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Deif AGC-4 Mk II Handbuch Für Konstrukteure
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Deif AGC-4 Mk II Handbuch Für Konstrukteure

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HANDBUCH FÜR KONSTRUKTEURE
AGC-4 Mk II
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Inhaltszusammenfassung für Deif AGC-4 Mk II

  • Seite 1 HANDBUCH FÜR KONSTRUKTEURE AGC-4 Mk II 4189341275B...

  • Seite 2: Inhaltsverzeichnis

    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 2.5.3 Betriebsart Manuell ......................................... 2.5.4 Betriebsart Blockieren ........................................2.6 Einliniendiagramme (kein Power Management) ..............................2.6.1 Notstrombetrieb ..........................................2.6.2 Inselbetrieb ............................................2.6.3 Festlast/Grundlast ........................................... 2.6.4 Spitzenlast ............................................2.6.5 Lastübernahme ..........................................2.6.6 Netzbezugsregelung ........................................2.6.7 Mehrere Aggregate, Lastverteilung (Hardware-Option M12 erforderlich) ....................2.7 Einliniendiagramm mit Power Management ................................
  • Seite 4 3.5 Stromasymmetrie ............................................ 3.6 Spannungsasymmetrie ........................................3.7 Übererregung ............................................. 3.8 Spannungsabhängiger (eingeschränkter) Überstrom ............................3.9 Art der Messungen ..........................................4. PID-Regler für DZR und SPR 4.1 Beschreibung des PID-Reglers ......................................4.2 Regler ................................................4.3 Prinzipschaltbild ............................................4.4 Proportionalregler ........................................... 4.4.1 Drehzahlbereich ..........................................
  • Seite 5 6. Zusätzliche Funktionen 6.1 Startfunktionen ............................................6.1.1 Digitale Rückmeldungen ......................................6.1.2 Analoges Pick-up-Signal ......................................6.1.3 Öldruck .............................................. 6.1.4 Doppelstarter ..........................................6.2 Ausgang ‚Motor läuft‘ ......................................... 6.3 Leerlauf ............................................... 6.3.1 Beschreibung ..........................................6.3.2 Beispiele ............................................6.3.3 Konfiguration von Digitaleingängen ..................................6.3.4 Temperaturabhängiger Leerlaufstart ..................................
  • Seite 6 6.11 Servicemenü ............................................6.12 Wartungstimer ............................................6.13 Zeitgesteuerter Betrieb (Wochenzeitschaltuhr) ..............................6.14 Ölwechselfunktion ..........................................6.15 Schalterfunktionen ..........................................6.15.1 Schaltertypen ..........................................6.15.2 Schalterpositionsfehler ......................................6.15.3 Federspannzeit ..........................................6.15.4 Prinzip der Schalter-Federspannzeit .................................. 6.15.5 Getrennter Schalter ........................................6.16 Digitale Netzschaltersteuerung ....................................6.17 Overlap (Überlappungssynchronisation) ................................
  • Seite 7 6.36 Digitaleingänge ............................................ 6.36.1 Start-/Stoppfunktionen ......................................6.36.2 Schalterfunktionen ........................................6.36.3 Betriebsart-Funktionen ......................................6.36.4 Regelungsfunktionen ........................................ 6.36.5 Weitere Funktionen ........................................6.37 Multi-Eingänge ............................................. 6.38 Auswahl der Eingangsfunktion ....................................6.39 Drahtbrucherkennung ........................................6.40 Externe Analog-Sollwerte ......................................6.40.1 Externer Analog-Sollwert Klemmen ..................................6.40.2 Andere Quellen für externe analoge Sollwerte ..............................

  • Seite 8: Einführung

    1.1.3 Optionen Dieses Handbuch für Konstrukteure beschreibt die Standardsteuerung AGC-4 Mk II. Die Funktionen der Steuerung können durch eine Vielzahl von flexiblen Hard- und Softwareoptionen erweitert werden. Zu den Optionen gehören unter anderem diverse Schutzniveaus für Generator, Sammelschiene und Netz, U/VAr/Cosφ-Regler, zusätzliche Ausgänge, Power-Management, serielle Kommunikation sowie zusätzliche Bediendisplays.

  • Seite 9: Abkürzung

    Software Touch-Displayeinheit TDU 107 Spannungswandler 1.1.6 Softwareversion Dieses Dokument basiert auf der AGC-4 Mk II Software Version 6.03. Warnhinweise und Sicherheit 1.2.1 Symbole für Gefahrenhinweise GEFAHR! Dies weist auf gefährliche Situationen hin. Wenn die Richtlinien nicht befolgt werden, führen diese Situationen zu Tod, schweren Verletzungen, Beschädigung oder Zerstörung von Geräten.

  • Seite 10: Symbole Für Allgemeine Hinweise

    WARNUNG Dies weist auf potentiell gefährliche Situationen hin. Wenn die Richtlinien nicht befolgt werden, können diese Situationen zu Tod, schweren Verletzungen, Beschädigung oder Zerstörung von Geräten führen. VORSICHT Dies verdeutlicht die Risikosituation auf niedrigem Niveau. Wenn die Richtlinien nicht befolgt werden, können diese Situationen zu leichten oder mittelschweren Verletzungen führen.

  • Seite 11: Elektrostatische Entladung

    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 12: Funktionen

    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 13: M-Logic

    • Tasten für Schalteransteuerung • Statustexte Alternativ dazu können Sie TDU 107 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 14: Einphasen-Dreileitersystem

    Einstell- Parameter Text Beschreibung Wert 6004 G-Nennspannung Außenleiterspannung Generator 400 V AC 6041 G-Wandler Primärspannung des Spannungswandlers 400 V AC 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...

  • Seite 15: Nenneinstellungen

    Einstell- Parameter Text Beschreibung Wert 6004 G-Nennspannung Strangspannung Generator 230 V AC 6041 G-Wandler Primärspannung des Spannungswandlers 230 V AC 6042 G-Wandler Sekundärspannung des Spannungswandlers 230 V AC 6051 SS-Wandler 1 Primärspannung des Spannungswandlers (sofern installiert) 230 V AC 6052 SS-Wandler 1 Sekundärspannung des Spannungswandlers 230 V AC...

  • Seite 16: Skalierung

    Tabelle 2.1 Beispiel für M-Logic und Digitaleingang Ereignis A Ereignis B Ereignis C Ausgang Befehl Parameter-Set, Einstellung Parameter Eingänge, Digitaleingang Nr. 23 oder Nicht belegt oder Nicht belegt Befehl Parameter-Set, Einstellung Parameter Nicht- Eingänge, Digitaleingang Nr. 23 oder Nicht belegt oder Nicht belegt ANMERKUNG Einzelheiten finden Sie in der Datei Hilfe in der PC-Utility-Software.

  • Seite 17: Applikationen

    Durch Ändern der Spannungsskalierung ändern sich die Bereiche für die Parameter Spannung, Leistung und Messwandlerausgang. Tabelle 2.3 Beispiel für die Auswirkung der Skalierung auf Leistungs- und Spannungsparameter Nenneinstellungsbereich Wandler, Verhältniswertebereich Nenneinstellungsbereich Spannung (Generator 6004, 6014, (Generator primär 6041; Skalierung (9030) Leistung (6002, 6012, 6022, 6024, 6034;...

  • Seite 18: Notstrom (Keine Synchronisation)

    AGC-4 Mk II. Fernwartung mit einem Aggregat Erfordert die Option H12.x und eine Fernwartungsbox von DEIF. Fernwartung mit mehreren Aggregaten Erfordert die Optionen T4, G5, H12.x und eine Fernwartungsbox von DEIF. Aggregatebetriebsarten Betriebsart Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren Notstrom (keine Synchronisation)

  • Seite 19: Notstrom (Mit Rücksynchronisation)

    Betriebsart Hand Ist der Generatorschalter geschlossen, wird auf die eingestellte Nennfrequenz als Sollwert für den Drehzahlregler geregelt. Ist zudem die Spannungsregelung aktiviert, wird die Nennspannung als Sollwert verwendet. ANMERKUNG Eine allgemeine Beschreibung der verfügbaren Betriebsarten finden Sie im Kapitel Betriebsarten. 2.4.3 Notstrom (mit Rücksynchronisation) Beschreibung des Automatikbetriebs...

