Ein Krankenhaus erlebt einen Stromausfall aufgrund eines Sturms. In kürzester Zeit werden seine Batterien und Generatoren beginnen, die Operationssäle, den Datenraum und die Kühler mit Strom zu versorgen, während die Hauptversorgung getrennt ist, damit der Strom nicht zurück zur beschädigten Leitung fließt. In dem Moment, in dem das Versorgungsunternehmen zurückkehrt, muss die Einrichtung ohne Verzögerungen wieder mit dem Netz verbunden werden; dies geschieht jedoch nicht, da Batterien oder Generatoren allein agieren. Dies wird mit Hilfe von Schaltanlagen in Verbindung mit Steuerungssystemen ermöglicht, die für die Geräte verantwortlich sind.
Es könnte scheinen, dass Mikrogrid-Schaltanlagen eine spezielle Art von Schränken implizieren. Tatsächlich steht Mikrogrid-Schaltanlagen für Anordnung, Bewertung und Regelung von standardmäßigen elektrischen Schutzgeräten in einer Multi-Source-Anlage, die einen nahtlosen Betrieb im netzverbundenen und Inselmodus ermöglicht.
In diesem Leitfaden werden Mikrogrid-Schaltanlagen im Detail erklärt, einschließlich der elektrischen Architektur, der Abfolge der Inselbildung und -verbindung, der Gründe, warum traditionelle Schutzeinstellungen im Fall der Arbeit mit Wechselrichtern versagen, und der Anforderungen an EPC-Bauer.
Was sind also Mikrogrid-Schaltanlagen? Es handelt sich um Niederspannungs- oder Mittelspannungs-Schaltanlagen, die die Mikrogrid-Quellen und -Lasten verbinden. Verbunden mit dem Mikrogrid-Controller öffnet die Schaltanlage den Stromkreis im Falle eines Netzfehlers und ermöglicht es lokalen Energiequellen, die Einrichtung im Standalone-Modus mit Strom zu versorgen; erst nach den Synchronisationsoperationen, wenn alles bereit für die Wiederverbindung ist, erlaubt die Schaltanlage die Verbindung mit dem Netz. Der Unterschied zu herkömmlichen Schaltanlagen liegt nicht im Design, sondern in der Koordination von Schutz- und Schaltgeräten in einer Multi-Source-Anlage.
Was sind Mikrogrid-Schaltanlagen?
Laut dem U.S. Department of Energy besteht ein Mikrogrid aus miteinander verbundenen Lasten und verteilten Energiequellen, die in spezifischen elektrischen Grenzen enthalten sind und in der Lage sind, unabhängig oder zusammen mit dem Netz als ein funktionales System zu arbeiten, das in der Lage ist, sich mit dem Netz zu verbinden und zu trennen (Ton und Smith, Die Mikrogrid-Initiative des U.S. Department of Energy). Die Schaltanlage ist es, die die jeweiligen physischen Grenzen des Mikrogrids festlegt.
Wie sich Mikrogrid-Schaltanlagen von herkömmlichen Schaltanlagen unterscheiden
Im Falle der herkömmlichen Art von Verteilungsschaltanlagen wird angenommen, dass es nur eine Hauptquelle gibt. Das Versorgungsunternehmen liefert Strom an die Lasten, und der Fehlerstrom wird ebenfalls vom Versorgungsunternehmen mit Hilfe des darauf basierenden Schutzes bereitgestellt. Das Konzept des Mikrogrids bricht alle drei oben genannten Annahmen. Somit kann Strom in beide Richtungen durch den Zuleitungskreis fließen, Fehlerströme können gleichzeitig aus verschiedenen Quellen stammen, und ihr Wert ändert sich, wenn der Standort vom Netz getrennt ist.
Die Ausrüstung selbst mag ähnlich aussehen, da sie immer noch Einspeisungen, Busabschnitte, Abgangsunterbrecher und Relais umfasst, aber die Leistungsspezifikationen sind unterschiedlich. Jede Quelle muss ihren eigenen Unterbrecher und ihre eigene Messung haben, das Layout des Busbarsystems muss das Hinzufügen oder Entfernen von Quellen ermöglichen, und das Schutzsystem muss in beiden Betriebsarten funktionieren können.
Die Rolle von Leistungsschaltern, Relais und Mikrogrid-Controllern
Die drei Schichten arbeiten zusammen, um eine gewünschte Aktion zu erzeugen. Die Leistungsschalter führen die Schaltfunktion aus und lösen die Fehlerunterbrechungen aus. Das Schutzrelais bestimmt den speziellen Anlass, wann der Leistungsschalter ausgelöst werden soll, um den Fehler zu beseitigen. Der Mikrogrid-Controller bestimmt, wann zwischen den Zuständen gewechselt werden soll, wie z.B. vom netzverbundenen Zustand zu den Inselzuständen und auch, welche Geräte zuerst gestartet werden sollen. Das Relais führt seine Aktion in Millisekunden aus, während der Controller den Betrieb des gesamten Standorts verwaltet.
