor abgelassen und dem Motor hinzugefügt wird. Jedes frei konfigurierbare Relais ist für diese Funktion verfügbar. In Parameter 6890 ist ein Sollwert verfügbar, der auf 1 bis 999 Stunden eingestellt werden kann, um festzulegen, wann sich das Relais schließen soll.
Seite 161 9.16 Schalterfunktionen 9.16.1 Schaltertypen Es gibt fünf mögliche Einstellungen für Netz- und Generatorschalter. Continuous NE und Continuous ND Dieser Signaltyp wird meist in Verbindung mit einem Schütz verwendet. Die AGC benutzt hier nur das ‚Schalter-Schließen‘- Relais. Das Relais wird zum Öffnen und Schließen des Schützes verwendet. Das 'Schalter-öffnen'-Relais kann auch für andere Zwecke benutzt werden.
Seite 162 ANMERKUNG Die Fehlerklasse des Positionsfehleralarms ist standardmäßig Warnung. Dadurch kann der Schalter die Aktion wiederholen, die er vor der Aktivierung des Alarms ausgeführt hat. 9.16.3 Federspannzeit Um Einschaltfehler durch nicht gespannte Speicherfedern zu vermeiden, kann die Federspannzeit für GS, KS und NS eingestellt bzw ein Digitaleingang verwendet werden.
Seite 163 Breaker Auto start/stop Spring load time 9.16.5 Getrennter Schalter Die Funktion „Getrennter Schalter“ wird verwendet, wenn der Testmodus des Schalters aktiv ist oder wenn der Schalter zu Wartungszwecken ausgeschaltet wird. Sie informiert das System darüber, dass die physische Position des Schalters „geöffnet“...
Seite 164 Die Abbildungen unten zeigen ein Netz, bei dem der NS und der KS getrennt sind. Eine Rückmeldung ist aktiviert und eine ist deaktiviert, wobei letztere immer noch als Signal „geöffnet“ erkannt wird, während der Eingangswert für „Getrennter Schalter“ hoch ist. ANMERKUNG Prüfen Sie unbedingt, ob der Schalter tatsächlich von der Sammelschiene getrennt ist oder sich physisch in der Testposition befindet.
Seite 165 Mains OK MB input configured Mains OK MB control delay input Expired MB and GB operation Sequence 9.18 Kurzzeitparallelbetrieb Wenn Überlappung (Menü 2760) auf Ein steht, erzwingt die Steuerung eine maximale Parallellaufzeit für den Generator und das Netz. Dies wird verwendet, um die lokalen Anforderungen an die Kurzzeitparallelität zu erfüllen. Die Überlappungsfunktion ist nur in den Betriebsarten Notstrom (AMF) und Lastübernahme verfügbar.
Seite 166 Parameter für frequenz- oder spannungsabhängigen P-Grad Parameter Name Bereich Werkseinstellung Beschreibung 0 bis 100 % der 7051 Kontrolleinstellung P 100 % Festlast-Einstellpunkt Nennleistung 0 bis 99,99 % der Totzone für Totzone niedrig (7121) Nennfrequenz/ 0,4 % Netzunterfrequenz oder Spannung Unterspannung 0 bis 99,99 % der Totzone für Totzone hoch (7122)
Seite 167 Parameter Name Bereich Werkseinstellung Beschreibung Beachten Sie, dass die Funktion der P-Grad-Kurve Deaktivieren standardmäßig deaktiviert Kurvenaktivierung Deaktivieren Aktivieren ist. Ändern Sie zur Aktivierung diesen Parameter. Der Timer startet wenn die Netzfrequenz wieder auf die Totzone zurückkehrt. Die Steuerung verwendet die Leistungsrampe 3, bis dieser Timer abgelaufen ist oder sich die Frequenz aus...
Seite 168 P [kW] HYSH SLPL Fixed Power Set Point SLPH HYSL (Fnom-fact)*100/fact [%] Die P-Bereichskurve kann im Bereich von P min bis P max festgelegt werden. Wenn die P-Bereichsfunktion aktiviert ist, basiert sie auf dem Istwert des Leistungssollwerts. Wenn die Funktion beispielsweise während des Hochfahrens aktiviert wird und der tatsächliche Leistungswert 200 kW beträgt, basiert der P- Bereich auf 200 kW als Festleistungssollwert, wie im Diagramm dargestellt Die Steigungen (Steigung niedrig (7133) und Steigung hoch (7134)) werden verwendet, solange sich die Netzfrequenz von...
