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Ich hab mir mal das Dokument zu APS angeschaut, es geht wohl darum, dass der SE im APS Modus toleranter gegenüber Frequenzschwankungen ist. Das würde heissen, dass der Modus nicht nötig ist, wenn man diese Schwankungen nicht hat. Es geht hier wohl vorwiegend um Generatorbetrieb... Hier mal der Abschnitt: • https://knowledge-center.solaredge.com/sites/kc/files/se-inverter-support-of-voltage-sources.pdf • Energy-generation systems (such as PV inverters) connected to the grid may consist of different types of energy generating sources. In some cases, when grid power is disconnected, PV inverters should operate in parallel with other voltage sources, such as generators. In this document, “generator” is used as a general term for such sources. When inverters operate concurrently with generators, they may be subjected to voltage and frequency fluctuations that exceed trips, which are preset according to regional grid connection requirements. To support simultaneous operation of the inverter and a generator, the inverter extends its voltage and frequency operating range once it receives a signal that the grid is unavailable (“Alternative Power Source mode”). When the grid power is restored, the inverter automatically reverts to its default country setting, which includes the original voltage and frequency operating range Um sicherzugehen, hab ich jetzt mal an die Technik von SE geschrieben. Ich denke aber, dass ich auf den APS Modus verzichten werde. Mal sehen, was die sagen... Nachtrag: Ich habe jetzt nochmal bei mir am SE nachgeschaut: in der SetApp App unter PowerControl==>Active Power==>P(f) sind die Frequenzen / Leistungsbegrenzung für den normalen Netzbetrieb eingestellt: 50.2Hz=100%, 52.2Hz=20% Ist jetzt die Frage, wie man im ESS Assistent die Frequenzen eingestellt hat, aber im Inselbetrieb sollte ESS den SE ja auf 0 Leistung reduzieren können. Das geht mit diesen Einstellungen schon mal nicht. Das müsste man dann ändern. Im Netzbetrieb braucht es wohl keine 0% Einstellung. Im Inselbetrieb braucht es diese aber wohl schon. Wenn die Batterie voll ist und kein Verbraucher anliegt, soll der SE auf 0W regeln. Damit ist der APS Modus zumindest für uns nichts Anderes als eine zweite Einstellung der Frequenz / Power Regelung die im Inselbetrieb genutzt wird. Und damit der SE weiss, dass jetzt andere Grenzwerte gelten (APS) braucht es halt die Umschaltung über den dry contact... Denkt ihr, das passt so wie ich mir das zurechtgelegt habe? SG Wolferl |
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ja, genau so ist es. Mit normalen Grid-Code Einstellungen kann die Leistung durch Frequenzerhöhung nicht ganz auf Null zurückgeregelt werden. Daher der APS Mode. Ohne APS Mode gehts sicher auch halbwegs gut. Aber eben mit dem Risiko, dass es den SE dann öfter mal raushaut im OFFgrid Modus. Ob er jetzt ganz abschaltet oder mit 0% Leistung läuft, ist ja grundsätzlich kein so schlimmer Unterschied Aber es kann dann auch länger dauern, bis er wieder zuschaltet. (bis er halt Netzbedingungen findet, die er für gut befindet) Edit: selbst getestet hab ichs auch noch nicht. Wird aber bald soweit sein. |
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neue Überlegung: wieso eigentlich APS Mode nicht dauerhaft aktivieren? also so:  Bei Fronius machen wirs ja auch so. Da ist MG50 für den WR WR [Wechselrichter] auf AC-Out auch dauerhaft drin. Wenn irgendwas Grid-Code-mäßiges nicht passt, kümmert sich ja eh Victron drum und trennt vom Netz. Könnte doch bei SE genauso gemacht werden?! Oder überseh ich da was und das ist aus irgendeinen Grund nicht zulässig? Dann bliebe die GIPO Einstellung für RRCR frei. Und wir hätten 4 Pins für div. Leistungseinstellungen frei. Edit: ich glaub ich weiß schon warum... Weil der Master SE dann auch alle Slave SE´s auf APS umstellt. Und falls auch noch ein SE auf AC-In sitzt, ist das natürlich nicht zulässig. Aber wenns 2x Master sind, sollte es ja gehen?! Ich probier mal, ob das geht. |
