Integrated Plant Control i Q on Demand 24/7 - SUNNY
Transkrypt
Integrated Plant Control i Q on Demand 24/7 - SUNNY
Integrated Plant Control i Q on Demand 24/7 SUNNY TRIPOWER 1 Dostępne funkcje Do stabilizacji publicznej sieci elektroenergetycznej wymagana jest moc bierna. Dzięki funkcjom „Integrated Plant Control” i „Q on Demand 24/7” falowniki firmy SMA serii Sunny Tripower mogą oddawać do sieci moc bierną podczas pracy oraz nocą. Niniejszy dokument zawiera podstawowe informacje dotyczące mocy biernej oraz wprowadzania w falownikach ustawień umożliwiających oddawanie do sieci mocy biernej razie potrzeby w sposób zgodny z normami. Poniższa tabela zawiera informacje o funkcjach dostępnych w poszczególnych typach urządzeń w zależności od zainstalowanej w nich wersji oprogramowania sprzętowego. Prosimy mieć na uwadze, że wersję oprogramowania sprzętowego zainstalowanego w falowniku można wyświetlić tylko przy użyciu produktu komunikacyjnego. Falownik firmy SMA (typ urządzenia) Oddawanie mocy biernej 0przewzbudzenie do 0niedowzbudzenie Q on Demand 24/7 Integrated Plant Control STP 60-10 / STP 60-US-10 Przy wersji oprogramowania sprzętowego 1.60 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 1.60 lub nowszej niedostępne STP 15000TL-10 / STP 17000TL-10 Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.60.02 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.60.02 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.62.04 lub nowszej STP 15000TLEE-10 / STP 20000TLEE-10 Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.61.06 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.61.06 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.63.03 lub nowszej STP 20000TL-30 / STP 25000TL-30 Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.80.04 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.82.03 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.81.03 lub nowszej STP 12000TL-US-10 / STP 15000TL-US-10 / STP 20000TL-US-10 / STP 24000TL-US-10 / STP 30000TL-US-10 Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.80.00 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.80.00 lub nowszej Przy wersji oprogramowania sprzętowego 2.80.00 lub nowszej IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 | Wersja 1.5 POLSKI 2 Definicja mocy czynnej, biernej i pozornej 2 SMA Solar Technology AG Definicja mocy czynnej, biernej i pozornej Moc elektryczna jest wypadkową napięcia i natężenia prądu. Podczas gdy w przypadku prądu stałego wartości napięcia i natężenia prądu są statyczne, w przypadku prądu przemiennego następują regularne zmiany wielkości oraz kierunku przepływu prądu i napięcia. W publicznej sieci elektroenergetycznej przebieg natężenia i napięcia ma formę sinusoidy, a zatem również ich wypadkowa - moc elektryczna - ma również przebieg sinusoidalny. W przypadku systemów prądu stałego znak umieszczony przez mocą pozwala określić kierunek, w którym przepływa energia elektryczna w formie mocy czynnej. Ta sama reguła obowiązuje w obwodach prądu przemiennego. Jednakże energia elektryczna nie może być ciągle dodatnia lub ujemna, lecz ulega periodycznym zmianom, oscylując w pewnym stopniu Ta oscylująca energia nie jest zamieniana na użyteczną pracę i dlatego nosi nazwę mocy biernej. Przesunięcie czasowe pomiędzy przebiegiem napięcia a prądu jest określane jako przesunięcie fazowe; ta łatwa do określenia wielkość charakteryzuje stosunek pomiędzy mocą czynną a bierną w danym miejscu obwodu elektrycznego. 