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ISO 8528

 

ISO 8528 Besonderheiten beim Einsatz von Stromerzeugungsaggregaten

1 Allgemeines

Bei der Auslegung von Stromerzeugungsaggregaten sind einige Besonderheiten zu beachten, die bei ausschließlicher Versorgung durch das öffentliche Netz nicht bzw. nicht in diesem Ausmaß in Erscheinung treten. Nachfolgend werden die wesentlichen charakteristischen Größen Frequenz und Spannung verglichen.

1.1 Frequenz

Im Verbundbetrieb herrscht durch die Vielzahl von einspeisenden Kraftwerken eine außerordentlich hohe Frequenzstabilität, sowohl im stationären Betrieb als auch bei großen Laständerungen. So hat beispielsweise das Europäische Verbundnetz (UCTE) derzeit eine Frequenzkonstanz von ca. ± 100 mHz. Durch den Verbundbetrieb teilen sich Laständerungen auf viele einspeisende Kraftwerke auf und bedeuten für die einzelne Einheit nur eine geringe Änderung. Motoren für Stromerzeugungsaggregate sind im Inselbetrieb - bezogen auf ihre Bemessungsleistung - wesentlich größeren Laständerungen ausgesetzt. Dies führt insbesondere bei Motoren, die zur Leistungssteigerung mit Abgasturboladern versehen sind, zu erheblichen Frequenzänderungen.

1.2 Spannung

Im Verbundbetrieb wird durch die hohe Kurzschlußleistung, die in Nieder- und Mittelspannungsnetzen überwiegend durch den Innenwiderstand der Transformatoren bestimmt wird, eine gute Spannungskonstanz gewährleistet. Übliche Verteiltransformatoren haben Kurzschlußleistungen, die dem 16 – 25 fachen ihrer Nennleistung entsprechen. Laständerungen bis zur Bemessungsleistung der Transformatoren verursachen dauerhafte Spannungsfälle bis maximal 6 % Nennspannung. Generatoren von Stromerzeugungsaggregaten liefern je nach Verwendungszweck Kurzschlußleistungen, die zwischen dem 5 – 8 fachen ihrer Bemessungsleistung liegen. Die Höhe dieser Kurzschlußleistung ist zudem zeitlich nicht konstant, sondern nimmt innerhalb weniger 100 ms erheblich ab (2 – 3 fache Bemessungsleistung). Laständerungen bis zur Bemessungsleistung der Generatoren verursachen transiente Spannungsfälle bis zu 20 %, die normalerweise innerhalb weniger Sekunden durch den Spannungsregler kompensiert werden. Die Wechselwirkung zwischen Frequenzänderung und Spannungsfall führt bei frequenzabhängigen Lasten, cos

Phi 1, (z. B. ohmisch-induktiv) zu Laständerungen während der Ausregelung und stellt hohe Anforderungen an das Regelsystem.

2 Motor

Zur Erzeugung der mechanischen Antriebsleistung für den Generator werden überwiegend Dieselmotoren und Gas-Ottomotoren eingesetzt. Dieselmotoren finden ihre Anwendung überwiegend als Notstromaggregate, während Gasmotoren hauptsächlich in Blockheizkraftwerken eingesetzt werden. Eine Besonderheit stellt der Zündstrahlmotor dar, der als Gasmotor mit ca. 10 % igem Dieselanteil betrieben wird und während des Laufes vom Gas-Dieselbetrieb in reinen Dieselbetrieb umgeschaltet werden kann. Wesentliche Auslegungskriterien sind:

⇒ Dauerleistung;

⇒ maximale Zuschaltleistung in einer Stufe;

⇒ Drehzahl (Lebensdauer);

⇒ Wirkungsgrad (Dauerbetrieb);

⇒ Leistungsübernahmezeit (Notstrom);

⇒ Kraftstoffversorgung.