LV vs MV Mikrogrid-Schaltanlagen
| Merkmal | Niederspannungs-Mikrogrid | Mittelspannungs-Mikrogrid |
| Typische Spannung | 400 V (IEC) oder 480 V (Nordamerika) | 10 kV, 11 kV, 13,8 kV, 33 kV und ähnliche |
| Typische Standorte | Gewerbliche Gebäude, Fabriken, Campus, Krankenhäuser | Große Industrieanlagen, Versorgungsleitungen, abgelegene Gemeinden |
| Hauptschaltgerät | Luftleistungsschalter und geformte Leistungsschalter in Schaltanlagen | Vakuum-Leistungsschalter in metallgeschützten Schaltanlagen |
| Schutz | Oft sind Auslöseeinheiten in die Unterbrecher integriert, plus separate Relais am PCC | Separate Schutzrelais, die von CTs und VTs gespeist werden |
| Haupt-IEC-Norm | IEC 61439-2 | IEC 62271-200 |
Typischerweise benötigt ein gewerbliches Unternehmen eine Mikrogrid-Schaltanlage die mit einer Spannung von 400 V betrieben werden kann, während für eine Industrieanlage eine 11 kV Mikrogrid Mittelspannungs-Schaltanlage erforderlich ist. Sie unterscheiden sich in mehreren Aspekten, einschließlich der Fehlerpegel, der Unterbrechungstechnologie, der Schutzphilosophie und der Kosten. Ein generisches Diagramm kann für beide Arten von Standorten nicht verstanden werden, daher sollte die Spannungsstufe zuerst festgelegt werden, bevor die zu verwendende Ausrüstung ausgewählt wird.
Wie das Mikrogrid-System funktioniert
A einfaches einadriges Diagramm des Mikrogrids für einen regulären gewerblichen oder industriellen Standort besteht aus:
Anschluss an das Stromnetz am Punkt des gemeinsamen Kopplungsunterbrechers mit Einnahmemessung
Hauptschaltanlage-Bus, meist in Abschnitte durch Buskoppler-Unterbrecher unterteilt
Solar-PV-Abgang: Ausgang des Wechselrichters, der über seinen eigenen Unterbrecher kommt
Batterie-Energiespeichersystem (BESS) Abgang: Ausgang des PCS, der über seinen eigenen Unterbrecher kommt, meistens mit einem Hochtransformator bei MV
Eingehender Generator: Unterbrecher mit Synchronisationssteuerungen
Kritische Lastabgänge zusammen mit nicht-kritischen (verwertbaren) Lastabgängen
Mikrogrid-Controller und Schutzrelais, die helfen, alles oben Genannte zu verwalten.
Während diese Adresse hier ein konzeptionelles Layout des Mikrogrid-Einlinendiagramms ist, sollte beachtet werden, dass ein echtes Einlinendiagramm Transformatoren, PCS, Erdung, Synchronisationspunkte und Instrumententransformatoren enthalten muss, die aufgrund der Spannung und des Designs des in Betracht gezogenen Mikrogrid-Systems erforderlich sind.
Versorgungsnetz und Punkt der gemeinsamen Kopplung (PCC)
Der Punkt der gemeinsamen Verbindung ist der Ort, an dem das Mikrogrid mit dem Versorgungsnetz verbunden ist. Der PCC-Schalter vor Ort wird zum entscheidenden Schaltgerät. Sein Öffnen wird die Insel bilden, und sein Schließen wird wieder mit dem Netz verbinden. Er hat im Allgemeinen die Schutz-, Mess- und Verriegelungssysteme, die von dem Versorgungsunternehmen erforderlich sind; die Einstellungen seiner Relais werden aus der Genehmigung des Versorgungsunternehmens abgeleitet.
Solar-PV- und Batteriespeicher-Schnittstellen
PV-Wechselrichter und BESS-Leistungsumwandlungssysteme verbinden sich über dedizierte Speiseunterbrecher. Bei Mittelspannung verbindet sich jeder typischerweise über einen Hochspannungstransformator, der oft in einer kompakten Umspannstation verpackt ist. Subians Leitfaden zu den kompakte Umspannstation für Energiespeicher behandelt diese Schnittstelle im Detail. Für die Schaltanlagen ist der wichtige Punkt, dass inverterbasierte Quellen sich während Fehler sehr unterschiedlich von rotierenden Maschinen verhalten, was im Schutzabschnitt unten behandelt wird.
