Feldsteuergerät REC670 Vorkonfiguriert Produktdatenblatt€¦ · Feldsteuergerät REC670 1MRK 511...

Relion® 670 Serie

Feldsteuergerät REC670VorkonfiguriertProduktdatenblatt

Inhaltsverzeichnis

1. Anwendung....................................................................3

2. Nutzbare Funktionen......................................................4

3. Differentialschutz............................................................9

4. Stromschutz...................................................................9

5. Spannungsschutz.........................................................12

6. Frequenzschutz............................................................12

7. Multifunktionsschutz.....................................................13

8. Sekundärsystem-Überwachung...................................13

9. Steuerung....................................................................13

10. Signalvergleichsschutz................................................15

11. Logik...........................................................................16

12. Überwachung..............................................................17

13. Messung.....................................................................19

14. Grundfunktionen des IED............................................19

15. Mensch-Maschine-Schnittstelle...................................19

16. Stationskommunikation ..............................................20

17. Kommunikation zur Gegenseite...................................20

18. Beschreibung der Hardware........................................21

19. Anschlussdiagramme..................................................24

20. Technische Daten.......................................................31

21. Bestellung...................................................................74

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Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2

2 ABB

1. AnwendungREC670 wird zur Steuerung, zum Schutz und zurÜberwachung verschiedener Ausführungen von Feldern inHochspannungsnetzen verwendet. Das IED eignet sichbesonders für Anwendungen in Steuer-IEDs in allen Feldernmit hohen Anforderungen an die Zuverlässigkeit. Das IEDkann in Hoch- und Höchstspannungsnetzen eingesetztwerden. Es eignet sich für die Steuerung von sämtlichenGeräten in allen Arten von Schaltanlagen.

Es erfolgt eine Fernsteuerung (SCADA/Station) über denKommunikationsbus oder von dem lokalen HMI aus.Verschiedene Steuerkonfigurationen können verwendetwerden, z.B. kann ein Steuer-IED oder es kann ein IED fürmehrere Felder gemeinsam verwendet werden. Für allegängigen Arten von Schaltanlagen stehenVerriegelungsmodule zur Verfügung. Die Steuerung basiertauf dem Prinzip "Auswahl vor Ausführung", um einehöchstmögliche Sicherheit zu erzielen. Für dieEinschaltsteuerung des Leistungsschalters steht eineSynchrocheckfunktion zur Verfügung. Es steht auch eineSynchronisierungsfunktion, mit der Leistungsschalter inAsynchronnetzen zum richtigen Zeitpunkt geschlossenwerden, zur Verfügung.

Eine Anzahl von Schutzfunktionen steht zur Verfügung,welche Flexibilität im Betrieb für verschiedene Stationstypenund Sammelschienen-Anordnungen bietet. DieWiedereinschaltautomatik (für ein- bzw. dreipoligesWiedereinschalten ) umfasst Prioritätskreise fürMehrschalteranordnungen. Sie arbeitet mit der Synchrocheck-Funktion mit schnellem oder verzögertem Wiedereinschaltenzusammen. Es sind mehrereSchalterversagerschutzfunktionen inkludiert, um eineSchutzfunktion zu bieten, die von den Schutz-IED unabhängigist, auch für eine kompletten Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung.

Unverzögerter schneller Leiter-Überstrom- und Erdfehler-Schutz, vierstufig gerichteter bzw. ungerichteter verzögerterLeiter-Überstrom und Erdfehlerschutz, thermische Überlast-und zweistufige Unter- und Überspannungsfunktionen sindBeispiele für die verfügbaren Funktionen, die es dem Nutzerermöglichen, alle Anwendungsanforderungen zu erfüllen.

Das REC670 verfügt über sechs Leiter-Überstrom-,Erdfehler-, Wiedereinschalt- und Messfunktionen. Zusammen

mit dem Multi-Display-HMI ist ein Einsatz als Schutz fürmehrere Einspeisungen und als Steuergerät für Verteilerbussemöglich.

Die Stördatenaufzeichnung und der Fehlerorter können für dieunabhängige Fehleranalyse nach Störungen im Netz und beieinzelnen Ausfällen des Schutzsystems genutzt werden.

6 x 32 Zweirichtungs-Kanäle für Fernauslösung undBinärsignalübertragung stehen in jeder integriertenKommunikationskarte für die Kommunikation zwischenausgewählten IEDs innerhalb der Station oder in einernahegelegenen Station zur Verfügung.

Die programmierbare Logikfunktion, bei welcher dieBenutzerlogik mit einem grafischen Tool erstellt wird,ermöglicht besondere Anwendungen wie automatischesÖffnen von Trennschaltern in Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen, Schließen von Leistungsschaltern in Ring-Sammelschienen, Lastumschaltungslogik usw. Dasgraphische Konfigurations-Tool sorgt dafür, dassÜberprüfungen und Inbetriebnahmen einfach und schnelldurchgeführt werden können.

Für die folgenden Anwendungen sind drei Ausführungendefiniert worden:

• Einfachleistungsschalteranordnung (A30) (für Einfach-oder Doppelsammelschienenanordnung)

• Doppelleistungsschalteranordnung (B30)• Eineinhalb-Leistungsschalter- Anordnung für eine

vollständige Abdeckung (C30)

Die optionalen Funktionen sind nicht konfiguriert. Imgrafischen Konfigurations-Tool steht aber eineMaximalkonfiguration mit allen optionalen Funktionen alsVorlage zur Verfügung.Die Schnittstellen zu den Analog- undBinär-E/A können mit Hilfe des Einstellungswerkzeugeskonfiguriert werden, ohne dass Änderungen der Konfigurationvorgenommen werden müssen. Analog- und Steuerkreisesind vordefiniert. Weitere Signale sind je nach Bedarf auf dieeinzelnen Anwendungen anzuwenden. Die Hauptunterschiedezwischen den oben angeführten Paketen sind in denVerriegelungsmodulen und der Anzahl der zu steuerndenGeräte zu sehen.

Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2 Herausgegeben: Oktober 2013

Revision: B

ABB 3

2. Nutzbare Funktionen

Hauptschutzfunktionen

2 = Anzahl der Basisinstanzen3-A03 = in der Ausführung A03 enthaltene, optionale Funktion (siehe Bestelldetails)

IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung

RE

C67

0 (A

30)

RE

C67

0 (B

30)

RE

C67

0 (C

30)

Differentialschutz

HZPDIF 87 1-systemiger Hochimpedanz-Differentialschutz 3-A02 3-A02 6-A07


4 ABB

Reserve-Schutzfunktionen


RE

C67

0 (A

30)

RE

C67

0 (B

30)

RE

C67

0 (C

30)

Stromschutz

PHPIOC 50 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz 1-C31 1-C32 1-C33

OC4PTOC 51_67 Vierstufiger Leiter-Überstromschutz 1-C31 1-C32 1-C33

EFPIOC 50N Unverzögerter Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33

EF4PTOC 51N_67N

Vierstufiger Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33

NS4PTOC 46I2 Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) 1-C31 1-C32 1-C33

SDEPSDE 67N Sensitiver gerichteter Nullstrom- und Nullleistungsschutz 1-C16 1-C16 1-C16

LPTTR 26 Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante 1-C31 1-C32 1-C33

(TRPTTR) 49 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten 1-C31 1-C32 1-C33

CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz 1-C31 1-C32 1-C33

CCRPLD 52PD Polgleichlaufüberwachung 1 2 3

GUPPDUP 37 Gerichteter Unterleistungsschutz 1-C17 1-C17 1-C17

GOPPDOP 32 Gerichteter Überleistungsschutz 1-C17 1-C17 1-C17

BRCPTOC 46 Leiterbrucherkennung 1 1 1

Spannungsschutz:

UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspannungsschutz 2-D02 2-D02 2-D02

OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspannungsschutz 2-D02 2-D02 2-D02

ROV2PTOV 59N Zweistufiger Nullspannungsschutz 2-D02 2-D02 2-D02

VDCPTOV 60 Spannungsdifferentialschutz 2 2 2

LOVPTUV 27 Spannungslosigkeitsüberwachung 1 1 2

Frequenzschutz

SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 6-E01 6-E01 6-E01

SAPTOP 81 Überfrequenzschutz 6-E01 6-E01 6-E01

SAPFRC 81 Frequenzänderungsschutz 6-E01 6-E01 6-E01

Multifunktionsschutz

CVGAPC Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz 4-F01 4-F01 4-F01


ABB 5

Steuerungs- und Überwachungsfunktionen


RE

C67

0 (A

30)

RE

C67

0 (B

30)

RE

C67

0 (C

30)

Steuerung

SESRSYN 25 Synchrocheck, Einschaltprüfung und Synchronisierung 1 2 3

SMBRREC 79 Automatische Wiedereinschaltung 1-H04 2-H05 3-H06

APC8 3 Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 8 Schalter (davon 1 Leistungs‐schalter) einschl. Verriegelung

1

APC15 3 Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 15 Schalter (davon 2 Leis‐tungsschalter) einschl. Verriegelung

1

APC30 3 Schaltgerätesteuerung für bis zu 6 Felder, max. 30 Schalter (davon 6 Leistungs‐schalter) einschl. Verriegelung

1

QCBAY Schaltgerätesteuerung 1 1 1

OrtFern

Handhabung der LR-Schalterpositionen 1 1 1

LocRemSteuerung

Verwaltung Schalthoheit Lokalsteuerung 1 1 1

TR1ATCC 90 Automatische Spannungskontrolle für Stufenschalter, Einzelsteuerung 1-H11 1-H11 2-H16

TR8ATCC 90 Automatische Spannungskontrolle für Stufenschalter, Parallelsteuerung 1-H15 1-H15 2-H18

TCMYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 6 binäre Eingänge 4 4 4

TCLYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 32 binäre Eingänge 4 4 4

SLGGIO Logik-Drehwählschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung 15 15 15

VSGGIO Mini-Wahlschalter 20 20 20

DPGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 16 16 16

SPC8GGIO Einpolige Einzelsteuerung, 8 Signale 5 5 5

Automation Bit AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 3 3 3

Einzelbefehl, 16 Signale 4 4 4

VCTRSend Horizontale Kommunikation über GOOSE für VCTR 7 7 7

VCTREmpfangen

Horizontale Kommunikation über GOOSE für VCTR 1 1 1

Sekundärsystem-Überwachung

CCSRDIF 87 Stromwandlerkreis-Überwachung 1 2 3

SDDRFUF Spannungswandlerkreis-Überwachung 3 3 3

Logik

SMPPTRC 94 Auslöselogik 2 3 3

TMAGGIO Auslösematrixlogik 12 12 12

Konfiguration logische Funktionen 40-280 40-280 40-280

Konfiguration Q/T-Logikblöcke

Erweiterung Logikpakete


6 ABB


RE

C67

0 (A

30)

RE

C67

0 (B

30)

RE

C67

0 (C

30)

Funktionsblöcke für feste Signale 1 1 1

B16I Umwandlung von Boolescher 16 zu Integer 16 16 16

B16IFCVI Umwandlung von Boolesch 16 in Ganzzahl mit Darstellung logischer Knoten 16 16 16

IB16 Umwandlung von Integer zu Boolescher 16 16 16 16

IB16FVCB Umwandlung von Ganzzahl zu Boolescher 16 mit logischer Knotendarstellung 16 16 16

Überwachung

CVMMXN Messungen 6 6 6

CNTGGIO Ereigniszähler 5 5 5

Ereignis Ereignisfunktion 20 20 20

DRPRDRE Störbericht 1 1 1

SPGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 64 64 64

SP16GGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen, 16 Eingänge 16 16 16

MVGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 24 24 24

BSStartSchrieb

Logik-Signalstatusbericht 3 3 3

RANGE_XP Messwert-Expansionsblock 66 66 66

LMBRFLO Fehlerorter 1-M01 1-M01 1-M01


ABB 7

Kommunikation


RE

C67

0 (A

30)

RE

C67

0 (B

30)

RE

C67

0 (C

30)

Stationskommunikation

SPA Kommunikationsprotokoll 1 1 1

LON 1 1 1

IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll 20/1 20/1 20/1

Kommunikationsauswahl zwischen SPA und IEC 60870-5-103 für SLM 1 1 1

DNP3.0 für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll 1 1 1

DNP3.0 Störungsberichte für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll 1 1 1

Redundante Stations-Bus-Kommunikation IEC 61850-8-1, PRP 1 1 1

Parameter Einstellfunktion für IEC 61850 1 1 1

IntlReceive Horizontale Kommunikation über GOOSE für Verriegelung 59 59 59

Binärsignalempfang für GOOSE 10 10 10

Multiple Befehle und Übertragung 60/10 60/10 60/10

Ethernet-Konfiguration von Links 1 1 1

DUODRV Konfiguration Duo Treiber 1-P01 1-P01 1-P01

Kommunikation zur Gegenseite

Binärsignalübertragung empfangen/senden 6/36 6/36 6/36

Übertragung von Analogdaten vom LDCM 1 1 1

Empfang des Binärstatus vom LDCM der Gegenstelle 6/3/3 6/3/3 6/3/3

Signalvergleichsschutz

ZCPSCH 85 Signalvergleich zur Gegenstation-Logik für Distanz- oder Überstromschutz 1-K01 1-K01 1-K01

ZCRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeislogik (WEI Logik) für Distanzschutz 1-K01 1-K01 1-K01

ZCLCPLAL Lokale Beschleunigungslogik 1-K01 1-K01 1-K01

ECPSCH 85 Logik zum Signalvergleichschutz für Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33

ECRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33


8 ABB

Grundfunktionen des IED

IEC 61850 Funktionsbeschreibung

In allen Produkten enthaltene Grundfunktionen

IntErrorSig Interne Fehlersignale für die Selbstüberwachung 1

TIME Zeit 1

Zeitsynchronisierung Zeitsynchronisierung 1

ActiveGroup Aktive Parametersätze 1

Test Prüfmodus-Funktionalität 1

ChangeLock Änderungssperrfunktion 1

TerminalID IED-Identifikatoren 1

Productinfo Produktinformationen 1

MiscBaseCommon Versch. Basiswerte 1

IEDRuntimeComp IED Laufzeit Kompensation 1

RatedFreq Bemessungsfrequenz des Netzes 1

SMBI Signalmatrix für Binäreingänge 40

SMBO Signalmatrix für Binärausgänge 40

SMMI Signalmatrix für mA-Eingänge 4

SMAI Signalmatrix für Analogeingänge 24

Sum3Ph Dreiphasige Summierungsblockierung 12

LocalHMI Parameter-Einstellfunktion für HMI in PCM600 1

LocalHMI Signale der lokalen HMI 1

AuthStatus Autoritätsstatus 1

AuthorityCheck Autoritätsprüfung 1

AccessFTP FTP-Zugriff mit Passwort 1

SPACommMap SPA Kommunikationszuordnung 1

DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss 1

DOSOEMAB Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss AB 1

DOSOEMCD Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss CD 1

3. Differentialschutz

Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFDer Hochimpedanz-Differentialschutz (HZPDIF) kannverwendet werden, wenn die involvierten Stromwandlerkernedas gleiche Übersetzungsverhältnis und die gleicheMagnetisierungskennlinie haben. Er arbeitet nach dem Prinzipder Stromsummierung direkt an den externen Stromwandlern.Die Schaltungsanordnung mit dem Reihenwiderstand undspannungsabhängigen Widerstand wird extern am IEDangebracht.

HZPDIF kann zum Schutz von T-Feldern oderSammelschienen verwendet werden. Sechs einsystemigeFunktionsblöcke sind verfügbar, um eine Anwendung für denleiterselektiven Schutz von einer Doppelsammelschiene zuermöglichen.

4. Stromschutz

Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOCDie unverzögerte Leiter-Überstrom-Funktion hat eine geringetransiente Überschwingung und kurze Auslösezeit, wodurch


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sie als eine hoch eingestellte Kurzschlussschutzfunktiongenutzt werden kann.

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz OC4PTOCDer vierstufige Leiter-Überstromschutz OC4PTOC verfügtüber eine abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw.definitive Zeitverzögerung, jeweils ohne Abhängigkeitvoneinander für die Stufen 1 und 4. Stufen 2 und 3 sindimmer unabhängig zeitverzögert.

Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenZeitkennlinie stehen alle inversen Zeitverzögerungskennliniennach IEC- und ANSI zur Verfügung.

Die Richtungsfunktion ist mit einem spannungspolarisiertenSpeicher versehen. Die Funktion kann unabhängig von deneinzelnen Stufen als gerichtete bzw. ungerichtete Funktioneingestellt werden.

Individuell kann für jede Stufe eine Blockierungsfunktionbasierend auf der 2. Oberschwingung festgelegt werden.

Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOCDer unverzögerte Erdfehlerschutz (EFPIOC) hat eine geringeEmpfindlichkeit auf transiente Vorgänge und kurzeAuslösezeiten, so dass er als unverzögerter Erdfehlerschutzgenutzt werden kann. Die Reichweite sollte auf weniger als80% der Leitungsstrecke begrenzt werden, wenn dabei dieBedingung gilt, dass die Quellimpedanz der Einspeisung kleinist. EFPIOC kann für die Messung des Erdschlussstroms ausden dreiphasigen Stromeingängen oder für aus einemseparaten Eingang konfiguriert werden. EFPIOC kannblockiert werden, indem der Eingang BLOCK aktiviert wird.

Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOCDie vierstufige Erdfehlerschutzfunktion EF4PTOC verfügt übereine abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw. definitiveZeitverzögerung, die für jede Stufe ohne Abhängigkeitvoneinander einstellbar ist.

Alle zeitverzögerten IEC- und ANSI-Kennlinien sindzusammen mit einer optionalen benutzerdefiniertenCharakteristik verfügbar.

Die gerichtete Funktion beinhaltet 3 Optionen• spannungspolarisiert• strompolarisiert• dual polarisiert

EF4PTOC kann für jede der Stufen unabhängig als gerichtetoder ungerichtet eingestellt werden.

Individuell kann für jede Stufe eine Blockierfunktion basierendauf der 2. Oberschwingung festgelegt werden.

EF4PTOC kann als Hauptschutz für Leiter-Erde-Fehlerverwendet werden.

EF4PTOC kann ebenfalls als Reserveschutz verwendetwerden, z.B. wenn die Hauptschutzeinrichtung aufgrund vonFehlern in der Kommunikation oder im Spannungswandleraußer Betrieb ist.

Die Richtungsauslösung kann mit dem entsprechendenSignalvergleichsverfahren entsprechend der Freigabe- oderder Blockierschaltung kombiniert werden. Die FunktionenStromrichtungsumkehr und Schwacheinspeisung stehenebenfalls zur Verfügung.