  • Seite 20: Leistungsrampe Aufwärts

    2610 Leistungsrampe aufwärts Verzögerung Ist diese Verzögerung abgelaufen, wird die Leistungssteigerung von dem Verzögerungspunkt aus fortgesetzt. Insel Rampe Aktiviert die Leistungssteigerung im Inselbetrieb Stufen Definiert die Anzahl der Rampenstufen Rampensteigung 2 Definiert die Steigung der Rampe 2 2620 Entlasten Rampensteigung 1 Definiert die Steigung der Rampe 1 (wird auch für Entlastung verwendet) Schalter öffnen Leistung, bei der der Schalter öffnet...

  • Seite 21: Q-Rampe

    2. Wird die Funktion zwischen zwei Haltepunkten aktiviert, wird die Rampe angehalten. 3. Wird die Rampe in einer Rampenpause gestoppt, wird der Timer angehalten. Der Timer läuft weiter, wenn der Befehl aufgehoben wird. ANMERKUNG Die Sequenz startet mit dem Schließen des Generatorschalters. Leistungsrampe 1 Dies ist die primär verwendete Leistungsrampe.

  • Seite 22: Prinzipdiagramm Festleistung Kw

    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 23: Spitzenlast

    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). Die Aktivierung des Einganges für die Aufwärmrampe begrenzt die verfügbare Leistung des Aggregates auf den prozentualen Wert, der unter Leistungsrampe aufwärts (Parameter 2612) konfiguriert ist.

  • Seite 24: Beispieldiagramm Spitzenlast

    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 25: Lastübernahme

    ANMERKUNG Eine allgemeine Beschreibung der verfügbaren Betriebsarten finden Sie im Kapitel Betriebsarten. 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. Nach dem Schließen des Generatorschalters wird die Netzbezugsleistung bis unter den Netzschalter-Öffnen-Sollwert gesenkt.

  • Seite 26: Netzbezugsregelung

    2.4.11 Netzbezugsregelung Automatikbetrieb Über die Netzbezugsregelung wird eine konstante Leistung ins Netz eingespeist. Die Leistung kann ins Netz geliefert oder vom Netz bezogen werden. Sie ist in beiden Fällen konstant. ANMERKUNG Wenn eine konstante Leistung zum/vom Netz geregelt werden soll, muss diese Betriebsart verwendet werden. Dieser Modus umfasst Leistungsimport sowie Leistungsexport.

  • Seite 27: Einstellung

    Mains Display Transducer (TAS-331DG) AGC Genset Mains breaker (MB) Consumers Generator breaker (GB) Diesel generator set Einstellung Wie bereits erwähnt, wird hierfür Multieingang 102 oder CIO308 1.14 verwendet. Stellen Sie den Eingang auf 4–20 mA und bestimmen Sie den Messbereich des Messumformers unter Parameter 7261 und 7262. Der Einstellungsbereich entspricht 4 mA min.

  • Seite 28: Messumformer Für Die Spannung Oder Blindleistung Vom Netz

    2.4.13 Messumformer für die Spannung oder Blindleistung vom Netz Es ist auch möglich, Messumformer zum Messen von Netzspannung oder Netzblindleistung zu verwenden. Benutzen Sie zum Einrichten dieser Wandler die Menüs 7270 (Netzblindleistung) und 7280 (Netzspannung). Gemäß nationalen Grid Codes ist es oft notwendig, die Messung am Netzanschlusspunkt durchzuführen. Das Verwenden von Messumformern ist bei großen Entfernungen besonders praktisch.

  • Seite 29: Testbetriebsart

    Wenn das Aggregat in der Betriebsart SEMI-AUTO läuft, regelt die Steuerung den Drehzahl- und den Spannungsregler, falls dieser verwendet wird. Die folgenden Abläufe können in Betriebsart Hand ausgeführt werden: Befehl Beschreibung Anmerkung Das Aggregat wird gestartet. Frequenz und Spannung werden geregelt, Start der GS ist einschaltbereit.

  • Seite 30: Betriebsart Manuell

    Parameter Element Bereich Standard Anmerkungen Netz: Halbautomatik, Automatik, keine Änderung Auswahl der Testbetriebsart: Simple, Load oder Full. Leerlauftest, Lasttest, 7044 Leerlauftest Die Betriebsart Test im Inselbetrieb (Aggregatbetriebsart Volltest auf Insel eingestellt) kann nur den Basistest und den Volltest ausführen. ANMERKUNG Power Management (Option G5): Die Betriebsart Test ist nicht möglich.

  • Seite 31: Betriebsart Blockieren

    Befehl Beschreibung Anmerkung Manual AVR up (Manuell Die Steuerung sendet ein Anstiegssignal an den SPR. SPR aufwärts) Manual AVR down Die Steuerung sendet ein Abstiegssignal an den SPR. (Manuell SPR abwärts) ANMERKUNG Im Manuellbetrieb können der GS und der NS geöffnet und geschlossen werden. 2.5.4 Betriebsart Blockieren Wenn die Betriebsart BLOCKIEREN ausgewählt ist, ist die Steuerung für bestimmte Aktionen gesperrt.

  • Seite 32: Betriebsart Blockieren In Einer Applikation Mit Einzelaggregat

    Die Betriebsart Blockieren gewährleistet, dass sich der Netzschalter an einem Transformator nicht schließen kann, der aufgrund von Wartungsarbeiten vorübergehend nicht funktionsfähig ist. Wenn die Betriebsart Blockieren bei einer Netzsteuerung in einer Power- Management-Konfiguration verwendet wird, weiß das System, dass die gesperrte Netzsteuerung nicht verfügbar ist. Betriebsart Blockieren in einer Applikation mit Einzelaggregat Wenn ein Aggregat, das in einer Einzelaggregat-Applikation zusammen mit einem NS und einem GS betrieben wird, in die Betriebsart Blockieren versetzt wird, stoppt das Einzelaggregat und der GS öffnet sich.

  • Seite 33: Festlast/Grundlast

    2.6.3 Festlast/Grundlast Load Controller 2.6.4 Spitzenlast TRANSDUCER 4-20 mA Load Controller DESIGNER'S HANDBOOK 4189341275B DE Seite 33 von 202...

  • Seite 34: Lastübernahme

    2.6.5 Lastübernahme TRANSDUCER 4-20 mA Load Controller 2.6.6 Netzbezugsregelung TRANSDUCER 4-20 mA Load Controller DESIGNER'S HANDBOOK 4189341275B DE Seite 34 von 202...

  • Seite 35: Mehrere Aggregate, Lastverteilung (Hardware-Option M12 Erforderlich)

    2.6.7 Mehrere Aggregate, Lastverteilung (Hardware-Option M12 erforderlich) Load Controller Controller Einliniendiagramm mit Power Management 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.

  • Seite 36: Netzparallelbetrieb

    2.7.2 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 4189341275B DE Seite 36 von 202...

  • Seite 37: Mehrere Netze

    2.7.3 Mehrere Netze Mehrere Netze mit zwei Netzschaltern, zwei Kuppelschaltern, einem Sammelschienenkuppelschalter und vier Aggregaten Optional Optional AOP 1 AOP 2 AOP 1 AOP 2 Display Display Display Display Mains 17 Mains 18 Mains Mains breaker breaker AGC Mains AGC Mains (MB 17) (MB 18) Load...