Dieselgeneratoren und Backup-Quellen
Elektrische Generatoren erzeugen hohe Fehlerströme und regeln effektiv Spannung und Frequenz, wodurch der Schutz im Inselbetrieb vereinfacht wird. Neben ihrem eigenen Einspeiseunterbrecher benötigen sie auch einen Generatorenschutz und Synchronisierungsgeräte, um parallel zu anderen Quellen oder mit dem Stromnetz zu arbeiten, sofern dies erlaubt ist.
Mikrogrid-Controller, Sammelschienen und kritische Lasten
Eine wesentliche Anforderung für das Inseln eines Mikrogrids ist die Existenz einer Quelle, die in der Lage ist, Spannung und Frequenz autonom zu erzeugen. Das bedeutet, dass entweder der Generator oder der Batterie-Wechselrichter als netzbildend konfiguriert werden muss. Die meisten PV-Wechselrichter sowie viele BESS-Wechselrichter arbeiten in einer netzverfolgenden Weise, was bedeutet, dass sie die bereits vorhandene Spannung verfolgen und nicht selbstständig inseln können. Das Hinzufügen weiterer Unterbrecher ändert die Situation nicht. Der Controller arbeitet dann, indem er die Insel über die Bereitstellung von Erzeugungseinheiten und Lastabwurf steuert, um die Nachfrage innerhalb der Grenzen der Fähigkeiten der netzbildenden Quelle zu halten.
Multi-Source Switching: Netzverbundene vs. Inselbetrieb
Die vier Betriebsphasen
| Stufe | Schaltanlageneingriff | Steuerungspriorität |
| Normaler netzverbundener Betrieb | PCC-Unterbrecher geschlossen gemäß der Betriebsstrategie | Energieaustausch, Schutz und Messung |
| Netzfehler | Netzstörung erkannt und PCC-Unterbrecher durch Schutzlogik geöffnet | Unbeabsichtigten Export in das spannungslose Versorgungsnetz verhindern |
| Inselbetrieb | Lokale Quellen und Lastspeiseleitungen werden bereitgestellt, nicht-kritische Lasten werden bei Bedarf abgeworfen | Frequenz-, Spannungs- und Lastausgleich |
| Netzwiederherstellung | PCC-Unterbrecher wird nach Bestätigung der Wiederverbindungsbedingungen wieder geschlossen | Synchronisation, Verriegelungen und Wiederherstellung des Schutzes im Netzbetrieb |
Typischer netzgebundener Betrieb
Mit geschlossenem PCC hält das Versorgungsunternehmen die Spannung und Frequenz aufrecht. PV und BESS arbeiten als netzverfolgende Ressourcen, und der Controller verwaltet den Import und Export, während der Schutz gegen den großen Fehlerstrom, der vom Netz geliefert wird, gewährleistet ist.
Was ist im Falle eines Ausfalls des Versorgungsnetzes zu erwarten?
Das Schutzsystem am PCC erkennt abnormale Spannungen und/oder Frequenzen und öffnet den Unterbrecher am PCC. Verteilte Ressourcen sollten das Versorgungsnetz, das seine Hauptversorgung verloren hat, nicht speisen. IEEE 1547 definiert die Anforderungen an die Netzanbindung für verteilte Energiequellen, einschließlich ihrer Reaktion auf atypische Netzereignisse und Inselprozesse.
Inselbetrieb und Versorgung kritischer Lasten
Sobald die Insel gebildet ist, übernimmt die netzbildende Ressource die Kontrolle über Spannung und Frequenz, während andere Ressourcen ihr folgen, wobei der Regler Lasten bei unzureichender Versorgung trennt. Ob kritische Lasten eine Unterbrechung erfahren, hängt vom Design ab. Systeme mit vor-synchronisierten netzbildenden BESS können einen reibungsloseren Betrieb haben als Systeme, die auf den Start von Generatoren warten. Keine Mikronetz darf als Null-Unterbrechungseinheit bezeichnet werden, es sei denn, ihre PCS, das Steuerungsschema und die Übergangsmethoden wurden getestet.
Sichere Synchronisation und Wiederverbindung
Wenn das Versorgungsnetz zurückkehrt, wartet der Regler auf stabile Netzspannung und -frequenz und synchronisiert die Spannung, Frequenz und Phasenlage der Insel mit dem Netz, bevor der PCC-Schalter geschlossen wird. Die Schutz Einstellungen kehren dann in den netzverbundenen Modus zurück. Verriegelungen verhindern, dass der PCC unsynchronisiert geschlossen wird, was zu Schäden an Generatoren und Transformatoren führen könnte.
