Generatorschutz REG650 Produktdatenblatt · transformator Block-transformator 29MVA 121/11kV YNd5...

Relion® 650 Serie

Generatorschutz REG650Produktdatenblatt

Inhaltsverzeichnis

1. Serie 650 Überblick........................................................3

2. Anwendung....................................................................3

3. Verfügbare Funktionen...................................................6

4. Differentialschutz..........................................................13

5. Impedanzschutz...........................................................14

6. Stromschutz.................................................................15

7. Spannungsschutz.........................................................17

8. Frequenzschutz............................................................19

9. Sekundärsystem-Überwachung...................................20

10. Steuerung...................................................................20

11. Logik...........................................................................22

12. Überwachung..............................................................24

13. Messung.....................................................................26

14. Mensch-Maschine-Schnittstelle (Human MachineInterface).....................................................................27

15. Grundfunktionen des IED............................................27

16. Stationskommunikation...............................................29

17. Hardware-Beschreibung.............................................30

18. Anschlussdiagramme..................................................32

19. Technische Daten.......................................................33

20. Bestellen von kundenspezifischen IEDs.......................66

21. Bestellen von vorkonfigurierten IED..............................70

22. Bestellen von Zubehör.................................................72

Haftungsausschluss

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Marken

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Generatorschutz REG650 1MRK 502 050-BDE A

Produktversion: 1.3

2 ABB

1. Serie 650 ÜberblickMit einem IED kann der Schutz für einen breitenAnwendungsbereich, die Steuerung von Schaltgeräten undÜberwachung bereitgestellt werden.

Die Geräte der 650 Serie bieten optimale vorkonfigurierte undkundenspezifischen Lösungen. Mit einem kundenspezifischenIEDs können Sie die Funktionalität vollständig IhrenBedürfnissen anpassen.

Die Geräte der 650 Serie bieten darüber hinaus optimalevorkonfigurierte Lösungen, die direkt einsatzbereit sind. DieGeräte sind mit den wesentlichsten Schutzfunktionen undStandardparametern vorkonfiguriert, die eine großeBandbreite von Anwendungen in den elektrischen Netzen derEnergieerzeugung und -übertragung abdecken.

Die IEDs der 650 Serie umfassen:• Kundenspezifische Versionen, die Funktionsanpassungen

an die Anwendungsanforderungen beim Schutz und bei derSteuerung in einem IED ermöglichen.

• Vorkonfigurierte und sofort einsatzbereite Lösungen, die füreine große Bandbreite von Anwendungen in derEnergieübertragung und -erzeugung ausgelegt sind.

• Unterstützung von benutzerdefinierten Signalnamen in derLandessprache.

• Minimale regelbasierte Parametereinstellungen durchVorgabe von sinnvollen Voreinstellungs-Werten basierendauf dem neuen Globalen Basiswert-Konzept von ABB. ImWesentlichen müssen nur noch die Parameter eingegebenwerden, die spezifisch für Ihre installierte und aktivierteAnwendung sind.

• GOOSE-Benachrichtigung für horizontale Kommunikationauf stoßfrei redundantem Stationsbus gemäß IEC 62439–3ed2 PRP.

• HMI-Oberfläche mit 15 dynamischen dreifarbigen LEDs proSeite, bis zu drei Seiten und mit konfigurierbarenFunktionstasten.

• Programmierbare LED-Bezeichnungen.• Bemessungsstrom-Eingänge 1A oder 5A.• Rollenbasierte Zugriffssteuerung mit unabhängigen

Passwörtern und FTPS-verschlüsselter Kommunikation.Verwaltete Authentifikation und Nachverfolgung allerBenutzeraktivitäten.

2. AnwendungDas REG650 wird zum Schutz und zur Überwachung vonEnergieerzeugungsanlagen verwendet. Das IED eignet sich

besonders für Anwendungen in dezentralenSteuerungssystemen mit verteilten Schaltgeräten bei hohenAnforderungen an die Zuverlässigkeit. Es ist hauptsächlich fürkleinere und mittelgroße Energieerzeugungsanlagenvorgesehen. Die Steuerung für bis zu 8 Schaltgeräte mitVerriegelung kann über das Funktionsblock-Engineering ineinem IED integriert werden.

Das REG670 sollte gewählt werden, wenn umfangreichereSchutzsysteme erforderlich sind, oder wenn in Kombinationmit dem REG650 ein redundanter Schutz geschaffen werdensoll.

Eine Vielzahl von Schutzfunktionen steht zur Verfügung, umverschiedene Arten von Energieerzeugungsanlagen, wiebeispielsweise Wasserkraftwerke und Wärmekraftwerke,umfassend und zuverlässig zu schützen. Damit lässt sich dasGerät an die Schutzanforderungen der meistenEnergieerzeugungsanlagen anpassen.

Schutzfunktionen sind zur Erkennung interner Fehlerverfügbar, wie z. B. Generatorstator-Kurzschlüsse und -Erdfehler, Generatorrotor-Erdfehler,Blocktransformatorkurzschlüsse und -Erdfehler sowie Fehlerin dem externen elektrischen Netz, das von derEnergieerzeugungsanlage gespeist wird.

Zwei Ausführungen wurden für die folgenden Anwendungenvorkonfiguriert:

• Generatorschutz-IED einschließlich Generator-Differentialschutz (B01)

• Generator-Transformatorschutz-IED einschließlichTransformator-Differentialschutz (B05)

Für viele Energieerzeugungsanlagen kann damit einSchutzsystem bestehend aus zwei Ausführungen realisiertwerden, d. h., zwei IEDs desselben Typs können für einenredundanten Schutz einer Energieerzeugungsanlage(Generator und Blocktransformator) entsprechend denspezifischen Anlagenanforderungen miteinander kombiniertwerden.

Die IEDs sind bereits vorkonfiguriert und eignen sich für densofortigen Einsatz. Analogeingänge und Binärein- und -ausgangskreise sind voreingestellt.

Das konfigurierte IED lässt sich dann mit Hilfe des grafischenKonfigurations-Tools ändern und entsprechend anpassen.