2.1 Moc czynna P Gdy pomiędzy przebiegiem prądu i(t) i napięcia u(t) nie występuje przesunięcie fazowe, wielkości te mają ciągle ten sam znak liczby i jednocześnie osiągają swoje wartości maksymalne i minimalne. Moc oscyluje pomiędzy zerem a dodatnią wartością maksymalną. Wartość średnia przebiegu czasowego daje moc o wartości dodatniej (jednostka miary - wat) i powstaje wyłącznie moc czynna P. Taka sytuacja występuje jednak tylko wówczas, gdy w obwodzie elektrycznym występują wyłącznie odbiorniki o charakterze rezystancyjnym. W rzeczywistych warunkach w sieci występują również odbiorniki indukcyjne i pojemnościowe, które sprawiają, że mocy czynnej towarzyszy zawsze niewielka moc bierna. Napięcie u(t) Prąd i(t) Moc p(t) P p 0ms 5 ms 10 ms 15 ms 20 ms u i Ilustracja 1: Czysta moc czynna: prąd i napięcie są w jednej fazie 2 IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 Informacja techniczna 2 Definicja mocy czynnej, biernej i pozornej SMA Solar Technology AG 2.2 Moc bierna Q W przypadku przesunięcia fazowego równego 90°, tzn. gdy maksymalna wartość prądu występuje dokładnie przy zerowym napięciu, energia elektryczna zmienia się naprzemiennie pomiędzy wartością dodatnią a ujemną. Dlatego wartość średnia przebiegu czasowego wynosi zero. W tym wypadku mówimy o czystej mocy biernej Q (jednostka miary - war, pochodzi od francuskiego terminu „Volt-Ampère-réactif”), która oscyluje w przewodach. Napięcie u(t) Prąd i(t) Moc p(t) i u p φ P 0 ms 5 ms 10 ms 15 ms 20 ms Ilustracja 2: Czysta moc bierna: przesunięcie fazowe pomiędzy prądem i napięciem wynosi 90° 2.3 Moc pozorna S W rzeczywistości w obwodach prądu przemiennego występuje kombinacja mocy czynnej i biernej. Ma to miejsce, gdy w sieci występują odbiorniki o charakterze indukcyjnym i pojemnościowym. Przesunięcie pomiędzy prądem a napięciem określane jest za pomocą współczynnika przesunięcia fazowego cos φ. Napięcie u(t) Prąd i(t) Moc p(t) u p i φ 0 ms 5 ms 10 ms 15 ms 20 ms Ilustracja 3: W rzeczywistej sieci prądu przemiennego występuje niewielkie przesunięcie fazowe pomiędzy napięciem i prądem, a moc bierna występuje wraz z mocą czynną Informacja techniczna IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 3 2 Definicja mocy czynnej, biernej i pozornej SMA Solar Technology AG Obliczanie mocy pozornej Moc pozorna S stanowi sumę mocy czynnej i biernej (jednostka miary - woltoamper, VA). Należy mieć na uwadze, iż tych wielkości nie dodaje się tak po prostu, lecz należy utworzyć ich sumę geometryczną; moc czynna i moc pozorna tworzą ramiona trójkąta prostokątnego, a przeciwprostokątna określa moc pozorną. Cosinus kąta pomiędzy mocą czynną i pozorną jest współczynnikiem przesunięcia. Ilustracja 4: Geometryczne przedstawienie sumy mocy czynnej i biernej 2.4 Kompensacja i regulacja mocy biernej w falownikach Sunny Tripower Kompensacja zapotrzebowania na moc bierną za pomocą funkcji „Q on Demand 24/7” Odbiorniki indukcyjne lub pojemnościowe (np. kable, transformatory) potrzebują mocy biernej. Przenoszenie mocy biernej z elektrowni do odbiornika stanowi obciążenie dla publicznej sieci elektroenergetycznej. Dlatego w miejscach, w których występuje wiele odbiorników o charakterze indukcyjnym lub pojemnościowym rozsądne jest zamontowane instalacji kompensacyjnej, dostarczającej mocy biernej. Aby zapewnić stabilność publicznej sieci elektroenergetycznej, operatorzy sieci wymagają, aby podmioty produkujące energię elektryczną współuczestniczyły w kompensacji mocy biernej. Instalacja fotowoltaiczna może stanowić uzupełnienie takiej instalację do kompensacji mocy biernej lub może ją zastąpić. Z powodu swej