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So ganz sauber ist das aus meiner Sicht aber auch nicht. Beim NA Schutz gebe ich dir recht, aber wie sieht es mit der spannungsgeführten und frequenzgeführten Leistungsregelung aus oder Blindleistungsregelung? Diese Funktionen sind alle mit dem GridCode verknüpft und beim MG50 eigentlich nicht bekannt. |
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ich war irgendwie der Meinung, dass machen die Multis mit deren Grid-Code Einstellungen ohnehin?! Aber ob das wirklich gegeben ist, ist eigentlich fraglich. Eher unwahrscheinlich, dass Fronius wirklich so tief integriert ist, dass das alles über die Multis geregelt wird, oder?! Vermutlich wird nur das Leistungslimit geregelt und sonst garnix?! Es wäre mal eine offizielle Aussage von Fronius nett, ob MG50 wirklich in Ö am Multi AC-Out zulässig ist?! In deren Webinars klingt es zumindest irgendwie so. Da wird immer gesagt, MG50 einstellen, wenn auf AC-Out. (aber wo das gilt, und wo nicht ist eigentlich offen) Nichtsdestotrotz: da die Multis SE überhauptnicht regeln können, ist ein dauerhafter APS Mode definitiv nicht zulässig. Das können wir damit glaub ich ausschließen |
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MG50 ist ein adaptierter GridCode für den Inselbetrieb mit einer angepassten, weil breiteren, Frequenzsteuerung. Schon alleine diese Frequenzbreite entspricht nicht den AT AT [Außentemperatur] Grid Codes. Das kann der Multi aus meiner Sicht technisch auch nicht verändern oder kompensieren, weil die GridCode Einstellungen des Multis am Inverter greift, dieser ist dem Fronius aber nicht vorgeschaltet (sonst wären wir durch die Leistung des Inverters begrenzt beim AC Transfer). Nur die beiden Schütz zur Netztrennung liegen zwischen dem Symo und dem Netz und diese würden durch den Multi ausgelöst wenn die Netzparameter nicht stimmen. Aber das ist nur die Netztrennung, alles Andere muss der Symo selbst bereitstellen. |
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ja, die Frage bzw. mein Gedankengang war hier, ob nicht evtl. Victron doch den Fronius via Modbus TCP entsprechend regelt. Also nach eingestellten Grid-Code Werten, auch Blindleistungsregelung etc. Ich glaubs zwar auch nicht so recht. Ich denke, es ist nur ein Modbus-Leistungslimit was Victron an Fronius sendet sonst nichts. Aber nichtmal das hab ich noch genau rausfinden können. Hat schonmal irgendwer die Modbus-Adressen gesehen, die Victron für die Fronius-Regelung verwendet?! Hab nichts dazu gefunden. Wäre aber interessant, weil das könnte man abfangen, modifiziert weiterleiten und so eine Regelung für Fremdwechselrichter basteln. |
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Um die Kommunikation zwischen Solaredge und Victron zu aktivieren reicht es wenn man wie folgt vorgeht, oder ? Voraussetzung: beide Geräte hängen im selben LAN 1. Bei Solaredge die Modbus Kommunikation einschalten (angeblich hat man da nur einen gewissen Zeitraum in dem eine Verbindung hergestellt werden muss - weiß da jemand mehr ?) 2. Im VRM unter "PV-Wechselrichter" den Button "PV-Wechselrichter suchen" betätigen und warten bis VRM den SE gefunden hat. Damit sehen sich die beiden mal und alles andere kann man im Nachgang konfigurieren, korrekt ? lG Gawan |
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eigentlich ist das Ganze auf der Victron/SE Seite beschrieben: https://www.victronenergy.com/live/venus-os:gx_solaredge Aber zugegebenermaßen wirklich mies und verwirrend. Ich mach daher hier einen verbesserten ESH ESH [Energiesparhaus] Leitfaden für SE-Integration 😉 (vielleicht mach ich auch noch einen eigenen Thread über unsere neue Victron/SE Anlage... Aber dafür muss die erstmal komplett fertig werden) Victron / Solaredge Leitfaden für 3-Phasige SetApp WR WR [Wechselrichter]: Grundsätzliches: Solaredge wird von Victron erkannt und unterstützt. Alle WR WR [Wechselrichter]-Werte können vom GX-Gerät ausgelesen und ausgewertet werden. Also werden die SE Geräte auch entsprechend am Touch-Display, in RemoteConsole sowie VRM angezeigt. Mit allen Leistungs und Produktions-Werten etc. Wenn die SE´s am AC-Out von Victron angeschlossen werden, muss die Victron 1:1 Regel eingehalten werden. Modbus-TCP-Einstellungen: Werden mehrere SE Wechselrichter angeschlossen, sollte jeder SE seinen eigenen LAN-Anschluss