Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Überwachen von dezentralen Energieerzeugungsanlagen gemäß dem Oberbegriff des Patentanspruchs. Ein derartiges Verfahren ist allgemein bekannt.The invention relates to a method for monitoringdecentralized power generation plants according to the preamble ofClaim. Such a method is generally known.
Bei dezentralen Enerieerzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz von Energieversorgungsunternehmen (EVU's) muss zur Aufrechterhaltung der Sicherheit der ungewollte Inselbetrieb zuverlässig verhindert werden. In der Vergangenheit verlangten die EVU's hierfür eine für sie jederzeit zugängige Freischaltstelle, durch die bei Wartungsarbeiten oder Störungen der Schaltberechtigte die Einspeiseanlage vom Netz trennen konnte.In decentralized energy generation plants on the low-voltage network fromEnergy supply companies (EVUs) must maintain theSecurity of unwanted island operation can be reliably prevented. In theIn the past, the RUs requested that they be accessible at all timesActivation point through which in the event of maintenance work or malfunctions of theSwitching authorized to disconnect the feed-in system from the network.
Mit zunehmender Anzahl von dezentralen Energieerzeugungsanlagen, insbesondere auch Blockheizkraftwerken (BHKW) und Photovoltaikanlagen wird diese Freischaltstelle jedoch unrentabel. Stelle man sich vor, jedes Einfamilienhaus hätte eine Eigenerzeugungsanlage installiert, so wäre der Deshalb verlangte der VDEW (Verband Deutscher Elektrizitäts Werke) nach automatischen Lösungen. Dafür wurde zunächst die Methode der dreiphasigen Netzüberwachung angewandt. Wie an Hand vonAbb. 1 veranschaulicht, handelt es sich hierbei um eine rein passive Methode, da die Netzgrößen vom Messgerät nicht beeinflusst werden. Es wird die Amplitude der verketteten Spannung der 3 Aussenleiter, sowie die Frequenz überwacht. Bei Spannungsabweichungen außerhalb des Toleranzbereiches 0,85 Unenn < U < 1,10 Unenn, und Frequenzabweichungen von +/-0,2 Hz vom Sollwert (50 Hz in Europa) muss sich die Energieerzeugungsanlage innerhalb von 0,2 s vom Netz trennen. Diese Methode ist recht einfach zu realisieren und für jede Art von Energieerzeugungsanlagen (beispielsweise Synchron oder Asynchrongerneratoren oder Photovoltaic-Wechselrichter,) geeignet. Sie hat jedoch einen entscheidenden Mangel. Bildet sich zwischen der Summe der erzeugten Leistung und der durch lokale Lasten abgenommenen Leistung ein Gleichgewicht, führt das nach Freischaltung des Ortsnetzes nicht zur Änderung der zu überwachenden Parameter Spannung und Frequenz, wodurch die Anlage demgemäss nicht abschaltet und sich ein - unter allen Umständen zu vermeidender - ungewollter Inselbetrieb bildet, der eine erhebliche gesundheitliche Gefahr darstellt. Beispielsweise liefert eine Brennstoffzelle eine elektrische Leistung von 4 kWel. und ein nachgeschalteter Wechselrichter speist im Netzparallelbetrieb ins Niederspannungsnetz des EVU. Gleichzeitig ist am Versorgungsbereich eine ohmsche Last (Heizgerät) von 4 kW angeschlossen. Wird nun für Wartungsarbeiten der Ortsnetz-Lasttrennschalter geöffnet, nimmt der Verbraucher die erzeugte Leistung vom Wechselrichter auf, durch das Leistungsgleichgewicht existiert für den Wechselrichter kein Abschaltkriterium, so dass auch nach freigeschaltetem Ortsnetz Spannung ansteht, sogenannter ungewollter Inselbetrieb. Noch ein weiterer Nachteil existiert: Diese Methode ist nicht eigensicher, d. h. ist die Netzüberwachung defekt, wird die Energieerzeugungsanlage nicht abgeschalten, weshalb für die Funktion Wiederholungsprüfungen erforderlich sind.However, with the increasing number of decentralized energy generation plants, especially also combined heat and power plants (CHP) and photovoltaic plants, this activation point becomes unprofitable. Imagine that every single-family house had its own generation system installed, which is why the VDEW (Association of German Electricity Works) asked for automatic solutions. The method of three-phase