Mikronetz-Schaltanlagen-Schutz: Warum konventionelle Einstellungen scheitern können
Hier gehen Mikronetzprojekte am häufigsten schief.
Überstrom- und Erdschluss-Schutz
Regelmäßige Überstromrelaisysteme basieren auf der Idee, dass Fehler Ströme erzeugen, die viel größer sind als normale Lasten, und dies gilt für netzverbundene Systeme. Wenn es jedoch um Inselbetriebssysteme geht, die nur Wechselrichter verwenden, könnte dies nicht zutreffen. Forschungen, die am Sandia National Laboratories durchgeführt wurden, haben gezeigt, dass die Wechselrichtertechnologie typischerweise Einschränkungen aufweist, die während Fehlern zwischen etwa 1,1 und 2,5 mal dem Nennstrom yielden, und daher könnten reguläre Überstromschutzsysteme in einem Mikronetz, in dem wechselrichterbasierte Erzeugung weit verbreitet ist, nicht funktionieren (Sandia, Experimentelle Fehlerprüfung in Mikronetzen mit mehreren Wechselrichtern). Es ist schwierig, zwischen Fehlerstrom und Lastströmen zu unterscheiden, wenn der Fehlerstrom marginal höher ist als der Laststrom.
Richtungsabhängiger Schutz für mehrere Energiequellen
Bei Quellen an mehreren Zuleitungen kann der Fehlerstrom aus mehr als einer Richtung kommen. Nicht-richtungsabhängige Relais könnten dann eine gesunde Zuleitung auslösen. Richtungsüberstromschutz ermöglicht es jedem Relais, nur auf Fehler in seiner eigenen geschützten Zone zu reagieren, was selektives Auslösen aufrechterhält.
Adaptive Schutzsysteme im netzverbundenen und inselbetriebenen Modus
Aufgrund der Tatsache, dass das Fehlerniveau in beiden Betriebsmodi erheblich unterschiedlich ist, verlassen sich viele Mikronetze auf adaptive Schutzsysteme, bei denen jedes Schutzrelais separate Einstellgruppen enthält. Die Auswahl der aktiven Gruppe basiert auf dem Status des Reglers oder des PCC-Schalters, was es notwendig macht, während des Inselbetriebsmodus niedrigere Ansprechwerte zu verwenden. Die Kommunikation muss in adaptiven Systemen zuverlässig sein und während des Inbetriebnahmeprozesses bestätigt werden.
Synchronitätsprüfung und Wiederverbindungs-Verriegelungen
Synchronitätsprüfungsrelais überwachen jeden Schalter, der zwei lebende Systeme verbinden kann: den PCC, Generator-Eingänge und in einigen Designs, Buskoppler.
| Schutzfunktion | ANSI-Code | Hauptzweck in einem Mikronetz |
| Phasenüberstrom | 50/51 | Phasenfehler-Schutz, mit modabhängigen Einstellungen |
| Erdfehler | 50N/51N | Erdfehler-Schutz, empfindlich gegenüber der Erdungsanordnung in jedem Modus |
| Richtungsüberstrom | 67 | Fehlerrichtungsdiskriminierung mit mehreren Quellen |
| Unter-/Überspannung | 27/59 | Abnormale Spannungsdetektion, einschließlich am PCC |
| Unter-/Überfrequenz | 81U/81O | Abnormale Frequenzdetektion, Unterstützung der Inselerkennung |
| Synchronitätsprüfung | 25 | Erlaubt das Schließen von zwei unter Spannung stehenden Systemen nur innerhalb festgelegter Grenzen |
| Rückwärts- oder Richtungsleistung | 32 | Exportgrenzen und Leistungsschutz in Richtung |
Welche Mikronetzschutzrelais Funktionen benötigt werden, wie sie eingestellt sind und ob sie niedrige Fehlerströme erkennen können, muss aus einer Schutzkoordinationsstudie für das spezifische System hervorgehen. Eine Liste von ANSI-Codes ist ein Ausgangspunkt für die Studie, jedoch kein Ersatz dafür.
Mikronetzschaltanlagen vs. ATS vs. Ringhauptgerät
Automatischer Umschalter für die Notstromversorgung
Ein Umschalter überträgt automatisch den Strom von der regulären Quelle zur Backup-Quelle und umgekehrt. Er verbindet einen Lastbus mit zwei Quellen, verwaltet jedoch keine PV-Erzeugung, Speicherung oder Export ins Stromnetz. Es ist möglich, einen Mikronetzumschalter Betrieb in ein Mikronetz zu integrieren; daher kann ein ATS nicht als Mikronetz selbst bezeichnet werden.