bekommen. Damit kann das GX-Gerät jeden einzeln über seine IP-Adresse erkennen und auswerten. Damit SE erkannt wird, muss Modbus-TCP aktivert werden und auf Port 502 gestellt werden:  Weiters MUSS!! bei den Solaredge RS485-1 Einstellungen, das Protocol auf SunSpec (Non-SE-Logger) eingestellt werden. UND die Device ID auf 126:  Ich weiß nicht ganz warum, aber obwohl das eine Einstellung unter "RS485" ist, beeinflusst es auch die Modbus-TCP Ausgabe und ermöglicht erst eine Erkennung via GX-Gerät. Nachdem diese Einstellung einmal gemacht wurde, kann RS485-1 auch wieder anders belegt werden. z.B. mit einen SE-Smartmeter oder ähnl. APS-Mode: Was das ist, und warum man den braucht haben wir in den Posts weiter oben gut beschrieben. u.U. kann man den auch weglassen, wenn man keinen super stabilen OFF-Grid Betrieb braucht. Die Verkabelung ist seitens Victron aber falsch beschrieben. Hier wird empfohlen das K1 Relais eines Multis zu verwenden. Das ist in meinen Augen aber falsch, weil K1 ein "open Collector" ist, der ein Relais ansteuern kann, und kein potentialfreier Kontakt. Das blaue AUX-Relais ist hingegen wirklich ein einfacher pot. freier Umschalter. Daher sollte der APS-Mode am SE Master so verkabelt werden:  Am Multi, wo das angeschlossen wurde, muss das Relais dann so programmiert werden:  Dabei müssen 2 Relais-Assistenten angelegt werden. Einmal für Relais - Ausschalten und einmal für Relais - Einschalten:  im ESS-Assistent dann auch die Frequenz-Shift Werte anpassen:  In den SE-Settings muss unter GPIO auf APS gestellt werden:  Und dann auch die Frequenz-Shift-Werte angepasst werden:  Einschränkungen ggü. Fronius: was nur bei Fronius funktioniert, aber nicht bei SE (bzw. auch keinem anderen Fremd-WR), ist eine Leistungslimitierung via Victron. Soll heißen: Ich kann in Victron z.B. AC-Einspeisung ausschalten oder z.B. auf Hausnummer 3kW limitieren. Das funktioniert aber nur mit Fronius. Victron sendet dann via Modbus ein Leistungs-Limit an Fronius und regelt diesen ab. So können z.B. Einspeiselimits eingehalten werden oder eine Nulleinspeisung gefahren werden. Ganz ohne Fronius Smartmeter. Bei SE klappt das nicht. Die SE Wechselrichter können nur "selbst" limtiert werden. Wenn also ein Einspeiselimit eingehalten werden muss, • kann entweder die Ausgangsleistung des SE WR WR [Wechselrichter] dauerhaft limitiert werden (in den WR WR [Wechselrichter] Einstellungen selbst) • oder es wird zusätzlich ein SE Smartmeter verbaut und damit ein Einspeiselimit auf SE-Seite eingestellt • oder es wird SE mittels eigener externer Steuerung via Modbus limitiert Da basteln wir grad dran, weil so einfach ist das gar nicht. Weil leider akzeptiert SE keinen 2. Teilnehmer in der Modbus-TCP Kommunikation. Das muss dann etweder über Modbus Proxy oder RS485 oder sonstige Tricks gemacht werden
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Ich möchte gerade ein prognosebasiertes Laden meines Speichers mit den MP II umsetzen. Hat hier jemand schon etwas ähnliches umgesetzt? Die Umsetzung mache ich mittels Loxone, da diese schon vorhanden ist, welche mittels Modbus TCP angebunden ist. Sobald meine PV Anlagen einen Überschuss produzieren, lade ich den Speicher auf fix defnierte Level, je nach Restlänge des Tages. Am Vormittag versuche ich relativ schnell den Speicher auf 50 % zu laden, danach wird dieser bis Sonnenunterag langsam nachgeladen und im Idealfall erreicht er kurz vor Sonnenuntergang 100 %. Somit sollte der Alterung entgegengewirkt werden. Pech hätte ich natürlich, wenn am Vormittag die Sonne scheint und am Nachmittag dann der Nebel reinzieht. Dafür verwende ich Prognosedaten von Solcast. Sobald die progronstizierte Restenergie kleiner ist als die Menge, welche noch in den Speicher geht, wird diese auf 100 % geladen (+ eine Sicherheit eingerechnet). Ich kann jedoch nur den Laderegler ein und ausschalten, ein Soll SOC lässt sich nicht vorgeben. Das ein und ausschalten vom Laderegler find ich nicht ganz optimal. Gerne hätte ich das mit ESS max charge current (fractional) Modbus Register umgesetzt, aber das funktioniert nicht. Hier hätte ich dann auch die Ladeleistung direkt beeinflussen können (z.B. im optimalen Wirkungsgrad laden). Falls dieses Thema noch mehr Leute intressiert, könnte ich auch einen eigenen Thread aufmachen. Ich habe das ESS nun den zweiten Tag in Betrieb, vom Wirkungsgrad kommt es mi rnicht besonders vor (muss aber noch Detailauswertungen machen). |