network monitoring was first used for this. Asillustrated in Fig. 1, this is a purely passive method, since the network sizes are not influenced by the measuring device. The amplitude of the chained voltage of the 3 outer conductors and the frequency are monitored. In the event of voltage deviations outside the tolerance range 0.85 Unominal <U <1.10 Unominal , and frequency deviations of +/- 0.2 Hz from the nominal value (50 Hz in Europe), the power generation system must disconnect from the grid within 0.2 s , This method is very easy to implement and is suitable for any type of energy generation system (e.g. synchronous or asynchronous generators or photovoltaic inverters). However, it has one crucial shortcoming. If a balance is struck between the sum of the power generated and the power taken off by local loads, this does not lead to changes in the voltage and frequency parameters to be monitored after the local network has been activated, which means that the system does not switch off and is therefore - to be avoided under all circumstances - Forms unwanted island operations that pose a significant health hazard. For example, a fuel cell delivers an electrical output of 4 kWel . and a downstream inverter feeds into the low-voltage grid of the power supply company in parallel operation. At the same time, an ohmic load (heater) of 4 kW is connected to the supply area. If the local power switch-disconnector is now opened for maintenance work, the consumer takes up the power generated by the inverter; due to the power balance, there is no switch-off criterion for the inverter, so that even after the local network has been activated, voltage is present, so-called unwanted island operation. There is another disadvantage: This method is not intrinsically safe, ie if the network monitoring is defective, the power generation system is not switched off, which is why repeat tests are required for the function.
Um diese Nachteile zu vermeiden, hat man zusätzlich die Impedanzmessung eingeführt. Wie hierzu an Hand vonAbb. 2 veranschaulicht ist, handelt es sich hierbei um eine aktive Methode. Das Messgerät beeinflusst die Netzgrößen und leitet daraus die Netzimpedanz ab. Eine Möglichkeit ist folgende:
Im Bereich des Nulldurchgangs der Netzwechselspannung gibt das Messgerät einen konstanten Stromwert als Impuls auf das Netz. Der Nulldurchgang verschiebt sich nun zeitlich soweit, bis das Netz seinerseits durch Aufbau der Spannung umgekehrter Polarität diesen Strom zu Null kompensiert. Diese zeitliche Verschiebung ist ein Maß für die Netzimpedanz und lässt sich berechnen.In order to avoid these disadvantages, impedance measurement has also been introduced. As shown inFig. 2, this is an active method. The measuring device influences the network sizes and derives the network impedance from them. One possibility is the following:
In the area of the zero crossing of the AC mains voltage, the measuring device outputs a constant current value as a pulse to the network. The zero crossing now shifts in time until the network in turn compensates for this current to zero by building up the voltage of reversed polarity. This time shift is a measure of the network impedance and can be calculated.
Der Normentwurf der VDE 0126 sieht diese Methode als zuverlässigste Möglichkeit der Verhinderung des ungewollten Inselbetriebes vor, sowohl bei einphasigen Anlagen, als auch bei dreiphasigen. Die Grenzwerte der Netzimpedanz sind folgendermaßen definiert:
ZNetz ≤ 1,25 Ω vor Netzaufschaltung über 20 s stabil
ZNetz ≤ 1,75 Ω während des Einspeisebetriebes
Impedanzsprünge von > 0,5 Ω führen innerhalb von 5 s zur Abschaltung.The draft standard of VDE 0126 provides this method as the most reliable way of preventing unwanted island operation, both in single-phase systems and in three-phase systems. The network impedance limits are defined as follows:
ZNetz ≤ 1.25 Ω stable for 20 s before connection to the mains
ZNetwork ≤ 1.75 Ω during feed-in operation
Impedance jumps of> 0.5 Ω lead to a shutdown within 5 s.
