Wäre nur blöd wenn der interne NA Schutz etwas wegschaltet was er garnicht müsste wenn der VNB etwas anderes am Ziehl einstellen lässt.
Das hat mit der s99 nix zu tun.
Das habe ich nicht geschrieben, meiner Meinung nach müssen EM530 und die Sensoren der MultiPlus direkt hintereinander sein um das gleiche zu erfassen.
Wobei wir hier aktuell ein Problem mit einer Anlage haben und ich da noch ein paar Sachen klären muss.
Was soll der interne NA-Schutz schalten?
Mit S99 sind die Transferschalter immer offen.
Der AC IN wird nur zum erfassen und synchronisieren mit dem Netz genutzt, Energie fließt nur über den AC OUT.
Aber ich…. Wenn diese externen Wandler im Prinzip die Funktion der ACin Messung übernehmen dann wären alle Lasten zwischen diesen und dem EM530 „Lasten am ACin“ wenn diese vor dem Schütz wären sind es Lasten am ACin wie im „handelsüblichen“ victron ESS ….also bei Netzausfall Stromlos.
Ich nehme an dass das externe Schütz die Funktion des internen NA Schutz übernimmt. Ein Externer NA Schutz ist ja nicht zwangsläufig gefordert mit S99. Man könnte auch 3 5000er Multi so nutzen um sich eine Zweite Zuleitung zu sparen im Ersatznetzbetrieb. Somit könnte ein konfigurierter „interner NA Schutz“ das Schütz schalten.
m.E. für die Topologie meines Kunden sollten
- die Victron Wandler nach dem Z4 sitzen
- die EM530 Wandler direkt nach dem Z1
@M_Lange – In der Annahme, das die Victron Wandler auch direkt nach Z1 sitzen… wozu brauchts dann noch den EM530 ?
Victron sieht in ihren Plänen gar keinen externen Netzsensor vor.
Wie geschrieben, ist das ein Punkt, den ich die Tage sowieso mal genauer mit Victron klären muss.
Wir haben eine Anlage mit S99 bei der Verbraucher/Erzeuger zwischen EM540 und Multi CT sind und da gibt es scheinbar Probleme bei der Auswertung im VRM Portal (die eigentliche Funktion des Systems ist aber gegeben).
Der interne NA-Schutz hat mit S99 KEINE Funktion.
Für ein ESS mit S99 brauchst du zwingend einen externen NA-Schutz.
Ja stimmt….in Deutschland schon. dann wird „interner NA Schutz“ mit Ländercode 4105 wohl doch nicht auszuwählen sein mit S99
Danke für die Einblicke… es hilft zu wissen, daß die (eigentliche) Funktion in diesem Setup funktioniert.
Wenn möglich, lass mich bitte wissen was die Klärung zu Tage bringt.
wie oben beschrieben:
Dein Hinweis auf Ziehl sehe ich lediglich als Hinweis auf die Implementierung mit einem externen NA-Schutz AM BEISPIEL von Ziehl.
Wenn ich mich richtig erinnere, muss man trotzdem einen Gridcode einstellen, aber hat da eben nur die Auswahl mit externen NA-Schutz.
Kann ich morgen ggf mal in unserer Testanlage schauen.
Dein Netzbetreiber muss das letztlich abnehmen.
Victron bezieht sich auf Ziehl, weil der auch in den Zertifikaten steht.
Damit ist nur das Beispiel gemeint. Der externe NA Schutz hat bei der Zertifizierung keine „Berührungspunkte“ mit der EZA. Ziehl ist halt weit verbreitet.
Das ist sicher so der Ländercode beinhaltet mehr als nur Abschaltschwellen.
@M_Lange – konntest du den GRID Code für das S99 System in der Testanlage verifizieren ?