2.1 Dieselmotor

Dieselmotoren werden heute üblicherweise mit Abgasturboladern ausgerüstet. Je nach Aufladegrad ist eine Leistungssteigerung um bis zu 100 % möglich. Da die Wirkung des Turboladers vom Abgasvolumenstrom abhängig ist, kann auf einen leerlaufenden aufgeladenen Motor nur diejenige Leistung aufgeschaltet werden, die er ohne Turbolader hat (Saugmotorleistung). Werden größere Leistungen zugeschaltet, kann der Motor bis zum Stillstand abgebremst werden. Man spricht dann vom sogenannten "Turboloch". Muß die betrieblich notwendige Leistung in einer Stufe zugeschaltet werden, muß der aufgeladene Motor überdimensioniert werden und zwar um den Faktor, den der Turbolader zur Leistungssteigerung beiträgt. Es hat sich eingebürgert, daß die Motorenhersteller eine Lastzuschaltung in mehreren Stufen gewährleisten, die in 60 % - 40 % (geringer Aufladegrad) oder in 45 % - 30 % - 25 % (mittlerer Aufladegrad) Abstufungen ablaufen. Bei hohen Aufladegraden (pme>18 bar) kann eine Lastzuschaltung in mehr als drei Stufen erforderlich sein. Als Maß für den Aufladegrad gilt der mittlere effektive Kolbendruck pme. Wenn keine Angaben vorliegen, kann die folgende Faustformel angewendet werden, daß "50 % der verbleibenden Leistung zugeschaltet werden kann".

Beispiel:

Leerlauf: verbleibende Leistung 100 %

P n→ Zuschalten 50 % P n Belastung 50 %: verbleibende Leistung 50 %

P n → Zuschalten 25 % P n Die restlichen 25 % können dann in einer Stufe zugeschaltet werden.

Die erforderliche Wellenleistung des Antriebsmotors errechnet sich aus Verbraucherleistung, Verbraucherleistungsfaktor und Generatorwirkungsgrad nach der Beziehung.

2.2 Gasmotor

Gasmotoren können - unabhängig vom Aufladegrad - keine 100 %ige Lastzuschaltung in einer Stufe übernehmen. Der Grund hierfür liegt im relativ niedrigen Gasvordruck und in der Trägheit der Gas-Regelstrecke. Im Gegensatz zu flüssigen Treibstoffen, die durch ihre Inkompressibilität sehr schnell auf Änderungen der Einspritzpumpe reagieren, verursacht die Kompressibilität gasförmiger Treibstoffe ein trägeres Regelverhalten. Gasmotoren, wie sie sehr häufig in Blockheizkraftwerken eingesetzt werden, können maximal ca. 2/3

Nennleistung (Saugmotorleistung) in der ersten und maximal ca. 90 % Nennleistung in der zweiten Zuschaltstufe übernehmen. Der Vorteil von Gasmotoren liegt insbesondere in der problemloseren Abgasreinigung und im geringen Aufwand beim Gewässerschutz.

Bei größeren Leistungseinheiten im MW-Bereich können Probleme entstehen, wenn bei Netzausfall die Unterbrechungszeit weniger als 15 Sekunden betragen muß . Im unteren Leistungsbereich (<1 MW) kann diese Forderung zwischenzeitlich problemlos eingehalten werden.

3 Generator

Zur Erzeugung der elektrischen Leistung werden Synchrongeneratoren und Asynchrongeneratoren eingesetzt. Asynchrongeneratoren sind ohne zusätzliche Einrichtungen nicht inselbetriebsfähig und werden hier nicht weiter behandelt. Wesentliche Merkmale bei der Auslegung von Synchrongeneratoren sind:

⇒ Bemessungsleistung;

⇒ Lastarten (z. B. motorisch, nichtlinear);

⇒ Transiente Spannungsänderung bei definierter Laständerung;

⇒ Inselbetrieb, Parallelbetrieb;

⇒ Kurzschlußleistung.

3.1 Bemessungsleistung

Die Bemessungsleistung des Generators ergibt sich aus der Summe der Leistungsaufnahme aller zu versorgenden Verbraucher multipliziert mit einem auf die Gesamtanlage zutreffenden Gleichzeitigkeitsfaktor. Zusätzlich ist die Charakteristik einzelner Verbraucher zu berücksichtigen. Insbesondere von Bedeutung sind:

⇒ Anlaufströme von Asynchronmotoren;

⇒ Einschaltströme von Transformatoren;

⇒ Verbraucher mit Rückspeisemöglichkeit, z. B. Aufzüge mit generatorischen Bremseinrichtungen;

⇒ Oberschwingungsströme von Verbrauchern mit nichtlinearem Spannungs-Strom-Verhältnis, z. B. Gleichrichter, Frequenzumrichter, Energiesparlampen, Schaltnetzteile etc.