  • Seite 38: Automatischer Transferschalter

    2.7.4 Automatischer Transferschalter ATS-Anlage, Netzsteuerung Display Mains Mains OK AGC Mains Consumers ON/OFF breaker (TB) Display 1 Display 2 Display 3 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 39: Energiemanagementsystem

    2.7.5 Energiemanagementsystem CAN bus AGC Mains ASC Solar ASC Battery AGC Genset 2.7.6 Fernwartung AGC Genset Load Relay Zusätzliche Informationen Weitere Informationen finden Sie in der Bedienungsanleitung der Fernwartungsbox. Flussdiagramme Die wichtigsten Flussdiagramme sind im folgenden Abschnitt dargestellt. Dazu zählen die folgenden Funktionen: •...

  • Seite 40: Notstromüberlagerung

    • NS-Schließen-Sequenz • GS-Schließen-Sequenz • Festleistung • Lastübernahme • Inselbetrieb • Spitzenlast • Netzbezugsregelung • Notstrombetrieb • Testbetrieb ANMERKUNG Die vereinfachten Flussdiagramme auf den folgenden Seiten dienen nur der Orientierung. 2.8.1 Notstromüberlagerung Start Mode shift enabled Plant mode not Island and AMF Mains failure Initiate AMF sequence...

  • Seite 41: Ns-Öffnen-Sequenz

    2.8.2 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 4189341275B DE Seite 41 von 202...

  • Seite 42: Gs-Öffnen-Sequenz

    2.8.3 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 4189341275B DE Seite 42 von 202...

  • Seite 43: Stoppsequenz

    2.8.4 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 4189341275B DE Seite 43 von 202...

  • Seite 44: Start

    2.8.5 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 4189341275B DE Seite 44 von 202...

  • Seite 45: Ns-Schließen-Sequenz

    2.8.6 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 4189341275B DE Seite 45 von 202...

  • Seite 46: Gs-Schließen-Sequenz

    2.8.7 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 47: Festleistung

    2.8.8 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 4189341275B DE Seite 47 von 202...

  • Seite 48: Lastübernahme

    2.8.9 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 4189341275B DE Seite 48 von 202...

  • Seite 49: Inselbetrieb

    2.8.10 Inselbetrieb Start Start input active Start sequence GB close Operation sequence Start input deactivated GB open sequence Stop sequence DESIGNER'S HANDBOOK 4189341275B DE Seite 49 von 202...

  • Seite 50: Spitzenlast

    2.8.11 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 4189341275B DE Seite 50 von 202...

  • Seite 51: Netzbezugsregelung

    2.8.12 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 4189341275B DE Seite 51 von 202...

  • Seite 52: Notstrombetrieb

    2.8.13 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 4189341275B DE Seite 52 von 202...

  • Seite 53: Test

    2.8.14 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 54: Start

    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 55: Startsequenz: Erweiterte Startvorbereitung

    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 56: Startsequenz: Anlassen Abhängig Von Rmi

    Startsequenz: Anlassen abhängig von RMI Start prepare (3 start attempts) Stop relay Crank relay 1 sec. Run coil Running feedback RMI measurement OK RMI value Cranking starts 2.9.3 Rückmeldung „Motor-läuft“ Es können verschiedene Methoden der Motor-läuft-Erkennung angewandt werden. Die Einstellung hierzu erfolgt in Parameter 6170. Die Motor-läuft-Erkennung erfolgt über eine interne Sicherheitsroutine.

  • Seite 57: Abbruch Der Startsequenz

    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 58: Anlaufübersicht

    2.9.4 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 59: Motor-Läuft-Erkennung

    Motor-läuft-Erkennung Dieser Timer kann auf das benötigte Niveau eingestellt werden. Dadurch wird sichergestellt, dass der Motor vom unter 6174 „Anlasser ausrücken“ eingestellten Drehzahlniveau zum Betriebserkennungsniveau (6173) wechselt. Wenn der Timer abgelaufen und das Niveau nicht erreicht ist, beginnt die Startsequenz von 6151 Motor-läuft- vorn (neuer Startversuch).

  • Seite 60: Anlaufübersicht Mit Leerlauf

    Motor extern gestoppt Wenn die „Läuft“-Sequenz aktiv ist und der Motor unter die Sollwerte 6173 „Motor läuft“-Erkennung“ und 6352 Ext. Eng. 6165 „Frequenzerkennungsniveau“ fällt, ohne dass ein Befehl von der AGC vorliegt, löst er einen Alarm Stopp aus, wenn dieser Parameter aktiviert ist. 2.9.5 Anlaufübersicht mit Leerlauf 6160...

  • Seite 61: Nachlaufzeit Stopp Anmerkung

    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 62: Einstellungen Zur Stoppsequenz

    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 63: Sollwerte Für Die Netzschaltersteuerung

    Sollwerte für die Netzschaltersteuerung 7080 NS-Steuerung Notstromüberlageru 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 Rücksynchronisatio Aktiviert die Synchronisation des NS. Synchronisation Aktiviert die Synchronisation des GS.

  • Seite 64: Sollwerte Für Den Notstrombetrieb

    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 65: Schalterschließbedingungen

    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. Schalterschließbedingungen Sequenz Bedingung...

  • Seite 66: Standardschutzfunktionen

    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 % < U <...

  • Seite 67: Nennspannung

    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 68 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 79–84...

  • Seite 69: Standard-/Applikationen Mit Mehreren Steuerungen

    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 70: Netzsteuerung

    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 79–84 85–89 Für Aggregatsteuerungen in einer Power Management-Anwendung gilt die folgende Tabelle: Spannungsklemmen Aggregat Spannungsklemmen Sammelschiene...

  • Seite 71: Erregerverlust

    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 72: Spannungsabhängiger Überstrom

    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. Mit dem Bediendiagramm ist es möglich, zu sehen, wo die Sicherheitslinie des Generators am nächsten zur LF-Linie 1,0 ist.

  • Seite 73: Stromasymmetrie

    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 74: Spannungsasymmetrie

    nun: ((115 - 100)*100)/400 = 3,75 %. Wenn Parameter 1501 auf 4 % eingestellt ist, läuft das Aggregat weiter. Wenn Parameter 1501 auf 4 % eingestellt ist und der Nennstrom 400 A beträgt, kann berechnet werden, wie asymmetrisch das Aggregat sein darf: (4*400)/100 = 16 A.

  • Seite 75: Spannungsabhängiger (Eingeschränkter) Überstrom

    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 %. Wenn der Parameter 1531 auf 75 % gestellt ist, kann das Aggregat bis zu 1500 kvar exportieren. Der Alarm wird aktiviert, wenn die Last den Sollwert für die Zeit unter Parameter 1532 überschritten hat.
  • Seite 76 In Parameter 1201 kann eingestellt werden, wie die Spannungsmessungen beispielsweise für den Spannungsschutz eines Generators auszuführen sind. Die Messung kann als Phase-zu-Phase oder phasenneutral eingestellt werden. Die Standardeinstellung ist Phase-zu-Phase. Wenn dieser Parameter eingestellt wird, sollte beachtet werden, wie die Lasten innerhalb der Applikation verbunden sind.

  • Seite 77: Pid-Regler Für Dzr Und Spr

    4. 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 78: Prinzipschaltbild

    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 79: Dynamischer Regelbereich

    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 80: Integralregler

    4.4.3 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 81: Lastverteilungsregler

    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 82: Synchronisierungsregler

    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 83: Relaiseinstellungen

    # Bereich Beschreibung Anmerkung Die Regelung ist aktiv, das Drehzahl-abwärts-Relais pulst zur Eliminierung der 4 Dynamischer Bereich Abfall Impuls Regelabweichung. Die Regelung ist aktiv, das Drehzahl-abwärts-Relais ist jedoch durch die hohe 5 Statischer Bereich Dauersignal abwärts 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 84: P-Grad-Betrieb

    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 85: U-Droop-Beispiel

    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. 4.8.2 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 86: Korrektur Isochroner Regler

    Frequency (Hz) P (kW) Δ P ANMERKUNG Dies kann verwendet werden, wenn der Generator mit Spitzenlast laufen muss. 4.8.5 Korrektur isochroner Regler Wenn das Aggregat mit einem Drehzahlregler ausgerüstet ist, der nur Isochronbetrieb zulässt, kann die Droop-Einstellung zur Kompensation der fehlenden Droop-Einstellungsmöglichkeit am Drehzahlregler verwendet werden. DESIGNER'S HANDBOOK 4189341275B DE Seite 86 von 202...