Seite 169 9.20 Leistungs- und CosPhi Offsetwerte 9.20.1 Leistungs-Offsets Diese Funktion legt einen Offset über Cosφ, 3 Offsetwerte stehen zur Verfügung. Die Offsetwerte können in M-Logic verwendet werden. Die Einstellung erfolgt in den Menüs 7220 und 7225. Die aktivierten Leistungsoffsets werden vom festen Leistungssollwert in Menü...
Seite 170 Abbildung 9.2Beispiel für RRCR-Eingang: DI 23 aktiviert den RRCR-Eingang I1 Konfigurieren der RRCR-Eingänge für Leistungssollwerteingänge Wählen Sie das RRCR-Symbol in der Taskleiste der USW-Software: . Das RRCR-Fenster wird geöffnet. Abbildung 9.3Beispiel für RRCR Leistungssollwerteingänge Beispiel für RRCR Leistungssollwerteingänge Wie die Abbildung zeigt, sind die Leistungssollwerteingänge für RRCR aktiviert. Wenn nur Eingang 1 aktiviert ist, beträgt der Leistungssollwert der Steuerung 0 %.
Seite 171 Für alle anderen RRCR-Eingangskombinationen beträgt der Leistungssollwert der Steuerung 0 %. Die RRCR-Eingänge regeln nicht den Q- oder Cosφ-Sollwert. Die 16 Eingangskombinationen werden links im Fenster angezeigt (rote Box). Diese können Sie nicht ändern. RRCR wird über die Leistungssollwerteingänge (blaue Box) aktiviert (standardmäßig deaktiviert). Wählen Sie für jede Eingangskombination unter P [%] (schwarze Box) den gewünschten Leistungssollwert.
Seite 172 Abbildung 9.5Beispiel für Leistungssollwertausgänge für RRCR Beispiel des Leistungssollwert-Ausgangs für RRCR Wie die Abbildung zeigt, ist der Leistungssollwertausgang für RRCR aktiviert. Wenn der Leistungssollwert der Steuerung 30 bis 39 % beträgt, werden R1 und R2 aktiviert. Wenn der Leistungssollwert der Steuerung 40 bis 49 % beträgt, wird R3 aktiviert. Auf der linken Seite sind die 16 Ausgangskombinationen dargestellt (rote Box).
Seite 173 Wählen Sie unter P-Auswahl (orangefarbene Box) P damit die Steuerung P [%] als Sollwert für die Regelung verwendet. Wenn P-Auswahl ausgeschaltet ist, verwendet die Steuerung diese RRCR-Ausgangskombination nicht zur Ausgabe des Leistungssollwerts. ANMERKUNG Die Kurve der P %-Werte muss linear sein. 9.22 Manuelle Drehzahl- und Spannungsregelung Die manuelle Drehzahl- und Spannungsregelungsfunktion lässt sich aktivieren durch Drücken von für mindestens...
Seite 174 9.23 Fehlerklasse Alle Alarme sind mit einer Fehlerklasse eingestellt. Die Fehlerklasse bestimmt die Auswirkung des Alarms auf die Funktion der Anlage. Die folgenden Tabellen zeigen die Auswirkungen der Fehlerklassen für eine Aggregatsteuerung bei laufender und stehender Maschine. ANMERKUNG Alle Fehlerklassen lösen den Alarm Warnung aus, der im aktiven Alarmprotokoll angezeigt wird. Zusätzliche Informationen SieheOption G5 Power Management für Netz- und SKS-Steuerungsfehlerklassen.
Seite 175 9.23.2 Motor steht Fehlerklasse Aktion Start blockiert NS-Sequenz blockiert GS-Sequenz blockiert 1 Block ● 2 Warnung 3 GS Aus ● ● 4 GS-Aus+stop ● ● 5 Abstellung ● ● 6 NS Aus ● 7 Sicherheitsstopp ● 8 Abw. NS/GS ●* ●...
Seite 176 9.24 Alarmunterdrückung Um die Alarmaktivierung möglichst flexibel zu gestalten, stehen konfigurierbare Alarmunterdrückungsfunktionen zur Verfügung. Die Konfiguration ist nur über die USW möglich. Für jeden Alarm gibt es ein Drop-down-Fenster. Hier können die Bedingungen für die Alarmunterdrückung ausgewählt werden. Auswahl für Alarm Inhibit: Funktion Beschreibung Unterdrückung 1...