Diese Verbraucher sollten jeweils gesondert betrachtet werden, wenn deren maximaler Betriebsstrom einzeln oder gesamt (Energiesparlampen) mehr als 10 % des Generatornennstromes beträgt.

3.2 Transienter Spannungsfall

Jede Laständerung verursacht im Generator eine vorübergehende Spannungsänderung, deren Höhe und Dauer durch die konstruktiven Eigenschaften von Stator, Rotor und Erreger vorgegeben sind. Nach Abklingen der transienten Vorgänge wird die Spannungshöhe (bis zur Bemessungsleistung) ausschließlich durch die Wirksamkeit des Spannungsreglers beeinflußt.

Da der Generatorwirkwiderstand auch bei Niederspannungsgeneratoren in den meisten Fällen nicht mehr als 20 % der transienten Reaktanz beträgt, bedeutet eine Zuschaltleistung mit einer hohen induktiven Komponente (Asynchronmotor) immer einen großen transienten Spannungsfall.

Beispiel:

Um bei einem Motor mit 140 kW Wellenleistung in Stern-Dreieck-Anlauf den transienten Spannungsfall ∆ u ≤ 10 % einzuhalten, wird ein Generator mit ca. 750 kVA benötigt.

3.3 Kurzschlußleistung

Die Kurzschlußleistung eines Generators ist im Vergleich zur Netzeinspeisung wesentlich geringer und zudem in der Höhe nicht konstant. Der Einfluß der Verkettung der magnetischen Flüsse in Stator, Rotor und Erreger bewirkt einen zeitlich veränderlichen Kurzschlußstromverlauf. Bei Kurzschlußbeginn tritt ein relativ hoher Anfangskurzschlußstrom I k'' auf, der nach ca. 15 - 25 ms in den transienten Kurzschlußstrom I k ' übergeht. Dieser klingt nach ca. 120 - 250 ms auf den Dauerkurzschlußstrom I k ab.

Beschrieben wird dieser Vorgang durch die subtransiente Reaktanz xd'', die transiente Reaktanz xd' und die Synchronreaktanz xd. Der Dauerkurzschlußstrom würde weniger als der Generatornennstrom betragen, wenn nicht durch den Einfluß des Spannungsreglers im Generator eine Polradspannung erzeugt werden würde, die einen Dauerkurz-schlußstrom von 2 - 5 x InG verursacht. Überstromschutzeinrichtungen, die für ihre Funktion auf hohe Kurzschlußströme angewiesen sind (z. B. Schmelzsicherungen, Leistungsschalter mit hohen Einstellbereichen), sind ggf. ungeeignete Schutzeinrichtungen für den Generatorbetrieb. Synchrongeneratoren erzeugen durch ihren konstruktiven Aufbau größere 1 polige als 3 polige Kurzschlußströme. Kurzschlußströme belasten nicht nur den Generator mechanisch (Stoßkurzschlußstrom, Wickelkopf) und thermisch (Wicklung), sie haben auch Rückwirkungen auf den Antriebsmotor. Bei Kurzschluß in elektrischer Nähe des Generators kann dieser keine Wirkleistung mehr abgeben (Kurzschlußstrom ist überwiegend induktiv) und es erfolgt eine Entlastung des Antriebsmotors mit einem kräftigen Drehzahlanstieg. Ist der Kurzschlußort (elektrisch) weiter entfernt, wirken die ohmschen Anteile der Kabel als Wirklast und führen zu einer Überlastung des Motors. Insbesondere bei aufgeladenen Motoren kann dies zu Drehzahleinbrüchen auf 50 % und weniger führen.

Der Spannungsregler ist dann nicht mehr in der Lage ausreichende Erregerleistung zu erzeugen; die Konsequenz ist ein drastischer Spannungseinbruch. Kurzschlußzeiten bei generatornahen Kurzschlüssen mit mehr als 1 s sollten deshalb aus Stabilitätsgründen vermieden werden. Da stromabhängig verzögerte Schutzeinrichtungen, wie z. B. Schmelzsicherungen, aufgrund der geringen Dauerkurzschlußströme u. U. nicht mehr (oder nicht rechtzeitig) auslösen, sollten in Netzen, die durch Generatoren im Inselbetrieb versorgt werden, nur Leistungsschalter mit definierter Zeitverzögerung bzw. für Endstromkreise (Verbraucherstromkreise) strombegrenzende Leistungsschalter eingesetzt werden.