EF4PTOC kann für die Messung des Erdfehlerstroms aus dendreiphasigen Stromeingängen oder aus einem separatenEingang konfiguriert werden.

Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOCDer vierstufige Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC hat - für jede Stufe getrennt -eine abhängige bzw. inverse oder eine unabhängige bzw.definite Verzögerung.

Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenKennlinie stehen alle IEC- und ANSI-Zeitverzögerungskennlinien zur Verfügung.

Die Richtungsfunktion ist spannungs-, oder doppelpolarisiert.

NS4PTOC kann unabhängig von den einzelnen Stufen alsgerichteter bzw. ungerichteter Schutz eingestellt werden.

NS4PTOC kann als Hauptschutz bei unsymmetrischenFehlern, Leiter-Leiter-Fehlern, Leiter-Leiter-Erde-Fehlern undLeiter-Erde-Fehlern bzw. Erdfehlern verwendet werden.

NS4PTOC kann verwendet werden, um einen Reserveschutzzu realisieren, wenn der Primärschutz auf Grund einesKommunikations- oder Spannungswandlerausfallsfunktionsunfähig ist.

Die Richtungsauslösung kann mit dem entsprechendenSignalvergleichsverfahren gemäß der Freigabe- oder derBlockierschaltung kombiniert werden. Dabei kann die gleicheLogik wie für Erdfehlerschutz angewandt werden. DieFunktionen Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeisungstehen zur Verfügung.

Empfindlicher gerichteter Erdfehlerschutz undNullleistungsschutz SDEPSDEIn isolierten Netzen oder Netzen mit hochohmiger Erdung istder Erdfehlerstrom deutlich niedriger als dieKurzschlussströme. Weiterhin ist der Betrag desFehlerstromes nahezu unabhängig vom Ort des Fehlers imNetz. Der Schutz kann so ausgewählt werden, dass für dieAuslösegröße auf Grund der vorhandenenLeitererdkapazitäten entweder die Erdfehlerstrom- oder dieNullleistungskomponente 3U0·3I0·cos j genutzt wird. Ebensostehen eine ungerichtete 3I0-Stufe und eine ungerichtete 3U0-Überspannungsauslösestufe zur Verfügung.


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Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante LPTTRDie wachsende Nutzung der Netze an der Grenze derthermischen Belastbarkeit hat zu einem erhöhten Bedarf anthermischem Überlastschutz geführt.

Thermische Überlastungen werden von anderenSchutzfunktionen oftmals nicht erkannt. Mit der Anwendungdes thermischen Überlastschutzes lässt sich das zuschützende Betriebsmittel nah an den thermischen Grenzenbetreiben.

Der thermische Überlastschutz hat eine I2t-Kennlinie miteinstellbarer Zeitkonstante und thermischem Speicher.

Über einen Alarmpegel werden Frühwarnmeldungenausgegeben, die es den Anwendern ermöglichen, schon weitvor dem Auslösen der Leitung Maßnahmen zu ergreifen.

Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTRErreicht die Temperatur eines Leistungstransformators/Generators zu hohe Werte, kann es zu Schaden anBetriebsmitteln kommen: Die Isolierung im Transformator/Generator wird schneller altern. Infolge dessen erhöht sich dieGefahr von internen Leiter-Leiter- bzw. Leiter-Erde-Fehlern.Bei hohen Temperaturen verschlechtert sich die Qualität desTransformator/Generatoröls.

Der thermische Überlastschutz bildet kontinuierlich deninternen Wärmeinhalt des Transformators/Generators(Temperatur) nach. Für diese Bewertung wird einTemperaturmodell mit zwei Zeitkonstanten für denTransformator/Generator genutzt, das auf einerStrommessung basiert.

Es stehen zwei warnende -Pegel zur Verfügung. Auf dieseWeise können Maßnahmen ergriffen werden, bevor dieTemperaturen im Schutzobjekt zu hoch werden. Steigen dieTemperaturen weiter an und erreichen einen Auslösewert,findet eine Auslösung am geschützten Transformator/Generator statt.

Schalterversagerschutz CCRBRFDer Schalterversagerschutz (CCRBRF) gewährleistet eineschnelle Reserveschutzauslösung der umgebendenLeistungsschalter, falls der eigene Leistungsschalter sichnicht öffnet. CCRBRF kann strom- oder kontaktbasiert seinoder eine Kombination dieser beiden Maßnahmen.

Zur Überwachung dient eine Stromfunktion mit extrem kurzerRückfallzeit, um eine hohe Sicherheit gegen ungewolltesAuslösen zu erreichen.

Ein Kontakt-Prüfkriterium kann verwendet werden, wenn derFehlerstrom durch den Leistungsschalter gering ist.

CCRBRF kann entweder ein- oder dreipolig ausgelöstwerden, um die Verwendung von einpoligenAuslösungsanwendungen zu ermöglichen. Für die dreipolige

Version von CCRBRF können die Stromkriterien so eingestelltwerden, dass nur zwei von vier starten, z.B. zwei Leiter oderein Leiter und ein Nullleiter. Dies gibt dem Reserveschutz-Auslösebefehl höhere Sicherheit.

Die Funktion CCRBRF kann als ein- oder dreipoligeAuslösewiederholung des eigenen Leistungsschaltersprogrammiert werden, um ein unnötiges Auslösen derumgebenden Leistungsschalter bei einer fehlerhaftenAuslösung aufgrund von Auslösungen während eines Tests zuverhindern.

Polgleichlaufüberwachung CCRPLDEin offener Leiter kann zu Gegen- und Nullsystemströmeverursachen, die drehende Maschinen thermisch belastenund das unerwünschte Auslösen von Funktionen der Gegen-bzw. Nullstromkomponenten bewirken können.

Zur Korrektur einer solchen Situation wird normalerweise derbetroffene Leistungsschalter ausgelöst. Wenn die Situation andauern sollte, werden dann die umgebendenLeistungsschalter ausgelöst, um die asymmetrischeLastsituation beenden.

Die Polgleichlauf-Funktion CCRPLD löst auf Basis vonInformationen aus, die bei Bedarf von den Hilfskontakten desLeistungsschalters hinsichtlich der drei Pole und zusammenmit zusätzlichen Kriterien vom asymmetrischen Stromeingehen.

Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUPDer gerichtete Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUP kann verwendet werden, wenn ein hoher/niedrigeraktiver, reaktiver oder Scheinleistungs-Schutz oder -Alarmerforderlich ist. Die Funktionen können alternativ auch zurÜberprüfung der Richtung des aktiven bzw. reaktivenEnergieflusses innerhalb des Netzes genutzt werden. Es gibteine Reihe von Anwendungen, bei denen eine solche Funktionerforderlich ist. Hierfür einige Beispiele:

• Erkennung der Richtungsumkehr des Wirkleistungsflusses• Erkennung eines hohen Blindleistungsflusses

Jede Funktion besteht aus zwei Stufen mitstromunabhängiger Verzögerung. Rückfallzeiten für beideSchritte können ebenfalls eingestellt werden.

Leiterbrucherkennung BRCPTOCDer Hauptzweck der Leiterbrucherkennung (BRCPTOC) istdie Erkennung von Leiterunterbrechungen in Freileitungen undKabeln (Serienfehler). Die Erkennung kann zur Alarm- oderLeistungsschalterauslösung verwendet werden.


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5. Spannungsschutz

Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUVUnterspannungen können in elektrischen Übertragungs- undVerteilungsnetzen bei Störungen oder abnormalenBetriebsbedingungen auftreten. Der zweistufigeUnterspannungsschutz (UV2PTUV) kann zum Auslösen desLeistungsschalters, um einen Netzwiederaufbau nach einergroßen Netzstörung vorzubereiten oder als ein Reserveschutzmit Langzeitverzögerung für den Hauptschutz fungieren.

UV2PTUV verfügt über zwei Spannungsstufen, jede mitabhängigen bzw. inversen oder festen Zeitverzögerungen.

Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOVÜberspannungen entstehen im Netz bei abnormalenBetriebsbedingungen, z.B. ein plötzlicher Leistungsabfall,fehlgeschlagene Regulierung des Stufenstellers oder offeneLeitungsenden bei langen Leitungen usw.

Der zweistufige Überspannungsschutz (OV2PTOV) kann alsErkennungsfunktion für offene Leitungsenden verwendetwerden und wird dann mit der gerichtetenLeistungsschutzfunktion kombiniert oder alsSpannungsüberwachung im Netz eingesetzt. Wenn dieFunktion anspricht, bewirkt die Funktion einen Alarm, schaltetDrosselspulen ein oder Kondensatorbanken aus.

OV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Jede davonverfügt über eine abhängige bzw. inverse oder eine definiteZeitverzögerung.

OV2PTOV verfügt über ein hohes Rückfallverhältnis, um eineEinstellung nahe an der Betriebsspannung des Systems zuermöglichen.

Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVVerlagerungsspannungen können im System während Erd-Fehlern entstehen.

Der zweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVberechnet die Verlagerungsspannung von den drei einpoligenSpannungseingangswandlern oder misst sie direkt an einemSpannungseingangswandler, der von einer offenenDreieckswicklung oder einem Sternpunkt-Spannungswandlereingespeist wird.

ROV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Beideverfügen über eine abhängige bzw. inverse oder eineunabhängige Zeitverzögerung.

Die Rückfallverzögerung stellt den Betrieb beiintermittierenden Erdfehlern sicher.

Spannungsdifferenzschutz VDCPTOVEs steht eine Spannungsdifferenzüberwachungsfunktion zurVerfügung. Sie vergleicht die Spannungen aus den beidendreipoligen Sätzen der Spannungswandler und verfügt übereine empfindliche Alarmstufe und eine Auslösestufe.

Spannungslosigkeitsüberwachung LOVPTUVDie Spannungslosigkeitsüberwachung (LOVPTUV) kann inNetzen mit automatischer Funktion für den Netzwiederaufbauverwendet werden. LOVPTUV gibt einen dreipoligenAuslösebefehl an den Leistungsschalter aus, wenn alle dreiLeiter-Erde-Spannungen länger als die vorgegebene Zeitunter den Sollwert sinken und der Leistungsschalter dabeigeschlossen bleibt.

6. Frequenzschutz

Unterfrequenzschutz SAPTUFUnterfrequenzen treten auf, wenn die erzeugte Leistung imNetz nicht ausreicht.

Der Unterfrequenzschutz SAPTUF wird inLastabwurfsystemen, beim Netzwiederaufbau, beimGasturbinenstart usw. eingesetzt.

SAPTUF ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.

Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessungund erfordert zwei Leiter-Leiter- oder drei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. Ausführliche Informationen überden Anschluss analoger Eingänge finden Sie imAnwendungshandbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien

Überfrequenzschutz SAPTOFDie Überfrequenzschutz-Funktion SAPTOF kann überall dortangewendet werden, wo eine zuverlässige Erkennung hoherBetriebsfrequenzen in elektrischen Hochspannungsnetzenerforderlich ist.

Überfrequenzen treten bei plötzlichem Lastabfall oder beiStörungen in Nebenschlussstromkreisen (Shunts) derelektrischen Hochspannungsnetze auf. Störungen an denGeneratorenreglern können in der näheren Umgebung desNetzanschlusspunktes ebenfalls zu Überfrequenzen führen.

SAPTOF kann in Lastabwurfsystemen und Systemen für denNetzwiederaufbau eingesetzt werden. Sie wird auch alsFrequenzstufe zur Lastwiederzuschaltung verwendet.

SAPTOF ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.

Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessungund erfordert zwei Leiter-Leiter- oder drei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. Ausführliche Informationen überden Anschluss analoger Eingänge finden Sie imAnwendungshandbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien


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Frequenzänderungsschutz SAPFRCDie Funktion zum Frequenzänderungsschutz (SAPFRC) lieferteine frühzeitige Anzeige bei einer größeren Störung im Netz.SAPFRC kann in Lastabwurfsystemen und Systemen für denNetzwiederaufbau eingesetzt werden. SAPFRC ist in derLage, zwischen einer positiven oder negativenFrequenzänderung zu unterscheiden.

SAPFRC ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet. Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessung und erfordert zwei Leiter-Leiter- oderdrei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. AusführlicheInformationen zum Anschluss analoger Eingänge finden Sieunter Anwendungs-Handbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien.

7. Multifunktionsschutz

Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPCDer allgemeine Strom- und Spannungsschutz (CVGAPC) kannals Stromgegenkomponentenschutz (Schieflastschutz) zurErkennung unsymmetrischer Situationen verwendet werden,wie z. B. Leiterbruch oder unsymmetrischer Fehler.

CVGAPC kann außerdem eingesetzt werden, um dieLeiterauswahl bei hochohmigen Erdfehlern außerhalb derReichweite des Distanzschutzes an der Übertragungsleitungzu verbessern. Drei Funktionen werden verwendet, die denErdfehlerstrom, die Leiterströme und jede der drei Leiter-Erde-Spannungen messen. Auf diese Weise wird eine Impedanzaus den Lastströmen ermittelt, und dieses Ergebnis wird dannin Verbindung mit der Erkennung des Erdfehlers aus demgerichteten Erdfehlerschutz benutzt.

8. Sekundärsystem-Überwachung

Stromwandlerkreis-Überwachung CCSRDIFOffene oder kurzgeschlossene Stromwandlerwicklungenkönnen ungewollte Auslösungen vieler Schutzfunktionen wiez.B. Differentialschutz-, Erdfehlerschutz- undGegensystemstromschutz-Funktionen (Schieflastschutz) zurFolge haben.

Es muss beachtet werden, dass bei einem offenenStromwandlerkreis die Schutzfunktionen während dieser Zeitblockiert werden müssen und sehr hohe Spannungen imSekundärkreis des Stromwandlers auftreten.

Die Stromwandlerkreis-Überwachungsfunktion (CCSRDIF)vergleicht den Nullstrom aus einem Satz vonStromwandlerkernen mit dem Sternpunktstrom an einemseparaten Eingang aus einem anderen Stromwandlersatz.

Sind die beiden Messgrößen unterschiedlich, ist ein Fehler imStromwandlerkreis vorhanden und sie werden als Alarm oderzur Blockade der Schutzfunktion verwendet, von der erwartetwird, dass sie eine ungewollte Auslösung generieren würde.

Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUFZiel der Spannungswandlerkreis-Überwachung (SDDRFUF) istes, Spannungsmessfunktionen bei Fehlern im Sekundärkreiszwischen dem Spannungswandler und dem Gerät zublockieren, um unerwünschte Überfunktionen zu vermeiden.

Die Überwachungsfunktion für den Sicherungsautomatenfallverfügt im Prinzip über drei verschiedene Algorithmen,basierend auf Gegen- und Nullsystemgrößen und einemzusätzlichen Leiter-Leiter-Spannungs- und Leiter-Leiter-Stromalgorithmus.

Der Gegensystem-Erkennungsalgorithmus wird für Geräteempfohlen, die in isolierten oder hochohmig geerdetenNetzwerken verwendet werden. Er basiert auf dengemessenen Werten des Nullsystems, einem hohenSpannungswert im Gegensystem 3·U2 jedoch ohne das

Vorhandensein des Gegensystemstroms 3·I2.

Der Nullsystemerkennungsalgorithmus wird für Geräteempfohlen, die in niederohmig geerdeten Netzen verwendetwerden. Er basiert auf den gemessenen Werten desNullsystems, eines hohen Spannungswerts 3U0 ohne

Fehlerstrom 3I0.

Zur besseren Anpassung wurde eineBetriebsarteinstellmöglichkeit eingeführt, die es ermöglicht,die Betriebsbedingungen für gegensystem- undnullsystembasierte Funktionen auszuwählen. Die Auswahlverschiedener Betriebsarten ermöglicht die Auswahlverschiedener Interaktionen zwischen dem gegensystem- undnullsystembasierten Algorithmus.

Ein Kriterium, das auf den Differenzstrom- undDifferenzspannungsmessungen basiert, kann dieSpannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion hinzugefügtwerden, um einen dreipoligen Automatenfehler zu erkennen,der in der Praxis eher mit einerSpannungswandlerumschaltung bei Schalthandlungen auftritt.

9. Steuerung

Synchrocheck, Einschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYNDie Synchrocheck-Funktion ermöglicht das Schließenasynchroner Netze zum richtigen Zeitpunkt, unterBerücksichtigung der Schalterschließzeit, wodurch dieNetzstabilität verbessert wird.

Die Funktionen Synchrocheck, Einschaltprüfung undSynchronisierung (SESRSYN) prüft, ob alle Spannungen anbeiden Seiten des Leistungsschalters synchron sind oderstellen bei einer spannungslosen Seite sicher, dass dasSchließen sicher verläuft.

Die Funktion SESRSYN umfasst ein integriertesSpannungsauswahlschema für Anordnungen mit Doppel-


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Sammelschienen und Eineinhalb-Leistungsschalter- oder Ring-Sammelschienen.

Manuelles Einschalten sowie auch automatischesWiedereinschalten kann von dieser Funktion freigegebenwerden und kann über verschiedene Einstellungen verfügen.

Für Systeme, die asynchron laufem, wird eineSynchronisierungsfunktion angeboten. Der hauptsächlicheZweck der Synchronisierungsfunktion besteht darin,kontrolliertes Einschalten von Leistungsschaltern zugewährleisten, wenn zwei asynchrone Systeme miteinanderverbunden werden sollen. Es wird für Frequenzdifferenzesverwendet, die größer sind als solche für den Synchrotestund kleiner als das eingestellte Maximallevel für dieSynchronisierungsfunktion.

Automatische Wiedereinschaltung SMBRRECDie automatische Wiedereinschalt-Funktion (SMBRREC)gestattet schnelles bzw. verzögertes Wiedereinschalten füreinfache oder Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen.

Bis zu fünf Wiedereinschaltversuche können in derParametereinstellung gesetzt werden. Der erste Versuch kannein- bzw. dreipolig entsprechend der Fehlerart ausgeführtwerden.

Für Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen sind Mehrfach-Wiedereinschalt-Funktionen vorhanden. Eine Prioritätsfunktiongestattet, zuerst nur einen Leistungsschalter zu schließen undden zweiten erst dann zu schließen, wenn der Fehler sich alsvorübergehend erwiesen hat.

Jede automatische Wiedereinschalt-Funktion kann sokonfiguriert werden, dass sie mit einer Synchrocheckfunktionzusammenarbeitet.

Schaltgerätesteuerung APCDie Gerätesteuerungsfunktionen werden zur Steuerung undÜberwachung der Leistungsschalter, Trenner undErdungsschalter innerhalb eines Feldes verwendet. DieFunktionsfreigabe wird nach Evaluierung der Bedingungenvon anderen Funktionen wie Verriegelung, Synchrocheck,Bedienerplatzauswahl und externen oder internenBlockierungen gegeben.