Seite 177 Funktion Beschreibung Generator voltage > 30% Generatorspannung >30% der Nennspannung. Generatorspannung < 30 % Generatorspannung ist unter 30 % der Nennspannung NS Ein Netzschalter ist geschlossen. NS Aus Netzschalter ist geöffnet. Parallel Netzschalter und Generatorschalter sind geschlossen. Not parallel Generatorschalter oder Netzschalter sind geschlossen. Die Steuerung ist die redundante Steuerung (wird nur angezeigt, wenn Option T1 aktiviert Redundante Steuerungen ist)
Seite 178 Run. feedback Alarms active ANMERKUNG Der Timer wird bei binärer ‚Motor-läuft‘-Rückmeldung ignoriert. 9.25 Ereignisse 9.25.1 Protokolle Es gibt drei verschiedene Protokoll: • Ereignis-Protokoll mit 500 Einträgen. • Alarm-Protokoll mit 500 Einträgen. • Batterietest-Protokoll mit 52 Einträgen. Die Protokolle können im Display und in der USW angezeigt werden. Wenn die einzelnen Protokolle voll sind, überschreibt jedes neue Ereignis das älteste Ereignis nach dem Prinzip „Zuerst rein - zuerst raus“.
Seite 179 Das letzte Ereignis wird aufgerufen, wenn der Cursor unter 'LAST' steht und mit 'SEL' bestätigt wurde. Die Tasten keyUP und keyDOWN dienen der Navigation in der Liste. 9.26 Verbindung TCP/IP und Netzwerkparameter Für die Verbindung zur Steuerung können Sie TCP/IP-Kommunikation verwenden. Dazu ist ein Ethernet-Kabel oder eine Verbindung mit dem Netzwerk erforderlich, in dem sich die Steuerung befindet.
Seite 180 4. Mit der Schaltfläche Test können Sie überprüfen, ob die Verbindung erfolgreich ist. 5. Wählen Sie Verbinden, um eine Verbindung zur Steuerung über TCP-IP herzustellen. Verwendung eines Ethernet-Kabels für AGC-4 Hilfreiche Hinweise finden Sie in unserer Anleitung Verwendung eines Ethernet-Kabels für AGC-4.
Seite 181 Die Steuerung empfängt die neuen Netzwerkparameter und führt einen Neustart der Netzwerkhardware durch. Verwenden Sie die neue IP-Adresse der Steuerung (und eine korrekte statische IP-Adresse des PCs), um erneut eine Verbindung zur Steuerung herzustellen. Verwendung eines Schalters Bei einem System mit mehreren Steuerungen können alle Steuerungen an einen Schalter angeschlossen werden. Erstellen Sie eine eindeutige IP-Adresse für jede Steuerung im Netzwerk, bevor Sie die Steuerungen an einen Schalter anschließen.
Seite 182 M-Logic ist standardmäßig in der Steuerung enthalten. Es sind keine Optionen erforderlich. Durch die Auswahl zusätzlicher Optionen (z. B. Option M12, die zusätzliche Digitaleingänge und -ausgänge bietet) kann die Funktionalität jedoch erhöht werden. M-Logic ist keine SPS, kann aber eine solche ersetzen, wenn nur recht einfache Befehle ausgeführt werden sollen. ANMERKUNG M-Logic ist Teil der PC-Utility-Software.
Seite 183 9.30 Auswahl der Sprache Die Steuerung kann verschiedene Sprachen anzeigen. Bei Auslieferung ist die Mastersprache (d. h. Englisch) voreingestellt. Die Mastersprache kann nicht verändert werden. Zuzüglich zur Mastersprache können 11 weitere Sprachen konfiguriert werden. Die Konfiguration ist ausschließlich über die USW möglich. Die Sprachauswahl erfolgt im Setup-Menü...
Seite 184 Parameter Name Beschreibung Anmerkung Frequenzabweichung während der 6404 Kompensation +/- Wert. Kompensation. 6405 Aktivieren Aktiviert die Funktion. ANMERKUNG Die Kompensationsfrequenz muss auf einen Wert außerhalb der ‚dead-band‘-Einstellung parametriert werden. 9.31.1 Kompensationszeit Der Zeitbedarf zur Kompensation kann wie folgt berechnet werden: •...
Seite 185 Während des Batterietests sinkt die Batteriespannung. Ein Alarm wird ausgelöst, wenn der unter Batterietest (Parameter 6411) eingestellte Sollwert unterschritten wird. BATTERY BAT TEST BAT TEST Alarm Cancel test Test 1 Test 2 Die Abbildung zeigt, dass Test 1 ohne großen Spannungsabfall durchgeführt wird, Test 2 erreicht dagegen den Alarm- Sollwert.
Seite 186 Battery test X + Start Sequence Start Prepare (3 start attempts) Start relay Stop coil relay Start failure alarm Ein als X + Startsequenz konfigurierter Batterietest wird eingesetzt (wie im obigen Beispiel): Timer Startvorbereitung, Starteinschaltzeit und Startausschaltzeit. In diesem Beispiel läuft das Aggregat dreimal mit der Verzögerung Startvorbereitung und Startausschaltzeit zwischen jedem Anlauf an.