3.4 Nichtlineare Verbraucher

Insbesondere im Inselbetrieb verursachen Oberschwingungsströme am - im Vergleich zur Netzeinspeisung - hohen Generatorinnenwiderstand Spannungsfälle, die zu erheblichen Verzerrungen der Generatorspannung führen können. Diese Rückwirkungen können zur Zerstörung des Spannungsreglers und zur thermischen Überlastung von Stator- und Rotorwicklung führen. Bei Oberschwingungsleistungen, die mehr als 10 % der Generatorscheinleistung betragen, sollte immer eine Einzelbetrachtung (Netzanalyse) durchgeführt werden. Ein weiteres Problem stellen einphasige Lasten dar (Netzteile, Energiesparleuchten). Im Gegensatz zu 6/12pulsigen Brückenschaltungen verursachen diese Verbraucher Oberschwingungsströme 3. Ordnung. Diese Ströme addieren sich arithmetisch im Generatorsternpunkt und können zur thermischen Überlastung des Sternpunktes führen.

3.5 Unsymmetrische Belastung

Generatoren mit Nennleistung größer 300 kVA müssen für ein Unsymmetrieverhältnis I2/In≤0,15 ausgelegt sein. Die unsymmetrische Belastung eines Drehstromsystems verursacht ein gegenläufiges Drehfeld, induziert dadurch im Generatorläufer ein Wechselfeld, welches durch Wirbelströme im nichtlamellierten Läufer erhebliche Erwärmungen hervorrufen kann. Dieses gegenläufige Drehfeld, das als Gegensystem bezeichnet wird, verursacht Pendel- und Rüttelmomente und belastet damit den Wellenstrang und auch das Fundament. Unsymmetrische Belastungen mit reiner Wirkleistung verursachen durch die Unsymmetrie Blindleistung und tragen zu zusätzlicher Erwärmung des Generators bei. Der Unsymmetriegrad kann nach folgender Beziehung überschlägig ermittelt werden:

Zwei Leiter unbelastet, Strom im dritten Leiter / 3 ergibt den Unsymmetriegrad.

3.6 Parallelbetrieb

Generatoren erzeugen durch ihre Wicklungstechnik Oberfelder, die bei entsprechender Schaltung Oberschwingungsströme ausbilden. Besonders kritisch sind hierbei Oberschwingungsspannungen 3. Ordnung. Diese Spannungen können sich über die Sternpunkte parallel geschalteter Transformatoren oder Generatoren kurzschließen und haben dann Oberschwingungsströme zur Folge, die sowohl die Verbraucherspannung verzerren als auch zur thermischen Überlastung des Generatorsternpunktes führen können. Wenn Parallelbetrieb vorgesehen ist, sollten deshalb bei Neuanlagen Generatoren mit 2/3gesehnter Wicklungstechnik verwendet werden. Bei Altanlagen, die z. B. für den monatlichen Probelauf auf Netzparallelbetrieb nachgerüstet werden, kann der Einbau einer Strombegrenzungsdrossel in den Generatorsternpunkt Abhilfe schaffen. Hierbei ist jedoch zu beachten, daß durch diese Drossel 1polige Kurzschlußströme ebenfalls beeinflußt werden und dadurch ggf. die Schutzmaßnahmen gegen elektrischen Schlag unter Fehlerbedingungen nicht mehr eingehalten werden. Der Einbau einer Sternpunktdrossel sollte deshalb sorgfältig untersucht werden. Ein weiterer Punkt im Parallelbetrieb ist die Vermeidung von Rückleistung. Insbesondere im Inselparallelbetrieb kann dies dazu führen, daß ein Aggregat generatorisch, das andere motorisch arbeitet. Ursache hierfür ist der fehlende Abgleich bei der Wirk- und Blindleistungsverteilung. Zum Erkennen des unerwünschten Rückleistungsbetriebes sollte deshalb jedes Aggregat mit einem Rückleistungsrelais versehen werden.