Gerätesteuerfunktionen:• Anwendung des Auswahl vor der Ausführung-Prinzips zur

Gewährleistung einer hohen Zuverlässigkeit• Auswahlfunktion zur Verhinderung von gleichzeitigem

Schalten• Auswahl und Überwachung der Schalthoheit• Befehlsüberwachung• Blockieren/entsperren der Steuerung• Blockieren/entsperren der Aktualisierung von

Stellungsanzeigen• Substitution von Stellungsanzeigen• Umgehen von Verriegelungsbedingungen

• Umgehen des Synchrochecks• Schaltspielzähler• Zwischenstellungsunterdrückung

Es können zwei Arten von Befehlsmodellen verwendet werden:• das direkte Modell mit normaler Sicherheit;• das SBO-Modell (Select-Before-Operate bzw. Auswahl vor

der Ausführung) mit erweiterter Sicherheit.

Bei normalen Sicherheitseinstellungen wird der Befehlverarbeitet und die resultierende Stellung wird nichtüberwacht. Bei erweiterten Sicherheitseinstellungen wird derBefehl verarbeitet und die resultierende Stellung wirdüberwacht.

Normale Sicherheit bedeutet, dass nur der Befehlausgewertet und die resultierende Schaltstellung nichtüberwacht wird. Erweiterte Sicherheitseinstellungen bedeutet,dass der Befehl über eine zusätzliche Überwachung desStatuswerts des Kontrollobjekts ausgewertet wird. DieBefehlssicherheit mit erweiterten Sicherheitseinstellungenwird mit einer Stammfunktion für den DienstCommandTermination immer beendet.

Bei entsprechender Definition kann der Steuerungsbetriebvon der lokalen HMI aus unter der Berechtigungskontrolleausgeführt werden.

VerriegelungDie Verriegelungsfunktion dient der Blockierung derMöglichkeit des Schaltens von primären Schaltgeräten - wennsich beispielsweise ein Trenner unter Last befindet, umSachschäden und/oder zufällige Körperverletzungen zuverhindern.

Für alle Gerätesteuerungsfunktionen gibt esVerriegelungsmodule für verschiedene Schaltfelder, wobeijede Funktion die Verriegelung eines Feldes bewerkstelligt.Die Verriegelungsfunktion ist auf jedes IED verteilt und nichtvon einer zentralen Funktion abhängig. Für die stationsweiteVerriegelung kommunizieren die IED über den Stationsbus(IEC 61850-8-1) oder mittels der Nutzung vonfestverdrahteten Binärein-/ausgängen. DieVerriegelungsbedingungen sind von derSchaltanlagenanordnung und den zu einem beliebigenZeitpunkt gegebenen Gerätepositionsstatus abhängig.

Zur einfachen und sicheren Implementierung derVerriegelungsfunktion wird das IED mit standardisierten undgeprüften Software-Verriegelungsmodulen geliefert, die eineLogik für die Verriegelungsbedingungen enthalten. Um denkonkreten Anwender-Bedürfnissen gerecht werden zukönnen, lassen sich die Verriegelungsbedingungen durchHinzufügung einer mit dem Grafik-Konfigurations-Toolkonfigurierbaren Logik verändern.


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Spannungsregelung TR1ATCC, TR8ATCC, TCMYLTC undTCLYLTCDie Spannungsregelungs-Funktionen, automatischeSpannungsregelung für den Stufensteller, EinzelregelungTR1ATCC, Automatische Spannungsregelung für denStufensteller, Parallelregelung TR8ATCC und undStufenstellerregelung und -überwachung, 6 BinäreingängeTCMYLTC sowie Stufenstellerregelung und -überwachung, 32Binäreingänge TCLYLTC werden eingesetzt, um dieLeistungstransformatoren mit einem motorgetriebenenStufensteller zu regeln. Die Funktionen bieten eineautomatische Spannungsregelung an der Sekundärseite vonTransformatoren oder alternativ an einem weiter entferntenLastpunkt im Netz.

Sowohl die Regelung eines einzelnen Transformators als auchdie Regelung von bis zu acht Transformatoren imParallelbetrieb ist möglich. Für die Parallelsteuerung vonLeistungstransformatoren stehen drei alternative Methodenzur Verfügung: die Master-Follower-Methode, die Kreisstrom-Methode und die Methode der Reaktanzumkehr. Bei denbeiden erstgenannten Methoden ist der Austausch vonInformationen zwischen den parallel geschaltetenTransformatoren erforderlich, was im IEC 61850-8-1vorgesehen ist.

Die Spannungsregelung beinhaltet viele zusätzlicheFunktionen wie beispielsweise die Möglichkeit derVermeidung des gleichzeitigen Auslösens von parallelgeschalteten Transformatoren, die Hot Standby-Regelungeines Transformators in einer Gruppe, mit der er auch dannnoch in eine korrekte Stufenstellung gebracht wird, wenn derLeistungsschalter auf der Unterspannungsseite offen ist, dieKompensation einer möglichen Kondensatorenreihe auf demunterspannungsseitigen Feld eines Transformators, dieumfangreiche Stufenstellerüberwachung, einschließlich desKontaktverschleißes und der Hunting-Erkennung, dieÜberwachung des Stromflusses im Transformator, so dassbeispielsweise die Spannungsregelung bei Stromumkehrblockiert werden kann, usw.

Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGGIODer Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung (SLGGIO) wird verwendet, um eine ähnlicheWahlschalter-Funktion wie die eines Hardware-Wahlschalterszu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imVersorgungsbereich häufig eingesetzt, um verschiedeneFunktionen verfügbar zu haben, die mit voreingestelltenWerten arbeiten. Hardware-Schalter sind jedochwartungsintensiv, weniger verlässlich innerhalb des Systemsund führen zu einem größeren Ersatzteilbedarf. MitLogikwahlschaltern fallen diese Probleme weg.

Mini-Wahlschalter VSGGIODer Funktionsblock des Mini-Wahlschalters VSGGIO ist eineMehrzweckfunktion für eine ganze Reihe von Anwendungenund dient als Allzweckschalter.

Der VSGGIO kann vom Menü oder von einem Symbol aufdem Übersichtsschaltbild (SLD) der lokalen HMI aus gesteuertwerden.

Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GGIODer Funktionsblock "Allgemeiner Einzelbefehl", 8 Signale(SPC8GGIO), ist eine Sammlung von 8 Einzelbefehlen. Aufdiese Weise können einfache Befehle ohne Bestätigung direktan die Relais-Ausgänge gesendet werden. Die Bestätigung(Status) des Ergebnisses der Befehle kann auf anderem Wegeerfolgen, z. B. durch Binäreingänge und SPGGIO-Funktionsblöcke.

Einzelbefehl, 16 SignaleDie Geräte können Befehle von einemStationsleittechniksystem oder vom lokalen HMI erhalten. DerBefehls-Funktionsblock hat Ausgänge, die z.B. zur Steuerungvon Hochspannungsschaltgeräten oder für andere, vomBenutzer festgelegte Funktionen genutzt werden können.

10. Signalvergleichsschutz

Signalvergleichsschutz zur Gegenstation – Logik für Distanz-oder Überstromschutz ZCPSCHUm bei allen Leitungsfehlern eine sofortige Fehlerbeseitigungzu erreichen, ist ein Signalvergleichsverfahren mitÜbertragung binärer Signale vorhanden. Alle Verfahren fürden Vergleichsschutz mit binären Signalübertragung zurGegenstation - wie z. B. Mitnahmeschaltung,Freigabeschaltung, Blockieren, Beschleunigungsschaltung,direkte Mitnahmeschaltung usw. - sind verfügbar.

Das eingebaute Kommunikationsmodul (LDCM) kann für denSignalaustausch zur Gegenstation verwendet werden, wennvorhanden.

Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik fürDistanzschutzfunktion ZCWPSCHDie Stromrichtungsumkehrfunktion soll unerwünschteAuslösungen infolge von Stromrichtungsumkehr bei derNutzung von Signalvergleichschutz nach demFreigabeverfahren mit Überreichweite bei Anwendungen aufParallelleitungen vermeiden, wenn sich die Überreichweitevon den beiden Enden auf der Parallelleitung überlappt.

Die Schwacheinspeiselogik wird in den Fällen genutzt, indenen die Scheinleistung hinter dem Schutz zu niedrig seinkönnte, um den Distanzschutz zu aktivieren. Bei Aktivierungführen das empfangene Signal und die lokalenUnterspannungskriterien sowie die fehlendeRückwartszonenauslösung zu einer unverzögerten Auslösung.


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Das Empfangssignal wird auch als Echo zurückgesendet, umdie Auslösung auf der Sendeseite zu beschleunigen.

Dreileiter- oder leiterbezogene Logiken sind verfügbar.

Lokale Beschleunigungslogik ZCLCPLALUm bei Störungen eine rasche Fehlerbereinigung zuerreichen, kann die lokale Beschleunigungslogik (ZCLCPLAL)genutzt werden. Diese Logik ermöglicht eine rascheFehlerabschaltung bei bestimmten Zuständen, kann abereinen Kommunikationskanal nicht vollständig ersetzen.

Die Logik kann entweder durch die automatischeWiedereinschaltung (Zonenerweiterung) oder durch denVerlust des Laststroms (Lastwegfall-Beschleunigung)gesteuert werden.

Signalvergleichsschutz zur Gegenstation – Logik für Leiter-Überstromschutz ECPSCHUm ein schnelles Ausschalten bei Erdfehlern an dem Teil derLeitung zu erreichen, der nicht durch die unverzögerte Stufedes Distanzschutzes abgedeckt ist, kann hierbei eingerichteter Erdfehlerschutz mit einer Logik für denSignalvergleich unterstützt werden, dieKommunikationskanäle verwendet.

Im Richtungsvergleichsschutz müssen die Informationen derFehlerstromrichtung an das andere Ende der Leitungübertragen werden. Mit dem Richtungsvergleich kann einekurze Auslösezeit des Schutzes, einschließlich derKanalübertragungszeit, erreicht werden. Diese kurzeAuslösezeit ermöglicht eine schnelle automatischeWiedereinschaltung nach der Fehlerbeseitigung.

Das Kommunikationslogik-Modul für den gerichtetenErdfehlerschutz ermöglicht Vergleichsverfahren fürBlockierungen sowie Mitnahme- und Freigabeverfahren. DieLogik kann außerdem durch eine weitere Logik fürSchwacheinspeisung und Stromumkehr, die in der Funktionzum Erdfehlerschutz (ECRWPSCH) enthalten ist, unterstütztwerden.

Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik fürÜberstromschutz ECRWPSCHDie Stromrichtungsumkehr- und Schwacheinspeiselogik fürÜberstromschutz ECRWPSCH ist eine Ergänzung zurSignalvergleichs-Kommunikationslogik für den anderenÜberstromschutz ECPSCH.

Um eine schnelle Fehlerklärung für alle Erdfehler in derLeitung zu erreichen, kann die gerichtete Erdfehler-Schutz-Funktion mit Logik für den Signalvergleich unterstützt werden,die Kommunikationskanäle verwendet.

Die IEDs der 670-Serie sind aus diesem Grund mitKommunikationslogiken für verschiedeneSignalvergleichsverfahren ausgerüstet.

Wenn beide Enden einer Parallelleitung an jeweils gleichenSammelschienen der verschiedenen Stationen angebundensind, können bei Verwendung desSignalvergleichsschutzverfahrens mit Freigabeschaltung(Überreichweite) auf Grund der möglichenStromrichtungsumkehr unselektive Auslösungen auftreten.Diese unerwünschten Auslösungen könnten sich auf dieungestörte Leitung auswirken, wenn der Fehler auf deranderen parallelen Leitung beseitigt wird. Diese fehlendeSicherheit kann zum Totalverlust der Verbindung zwischenden beiden genannten Stationen führen. Um Störungen dieserArt zu vermeiden, kann die Fehlerstrom-Richtungsumkehrlogik (kurzzeitige Blockierungslogik)verwendet werden.

Signalvergleichsschutzverfahren für den Erdfehlerschutzkönnen grundsätzlich nur betrieben werden, wenn der Schutzim IED an der Gegenseite den Fehler richtig erkennen kann.Für die Erkennung ist ein ausreichender minimalerErdfehlerstrom an diesem IED-Einbauort erforderlich. DerFehlerstrom kann auf Grund eines geöffnetenLeistungsschalters oder Nullsystemimpedanz der Einspeisungzu gering sein. Um diese Missstände zu überwinden, wird dieSchwacheinspeiselogik (WEI) verwendet.

11. Logik

Auslöselogik SMPPTRCEin Funktionsblock für die Schutzauslösung wird für jeden inder Auslösung des Fehlers beteiligten Leistungsschalter zurVerfügung gestellt. Er liefert Pulsverlängerung, um einenAuslösepuls von ausreichender Länge sicherzustellen, sowiejede notwendige Funktionalität für die richtigeZusammenarbeit mit automatischenWiedereinschaltfunktionen.

Der Auslösefunktionsblock enthält Funktionen für Folgefehlerund Schalterblockierung.

TMAGGIO - AuslösematrixlogikDie Auslösematrix-Logikfunktion TMAGGIO wird verwendet,um Auslösesignale und andere logische Ausgangssignale anverschiedene Ausgangskontakte am IED weiterzuleiten.

Die Ausgangssignale und die physischen Ausgänge vonTMAGGIO gestatten dem Benutzer, die Signale entsprechendden spezifischen Bedürfnissen der Anwendung an diephysischen Auslöseausgänge anzupassen.

Konfigurierbare logische FunktionsblöckeEine Reihe von Logikblöcken und Zeitgebern stehen demBenutzer für die Anpassung der Konfiguration ananwendungseigene Anforderungen zur Verfügung.

• ODER (OR) Funktionsblock


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• NICHT (INVERTER) Funktionsblöcke, die dieEingangssignale umkehren.

• IMPULSZEITGLIED (PULSETIMER) Dieser Funktionsblockkann z.B. für Impulserweiterungen oder zur Begrenzungdes Ansprechens von Ausgängen verwendet werden.

• GATTER (GATE) Dieser Funktionsblock kann dafürverwendet werden zu bestimmen, ob ein Signal vomEingang an den Ausgang übertragen werden soll oder nicht.

• EXKLUSIVE-ODER (XOR) Funktionsblock

• SCHLEIFENVERZÖGERUNG (LOOPDELAY) DieserFunktionsblock wird verwendet, um ein Ausgangssignal umeinen Ausführungskreis zu verzögern.

• EINSTELLBARES ZEITGLIED (TIMERSET) DieserFunktionsblock hat mit dem Eingangssignal verbundeneansprechwert- und rücksetzverzögerte Ausgänge. DasZeitglied hat eine einstellbare Zeitverzögerung.

• UND (AND) Funktionsblock

• SR-SPEICHER (SRMEMORY) Dieser Funktionsblock ist einFlipflop-Speicher, der einen Ausgang von zwei Eingängensetzen oder zurücksetzen kann. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist. DieSpeichereinstellung, wenn der Ausgang des Blockszurückgesetzt wird oder in den Status nach einemStromausfall zurückkehren soll. Der gesetzte Eingang hatVorrang.

• RS-SPEICHER (RSMEMORY) Dieser Funktionsblock ist einFlipflop-Speicher, der einen Ausgang von zwei Eingängenzurücksetzen oder setzen kann. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist. DieSpeichereinstellung, wenn der Ausgang des Blockszurückgesetzt wird oder in den Status nach einemStromausfall zurückkehren soll. Der zurückgesetzte Einganghat Vorrang.

Erweitertes LogikpaketDas erweiterte Logikblockpaket enthält eine zusätzlicheAuslösematrixlogik und konfigurierbare Logikblöcke.

Funktionsblock für feste SignaleDie Festsignalfunktion (FXDSIGN) erzeugt verschiedenevordefinierte (feste) Signale, die zur Gerätekonfigurationgenutzt werden können, um an ungenutzten Eingängenanderer Funktionsblöcke einen bestimmten Wert/Pegel zuerzwingen oder um eine bestimmte Logik zu erzeugen.

12. Überwachung

Messungen CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQIDie Messfunktionen werden benutzt, um online Informationenaus dem Gerät zu erhalten. Diese Betriebswerte ermöglichendie Online-Anzeige der Informationen auf der lokalen HMI undin der Stationsleittechnik über:

• gemessene Spannungen, Ströme, Frequenz, Wirk-,Blind- und Scheinleistung und Leistungsfaktor,

• primare und sekundäre Zeigergrößen• Mit-, Gegen- und Nullströme und -spannungen,• mA, Eingangsströme• Impulszähler,

Überwachung von mA-EingangssignalenDer Hauptzweck der Funktion ist, Signale von verschiedenenMessumformern zu messen und zu verarbeiten. Viele in derProzesssteuerung verwendeten Einrichtungen stellenverschiedene Parameter wie Frequenz, Temperatur undBatteriegleichspannung als niedrige Stromwerte, gewöhnlichim Bereich 4-20 mA oder 0-20 mA, dar.

Alarmgrenzen können eingestellt und als Schwellwertschalterverwendet werden, z.B. um Auslöse- oder Alarmsignale zuerzeugen.

Die Funktion setzt voraus, dass der IED mit dem mA-Eingangsmodul ausgerüstet ist.

Ereigniszähler CNTGGIODer Ereigniszähler (CNTGGIO) hat sechs Zähler, in denengespeichert wird, wie oft jeder Zählereingang aktiviert wurde.

Stördatenaufzeichnung DRPRDREVollständige und zuverlässige Informationen über Störungenim Primär- bzw. Sekundärsystem sowie eine durchgängigeEreignisprotokollierung sind durch die Funktion"Stördatenbericht" gewährleistet.

Die Stördatenaufzeichnung DRPRDRE, die immer im IEDenthalten ist, erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die am Funktionsblockkonfiguriert sind, d.h. von maximal 40 Analog- und 96Binärsignalen.

Die Stördatenaufzeichnungsfunktion besteht aus mehrerenTeilfunktionen:

• Ereignisliste• Anzeigen• Ereignisaufzeichnung• Auslösewert-Aufzeichnung• Störschreiber• Fehlerorter


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Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität hinsichtlichKonfiguration, der Start-Bedingungen, Aufzeichnungszeitensowie eine große Speicherkapazität gekennzeichnet.

Der Start einer Stördatenaufzeichnung erfolgt überEingangssignale der Funktionsblöcke AxRADR oder BxRBDR.Alle Signale vom Beginn der Vor-Fehler-Zeit bis zum Ende derNach-Fehler-Zeit werden in die Aufzeichnung eingeschlossen.