  • Seite 87: Synchronisation

    5. 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 88: Signal Zur Schalterschließung

    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 89: Einstellungen

    Negative Schlupffrequenz FUEL INDEX Gen1 100% LOAD FUEL INDEX Gen2 100% Reverse power 5.2.3 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 90: Statische Synchronisation

    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 91: Belastung Nach Der Synchronisation

    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 Spanne ist GENL1 BBL1 +/-0,1-20,0 Grad. Siehe folgende Darstellung: ± close window Max.

  • Seite 92: Anlaufsynchronisation

    Parameter Beschreibung Anmerkung 'Infinite sync' hält den Generator in Schwebung 2035 Auswahlmöglichkeiten sind 'Breaker' oder 'Infinite mit dem Netz. Der GS kann nicht geschlossen Statischer GS sync'. werden. 'Infinite sync' hält den Generator in Schwebung 2036 Auswahlmöglichkeiten sind 'Breaker' oder 'Infinite mit dem Netz.

  • Seite 93: Gs-Handling

    5.4.1 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 94: Ks-Handling (Option G5)

    5.4.2 2. KS-Handling (Option G5) Start TB Open Any GB closed > P AVAIL ”GB + TB” MB OFF Close TB Sync TB 5.4.3 Startablauf Die Startsequenz der AGC ist für die Funktion Anlaufsynchronisation (CBE) geändert. Die folgenden Parameter müssen eingestellt werden: Menü...

  • Seite 95: Schaltersequenz

    Vo lt age Nom in al RPM Nom in al Voltage Exc. st art RPM (2263) CBE close RPM (2251) Rem ove start er (6174) t [s] St art er/ cran k If t im er expires and RPM in 2263 is not reached, t he AGC will break out of t he Tim er CBE sequence.

  • Seite 96: Fehler 'Close Before Excitation

    In einer Applikation mit Kuppelschalter ist in Menü 2261 einzustellen, ob nur der GS oder der GS und auch der KS geschlossen werden müssen. Die Einstellungen für die Schaltersequenz sind wie folgt: Menü Beschreibung Anmerkung 2261 Schalterauswahl Auswahl der zu schließenden Schalter: GS oder GS + KS. Der Timer definiert die Zeit zwischen Erregung EIN und Regler EIN.
  • Seite 97 Spannungsniveau Wiederholungsdurchlauf Unter Parameter 2265 wird eingestellt, wie niedrig die Spannung sein muss, bevor der Schalter während des Wiederholungsdurchlaufes geschlossen werden darf. Liegt die Spannung nicht unter dem Wert für „Spannungsniveau Wiederholungsdurchlauf“, wenn der „Spannungsentladungs-Timer“ abgelaufen ist, wird das entsprechende Aggregat beim CBE- Wiederholungsdurchlauf ausgeschlossen.

  • Seite 98: Separates Synchronisierrelais

    % 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. Sobald eine neue Startanforderung auftritt, wird die Erregung deaktiviert.

  • Seite 99: Unterdrückungsbedingungen Vor Netzschaltersynchronisierung

    Relais ausgewählt Relais nicht ausgewählt Relaiskontakte Zwei Relais werden verwendet Ein Relais wird verwendet Synchronisationsvorgang Synchronisationsvorgang Das Schalter-EIN-Relais und das Sync.-Relais werden Das Schalter-EIN-Relais wird aktiviert, wenn die gleichzeitig aktiviert, wenn die Synchronisierung i.O. ist. Synchronisierung i.O. ist. Nicht belegt Schließung bei Stromausfall Schließung bei Stromausfall Das Schalter-EIN-Relais und das Sync.-Relais werden...

  • Seite 100: Beispiel 1: Regenerierungstimer 1 (Kurzzeitunterbrechungszähler)

    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 101: Zusätzliche Funktionen

    6. 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 102: Anlasser Ausrücken

    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 103 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 104: Öldruck

    6.1.3 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 105: Doppelstarter

    6.1.4 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 106: Leerlauf

    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.

  • Seite 107: Beschreibung

    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.

  • Seite 108: Leerlaufdrehzahl Mit Einem Auf Niedrige Drehzahl Konfigurierten Digitaleingang

    Stoppbefehls geht das Aggregat von Nenndrehzahl auf Leerlaufdrehzahl, bevor es ganz abgestellt wird. 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.

  • Seite 109: Temperaturabhängiger Leerlaufstart

    6.3.4 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 110: Unterdrückung

    Um diese Funktion zu verwenden, muss das Menü „6295 Leerlauf aktiv“ eingeschaltet und der Relaisausgang konfiguriert werden. Andernfalls funktioniert der Leerlauf nicht. 6.3.5 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. 6.3.6 Motor-läuft-Signal Das ‚Motor-läuft‘-Signal muss aktiviert werden, wenn sich das Aggregat im Leerlauf befindet.
  • Seite 111 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 4189341275B DE Seite 111 von 202...

  • Seite 112: Analoge Lastverteilung

    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 113: Funktionsweise

    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 114: Beispiel 1: Lastanpassung

    Ist die gemessene Spannung höher als die Spannung des eingebauten Leistungsmessumformers, erhöht die Steuerung ihre Last, um die Spannung auf der Lastverteilungsleitung anzupassen. Ist die gemessene Spannung niedriger als die Spannung des eingebauten Leistungsmessumformers, verringert die Steuerung ihre Last, um die Spannung auf der Lastverteilungsleitung anzupassen. Die Spannung auf der Lastverteilungsleitung unterscheidet sich nur dann von der Spannung des eingebauten Leistungsmessumformers, wenn zwei oder mehr Steuerungen an die Lastverteilungsleitung angeschlossen sind.

  • Seite 115: Rampe Aufwärts" Im Inselbetrieb Mit Laststufen

    6.4.3 „Rampe aufwärts“ im Inselbetrieb mit Laststufen Analogue load share set point One step before the load share setpoint is reached the ramp up function is switched off Power ramp [%/s] Time [sec] GB closed Die Aggregatsteuerung verfügt über eine Funktion zum Hochfahren der Lastrampe. Wenn aktiviert, steuert diese auch das Hochfahren der Lastrampe bei analoger Lastverteilung.

  • Seite 116: Lastverteilungstyp

    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.

  • Seite 117: Pcc Im Power Management-System Von Deif

    Cummins PCC-Anwendungen Abbildung 6.1 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 118: Lüftung

    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 119: Lüfter-Logik

    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 120: Lüfter Start/Stopp

    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 • MK-Messung (Motorkommunikation) • Externe Analogeingänge 1-8 (H12.X) • Analogeingänge (M15.X) • Multieingänge (M16.X) Die Multieingänge können beispielsweise für einen Pt100-Sensor konfiguriert werden, der die Motor- oder die Umgebungstemperatur misst.

  • Seite 121: Lüfterausgänge

    6.6.4 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. 6.6.5 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 122: Rückmeldung „Lüfter Läuft

    6.6.6 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 123: Lüfterpriorität (Betriebsstunden)

    6.6.8 Lüfterpriorität (Betriebsstunden) Die Priorität der Lüfter A bis D wechselt automatisch zwischen Priorität 1 und 4. 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 124: Lüfterprioritätsberechnungen, Update

    ANMERKUNG Es ist nur das Zurücksetzen möglich. Es ist nicht möglich, dem Betriebsstundenzähler einen Offset hinzuzufügen. 6.6.9 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 125: Eingangsauswahl

    6.7.1 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 126: Beispiel Für Inverses Derating

    Beispiel für inverses Derating LIMIT Start derate 6.7.3 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 127: Mk-Derating Über Parameter 7551

    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.