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DVCC charge current limit via modbus/mqtt setzen je nach Wunsch / Prognose |
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Also ich mache das nun auch wieder (die letzten 3 Monate hatte ich eine etwas andere Berechnung aufgrund der hohen Ömag Preise) Ich berechne den ESSAcPowerSetPoint, je nach Prognose mit Schwellenwerten in 3 Stufen. Stufe1 - es ist noch viel Forecast da, dann geht die halbe DC Leistung in den Akku. Stufe2 - es ist nur mehr die doppelte Forecast da dann geht ganze DC Leistung in den Akku Stufe3 - es geht alles in den Akku gerechnet wird dann immer der ESSAcPowerSetPoint, und als Forecast wird auch nur der Überschuss gerechnet, also die fixen werte kommen immer noch weg (also Warmwasser ist ein fixer Wert den ich eigentlich noch weiss, und den durchschnitt Verbrauch pro Tag) |
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Wie macht ihr das und mit welcher Prognose? In Node Red? Weil dann kann man den Akku am Nachmittag auch noch vollladen um den nicht zu überladen |
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ich verwende die solcast API (und per FHEM gerechnet), habe da 3 PV's angelegt (für meine 3 Seiten OSt, Süd und West) und rechnen daraus dann meine Strings aus. Dann weiss ich was AC (Ost + Süd) und DC (ost, Süd, West) reinkommt. Die lese ich ab 6 uhr im stundenintervall aus. Paar kleinigkeiten muss ich dann noch anpassen (Nebel ist immer problematisch) und im Winter verschattet der Berg ab 15 uhr sowas wenn die sonne tief steht dann die West PV gänzlich. Da habe ich halt einen knick drinnen. |
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Ich hab ein kleines Modbus TCP Problem. Ich habe den Victron EM24 TCP verbaut und will über den Cerbo die Daten vom EM24 auslesen und in Loxone einpflegen. GridPower und Energie from Net funktionieren, nur leider kann ich die Eingespeiste Menge an den EVU nicht auslesen (Adressen 2606, 2607, 2608 bzw 2628, 2630 und 2632) 2634 (total Energie from net) und 2636 (total Energie to net) kann ich zwar auslesen, nur bring er mir da 8 stelliger Werte heraus, welche einfach nicht stimmen können. Es waren ca. 971 kWh und er bringt mit 18.693.488 kWh. Ebenso bekomme ich, wenn der Zähler rückwärts läuft keinen negativen wert, sondern dann beginnt er irgendwo bei 65kW pro Phase und wird dann weniger, je mehr man Einspeist. Ich weiß jetzt nicht, ob das Problem daran liegt, dass ich den EM24 über den Cerbo auslese und ob es anders wäre, wenn ich den EM24 direkt auslese. Leider fehlt mir für den Cerbo die TCP Register Liste Kann mir da wer weiterhelfen? |
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Bei mir funktionieren folgendene Templates bei einem EM340: https://library.loxone.com/detail/venus-gx-462/overview |
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Sieht irgendwie nach Datentyp-Limit aus aufgrund der negativen Werte. Kannst du für den Wert irgendwas mit "signed" statt "unsigned" einstellen? |
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https://www.victronenergy.com/download-document/6195/CCGX-Modbus-TCP-register-list-2.90.xlsx |
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Mal ne Frage zum Wirkungsgrad vom Victron *C->*C ob die so halbwegs hinkommen. Möchte mir scripte basteln um zu steuern ob in der Nacht der Akku entladen werden sollte oder nicht wenn ich zu awattar wechsle (zu 90%) DC->DC Wirkungsgrad 99% DC->AC 95% (bei ca 0.5kW) 90% (bei 3KW) AC->DC 94% daraus ergibt sich AC->DC->AC 84,6% bis 89,3% Kommt das ca hin? Zusammengescuht aus diversen google suchen ;) |
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das ist eigentlich immer noch das einzige was ich dazu kenne: https://community.victronenergy.com/questions/56351/multiplus-485000-efficiency-curve.html |
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Ah super die ist eh gut - danke :D |
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