Jede Stördatenaufzeichnung wird im Standard-Comtrade-Format im IED gesichert. Mehrere aufeinanderfolgendeEreignisse werden in einem Ringspeicher kontinuierlichgesichert. Die lokale HMI wird verwendet, um Informationenüber die Aufzeichnungen zu erhalten. Die Dateien derStördatenaufzeichnung können in das PCM600 geladenwerden, um eine weitergehende Analyse mithilfe desStördatenauswerte-Tools zu ermöglichen.

Ereignisliste DRPRDREEine kontinuierliche Ereignisprotokollierung ist nützlich, umeine Übersicht über die Funktion des Systems zu erhalten.Diese Funktion ist eine Ergänzung spezifischerStörschreiberfunktionen.

Die Ereignisliste protokolliert alle mit derStördatenaufzeichnungsfunktion verbundenenBinäreingangssignale. Die Liste kann bis zu 1000 mitZeitstempel versehene Ereignisse, gesichert in einemRingspeicher, enthalten.

Anzeigen DRPRDREUm schnelle, zusammengefasste und zuverlässigeInformationen über Störungen im Primär- bzw. imSekundärsystem zu bekommen, ist es wichtig, z.B.Binärsignale, die während der Störung den Status geänderthaben, zu kennen. Diese Information wird als Kurzübersichtgenutzt, um Informationen unkompliziert über die LHMI zuerhalten.

Es gibt drei LEDs am LHMI (grün, gelb und rot), dieStatusinformationen über das Gerät und dieStörschreiberfunktion (ausgelöst) anzeigen.

Die Anzeigelistefunktion zeigt alle ausgewählten, mit derStörschreiberfunktion verbundenen Binäreingangssignale, dieden Status während der Störung geändert haben.

Ereignisaufzeichnung DRPRDRESchnelle und vollständige Informationen über Störungen imPrimär- bzw. im Sekundärsystem sind wichtig, z.B. Ereignissemit Zeitstempel, die während einer Störung protokolliertwurden. Diese Informationen werden für verschiedenekurzfristige (z.B. Korrekturmaßnahmen) und langfristigeZwecke (z.B. Funktionsanalyse) verwendet.

Die Ereignisaufzeichnung protokolliert alle ausgewähltenBinäreingangssignale, die mit der Funktion Stördatenberichtverbunden sind. Jede Aufzeichnung kann bis zu 150 miteinem Zeitstempel versehene Ereignisse enthalten.

Die Informationen der Ereignisaufzeichnung stehen für dieStörungen lokal im Gerät zur Verfügung.

Die Informationen der Ereignisaufzeichnung sind festerBestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).

Auslösemesswert-Aufzeichnung DRPRDREInformationen zu den Messwerten vor und während desStörfalles für Ströme und Spannungen sind für dieStörfallanalyse verfügbar.

Die Auslösemesswertaufzeichnung kalkuliert die Werte allergewählten Analogeingangssignale, die mit derStördatenaufzeichnungfunktion verbunden sind. Das Ergebnisist der Betrag und der Phasenwinkel vor und während desFehlers für jedes analoge Eingabesignal.

Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung stehenfür alle Störungen lokal im IED zur Verfügung.

Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung sindintegrierter Bestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).

Störschreiber DRPRDREDie Funktion "Störschreiber" liefert schnelle, vollständige undzuverlässige Informationen über Störungen im Energiesystem.Sie erleichtert das Verstehen des Systemverhaltens undzugehöriger Primär- und Sekundäreinrichtungen während undnach einer Störung. Die aufgezeichneten Informationenwerden für verschiedene kurzfristige (z.B.Korrekturmaßnahmen) und langfristige Zwecke (z.B.Funktionsanalyse) verwendet.

Der Störschreiber erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die mit derStörschreiberfunktion verbunden sind (maximal 40 analogeund 96 binäre Signale). Die Binärsignale sind dieselbenSignale wie die unter der Ereignisaufzeichnungsfunktionverfügbaren.

Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität charakterisiert undnicht von der Auslösung von Schutzfunktionen abhängig. Siekann von den Schutzfunktionen nicht erkannte Störungenaufzeichnen. Bis zu zehn Sekunden verstreichen, bis derAugenblick der Auslösung in der Störungsdatei gespeichertwird.

Die auf die letzten 100 Störungen bezogenen Informationendes Störschreibers werden im IED gespeichert. Die Liste derAufzeichnungen kann über die lokale HMI betrachtet werden.

EreignisfunktionBei Anwendung eines Stations-Automatisierungssystems mitLON- oder SPA-Kommunikation können mit Zeitstempelversehene Ereignisse bei einer Änderung bzw. regelmäßigvom IED zur Stationsebene gesendet werden. DieseEreignisse werden aus beliebigen verfügbaren Signalen imIED, die an den Ereignisfunktion (EVENT) angeschlossen sind,


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erzeugt. Der Ereignisfunktionsblock wird für die LON undSPAkommunikation eingesetzt.

Analog- und Doppelanmeldungen werden auch durch dieEreignisfunktion übertragen.

Generische E/A-Kommunikationsfunktionen SPGGIO gemäßIEC 61850Die generische IEC 61850 E/A Signalübertragungsfunktion(SPGGIO), dient dazu, ein logisches Einzelsignal an andereSysteme oder Geräte in der Schaltanlage zu senden.

Generische E/A-Kommunikationsfunktionen MVGGIO gemäßIEC 61850Die allgemeinen E/A-Kommunikationsfunktionen nach IEC61850 (MVGGIO) werden dazu verwendet, denMomentanwert eines Analogausgangs an andere Systemeoder Ausrüstungsteile innerhalb der Schaltanlage zu senden.Er kann außerdem im gleichen IED verwendet werden, umeinem analogen Wert einen BEREICH-Aspekt zuzuordnen,und um die Messwertüberwachung dieses Wertes zuermöglichen.

Messwert-Expansionsblock RANGE_XPFunktionen zur Strom- und Spannungsmessung (CVMMXN,CMMXU, VMMXU und VNMMXU), Funktionen zursymmetrischen Strom- und Spannungskomponentenmessung(CMSQI und VMSQI) und die generischen IEC 61850Funktionen zur Kommunikations E/A (MVGGIO) sind mit einerMessüberwachungsfunktion ausgestattet. Alle Messwertekönnen mithilfe von vier einstellbaren Grenzwerten überwachtwerden: sehr niedrig, niedrig, hoch und sehr hoch. Messwert-Expansionsblock (RANGE_XP) wurde eingeführt, um dieÜbersetzung der Integer-Ausgangssignale aus denMessfunktionen in fünf Binärsignale zu ermöglichen: untersehr niedrig, unter niedrig, normal, über hoch oder über sehrhoch. Die Ausgangssignale können in der konfigurierbarenLogik oder für den Alarm als Bedingungen verwendet werden.

Fehlerortungsgerät LMBRFLOEine genaue Fehlerortung ist eine wichtige Komponente, umAusfallhäufigkeit nach einem anhaltendem Fehler und/oder,um eine Schwachstelle in der Leitung zu bestimmen.

Die Fehlerortung ist eine Impedanzmessfunktion, mit der dieEntfernung zum Fehler in Prozent, km oder Meilen angegebenwird. Der größte Vorteil ist die hohe Genauigkeit durch dieKompensation der Laststroms.

Der Ausgleich beinhaltet die Einstellung der lokalen undentlegenen Quellen und die Kalkulation der Verteilung vonFehlerströmen von jeder Seite. Die Verteilung von Fehlerstromwird zusammen mit den aufgenommenen Lastströmen (Vor-Fehlerstrom) verwendet, um die Lage des Fehlers exakt zukalkulieren. Der Fehler kann mit neuen Daten der Einspeisungfür den aktuellen Fehler erneut kalkuliert werden, um dieGenauigkeit weiter zu verbessern.

Besonders bei langen, stark belasteten Leitungen (bei denendie Fehlerortung besonders wichtig ist) kann die erweiterteKompensation eine hohe Genauigkeit erzielen, trotz derTatsache, dass die Spannungen auf beiden Seiten einenPhasenwinkelunterschied von 35 - 40 Grad aufweisen können.

13. Messung

Impulszählerlogik PCGGIODie Impulszählerlogik-Funktion (PCGGIO) zählt die externerzeugten binären Impulse, z.B. Impulse von einem externenEnergiezähler, um die Energieverbrauchswerte zu berechnen.Die Impulse werden vom binären Eingangsmodul erfasst unddann vom ausgelesen. Über den Stations-Bus ist einskalierter Messwert verfügbar.Um diese Funktion zu erhalten,muss das spezielle binäre Eingabemodul mit verbesserterPulszähleigenschaft bestellt werden.

Funktion für Energiemessung und BedarfsverarbeitungETPMMTRDie Ergebnisse aus der Messfunktion (CVMMXN) können zurBerechnung der Energie verwendet werden. Aktive undreaktive Energiemengen werden in Import- undExportrichtung berechnet. Werte können gelesen oder alsImpulse generiert werden. Die Funktion bietet auch dieBerechnung des maximalen Leistungsbezuges.

14. Grundfunktionen des IED

ZeitsynchronisationBenutzen Sie den Schalter für die Auswahl derZeitsynchronisierungsquelle, um eine gängige Quelle für denBezug der absoluten Zeit für das IED festzulegen, wenn esBestandteil eines Schutzsystems ist. Dadurch könnenEreignisse und Störungsdaten zwischen allen IEDs in derStationsleittechnik verglichen werden.

15. Mensch-Maschine-Schnittstelle

Mensch-Maschine-SchnittstelleDie lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle (LHMI) ist in Zonenmit verschiedenen Funktionen unterteilt:

• Status-LEDs• Status-LEDs Alarmanzeige-LEDs, bestehend aus 15

LEDs (6 roten und 9 gelben) mit vom Benutzerbeschriftbaren Schildern. Alle LED können mit demPCM600 konfiguriert werden.

• Flüssigkristallanzeige (LCD)• Tastenfeld mit Drucktasten für Steuerungs- und

Navigationszwecke, Schalter für die Auswahl zwischenlokaler Steuerung/Rückstellung und Fernsteuerung/Fernrückstellung

• Isolierter RJ45 Kommunikationsport.


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IEC05000056-LITEN V1 DE

Abb. 1. HMI mit mittelgroßer Grafik, 15 steuerbare Objekte

16. Stationskommunikation

ÜberblickJedes IED ist mit einer Kommunikationsschnittstelleausgestattet, welches ihm ermöglicht, mit einem oder vielenSystemen bzw. Geräten auf Unterstationsebene über denStationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder über denStationsüberwachungs (SM-) Bus zu kommunizieren.

Folgende Kommunikationsprotokoll sind verfügbar:

• IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll• LON-Kommunikationsprotokoll• SPA oder IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll

Theoretisch können verschiedene Protokolle im gleichenGerät vereint werden.

IEC 61850-8-1-KommunikationsprotokollDas Gerät ist mit einzelnen oder doppelten optischenEthernet-Ports an der Rückseite (je nach Bestellung) für dieKommunikation über Stationsbus nach IEC 61850-8-1ausgerüstet. Die Kommunikation gemäß IEC 61850-8-1 istebenfalls über den optischen Ethernet-Port an der Frontseitemöglich. Das IEC 61850-8-1-Protokoll gestattet intelligentenGeräten (IEDs) verschiedener Hersteller denInformationsaustausch und vereinfacht die Systemstruktur.Horizontale Kommunikation gemäß GOOSE ist Teil desStandards. Das Hochladen von Stördaten ist vorgesehen.

LON KommunikationsprotokollVorhandene Stationen mit ABB-Stationsbus LON könnenunter Verwendung der optischen LON-Schnittstelle erweitertwerden. Dies lässt eine volle SA Funktionalität inklusivehorizontaler Kommunikation und Kooperation zwischen denexistierenden ABB IED's und dem neuen IED 670 zu.

SPA KommunikationsprotokollEin einzelner Glas- oder Kunststoffport wird für das ABB SPAProtokoll angeboten. Dies erlaubt einfache Erweiterungen desvorhandenen Automationssystems in der Station, aber dieHauptverwendung liegt im Stationsüberwachungssystembzw. Schaltanlagen-Monitoring System SMS.

IEC 60870-5-103 KommunikationsprotokollEin einfacher Glas- oder Kunststoffport wird für den IEC60870-5-103 Standard angeboten. Dies erlaubt dieErrichtung einfacher Schaltanlagen-Automatisierungssystemeinklusive der Geräte von verschiedenen Herstellern. DasHochladen von Stördaten ist vorgesehen.

DNP3.0 KommunikationsprotokollEin elektrischer RS485 oder ein optischer Ethernet Port sindfür die DNP3.0 Kommunikation verfügbar. DNP3.0 Level 2Kommunikation mit unaufgeforderten Ereignissen,Zeitsynchronisierung und Störfallberichterstattung wird für dieKommunikation mit RTU's, Gateways oder HMI Systemenangeboten.

Multiple Befehle und ÜbertragungWenn Geräte der Serie 670 inStationsautomatisierungssystemen mit LON, SPA oder IEC60870-5-103-Kommunikationsprotokollen eingesetzt werden,werden die Ereignis- und Mehrfachbefehl-Funktionsblöcke alsKommunikationsschnittstelle für vertikale Kommunikation zumStations-HMI und -Gateway und als Schnittstelle für diehorizontale Kommunikation (nur über LON) verwendet.

Konfiguration Duo Treiber DUODRVDurch redundante Stationsbus-Kommunikation ist derDatenaustausch auch dann gewährleistet, wenn einer derKommunikationskanäle aus irgendwelchen Gründen nichtverfügbar sein sollte. Redundante Kommunikation über denStationsbus mit aktivem IEC 61850-8-1 verwendet sowohlPort AB als auch Port CD auf dem OEM-Modul und das IEC62439-PRP Protokoll.

17. Kommunikation zur Gegenseite

Analoge und binäre Singnalübertragung zur GegenstationDrei analoge und acht binäre Signale können zwischen zweiIEDs ausgetauscht werden. Diese Funktionalität wirdhauptsächlich für den Leitungsdifferentialschutz verwendet.Sie kann aber auch in anderen Produkten verwendet werden.Ein IED kann mit bis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.


20 ABB

Binärer Signaltransfer zur Gegenstation, 192 SignaleWenn der Kommunikationskanal nur für den Transfer binärerSignale genutzt wird, können bis zu 192 binäre Signalezwischen den beiden IEDs ausgetauscht werden. ZumBeispiel kann diese Funktionalität verwendet werden, umInformationen wie den Status der primären Schaltgeräte oderMitnahmeschaltungssignale zum IED der Gegenstation zusenden. Ein IED kann mit bis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.

Leitungsdaten-Kommunikationsmodul, Kurz- undMittelbereich LDCMDas Leitungsdaten-Kommunikationsmodul (LDCM) dient zurKommunikation zwischen IEDs, die sich in einem Abstand von<110 km befinden, oder vom Gerät zu einem optoelektrischenWandler mit G.703- oder G.703E1-Schnittstelle, der sich ineinem Abstand von <3 km befindet. Das LDCM-Modul sendetund empfängt Daten an ein anderes bzw. von einem anderenLDCM-Modul. Dabei wird das IEEE/ANSI-Standardformat C37.94 verwendet.

Galvanische Schnittstelle G.703 bzw. G.703E1Der externe galvanische Datenkommunikationskonverter G.703/G.703E1 führt eine optisch-galvanische Übertragung zurVerbindung an einen Multiplexer durch. Diese Einheitenwurden für den 64 kbit/s bzw. 2Mbit/s Betrieb entwickelt. DerKonverter wird mit 19" Rahmenmontagezubehör geliefert.

18. Beschreibung der Hardware

Hardware ModuleStromversorgungsmodul PSMDas Stromversorgungsmodul wird verwendet, um diekorrekten internen Spannungen und die volle Isolierungzwischen dem Gerät und dem Batteriesystem zu liefern. EinAlarmausgang der internen Dauerüberwachung steht zurVerfügung.

Binäres Eingabemodul, BIMDas Binäreingangsmodul verfügt über 16 optisch isolierteEingänge und ist in zwei Versionen erhältlich, eineStandardversion und eine mit verbessertenImpulszählerfähigkeiten bei den Eingängen, die fürImpulszählerfunktion verwendet werden. Die binärenEingänge sind frei programmierbar und können für dieEingabe logischer Signale zu allen Funktionen verwendetwerden. Sie können auch in die Stördaten- und dieEreignisaufzeichnungfunktionen integriert werden. Dies bietetumfassende Überwachung und Auswertung des Betriebesdes IED und für alle damit verbundenen elektrischenStromkreise.

Binäres Ausgabemodul, BOMDas binäre Ausgabemodul verfügt über 24 unabhängigeAusgänge und wird als für alle Signalisierungszwecke alsAuslöseausgang eingesetzt.

Statisches Binärausgangsmodul SOMDas statische binäre Ausgangsmodul hat sechs schnellestatische Ausgänge und sechs Relaisausgänge mitWachslerkontakt für die Verwendung in Anwendungen mitHochgeschwindigkeitsanforderungen.

Binäres Ein-/Ausgabemodul, IOMDas binäre Ein-/Ausgangsmodul wird dann eingesetzt, wennnur wenige Ein- und Ausgangskanäle benötigt werden. Die 10Standardausgangskanäle werden als Auslöseausgänge oderzu beliebigen Signalisierungszwecken verwendet. Die beidenschnellen-Signalausgangskanäle werden von Anwendungenverwendet, bei denen es auf eine kurze Ansprechzeitankommt. Acht optisch isolierte binäre Eingänge sorgen fürdie benötigten binären Eingangsinformationen.

mA Eingangsmodul MIMDas Milliampere Eingangsmodul dient als Schnittstelle fürMesswandlersignale im Bereich von 20 bis +20 mA, zumBeispiel von Laststufensteller-Positions-, Temperatur- undDruck-Signalgebern. Das Modul verfügt über sechsunabhängige, galvanisch getrennte Kanäle.

Optisches Ethernet-Modul OEMDas optische Fast-Ethernet-Modul wird zur Verbindung einesGeräts mit den Kommunikationsbussen (z. B. demStationsbus) verwendet, welches das IEC 61850-8-1-Protokoll nutzt (-Anschluss A, B). Das Modul verfügt über eineoder zwei optische Schnittstellen mit ST-Anschlüssen.