  • Seite 128: Alarm Kühlmittelheizung

    Prinzipschaltbild 43°C 37°C Engine heater relay Start attempt DG running ANMERKUNG Die Kühlmittelheizung ist nur bei abgestelltem Aggregat aktiv. 6.9.1 Alarm Kühlmittelheizung Fällt die Temperatur nach Überschreiten des Startsollwertes weiter, kann ein Alarm ausgelöst werden, sofern er im Menü 6330 konfiguriert wurde.

  • Seite 129: Kraftstoff-Füll-Überwachung

    Fuel level Fuel service tank level Time Fuel pump start level Fuel pump stop level 6.10.1 Kraftstoff-Füll-Überwachung Die Logik der Kraftstoffpumpe enthält eine Funktion Kraftstoff-Füllüberwachung . Läuft die Füllpumpe, muss der Pegel um mindestens 2 % innerhalb der in Menü 6553 Kraftstoff-Füllüberwachung eingestellten Zeit steigen.

  • Seite 130: Auswahlmöglichkeiten

    Automatic Gen-set Controller multi-line AGC 400 400V 9120 Service menu Timers Time Misc Auswahlmöglichkeiten Zeit Zeigt den Alarm und den zugehörigen Alarmtimer als Restlaufzeit an. Es wird die Mindestrestzeit angezeigt. Der Timer startet, sobald der Sollwert überschritten wurde. Automatic Gen-set Controller multi-line AGC 400 400V 1000 -P>...

  • Seite 131: Zeitgesteuerter Betrieb (Wochenzeitschaltuhr)

    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 132: Schalterfunktionen

    Wenn der Betriebsstundenzähler 1000 Stunden erreicht hat, setzt die Steuerung die Stunden nur für die Ölwechselfunktion zurück. Beispiel: Der Sollwert wurde auf 750 Stunden eingestellt und die Invertierung ist nicht aktiviert. In diesem Fall schließt sich das Relais nach 750 Stunden und bleibt geschlossen, bis 1000 Stunden erreicht sind. Dann beginnt der Betriebsstundenzähler wieder bei 0 Stunden.

  • Seite 133: Schalterpositionsfehler

    6.15.2 Schalterpositionsfehler Die Steuerung muss zu jeder Zeit eine Rückmeldung vom Schalter über seine Position erhalten, d. h. ob er geöffnet oder geschlossen ist. Der Positionsfehleralarm wird aktiviert: • Wenn die Steuerung weder eine Öffnungs- noch eine Schließrückmeldung vom Schalter erhält. •...

  • Seite 134: Led-Anzeige

    werden. Die Sollwerte befinden sich in den Menüs 6230, 7080 und 8190. Bei der AGC-Netzsteuerung (Option G5) kann die Rückmeldung "Feder gespannt" des KS anstelle der entsprechenden Rückmeldung des GS benutzt werden. 2. Digitaleingang: Pro Schalter wird ein freier Digitaleingang benötigt: Ein „Feder gespannt“ Eingang für GS/KS und einer für NS. Nach dem Öffnen des Schalters wird das Einschalten erst freigegeben wenn der Eingang aktiv ist.
  • Seite 135 Eine Aggregat- oder Netzsteuerung, bei der die Funktion Getrennter Schalter aktiv ist, informiert die anderen Steuerungen im System darüber, dass der Schalter geöffnet und dass die Stromquelle an der Sammelschiene nicht verfügbar ist. In der Eingangsliste der USW wird die Kennzeichnung „Getrennter Schalter“ bestimmten Eingängen zugeordnet. Siehe Screenshot unten.

  • Seite 136: Digitale Netzschaltersteuerung

    ANMERKUNG Wenn sich eine Aggregatsteuerung im Modus „Getrennter Schalter“ befindet, ist es nicht möglich, die Erdungsrelaisfunktion zu verwenden. Weitere Informationen zum Erdungsrelais finden Sie unter Option G5. 6.16 Digitale Netzschaltersteuerung Die Steuerung führt normalerweise die automatische Notstromsequenz gemäß den vorgenommenen Systemeinstellungen aus. Zusätzlich ist es möglich, einen Digitaleingang zu beschalten, um die Rückschaltung zum Netzbetrieb extern zu steuern.

  • Seite 137: Frequenz- Oder Spannungsabhängiger P-Grad

    Das Diagramm zeigt die Überlappungssynchronisation. Nach dem Zuschalten des GS wird der NS automatisch nach einer Zeitverzögerung (‚t‘) geöffnet. Später wird der NS synchronisiert und der GS automatisch nach der Zeitverzögerung (‚t‘) geöffnet. Die Zeit wird in Sekunden, im Bereich von 0,10 -99,90, eingestellt. ANMERKUNG Die gesetzte Zeitverzögerung gilt für beide Schalter.

  • Seite 138: Werkseinstellung

    Parameter Werkseinstellung Beschreibung Die Auswahl von Ist-P oder Nominal-P soll als Grundlage für Berechnungsmethode* P installed (installiert) die Berechnungen dienen. Droop slope calculation method (Berechnungsmethode für P-Grad- Absolut Berechnungsmethode für den Gradienten. Steigung) Steigung niedrig 5 % Leistung/% f/U Gradient bei Netzunterfrequenz oder Unterspannung. Steigung hoch -5 % Leistung/% f/U Gradient bei Netzüberfrequenz oder Überspannung.

  • Seite 139: Leistungs- Und Cosphi Offsetwerte

    Beim Droop werden die Steigungen anhand der Größe der Istlast zu Beginn des Droops im Vergleich mit der angegebenen Nennleistung skaliert. Beispiel: Wenn ein DG mit einer Nennleistung von 1000 kW bei aktiviertem Droop 500 kW erzeugt, werden nur 50 % der Steigungswerte verwendet. Um einen Nenn-Droop von 40 % pro Hz zu erreichen, sollte ein DG von 1000 kW (50 Hz) mit Steigungen von 200 kW/% konfiguriert werden.

  • Seite 140: Rrcr-Konfiguration

    ANMERKUNG Alternativ zu RRCR kann die Steuerung Modbus- oder Analogeingänge für das Lastmanagement verwenden. 6.20.1 RRCR-Konfiguration Verwenden Sie die USW-Software, um die Reaktion der Steuerung auf RRCR-Signale zu konfigurieren. Konfigurieren Sie die Eingänge in M-Logic Verwenden Sie M-Logic, um die vier Binäreingänge zu definieren. Alle vier Eingänge müssen definiert sein, damit RRCR funktioniert.
  • Seite 141 Abbildung 6.3 Beispiel 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 %. Wenn nur Eingang 2 aktiviert ist, beträgt der Leistungssollwert des Reglers 30 %. Wenn nur Eingang 3 aktiviert ist, beträgt der Leistungssollwert der Steuerung 60 %.

  • Seite 142: Konfiguration Der Rrcr-Eingänge Für Q- Oder Cosφ-Sollwerteingänge

    Konfiguration der RRCR-Eingänge für Q- oder Cosφ-Sollwerteingänge • Wählen Sie unter Q [%] (grüne Box) die gewünschten Blindleistungssollwerte aus. Beachten Sie, dass Q [%] bei kapazitiven Sollwerten negativ sein muss. • Wählen Sie unter Cosφ (violette Box) die gewünschten Cosφ-Sollwerte. •...
  • Seite 143 Abbildung 6.5 Beispiel 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 144: Manuelle Drehzahl- Und Spannungsregelung

    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. 6.21 Manuelle Drehzahl- und Spannungsregelung Die manuelle Drehzahl- und Spannungsregelungsfunktion lässt sich aktivieren durch Drücken von für mindestens zwei...