struktury duży park fotowoltaiczny posiada pewne zapotrzebowanie na moc bierną, które mogą skompensować falowniki Sunny Tripower. Jednocześnie falowniki Sunny Tripower mogą oddawać moc bierną do publicznej sieci elektroenergetycznej. Do kompensacji mocy biernej podczas oddawania energii do sieci oraz poza tą fazą może służyć funkcja „Q on Demand 24/7”. Za pomocą tej funkcji falownik Sunny Tripower zasila mocą bierną urządzenia w parku fotowoltaicznym, nie obciążając przy tym w istotny sposób publicznej sieci elektroenergetycznej. Regulacja charakterystyki Q(U) za pomocą funkcji „Integrated Plant Control” Za pomocą funkcji „Integrated Plant Control” falownik Sunny Tripower może oddawać moc bierną do publicznej sieci elektroenergetycznej. Sposób oddawania mocy biernej przez falownik do sieci określa jej operator. Często operator sieci wymaga zastosowania regulacji według charakterystyki Q(U). Falowniki firmy SMA z funkcją „Integrated Plant Control” mogą odwzorować tę charakterystykę Q(U) bez dokonywania pomiarów w punkcie przyłączenia do sieci. Falownik zapewnia automatyczną kompensację odbiorników znajdujących się w obwodzie pomiędzy falownikiem a punktem przyłączenia do sieci. Za pomocą funkcji „Integrated Plant Control” nie można jednak kompensować nieregularnego lub pulsującego zapotrzebowania ma moc bierną, np. pochodzącego z podłączonego parku maszyn, który znajduje się pomiędzy falownikami a punktem przyłączenia do sieci. Jeśli park maszyn jest podłączony bezpośrednio w punkcie przyłączenia do sieci, dodatkowe zapotrzebowanie na moc bierną maszyn można określić dynamicznie za pomocą dodatkowych urządzeń pomiarowych, a następnie wprowadzić odpowiednią wartość korekty do układu regulacji na podstawie charakterystyki Q(U). 4 IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 Informacja techniczna 3 Struktura parków fotowoltaicznych SMA Solar Technology AG 3 Struktura parków fotowoltaicznych 3.1 Typowy park fotowoltaiczny z centralnym systemem regulacji Zdecentralizowane parki fotowoltaiczne muszą sterować przepływem mocy biernej. Utrzymanie określonej przez operatora sieci charakterystyki przez każdy falownik jest niewystarczające, gdyż wszystkie odbiorniki (przewody, transformatory, osprzęt przełączający itp.) mają wpływ na charakterystykę całej instalacji. Qind./ cosφ=0.95 niedowzbudzenie Q=0/ cosφ=1 V1 V V V2 V> Napięcie przy normalnej pracy Qkap./ cosφ=0.95 przewzbudzenie Ilustracja 5: Przykładowe wartości zadane Q(U) określone przez operatora sieci Dlatego centralny system sterowania parkiem fotowoltaicznym rejestruje najważniejsze parametry sieci w punkcie przyłączenia do sieci i porównuje je z charakterystyką określoną przez operatora sieci przesyłowej. Przy wystąpieniu rozbieżności wszystkie falowniki otrzymują skorygowaną jednolitą wartość zadaną mocy biernej, co umożliwia osiągnięcie zadanej charakterystyki. PUNKT PRZYŁĄCZENIA DO SIECI ZKabel ZTransformator Układ regulacji PUBLICZNA SIEĆ ELEKTROENERGETYCZNA ZKabel Pomiar Ilustracja 6: Park fotowoltaiczny z centralnym systemem regulacji Informacja techniczna IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 5 3 Struktura parków fotowoltaicznych 3.2 SMA Solar Technology AG Park fotowoltaiczny z „Integrated Plant Control” Funkcja „Integrated Plant Control” umożliwia określenie indywidualnej wartości dla każdego falownika w grupie falowników, aby w punkcie przyłączenia do sieci można było udostępnić wymaganą moc bierną. Każdy falownik z grupy kompensuje wpływy spowodowane impedancją kabli i transformatora. Jednorazowe