RMU für Mittelspannungsverteilung
Ein Ringhauptgerät schaltet und isoliert MV-Ringzuführungen und schützt Verteilungstransformatoren, normalerweise mit Lasttrennschaltern und Sicherungen oder kleinen Leistungsschaltern. Diese Einheit ist hervorragend in dem, was sie tut, aber nicht für die Koordination mehrerer Quellen oder adaptive Schutzmaßnahmen ausgelegt.
Mikronetzschaltanlagen für die Koordination mehrerer Quellen
| Merkmal | ATS | Ringhauptschaltanlage | Mikronetzschaltanlagen |
| Hauptaufgabe | Eine Last zwischen zwei Quellen übertragen | MV-Ringumschaltung und Transformatorenschutz | Verbinden, isolieren und mehrere Quellen und Lasten schützen |
| Anzahl der Quellen | Zwei | Normalerweise ein vorgelagertes Netz | Mehrere, einschließlich Netz, PV, BESS und Generatoren |
| Inselbetrieb mit Exportkontrolle | Nein | Nein | Ja, unter einem Mikronetzcontroller |
| Schutz | Grundlegend | Sicherungen oder Leistungsschutzrelais | Koordiniert, oft adaptiv und richtungsabhängig |
Die drei sind nicht gegenseitig ausschließend. Ein Projekt kann RMUs an seinem MV-Ring, ATS für kleine lebenswichtige Lasten und Mikronetzschaltanlagen an der Hauptbusse verwenden.
Siemens, Schneider und Eaton: Mikronetzschaltarchitekturen
Verschiedene Hersteller bieten verschiedene Pakete an. Der öffentliche Inhalt zu diesem Produkt gibt einen Überblick über die verschiedenen Möglichkeiten für seinen Aufbau.
Siemens Mikronetz integrierte Schaltanlagen
Am 29. Oktober 2026 brachte Siemens seine Mikronetz integrierte Schaltanlage (MIS) auf den Markt, die die integrierten Funktionen von Energie, Schutz und Steuerung des Mikronetzes hat. Das System verwendet einen SICAM A8000 Controller, SIPROTEC Relais-Schutz und UL 891 Konstruktion im Prozess. Das Unternehmen behauptet, dass es die Koordination zwischen Versorgungsunternehmen, Generator, Solar-PV und Batteriespeicher, einschließlich Inselbetrieb, Black Start und Lastmanagement, verbessert. Er erklärt, dass der Entwurfsprozess der Ausrüstung vom Bauplatz in die Fabrik verlagert wird.
Schneider Electric EcoStruxure Mikronetz Flex
Richtungsüberstrom.
Fehlerrichtungsdiskriminierung mit mehreren Quellen
Unter-/Überspannung.
Hardware-Integration vs. Controller-basierte Architektur
| Ansatz | Wie es funktioniert | Stärken | Kompromisse |
| Integrierte Schaltanlage | Steuerung, Relais und Verteilung als eine Fabrikeinheit gebaut und getestet | Weniger Standortintegration, schnellere Inbetriebnahme | Am besten geeignet für Standardkonfigurationen |
| Steuerungsbasiert | Separater Controller überwacht Schaltanlagen von einem oder mehreren Lieferanten | Flexibel für komplexe, MV- oder Nachrüststandorte | Mehr Standortengineering und Integrationstests |
Das Produkt-System von Mitsubishi Electric für Niederspannungsschaltanlagen bietet eine Vielzahl von Optionen für Niederspannungsschaltanlagenprodukte. Siemens nutzt Schaltanlagkonfigurationen gemäß IEC-Spezifikationen, zusammen mit der Verwendung eines separaten Controllers und Relaismechanismus, während Subian Electric ein unabhängiger Hersteller ist und keine Verbindung zu Siemens, Schneider Electric oder Eaton hat.
IEC- und IEEE-Vorschriften zu Schaltanlagen in Mikronetzen
Der erste ist IEC 61439-2, die Norm für Niederspannungs-Schaltanlagen und Steuerungsanlagen. Diese Niederspannungsschaltanlagen fungieren als Hauptbusbars für die Mehrheit der modernen Mikronetze.
Der zweite Standard ist IEC 62271-200, der sich mit metallisch umschlossenen AC-Schaltanlagen für Betriebs spannungen über 1 kV bis zu 52 kV befasst. Dieser Standard bezieht sich auf Schaltanlagen für Mittelspannungs-Mikronetze.
Der Standard IEEE 2030.7-2017 behandelt die Besonderheiten des Betriebs der Mikronetz-Controller und konzentriert sich auf ihre beiden Hauptfunktionen: den Übergang zwischen Betriebsbedingungen und den Einsatz von Mikronetzressourcen.
Der letzte Standard, IEEE 2030.8-2018, konzentriert sich auf die Prüfung der Mikronetz-Controller hinsichtlich der oben genannten Funktionen.