Diese Methode hat gegenüber der dreiphasigen Spannungs- und Frequenzüberwachung den Vorteil, dass sie ungewollten Inselbetrieb sicher verhindert und eigensicher ist, deshalb sind Wiederholungsprüfungen nicht erforderlich. Dennoch ergeben sich die folgenden Probleme:
Die Aufgabe der Erfindung besteht demgegenüber darin, ein Verfahren zur Überwachung von dezentralen Energieerzeugungsanlagen zu schaffen, welches ohne Aufschaltung von Stromimpulsen auskommt und damit Verzerrungen der Sinusform des Netzstroms vermeidet.In contrast, the object of the invention is aProcedures for monitoring decentralizedTo create power plants, which without intrusioncurrent impulses and thus distortion of the sinusoidavoids the mains current.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch die kennzeichnenden Merkmale des Patentanspruchs 1 gelöst.This object is achieved by the characterizingFeatures of claim 1 solved.
Die Erfindung wird nachstehend an Hand der Zeichnungen gemäßAbb. 3 bis 5 näher erläutert. Es zeigt:The invention is explained in more detail below with the aid of the drawings according toFIGS. 3 to 5. It shows:
Abb. 3 Ein Blockschaltbild eines Ortsnetzes mit drei dezentralen Energieerzeugungsanlagen und einem Ortsnetztrafo, welcher das Ortsnetz mit einem Hochspannungs-Energieversorgungsnetz verbindet;Fig. 3 A block diagram of a local network with three decentralized energy generation plants and a local network transformer, which connects the local network with a high-voltage power supply network;
Abb. 4 ein Blockschaltbild eines am Niederspannungseingang des Ortsnetztrafos angeordneter Messsender, undFig. 4 is a block diagram of a measuring transmitter arranged at the low voltage input of the local network transformer, and
Abb. 5 ein Blockschaltbild eines auf der Lastseite jeder Energieerzeugungsanlage angordneten Messempfängers.Fig. 5 is a block diagram of a measuring receiver arranged on the load side of each power generation system.
Wie inAbb. 3 gezeigt ist, ist im Gebäude des Ortsnetz-Niederspannungstransformators3 schaltungstechnisch gesehen zwischen Sekundärwicklung und Lasttrennschalter2 ein Messgerät1 angeordnet, das folgende Hauptfunktion übernimmt:As shown inFig. 3, a measuring device1 is arranged in the building of the local network low-voltage transformer3 in terms of circuitry between secondary winding and switch disconnector2 , which takes over the following main function:
Messen der verketteten 3 Spannungen der Außenleiter des Drehstromnetzes R, S, T (Niederspannung)
An den Energieerzeugungsanlagen befindet sich ein Messempfänger5, der mit dem allpoligen Schalter als Trennelement (Relais, Schütz)7 gekoppelt ist und folgende Aufgaben übernimmt:
Das Prinzip der vorstehend erläuterten Netzüberwachung basiert auf einer passiven Methode, wenn man von der Modulation der Netzspannung zum Zwecke der Datenübertragung absieht.The principle of the network monitoring described above is based ona passive method, if one of the modulation of theMains voltage for the purpose of data transmission.