zaprogramowanie falownika przy użyciu wymaganych parametrów: Wartość zadana określona przez operatora sieci przesyłowej → Q(U)) Parametry instalacji Falownik z funkcją PUNKT PRZYŁĄCZENIA DO SIECI ZKabel ZTransformator PUBLICZNA SIEĆ ELEKTROENERGETYCZNA ZKabel Integrated Plant Control Ilustracja 7: Park fotowoltaiczny z „Integrated Plant Control” Zalety funkcji „Integrated Plant Control” • Ekonomiczność: Eliminacja dodatkowych wydatków na centralne systemy sterowania parkiem fotowoltaicznym, pomiar wartości w punkcie przyłączenia do sieci, szybka transmisja danych, szybka instalacja i rozruch. • Kompatybilność z siecią: Utrzymanie charakterystyki określonej przez operatora sieci przesyłowej, także przy bardzo szybkich zmianach napięcia sieciowego. • Prostota i przejrzystość: Uproszczona struktura i konserwacja instalacji. Parametry falowników są obliczane za pomocą programu do projektowania Sunny Design. • Bezpieczeństwo: Redundancja osiągnięta dzięki indywidualnemu uwzględnianiu każdego falownika i jednorazowemu wprowadzaniu jego parametrów. • Elastyczność: Możliwość ekonomicznej optymalizacji charakterystyki nawet niewielkich instalacji fotowoltaicznych, składających się nawet tylko z dwóch falowników. Będące już w eksploatacji instalacje fotowoltaiczne można aktualizować za pomocą pakietu aktualizacji oprogramowania. Funkcjonalność funkcji „Integrated Plant Control” Pomimo zachowania najwyższej staranności przy opracowywaniu funkcji „Integrated Plant Control” firma SMA Solar Technology AG nie ponosi odpowiedzialności za jej funkcjonalność. 6 IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 Informacja techniczna SMA Solar Technology AG 4 4 Konfiguracja funkcji „Integrated Plant Control” Konfiguracja funkcji „Integrated Plant Control” Aby móc użytkować instalacje fotowoltaiczne z funkcją „Integrated Plant Control”, należy wprowadzić dwa ustawienia: 1. Należy wprowadzić indywidualną strukturę instalacji fotowoltaicznej wraz ze wszystkimi ważnymi odbiornikami, aby każdy falownik mógł obliczyć swój indywidualny wpływ na punkt przyłączenia do sieci. 2. Należy ustawić charakterystykę wymaganą w punkcie przyłączenia do sieci (zazwyczaj jest ona określona przez operatora siei przesyłowej). 4.1 Określenie wartości charakterystycznych dla instalacji Aby móc określić ustawienia parametrów w falownikach, należy zdefiniować odbiorniki znajdujące się pomiędzy zaciskami falownika i punktem przyłączenia do sieci. Należy określić następujące wartości charakterystyczne: Zastosowane przewody • Materiał przewodu • Przekrój poprzeczny • Długość przewodu Transformator średniego napięcia • Znamionowa moc pozorna (SN) • Napięcie zwarciowe (uk) • Starty zwarciowe przy mocy znamionowej (Pk) Dane transformatora średniego napięcia Dane transformatora średniego napięcia znajdują się z reguły na tabliczce znamionowej lub karcie parametrów technicznych. Jeśli nie są one dostępne, prosimy zwrócić się do producenta. 4.2 Wprowadzenie wartości charakterystycznych do programu Sunny Design Szczegółowa instrukcja obsługi Sunny Design znajduje się pod adresem www.SMA-Solar.com. Aby wprowadzić ustalone wartości charakterystyczne do programu Sunny Design, należy wykonać następujące czynności: 1. Otwórz program Sunny Design i zaloguj się jako użytkownik. 2. Utwórz nowy projekt. 3. Wprowadź dane projektu. 4. W obszarze Projekt data wybierz opcję Carry out optimized reactive power adjustment with Integrated Plant Control. 5. Wybierz przycisk [Configure the PV system]. 6. Na menu wybierz zastosowane generatory i falowniki fotowoltaiczne. 