IEEE 1547-2018 befasst sich mit der Vernetzung und Interoperabilität der netzgebundenen dezentralen Energiequellen.
Diese Standards sind von unterschiedlichem Niveau. Ein Schaltfeld, das gemäß IEC 61439-2 konstruiert ist, ist nicht unbedingt ein Mikronetz-Controller, und ein Mikronetz-Controller, der den IEEE 2030.7-Standard erfüllt, beweist nicht, dass die umgebende Schaltanlage korrekt bewertet ist. Ein vollwertiges Mikronetz erfordert konformes Equipment aller Ebenen und einen Systemtest.
Mikronetz-Schaltanlagen für Solar-, BESS- und industrielle Anwendungen
Solar-PV mit Batteriespeicher-Mikronetzen
Solar-PV- und Batteriespeicher-Mikronetze sind stark auf den Wechselrichter angewiesen, was bedeutet, dass im Inselbetrieb das Batteriespeichersystem (BESS) als Energiequelle des Netzes fungiert, während nur das Auftreten von Fehlerströmen Herausforderungen für den Schutz darstellt. Die im BESS verwendete Ausrüstung muss auch mit dem Energiefluss in beide Richtungen durch den Zuleitungsschutzschalter umgehen können.
Industrielle Umgebungen und essentielle Lasten
Einrichtungen mit schweren Maschinen müssen Schaltanlagen und Energieerzeugungsstandards haben, die für die Lasten während des Motorbetriebs im Inselbetrieb geeignet sind. Das Abschalten von Lasten hilft sicherzustellen, dass die Lasten trotz möglicher Änderungen betrieben werden können.
Abgelegene Gebiete und netzunabhängige Stromversorgungssysteme
Wenn keine Verbindung zum lokalen Versorgungsnetz besteht, bleibt das System im Inselbetrieb. Auch wenn der Punkt der gemeinsamen Kopplung (PCC) wegfällt, werden Schutzgeräte und das Dispatching-Programm weiterhin verwendet.
Kommerzielle und Campus-Mikronetze
Krankenhäuser, IT-Einrichtungen, Universitäten und Hochschulen können ihre eigenen Energieversorgungssysteme in Form von lokalen erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen, Batteriespeichersystemen (BESS) und Generatoren haben, um einen unterbrechungsfreien Betrieb des Systems zu ermöglichen.
So spezifizieren Sie Mikrogrid-Schaltanlagen für ein EPC-Projekt
Spannungs-, Sammelschienenstrom- und Kurzschlusswerte
Bei der Bestimmung der Bewertung für die Sammelschienen muss die maximale kombinierte Leistung aller Quellen bewertet werden und nicht nur die Leistung des Versorgungsunternehmens.
Die Bewertung für die Kurzschlussfestigkeit muss auch bekannt gegeben werden, was als das schlimmste Szenario betrachtet wird, das höchstwahrscheinlich auftritt, wenn alle in Betrieb befindlichen Maschinen mit dem Versorgungsunternehmen verbunden sind.
Anzahl der eingehenden Quellen und Schalterkonfiguration
Für jede Energiequelle und jede Lastgruppe, die vom Controller ein- oder ausgeschaltet werden muss, muss die Anzahl der Leistungsschalter bestimmt werden. Außerdem muss ein Spielraum für zukünftige Ergänzungen von Photovoltaik- oder anderen Speichersystemen im Systemdesign eingeplant werden.
Treffen Sie eine Entscheidung darüber, ob ein Sammelschienenkoppler erforderlich ist, um kritische Lasten zu trennen.
Schutzrelais- und Kommunikationsanforderungen
Die Funktionen der Schutzrelais, Einstellgruppen für jeden Betriebsmodus und Kommunikationsmethoden von den Schutzrelais zum Controller und SCADA, wie IEC 61850 oder Modbus, müssen im Projektkontrolldesign definiert werden.
Verriegelung, Prüfung und Inbetriebnahme
Das Projektkontrolldesign muss die elektrischen und mechanischen Verriegelungen in den PCC-, Generator- und Sammelschienenkoppler-Leistungsschaltern definieren und festlegen. Auch die Werksabnahmeprüfungen und Standortprüfungen für jeden Übergangszustand: Anschluss an das Netz, Inselbetrieb und Black Start, müssen spezifiziert werden.