  • Seite 145: Fehlerklasse

    6.22 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 146: Motor Steht

    6.22.2 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 9 Kontrolliert ausgelöster Stopp *Anmerkung: Die Fehlerklasse ‚NS/GS-Auslösung‘ (Trip MB/GB) (verhindert den Anlauf nur dann, wenn kein Netzschalter in der Applikation vorhanden ist.

  • Seite 147: Alarmunterdrückung

    6.23 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 148: Status Motor Läuft (6160)

    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. Redundante Steuerungen Die Steuerung ist die redundante Steuerung (wird nur angezeigt, wenn Option T1 aktiviert ist) ANMERKUNG...

  • Seite 149: Ereignisse

    Run. feedback Alarms active ANMERKUNG Der Timer wird bei binärer ‚Motor-läuft‘-Rückmeldung ignoriert. 6.24 Ereignisse 6.24.1 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 150: Nicht In Auto

    Das erste Ereignis wird aufgerufen, wenn der Cursor unter 'FIRST' steht und mit 'SEL' bestätigt wurde. 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. 6.25 Nicht in Auto Diese Funktion aktiviert einen Alarm wenn sich die Anlage nicht in Betriebsart Auto befindet.
  • Seite 151 Wählen Sie die Schaltfläche TCP-IP, um die IP-Adresse einzugeben. Drücken Sie die Schaltfläche Test um zu prüfen, ob die Verbindung erfolgreich ist, und drücken Sie dann die Schaltfläche OK. Drücken Sie die Schaltfläche Kommunikation in der oberen Symbolleiste, um eine Verbindung zur Steuerung über TCP-IP herzustellen.

  • Seite 152: M-Logic

    Sie beim erneuten Verbindungsversuch zur Steuerung, dass die neue IP-Adresse verwendet werden muss, mit einer passenden statischen IP-Adresse für den PC. Wenn alle Steuerungen separate IP-Adressen erhalten haben, können sie an einen Netzwerk-Switch angeschlossen werden. Der PC kann dann mit dem Switch verbunden werden, und es muss nur die IP-Adresse geändert werden, mit der die Utility-Software kommunizieren soll.

  • Seite 153: Parameter-Id

    Menu 9185: Mains setup Menu 9183: Mains breaker setup Menu 9184: Generator breaker setup ANMERKUNG Wird Einzelbetrieb einrichten bei laufender Maschine aktiviert, erscheint die Informationsmeldung Schnell-Setup- Fehler. 6.29 Parameter-ID Sie können in Parameter 11200 einen kurzen Textnamen hinzufügen, um die in der Steuerung verwendete Parameterdatei zu identifizieren.

  • Seite 154: Kompensationszeit

    ANMERKUNG Diese Funktion ist nur im Inselbetrieb möglich. In einem 50-Hz-System dauert eine Periode 20 ms. Ändert sich das, z.B. aufgrund der Totbandeinstellung des Frequenzreglers, entsteht ein Unterschied zwischen der tatsächlichen und der theoretischen Anzahl an Perioden. Equipment, das auf die Nulldurchgänge reagiert, kann durch diese Funktion beeinflusst werden. Dies sind z.B. Synchronuhren. Die interne Uhr der Steuerung ist ein Zeitnehmer, der in der batteriegestützten Speicherschaltung enthalten ist.

  • Seite 155: Batterietest

    Diese Funktion ist ideal für Leihaggregate oder Anlagen mit ungehindertem Zugang. Der Bediener kann nichts ändern. Ist ein AOP-2 vorhanden, kann der Bediener bis zu 8 vordefinierte Befehle ausführen. ANMERKUNG Die Stop-Taste ist bei Zugriffssperre nicht aktiv. Aus Sicherheitsgründen sollte eine Not-AUS-Kette installiert sein. ANMERKUNG Die AOP-Tasten sind bei Zugriffssperre nicht blockiert.
  • Seite 156 Start relay Stop coil Run coil Start test Batterietest „X + Startsequenz“ Wenn der Sollwert unter Batterietest (Parameter 6413) auf X + Startsequenzeingestellt wurde, führt das Aggregat die festgelegte Anzahl an Startversuchen aus (ohne Aktivierung des Betriebsmagnets). Diese Funktion wird verwendet, um zu testen, ob die Batterie mehr als einem Startversuch standhält.

  • Seite 157: Eingangskonfiguration

    Beschreibung Kommentar Startausschaltzeit (Parameter 6184) Timer Stopprelais EIN Startversuche (Kanal 6190) Anzahl Startversuche ANMERKUNG Für den Normalbetrieb muss der Startfehler-Alarm nach Beendigung des Tests bestätigt werden. 6.34.1 Eingangskonfiguration Für diese Funktion wird ein digitaler Eingang benötigt. Dies erfolgt über die folgende Dialogbox. ANMERKUNG In Betriebsart Auto führt ein Netzausfall zur Einleitung der Notstromsequenz.
  • Seite 158 Application 1: Application 2: Multi-line 2 Multi-line 2 MI 2 MI 1 MI 1 Start/Manoeuvre battery Start/Manoeuvre battery Application 3: Application 4: Multi-line 2 Multi-line 2 MI 3 MI 1 MI 1 - + - + Manoeuvre battery Start battery Manoeuvre battery Application 5: Multi-line 2...

  • Seite 159: Schaltschrankfehler

    Application 6: Application 7: Multi-line 2 Multi-line 2 MI 3 MI 2 MI 2 MI 1 MI 3 MI 1 - + - + - + - + Manoeuvre battery Start battery Manoeuvre battery Start battery Siehe Applikation 1 als Beispiel: Application 1: Multi-line 2 MI 1...

  • Seite 160: Anlaufsperre Schalttafelfehler (Block Swbd Error - Menü 6500)

    ANMERKUNG Sobald der Eingang konfiguriert ist, sind die Funktionen aktiv. In den Parametern 6500 und 6510 werden nur die Alarme eingestellt. 6.35.1 Anlaufsperre Schalttafelfehler (Block swbd error - Menü 6500) Der Anlauf des Aggregates wird gesperrt. Verfügbare Sollwerte: • Verzögerung: Wenn der Eingang aktiv ist, wird ein Alarm ausgelöst, sobald diese Verzögerung abgelaufen ist. •...

  • Seite 161: Fernstart

    Das Aggregat wird bei Aktivierung dieses Eingangs gestartet. Das Aggregat wird bei Deaktivierung des Eingangs gestoppt. Der Eingang kann benutzt werden, wenn sich die Steuerung in Insel-, Festlast-, Lastübernahme- oder Netzbezugsregelungsbetrieb befindet und Betriebsart AUTO gewählt wurde. Fernstart Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Impuls Der Eingang leitet die Startsequenz im Handbetrieb ein.
  • Seite 162 • GS: Die GS-EIN-Sequenz wird eingeleitet, wenn sich die Anlage in Betriebsart Hand befindet. • KS: Die EIN-Sequenz des Kuppelschalters wird eingeleitet und der Schalter wird synchronisiert, wenn Netz- und Generatorschalter geschlossen sind, oder er schließt sich ohne Synchronisierung, wenn der Generatorschalter geöffnet ist. •...

  • Seite 163: Betriebsart-Funktionen

    Ns getrennt Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Konstant Der Schalter wird als getrennt betrachtet, wenn die Voraussetzungen erfüllt sind und dieser Eingang aktiviert ist (weitere Informationen finden Sie unter Getrennter Schalter). GS-/KS-/SKS-Feder gespannt Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp...

  • Seite 164: Regelungsfunktionen

    Betriebsart TEST Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Impuls Ändert die Betriebsart der Steuerung auf TEST Betriebsart Automatik Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Impuls Ändert die Betriebsart der Steuerung auf AUTO. Betriebsart MANUELL Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb...
  • Seite 165 Manual GOV down – Manuell Drehzahl - Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Konstant Ist der manuelle Modus ausgewählt, wird die Drehzahl gesenkt. Manual AVR up – Manuell Spannung + Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Konstant Ist der manuelle Modus ausgewählt, wird die Spannung erhöht.