Produktversion: 1.3 Herausgegeben: Dezember 2014Revision: A

ABB 3

A, B, C or D

~

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

REG650-B01

TR PTTR

49 Ith

LEX PDIS

40

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

OC4 PTOC

51 3I>

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81U f<

110kV HV Schaltanlage

VR PVOC

51V I>/U<ZGC PDIS

21 Z<

AEG GAPC

50AE U</I>

SA PTOF

81O f>YY

SDD RFUF

60FL

Hinweis:1) Eingang für unabhängige, ungerichtete Überstrom- und Überlastfunktionen. Kann für versch. Zwecke verwendet werden (z. B. Überstromschutz für Hilfs- oder Erregungs-Trafo oder nachgeschaltete Oberspannungsseite)

I

U

NS2 PTOC

46 I2>

OC4 PTOC

51 3I>

CC RPLD

52PD PD

CC RBRF

50BF 3I> BF

YY

Generator-LS

Eigenbedarfs-transformator

Block-transformator

29MVA121/11kV

YNd5

Erregungs-Transformator

HS LS

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

TR PTTR

49 Ith

OOS PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25 SC

1)

2)

3)

3) Eingang für unabhängige, gerichtete (empfindliche) Erdfehlerschutzfunktion. Kann für versch. Zwecke verwendet werden (z.B. als Rotor-Erdfehlerschutz mit RXTTE4 oder Stator-Erdfehlerschutz für parallelen Generatorbetrieb)

Feld

-LS

HZ PDIF

87N IdN

2) Eingang für unabhängige, ungerichtete Erdfehlerfunktion. Kann für versch. Zwecke verwendet werden (z. B. Stator-Erdfehlerschutz oder Windungsfehler für Generatoren mit geteilten Wicklungen oder Erdfehler auf Oberspannungs-Erdfehlerschutz). Kann alternativ für hochohmigen REF-Schutz verwendet werden.

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

CV MMXN

Mess.

GUP PDUP

37

GOP PDOP

32 P>

TRM-Modul mit 4I+1I*+5U AIM-Modul mit 6I+4U

¤)

¤) Dedizierte Stromwandlerkerne, externen Widerstand und Metrosil für korrekten Betrieb erforderlich

V MSQI

47 U2>

EF4 PTOC

67N

SDE PSDE

67N

Rotor-EF-Schutz 64R

GOP PDOP

32

SA PFRC

81R df/dt

390kVA11/0,37kV

Dyn11

50/5

1600/5

1600/5

10/1

1,6MVA11/0,4kV

EF4 PTOC

51N IN>

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

11/ 0.11

3kV

200/1

100/52500/5

1000

29MVA11kV

150rpm

RX

TTE

4

D

C B

A

H J, G or H

200/5

G

Y200/1

J

C MSQI

Mess.

0019_=IEC10000299=3=de=Original.vsd

Q>

P<

IN> IN> <

IEC61850

Parametereinstellungen, Fuktionen eingeschaltet

Parametereinstellungen, Funktionen ausgeschaltet

IEC61850 IEC61850IECANSI ANSI IEC

IEC10000299 V3 DE

Abb. 1. Generatorschutz-IED einschließlich Generator-Differentialschutz (B01)


Produktversion: 1.3

4 ABB

~

STEF PHIZ

59THD U3d/N

REG650-B05

LEX PDIS

40

GUP PDUP

37

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

T3D PDIF

87T 3Id/I

SA PTUF

81U f<

110kV HV Schaltanlage

VR PVOC

51V I>/U<ZGC PDIS

21 Z<

AEG GAPC

50AE U</I>

SA PTOF

81O f>YY

I

U

NS2 PTOC

46 I2>

OC4 PTOC

51 3I>

CC RPLD

52PD PD

CC RBRF

50BF 3I> BF

YY

HS LS

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

TR PTTR

49 Ith

OOS PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25 SC

Hinweis:

2) Eingang für unabhängige, ungerichtete Erdfehlerfunktion. Kann für versch. Zwecke verwendet werden (z. B. Stator-Erdfehlerschutz oder Windungsfehler für Generatoren mit geteilten Wicklungen oder Erdfehler auf Oberspannungs-Erdfehlerschutz). Kann alternativ für hochohmigen REF-Schutz verwendet werden.

1) Eingänge für unabhängige, gerichtete (empfindliche) Erdfehlerschutzfunktion. Kann für versch. Zwecke verwendet werden (z. B. als Rotor-EF-Schutz mit RXTTE4 Oder Stator-EF für parallel laufende Generatoren)

1)

2)

Feld

-LS

TR PTTR

49 Ith

OC4 PTOC

51 3I>

HZ PDIF

87N IdN

EF4 PTOC

51N IN>

GT01

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

59N UN>

YY

CV MMXN

Mess.

GOP PDOP

32 P>

TRM-Modul mit 4I+1I*+5U AIM-Modul mit 6I+4U

¤)

¤) Dedizierte Stromwandlerkerne und externen Widerstand korrekten Betrieb erforderlich

V MSQI

47 U2>

EF4 PTOC

67N

SDE PSDE

67N

Rotor-EF-Schutz 64R

CV MMXN

Mess.

GOP PDOP

32

SA PFRC

81R df/dt

3)

3) Alternativ nachgeschalteter Transformator Hochspannungsseite . Offener Delta-Spannungswandler kann hier angeschlossen werden

Generator-LS

Eigenbedarfs-transformator

Block-transformator

29MVA121/11kV

YNd5

Erregungs-Transformator

390kVA11/0,37kV

Dyn11

50/5

1600/5

29MVA11kV

150rpm

200/1

100/5

1,6MVA11/0,4kV

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

110 0.11 0.11/ /

33 3kV

11/ 0.11

3kV

2500/5

1000

RX

TTE

4

C

B

E

A

D

A or B

D or E

200/5

G

1600/5

10/1H J, G or H

Y200/1

J

SDD RFUF

60FL

C MSQI

Mess.