4 Aggregat

Die bisher besprochenen Betriebsmittel stellen die wichtigsten Einzelkomponenten eines Stromerzeugungsaggregates dar. Weitere wichtige Faktoren sind:

⇒ Anlaßsystem;

⇒ Kraftstoffversorgung;

⇒ Raumbe und -entlüftung;

⇒ Abgassystem;

⇒ Schallschutz;

⇒ Kupplung;

⇒ Amplitudenmodulation der Spannung (Flicker);

⇒ Schwingisolierung.

4.1 Ausführungsklasse

In DIN ISO 8528-5 sind vier Ausführungsklassen, G1 bis G4 definiert, in denen Betriebsgrenzwerte hinsichtlich Spannungs- und Frequenzverhalten aufgeführt sind.

G1: geringe Anforderungen an Spannungs- und Frequenzverhalten (Beleuchtung, einfache Antriebe);

G2: Anforderungen an Spannungs- und Frequenzverhalten entsprechen weitgehend dem öffentlichen Netz (haustechnische Einrichtungen, Lüfter, Aufzüge);

G3: höhere Anforderungen an Spannungs- und Frequenzverhalten und an die Kurvenform (Fernmeldeeinrichtungen);

G4: höchste Anforderungen an Spannungs- und Frequenzverhalten und an die Kurvenform (EDV-Anlagen);

4.2 Zuschaltleistung

Als Zuschaltleistung wird die Leistung bezeichnet, die auf das Aggregat in einer Stufe aufgeschaltet werden kann, ohne daß die vereinbarten Betriebsgrenzwerte hinsichtlich transienter Frequenz-/ Spannungsabweichung sowie deren Ausregelzeiten überschritten werden. Als Abschaltleistung gilt immer 100 %. Hierbei ist insbesondere die Einhaltung der maximalen Überfrequenz zu beachten, da Generatoren üblicherweise nur für 20 % Überdrehzahl ausgelegt werden. Entscheidend für den Nachweis der maximalen Zuschaltleistung des Aggregates ist die Art der zuzuschaltenden Leistung. Lastzuschaltungen mit nur ohmscher Belastung geben keine Auskunft über das Regelverhalten des Generators. Da Stromerzeugungsaggregate in den allermeisten Fällen ein Verbrauchernetz mit ohmisch-induktiv Verbrauchercharakteristik versorgen, ist der Nachweis der Lastannahme immer mit dem Bemessungsleistungsfaktor des Aggregates durchzuführen. Hierdurch werden die Wechselwirkungen zwischen Drehzahlregler und Spannungsregler besser nachgewiesen als bei rein ohmscher Last. Durch die induktive Komponente der Last ergibt sich bei Frequenzeinbrüchen ein steigender Laststrom, der das Erregersystem des Generators wesentlich stärker belastet, als dies bei nur ohmscher Belastung der Fall ist. Es empfiehlt sich ebenfalls, das Lastannahmeverhalten am Aufstellungsort nachzuweisen, da hierbei Modifikationen am Drehzahl- /Spannungsregler sofort überprüft werden können. Insbesondere Anlagen, die für Insel- und Parallelbetrieb vorgesehen sind, erfordern eine Feinabstimmung der Regler. Dies bedeutet, daß die Reglereinstellungen, mit denen das Lastannahmeverhalten im Herstellerwerk nachgewiesen wurde, ggf. nicht mehr zutreffen.

Dieser Nachweis kann entfallen, wenn die Aggregate ausschließlich im Netzparallelbetrieb arbeiten, also keiner plötzlichen Lastannahme ausgesetzt werden.

4.3 Leistungsfaktorregelung

Im Netzparallelbetrieb wird das Stromerzeugungsaggregat in den meisten Fällen eine konstante Wirkleistung in das Netz einspeisen. Da die Wirkleistung proportional zur Frequenz ist, wird versucht, die Frequenz anzuheben. Da im Netzparallelbetrieb ein Steigern der Frequenz nicht möglich ist, führt dies zur erhöhten Wirkleistungsabgabe. Parallel dazu kann durch Verändern der Erregerspannung ein definierter Leistungsfaktor eingestellt werden. Es ist nicht empfehlenswert, Leistungsfaktoren um cos φ = 1 einzustellen, da bei Spannungsschwankungen im Netz sehr leicht ein kapazitiver Betriebszustand erreicht werden kann. Bei kapazitiver Betriebsweise können im Netz vorhandene Oberschwingungen abgesaugt werden, die dann Rückwirkungen auf die Spannung verursachen können. Ein Leistungsfaktor cos φ > 0,97 sollte deshalb nicht angestrebt werden.