Seite 187 9.34.2 Automatische Konfiguration Um den automatischen Batterietest zu verwenden, muss die Funktion in Menü 6420 aktiviert werden. Ist die Funktion aktiviert, erfolgt der Batterietest gemäß einem bestimmten Zeitintervall, z. B. wöchentlich. Bestandene Batterietests werden im Batterie-Protokoll dokumentiert. ANMERKUNG Die Werkseinstellung in Menü 6424 beträgt 52 Wochen. Dies bedeutet das der Test einmal im Jahr stattfindet.
Seite 188 Application 5: Multi-line 2 MI 2 MI 1 Manoeuvre battery Application 6: Application 7: Multi-line 2 Multi-line 2 MI 3 MI 2 MI 2 MI 3 MI 1 MI 1 - + - + - + - + Manoeuvre battery Manoeuvre battery Start battery Start battery...
Seite 189 ANMERKUNG Die Versorgungsspannung bezieht sich auf die Spannung an den Klemmen 1 und 2. Batterieasymmetriealarm Die Alarmeinstellung für Batterieasymmetrie 1 und 2 erfolgt in Menü 6440 und Menü 6450. ANMERKUNG Der Sollwert in den Menüs 6440 und 6450 ist positiv. Der Alarm wird jedoch auch aktiviert, wenn die Berechnung der Batterieasymmetrie negativ ist.
Seite 190 4. Sammelschienenschutzvorrichtungen Das Diagramm eines Blocks wird nachstehend angezeigt Generator-/Transformatorblock: Üblicherweise befindet sich der Synchronisationsschalter auf der Hochspannungs (HV)-Seite, auf der Niederspannungs (LV)-Seite befindet sich kein Schalter (oder nur ein manuell betätigter). In einigen Applikationen befindet sich der Schalter auch auf der LV-Seite. Dies beeinflusst jedoch nicht die Einstellung im ML-2, solange der Schalter und der Aufspanntransformator beide zwischen Generator, Sammelschiene und Punkten der Netzspannungsmessung des ML-2 positioniert sind.
Seite 191 Typische Vektorgruppen LV-Verschiebung in Grad Vektorgruppe Taktnotation Phasenverschiebung verglichen mit HV 0 ° 0 ° -30° 30° -60° 60° -120° 120° -150° 150° -180°/180° 180 ° 150° 210° 120° 240° 60° 300° 30° 330° Vektorgruppe 0 Die Phasenverschiebung beträgt 0 Grad. Abbildung 9.6Yy0-Beispiel HV side LV (generator) side...
Seite 192 Abbildung 9.7 Anschlüsse Busbar Generator ANMERKUNG Der im Diagramm dargestellte Anschluss sollte stets verwendet werden, wenn eine AGC für ein Aggregat verwendet wird. Vektorgruppe 1 Die Phasenverschiebung beträgt -30 Grad. Abbildung 9.8Dy1-Beispiel HV side LV (generator) side Der Phasenwinkel zwischen 1L1 und 2L1 beträgt -30 Grad. Tabelle 9.2 Phasenkorrektureinstellung Parameter...
Seite 193 Abbildung 9.9Dy11-Beispiel HV side LV (generator) side Der Phasenwinkel zwischen 1L1 und 2L1 beträgt -333/+30 Grad. Tabelle 9.3 Phasenkorrektureinstellung Parameter Funktion Parameter 9141 SS (Netz)Generatorwinkelkorrektur -30 Grad Vektorgruppe 6 Die Phasenwinkelverschiebung beträgt 6 × 30 = 180 Grad. Abbildung Yy6-Beispiel 9.10 HV side LV (generator) side...
Seite 194 Yd11, Dy11, Yz11 -30° ANMERKUNG DEIF übernimmt keine Verantwortung dafür, dass die Kompensation korrekt ist. Vor dem Schließen des Schalters empfiehlt DEIF, dass die Kunden die Synchronisierung stets selbst messen. ANMERKUNG Beachten Sie, dass bei einer Verpolung der Spannungsmessung die Einstellung in Parameter 9141 falsch...
Seite 195 Busbar 10 kV Measurement transformer 10/0.1 kV 10/0.4 kV Controller 400 V AC direct input Current transformer 300/5 A = 400 V = 250 A • Bei dem Transformator handelt es sich um einen Dz4 Step-Up-Trafo mit Nenneinstellungen von 10/0,4 kV. •...