0021_=IEC10000300=3=de=Original.vsd

IN> IN>

Q>

P<

<

IEC61850IEC61850 IEC61850

IECANSI ANSI IECANSI

Parametereinstellungen, Fuktionen eingeschaltet

Parametereinstellungen, Funktionen ausgeschaltet

IEC10000300 V3 DE

Abb. 2. Generator-Transformatorschutz-IED einschließlich Transformator-Differentialschutz (B05)


Produktversion: 1.3

ABB 5

3. Verfügbare Funktionen

Hauptschutzfunktionen

IEC 61850 oderFunktionsname

ANSI Funktionsbeschreibung Generator

RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

Differentialschutz

T3WPDIF 87T Transformator-Differentialschutz, drei Wicklungen 0–1 1

REFPDIF 87N Selektiver Erdfehlerschutz 0–1

HZPDIF 87 Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz 0–1 1 1

GENPDIF 87G Generator-Differentialschutz 0–1 1

Impedanzschutz

ZMRPSB 68 Netzpendelungserkennung 0–1

ZGCPDIS 21G Unterimpedanzschutz für Generatoren und Transformatoren 0–1 1 1

LEXPDIS 40 Untererregungsschutz 0–1 1 1

OOSPPAM 78 Polschlupfschutz 0–1 1 1

LEPDIS Lastkompensation 0–1 1 1


Produktversion: 1.3

6 ABB

Backup-Schutzfunktionen

IEC 61850oder Funkti-onsname


RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

Stromschutz

OC4PTOC 51/67 Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, gemeinsamer dreipoliger Ausgang 0-2 2 2

EF4PTOC 51N/67N Vierstufiger gerichteter Schieflastschutz, gerichtete Null-/Gegensystemkompo‐nentenrichtung

0-2 2 2

SDEPSDE 67N Sensitiver gerichteter Nullsystemstrom- und Nullleistungsschutz 0-1 1 1

TRPTTR 49 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten 0-2 2 2

CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz, dreipolige Anregung und Auslösung 0-1 1 1

CCRPLD 52PD Polgleichlaufüberwachung 0-1 1 1

GUPPDUP 37 Gerichteter Unterleistungsschutz 0-1 1 1

GOPPDOP 32 Gerichteter Überleistungsschutz 0-2 2 2

AEGGAPC 50AE Schutz vor versehentlichem Einschalten von Synchrongeneratoren 1 1 1

NS2PTOC 46I2 Schieflastschutz für Maschinen 1 1 1

VRPVOC 51V Überstromzeitschutz mit Unterspannungsstabilisierung 1 1 1

Spannungsschutz

UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspannungsschutz 0-1 1 1

OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspannungsschutz 0-1 1 1

ROV2PTOV 59N Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz 0-2 2 2

OEXPVPH 24 Übererregungsschutz 0-1 1 1

STEFPHIZ 59THD 100 % Stator-Erdfehlerschutz, 3. Oberschwingung 0-1 1 1

Frequenzschutz

SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 0-4 4 4

SAPTOF 81 Überfrequenzschutz 0-4 4 4

SAPFRC 81 Frequenzänderungsschutz 0-2 2 2


Produktversion: 1.3

ABB 7

Steuerungs- und Überwachungsfunktionen



RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

Steuerung

SESRSYN 25 Synchronisieren, Synchrocheck, Einschaltprüfung 0-1 1 1

SLGGIO Logikdrehschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung 15 15 15

VSGGIO Mini-Wahlschalter 20 20 20

DPGGIO Generischer Doppelmeldung-Funktionsblock 16 16 16

SPC8GGIO Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale 5 5 5

AUTOBITS AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 3 3 3

I103CMD Funktions-Befehle für IEC 60870-5-103 1 1 1

I103IEDCMD Geräte-Befehle für IEC 60870-5-103 1 1 1

I103USRCMD Funktions-Befehle, benutzerdefiniert, für IEC 60870-5-103 4 4 4

I103GENCMD Funktions-Befehle, übergeordnet, für IEC 60870-5-103 50 50 50

I103POSCMD Geräte-Befehle mit Position und Auswahl für IEC 60870-5-103 50 50 50

Schaltgerätesteuerung und Verriegelung

APC8 Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 8 Geräte (1CB) inkl.Verriegelung

0-1

QCBAY Schalthoheit 1 1 1

LOCREM Handhabung von LR-Schaltstellungen 1 1 1

LOCREMCTRL LHMI-Schalthoheit über Permitted Source To Operate (PSTO) 1 1 1

CBC1 Steuerung für 1 Leistungsschalter (CB) 0-1 1

CBC2 Steuerung für 2 Leistungsschalter (CB) 0-1 1

Sekundäres Überwachungssystem

SDDRFUF Spannungswandlerkreisüberwachung 0-1 1 1

TCSSCBR Auskreisüberwachung 3 3 3

Logik

SMPPTRC 94 Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang 1-6 6 6

TMAGGIO Auslösematrix-Logik 12 12 12

OR Konfigurierbare Logikblöcke 283 283 283

INVERTER Konfigurierbare Logikblöcke 140 140 140

PULSETIMER Konfigurierbare Logikblöcke 40 40 40

GATE Konfigurierbare Logikblöcke 40 40 40

XOR Konfigurierbare Logikblöcke 40 40 40

LOOPDELAY Konfigurierbare Logikblöcke 40 40 40

TIMERSET Konfigurierbare Logikblöcke 40 40 40


Produktversion: 1.3

8 ABB



RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

AND Konfigurierbare Logikblöcke 280 280 280

SRMEMORY Konfigurierbare Logikblöcke 40 40 40

RSMEMORY Konfigurierbare Logikblöcke 40 40 40

Q/T Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-1

ANDQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-120

ORQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-120

INVERTERQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-120

XORQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-40

SRMEMORYQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-40

RSMEMORYQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-40

TIMERSETQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-40

PULSETIMERQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-40

INVALIDQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-12

INDCOMBSPQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-20

INDEXTSPQT Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-20

FXDSIGN Fester Signalfunktionsblock 1 1 1

B16I Umwandlung von Boolescher 16 in Integer 16 16 16

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

IB16A Umwandlung von Integer in Boolesch 16 16 16 16

IB16FCVB Umwandlung von Integer in Boolesch 16 mit Darstellung logischer Knoten 16 16 16