RFQ-Checkliste für Mikrogrid-Schaltanlagenlieferanten
| Artikel | Was bereitzustellen oder zu spezifizieren ist |
| System-Einlinendiagramm | Alle Quellen, Lasten, Transformatoren und PCC-Standorte |
| Spannung und Frequenz | Nennspannung, höchste Spannung für Geräte, 50 oder 60 Hz |
| Quellen | Typ und Bewertung jeder Quelle: Versorgungsunternehmen, PV, BESS, Generator; welche netzbildend ist |
| Nennwerte | Sammelschienenstrom, Kurzschlussfestigkeit, Schalterbewertungen für jede Richtung |
| Erdung | Systemerdung im netzverbundenen und inselbetriebenen Modus |
| Schutz | Relaisfunktionen, Einstellgruppen, Ergebnisse der Koordinationsstudie |
| Steuerungen und Kommunikation | Umfang und Anbieter des Controllers, Protokolle, SCADA-Schnittstelle |
| Betriebsabläufe | Inselbetrieb, Wiederverbindung, Lastabwurf und Black Start-Logik |
| Normen und Prüfungen | IEC 61439-2 oder IEC 62271-200, Kriterien für die Werks- und Standortabnahme |
| Umwelt und Gehäuse | Innen- oder Außenbereich, IP-Bewertung, Umgebungstemperaturbereich, Höhe |
Mittelspannungs- und Niederspannungsschaltanlagen von Subian Electric
Subian Electric stellt die Schaltanlagentechnik her, die das Rückgrat eines IEC-basierten Mikronetzes bildet: die Einspeisepunkte, Zuleitungen, Sammelschienenabschnitte und Schutzräume. Steuerungen und Schutzkonzepte werden für jedes Projekt mit dem Systemintegrator festgelegt.
KYN28A-12 für MV-Zuleitungen und -Schalteranwendungen
Die KYN28A-12 abziehbare, metallumhüllte Schaltanlage ist ein 12 kV, 50 Hz metallverkleidetes Design mit abziehbaren Vakuumschaltern und fünfverriegelter Verriegelung. In einem MV-Mikronetz eignet es sich für den PCC-Einspeisepunkt, Generator- und BESS-Einspeisepunkte sowie ausgehende Zuleitungen, wobei das Relaiskonzept für jedes Projekt konfiguriert wird. Es kann mit Subians VS1 Innenraum-Vakuum-Leistungsschalter. Wo ein MV-Ring Strom auf einem Gelände verteilt, kann die HXGN15-12 Ringhauptgerät die Transformator-Zuleitungen bedienen.
GCS und MNS für Niederspannungsverteilungssysteme
Für Niederspannungs-Mikronetze sind die GCS Niederspannungs-Abziehschaltanlage (380/660 V, bis zu 4000 A) und die MNS Niederspannungs-Abziehschaltanlage (380/660 V, bis zu 6300 A) nach IEC 61439 und GB 7251 gebaut. Ihre abziehbaren Funktionseinheiten ermöglichen es, separate Wege für Versorgungs-, PV-, BESS-, Generator- und kritische Lastkreise zuzuordnen.
Ingenieurschnittstellen für die Mikronetzintegration
Wo Quellen bei MV verbunden sind, kombiniert Subians YB-Serie Fertigstation den Transformator mit MV- und LV-Ausrüstung in einem Gehäuse. Für jedes Projekt baut Subian die Schaltanlage nach dem genehmigten einlinigen Diagramm, mit Schalterkompartimenten, CT- und VT-Vorrichtungen, Hilfsverdrahtung und Verriegelungen, die für die Schutzrelais und Steuerungen vorbereitet sind, die vom Systemdesigner festgelegt wurden. Die breitere Palette ist unter Hoch- und Niederspannungsschaltanlagen.
Häufig gestellte Fragen
Was ist Mikronetzschaltanlage?
Die Skalierungs- und Isolationsschalter sowie Schutzgeräte vom Typ LV und MV verbinden Energiequellen und Lastpunkte des Mikronetzes, die unter der Kontrolle des Mikronetzmanagers stehen.
Wie funktioniert Mikronetzschaltanlage?
Schalter verbinden jede Quelle und Lastgruppe mit einer gemeinsamen Sammelschiene. Fehlerhafte Bedingungen werden durch Relais beseitigt, während der Controller den PCC-Schalter öffnet, im Falle eines Netzfehlers lokale Quellen im Inselbetrieb betreibt und sie nach der Synchronisierung wieder mit dem Netz verbindet.
Kann ein Mikronetz ohne das Versorgungsnetz betrieben werden?
Ja, das ist wahr, wenn es eine Quelle hat, die Spannung und Frequenz bestimmen kann – zum Beispiel einen Generator oder einen netzbildenden Batteriewechselrichter – mit einem ausreichenden Leistungsniveau, um die kritischen Lasten zu versorgen, und einem Schutz, der mit den Insel-Fehlerpegeln umgehen kann.
Was ist der Unterschied zwischen Mikronetzschaltanlage und einem ATS?