Seite 196 ANMERKUNG Der ML-2-Regler kann die Spannungsstufen zwischen 100 und 690 V direkt regeln. Wenn die Spannungsstufe in der Applikation höher oder niedriger ist, müssen Messwandler verwendet werden, die die Spannung in einen Wert zwischen 100 und 690 V umwandeln. 9.36.4 Vektorgruppe für Step-Down-Trafo In einigen Applikationen kann auch ein Abspanntransformator eingesetzt werden.
Seite 197 Busbar 400 V 400 V 690/400 V Controller 690 V AC direct input Current transformer 500/1 A = 690 V = 500 A • Bei dem Transformator handelt es sich um den Abspanntransformator Dy1 mit Nenneinstellungen von 690/400 V. • Der Generator verfügt über eine Nennspannung von 690 V, einen Nennstrom von 500 A sowie eine Nennleistung von 480 kW.
Seite 198 ANMERKUNG Beachten Sie, dass der berechnete Mittelwert NICHT dem mittleren Strom über die Zeit entspricht. Der Wert für die I Thermische Belastung ist ein Mittelwert des MAXIMALEN SPITZENSTROMS im einstellbaren Zeitintervall. Die gemessenen Spitzenströme werden ein Mal pro Sekunde erfasst. Alle 6 Sekunden wird ein mittlerer Spitzenwert berechnet.
Seite 199 9.38.2 AC-Mittelwertalarm Ein Alarm wird ausgelöst, wenn der Mittelwert einer bestimmten Messung den Sollwert für eine bestimmte Zeit überschreitet. Im Prinzip wird die Mittelwertberechnung jedes Mal durchgeführt, wenn die Messung aktualisiert wird, z. B. die Spannung. Der Mittelwert basiert auf dem RMS-Wert der drei Phasen. Für jeden Alarm gibt es zwei Stufen.
Seite 200 Parameter Name Funktion Anmerkung Zurücksetzfunktion kann nicht aktiviert gelassen werden. Offset-Einstellung der Anzahl an 6106 Startversuche Zählt bei jedem Startversuch. Startversuchen. ANMERKUNG Zusätzliche Zähler für Betriebsstunden und Energie können über die Utility-Software ausgelesen werden. 9.39.2 Impulszähler Zwei konfigurierbare Digitaleingänge können als Zählereingang verwendet werden. Die beiden Zähler können z. B. für den Kraftstoffverbrauch oder den Wärmestrom verwendet werden.
Seite 201 9.39.4 M-Logic-Zähler Zusätzliche Informationen Siehe M-Logic Ereigniszähler in den Anwendungshinweisen M-Logic AGC-4 Mk II . 9.40 KWG ISO5 Isolationswächter Wenn Sie die Option H12 haben, können Sie einen Isolationswächter KWG ISO5 an die CAN-Busklemmen anschließen. Die Steuerung kann dann den Isolationswiderstand empfangen.
Seite 202 ANMERKUNG Wenn der Widerstand unter 20 kΩ liegt, handelt es sich nicht um einen Hochalarm. M-Logic-Befehle Ausgang, MK-Befehle Befehl Angaben MK KWG ISO5 Test-Telegramm Die Steuerung sendet ein Testtelegramm an das KWG ISO5. MK KWG ISO5 Reset-Telegramm Die Steuerung sendet ein Reset-Telegramm an das KWG ISO5. MK KWG ISO5 Summer-Reset-Telegramm Die Steuerung sendet ein Buzzer-Reset-Telegramm an das KWG ISO5.
Seite 203 Regel verletzt wurde. Sie können den Alarmwert im Alarmprotokoll der Utility-Software sehen (öffnen Sie die Seite Protokolle und rufen Sie die Alarmprotokolle auf). Alarmwert Konfigurationsregel Für standardmäßige Steuerungsanwendungen muss die Steuerung über die Option Power Management verfügen. Es ist nicht möglich, eine einzelne Steuerungsanwendung mit einer Netzsteuerung oder einer SKS-Steuerung zu konfigurieren.
Seite 204 10. Allgemeiner Zweck PID 10.1 Einführung Die Allzweck PID-Regler arbeiten nach denselben Prinzipien wie die PID-Regler für den Spannungs- und Drehzahlreglerausgang. Sie bestehen aus einem proportionalen, einem integralen und einem derivativen Teil. Der integrale und derivative Teil sind von der Proportionalverstärkung abhängig. Eine Beschreibung der Prinzipien finden Sie im Kapitel über die Steuerungen für Spannungs- und Drehzahlregler.
Seite 205 10.1.2 AZ-PID-Schnittstelle in USW Verwenden Sie die PID-Schaltfläche ( ) in der Utility-Software, um die Eingangs- und Ausgangseinstellungen des GP PID zu konfigurieren. 10.2 Eingängen 10.2.1 Eingängen Jeder Ausgang kann bis zu drei Eingänge haben. Es wird jeweils nur ein Eingang für die Berechnung des Ausgangssignals verwendet.