Beim ‘offline rumspielen’ mit VE.Config.exe konnte ich folgenden Eintrag sehen… der müsste es ja dann sein, oder ? (siehe snap)
Das Schaltbild von Victron im PDF stimmt. Die Victron Wandler werden nicht für Strommessung im Regelkreis benutzt, sondern als Sicherheit. Wenn die NA-Schutz eingegriffen hat, wird so Überwacht ob das Netz richtig getrennt ist. Da darf kein Strom laufen! Wird da einige Strom bemerkt (weil z.b. ein Contact im Schütz verklebt ist), werden alle MP-II abgeschaltet.
Wie das alles mit den BHKW’s im richtigen Rheinfolge mit einander verkabelt werden soll weiß ich nicht genau. Mit so viele Generatorleistung und Schaltmöglichkeiten muß darüber wirklich bis zum Kleinsten details nachgedacht werden. Mir schaut die Platz diese Siemens Umschalter sehr fremd und nicht richtig an. Zwischen welcher Quellen schaltet der um?
Ich sieh auch Unterschiede in die Schaltbilder aufs Remote Console zwischen dein Dashboard Bilder von 22. und 26. Januar. Das meint die Position der Lasten im Cerbo hat sich geändert.
Ich bin auch die Meinung geteilt das es ein EM540 geben soll die die aktuelle BHKW Leistung mitteilt. Ich glaub auch das diese Anwendung nicht im normalen Regelverhalten von Victron passt. Da soll man in Node Red mit alle vorhandenen Data (BHKW Leitung inclusieve!) sich ein custom Steuerung bauen.
@DavidOvNL – let’s switch language – appreciate your insight regarding the Victron current sensors (CS).
This Siemens switch is there to connect the GRID side to the load side. Means it is a bypass in case of a MP-II cluster failure (induced by inverter overload, or inverter breakdown, etc…), but it is also used when there needs to be maintenance on the cluster.
Nice observation… yet is has no real meaning… all I did is to switch >>ESS=>Inverter AC output in use<< to “All system loads”. The physical setup remains as before.
I think we both agree on thisone. Yet in the setup I am using an EM530… which should not make any difference… should it ?
And in the setup we have at this moment with the CHPs (BHKWs) sitting between the GRID and the Cluster, the EM530 actually is used by the Victron Cluster to determine if there is GRID FEED IN and then uses that power to feed in to the batteries.
THIS mechanism I’d like to verify working before changing the entire Infrastructure to the (what I call) “S99 System”.
You’re losing me here… what is it you think is not lining up with the Victron control loop behaviour ?
Well… whether you use Node Red or any other programming environment makes no real difference.
Also, before I put the EM530 in, I have started to create my own control loop… of course after configuring >>ESS=>Mode<< to “External control”.
Unfortunately this never really worked and I got feedback from various forum experts that the “External control” setup never worked for them either.
Thanks. I got taught German in school 30 years ago, and I think I can make myself well understood, but writing was most definitely not my strongest point. About the current clamps; it took me a while before I understood how that works. The documentation on S99 is severely lacking.
Clear. But I noticed the sense point is drawn on the grid side of Q2 (is that the NA-relay of the CHPs?). So I would say that that means in case of a grid failure, the Victron cluster is disabled. And the load is only carried by the CHPs. That’s what I find odd about it. Be aware; if you now have 9 MP-II’s, the type mentioned in the drawing is too small, as there is 195A nominal per phase available, with peak currents rising over 300A.
Ok.
EM530 is nearly the same as the 540, but with external current sensors and therefore a larger current capability. How is the Victron installation told how much to supply? Grid setpoint? Because that is the only control you have over discharge. It could be that Power Assist is trying to keep up with the BHKW’s
In my opinion the CHP’s should be integrated with an AC-meter set to “PV-inverter” on AC-in, as they present an AC source that can not be controlled. And that also goes for the generator.
In the drawing there is also a control box (FRSE), I assume that is for EEG §9? How is that programmed into the Cerbo? Because is says 0-100% and that full rance control is not a standard feature on Victron.
And the most important question I think; what was the purpose of the Victron installation? I would assume peak-shaving. Keeping the grid draw as low as possible. How would that go in summer? The one of the CHPs is turned off and the two Fronius inverters carry most of the load?