Serielle und LON Kommunikationsmodule SLM, unterstützenSPA/IEC 60870-5-103, LON und DNP 3.0Das serielle und LON Kommunikationsmodul (SLM) wird fürdie Kommunikation über SPA, IEC 60870-5-103, DNP3 undLON verwendet. Das Modul verfügt über zwei optischeKommunikationsports für Kunststoff/Kunststoff, Kunststoff/Glas oder Glas/Glas. Ein Port wird für die serielleKommunikation verwendet (SPA, IEC 60870-5-103 und DNP3Port oder dedizierter IEC 60870-5-103 Port, abhängig vombestellten SLM Modul) und einer ist ausschließlich der LONKommunikation vorbehalten.

Leitungsdaten-Kommunikationsmodul LDCMJedes Modul besitzt eine optische Schnittstelle für jedeGegenseite, mit dem das Gerät kommuniziert.

Alternative Karten für Mittelbereich (1310 nm Monomode-Faser) und Kurzbereich (850 nm Multimode) erhältlich.

Galvanisches serielles RS485 KommunikationsmodulDas galvanische Kommunikationsmodul RS485 wird zurDNP3.0-Kommunikation eingesetzt. Das Modul ist mit einemRS485-Kommunikationsport ausgestattet. Das RS485 ist einsymmetrisches serielles Kommunikationsmodul, das


ABB 21

wahlweise mit Zweidraht- oder Vierdrahtkommunikationverwendet werden kann. Bei der Zweidrahtkommunikationwird dasselbe Signal für RX und TX verwendet. Es liegt eineMehrpunktkommunikation ohne festgeschalteten Master oderSlave vor. Bei dieser Variante muss die Ausgabe jedochgesteuert werden. Bei der Vierdrahtkommunikation liegengesonderte Signale für die RX- und TX-Mehrpunktkommunikation mit einem festgeschalteten Mastervor, die übrigen sind Slaves. In diesem Fall wird keinspezielles Steuersignal benötigt.

GPS-Zeitsynchronisierungsmodul GTMDieses Modul beinhaltet einen GPS-Empfänger für dieZeitsynchronisation. Das GPS-Modul verfügt über einen SMA-Kontakt zum Anschluss an eine Antenne. Es beinhaltet aucheinen optischen PPS ST-Steckerausgang.

IRIG-B ZeitsynchronisierungsmodulDas IRIG-B Zeitsynchronisierungsmodul wird zur genauenZeitsynchronisierung der Stationsuhr des IED verwendet.

Unterstützung für elektrische (BNC) und optische Verbindung(ST) für 0XX und 12X IRIG-B Unterstützung.

Transformatoreingangsmodul TRMDas Transformatoreingangsmodul dient zur galvanischenTrennung und Wandlung der von den Messtransformatorenerzeugten Sekundärströme und -spannungen. Das Modulverfügt über 12 Eingänge in unterschiedlichen Kombinationenaus Strom- und Spannungseingängen.

Es können auch alternative Anschlüsse wie Ringklemmen-oder Schraubklemmentyps bestellt werden.

Hochohmige WiderstandseinheitDie hochohmige Widerstandseinheit, mit Widerständen für dieEinstellung des Ansprechwerts und einemspannungsabhängigen Widerstand, ist als einphasige unddreiphasige Einheit verfügbar. Beide sind auf einer 1/1 19 Zoll-Geräteplatte mit Druckklemmen montiert.

Anordnung und AbmessungenAbmessungen

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 DE

Abb. 2. 1/2 x 19” Gehäuse mit rückseitiger Abdeckung


22 ABB

xx05000004.vsdIEC05000004 V1 DE

Abb. 3. Reihenmontage

Gehäusegröße A B C D E F

6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7

6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 201.1 242.1 252.9 318.0

6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3

(mm)

MontagealternativenFolgende Befestigungsalternativen (IP 40-Schutz an derVorderseite) sind lieferbar:

• 19”-Rahmenmontageset• Montagesatz mit Ausschnittmaßen:

– 1/2 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 210,1 mm (Breite)– 3/4 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 322,4 mm (Breite)– 1/1 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 434,7 mm (Breite)

• Wandmontagesatz

Einzelheiten über lieferbare Befestigungsalternativen sieheBestellung.


ABB 23

19. Anschlussdiagramme

Tabelle 1. Bezeichnungen für 1/2 x 19” Gehäuse mit 1 TRM Einschub

1MRK002801-AC-2-670-1.2-PG V1 EN

Modul Hintere Positionen

PSM X11

BIM, BOM, SOM, IOModer MIM

X31 und X32 usw. bis X51und X52

SLM X301:A, B, C, D

LDCM, IRIG-B oder RS485 X302

LDCM oder RS485 X303

OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485 oder GTM X312, 313

TRM X401


1MRK002801-AC-3-670-1.2-PG V1 EN

Module Rear Positions

PSM X11


X31 und X32 usw. bisX101 und X102

SLM X301:A, B, C, D

LDCM, IRIG-B oderRS485

X302


OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485 oder GTM X312, X313

TRM X401


24 ABB

Tabelle 3. Bezeichnungen für 3/4 x 19” Gehäuse mit 2 TRM Einschüben

1MRK002801-AC-4-670-1.2-PG V1 EN


PSM X11


X31 und X32 usw. bis X71 undX72

SLM X301:A, B, C, D

LDCM, IRIG-B oderRS485

X302


OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485 oder GTM X312, X313, X322, X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411


1MRK002801-AC-5-670-1.2-PG V1 EN


PSM X11

BIM, BOM, SOM,IOM oder MIM


SLM X301:A, B, C, D

LDCM, IRIG-Boder RS485

X302

LDCM oderRS485

X303

OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485oder GTM

X312, X313

TRM X401


ABB 25

Tabelle 5. Bezeichnungen für 1/1 x 19” Gehäuse mit 2 TRM Einschüben

1MRK002801-AC-6-670-1.2-PG V1 EN


PSM X11

BIM, BOM, SOM,IOM oder MIM


SLM X301:A, B, C, D

LDCM, IRIG-Boder RS485

X302

LDCM oderRS485

X303

OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485oder GTM

X312, X313, X322, X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411


26 ABB

1MRK002801-AC-10-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 4. Transformatoreingangsmodul (TRM)

Zeigt die Bezugspolarität an

Strom-/Spannungswandler-Eingangsbezeichnung gemäß Abbildung 4

Stro

m-/S

pann

ungs

-Ko

nfig

urat

ion

(50/

60 H

z)

AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12

12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A9I+3U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V9I+3U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V5I, 1A+4I, 5A+3U 1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V7I+5U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V7I+5U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I, 5A+1I, 1A+5U 5A 5A 5A 5A 5A 5A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V3I, 5A+4I, 1A+5U 5A 5A 5A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V3IM, 1A+4IP, 1A+5U 1AM

*)1AM*)

1AM*)

1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V

3IM, 5A+4IP, 5A+5U 5AM*)

5AM*)

5AM*)

5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V

6I+6U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I+6U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V3I, 5A+3I, 1A+6U 5 A 5 A 5 A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -*) Messung

Die interne Polarität kann durch Einstellen der Neutralrichtung am Analogeingang des Stromwandlers bzw. der SMAI-Funktionsblöcke für dieVorverarbeitung geändert werden.


ABB 27

1MRK002801-AC-11-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 5. Binäreingangsmodul (BIM). Eingangskontaktmit der Bezeichnung XA entspricht der hint-eren Stellung X31, X41, usw. Der Eingangs-kontakt mit der Bezeichnung XB entsprichtder hinteren Position X32, X42, usw.

1MRK002801-AC-15-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 6. mA Eingangsmodul (MIM)

SPA/IEC 60870-5-103 und DNP,

ST-Anschluss für Glasfaser.

HFBR Snap-In-Anschluss

für Kunststoff wie bestellt

LON, ST-Anschluss für

Glasfaser. HFBR Snap-In-

Anschluss für Kunststoff

wie bestellt

Siehe Option

IEC 61850-8-1, ST-Anschluss

IEC 61850-8-1 oder

IEC 61850-9-2LE, ST-Anschluss

Siehe Option

Siehe Option

Nicht verwendet

Ethernet, RJ45-Anschluss

Option

BNC-Anschluss

ST-Anschluss

Klemmenblock

ST-Anschluss

FC-Anschluss

15-poliger Stecker

micro D-sub

Klemmenblock

SMA-Anschluss

ST-Anschluss

Hinweis) RS485-Eingang/Ausgang aus Ferrit.

Alle Leiter verwenden einen gemeinsamen Ferrit

Ziel entspricht dem Modul

Modul Klemme

Nicht verw.Nicht verwendet

Hinweis)

1MRK002801-AC-8-670-1.2-PG V1 DE

Abb. 7. IED mit Basisfunktion und Kommunikationsschnittstellen


28 ABB

Stromversorgungsmodul

Bereit

Fehler

Interner Fehler

Schutzerde muss angeschlossen sein

1MRK002801-AC-7-670-1.2-PG V1 DE

Abb. 8. Stromversorgungsmodul (PSM)

BinärausgangsmodulOrt= PN

Konfiguration

1MRK002801-AC-12-670-1.2-PG V1 DE

Abb. 9. Binärausgangsmodul (BOM). Ausgangskontakt mit der Bezeichnung XA entspricht der hinteren Stellung X31, X41, usw. Der Aus-gangskontakt mit der Bezeichnung XB entspricht der hinteren Position X32, X42, usw.


ABB 29

1MRK002801-AC-13-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 10. Statisches Ausgangsmodul (SOM)

1MRK002801-AC-14-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 11. Binär-Ein-/Ausgangsmodul (IOM). Eingangskontakt mit der Bezeichnung XA entspricht der hinteren Stellung X31, X41, usw. DerAusgangskontakt mit der Bezeichnung XB entspricht der hinteren Position X32, X42, usw.


30 ABB

20. Technische Daten

Allgemeines

Begriffsbestimmungen

Referenzwert Der spezifizierte Wert eines Einflussfaktors, auf welchen sich die Eigenschaften des Gerätes beziehen.

Bemessungsbereich Der Wertebereich einer Einflussgröße (eines Faktors), innerhalb welcher das Gerät die festgelegten Anforderungen unterden spezifizierten Bedingungen erfüllt.

Arbeitsbereich Der Wertebereich einer vorgegebenen Eingangsgrösse unter denen das Gerät unter bestimmten Bedingungen in der La‐ge ist, seine vorgesehenen Funktionen laut den festgelegten Anforderungen zu erfüllen.

TRM - Eingangsgrößen, Bemessungs- und GrenzwerteAnaloge Eingänge

Tabelle 6. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte für Schutztransformatormodule

Menge Bemessungswert Bemessungsbereich

Strom Ir = 1 oder 5 A (0.2-40) × Ir

Arbeitsbereich (0-100) x Ir

Zulässige Überlast 4 × Ir cont.100 × Ir für 1 s *)

Bürde < 150 mVA bei Ir = 5 A< 20 mVA bei Ir = 1 A

Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V

Arbeitsbereich (0-340) V

Zulässige Überlast 420 V andauernd450 V 10 s

Bürde < 20 mVA bei 110 V

Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%

*) max. 350 A für 1 s, wenn COMBITEST-Prüfschalter enthalten ist.


ABB 31

Tabelle 7. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte für Messtransformatormodule


Strom Ir = 1 oder 5 A (0-1.8) × Irbei Ir = 1 A(0-1.6) × Irbei Ir = 5 A

Zulässige Überlast 1.1 × Ir andauernd1.8 × Ir für 30 Min bei Ir = 1 A1.6 × Ir für 30 Min bei Ir = 5 A

Bürde < 350 mVA bei Ir = 5 A< 200 mVA bei Ir = 1 A

Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V

Arbeitsbereich (0-340) V

Zulässige Überlast 420 V andauernd450 V 10 s

Bürde < 20 mVA bei 110 V

Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%

Tabelle 8. MIM - mA-Eingangsmodul

Menge: Bemessungswert: Bemessungsbereich:

Eingangsbereich Rin = 194 Ohm 0-5, 0-10, 0-20, 4-20mA

- Eingangswiderstand0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

-

Stromverbrauchjedes mA-Moduljeder mA Eingang

£2 W£ 0.1 W

-

Tabelle 9. OEM - Optisches-Ethernet-Modul

Menge Bemessungswert

Anzahl Kanäle 1 oder 2

Standard IEEE 802.3u 100BASE-FX

Fasertyp 62.5/125 mm Multimodalfaser

Wellenlänge 1300 nm

Optischer Anschluss Typ ST

Kommunikationsgeschwindigkeit Schnelles Ethernet 100 MB

DC Hilfsspannung

Tabelle 10. PSM -Stromversorgungsmodul


Hilfs-Gleichspannung, EL (Eingang) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V

EL ± 20 %EL ± 20 %

Stromverbrauch 50 W typischerweise -

Einaschaltpitze der Hilfsspannungsversorgung < 5 A über 0.1 s -


32 ABB

Binäre Ein-/Ausgänge

Tabelle 11. BIM - Binäreingangsmodul


Binäre Eingänge 16 -

Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %

Stromverbrauch24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang

-

Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -

Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz

Tabelle 12. BIM - Binäreingangsmodul mit erweiterten Impulszählerfähigkeiten




RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %



-

Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -

Symmetrische Zählereingangsfrequenz max. 40 Impulse/s -

Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz

Tabelle 13. IOM- Binäres Ein-/Ausgangsmodul




RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %



-


ABB 33

Tabelle 14. IOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)

Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais Schnelle Signalrelais (paralle-les Reed-Relais)

Binärausgänge 10 2

Max. Systemspannung 250 V AC, DC 250 V AC, DC

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms 800 V DC

StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s

8 A10 A

8 A10 A

Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0.2 s1.0 s

30 A10 A

0.4 A0.4 A

Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos φ >0.4 250 V/8.0 A 250 V/8.0 A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

Maximale kapazitive Last - 10 nF

Tabelle 15. SOM - Statisches Ausgangsmodul (Referenzstandard: IEC 61810-2): Statische Binärausgänge

Funktion oder Menge Statische Auslöse-Binärausgänge

Bemessungsspannung 48 - 60 VDC 110 - 250 VDC

Anzahl der Ausgänge 6 6

Offener Impedanzstatus ~300 kΩ ~810 kΩ

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min Keine galvanische Trennung Keine galvanische Trennung

Strombelastbarkeit:

kontinuierlich 5A 5A

1,0 s 10A 10A

Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitivenLast von 0,2 μF:

0,2 s 30A 30A

1,0 s 10A 10A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤40 ms

48V/1A 110V/0,4A

60V/0,75A 125V/0,35A

220V/0,2A

250V/0,15A

Schaltzeit <1 ms <1 ms


34 ABB

Tabelle 16. SOM, Statisches Ausgangsmodul - Daten (Referenzstandard: IEC 61810-2): Elektromechanische Relaisausgänge

Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais

Max. Systemspannung 250V AC/DC

Anzahl der Ausgänge 6

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min 1000V rms

Strombelastbarkeit:

kontinuierlich 8A

1,0 s 10A

Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitiven Last von 0,2 μF:

0,2 s 30A

1,0 s 10A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤ 40 ms 48V/1A

110V/0,4A

125V/0,35A

220V/0,2A

250V/0,15A

Tabelle 17. BOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)

Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais

Binärausgänge 24

Max. Systemspannung 250 V AC, DC

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms

StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s

8 A10 A

Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0,2 s1,0 s

30 A10 A

Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos j>0,4 250 V/8,0 A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Einflussfaktoren

Tabelle 18. Einfluss von Temperatur und Luftfeuchte

Parameter Referenzwert Bemessungsbereich Einfluss

Umgebungstemperatur, Arbeits‐wert

+20 °C -10 °C bis +55 °C 0,02 %/°C

Relative LuftfeuchteArbeitsbereich

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Lagerungstemperatur -40 °C bis +70 °C - -


ABB 35

Tabelle 19. Einfluss der Hilfs-Versorgungsgleichspannung auf die Funktionalität während des Betriebs

Abhängigkeit von Referenzwert Innerhalb des Be-messungsbereichs

Einfluss

Welligkeit, in Versorgungsgleichspan‐nungArbeitsbereich

max. 2 %Vollwellengleich‐gerichtet

15 % von EL 0.01% /%

Hilfsspannungs-Abhängigkeit, Arbeits‐wert

± 20 % von EL 0.01% /%

Unterbrechung Hilfsgleichspannung

24-60 V DC ± 20 %90-250 V DC ± 20 %

Unterbrechungsin‐tervall0–50 ms

Keine Wiedereinschaltung

0–∞ s Korrektes Verhalten bei Abschaltung

Wiedereinschal‐tungszeit

<180 s

Tabelle 20. Frequenzeinfluss (Referenzstandard: IEC 60255–1)

Abhängigkeit von Innerhalb des Bemessungsbereichs Einfluss

Frequenzabhängigkeit, Arbeitswert fr ± 2,5 Hz für 50 Hzfr ± 3,0 Hz für 60 Hz

± 1,0 % / Hz

Oberschwingungsabhängigkeit (20 % Anteil) 2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ± 1.0%

Oberschwingungsabhängigkeit für hochohmigen Differentialschutz(10 % Inhalt)

2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ±5.0%


36 ABB

Typentests gemäß den Standards

Tabelle 21. Elektromagnetische Verträglichkeit

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards

1 MHz Störgrößen 2,5 kV IEC 60255-22-1

Immunitätstest für 100 kHz langsam gedämpfte, schwingende Wellen 2,5 kV IEC 61000-4-18, Klasse III

Ring-Wellen-Immunitätstest, 100 kHz 2-4 kV IEC 61000-4-12, Klasse IV

Stoßspannungs-Widerstandstest 2,5 kV, schwingend4,0 kV, schnell transient

IEEE/ANSI C37.90.1

Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung

15 kV Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung

IEC 60255-22-2, Klasse IV IEC 61000-4-2, Klasse IV

Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung

15 kV Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung

IEEE/ANSI C37.90.1

Schnelle transiente Störgrößen 4 kV IEC 60255-22-4, Klasse A

Störfestigkeitsprüfung gegen Stoβspannungen 1-2 kV, 1,2/50 msenergiereich

IEC 60255-22-5

Netzfrequente Störgrößen 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-22-7, Klasse A

Leitungsgeführter Gleichtakt Immunitätstest 15 Hz-150 kHz IEC 61000-4-16, Klasse IV

Magnetfelder mit energietechnischen Frequenzen 1000 A/m, 3 s100 A/m, and.