  • Seite 166: Weitere Funktionen

    Ext. Spannungsregelung Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Konstant Der Nennspannungssollwert wird über die Analogeingänge, Klemmen 41/42, gesteuert. Der interne Sollwert wird nicht verwendet. Beachten Sie, dass ein Signal von -10 V bis 10 V für die Steuerung verwendet wird. ANMERKUNG Mit der M-Logic „DZR-/SPR-Steuerung“...

  • Seite 167: Abstellüberbrückung

    Alle anstehenden Alarme werden quittiert, die Alarm-LED erlischt. Abstellüberbrückung Automatikbetrieb Handbetrieb Test Manueller Betrieb Blockieren DG Netz SKS Gruppe Anlage Eingangstyp Konstant Dieser Eingang deaktiviert alle Schutzmaßnahmen, außer Überdrehzahl und Not-Aus. Die Anzahl der Startversuche ist standardmäßig sieben, kann aber in Parameter 6180 Startkonfiguriert werden. Auch wird eine spezielle Nachlaufzeit in der Stoppsequenz, nach Aktivierung dieses Eingangs, verwendet.

  • Seite 168: Anlaufsynchronisation-Aktivierung Spr

    Die Standard-Steuerung hat drei Multi-Eingänge. Darüber hinaus verfügt die Option M15 über vier 4-20-mA-Eingänge und die 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 169: Eingangstyp

    Option Option Eingangstyp Standard Anmerkungen anzuzeigen. Für Num.Einheit 1/10 wird eine Dezimalstelle angezeigt. Für Num.Einheit 1/100 werden zwei Nachkommastellen angezeigt. Der 0- bis 40-V-DC-Eingang ist hauptsächlich für den 0 bis 40 V DC • Batterieassymetrietest vorgesehen. 0 bis 5 V DC •...

  • Seite 170: Auswahl Der Eingangsfunktion

    Beispiel für eine konfigurierbare RMI-Kurve Resistance (Ω) Setpoint 8 Setpoint 7 Setpoint 6 Setpoint 5 Setpoint 4 Setpoint 3 Setpoint 2 Setpoint 1 Value (bar, °C or %) Setpoints 6.38 Auswahl der Eingangsfunktion Digitale Eingangsalarme können auf zwei Arten konfiguriert werden. Arbeits- oder Ruhestromprinzip. Die folgende Zeichnung zeigt einen Digitaleingang, der als Alarmeingang verwendet wird: 1.

  • Seite 171: Externe Analog-Sollwerte

    Eingang Drahtbruchbereich Normalbereich Drahtbruchbereich 4-20 mA < 3 mA 4-20 mA > 21 mA 0-40V DC ≤ 0V DC RMI Öl, Typ 1 < 1,0 Ohm > 195,0 Ohm RMI Öl, Typ 2 < 1,0 Ohm > 195,0 Ohm RMI Temp, Typ 1 <...

  • Seite 172: Externer Analog-Sollwert Klemmen

    Eingang Ext. Sollwert aktive Bedingung* Externe Frequenzkontrolle Inselaggregat oder GS aktiviert Externe Leistungskontrolle Netzparallelbetrieb Externe Spannungskontrolle Inselaggregat oder GS aktiviert Ext. Leistungsfaktorkontrolle Netzparallelbetrieb Ext. Blindleistungskontrolle Netzparallelbetrieb ANMERKUNG * Die Regler-Sollwerte werden ignoriert, wenn die Einschaltbedingungen nicht vorliegen. Es ist zum Beispiel nicht möglich, den Frequenzregler während des Netzparallelbetriebes zu nutzen.

  • Seite 173: Ausgänge

    Konfiguration eines CIO bei der AGC-4 Hilfreiche Hinweise finden Sie in unserer Anleitung Konfiguration eines CIO bei der AGC-4. RRCR externe Sollwertregelung Das Netz kann einen Funk-Rundsteuerempfänger (RRCR) für das Lastmanagement verwenden. Zusätzliche Informationen Weitere Informationen finden Sie unter Weitere Funktionen, RRCR externe Sollwertregelung im Handbuch für Konstrukteure.
  • Seite 174 Beim im Alarmfenster konfigurierten Timer handelt es sich um eine Einschaltverzögerung. Sie legt fest, wie lange die Alarmbedingungen vorliegen müssen, bevor Alarme oder Ausgänge aktiviert werden. Wenn ein Relais ausgewählt wird (in diesem Beispiel ein Relais an Klemme 5), muss es wie unten dargestellt als Limitrelais eingerichtet werden, da der Alarm sonst immer noch angezeigt wird.

  • Seite 175: Step-Up- Und Step-Down-Trafo

    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 176: Vektorgruppe Für Aufwärtstransformator

    mit 400 V betrieben, bevor die Synchronisierung beginnt. Wird jedoch ein Synchronisationsversuch unternommen, wird der Sollwert des Spannungsreglers wie folgt geändert: × U = 10500 × 400/10000 = 420 V BUS-MESS GEN-NENN BUS-NENN 6.43.2 Vektorgruppe für Aufwärtstransformator Vektorgruppendefinition Die Vektorgruppe wird durch 2 Buchstaben und 1 Zahl definiert: •...
  • Seite 177 Der Phasenwinkel zwischen 1L1 und 2L1 beträgt 0 Grad Tabelle 6.1 Phasenkorrektureinstellung Parameter Funktion Parameter 9141 SS (Netz)Generatorwinkelkorrektur 0 Grad Abbildung 6.7 Anschlüsse Busbar Generator ANMERKUNG Der im Diagramm dargestellte Anschluss sollte stets verwendet werden, wenn eine AGC für ein Aggregat verwendet wird.
  • Seite 178 Abbildung 6.9 Dy11-Beispiel HV side LV (generator) side Der Phasenwinkel zwischen 1L1 und 2L1 beträgt -333/+30 Grad. Tabelle 6.3 Phasenkorrektureinstellung Parameter Funktion Parameter 9141 SS (Netz)Generatorwinkelkorrektur -30 Grad Vektorgruppe 6 Die Phasenwinkelverschiebung beträgt 6 × 30 = 180 Grad. Abbildung Yy6-Beispiel 6.10 HV side...

  • Seite 179: Konfiguration Eines Step-Up-Trafos Und Eines Messtrafos

    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 ist! ANMERKUNG Die in der Tabelle oben gezeigte Einstellung berücksichtigt nicht die von Messwandlern verursachte...
  • Seite 180 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 181: Vektorgruppe Für Step-Down-Trafo

    6.43.4 Vektorgruppe für Step-Down-Trafo In einigen Applikationen kann auch ein Abspanntransformator eingesetzt werden. Dieser kann deine Rasterspannung nach unten umwandeln, sodass die Last die Last die Spannungsstufe bewältigen kann. Die Steuerung kann die Sammelschiene mit der Netzspannung synchronisieren, selbst, wenn ein Abwärtstransformator mit einer Phasenwinkelverschiebung vorhanden ist. Der Transformator muss sich zwischen den Messpunkten für die Steuerung befinden.

  • Seite 182: Anforderung Von Spitzenströmen

    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 183: I Max. Bedarf

    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. Wenn der Spitzenwert höher ist als der vorherige maximale Spitzenwert, wird er zur Berechnung eines neuen Mittelwerts herangezogen.

  • Seite 184: Differenzialmessung

    DEF Niveau (SPN 1761), DEF Temp (SPN 3031) • Externe Eingänge (Option H12) ◦ Ext. Ana. 1 to 8 • DVC 550 Temperaturen ◦ DEIF DVC 550 PT100_1 bis 6 • Analogeingang (Option M15.X) DESIGNER'S HANDBOOK 4189341275B DE Seite 184 von 202...