Ein ATS überträgt eine Last zwischen zwei Quellen. Mikronetzschaltanlagen koordinieren mehrere Quellen und Lasten, steuern den Export ins Netz und unterstützen das Inseln und die Wiederverbindung unter einem Controller.
Wie ändert sich der Mikronetzschutz während des Inselbetriebs?
Der Fehlerstrom sinkt normalerweise, manchmal auf nur 1,1 bis 2,5 mal den Nennstrom von Wechselrichtern, sodass Relais oft auf empfindlichere Einstellungsguppen umschalten und mehr auf richtungsabhängige, Spannungs- und Frequenzfunktionen angewiesen sind.
Benötigt ein Mikronetz einen netzbildenden Wechselrichter?
Es benötigt eine netzbildende Quelle, um als Insel zu funktionieren. Das kann ein netzbildender Wechselrichter sein, normalerweise auf einem BESS, oder ein synchroner Generator. Netzfolgende PV-Wechselrichter können allein keine Insel bilden.
Was ist der gemeinsame Kopplungspunkt in einem Mikrogrid?
Es ist der Punkt, an dem das Mikrogrid mit dem Versorgungsnetz verbunden ist. Der PCC-Schalter öffnet sich, um eine Insel zu bilden, und schließt sich, um sich wieder zu verbinden, unter den von der Versorgungsbehörde genehmigten Schutz- und Synchronisationskontrollen.
Welche Standards gelten für Mikrogrid-Schaltanlagen?
IEC 61439-2 für LV-Baugruppen, IEC 62271-200 für MV-metallumhüllte Schaltanlagen, IEEE 2030.7 und 2030.8 für Mikrogrid-Controller und deren Tests sowie IEEE 1547 für die Verbindung von dezentralen Energiequellen.
Referenzen
- U.S. Department of Energy: Die Mikrogrid-Initiative des U.S. Department of Energy (Ton und Smith)
- Sandia National Laboratories: Experimentelle Fehlertests für Mehrfachwechselrichter-Mikrogrids
- NREL: Höhepunkte des IEEE-Standards 1547-2018
- IEEE 2030.7-2017 Standard für die Spezifikation von Mikrogrid-Controllern
- IEEE 2030.8-2018 Standard für die Prüfung von Mikrogrid-Controllern
- IEC 61439-2:2020 Leistungsschaltanlagen und Steuergeräte-Baugruppen
- IEC 62271-200:2021 AC-metallumhüllte Schaltanlagen über 1 kV und bis zu 52 kV
Fazit
Mikronetzschaltanlagen wird durch seine Funktionalität und nicht durch seine physische Form bestimmt; es sollte in der Lage sein, Elektrizität aus verschiedenen Quellen in beide Richtungen zu übertragen, sich sicher vom Netz zu trennen, wenn nötig, unzureichend versorgte kritische Anwendungen zu speisen, wenn es vom Netz isoliert ist, und sich dann wieder gemäß den Sicherheitsstandards mit ihm zu verbinden. Der Betrieb folgt aus der Existenz einer netzbildenden Energiequelle, einem Schutzeinrichtung, die aufgrund der Wechselrichtergrenzen nicht abschaltet, und einem Controller.
Wichtige Punkte, die zu beachten sind:
Der PCC-Leistungsschalter definiert den Betrieb der Insel, während alles andere von seinen Schutz- und Steuerungsmitteln abhängt.
Die Insel sollte mit einer netzbildenden Energiequelle ausgestattet sein; Leistungsschalter sind dafür nicht ausreichend.
Der Wechselstrom des Wechselrichters zum Zeitpunkt des Fehlers überschreitet nicht 1,1 – 2,5 seiner Nennstromstärke; daher sollte der Mikrogrid-Schutz spezielle Einstellungen haben, die vom Betriebsmodus abhängen, und durch eine Koordinationsstudie überprüft werden.
Ein ATS, ein RMU und ein Mikrogrid-Schaltanlagen dienen unterschiedlichen Zwecken, können jedoch im selben Projekt verwendet werden.
Sprechen Sie über das LV- und MV-Mikrogrid separat und stellen Sie sicher, dass die Nennwerte, Betriebsverfahren und Testkriterien im RFQ angegeben sind.
Subian Electric ist ein zuverlässiger Partner für die Planung von Mikrogrid-Schaltanlagen gemäß Ihren Anschlussdiagrammen, kontaktieren Sie Subian Electric wenn eine Liste der Energiequellen, Spannungsniveaus und Schutzanforderungen vorliegt. Die Ingenieure werden das Design genehmigen und Ihnen die Zeichnungen sowie ein Angebot für die Schaltanlagen zusenden.