Der Messsender1 im Trafohaus misst unmittelbar an der Sekundärwicklung des Drehstrom Trafos3 die drei Außenleiterspannungen im Ortsnetz, sowie die Frequenz. Nach Analog/Digital-Wandlung11 werden die gemessenen Werte an die Messempfänger5 im Ortsnetzbereich digital übertragen 8. Das Frequenzband für die Datenübertragung liegt im Bereich von 95 kHz-150 kHz. Dieses ist international für die Datenübertragung zur freien Verwendung freigegeben und wird derzeit zum Betrieb von Heimautomatisierungsgeräten benutzt. Der Betrieb von Geräten am Niederspannungsnetz zum Zwecke der Datenübertragung ist in der harmonisierten Norm EN 500 65-1 CENELEC geregelt, so daß hierauf Bezug genommen wird. Diese Daten8 können an allen Stellen des Ortsnetzes empfangen und dedektiert werden. Über den Drehstromtrafo3 hinaus in Richtung Mittelspannungsebene4 wirkt der Trafo3 als Bandsperre, weshalb der Datenfluss in diese Richtung unterbrochen ist. Somit bildet das Niederspannungsnetz ein Kommunikationsnetz, das jedem Anwender zur Nutzung offen steht, solange die EN 500 65-1 CENELEC eingehalten wird.The measuring transmitter1 in the transformer house measures the three external conductor voltages in the local network and the frequency directly on the secondary winding of the three-phase transformer3 . After analog / digital conversion11 , the measured values are digitally transmitted to the measurement receivers5 in the local area 8. The frequency band for the data transmission is in the range from 95 kHz to 150 kHz. This is released internationally for data transmission for free use and is currently used to operate home automation devices. The operation of devices on the low-voltage network for the purpose of data transmission is regulated in the harmonized standard EN 500 65-1 CENELEC, so that reference is made to this. This data8 can be received and detected at all points in the local network. Beyond the three-phase transformer3 in the direction of the medium-voltage level4, the transformer3 acts as a bandstop, which is why the data flow in this direction is interrupted. The low-voltage network thus forms a communication network that is open to any user for as long as EN 500 65-1 CENELEC is complied with.
Die Messempfänger5 messen unmittelbar an der Energieerzeugungsanlage (Photo-Voltaic-Wechselrichter, Wasserkraftanlage, Blockheizkraftwerk usw.) die Spannungen der Außenleiter9 und der Frequenz10; außerdem empfangen sie die in zyklischen Zeitabständen gesendeten Daten8 vom Messsender1 im Trafohaus. Der Messempfänger5 wirkt auf das Schaltglied (Relais, Schütz)7, welches die Energieerzeugungsanlage ans Netz koppelt.The measuring receivers5 measure the voltages of the outer conductors9 and the frequency10 directly on the power generation system (photo voltaic inverter, hydropower plant, combined heat and power plant, etc.); In addition, they receive the data8 sent in cyclic time intervals from the measuring transmitter1 in the transformer house. The measuring receiver5 acts on the switching element (relay, contactor)7 , which couples the energy generation system to the network.
Folgende Kriterien sorgen im Messempfänger5 für die Abschaltung der Energieerzeugungsanlage:
Die Kriterien 1) und 2) entsprechen der dreiphasigen Spannungsüberwachung, wie sie von der Aufgabenstellung her gefordert werden.Criteria 1) and 2) correspond to the three-phaseVoltage monitoring, such as the taskbe required.
Das Kriterium 3) tritt dann ein, wenn entweder der Messsender1 defekt ist, der Ortsnetz-Lasttrennschalter2 beispielsweise für Wartungsarbeiten durch das EVU veranlasst geöffnet wurde, bei Leitungsbruch beispielsweise durch Erdarbeiten oder bei fehlender Mittelspannung auf der Primärseite des Ortsnetztrafos4 mit der Folge, wodurch die Stromversorgung des Messsenders1 unterbrochen ist. Damit wird das gesamte System eigensicher. Funktionsprüfungen können entfallen.Criterion 3) occurs if either the measuring transmitter1 is defective, the local network switch disconnector2 has been opened , for example for maintenance work by the utility company, in the event of a line break, for example due to earthworks or if there is no medium voltage on the primary side of the local network transformer4, with the result that whereby the power supply of the measuring transmitter1 is interrupted. This makes the entire system intrinsically safe. Functional tests can be omitted.