  • Seite 185: Konfigurieren Des Differenzialalarms

    ◦ Analogeingang 127, 129 131, 133 • Multi-Eingänge (M16.X) ◦ Analogeingang 127, 129 131, 133 Konfigurieren des Differenzialalarms Der entsprechende Alarmsollwert wird unter den Parametern 4610-4660, 4680-4730 und 4750-4800 ausgewählt. Für jede Differenzialmessung zwischen Analogeingang A und B kann ein zweistufiger Alarm konfiguriert werden. Der folgende Screenshot zeigt die Parameter zur Konfiguration eines Alarms für die Differenzialmessung 1.

  • Seite 186: Impulszähler

    Parameter Name Funktion Anmerkung Offset-Einstellung der Anzahl der NS- 6104 NS Schaltspiele Zählt bei jedem NS-Schließen-Befehl. Schaltspiele. Wird nach dem Zurücksetzen automatisch wieder auf AUS zurückgestellt. Die 6105 kWh Reset Setzt den kWh-Zähler zurück. Zurücksetzfunktion kann nicht aktiviert gelassen werden. Offset-Einstellung der Anzahl an 6106 Startversuche...

  • Seite 187: Allgemeiner Zweck Pid

    7. Allgemeiner Zweck PID Einführung Die PID-Regler für allgemeine Zwecke sind im Prinzip ähnlich wie die PID-Regler für den Spannungs- und Drehzahlreglerausgang. Sie bestehen aus einem Proportional-, Integral- und Differential-Anteil. Integral- und Differential-Anteil sind von der Proportionalverstärkung abhängig. Eine Funktionsbeschreibung finden Sie im Kapitel über die Steuerungen für Spannungs- und Drehzahlregler.

  • Seite 188: Az-Pid-Schnittstelle In Usw

    7.1.2 AZ-PID-Schnittstelle in USW Die Konfiguration der Eingangs- und Ausgangseinstellungen vom AZ-PID-Regler erfolgt über die „PID“-Schnittstelle in der USW von DEIF. Sie kann nicht über das Display des Reglers vorgenommen werden. Eingängen 7.2.1 Eingängen Jeder Ausgang kann bis zu drei Eingänge haben. Es wird jeweils nur ein Eingang für die Berechnung des Ausgangssignals verwendet.

  • Seite 189: Erläuterung Der Az-Pid-Regler-Einstellungen

    Erläuterung der AZ-PID-Regler-Einstellungen 1. Drop-down Aktivierung: Aktiviert den PID-Regler oder erlaubt die Aktivierung über die M-Logic. 2. Drop-down Oben: Hier können Sie die Quelle dieses Einganges auswählen. 3. Eingang 1 min. und Eingang 1 max.: Definiert die Skala des überprüften Eingangswertes. 4.

  • Seite 190: Dynamische Eingangsauswahl

    • Ein Wichtungsfaktor von 1 bedeutet, dass der tatsächliche Eingangswert in Berechnungen verwendet wird. • Ein Wichtungsfaktor von 3 bedeutet, dass der Eingangswert in den Berechnungen dreimal so groß ist. 6. Drop-down Unten • Ein: Dieser Eingang wird überprüft. • Aus: Dieser Eingang wird nicht überprüft.

  • Seite 191: Ausgang

    Ausgang 7.3.1 Erklärung der Ausgangseinstellungen DESIGNER'S HANDBOOK 4189341275B DE Seite 191 von 202...

  • Seite 192: Priorität

    1: Priorität Diese Einstellung legt fest, ob die Mindest- oder maximale Ausgangsleistung priorisiert wird. Sie wird für die dynamische Eingangsauswahl verwendet. „Maximaler Ausgang“ führt zur Auswahl des Einganges, der die höchste Ausgangsleistung liefert. „Mindestausgang“ führt zur Auswahl des Einganges, der die niedrigste Ausgangsleistung liefert. 2: Ausgangstyp Wählen Sie zwischen einem Relais- oder Analogausgang aus.

  • Seite 193: Beispiel Zur Erläuterung Der Direkten Und Indirekten Regelung

    • Direkter Fehler = SW - PV • Invertierter Fehler = PV - SW Der direkte Ausgang wird in Anwendungen verwendet, bei denen ein Anstieg des Analogausgangswertes die Prozessvariable erhöht. Der inverse Ausgang wird in Anwendungen verwendet, bei denen ein Anstieg des Analogausgangswertes die Prozessvariable verringert.
  • Seite 194 40 °C Set point 20 °C 0 °C Output Direct output Inverse output (Heating) (Cooling) 100 % Time 8: Analog-Offset Bestimmt den Startpunkt der Ausgabe. Der gesamte Bereich des Ausgangs kann als Wert im Bereich zwischen 0 und 100 % betrachtet werden.

  • Seite 195: Relais Erhöhung

    14: Relais Min. Einschaltzeit Mindestausgangszeit für die Relaisregelung. Stellen Sie diese Funktion auf die Mindestzeit ein, mit der der angesteuerte Aktor aktiviert werden kann. 15: Relais Periodenzeit Gesamtzeit für eine Aktivierungsdauer des Relais. Wenn der Regelausgang über dieser Periodenzeit liegt, wird der Relaisausgang kontinuierlich aktiviert.

  • Seite 196: Erläuterung Der Einstellungen

    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. Wenn der Limit beispielsweise auf 10 % eingestellt ist, muss eine Lastaufschaltung oder ein Lastabwurf von mindestens 10 % der Nennleistung des Aggregates vorliegen, bevor diese Funktion aktiviert wird.

  • Seite 197: Kompensation Der Abweichung Vom Sollwert

    Nach einigen Sekunden verringert das System wieder etwas die Last, jedoch nur um die Hälfte der vorangegangenen Lastaufschaltung. Die Verstärkung wird sofort wieder erhöht, aber diesmal nur halb so stark, weil die Laständerung nur halb so groß ist. Die Steigerung nimmt dennoch in einem Zeitraum von 15 Sekunden wieder ab. 7.4.3 Kompensation der Abweichung vom Sollwert Diese Funktion soll Überschreitungen minimieren.

  • Seite 198: Beispiel Für Die Kompensation Der Abweichung Vom Sollwert °C/Gain

    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 199: Befehle

    7.5.3 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 analog PID [1-6] min. Ausgang erzwingen eingestellten Wert. Zwingt den Ausgang auf den unter dem Ausgangsparameter Max. Ausgang analog PID [1-6] max.
  • Seite 200 Das ECM (Engine Control Module, Motorsteuerungsmodul) misst sowohl die Temperatur des Kühlmittels vom Ladeluftkühler als auch die Temperatur des Kühlwassers vom Mantel. Die Generatorsteuerung empfängt diese Werte über eine MK-Option (Motor- Schnittstellenkommunikation). DESIGNER'S HANDBOOK 4189341275B DE Seite 200 von 202...
  • Seite 201 Als Eingang 1 wird „MK-Ladeluftkühlertemperatur“ und als Eingang 2 „MK-Kühlwassertemperatur“ ausgewählt. Der volle Messbereich wird durch einen Mindest- und einen Maximalwert festgelegt. Der Bezugssollwert von Eingang 1 wird auf 500 eingestellt, um für das Kühlmittel des Ladeluftkühlers einen Temperatursollwert von 50,0 °C zu erreichen. Eingang 2 weist einen Bezugssollwert von 900 auf, um für das Kühlwasser des Mantels einen Sollwert von 90,0 °C zu erreichen.
  • Seite 202 In diesem Beispiel wird als Ausgangstyp „Analog“ und als physischer Ausgang „Messumformer 68“ ausgewählt. Die inverse Ausgabe wird aktiviert, um bei steigender Temperatur einen Anstieg des Wertes vom Analogausgang für den Lüfter zu erzielen. • Ein Offset von 100 % wird ausgewählt, um bei erreichtem Sollwert eine Ausgangsleistung von 100 % zu erreichen. •...

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