IEC 61000-4-8, Klasse V

Test für gedämpftes schwingendes Magnetfeld 100 A/m IEC 61000-4-10, Klasse V

Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz

IEC 60255-22-3

Elektromagnetische Felder 35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2

Leitungsgeführte Störgrößen 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-22-6

Gestrahlte Störaussendung 30-1000 MHz IEC 60255-25

Leitungsgeführte Störaussendung 0,15-30 MHz IEC 60255-25

Tabelle 22. Isolierung

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard

Spannungsprüfung 2,0 kV AC, 1 min. IEC 60255-5

Stoßspannungsprüfung 5 kV, 1,2/50 ms, 0,5 J

Isolationswiderstand >100 MW bei 500 VDC


ABB 37

Tabelle 23. Umgebungsbedingungs-Prüfungen

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard

Kälteprüfung Test Ad für 16 h bei -25°C IEC 60068-2-1

Lagerprüfung Test Ad für 16 h bei -40°C IEC 60068-2-1

Trockenhitzeprüfung Test Bd für 16 h bei +70°C IEC 60068-2-2

Stationäre feuchte Wärmeprüfung Test Ca über 4 Tage bei +40 °C und einer Feuchtigkeit von 93 % IEC 60068-2-78

Zyklische feuchte Wärmeprüfung Test Db für 6 Zyklen bei +25 bis +55 °C und einer Feuchtigkeit von 93bis 95 % (1 Zyklus = 24 Stunden)

IEC 60068-2-30

Tabelle 24. CE-Konformität

Test Gemäß

Störfestigkeit EN 50263

Abstrahlung EN 50263

Niederspannungsrichtlinie EN 50178

Tabelle 25. Mechanische Prüfungen

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards

Vibration-Reaktionsprüfung: Klasse II IEC 60255-21-1

Vibration-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-1

Stoßreaktionsprüfung: Klasse II IEC 60255-21-2

Stoß-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-2

Aufprallprüfung Klasse I IEC 60255-21-2

Erdbebensicherheitsprüfung Klasse II IEC 60255-21-3


38 ABB

Differentialschutz

Tabelle 26. Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF

Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit

Ansprechspannung (20-400) VI=U/R

± 1,0 % von Ir

Rückfallverhältnis >95% -

Maximale kontinuierliche Spannung U>Auslöse2/Reihenwiderstand ≤200 W -

Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -

Rückfallzeit 90 ms typischerweise bei 10 bis 0 x Ud -

Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -


ABB 39

Stromschutz

Tabelle 27. Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOC


Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis > 95% -

Ansprechzeit 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -




Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -

Tabelle 28. Vierstufen-Leiter-Überstromschutz OC4PTOC

Funktion Einstellbereich Genauigkeit

Ansprechstrom (1-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1.0% von I bei I > Ir


Freigabestrom für Richtungsver‐gleich

(1-100) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir±1,0 % von I bei I > Inr

Charakteristischer Winkel desRelais (RCA)

(-70.0– -50.0) Grad ± 2.0 Grad

Maximaler Winkel der Vorwärts‐richtung

(40.0–70.0) Grad ± 2.0 Grad

Minimaler Winker der Vorwärts‐richtung

(75.0–90.0) Grad ± 2.0 Grad

Blockierung 2. Oberschwingung (5–100)% von Grundfrequenz ±2.0% von Ir

Unabhängige Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0,5 % ±10 ms

Minimale Auslösezeit (0.000-60.000) s ± 0,5 % ±10 ms

Abhängige Kennlinien, siehe Ta‐belle 92, Tabelle 93 und Tabel‐le 94

19 Kurventypen Siehe Tabelle 92, Tabelle 93 undTabelle 94

Auslösezeit, Anregefunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Anregefunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -


Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -


40 ABB

Tabelle 29. Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC


Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir







Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 10 x Iset -

Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -

Tabelle 30. Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC


Ansprechstrom (1-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir


Freigebestrom für den Richtungs‐vergleich

(1–100) % von lBase ± 1,0 % oder Ir

Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms

Inverse Kennlinien, siehe Tabel‐le 92, Tabelle 93 und Tabelle 94


Stabilisierung bei der zweitenOberschwingung

(5-100) % oder fundamental ± 2,0 % oder Ir

Relais typischer Winkel (-180 to 180) Grad ±2,0 Grad

Minimale polarisierende Span‐nung

(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Minimaler polarisierende Strom (1-30) % von IBase ±0,25% von Ir

Real-Teil der Quellimpedanz auslaufender Polarisation

(0,50-1000,00) W/Leiter -

Imaginär-Teil der Quellimpedanzaus laufender Polarisation

(0,50-3000,00) W/Leiter -

Anregezeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -




ABB 41

Tabelle 31. Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) NS4PTOC


Auslösewert, Gegensystem‐strom, Stufe 1-4

(1-2500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± ± 1,0 % von I bei I > Ir


Zeitglied (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms



Minimaler Auslösestrom für Stufe1 - 4

(1,00 - 10000,00) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I < Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Auslösewert, Gegensystemstromfür Richtungsstabilisierung

(1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Charakteristischer Winkel desRelais

(-180 bis 180) Grad ± 2,0 Grad

Minimale Polarisierungsspan‐nung

(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Minimaler Polarisierungsstrom (2-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Realteil des zur Strompolarisati‐on im Gegensystem verwende‐ten Impedanzwinkels

(0,50-1000,00) W/Leiter -

Imaginärteil des zur Strompolari‐sation im Gegensystem verwen‐deten Impedanzwinkels

(0,50–3000,00) W/Leiter -

Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0.5 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0,5 x Iset -

Kritische Impulsdauer, Anre‐gefunktion

10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Impulsbereichszeit, Anregefunkti‐on

typischerweise 15 ms -

Transiente Überreichweite <10 % bei τ = 100 ms -


42 ABB

Tabelle 32. Empfindlicher gerichteter Erdfehlerstrom- und Leistungsschutz SDEPSDE


Ansprechwert für 3I0·cosj gerich‐teter Erdfehlerüberstrom

(0,25-200,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(2,5-10) mA(10-50) mA

± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA±1,0 mA

Anregezeit für 3I0·3U0 · cosj ge‐richtete Nullleistung

(0,25-200,00) % von SBase Bei niedriger Einstellung:(0,25-5,00) % von SBase

± 1,0 % von Sr bei S £ Sr

± 1,0 % von S bei S > Sr

± 10% des eingestellten Wertes

Ansprechwert für 3I0 und j Erd‐fehlerüberstrom


± 1,0 % von Ir bei £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA±1,0 mA

Ansprechwert für ungerichtetenÜberstrom

(1,00-400,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(10-50) mA

± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ± 1,0 mA

Ansprechwert für ungerichteteErdfehlerüberspannung

(1,00-200,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U£Ur

± 0,5 % von U bei U > Ur

Freigabe Erdfehlerstrom für allegerichteten Modi


± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA± 1,0 mA

Freigabe Nullspannung für allegerichteten Modi

(0,01-200,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U£Ur



Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms



Charakteristischer Winkel desRelais RCA

(-179 bis 180) Grad ± 2,0 Grad

Charakteristischer Winkel desRelais ROA

(0-90) Grad ± 2,0 Grad

Anregezeit, ungerichteter Erdfeh‐lerüberstrom


Rückfallzeit, ungerichteter Erd‐fehlerüberstrom


Anregezeit, Start funktion 150 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Start funktion 50 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -


ABB 43

Tabelle 33. Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante LPTTR


Referenzstrom (0-400) % von IBase ± 1,0 % oder Ir

Referenztemperatur (0-400)°C ± 1.0°C

Auslösezeit:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 DE (Gleichung 1)

I = tatsächlich gemessener StromIp = Laststrom bevor eine Über‐last auftrittIb = Bezugsstrom, IBase

Zeitkonstante t = (0–1000) Minu‐ten

IEC 60255-8, Klasse 5 + 200 ms

Alarmtemperatur (0-200)°C ± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung

Auslösetemperatur (0-400)°C ± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung

Rückfalltemperatur (0-400)°C ± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung

Tabelle 34. Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR


Referenzstrom 1 und 2 (30–250) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Auslösezeit:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø


I = Igemessen

Ip = Strom vor dem Auftreten ei‐ner ÜberlastZeitkonstante τ = (1-500) Minuten

IEC 60255-8, Klasse 5 + 200 ms

Alarmstufe 1 und 2 (50–99)% des Wärmeinhaltsaus‐lösungswertes

± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung

Auslösestrom (50–250) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Rückfalltemperatur (10-95)% der Wärmeinhaltsaus‐lösung

± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung


44 ABB

Tabelle 35. Schalterversagerschutz CCRBRF


Ansprech-Leiterstrom (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis, Leiterstrom > 95% -

Ansprech-Erdfehlerstrom (2-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis, Nullstrom > 95% -

Ansprechwert für Blockierung der LS-Stellungabfrage (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir


Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 %± 10 ms

Ansprechzeit für Stromerkennung 10 ms typischerweise -

Rückfallzeit für Stromerkennung 15 ms maximal -

Tabelle 36. Polgleichlaufüberwachung CCRPLD


Auslösestrom (0–100) % von IBase ±1,0 % von Ir

Zeitverzögerung (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tabelle 37. Gerichteter Unterleistungsschutz GUPPDUP


Leistung-Ansprechwert (0,0-500,0) % von SBase Bei niedriger Einstellung:(0,5-2,0) % von SBase(2,0-10) % von SBase

± 1,0 % von Sr bei S < Sr


± 50 % des eingestellten Werts± 20 % des eingestellten Werts

Kennlinienwinkel (-180,0-180,0) Grad 2 Grad

Zeitverzögerung (0,00-6000,00) s ± 5 % ± 10 ms

Tabelle 38. Gerichteter Überleistungsschutz GOPPDOP


Leistung-Ansprechwert (0.0-500.0)% von Sbase

Bei niedriger Einstellung:(0.5-2.0)% von Sbase

(2.0-10)% von Sbase

± 1,0 % von Sr bei S < Sr


< ± 50% des eingestellten Wertes< ± 20 % des eingestellten Wertes

Kennlinienwinkel (-180.0-180.0) Grad 2 Grad

Zeitverzögerung (0.00-6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms


ABB 45

Tabelle 39. Leiterbrucherkennung BRCPTOC


Minimale Leiterstromgröße (5–100) % von IBase ± 0,1 % von Ir

Pegel für unsymmetrischen Strom (0–100) % des maximalen Stroms ± 0,1 % von Ir

Zeitverzögerung (0,00-6000,00) s ±0,5 % ±10 ms


46 ABB

Spannungsschutz

Tabelle 40. Zwei Stufen Unterspannungsschutz UV2PTUV


Ansprechspannung, beide Stufen (1–100) % von UBase ± 0,5% von Ur

Absolute Hysterese (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Internes Blockierungslevel, beide Stufen (1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, siehe Ta‐belle 96

- Siehe Tabelle 96

Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms

Auslösezeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Auslösezeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Rückfallzeit , Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 1,2 bis 0,8 x Uset -


Tabelle 41. Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV


Ansprechspannung, beide Stufen (1-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur


Absolute Hysterese (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur



- Siehe Tabelle 95

Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Minimum Ansprechzeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -



ABB 47

Tabelle 42. Zweistufiger Nullspannungsschutz ROV2PTOV


Ansprechspannung, beide Stufen (1-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur


Absolute Hysterese (0–100)% of UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur



- Siehe Tabelle 97

Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis x Uset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -



Tabelle 43. Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV


Spannungsdifferenz für Alarm-und Auslöse-Stufe

(0,0–100,0) % von UBase ± 0.5 % von Ur

Niederspannungspegel (0,0–100,0) % von UBase ± 0.5% von Ur

Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tabelle 44. Spannungslosigkeitsüberwachung LOVPTUV


Ansprechspannung (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Impulstaktgeber (0,050-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms


48 ABB

Frequenzschutz

Tabelle 45. Unterfrequenzschutz SAPTUF


Ansprechwert Start funktion (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Ansprechzeit Start funktion 100 ms typischerweise -

Rückfallzeit Start funKtion 100 ms typischerweise -

Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Spannungsabhängige Zeitverzögerung

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û


U=Umeasured

Settings:UNom=(50-150)% von Ubase

UMin=(50-150)% von Ubase

Exponent=0,0-5,0tMax=0,000-60,000) stMin=0,000-60,000) s

Class 5 + 200 ms

Tabelle 46. Überfrequenzschutz SAPTOF


Ansprechwert, Start funktion (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz bei sym‐metrischer Dreipha‐senspannung

Ansprechzeit, Start funktion 100 ms typischerweise bei fset -0,5 Hz bis fset

+0,5 Hz-

Rückfallzeit, Start funktion 100 ms typischerweise -

Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tabelle 47. Frequenzänderungsschutz SAPFRC


Ansprechwert, Startfunktion (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Ansprechwert, internes Blockierungspegel (0-100) % von UBase ± 0,5 % von UV

Ansprechzeit, Startfunktion 100 ms typischerweise -


ABB 49

Multifunktionsschutz

Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC


Messstromeingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, Ge‐gensystem, 3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L

-

Basisstrom (1 - 99999) A -

Messspannungseingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, -Ge‐gensystem, -3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L

-

Basisspannung (0.05 - 2000.00) kV -

Ansprechwert Überstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 5000) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr

Ansprechwert Unterstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 150) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr

Unabhängige Zeitverzögerung (0.00 - 6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Ansprechzeit, Startfunktion Überstrom 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

RückfallzeitStartfunktion Überstrom 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Ansprechzeit, Start Unterstrom 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Rückfallzeit Start Unterstrom 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Siehe Tabelle 92 und Tabelle 93 Parameterbereiche für kundenspezifi‐sche Charakteristik Nr. 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0

Siehe Tabelle 92 und Tabelle 93

Spannungspegel, ab dem Spannungsspeicher übernommen wird (0,0 - 5,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Ansprechwert Überspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 200,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U<Ur

± 0,5 % von U für U>Ur

Ansprechwert Unterspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 150,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U<Ur


Ansprechzeit, Start Überspannung 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Rückfallzeit Start Überspannung 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Ansprechzeit, Start Unterspannung 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Rückfallzeit Start Unterspannung 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Spannungsgrenzbereich Ober- und Untergrenze, spannungsab‐hängige Charakteristik

(1,0 - 200,0) % von UBase ± 1,0 % von Ur für U<Ur



50 ABB

Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC , Fortsetzung


Gerichtete Funktion Einstellbar: ungerichtet, vorwärts undrückwärts

-

Relais typischer Winkel (-180 bis +180) Grad ±2,0 Grad

Relais Auslösewinkel (1 to 90) Grad ±2,0 Grad

Rückfallverhältnis, Überstrom > 95% -

Rückfallverhältnis, Unterstrom < 105% -

Rückfallverhältnis, Überspannung > 95% -

Rückfallverhältnis, Unterspannung < 105% -

Übersstrom:



Unterstrom:



Überspannung:



Unterspannung:




ABB 51

Sekundärsystem-Überwachung

Tabelle 49. Stromwandlerkreis-Überwachung CCSRDIF


Ansprechstrom (5-200) % von Ir ± 10,0 % von Ir bei I £ Ir± 10,0 % von I bei I > Ir

Blockierstrom (5-500)% von Ir ± 5,0 % von Ir bei I £ Ir± 5,0 % von I bei I > Ir

Tabelle 50. Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUF


Ansprechspannung, Nullsystem (1-100) % von UBase ± 1,0 % von UV

Ansprechstrom, Nullsystem (1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Ansprechspannung, Gegenssystem (1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Ansprechstrom, Gegensystem (1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Pegel für die Änderung der Auslösespan‐nung

(1–100) % von UBase ± 5,0 % von Ur

Pegel für die Änderung des Ansprechstroms (1–100) % von IBase ± 5,0 % von Ir

Auslöse-Leiter-Erde-Spannung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von UV

Ansprech-Leiterstrom (1-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Auslösung spannungslose Leitung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von UV

Auslösung stromlose Leitung (1-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Ansprechwert, Startfunktion 25 ms typischerweise 1 bis 0 Uba‐se

-

Rückfallzeit, Startfunktion 35 ms typischerweise 0 bis 1 Uba‐se

-


52 ABB

Steuerung

Tabelle 51. Synchronisierung, Synchrocheck und Zuschaltüberprüfung SESRSYN


Phasenwinkeldifferenz, jline - jbus (-180 to 180) Grad -

Spannungsdifferenz, Ubus/Uline (0,40-25,000) % von UBaseBusund UBaseLIne

-

Max. Spannungsgrenzwert für Synchronisierung und Synchrocheck (50,0-120,0) % von UBaseBusund UBaseLIne

± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur


Rückfallverhältnis, Synchrocheck > 95% -

Frequenzdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz

Phasenwinkeldifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (5,0-90,0) Grad ± 2,0 Grad

Spannungsdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (0,02-0,5) p.u. ± 0,5 % von Ur

Zeitverzögerungsausgang für Synchrocheck (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Spannungsobergrenze für Zuschaltprüfung (50,0-120,0) % von UBaseBusund UBaseLIne



Rückfallbereich, Spannungsobergrenze > 95% -

Spannungsuntergrenze für Zuschaltprüfung (10,0-80,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Rückfallbereich, Spannungsuntergrenze < 105% -

Maximalspannung für die Zuschaltung (50,0-180,0) % von UBaseBusund UBaseLIne



Zeitverzögerung für die Anregungsprüfung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Ansprechzeit für den Synchrocheckfunktion 160 ms typischerweise -

Ansprechzeit für die Zuschaltprüfungsfunktion 80 ms typischerweise -


ABB 53

Tabelle 52. Automatische Wiedereinschaltung (AWE) SMBRREC


Anzahl der Wiedereinschaltversuche 1 - 5 -

Pausenzeit der Wiedereinschaltautomatik:Versuch 1 - t1 1-poligVersuch 1 - t1 2-poligVersuch 1 - t1 3-polig, KurzzeitVersuch 1 - t1 3-polig, Langzeit

(0,000-60,000) s

± 0,5 % ± 10 ms

Versuch 2 - t2Versuch 3 - t3Versuch 4 - t4Versuch 5 - t5

(0,00-6000,00) s

Erweiterte Pausenzeit der Wiedereinschaltautomatik (0,000-60,000) s

Wiedereinschaltautomatik maximale Wartezeit für die Synchronisation (0,00-6000,00) s

Maximale Auslöseimpulsdauer (0,000-60,000) s

Sperrung Rücksetzzeit (0,000-60,000) s

Sperrzeit (0,00-6000,00) s

Minimale Zeit in der der Leistungsschalter eingeschaltet sein muss, bevor die AWE fürden AWE-Zyklus bereit ist

(0,00-6000,00) s

Wiedereinschaltimpulslänge (0,000-60,000) s

Überprüfungszeit vor erfolgloser AWE (0,00-6000,00) s

Warten auf die Masterfreigabe (0,00-6000,00) s

Wartezeit nach dem Wiedereinschaltbefehl vor Durchführung des nächsten Versuches (0,000-60,000) s