Seite 206 Erläuterung der AZ-PID-Regler-Einstellungen 1. Aktivierung des PID[#]: Aktiviert das PID, oder ermöglicht seine Aktivierung durch M-Logic. 2. Eingang 1: Wählen Sie hier die Quelle für diesen Eingang. Zu den Optionen gehören Analogeingänge der Steuerung, externe Analogeingänge und MK- Messungen. 3. Eingang 1 min.: Das untere Ende der Skala für den Eingang. 4.
Seite 207 Beispiel zur Erläuterung der dynamischen Eingangsauswahl Die Belüftung eines Containers, in dem ein Aggregat verbaut ist, ist ein realistisches Beispiel für den Einsatz der dynamischen Eingangsauswahl. Die folgenden drei Variablen werden von der Belüftung beeinflusst, und es ist daher sinnvoll, dass sie sich den Ausgang teilen. •...
Seite 208 10.3 Ausgang 10.3.1 Erklärung der Ausgangseinstellungen Designer's handbook 4189341275D DE Seite 208 von 236...
Seite 209 1. Priorität Sie wird für die dynamische Eingangsauswahl verwendet. Maximale Ausgangsleistung führt zur Auswahl des Einganges, der die höchste Ausgangsleistung liefert. Minimale Ausgangsleistung führt zur Auswahl des Einganges, der die geringste Ausgangsleistung liefert. 2. Ausgangstyp Wählen Sie Relais-, Analog- oder MK- Ausgang. Die folgenden mit analog gekennzeichneten Parameter gelten nur für die Analog- und die MK-Regelung.
Seite 210 Direct reg. output Inverse reg. output Result of output Set point • Direkter Fehler = Sollwert - Prozessvariable • Inverser Fehler = Prozessvariable - Sollwert Der Direktausgang wird in Anwendungen verwendet, bei denen ein Anstieg des Analogausgangs die Prozessgröße erhöht. Der inverse Ausgang wird in Anwendungen verwendet, bei denen ein Anstieg des Analogausgangs die Prozessvariable verringert.
Seite 211 Für diese Anwendung müssen zwei Steuerungen konfiguriert werden: eine mit einem direkten Ausgang für die Heizungspumpe und eine mit einem inversen Ausgang für die Kühlungspumpe. Um die gezeigte inverse Ausgabe zu erreichen, ist ein Offset von 100 % erforderlich. In den Abschnitten Analog-Offset und Beispiel eines inversen Ausgangs mit einem Offset von 100 %finden Sie weitere Informationen.
Seite 212 11. Relais Db Totzonen-Einstellung für die Relaisregelung. 12. Relais Kp Wert für die Proportionalverstärkung für die Relaisregelung. 13. Relais Td Differentialausgang für die Relaisregelung. 14. Relais Min. Einschaltzeit Mindestausgangszeit für die Relaisregelung. Stellen Sie diese Funktion auf die Mindestzeit ein, mit der der angesteuerte Aktor aktiviert werden kann.
Seite 213 einer größeren Verstärkung. Diese Verstärkungssteigerung nimmt über einen bestimmten Zeitraum ab, bis die Verstärkung den Nennwert erreicht. Erläuterung der Einstellungen 1. Laständerung des Generators: Aktiviert/deaktiviert die Kompensation der Laständerung. 2. Aktivierung der Laständerung des Generators: Limit der Laständerung. Bevor die Verstärkungskompensation aktiviert wird, muss die Steuerung eine Laständerung erkennen, die größer ist als dieser Limit.
Seite 214 In der ersten Situation gibt es eine große Lastaufschaltung, die eine Kompensation für die Verstärkung der Laständerung aktiviert und dadurch die Verstärkung augenblicklich erhöht. Diese Steigerung nimmt ab (in diesem Fall in einem Zeitraum von 15 Sekunden) und bringt die Verstärkung wieder auf den Nennwert. Nach einigen Sekunden verringert das System wieder etwas die Last, jedoch nur um die Hälfte der vorangegangenen Lastaufschaltung.
Seite 215 Beispiel für die Kompensation der Abweichung vom Sollwert °C/Gain Time Temperature Deadband Set point Gain Das obige Diagramm zeigt, wie die Reaktion auf eine Sollwertabweichung aussehen kann. Eine Abweichung vom Sollwert kann durch einen Anstieg der Kühlwassertemperatur in einem Aggregat verursacht werden. Liegt die Temperatur unterhalb des Sollwertes, ist die Verstärkung sehr hoch.