What I mean is that you have multiple sources in the system which are all behind the EM530. Ideally you want these sources to cover the load and whats left can be put back on the grid. But one (actually two) of these sources is (are) supplying energy that in the eyes of the Cerbo ‘just appears out of thin air’.
Off course. I mentioned Node Red because that is already present in the Cerbo, so no need for extra hardware.
I understand that. But this system should not have been built this way. A 135kVA system, when on-grid, should ALWAYS have the S99 firmware with external transfer switch. The only way this can be done without the external transfer is if only the AC-in is connected which would work fine while the grid is present. But that will take away the UPS functionality. What happens when the grid fails and the NA-Schütz that is built around the CHP’s trips? Do the CHP’s continue? Or do they stop?
Sorry for the flood of questions. But this issue triggered me…
Appreciate your candor. I can second that as I am having the hardest time to sieve the details that are important in order understand the capabilities S99 firmware extends to vs. the regular firmware for the MP-II. I wish there would be more information or someone “experienced in using the S99 firmware” to be able to shed light.
The “Netzanmeldung document” I did not update after extending the Cluster to 9 MP-II. And yes, the EM530 CTs sit ‘left’ of the “NA Protection”. This will ensure no current will show at the MP-II when the NA Protection is activated.
Note that
- the EM530 is powered after the Z4… so it will work when the NA Protection is active.
- the EM530 replaced the VM-3P75CT (also not updated in the drawing)
- the number of MP-II in the cluster on page 2 is also still on 6… means I did not update the drawing to reflect the ‘9’ MP-II
The EM530 is configured as ‘GRID meter’ and uses the USB i/f on the Cerbo in order to establish communication between the EM530 and the CERBO via Modbus/TCP. This setup works well and tells the MP-II Cluster how much power can be directed to the batteries in order to prevent feed-in of excess power to the GRID. This also makes “CERBO monitoring of the CHPs” unnecessary.
In this case the EMS is monitoring the FRSE and in case it sets the PV Power to ‘zero’ the integration is to tell the CERBO to prevent DC PV feed-in. [>>Setup=>ESS=>Grid feed-in=>DC-coupled PV - feed-in excess<< to “OFF”]
Very simple. With two CHPs, an emergency Generator, 140kWh Battery, Fronius PV, Victron PV and the Grid…. the aim is to get to the lowest energy-cost-mix as well as run through the weekends with next to NO-GRID usage.
And to round it off… there is only 1 Fronius Inverter that is coupled on the AC-OUT-1… where as the rest of the PV is coupled via the MPPT RS450 set.
My explanation for that is where I responded to your question about ‘GRID Set Point’.
This is exactly why I am trying to get my arms around the S99-System capabilities…. before I decide to change the existing setup to become a S99-System.
When the GRID fails the NA Protection kicks in and separates the GRID from the location. The CHPs are still connected to the load-path at this time and supply whatever power they generate.
@M_Lange – wollte nochmal nachfragen ob es zu der folgenden Frage Informationen aus (Test-)Installationen gibt:
- MP-II GRID Code bei Verwendung von S99 Firmware
@M_Lange – auch hier nochmal meine Frage… diesmal explizit auf die Vorort-Situation in meinem Projekt:
Sollte der Umbau auf das “S99-System” stattfinden werden die BHKWs ja am Ausgang des MP-II Cluster (AC-OUT-1) hängen… da der Eingang des MP-II Cluster ja lediglich als Netz-Referenz dient.
Somit kann die Ladung der Batterien über die BHKWs letztendlich, wie beim Fronius, NUR über den den AC-OUT-1 passieren.
Somit die explizite Frage: Wenn nach dem “S99 Umbau” die BHKWs an AC-OUT-1 hängen, verwendet der MP-II Cluster die Informationen des EM530 weiterhin um bei deren Überproduktion (== Lieferung der “Überleistung” ins GRID) diese Leistung den Batterien zuführen… so wie das momentan im Status Quo der Fall ist ?