Das Kriterium 4) stellt eine Möglichkeit zur Verfügung, indirekt die Leitungsimpedanz bzw. Leitungsverluste in Abhängigkeit von der Leistung der Energieerzeugungsanlage zu überwachen und entsprechende Schalthandlungen auszulösen. Dem Messempfänger5 wird dazu der Istwert des eingespeisten Stromes je Phase bereit gestellt.Criterion 4) makes it possible to indirectly monitor the line impedance or line losses as a function of the power of the power generation system and to trigger appropriate switching operations. For this purpose, the actual value of the current fed in per phase is made available to the measuring receiver5 .
Die Energieerzeugungsanlage kennt jederzeit Ihren eingespeisten Strom Ie, weiterhin kennt sie ihre gemessene Spannung am Einspeiseknoten, sowie die Spannung am Trafo, die durch den Messsender übertragen wird. Nach der Berechnungsgrundlage.
The energy generation system knows your fed-in current Ie at all times, furthermore it knows its measured voltage at the feed-in node, as well as the voltage at the transformer, which is transmitted by the measuring transmitter. According to the calculation basis.
Kann im Falle, dass sämtliche eingespeiste Leistung an den Trafo3 geliefert wird die Leitungsimpedanz errechnet werden. Deren Absolutwert allein ist jedoch kein Abschaltkriterium, denn wenn die eingespeiste Leistung durch lokale Lasten6 unmittelbar am Einspeisepunkt wieder abgenommen wird, spielt die absolute Impedanz zwischen Trafo3 und Einspeiseknoten nur eine untergeordnete Rolle.The line impedance can be calculated in the event that all fed power is supplied to the transformer3 . However, their absolute value alone is not a switch-off criterion, because if the power fed in is taken up again directly at the feed-in point by local loads6 , the absolute impedance between transformer3 and feed-in node only plays a subordinate role.
Durch diese Variante wird dem Umstand Rechnung getragen, dass große Einspeiseleistungen geringere Leitungsimpedanzen erfordern, als kleinere.This variant takes into account the fact thatlarge feed powers require lower line impedances,than smaller ones.
Beträgt beispielsweise die Leitungsimpedanz 2 Ω, was nach VDE 0126-Entwurf lange zur Abschaltung führen würde, so lässt sich eine 1 kWp-Anlage ohne Abschaltung einphasig am Netz sicher betreiben, da 4,35 A × 2 Ω = 8,7 V unter der Abschaltspannung liegt. Erst bei 5 A Einspeisestrom und resultierender Leistung von 1150 Wp würde die Abschaltung erfolgen.For example, the line impedance is 2 Ω, which is according to VDE0126 design would lead to shutdown for a long timea 1 kWp system without shutdown, single-phase on the gridoperate as 4.35 A × 2 Ω = 8.7 V below the cut-off voltagelies. Only with 5 A feed current and resulting power ofThe shutdown would take place at 1150 Wp.
Bisher wurde der innerhalb meiner Beschreibung Datenfluß als Einbahnstrasse von Messsender1 (Trafohaus) zum Messempfänger5 betrachtet, womit sich die Hauptfunktion, die Vermeidung eines ungewollten Inselbetriebes sicher bewerkstelligen lässt. Weiterhin ist denkbar, den Messsender1 mit einer Funkuhr auszustatten und die Echtzeitsignale ebenfalls an die Messempfänger5 zu senden, wodurch sich Netzereignisse in Echtzeit protokollieren ließen.So far, the data flow within my description was considered as a one-way street from measuring transmitter1 (transformer house) to measuring receiver5 , with which the main function, the avoidance of undesired island operation, can be safely accomplished. It is also conceivable to equip the measuring transmitter1 with a radio clock and to also send the real-time signals to the measuring receiver5 , as a result of which network events can be logged in real time.
Auch wäre es denkbar, vom Messsender1 aus Daten8 der Energieerzeugungsanlage, wie Art (BHKW, PV, Wasserkraft), maximale Leistung, momentan eingespeiste Leistung . . . abzufragen oder Lastmanagement zu betreiben, wofür dann die Kommunikation über das Netz bidirektional erfolgt, jeder Sender ist auch Empfänger und umgekehrt.It would also be conceivable, from the measuring transmitter1, from data8 of the energy generation system, such as type (CHP, PV, hydropower), maximum power, power currently fed in. , , to query or to operate load management, for which purpose the communication via the network is bidirectional, each transmitter is also a receiver and vice versa.