TEIGGIO Integrator für die abgelaufene Zeit mit Grenzwertüberschreitung und Über‐laufüberwachung

12 12 12

Überwachung

CVMMXN Messfunktionen 6 6 6

CMMXU Messung Leiterstrom 10 10 10

VMMXU Messung Leiter-Leiter-Spannung 6 6 6

CMSQI Messung symmetrischer Stromkomponenten 6 6 6

VMSQI Messung symmetrischer Spannungskomponenten 6 6 6

VNMMXU Leiter-Erde-Spannungsmessung 6 6 6

AISVBAS Funktionsblock für Servicewert-Anzeige analoger Eingänge 1 1 1

TM_P_P2 Funktionsblock für Servicewert-Anzeige primärer analoger Eingänge600TRM

1 1 1

AM_P_P4 Funktionsblock für Servicewert-Anzeige primärer analoger Eingänge600AIM

1 1 1

TM_S_P2 Funktionsblock für Servicewert-Anzeige primärer sekundärer Eingänge600TRM

1 1 1


Produktversion: 1.3

ABB 9



RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

AM_S_P4 Funktionsblock für Servicewert-Anzeige primärer sekundärer Eingänge600AIM

1 1 1

CNTGGIO Ereigniszähler 5 5 5

L4UFCNT Ereigniszähler mit Grenzwertüberwachung 12 12 12

DRPRDRE Stördatenbericht 1 1 1

AnRADR Analogeingangssignale 4 4 4

BnRBDR Binäreingangssignale 6 6 6

SPGGIO Generischer Einzelmeldungsfunktionsblock 64 64 64

SP16GGIO Generischer Meldungsfunktionsblock, 16 Signale 16 16 16

MVGGIO Generischer Messwertfunktionsblock 16 16 16

MVEXP Messwertexpansion 66 66 66

SPVNZBAT Überwachung der Stationsbatterie 0-1 1 1

SSIMG 63 Isoliergasüberwachung 0-2 2 2

SSIML 71 Isolierflüssigkeit-Überwachung 0-2 2 2

SSCBR Leistungsschalterzustandsüberwachung 0-1 1 1

I103MEAS Messwerte für IEC 60870-5-103 1 1 1

I103MEASUSR Messwerte, benutzerdefinierte Signale für IEC 60870-5-103 3 3 3

I103AR Funktionsstatus, Automatische Wiedereinschaltung für einen Leistungs‐schalter, für IEC 60870-5-103

1 1 1

I103EF Funktionsstatus, Erdfehler, für IEC 60870-5-103 1 1 1

I103FLTPROT Funktionsstatus, Fehlerschutz, für IEC 60870-5-103 1 1 1

I103IED Gerätestatus für IEC 60870-5-103 1 1 1

I103SUPERV Überwachungsstatus für IEC 60870-5-103 1 1 1

I103USRDEF Status für benutzerdefinierte Signale für IEC 60870-5-103 20 20 20

Betriebszählung

PCGGIO Impulszähler 16 16 16

ETPMMTR Funktion für die Energieberechnung und Nachfragebearbeitung 3 3 3


Produktversion: 1.3

10 ABB

Stationskommunikation

IEC 61850 oder Funkti-onsname


RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff


IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll IEC 61850 1 1 1

DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunikationsprotokoll 1 1 1

RS485DNP DNP3.0 für RS-485 Kommunikationsprotokoll 1 1 1

CH1TCP DNP3.0 für TCP/IP-Kommunikationsprotokoll 1 1 1




OPTICALDNP DNP3.0 für optisches RS-232 Kommunikationsprotokoll 1 1 1

MSTSERIAL DNP3.0 für seriell Kommunikationsprotokoll 1 1 1

MST1TCP DNP3.0 für TCP/IP-Kommunikationsprotokoll 1 1 1




RS485GEN RS485 1 1 1

OPTICALPROT Wahl des Betriebs für optisch seriell 1 1 1

RS485PROT Wahl des Betriebs für RS485 1 1 1

DNPFREC DNP3.0 Störschriebe für TCP/IP-Kommunikationsprotokoll 1 1 1

OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optisch serielle Kommunikation 1 1 1

RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommunikation für RS485 1 1 1

GOOSEINTLKRCV Horizontale Kommunikation über GOOSE für Verriegelung 59 59 59

GOOSEBINRCV GOOSE-Funktionsblock für den Empfang binärer Signale 4 4 4

ETHFRNTETHLAN1GATEWAY

Ethernet-Konfiguration von frontseitigem Anschluss, LAN1-Port undGateway

1 1 1

ETHLAN1_AB Ethernet-Konfiguration des LAN1-Anschlusses 1

PRPSTATUS Systemkomponente für paralleles Redundanz-Protokoll 1

CONFPROT IED-Konfigurationsprotokoll 1 1 1

ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Parameter 1 1 1

SECALARM Komponente für die Zuordnung von Sicherheitsereignissen in Protokol‐len wie z. B. DNP3 und IEC 103