Seite 216 10.5.3 Befehle M-Logic, Befehle, Allzweck-PID-Befehle Anmerkungen PID [1-6] aktivieren Aktiviert den PID-Regler. Zwingt den Ausgang auf den unter dem Ausgangsparameter Min. Ausgang PID [1-6] min. Ausgang erzwingen analog eingestellten Wert. Zwingt den Ausgang auf den unter dem Ausgangsparameter Max. Ausgang PID [1-6] max.
Seite 217 PID-Eingangskonfiguration In diesem Beispiel misst das ECM (Engine Control Module) über die Motorschnittstellenkommunikation die Kühlmitteltemperatur des Ladeluftkühlers und die Temperatur des Kühlwassermantels. Eingang 1 verwendet die MK-Ladelufttemperatur, und Eingang 2 verwendet die MK-Kühlwassertemperatur. Die Mindest- und Höchstwerte sind für den vollen Bereich konfiguriert. Der Referenzsollwert für Eingang 1 ist 500, für einen Temperatursollwert von 50 °C für das Kühlmittel des Ladeluftkühlers.
Seite 218 Gewichtungsfaktoren 1. Die Eingänge 1 und 2 sind aktiviert, und Eingang 3 (in der Utility-Software nach unten scrollen) ist deaktiviert. PID-Ausgangskonfiguration Um sicherzustellen, dass keine der Temperaturen ihre Sollwerte dauerhaft überschreitet, wählt die Konfiguration die maximale Leistung als Priorität für die dynamische Eingangsauswahl. In diesem Beispiel wird als AusgangstypAnalogund als physischer Ausgang Messumformer 68ausgewählt.
Seite 219 M-Logik-Konfiguration Logik 1 stellt sicher, dass die Regelung aktiv ist und die Ausgangsleistung berechnet wird, solange der Motor läuft. Logik 2 zwingt den Lüfter während der Abkühlung auf maximale Drehzahl, um eine effiziente Abkühlung zu gewährleisten. Lüfterbetrieb Wenn der Motor gestartet wird und läuft, wird die Regelung aktiviert und eine Ausgangsleistung berechnet. Wenn die Kühlflüssigkeit des Ladeluftkühlers oder das Mantelwasser den Sollwert überschreitet, beginnt die Leistung von 0 % zu steigen.
Seite 220 11. Eingänge und Ausgänge 11.1 Digitaleingänge Das Gerät verfügt über mehrere Digitaleingänge, von denen einige konfigurierbar sind. Weitere Informationen entnehmen Sie bitte der Installationsanleitung. Verwenden Sie für jeden Digitaleingang die E/A-Setup-Seite in der Utility-Software, um die Funktion des Digitaleingangs auszuwählen. 11.1.1 Start-/Stoppfunktionen Startfreigabe...
Seite 221 Die Startsequenz ist deaktiviert. Dies bedeutet, dass das Startrelais deaktiviert wird und der Anlassermotor ausrückt. Leerlauf Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ● ● ● ● Dauer Dieser Eingang deaktiviert die Regler und lässt das Aggregat in einer niedrigen Drehzahl laufen. ANMERKUNG Der Drehzahlregler muss für diese Funktion vorbereitet sein.
Seite 222 Fern-Ns AUS Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ● ● ● ● ● Impuls Die NS-EIN-Sequenz wird eingeleitet, wenn sich die Anlage in Betriebsart Hand befindet. GS/KS/SKS-Schließung unterdrücken Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ●...
Seite 223 Der Generatorschalter wird geöffnet und blockiert. Enable GB (GS) black close Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ● ● ● ● ● ● Dauer Ist dieser Eingang aktiviert, darf die AGC auf eine schwarze Sammelschiene schalten. Voraussetzung hierfür ist, dass Spannung und Frequenz innerhalb der Limiteinstellungen (Menü...
Seite 224 Ändert die Betriebsart der Steuerung auf BLOCKIEREN ANMERKUNG Wenn die Betriebsart „Blockieren“ ausgewählt ist, kann die Betriebsart nicht durch Aktivieren der digitalen Eingänge geändert werden. Total Test Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ● ●...
Seite 225 Die analogen +/-20mA-Reglerausgänge werden auf den Offset-Wert (Werkseinstellung 0 mA) gesetzt. ANMERKUNG Alle analogen Reglerausgänge werden zurückgesetzt. Das heißt, der Drehzahlregler- und Spannungsreglerausgang. Der Reset erfolgt auf den eingestellten Offsetwert. Ext. Frequenzüberwachung Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ●...
Seite 226 11.1.5 Weitere Funktionen Entlastung Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ● ● Dauer Das Aggregat wird zur Entlastung und anschließend zum Öffnen des GS gezwungen. Mains OK - Netz i. O. Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ●...