Durch Offenlegung des Datenprotokolls (ähnlich wie bei Zeitzeichensender Maiflingen der PTB Braunschweig) wird es jedem Geräteentwickler ermöglicht, an diesem Datenverkehr teilzunehmen, wodurch eine Unabhängigkeit von Fabrikat und Ländervorschriften, sowie unterschiedlicher Netzsysteme (Spannung, Frequenz) erreicht wird. Derzeit wird das in jedem Land anders gehandhabt. Der von der VDE gehegte Wunsch, den Normentwurf VDE 0126 in eine harmonisierte internationale Norm einfließen zu lassen, ist derzeit nicht absehbar. Auch wenn sich dass vorgeschlagene Prinzip nicht in einer Vorschrift wiederfindet, bietet es ein Höchstmaß an Sicherheit und Zuverlässigkeit, dessen apparatetechnischer Aufwand relativ gering ist. Bei Energieerzeugungsanlagen ohne Wechselrichter wird durch diese Methode die Vermeidung ungewollen Inselbetriebes überhaupt erst möglich.By disclosing the data protocol (similar toTime signing Maiflingen of PTB Braunschweig) everyone willEnables device developers to participate in this traffic,which ensures independence from the manufacturer and country regulations,as well as different network systems (voltage, frequency)becomes. This is currently handled differently in each country. The ofthe VDE had a desire to convert the draft standard VDE 0126 into oneIt is currently a matter of incorporating a harmonized international standardnot foreseeable. Even if the proposed principle is not ina rule, it offers the highest level of securityand reliability, the cost of its equipment is relativeis low. In power generation plants without an inverterthis method avoids unwanted island operationpossible at all.
Im Folgenden soll das Beispiel eines Messsenders1 an Hand vonAbb. 4 beschrieben werden.In the following, the example of a measuring transmitter1 will be described with reference toFig. 4.
Auf den Messsender1 werden die 3 Phasen der Sekundärwicklung des Drehstromtrafos3 RS und T sowie der Neutralleiter geführt. Aus den Phasen bezieht der Messsender1 über sein internes Netzteil13 seine Versorgungsspannung. Das Netzteil13 ist mit Phasenkopplern ausgestattet, so dass die zu übertragenden Daten8 auf allen 3 Phasen zeitgleich mit den N als Bezugspotential gesendet werden. Die BG9 bereitet die Amplitude der 3 Aussenleiterspannungen für den Mikroprozessor11 auf, so dass nach dessen A/D-Wandlung die Netzamplitude der 3 Phasen in digitaler Form vorliegt. Die Frequenzüberwachung10 bereitet die Nulldurchgänge der Netzspannung so auf, dass sie vom Mikroprozessor11 in ein digitales Messsignal umgewandelt werden können. Der Mikroprozessor11 sendet zyklisch bitseriell einen Datenrahmen über seine T × D-Leitung an das Powerline-Modem12, dass je nach Arbeitsweise ein Frequenz- oder Amplitudenmoduliertes Signal erzeugt und auf die Netzspannung moduliert. Dieses Verfahren ist international zugelassen und in der EN 500 65-1 CENELEC verbindlich geregelt. Werden die softwaremässig festgelegten Grenzen für die Spannungsamplitude (0,85 Unenn < U < 1,1 Unenn) bzw. für die Frequenz (49,8 Hz < f < 50,2 Hz in Europa) nicht eingehalten, unterbricht der Mikroprozessor11 den Datenstrom8. Der Datenstrom8 wird außerdem unterbrochen, wenn die Stromversorgung13 des Messsenders1 nicht gewährleistet ist oder weil ein Defekt vorliegt. Wird der Lasttrenner2 im Trafohaus zum Zwecke von Wartungsarbeiten geöffnet oder liegt zwischen ihm und einen Messempfänger5 ein Leitungsbruch vor, sendet der Messsender1 zwar weiterhin gültige Daten, sie kommen dann aber am Messempfänger5 nicht an, was von diesem als Fehler detektiert wird, woraufhin dieser über das Koppelglied7 die Energieerzeugungsanlage vom Netz trennt. Damit ist dieses Verfahren eigensicher und bedarf keiner zusätzlichen Wiederholungsprüfungen.The 3 phases of the secondary winding of the three-phase transformer3 RS and T and the neutral conductor are fed to the