1 1 1

AGSAL Allgemeine Sicherheitsanwendungs-Komponente 1 1 1

GOOSEDPRCV GOOSE-Funktionsblock für den Empfang einer Doppelmeldung 32 32 32


Produktversion: 1.3

ABB 11

IEC 61850 oder Funkti-onsname


RE

G65

0

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

GOOSEINTRCV Funktionsblock für GOOSE-Empfang eines ganzzahligen Wertes 32 32 32

GOOSEMVRCV GOOSE-Funktionsblock für den Empfang von Messwerten 16 16 16

GOOSESPRCV GOOSE-Funktionsblock für den Empfang einer Einzelmeldung 64 64 64

Grundfunktionen des Geräts

IEC 61850 / Funktions-blockbezeichnung

Funktionsbeschreibung

In allen Produkten enthaltene Grundfunktionen

INTERRSIG Interne Fehlersignale der Selbstüberwachung 1

SELFSUPEVLST Interne Fehlersignale der Selbstüberwachung 1

TIMESYNCHGEN Zeitsynchronisation 1

SNTP Zeitsynchronisation 1

DSTBEGIN, DSTEND,TIMEZONE

Zeitsynchronisierung, Zeitumstellung Sommer-/Winterzeit 1

IRIG-B Zeitsynchronisation 1

SETGRPS Handhabung von Parametersätzen 1

ACTVGRP Parametersätze 1

TESTMODE Testmodus 1

CHNGLCK Änderungssperre 1

PRIMVAL Primärsystemwerte 1

SMAI_20_1 -SMAI_20_12

Signalmatrix für Analogeingänge 2

3PHSUM Dreiphasige Summierungserfassung 12

GBASVAL Global definierte Werte für Einstellungen 6

ATHSTAT Befugnisstatus 1

ATHCHCK Befugnischeck 1

AUTHMAN Autoritätsverwaltung 1

FTPACCS FTPS-Zugriff mit Passwort 1

DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss 1

DOSLAN1 Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für LAN1B-Anschlüsse 1

DOSSCKT Dienstverweigerung, Socket-Flusskontrolle 1


Produktversion: 1.3

12 ABB

4. Differentialschutz

Transformatordifferentialschutz T3WPDIFDer Transformatordifferentialschutz für drei WicklungenT3WPDIF wird mit Amplituden- und Vektorgruppen -Kompensation sowie einstellbarerNullsystemstromeliminierung bereitgestellt.

Die Funktion kann mit phasige Stromwandler-Sätzeverwendet werden. Alle Stromeingänge sind in dieStabilisierung der Differentialschutzfunktion einbezogen,wodurch sich das IED für den Schutz von Zwei- oder Drei-Wicklungs-Transformatoren eignet.

Anwendungen mit drei Wicklungen

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 DE

3-Wicklungsleistungs‐transformator, alledrei Wicklungen ange‐schlossen

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 DE

Drei-Wicklungs-Leis‐tungstransformatormit nicht angeschlos‐sener Dreieckswick‐lung

Abb. 3. Stromwandleranordnungen für dieDifferentialschutzfunktion und an-dere Schutzfunktionen

Die Einstellmöglichkeiten umfassen Anwendungen für alleArten von Leistungstransformatoren und Spartransformatorenmit oder ohne Stufenschalter sowie eine Kompensations-Drosselspule innerhalb der Station. Eine adaptiveStabilisierungsfunktion für stromstarke Durchgangsfehler istenthalten.

Eine Stabilisierung für Einschaltströme undÜbererregungsströme ist vorgesehen, Cross-Blocking istebenfalls verfügbar. Adaptive Stabilisierung ist auch fürStromspitzen infolge von Einschaltungen während derNetzwiederherstellung und Stromwandler-Sättigung fürexterne Fehler enthalten. Ein hoch eingestelltes, nichtstabilisiertes Differentialstromschutzelement für sehr schnellesAuslösen bei hohen internen Fehlerströmen ist vorhanden.

Ein innovatives empfindliches Diffentialschutzelement,basierend auf der Auswertung symmetrischer Komponenten,bietet einen empfindlichen Schutz bei Windungsschlüssen inTransformatorwicklungen.

Selektiver Erdfehlerschutz (REFPDIF)Erdfehlerdifferentialschutz, niederohmig REFPDIFDie Funktion "Selektiver Erdfehlerschutz" (REFPDIFErdfehlerdifferentialschutz) kann bei allen niederohmiggeerdeten Sternpunkten genutzt werden. Die FunktionREFPDIF bietet hohe Empfindlichkeit und besonders schnelle

Auslösung, da sie an jeder Wicklung einzeln misst und somitkeine Stabilisierung des Einschaltstroms benötigt.

Der Erdfehlerdifferentialschutz ist eine prozentual stabilisierteSchutzfunktion mit einem zusätzlichen Nullstrom-Richtungsvergleichskriterium. Dies bedeutet einehervorragende Empfindlichkeit und Stabilität beiDurchgangsfehlern. Die Funktion ermöglicht den Einsatz beiverschiedenen Stromwandler-Übersetzungsverhältnissen undMagnetisierungskennlinien der Stromwandlerkerne in denLeitern und im Sternpunkt. Im Gegensatz zum stabilisiertenHochimpedanz-Erdfehlerschutz ist ein Kombinieren mitanderen Funktionen und Schutzgeräten auf den gleichenStromwandlerkernen möglich.

Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFDer Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF kann verwendetwerden, wenn die verwendeten Stromwandlerkerne dasgleiche Windungsverhältnis und die gleiche Magnetisierungs-Charakteristik haben. Außerdem wird ein Reihenwiderstandund ein spannungsabhängiger Widerstand, die extern mitdem IED verbunden sind, benutzt.

Die externe Widerstandseinheit kann als Zubehör bestelltwerden.

HZPDIF kann als Hochimpedanz-Erdfehler-Schutz verwendetwerden.

Generator-Differentialschutz GENPDIFDie Aufgabe des Generator-Differentialschutzes GENPDIF istzu bestimmen, ob ein Fehler innerhalb der Schutzzone oderaußerhalb der Schutzzone auftritt. Wenn der Fehler intern ist,dann muss der fehlerhafte Generator schnell abgeschaltet,also vom Netz getrennt werden. Die Auslösung desGeneratorschalters und die Abschaltung der Turbine wird indiesem Fall dann eingeleitet.

Um die von Kurzschlüssen der Statorwicklungen verursachtenSchäden zu reduzieren, muss die Abschaltungschnellstmöglich erfolgen. Wenn der Generatorblock in derNähe anderer Generatorblöcke an das elektrische Netzangeschlossen ist, muss eine rasche Abschaltung zurErhaltung der dynamischen Stabilität der störungsfreienGeneratoren vorgenommen weden.