7. Wybierz przycisk [Wire sizing]. 8. Jeśli projekt obejmuje podrozdzielnicę (LV3), w oknie Overview wybierz opcję Project subdistribution available (LV3). 9. W obszarze Overview wybierz opcję Medium-voltage line and MV transformer available (MV). Informacja techniczna IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 7 4 Konfiguracja funkcji „Integrated Plant Control” SMA Solar Technology AG ☑ W obszarze konfiguracji są aktywne zakładki do wprowadzania danych przewodów i transformatora średniego napięcia. 10. W zakładkach Lines LV1, Lines LV2 i Lines LV3 wprowadź wartości charakterystyczne użytych przewodów. 11. W zakładce MV transformer wprowadź wartości charakterystyczne transformatora średniego napięcia. 12. W obszarze Next steps wybierz przycisk [Download parameters]. ☑ W obszarze konfiguracji są aktywne zakładki do wprowadzania danych przewodów i transformatora średniego napięcia. 8 IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 Informacja techniczna 4 Konfiguracja funkcji „Integrated Plant Control” SMA Solar Technology AG Opis parametrów Nazwa parametru przy stosowaniu BLUETOOTH lub Speedwire/Webconnect Nazwa parametru przy stosowaniu RS485 Opis Rated apparent power of all inverters Plnt.VARtg Znamionowa moc pozorna wszystkich falowników (kVA) Ohmic resistance for impedance compensation ImpCpn.OhmRis Rezystancja dla kompensacji impedancji (Ω) Inductive resistance for impedance compensation ImpCpn.IndRis Reaktancja dla kompensacji impedancji (Ω) Capacitive resistance for impedance compensation ImpCpn.CapacRis Kapacytancja dla kompensacji impedancji (Ω) Impedance compensation switched on ImpCpn.IsOn Kompensacja impedancji włączona 4.3 Zmiana parametrów użytkowych falownika Przy zmianie parametrów użytkowych należy zawsze postępować zgodnie z tym opisem. Niektóre parametry mające wpływ na działanie produktu mogą być wyświetlane i zmieniane wyłącznie przez specjalistów (szczegółowe informacje dotyczące zmiany parametrów zawiera instrukcja obsługi produktu komunikacyjnego). Parametry użytkowe falownika są fabrycznie ustawione na pewne wartości. Użytkownik może zmienić parametry użytkowe za pomocą produktu komunikacyjnego w celu optymalizacji pracy falownika. Warunki: ☐ W zależności od rodzaju komunikacji wymagany jest komputer ze złączem BLUETOOTH lub Ethernet. ☐ Jest dostępny produkt komunikacyjny odpowiedni do użytego rodzaju komunikacji. ☐ Falownik jest zarejestrowany w produkcie komunikacyjnym. ☐ Operator sieci przesyłowej wyraził zgodę na zmianę głównych parametrów jakości energii elektrycznej. ☐ W celu zmiany głównych parametrów jakości energii elektrycznej wymagane jest posiadanie kodu SMA Grid Guard (formularz zamówienia kodu SMA Grid Guard jest dostępny pod adresem www.SMA-Solar.com.). Ograniczona funkcjonalność funkcji „Integrated Plant Control” wskutek nieprawidłowych ustawień Nieprawidłowe obliczenie parametrów wymaganych przy korzystaniu z funkcji „Integrated Plant Control” lub nieprawidłowe wprowadzenie parametrów w falowniku prowadzi do ograniczenia jej funkcjonalności. Firma SMA Solar Technology AG nie ponosi odpowiedzialności za nieprawidłowe wprowadzanie wartości przez klienta. • W celu prawidłowego działania funkcji „Integrated Plant Control” konieczne jest prawidłowe odwzorowanie instalacji w programie Sunny Design. Sposób postępowania: 1. Uruchomić interfejs użytkownika produktu komunikacyjnego lub oprogramowanie, a następnie zalogować się jako instalator lub użytkownik. 2. Wprowadzić kod SMA Grid Guard. 3. Wybrać i ustawić pożądane parametry. 