54 ABB

Tabelle 53. Spannungsregelung TR1ATCC, TR8ATCC, TCMYLTC und TLCYLTC


Trasformatorreaktanz (0.1-200.0) Ω/ primär -

Zeitverzögerung für Tieferbefehl falls "schnelle Rückstufung" aktiviert (1.0-100.0) s -

Spannungsregelung Einstellspannung (85,0–120,0) % von UB ±0.25 % von Ur

Äußere Spannungstotzone (0,2–9,0) % vonUB -

Innere Spannungstotzone (0,1–9,0) % von UB -

Obere Grenze der Sammelschienenspannung (80–180) % von UB ± 1.0% von Ur

Untere Grenze der Sammelschienenspannung (70–120) % von UB ± 1.0% von Ur

Unterspannungsblockierungslevel (0–120) % von UB ± 1.0% von Ur

Zeitverzögerung (lange) für automatische Steuerbefehle (3-1000) s ± 0.5% ± 10 ms

Zeitverzögerung (kurz) für automatische Steuerbefehle (1-1000) s ± 0.5% ± 10 ms

Minimale Ansprechzeit im Inversermodus (3-120) s ± 0.5% ± 10 ms

Leitungswiderstand (0.00-150.00) Ω/ primär -

Leitungsreaktanz (-150.00-150.00) Ω/ primär -

Einstellungskonstanten der Lastpannung (-20,0-20,0) % vonUB -

Automatische Korrektur der Lastpannung (-20,0-20,0) % vonUB -

Prüfzeit für das Blockierungssignal des Umkehrverhaltens (30–6000) s ± 0.5% ± 10 ms

Stromgrenze für das Feld des Umkehrverhaltens (0–100) % von I1Base -

Überstrom Feldlevel (0–250) % von I1Base ± 1.0% von Irbei I≤Ir± 1.0% von I bei I>Ir

Level für die Anzahl der gezählten Steigerungen/Senkungen innerhalb ei‐ner Stunde

(0–30) Ansprechungen/Stunde -

Level für die Anzahl der gezählten Steigerungen/Senkungen innerhalbvon 24 Stunden

(0-100) Ansprechungen/Tag -

Zeitfenster für den Schwingungsalarm (1–120) Minuten -

Schwingungsermittlungsalarm, max. Ansprechungen/Fenster (3–30) Ansprechungen/Fenster -

Alarmlevel der aktiven Leistung in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung (-9999.99–9999.99) MW ± 1.0% von Sr

Alarmlevel der aktiven Leistung in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung (-9999.99–9999.99) MVAr ± 1.0% von Sr

Zeitverzögerung für Alarme von der Leistungsüberwachung (1-6000) s ± 0.5% ± 10 ms

Abzweigposition für niedrigste und höchste Spannung (1–63) -

mA für niedrigste und höchste Spannung Abzweigposition (0.000–25.000) mA -

Typ der Code-Überführung BIN, BCD, GRAY, SINGLE, mA -

Zeit nach Positionswechsel vor der Akzeptanz des Wertes (1-60) s ± 0.5% ± 10 ms

Stufenschalter konstante Zeitsperre (1-120) s ± 0.5% ± 10 ms

Steigerung/Senkung Befehl Ausgang Impulsdauer (0.5-10.0) s ± 0.5% ± 10 ms


ABB 55

Signalvergleichsschutz

Tabelle 54. Signalvergleich zur Gegenstation - Logik für Distanz- bzw. Überstromschutz ZCPSCH


Schema Direkte MitnahmeMitnahmeschaltung (Unterreichwei‐te)Freigabeschaltung (Überreichweite)Blockierschaltung

-

Koordinationszeit für Blockierung-Lo‐gik

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Mindestdauer des Übertragungssig‐nals

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Sicherheitszeitglied bei Verlust desHF-Trägersignals

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Modus der Deblockierungslogik AusKein NeustartNeustart

-

Tabelle 55. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Distanzschutzfunktion ZCRWPSCH


Erkennungspegel Leiter-Erde-Spannung

(10-90) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Erkennungspegel Leiter-Leiter-Spannung

(10-90) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Rückfallverhältnis <105% -

Auslösezeit für Stromrichtungs‐umkehrlogik

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Verzögerungszeit für Stromrich‐tungsumkehr

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Koordinierungszeit für Schwache‐inspeise-Logik

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tabelle 56. Signalvergleichslogik für Erfehlerschutz ECPSCH


Signaltyp MitnahmeschaltungFreigabeschaltungBlockierschaltung

-

Signalsausgleichskoordinations‐zeit

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


56 ABB

Tabelle 57. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Nullstromschutz ECRWPSCH


Betriebsmodus der Schwachein‐speise-Logik

AusEchoEcho & Trip

-

Spannungspegel 3Uo für Schwa‐cheinspeisung-Auslösung

(5-70) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Rückfallverhältnis >95% -

Ansprechzeit für Stromumkehr (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Verzögerungszeit für Stromum‐kehr

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Koordinationszeit für Schwache‐inspeislogik

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


ABB 57

Logik

Tabelle 58. Auslöselogik SMPPTRC


Auslösevorgang 3-polig, 1/3-polig, 1/2/3-polig -

Minimale Auslöseimpulslänge (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Zeitglieder (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tabelle 59. Konfigurierbare Logikblöcke

Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit

scnell mittel normal

LogicAND (UND) 60 60 160 - -

LogicOR (ODER) 60 60 160 - -

LogicXOR (EXKLU‐SIVE-ODER)

10 10 20 - -

LogicInverter(NICHT)

30 30 80 - -

LogicSRMemory(SR-SPEICHER)

10 10 20 - -

LogicRSMemory(RS-SPEICHER)

10 10 20 - -

LogicGate (GATTER) 10 10 20 - -

LogicTimer (ZEIT‐GLIED)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer (IM‐PULSZEITGLIED)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet (EIN‐STELLBARES ZEIT‐GLIED)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay(SCHLEIFENVER‐ZÖGERUNG)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Auslösematrixlogik 6 6 - - -

Boolesch 16 bis Inte‐ger

4 4 8 - -

Boolesch 16 bis Inte‐ger mit Logikknoten

4 4 8 - -

Integer bis Boolesch16

4 4 8 - -

Integer bis Boolesch16 mit Logikknoten

4 4 8 - -


58 ABB

Tabelle 60. Erweitertes Logikpaket

Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit

schnell mittel normal

LogicAND (UND) 40 40 100 - -

LogicXOR (EXCLU‐SIVE ODER)

- - 49 - -

LogicSRMemory(SR-SPEICHER)

- - 110 - -

LogicTimer (ZEIT‐GLIED)

5 5 49 (0.000-90000.000) s ± 0,5 % ± 10 ms

LogicPulseTimer (IM‐PULSZEITGLIED)

5 5 49 (0.000-90000.000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Auslösematrixlogik - - 18 - -

SLGGIO 10 10 54 - -

VSGGIO 10 10 10 - -

LogicOR (ODER) 40 40 100 - -

LogicGate (GATTER) - - 49 - -

LogicTimerSet (EIN‐STELLBARES ZEIT‐GLIED)

- - 49 - -

LogicLoopDelay(SCHLEIFENVER‐ZÖGERUNG)

- - 49 - -


ABB 59

Überwachung

Tabelle 61. Messungen CVMMXN


Frequenz (0,95-1,05) × fr ± 2,0 mHz

Spannung (0,1-1,5) ×Ur ±0,5 % von Ur bei U£Ur


Strom (0,2-4,0) × Ir ± 0,5 % von Ir bei I £ Ir± 0,5 % von I bei I > Ir

Wirkleistung, P 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir± 1,0 % von Sr bei S ≤ Sr


Bedingungen:0,8 x Ur < U < 1,2 Ur

0,2 x Ir < I < 1,2 Ir

Blindleistung, Q 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir

Scheinleistung, S 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir

Leistungsfaktor, cos (φ) 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir± 0,02

Tabelle 62. Überwachung von mA-Eingangssignalen


mA-Messfunktion ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0,1 % des eingestellten Wertes ± 0,005 mA

Max. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang

(-20,00 bis +20,00) mA

Min. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang

(-20,00 bis +20,00) mA

Alarmpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA

Warnpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA

Alarmhysterese für Eingang (0,0-20,0) mA

Tabelle 63. Ereigniszähler CNTGGIO


Zählerwert 0-10000 -

Max. Zählgeschwindigkeit 10 Impulse/s -


60 ABB

Tabelle 64. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE


Vor-Fehler-Zeit (0.05–9,90) s -

Nach-Fehler-Zeit (0,1–10,0) s -

>Zeitgrenze (0.5–10,0) s -

Maximale Anzahl von Aufzeichnungen 100, FIFO-Verfahren -

Auflösung der Absolutzeiterfassung 1 ms Siehe Tabelle 88

Maximale Anzahl von Analogeingängen 30 + 10 (externe + intern abge‐leitete)

-

Maximale Anzahl von Binäreingängen 96 -

Maximale Anzahl von Zeigern im Auslösewert-Aufzeichnungsgerät pro Aufzeich‐nung

30 -

Maximale Anzahl von Angaben in einer Stördatenaufzeichnung 96 -

Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisaufzeichnung pro Aufzeichnung 150 -

Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisliste 1000, Ringpuffer (FIFO) -

Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3.4 s Aufzeichnungsdauer und maximaleAnzahl von Kanälen, typischer Wert)

340 Sekunden (100 Aufnahmen)bei 50 Hz, 280 Sekunden (80 Auf‐nahmen) bei 60 Hz

-

Abtastrate 1 kHz bei 50 Hz1.2 kHz bei 60 Hz

-

Aufzeichnungsbandbreite (5-300) Hz -

Tabelle 65. Fehlerortung LMBRFLO

Funktion Wert oder Bereich Genauigkeit

Reaktive oder resistive Reichwei‐te

(0,001 - 1500,000) Ω/Leiter ± 2,0 % statische Genauigkeit± 2,0 % Grad statische MessgenauigkeitBedingungen:Spannungesbereich: (0,1 - 1,1) x Ur

Strombereich: (0,5-30) x Ir

Leiterauswahl Entsprechend den Eingabesigna‐len

-

Maximale Zahl der Fehlerortsbe‐stimmungen

100 -

Tabelle 66. Ereignisliste

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Anzahl von Ereignissen in der Lis‐te

1000

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängig von der Zeitsynchronisierung

Tabelle 67. Meldungen

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Zahl der Meldungen, die für eine einzige Störung angezeigt werden 96

Maximale Anzahl an aufgenommenen Störungen 100


ABB 61

Tabelle 68. Ereignisaufzeichnung

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Zahl der Ereignisse im Störbericht 150

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängig von derZeitsynchronisierung

Tabelle 69. Störfallmesswertaufzeichnung

Funktion Wert

Speicherkapazität

Maximale Anzahl von Analogeingängen 30

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Tabelle 70. Störschreiber

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Anzahl von Analogeingängen 40

Maximale Anzahl von Binäreingängen 96

Maximale Anzahl von Störberichten 100

Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3,4 s Aufzeichnungsdauer und ma‐ximale Anzahl von Kanälen, typischer Wert)

340 Sekunden (100 Aufnahmen) bei 50 Hz280 Sekunden (80 Aufnahmen) bei 60 Hz


62 ABB

Messung

Tabelle 71. Impulszählerlogik PCGGIO

Funktion Einstellbereich Genauigkeit

Eingangsfrequenz Siehe Binäreingangsmodul (BIM) -

Zeitzyklus für die Anzeige desZählwertes

(1–3600) s -

Tabelle 72. Energiemessung ETPMMTR


Energiemessung kWh Export/Import, kvarh Export/Import

Eingang vom MMXU. Kein Extrafehler bei stationärer Last


ABB 63

Stationskommunikation

Tabelle 73. IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll IEC 61850-8-1

Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 100BASE-FX

Tabelle 74. LON Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll LON

Kommunikationsgeschwindigkeit 1,25 Mbit/s

Tabelle 75. SPA Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll SPA

Kommunikationsgeschwindigkeit 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 oder 38400 Bd

Slave - Nummer 1 bis 899

Tabelle 76. IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert


Kommunikationsgeschwindigkeit 9600, 19200 Bd

Tabelle 77. SLM – LON-Anschluss

Menge Bereich oder Wert

Optischer Anschluss Glas-Lichtwellenleiter (LWL): Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend

LWL, zulässige Dämpfung Glas-LWL: 11 dB (1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (10 m typischerweise *)

LWL-Durchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung

Tabelle 78. SLM – SPA/IEC 60870-5-103/DNP3 Anschluss


Optischer Anschluss Glas-LWL: Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend

Lichtwellenleiter, zulässigeDämpfung

Glas-LWL: 11 dB (3000ft/1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (24 3840cm/25 m typischerweise *)

Lichtwellenleiterdurchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung


64 ABB

Tabelle 79. Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul


Kommunikationsgeschwindigkeit 2400–19200 Baud

Anschlusstyp RS-485 6-poliger SteckerSofterdungs 2-Pol Verbinder

Tabelle 80. Duo Treiber Konfiguration DUODRV

Funktion Wert


Kommunikationsgeschwindigkeit 100 Base-FX


ABB 65

Kommunikation zur Gegenseite

Tabelle 81. Leitungsdaten-Kommunikationsmodul

Eigenschaften Bereich oder Wert

Typ des LDCM Kurzer Bereich(SR)

Mittlerer Bereich(MR)

Langer Bereich (LR)

Lichtwellenleiter-Typ GradientenindexMultimode62,5/125 µm oder50/125 µm

Singlemode 9/125 µm Singlemode 9/125 µm

Wellenlänge 850 nm 1310 nm 1550 nm

Optisches BudgetGradientenindex multimode 62.5/125mm, Gradientenindex multimode 50/125mm,

13 dB (typischerBereich etwa 3km *)9 dB (typischerBereich etwa 2km *)

22 dB (typischer Be‐reich 80 km *)

26 dB (typischer Bereich 110 km*)

Optischer Anschluss Typ ST Typ FC/PC Typ FC/PC

Protokoll C37.94 C37.94 Anwendung**)

C37.94 Anwendung **)

Datenübertragung Synchron Synchron Synchron

Übertragungsrate / Datenmenge 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s

Taktquelle Intern oder abge‐leitet vom emp‐fangenen Signal

Intern oder abgeleitetvom empfangenenSignal

Intern oder abgeleitet vom emp‐fangenen Signal

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung**) C37.94 original bestimmt nur für Multimodus; unter Verwendung des gleichen Sammlers und Datenformat wie C37.94


66 ABB

HardwareGerät

Tabelle 82. Gehäuse

Material Stahlblech

Frontplatte Stahlblechprofil mit Ausschnitt für HMI

Oberflächenbehandlung Aluzink vorbeschichteter Stahl

Endbearbeitung Hellgrau (RAL 7035)

Tabelle 83. Wasser- und Staubschutzgrad gemäß IEC 60529

Frontseite IP40 (IP54 mit Dichtungsstreifen)

Rückseite, Seiten, De‐cke und Boden

IP20

Tabelle 84. Gewicht

Gehäusegröße Gewicht

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 3/4 x 19” £ 15 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Anschlussystem

Tabelle 85. Strom-und Spannungswandler-Anschlüsse

Verbindertyp Nennspannung und -strom Maximaler Leiterquerschnitt

Ausführung für Schraubklemmen 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)

Klemmenblöcke geeignet für Ringkabelschuh 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)

Tabelle 86. Binäres E/A Anschlussystem

Verbindertyp Bemessene Spannung Maximaler Leiterquerschnitt

Schraubkompressionstyp 250 V AC 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)

Klemmenblöcke geeignet für Ringanschlusstechnik 300 V AC 3 mm2 (AWG14)


ABB 67

Grundfunktionen des IED

Tabelle 87. Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

Daten Wert

Aufnahmeart Kontinuierlich, ereigniskontrolliert

Listengröße 1000 Ereignisse, FIFO

Tabelle 88. Zeitsynchronierung, Absolutzeiterfassung

Funktion Wert

Auflösung der Absolutzeiterfassung, Ereignisse und gesammelte Messwerte 1 ms

Absolutzeiterfassungsfehler mit Synchronisation einmal/Minute (minütliche Impulssynchronisierung), Ereignisseund gesammelte Messwerte

± 1.0 ms typischerweise

Absolutzeiterfassungsfehler mit SNTP Synchronisierung, gesammelte Messwerte ± 1.0 ms typischerweise

Tabelle 89. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GTM)


Empfänger – ±1µs relatives UTC

Zeit zur zuverlässigen Zeitfreferenz mit Antenne in neu‐er Position oder nach einer Abschaltung länger als 1Monat

<30 Minuten –

Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber mehr als 48 Stunden

<15 Minuten –

Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber weniger als 48 Stunden

<5 Minuten –

Tabelle 90. GPS – Antenne und Kabel

Funktion Wert

Maximale Antennenkabeldämpfung 26 db @ 1.6 GHz

Antennenkabelimpedanz 50 ohm

Blitzschutz Muss extern angeboten werden

Antennenkabelanschluss SMA im EmpfängerendeTNC im Antennenende

Tabelle 91. IRIG-B

Menge Bemessungswert

Anzahl Kanäle IRIG-B 1

Anzahl Kanäle PPS 1

Elektrischer Anschluss IRIG-B BNC

Optischer Anschluss PPS und IRIG-B Typ ST

LWL-Typ 62.5/125 μm Multimodalfaser

Pulsweitenmoduliert 5 Vpp

Amplitudenmoduliert– niedriges Niveau– hohes Niveau

1-3 Vpp3 x niedriges Niveau, max. 9 Vpp


68 ABB

Stromabhängige Kennlinie

Tabelle 92. Inverse Zeitkennlinien, ANSI


Ansprechkurven:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 DE

Rücksetzkennlinie:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt -

ANSI extrem invers A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1 ANSI/IEEE C37.112,Klasse 5 + 40 ms

ANSI stark invers A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6

ANSI normal invers A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

ANSI mäßig invers A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85

ANSI Langzeit extrem invers A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30

ANSI Langzeit stark invers A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46

ANSI Langzeit invers k= (0.05-999) in Stufen von 0.01A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6


ABB 69

Tabelle 93. IEC Inverse Zeitkennlinien


Ansprechkurven:

( )1= ×

-


P

At k

I


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 -

Verzögerung bis inverse, IEC inverse (0.000-60.000) s ± 0,5 % der eingestelltenZeit ± 10 ms

IEC normal invers A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms

IEC stark invers A=13.5, P=1.0

IEC invers A=0.14, P=0.02

IEC extrem invers A=80.0, P=2.0

IEC Kurzzeit invers A=0.05, P=0.04

IEC Langzeit invers A=120, P=1.0

Programmierbare EigenschaftenAnsprechkurven:

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Rückfallkurven:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01A=(0.005-200.000) in Stufen von 0.001B=(0.00-20.00) in Stufen von 0.01C=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1P=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001TR=(0.005-100.000) in Stufen von 0.001CR=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1PR=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001

IEC 60255, Klasse 5 +40 ms


70 ABB

Tabelle 94. Inverse RI- und RD-Zeitkennlinien


Inverse RI-Zeitkennlinien

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 DE

I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms

Inverse logarithmische Kennlinie desTyps RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms

Tabelle 95. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Überspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt

Typ-C-Kurve:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Programmierbare Kurve:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegtA = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001


ABB 71

Tabelle 96. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Unterspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

UEQUATION1431-SMALL V1 DE

U< = Uset

U = UVmeasured

k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uset

U = Umeasured



×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegtA = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001


72 ABB

Tabelle 97. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Nullüberspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01

Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01

Typ-C-Kurve:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01


×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01A = (0,005-200,000) inStufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stu‐fen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufenvon 0,1D = (0,000-60,000) in Stu‐fen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stu‐fen von 0,001


ABB 73

21. Bestellung

AnleitungUm eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten.Beachten Sie zu den möglichen Anwendungsfunktionen bitte die vorhandene Funktionen-Tabelle.PCM600 kann verwendet werden, um Änderungen bzw. Erweiterungen an der gelieferten werksseitigen Konfiguration des vorkonfigurierten Pro‐dukts vorzunehmen.

Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, setzen Sie bitte den Code gemäß dem nachstehenden Beispiel aus den Tabellen zusammen.Beispielcode: REC670*1.2-A30-A02C16D02E01F01H04K01M01-B1X0-DC-KA-B-A6X0-ABFLURST-ABF-AD. Verwendung des Codes zu jeder Position 1 bis 12, an‐gegeben als REC670*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3 3-4-5-6-7 7-8-9 9 9-10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10-11 11 11 11 11 11-12 12

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -REC670* - - - - - - - -

10 - 11 - 12 . -

Ste

llung

SOFTWARE #1 Hinweise und Regeln

Versionsnummer Versionsnr. 1.2

Auswahl für Position Nr. 1.

Konfigurationsalternativen #2 Hinweise und Regeln

Einzel-Leistungsschalter A30 Doppel-Leistungsschalter B30 1 1/2 Leistungsschalter für individuellen Leistungsschalter C30 ACT-Konfiguration ABB Standardkonfiguration X00 Auswahl für Position Nr. 2.


74 ABB

Software-Optionen #3 Hinweise und Regeln

Keine Option X00

Alle Felder im Bestellformularmüssen nicht ausgefüllt werden

Differentialschutz gegen hohe Impedanz A02

Anmerkung: A02 nur in A30/B30,A07 nur in C30

Differentialschutz gegen hohe Impedanz - 2 Zonen A07

Sensitiver gerichteter Nullstrom- und Leistungsschutz C16

Leistungsrichtungsschutz C17

Netzausfall- und Schalterversagerschutz - 1 Leistungsschalter C31

Anmerkung: Es kann nur ein Netz‐ausfall- und Schalterversager‐schutz bestellt werden.Anmerkung: C31 nur in A30, C32nur in B30, C33 nur in C30

Netzausfall- und Schalterversagerschutz - 2 Leistungsschalter C32

Netzausfall- und Schalterversagerschutz - 1 1/2 Leistungs‐schalter

C33

Spannungsschutz: D02

Frequenzschutz - Station E01

Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz F01

Automatische Wiedereinschaltung, 1 Leistungsschalter H04

Anmerkung: Es kann nur eine Au‐tomatische Wiedereinschaltungbestellt werdenAnmerkung: H04 nur in A30, H05nur in B30, H06 nur in C30

Automatische Wiedereinschaltung, 2 Leistungsschalter H05

Automatische Wiedereinschaltung, 1 1/2 Leistungsschalter H06

Spannungsregelung, einzelner Transformator, 1 Objekt H11

Anmerkung: H11 und H15 nur inA30/B30Anmerkung: H16 und H18 nur inC30Anmerkung: Es kann nur eineSpannungsregelung bestellt wer‐den.

Spannungsregelung, acht parallele Transformatoren, 1 Objekt H15

Spannungsregelung, einzelner Transformator, 1 Objekt, 2 Kon‐trollblöcke

H16

Spannungsregelung, acht parallele Transformatoren, 1 Ob‐jekt, 2 Kontrollblöcke

H18

Signalvergleichsschutz K01

Fehlerorter M01

Konfiguration Duo Treiber P01

Auswahl für Position 3

Dialogsprache erstes lokales HMI #4 Hinweise und Regeln

HMI-Sprache, Englisch IEC B1 HMI-Sprache, US-Englisch B2 Dialogsprache weiteres lokales HMI HMI-Sprache, Deutsch A1 HMI-Sprache, Spanisch A4 HMI-Sprache, Schwedisch A9 Auswahl für Position Nr. 4.

Gehäuse #5 Hinweise und Regeln

1/2 x 19" Gehäuse A 3/4 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz B 3/4 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze C 1/1 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz D 1/1 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze E Auswahl für Position Nr. 5.


ABB 75

Einbaudetails mit Schutzart IP 40 von der Vorderseite #6 Hinweise und Regeln

Kein Einbausatz inbegriffen X 19” Rack-Montagesatz für 1/2 x 19” Gehäuse oder 2xRHGS6 oder RHGS12 A 19” Rack-Montagesatz für 3/4 x 19” Gehäuse oder 3xRHGS6 B 19” Rack-Montagesatz für 1/1 x 19” Gehäuse C Wandmontagesatz D Anmerkung: Aufbaumontage bei

Kommunikationsmodulen mit Fa‐seranschluss (SLM, OEM,LDCM) nicht empfehlenswert

Montagesatz für Einbaumontage E Einbaumontagesatz + IP54 Montagesiegel F Auswahl für Position Nr. 6.

Anschlussart für Stromversorgung, Eingangs/Ausgangs- und Kommunikationsmodule #7 Hinweise und Regeln

Kompressionsverbindungsklemmen K Hilfsstromversorgung 24-60 - VDC A 90-250 - VDC B Auswahl für Position Nr. 7.

Mensch-Maschine-Hardwareschnittstelle #8 Hinweise und Regeln

Kleinformat - nur Text, IEC-Tastenfeldsymbole A Mittleres Format - grafische Darstellung, IEC-Tastenfeldsymbole B Anmerkung: Erforderlich zur Ertei‐

lung von Befehlen zum Steigernoder Senken an die OLTC vomIED670 über die Funktion Span‐nungsregelung (VCTR)

Mittleres Format - grafische Darstellung, ANSI-Tastenfeldsymbole C Auswahl für Position Nr. 8.

Anschlussart für Analogmodule #9 Hinweise und Regeln

Kompressionsverbindungsklemmen A Ringkabelschuh-Anschlüsse B Analogsystem Erstes TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Erstes TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Kein zweites TRM enthalten X0 Zweites TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Zweites TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Zweites TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Zweites TRM, 6I+6U, 1A, 110/220V 6 Zweites TRM, 6I+6U, 5A, 110/220V 7 Zweites TRM, 6I, 1A, 110/220V 8 Zweites TRM, 6I, 5A, 110/220V 9 Zweites TRM, 7I+5U, 1A, 110/220V 12 Zweites TRM, 7I+5U, 5A, 110/220V 13 Auswahl für Position Nr. 9.


76 ABB

Platinen mit binärem Ein- und Ausgang, Synchronisation vonmA und Zeit. Anmerkung: 1 BIM und 1 BOM enthalten.

#10 Hinweise und Regeln

BIM mit Einschaltstrom 50 mA sollte vorrangig gewählt werden. BIM mit Einschaltstrom 50 mA erfüllen zusätzliche Standards. Dadurch wird die EMC-Festig-keit weiter erhöht.BIM mit Einschaltstrom 30 mA ist weiterhin erhältlich.Für Impulszählung, z.B. kWh-Stromzählung, muss das BIM mit erweiterten Möglichkeiten zur Impulszählung verwendet werden.

Steckplatzposition (Rückansicht)

X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131

X141

X151

X161 Anmerkung: Max 3 Positionen in

1/2 Rack, 8 Positionen in 3/4Rack mit 1 TRM, 5 in 3/4 Rackmit 2 TRM, 14 in 1/1 Rack mit 1TRM und 11 in 1/1 Rack mit 2 TRM

1/2 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 2 TRM 1/1 Gehäuse mit 1 TRM 1/1 Gehäuse mit 2 TRM Keine Platte im Steckplatz X X X X X X X X X X X X Binäres Ausgangsmodul 24 Ausgangsrelais (BOM) A A A A A A A A A A A A A Anmerkung: Maximal 4 (BOM

+SOM+MIM) Platinen. BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 30 mA B B B B B B B B B B B B B BIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 30 mA C C C C C C C C C C C C C BIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 30 mA D D D D D D D D D D F F F BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 30 mA E E E E E E E E E E E E E BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 50 mA B

1 B

1B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

BIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 50 mA C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

BIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 50 mA D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 50 mA E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

BIMp 16 Eingänge, RL24-30 VDC für Impulszählung F F F F F F F F F F F F BIMp 16 Eingänge, RL48-60 VDC für Impulszählung G G G G G G G G G G G G BIMp 16 Eingänge, RL110-125 VDC für Impulszählung H H H H H H H H H H H H BIMp 16 Eingänge, RL220-250 VDC für Impulszählung K K K K K K K K K K K K IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL24-30 VDC L L L L L L L L L L L L IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL48-60 VDC M M M M M M M M M M M M IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL110-125 VDC N N N N N N N N N N N N IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL220-250 VDC p p p p p p p p p p p p IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL24-30 VDC, 50 mA L

1L1

L1

L1

L1

L1

L1

L1

L1

L1

L1

L1

IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL48-60 VDC, 50 mA M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL110-125 VDC, 50 mA N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL220-250 VDC, 50 mA P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 24-30 VDC U U U U U U U U U U U U IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 48-60 VDC V V V V V V V V V V V V IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 110-125 VDC W W W W W W W W W W W W IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 220-250 VDC Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y mA Eingangsmodul MIM, 6 Kanäle R R R R R R R R R R R R Anmerkung: Kein MIM-Board in

1/2 Gehäuse SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 48-60 VDC T

1T1

T1

T1

T1

T1

T1

T1

T1

T1

T1

T1

SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 110-250 VDC T2

T2

T2

T2

T2

T2

T2

T2

T2

T2

T2

T2

Auswahl für Position Nr. 10.


ABB 77

Module für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und Zeitsynchronisa-tion

#11 Hinweise und Regeln


X312

X313

X302

X303

X322

X323

Verfügbare Steckplätze in 1/2 Gehäuse mit 1 TRM Anmerkung: Max 1 LDCM in 1/2Gehäuse

Verfügbare Steckplätze in 3/4 & 1/1 Gehäuse mit 1 TRM Anmerkung: Max 2 LDCM in 3/4und 1/1 Gehäuse Verfügbare Steckplätze in 3/4 & 1/1 Gehäuse mit 2 TRM-Steckplätzen

Keine Platine für die Fernkommunikation enthalten X X X X X X Optischer LDCM mit kurzer Reichweite A A A A A A Anmerkung: Max 2 LDCM (glei‐

cher oder anderer Typ) stehenzur Auswahl. Optischer LDCM 1310 nm mit mittlerer Reichweite B B B B B B

GPS Zeitmodul, GTM S S S S IRIG-B Zeitsynchronisationsmodul, mit PPS F Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul G G G G G G Auswahl für Position Nr. 11.

Serielle Kommunikationseinheit für die Stationskommunikation #12 Hinweise und Regeln


X301

X311

Keine Platine für die Erstkommunikation enthalten X Keine Platine für die Zweitkommunikation enthalten X Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Kunststoff) A Anmerkung: Optisches Ethernet-

Modul, 2-Kanal Glas, ist zusam‐men mit SLM nicht zulässig. Serielles (Kunststoff) und LON (Glas) Kommunikationsmodul B

Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Glas) C Serielle Kunststoffschnittstelle nach IEC 60870-5-103 F Serielle Kunststoff-/Glasschnittstelle nach IEC 60870-5-103 G Serielle Glasschnittstelle nach IEC 60870-5-103 H Optisches Ethernet-Modul, 1 Kanal Glas D Optisches Ethernet-Modul, 2 Kanal Glas E Auswahl für Position Nr. 12.

Hinweise

Um eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten. Bitte beachten Sie, dasseinige Funktionen nur in Kombination mit anderen Funktionen bestellt werden können und dass manche Funktionen spezifische Hardware-Vor‐raussetzungen erfordern.

Beachten Sie zu den möglichen Anwendungsfunktionen bitte die vorhandene Funktionen-Tabelle.

ZubehörGPS-Antennen- und Befestigungsdetails

GPS-Antenne einschließlich Befestigungs-Garnitur Menge: 1MRK 001 640-AA

Antennenkabel, 20 m Menge: 1MRK 001 665-AA

Antennenkabel, 40 m Menge: 1MRK 001 665-BA

Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)

Externer Schnittstellenkonverter von C37.94 auf G703 Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA

Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703.E1 Menge: 1 2 1MRK 002 245-BA


78 ABB

PrüfschalterDas zur Verwendung mit den IED 670 Produkten vorgesehenePrüfsystem COMBITEST ist in 1MRK 512 001-BEN und1MRK 001024-CA beschrieben. Siehe auch Website unter:www.abb.com/substationautomation (hier sind detaillierteInformationen aufgeführt).

Wegen der hohen Flexibilität unseres Produkts und derbreiten Vielfalt von möglichen Anwendungen müssen diePrüfschalter für jede spezifische Anwendung ausgewähltwerden.

Wählen Sie Ihren passenden Prüfschalter aus den in derReferenzdokumentation gezeigten verfügbarenKontaktanordnungen.

Vorschläge für geeignete Varianten:

Einfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitinterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-AK).

Einfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitexterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-AK).

Mehrfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösungmit interner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-BE).

Mehrfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösungmit externer Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-BV).

Der "In-Prüfmodus"-Schließkontakt 29-30 an den RTXP-Prüfschaltern sollte an den Eingang des Prüf-Funktionsblocksangeschlossen werden, um eine einzelne Aktivierung vonFunktionen während des Prüfens zu ermöglichen.

Prüfschalter des Typs RTXP 24 wird separat bestellt.Verweise auf entsprechende Dokumente siehe Abschnitt"Zugehörige Dokumente".

RHGS 6 Gehäuse oder RHGS 12 Gehäuse mit montiertemRTXP 24 und der Ein / Aus für die DC-Versorgung bestelltwerden separat zu wechseln. Finden Sie in Abschnitt"Zugehörige Dokumente"für die Bezugnahme auf dieentsprechenden Dokumente.

Schutzabdeckung

Schutzabdeckung für die Rückseite von RHGS6, 6U, 1/4 x 19”” Menge: 1MRK 002 420-AE

Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/2 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AC

Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 3/4 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AB

Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/1 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AA

Externe Widerstands-Einheit

Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 20-100V

Menge:

1 2 3 RK795101-MA


Menge: RK795101-MB


Menge:

1 2 3 RK795101-CB


Menge: RK795101-DC

Combiflex

Schlüsselschalter für Einstellungen

Schlüsselschalter zur Sperrung von Einstellungen über LCD-HMI Menge: 1MRK 000 611-A

Hinweis: Zum Anschluss des Schlüsselschalters sind Leitungen mit einem 10 A Combiflex Sockel an einer Seite zu verwenden.


ABB 79

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Reihenmontage-Garnitur Menge: 1MRK 002 420-Z

Konfigurations- und Überwachungstools

Front-Verbindungskabel zwischen lokaler HMI und PC Menge: 1MRK 001 665-CA

LED Etikettenspezialpapier DIN A4 Format, 1 St. Menge:

RUTAKVAD‐

RAT V1 EN

1MRK 002 038-CA

LED Etikettenspezialpapier Letter-Format, 1 St. Menge:

RUTAKVAD‐

RAT V1 EN

1MRK 002 038-DA

Benutzerhandbücher

Anmerkung: Eine (1) CD "IED Connect" mit der Benutzerdokumentation (Benutzerhandbuch, TechnischeDaten, Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch, Anwendungs-Handbuch und Kurzeinführung), einAnschlussmaterial-Paket und eine LED-Schilder-Schablone liegen immer jedem IED bei.

Regel: Bitte geben Sie die Menge zusätzlich benötigter CDs "IED Connect" an. Menge: 1MRK 002 290-AB

Benutzerdokumentation

Regel: Bitte geben Sie die Anzahl der benötigten gedruckten Handbücher anBenutzerhandbuch

IEC Menge: 1MRK 511 228-UDE

ANSI Menge: 1MRK 511 228-UUS

Technisches Referenzhandbuch IEC Menge: 1MRK 511 227-UEN


Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 229-UEN


Anwendungs-Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 230-UEN


Engineering-Handbuch Menge: 1MRK 511 179-UEN


80 ABB

Referenzinformation

Für unsere Referenz und die Statistik würden wir uns über folgende Anwendungsdaten freuen:

Land: Endanwender:

Stationsname: Spannungspegel: kV

Zugehörige Dokumente

Dokumentation zu REC670 Dokumentennummer

Benutzerhandbuch 1MRK 511 228-UDE

Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 511 229-UEN

Technisches Referenz-Handbuch 1MRK 511 227-UEN

Anwendungs-Handbuch 1MRK 511 230-UEN

Produktdatenblatt, kundenspezifisch 1MRK 511 231-BDE

Produktdatenblatt, vorkonfiguriert 1MRK 511 232-BDE

Produktdatenblatt IEC 61850-9-2 1MRK 511 219-BEN

Beispiel-Spezifikation SA2005-001280

Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 513 003-BEN

Test system, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Zubehör für IEDs der 670 Serie 1MRK 514 012-BEN

SPA- und Signalliste der 670 Serie 1MRK 500 092-WEN

IEC 61850-Datenobjektliste der 670 Serie 1MRK 500 091-WEN

Engineering-Handbuch der 670 Serie 1MRK 511 240-UEN

Differentialschutz und Binärsignalübertragung in Telekommunikationsnetzen - Einstellungs- und Anwendungsleitfa‐den 670 Serie

1MRK 505 260-UEN

Weitere Informationen siehe www.abb.com/substationautomation.


ABB 81

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

82

Kontakt

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SchwedenTelefon +46 (0) 21 32 50 00Fax +46 (0) 21 14 69 18

www.abb.com/substationautomation

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