Seite 227 Schalttafelfehler Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ● ● ● ● ● ● ● Dauer Der Eingang stoppt oder blockiert das Aggregat, je nach Betriebsstatus. Grundlast Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ●...
Seite 228 Generatorschalter schließt. Dieser Eingang entspricht dem M-Logic-Befehl MK-Befehle > MK sichere Regeneration zulasse . Zusätzliche Informationen Siehe Option H12 H13 Motorkommunikation AGC-4 Mk II .I. Start der SPS-Regelung (PMS Lite) Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp ●...
Seite 229 Option M16 über vier Multi-Eingänge. Die Analogeingänge können in der Utility-Software auf der Seite E/A-Setup konfiguriert werden. Konfiguration eines Mehrfacheingangs bei der AGC-4 Mk II Hilfreiche Hinweise finden Sie in unserer Anleitung Konfiguration eines Mehrfacheingangs bei der AGC-4 Mk...
Seite 230 Option Option Eingangstyp Standard Anmerkungen Verwenden Sie RMI-Typ, um eine der Standardkurven oder eine konfigurierbare Kurve auszuwählen. Mit dem Parameter Einheitensystem können Sie die Einheiten von °C auf °Fändern. ● Wassertemperatur Wird der RMI-Eingang als Niveauschalter verwendet, darf keine Spannung am Eingang angeschlossen sein. Fremdspannung würde den RMI-Eingang zerstören.
Seite 231 + V DC Alarm input Multi-line 2 Dig in Relay out 11.4 Drahtbrucherkennung Ist eine Drahtbruchüberwachung der Sensoren/Leitungen notwendig, kann jedem individuellen Eingang ein Alarm zugeordnet werden. Liegt der gemessene Eingangswert außerhalb des definierten Messbereichs, wird er als Kurzschluss oder Drahtbruch angenommen. Ein Alarm mit einer konfigurierbaren Fehlerklasse wird aktiviert. Eingang Drahtbruchbereich Normalbereich...
Seite 232 Drahtbruch Pickup (Parameter 4550) Diese Funktion ist nur bei stehender Maschine aktiv. Ein Alarm wird ausgelöst, sobald die Verbindung zwischen AGC und Pickup abbricht. Drahtbruch Stopmagnet (Menü 6270) Ein Alarm wird ausgelöst, sobald die Leitung zum Stoppmagneten unterbrochen ist. 11.5 Externe Analog-Sollwerte Das Aggregat kann über externe Sollwerte gesteuert werden.
Seite 233 11.5.2 Andere Quellen für externe analoge Sollwerte Die AGC benötigt die Hardware-Option M12 (und digitale Eingänge zur Sollwertaktivierung) nicht, wenn sie diese anderen Quellen für externe analoge Sollwerte verwendet. Externe Analog-Sollwerte über Modbus Die externen Analog-Sollwerte können über Modbus gesendet werden. Zusätzliche Informationen Siehe Option H2 und H9 Modbus-Kommunikation und die AGC-Modbus-Tabellen für weitere Informationen.
Seite 234 11.7 Limitrelais Für alle Alarmfunktionen ist es möglich, ein oder zwei Ausgangsrelais (siehe unten) zu aktivieren. Im Folgenden wird erklärt, wie Sie eine Alarmfunktion verwenden, um einen Ausgang zu aktivieren, ohne einen Alarm auszulösen. EIN- und AUS- Verzögerungstimer werden ebenfalls beschrieben. Wenn kein Alarm benötigt wird, ist Folgendes möglich: •...
Seite 235 Alternativ können Sie das Relais auch in der USW unter E/A Setup konfigurieren: Der Timer in der obigen Abbildung ist eine Ausschaltverzögerung. D. h., wenn die Alarmursache nicht mehr vorliegt, bleibt das Relais aktiviert, bis der Timer abläuft. Der Timer ist nur wirksam, wenn er als M-Logic / Limitrelais konfiguriert ist. Wenn er auf ein Alarmrelaiseingestellt ist, wird das Relais deaktiviert, wenn die Alarmbedingungen verschwinden.
Seite 236 Neun verschiedene Differenzialmessungen zwischen zwei Analogeingangswerten können konfiguriert werden. Die Konfiguration der Differenzialmessungen zwischen zwei Sensoren erfolgt in den Menüs 4600-4606, 4670-4676 und 4741-4746. Auswahl für die Differenzialmesseingänge Parameter Name Bereich Standard 4601 Delta ana1 InpA Siehe unten. Multieing.102 4602 Delta ana1 InpB Siehe unten.

Deif AGC-4 Mk II Handbuch

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Inhaltszusammenfassung für Deif AGC-4 Mk II