4. Zapisać ustawienia do pamięci. Informacja techniczna IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 9 4 Konfiguracja funkcji „Integrated Plant Control” SMA Solar Technology AG Przechowywanie dokumentacji Ustawienia wprowadzane w instalacji należy starannie dokumentować i przechowywać w wiadomym miejscu. Przykład: Typ i numer seryjny urządzenia Instalacja fotowoltaiczna Kompensacja impedancji Znamionowa moc pozorna wszystkich falowników (kVA) Rezystancja dla kompensacji impedancji (Ω) Reaktancja dla kompensacji impedancji (Ω) Kapacytancja dla kompensacji impedancji (Ω) STP 17000TL-10 0123456780 580 0,0062 0,012 35,6463 STP 17000TL-10 0123456781 580 0,0062 0,012 35,6463 STP 17000TL-10 0123456782 580 0,0062 0,012 35,6463 STP 10000TL-10 0123456783 580 0,0048 0,0119 35,6463 10 IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 Informacja techniczna 5 Q on Demand 24/7 SMA Solar Technology AG 5 Q on Demand 24/7 Dzięki funkcji „Q on Demand 24/7” falownik pozostaje podłączony do publicznej sieci elektroenergetycznej także wieczorem i jest zasilany z niej, aby mógł oddawać do sieci moc bierną. Falownik pobiera przy tym niewielką moc czynną z publicznej sieci elektroenergetycznej do zasilania swych wewnętrznych komponentów. Falownik może oddawać jako moc bierną nawet 100% swej mocy. Oddawanie do sieci mocy biernej w trakcie oddawania energii do sieci powoduje redukcję energii oddawanej do sieci. Oznacza to, że w przypadku, gdy oddawana do sieci moc bierna wynosi 100% ilość energii oddawanej do sieci wynosi 0%. Jeśli poza okresem oddawania energii do sieci falownik jest odłączony od publicznej sieci elektroenergetycznej, funkcja „Q on Demand 24/7” jest dezaktywowana. Ponowne uruchomienie funkcji „Q on Demand 24/7” jest możliwe wtedy, gdy na wejściach DC falownika jest dostępna wystarczająca moc fotowoltaiczna, dzięki której falownik może choćby na krótko jednokrotnie powrócić do trybu pracy, w którym oddaje on energię do sieci. P P Pmax (I) (I) (II) Q Q (III) Ilustracja 8: Rozszerzenie obszaru roboczego i wartości granicznych falownika Sunny Tripower przy użyciu funkcji „Q on Demand 24/7” Pozycja Nazwa (I) Normalny zakres roboczy falownika (II) Rozszerzony zakres roboczy przy cos fi = 0 (przewzbudzenie) do cos fi = 0 (niedowzbudzenie) (III) Oddawanie mocy biernej poza fazą oddawania energii do sieci Aktywacja funkcji „Q on Demand 24/7” za pomocą Sunny Explorer Funkcję „Q on Demand 24/7” można aktywować za pomocą Sunny Explorer, wykonując poniżej opisane czynności. W falowniku Sunny Tripower 60 funkcji nie można aktywować za pomocą programu Sunny Explorer, lecz wyłącznie za pomocą narzędzia LCS-Tool. Opis postępowania w przypadku falownika Sunny Tripower 60 znajduje się w kolejnym rozdziale. Ogólnych ustawień usług sieciowych (np. wartości zadanej cos fi lub charakterystyki Q(U)) nie można wprowadzić niezależnie od funkcji „Q on Demand 24/7” za pomocą odpowiednich parametrów, gdy funkcja „Q on Demand 24/7” pozwala tylko na wprowadzanie wartości zadanych Q. Należy przy tym mieć na uwadze, że niektóre ustawienia mają wpływ na ustawienia i funkcje wsparcia sieci. Oznacza to, że w przypadku włączenia funkcji „Q on Demand 24/7” nie można skorzystać z żadnych innych funkcji wsparcia sieci (np. cos fi) pomiędzy trybem pracy dziennej a nocnej. W przypadku zamiaru oddawania mocy biernej pomiędzy trybem pracy dziennej a nocnej proces oddawania mocy biernej przez falowniki musi być sterowany poprzez nadrzędną jednostkę sterującą. Udostępnianą moc bierną można aktualnie odczytać tylko na podstawie prądów i napięć fazowych w wartościach chwilowych (Instantaneous values > AC-side > phase currents / phase voltages) lub poprzez wysłanie zapytania przy użyciu protokołu Modbus. Warunek: ☐ Posiadanie kodu SMA Grid Guard (formularz zamówienia kodu SMA Grid Guard jest dostępny pod adresem www.SMA-Solar.com). Informacja techniczna IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 11 5 Q on Demand 24/7 SMA Solar Technology AG Sposób postępowania: 1. Uruchom Sunny Explorer. 