4.4 Spannungsregelung

Im Inselbetrieb wird das Stromerzeugungsaggregat auf konstante Spannung und konstante Frequenz geregelt. Die Regelung auf konstanten Leistungsfaktor würde zu einer Spannungsüberhöhung führen, die ggf. Verbraucher zerstört. Beim Übergang vom Netzparallelbetrieb in den Inselbetrieb muß deshalb die Regelcharakteristik umgeschaltet werden. Es bereitet immer wieder Schwierigkeiten, die Regelparameter so abzustimmen, daß sich einerseits im Netzparallelbetrieb ein "weiches" Regelverhalten ergibt, also insbesondere geringe Spannungsänderungen keine starken Blindlastschwankungen zurfolge haben und andererseits mit diesen Einstellungen die zugesicherten und nachgewiesenen Zuschaltleistungen eingehalten werden.

4.5 Kupplung

Die Kupplung ist das Verbindungselement zwischen Motor und Generator. Zusätzlich zur Übertragung der Motorleistung bis zur blockierten Leistung muß bei Stromerzeugungsaggregaten mit Notstromfunktion die Kupplung auch für die Belastung ausgelegt sein, die sich bei Klemmenkurzschluß bzw. bei Kurzschluß nach dem größten Abgangs-Schutzorgan an der Notstrom-Hauptverteilung ergibt.

5 Blockheizkraftwerk (als Netzersatzanlage)

Für die Auslegung von Blockheizkraftwerken kann DIN 6280-14, Ausgabe 1997-08 herangezogen werden, wobei die dort gemachten Aussagen auch für Mittelspannungsgeneratoren bzw. für mittelspannungsseitige Verknüpfungspunkte mit dem öffentlichen Netz zutreffen. Motoren und Generatoren von BHKW-Modulen werden aus wirtschaftlichen Gründen meistens mit ihrer Typleistung betrieben. Dies bedeutet, daß sich Lastannahmeverhalten, Kurzschlußleistung und Beeinflussung durch nichtlineare Verbraucher stärker auswirken als bei Stromerzeugungsaggregaten für den ausschließlichen Notstrombetrieb. BHKW-Module werden deshalb im Inselbetrieb häufig mit reduzierter Leistung betrieben. Entgegen den Aussagen eines generellen Verbots von Otto-Motoren für Stromerzeugungsaggregate der Sicherheitsstromversorgung in der nicht mehr gültigen VDE-Bestimmung DIN VDE 0108 Teil 1 können seit der Entscheidung der zuständigen VDE-Komitees K223 und K227, veröffentlicht in der etz Bd. 114 (1993) Heft 12, Gas-Otto-Motoren unter gewissen Voraussetzungen als Antriebsmotoren für SV-Aggregate eingesetzt werden. Diese Voraussetzungen betreffen insbesondere:

⇒ die gesicherte Gasversorgung bei landesweitem Netzausfall;

⇒ die konsequent unabhängige Verlegung der elektrischen Einspeisung und der Gaseinspeisung sowohl im öffentlichen Bereich als auch innerhalb der Kundenanlage; (Für den öffentlichen Bereich ist dies durch die jeweiligen Versorgungsunternehmen in jedem Einzelfall gesondert zu bescheinigen.)

⇒ das Anlauf- und Lastübernahmeverhalten;

⇒ die Einhaltung der Betriebsgrenzwerte hinsichtlich Frequenz- und Spannungsregelung, Schieflast, Oberschwingungsgehalt und Funkentstörgrad;

⇒ die gesicherte Abführung der Abwärme im Notstrombetrieb (z. B. Notkühler);

⇒ die Unterdrückung der Abstellfunktion von Störungsmeldungen, die nicht anlagengefährdend sind

⇒ die ständige Betriebsbereitschaft auch in Zeiten der Anlagenwartung (dies schließt Ein-Modul-Anlagen im Allgemeinen aus);

⇒ die Unterdrückung von Leistungsanforderungen bei Fernsteuerung (Spitzenlastanforderung).

 



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