Normalerweise ist der Kurzschluss-Fehlerstrom sehr groß,wesentlich größer als der Bemessungsstrom des Generators.Es besteht aber auch die Wahrscheinlichkeit, dass zwischenden Leitern, die sich in der Nähe des Sternpunkts desGenerators befinden, ein Kurzschluss ereignet, der nun aberzu einem relativ kleinen Fehlerstrom führt. Der Fehlerstromkann auch wegen einer schwachen Erregung des Generatorsbegrenzt sein. Daher sollte die Erkennung von Leiter-Leiter-Kurzschlüssen des Generators relativ empfindlich sein, damitauch geringe Fehlerströme erkannt werden.

Außerdem ist es sehr wichtig, dass der Differentialschutz desGenerators bei externen Fehlern nicht auslöst, wenn ein


Produktversion: 1.3

ABB 13

großer Fehlerstrom vom Generator gespeist wird. Um einerasche Fehlerabschaltung mit hoher Empfindlichkeit beiEinhaltung der Selektivität zu erzielen, ist im Allgemeinen derGenerator-Differentialschutz die optimale Wahl für dieErfassung von Leiter-Leiter-Kurzschlüssen des Generators.Ein interner/externer Diskriminator (Fehlerentscheider),basierend auf dem Gegensystemstrom, kann zusätzlichverwendet werden, um zu bestimmen, ob der Fehler internoder extern ist. Dieser Diskriminator unterscheidet nicht nurzuverlässig zwischen internen und externen Fehlern, sondernist auch empfindlicher im Vergleich zum "normalen"Differentialschutz und kann daher auch kleine Fehlerströmefeststellen, bevor sich diese zu schweren Fehlern entwickeln.

Die adaptive Frequenzverfolgung wird bereitgestellt und stelltden korrekten Betrieb des Generatordifferentialschutzes beivariierenden Frequenzbedingungen sicher.

Der Zustand "Stromwandlerkreis offen" führt zu unerwartetenReaktionen der Differentialschutz-Funktion des Generatorsunter normalen Lastbedingungen. Aufgrund von hohenSpannungen an den Stromwandlerklemmen bestehtaußerdem die Gefahr, Geräte im Sekundärkreis desStromwandlers zu beschädigen. Daher ist es im Hinblick aufSicherheit und Zuverlässigkeit geboten, im Falle offenerWandlerkreise den Differentialschutz durch die entsprechendeFunktion blockieren zu lassen und zugleich ein Alarmsignal andas Personal auszugeben, damit Maßnahmen zur Behebungder Störung ergriffen werden können.

Der Generator-Differentialschutz GENPDIF eignet sich auchzur schnellen, empfindlichen und selektivenFehlerabschaltung für Kompensations-Drosselspulen oderkurze Schienenabschnitte.

5. Impedanzschutz

Pendelsperre ZMRPSBNetzpendelungen können nach dem Trennen von schwerenBelastungen bzw. Verlust von großenEnergieerzeugungsanlagen auftreten.

Die Pendelerkennungsfunktion ZMRPSB wird verwendet, umNetzpendelungen zu erkennen und eine Blockierung allerDistanzschutzzonen einzuleiten. Das Auftreten vonErdfehlerströmen während einer Pendelung kann diePendelerkennungsfunktion ZMRPSB blockieren, um eineFehlerbehebung zu ermöglichen.

Unterimpedanzschutz für Generatoren und TransformatorenZGCPDISDer Unterimpedanzschutz für Generatoren undTransformatoren ZGPDIS verfügt über die Offset-MhoCharakteristik als Drei-Zonen-Reserveschutz zur Erkennungvon Leiter-Leiter-Kurzschlüssen in Transformatoren undGeneratoren. Die drei Zonen verfügen über unabhängigeLeiter-Leiter-Messschleifen und Einstellungen, dadurch erhältman eine hohe Flexibilität für alle Arten von Anwendungen.

Alle drei Zonen können einzeln von der Stromgrößeunabhängig zeitverzögert sein.

Die Lastkompensations-Charakteristik ist für die dritte Zoneverfügbar, wie in Abbildung 4 dargestellt.

=IEC07000117=2=de=Original.vsd

jX

Funktionsbereich Funktionsbereich

R

Funktionsbereich

Kein Funktionsbereich

Kein Funktionsbereich

IEC07000117 V2 DE

Abb. 4. Einfluss der Lastaussparung auf die Offset-Mho-Z3-Charakteristik

Untererregungsschutz LEXPDISFür die Untererregung einer Synchronmaschine gibt esGrenzen. Eine Reduzierung des Erregungsstroms schwächtdie Kupplung zwischen dem Rotor und Stator. Die Maschinekann den Synchronismus verlieren und beginnen, wie eineInduktionsmaschine zu arbeiten. In diesem Fall erhöht sichder reaktive Blindleistungsverbrauch. Auch wenn dieMaschine den Synchronismus nicht verliert, kann esinakzeptabel sein, über eine längere Zeit in diesem Zustandzu arbeiten. Die Reduzierung der Erregung erhöht dieWärmeerzeugung in den Wickelköpfen der synchronenMaschine. Die lokale Übererwärmung kann die Isolierung derStatorwicklung und den Eisenkern schädigen.

Um Schäden am Generator zu verhindern, sollte er vom Netzgetrennt werden, wenn die Erregung zu niedrig ist.

Die Impedanzmessung wird für die Funktion LEXPDISverwendet. Die Betriebscharakteristik ist als 2-Zonen Offset-Mho-Kreis und einer Richtungselement-Stabilisierungsgeraden angelegt.

Polschlupf-Schutz OOSPPAMDer Polschlupf-Schutz OOSPPAM im Gerät kann sowohl fürden Generatorschutz als auch für den Leitungsschutzverwendet werden.

Der Hauptzweck von OOSPPAM ist es, das Auftreten einesPolschlupfs im System zu erkennen, zu bewerten und dieentsprechenden Maßnahmen einzuleiten.