measuring transmitter1 . The measuring transmitter1 draws its supply voltage from the phases via its internal power supply13 . The power supply unit13 is equipped with phase couplers, so that the data8 to be transmitted are transmitted on all 3 phases at the same time as the N as the reference potential. The BG9 prepares the amplitude of the 3 outer conductor voltages for the microprocessor11 , so that after its A / D conversion, the network amplitude of the 3 phases is available in digital form. The frequency monitor10 prepares the zero crossings of the mains voltage so that they can be converted by the microprocessor11 into a digital measurement signal. The microprocessor11 cyclically sends a data frame in bit-serial fashion via its T × D line to the powerline modem12 , which, depending on the mode of operation, generates a frequency or amplitude-modulated signal and modulates it to the mains voltage. This procedure is internationally approved and is bindingly regulated in EN 500 65-1 CENELEC. If the software-defined limits for the voltage amplitude (0.85 Unominal <U <1.1 Unominal) or for the frequency (49.8 Hz <f <50.2 Hz in Europe) are not met, the microprocessor11 interrupts the data stream8 . The data stream8 is also interrupted when the power supply13 of the measuring transmitter1 is not guaranteed or because there is a defect. If the load disconnector2 in the transformer house is opened for the purpose of maintenance work or if there is a line break between it and a measuring receiver5 , the measuring transmitter1 continues to send valid data, but it does not arrive at the measuring receiver5 , which is detected as an error by the latter. whereupon this separates the power generation system from the network via the coupling element7 . This procedure is therefore intrinsically safe and does not require any additional repeat tests.
Im Folgenden soll ein Beispiel eines Messempfängers5 an Hand vonAbb. 5 beschrieben werden.An example of a measuring receiver5 will be described below with reference toFIG. 5.
Die Baugruppen9-13 sind funktionell identisch mit denen des Messsenders1 inAbb. 4. Zusätzlich besitzt der Messempfänger5 jedoch einen Leistungsverstärker15, um das Koppelglied (Relais bzw. Schütz) zu steuern, mit dem der Energieerzeugungsanlage (Generator) vom Netz getrennt wird.The modules9-13 are functionally identical to those of the measuring transmitter1 inFig. 4. In addition, however, the measuring receiver5 has a power amplifier15 in order to control the coupling element (relay or contactor) with which the power generation system (generator) is disconnected from the mains becomes.
Die Baugruppe14 zur Strommessung ist optional in Empfängern, die nicht Bestandteil eines Wechselrichter sind. Im Wechselrichter werden ohnehin die Phasenströme gemessen, bei externen Geräten jedoch, kann durch die Mitteilung der aktuellen Phasenströme eine Impedanz-Berechnung durchgeführt werden. Für die grundsätzliche Funktion der ENS ist die Höhe der Phasenströme nicht relevant, in Wechselrichterintegrierten Messempfängern wird diese Impedanzberechnung jedoch realisiert, da kein zusätzlicher Hardwareaufwand für die Strommessung erforderlich ist.The module14 for current measurement is optional in receivers that are not part of an inverter. In any case, the phase currents are measured in the inverter, but for external devices, an impedance calculation can be carried out by communicating the current phase currents. The level of the phase currents is not relevant for the basic function of the ENS, however, this impedance calculation is implemented in inverter-integrated measurement receivers, since no additional hardware expenditure is required for the current measurement.
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|---|---|---|---|
| 8139 | Disposal/non-payment of the annual fee |