2. Zaloguj się jako Installer. 3. Wybierz Options> SMA Grid Guard.... 4. Wprowadź kod SMA Grid Guard. 5. Wybierz urządzenie na strukturze drzewa instalacji. 6. W menu urządzenia wybierz zakładkę Settings. 7. Naciśnij [Edit]. 8. Przejdź do grupy parametrów System and device control system > Inverter > Configuration of the static voltage stability. 9. Ustaw parametr Operating mode of the static voltage stability na wybrany tryb pracy. Należy przy tym pamiętać, że przy korzystaniu z funkcji „Q on Demand 24/7” nie wolno wybierać trybów pracy opartych na cos fi. 10. Wybierz parametr Operating mode of the static voltage stability for Q on demand i ustaw pożądany tryb pracy. 11. W zależności od wybranego trybu pracy statycznego utrzymywania napięcia ustaw dla niego parametry (np. charakterystykę mocy biernej/napięcia Q(U) z punktami podparcia lub bez lub wartość zadaną mocy biernej Q). 12. Naciśnij [Save]. Aktywacja funkcji „Q on Demand 24/7” za pomocą LCS-Tool Sposób postępowania: 1. Skontaktuj się z działem serwisu i poproś o przesłanie formularza „Settings request form for STP 60-10 / STP 60-10-US”. 2. Na formularzu w punkcie Auxiliary Support Settings > Basic Settings > Night Mode w kolumnie Value wprowadź cyfrę 1. 3. Na formularzu w punkcie Auxiliary Support Settings > Basic Settings > ModeSelect wprowadź w kolumnie Value pożądany tryb pracy. Należy przy tym pamiętać, że przy korzystaniu z funkcji „Q on Demand 24/7” wolno wpisać tylko jeden z następujących trybów pracy 1: Q(U), 2: Q(P), 3: Q(S), 4: Q(T) lub 5: Qext. Tryby pracy 6, 7, 8 i 9 nie są kompatybilne z funkcją „Q on Demand 24/7”. 4. Zapisz wypełniony formularz i prześlij go do działu serwisu. Stanowi on wniosek o udostępnienie pliku konfiguracyjnego z odpowiednimi ustawieniami parametrów falownika. 5. Po otrzymaniu pliku konfiguracyjnego uruchom LCS-Tool. 6. Wybierz na liście pożądany moduł SMA Inverter Manager. 7. Zaloguj się jako Installer. 8. Wybierz Service > Grid Guard. 9. W polu Individual access code wprowadź kod SMA Grid Guard. 10. Przejdź do Setup > General i wybierz przycisk [recomissioning]. ☑ Otworzy się lista wyboru z dostępnymi modułami Inverter Manager. 11. Wybierz na liście pożądany moduł SMA Inverter Manager. ☑ Otwiera się strona logowania narzędzia LCS-Tool. 12. Zaloguj się jako Installer. ☑ Uruchamia się kreator rozruchu. 13. Za pomocą kreatora rozruchu przejdź do strony Grid code selection: Start by selecting country. 12 IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 Informacja techniczna 5 Q on Demand 24/7 SMA Solar Technology AG 14. Zaimportuj plik konfiguracyjny otrzymany od działu serwisu. W tym celu wybierz przycisk [ ]. 15. Wybierz plik konfiguracyjny otrzymany z działu serwisu i wybierz przycisk [Open]. ☑ Plik konfiguracyjny zostaje pobrany. Po prawidłowym pobraniu pliku konfiguracyjnego otworzy się strona Please verify selections and commission when ready. 16. Wybierz przycisk [Commission]. 17. Na życzenie można wyświetlić raport rozruchowy, wybierając przycisk [Yes]. Informacja techniczna IPC-QoD24-7-STP-TI-pl-15 13