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OOSPPAM erkennt Polschlupfbedingungen und löst denGeneratorfehler so schnell wie möglich aus, d.h. nach demersten Polschlupf, wenn das Zentrum der Schwingung inZone 1 gefunden wurde, in der sich normalerweise derGenerator und der nachgeschaltete Transformator befindet.Wenn sich das Zentrum der Schwingung an anderer Stelle imSystem befindet, d.h. in Zone 2, wird normalerweise mehr alsein Polschlupf zugelassen, bevor die Generator-Transformator-Einheit getrennt wird. Die Leistungsschaltereigenzeit kannüber eine Parametereinstellung berücksichtigt werden. Wennmehrere Relais mit Polschlupfbedingungen ("out of step") imSystem vorhanden sind, schaltet zuerst jenes, das demZentrum der Schwingung in seiner Zone 1 am nächsten ist.

Lastkompensation LEPDISIn vielen Netzen kommt es zu hohen Netzbelastungen, durchdie eine Abdeckung des Lichtbogenwiderstandes mit denUnterimpedanz-Messzonen nicht möglich ist. In solchenFällen kann mit der Lastkompensationsfunktion (LEPDIS) dieohmsche Widerstandseinstellung der Unterimpedanz-Messzonen erhöht werden, ohne den Lastbereich zubeeinträchtigen.

Alle drei Leiter-Leiter-Messschleifen besitzen eigeneLastkompensationsmerkmale.

6. Stromschutz

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoliger AusgangOC4PTOCDie vierstufige Leiter-Überstromschutzfunktion OC4PTOCverfügt über abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw.definitive Zeitverzögerung, jeweils ohne Abhängigkeitvoneinander für die Stufen 1 und 4. Die Stufen 2 und 3 sindimmer unabhängig zeitverzögert.

Alle inversen Zeitkennlinien (IEC und ANSI) sind verfügbar.

Die Richtungsfunktion ist mit einem Spannungsspeicherversehen. Die Funktion kann unabhängig von den einzelnenStufen als gerichtete bzw. ungerichtete Funktion eingestelltwerden.

Die Blockierung mit der 2. Oberschwingung kann für dieFunktion eingestellt und verwendet werden, um jede Stufeeinzeln zu blockieren.

Vierstufiger gerichteter Erdfehlerschutz,Nullsystemkomponente undGegensystemkomponentenrichtung EF4PTOCVierstufiger gerichteter Erdfehlerschutz, Null-/Gegensystemkomponentenrichtung (EF4PTOC) verfügt übereine abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw. definitiveZeitverzögerung, jeweils ohne Abhängigkeit voneinander fürdie Stufen 1 und 4. Die Stufen 2 und 3 sind immer mitunabhängiger Zeitverzögerung ausgeführt.

Alle inversen Zeitkennlinien (IEC und ANSI) sind verfügbar.

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

Der Richtungsteil der Funktion kann so eingestellt werden,dass er bei folgenden Kombinationen auslöst:• Richtungsstrom (I3PDir) gegenüber Polarisierungsspannung

(U3PPol)• Richtungsstrom (I3PDir) gegenüber Polarisierungsstrom

(I3PPol)• Richtungsstrom (I3PDir) gegenüber dualer Polarisierung

(UPol+ZPol x IPol) wobei ZPol = RPol + jXPol

IDir, UPol und IPol können unabhängig voneinander alsNullsystemkomponente oder Gegensystemkomponenteausgewählt werden.

Die Blockierung der 2. Oberschwingung kann für die Funktioneingestellt und verwendet werden, um jede Stufe einzeln zublockieren.

Empfindlicher Erdfehler- und Leistungsschutz SDEPSDEIn isolierten Netzen oder Netzen mit hochohmiger Erdung istder Erdfehlerstrom deutlich niedriger als dieKurzschlussströme. Weiterhin ist der Betrag desErdfehlerstroms nahezu unabhängig vom Ort des Fehlers imNetz. Der Schutz kann so gewählt werden, dass derNullstrom, 3I0·cosj oder 3I0·j, oder die

Nullleistungskomponente 3U0·3I0·cos j, für das

Auslösekriterium verwendet wird. Ebenso stehen eineungerichtete 3I0-Stufe und eine ungerichtete 3U0-

Überspannungsauslösestufe zur Verfügung.

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 den Auslösewert,findet eine Auslösung am geschützten Transformator/Generator statt.

Die errechnete Zeit bis zur Auslösung wird angegeben.


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Schalterversagerschutz CCRBRF, dreipolige Anregung undAuslösungCCRBRF kann strom- oder kontaktbasiert sein oder eineKombination dieser beiden Maßnahmen.

Der Schalterversagerschutz mit dreipoliger Anregung undAuslösung (CCRBRF) gewährleistet eine schnelleReserveschutzauslösung der umliegenden Leistungsschalter.CCRBRF kann strom- oder kontaktbasiert sein oder eineKombination dieser beiden Maßnahmen.

Als Kontrollkriterium dient eine Stromfunktion mit extremkurzer Rückfallzeit, um eine hohe Sicherheit gegenungewolltes Auslösen zu erreichen.

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

Das Stromkriterium des Schalterversagerschutzes (CCRBRF)kann erfüllt werden durch ein oder zwei Leiterströme, oderdurch ein Leiterstrom plus Nullstrom. Wenn diese Ströme denvom Anwender definierten Einstellwert überschreiten, wirddas Stromkriterium erfüllt. Diese Bedingungen erhöhen dieSicherheit des Reserve-Auslösebefehls.

CCRBRF kann als dreipolige Auslösewiederholung deseigenen Leistungsschalters programmiert werden, um einunbeabsichtigtes Auslösen der umgebendenLeistungsschalter zu verhindern.

Polgleichlaufüberwachung CCRPLDBei Leistungsschaltern und Trennern kann es passieren, dassaufgrund von elektrischen oder mechanischen Fehlern diePole in unterschiedlichen Stellungen (geschlossen-offen)bleiben. Ein offener Pol kann zu Strömen derGegenkomponente (Schieflaststrom) und Nullkomponente(Erdfehlerstrom) führen, die auf rotierenden Maschinenthermische Belastung ausüben und die Schutzfunktionen,welche auf Null- oder Gegensystemstromkomponentenbasieren, ungewollt auslösen können.

Zur Korrektur einer solchen Situation wird normalerweise derbetroffene Leistungsschalter ausgelöst.Wenn durch dieseAuslösung der fehlerhafte Betriebszustand nicht geklärtwerden kann, sollten die umliegenden Leistungsschalterausgelöst werden, um die unsymmetrische Lastsituation zubereinigen.

Die Polgleichlaufüberwachungs-Funktion löst auf Basis vonInformationen der Leistungsschalterlogik mit zusätzlichenKriterien von leiterselektiven Stromasymmetrien aus.

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 zur

Überprüfung 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 verfügt über zwei Stufen mit unabhängigerZeitverzögerung.

Schutzfunktion gegen versehentliches Einschalten vonSynchrongeneratoren AEGGAPCAuf Grund von Bedienfehlern, Durchschläge inSchalterkammern, Schäden an Steuerkreisen oder einerKombination dieser Ursachen kann ein unvorhergesehenesoder versehentliches Zuschalten eines ausgeschaltetenGenerators erfolgen. Ein versehentlich eingeschalteterGenerator läuft als Induktionsmotor, der viel Strom aus demSystem aufnimmt. Der spannungsüberwachteÜberstromschutz wird zum Schutz des unvorhergesehenzugeschalteten Generators eingesetzt.

Der Schutz gegen versehentliches Einschalten vonSynchrongeneratoren (AEGGAPC) verwendet den maximalenLeiterstrom vom Generator an der Ableitungs- oderSternpunktseite und den maximalen Leiter-Leiter-Spannungseingang von der Ableitungsseite. AEGGAPC istaktiv, wenn die Anschlussspannung unter den angegebenenSpannungswert für die eingestellte Zeit bleibt.

Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) fürMaschinen NS2PTOCDer Gegensystem-Überstromschutz bzw. Schieflastschutz fürMaschinen NS2PTOC dient hauptsächlich dem Schutz vonGeneratoren gegen eine mögliche Überhitzung des Rotorsdurch Gegensystemstrom bzw. Schieflast im Statorstrom.

Die Gegenströme in einem Generator können unter anderemwie folgt entstehen:

• Asymmetrische Lasten• Leiter-Leiter-Fehler• Leiter-Erde-Fehler• Defekte Leiter• Fehlfunktion einer oder mehrerer Pole eines

Leistungsschalters oder eines Trenners

NS2PTOC kann ebenfalls als Reserveschutz eingesetztwerden, das heißt, um den Generator zu schützen, wenn derLeitungsschutz oder die Leistungsschalter eineasymmetrische Systemlast nicht mehr beseitigen können.

Um einen effizienten Schutz des Generators bei externen,asymmetrischen Lastbedingungen zu bieten, kann NS2PTOCGegenströme direkt messen. NS2PTOC hat ebenfalls eineZeitverzögerungs-Charakteristik, passend zur


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Heizcharakteristik des Generators 2

2I t K= wie im Standard

IEEE C50.13 definiert.

Dabei gilt:

I2 ist Gegensystemstrom, ausgedrückt inEinheiten des Generator-Nennstroms

t ist die Ansprechzeit in Sekunden

K ist eine Konstante, die von der Größe undBauart des Generators abhängt

NS2PTOC verfügt über viele Einstellmöglichkeiten für K sowieEmpfindlichkeit und die Fähigkeit, Gegenströme zu erkennenund die entsprechenden Maßnahmen auszulösen, und für dieLeistungsfähigkeit des Generators.

Zur Anpassung an die Erwärmungszeitkonstanten desGenerators kann ein Rücksetzzeitparameter eingestelltwerden.

Für die Alarmfunktion steht ein weiterer unabhängigzeitverzögerter Ausgang zur Verfügung, um den Bediener vormöglichen Gefahrensituationen zu warnen.

Leiter-Überstromschutz mit spannungsstabilisierter ZeitVRPVOCDie Funktion Leiter-Überstromschutz mitSpannungsstabilisierung (VRPVOC) wird als Reserveschutzfür Generatoren empfohlen.

Die Leiter-Überstromfunktion verfügt über einen einstellbarenStromansprechwert, der entweder als feste Zeit oder alsinversen Zeitcharakteristik verwendet werden kann. Darüberhinaus kann sie spannungsgesteuert/-stabilisiert sein.

Eine Unterspannungsstufe mit fester Zeitcharakteristik ist füreine Unterspannungsfreigabe mit Selbsthaltung für denÜberstromschutz verfügbar.

Rotor-ErdfehlerschutzDie Generator-Rotorwicklung und ihreStromversorgungskreise sind normalerweise vollständigisoliert gegen Erde. Daher wird eine einzelne Verbindungdieses Kreises zur Erde nicht zu einem Stromfluss führen.Wenn jedoch ein zweiter Erdfehler vorkommt, könnenernstere Folgen entstehen. Je nach der Stelle, an der diebeiden Fehler auftreten, kann eine solche BetriebsbedingungFolgendes verursachen:

• Verlust des Generator-Feldes (teilweise oder vollständig)• Erheblicher Gleichstromfluss durch den Rotormagnetkreis• Rotorvibration• Rotor verschiebt sich so, dass ein mechanischer

Schaden am Stator entsteht

Daher verfügen nahezu alle größeren Generatoren über einendedizierten Schutz, der einen ersten Erdfehler im Rotorkreisfeststellen kann und dann, abhängig vom Fehlerwiderstand,entweder einen Alarm an das Bedienpersonal oder einen

Stopp-Befehl an die Maschine ausgibt. Eine externeEinspeiseeinheit für den Rotor-Erdfehlerschutz RXTTE4 undein externer Schutzwiderstand sind für den korrekten Betrieberforderlich. Die Funktionen SDEPSDE oder EF4PTOCkönnen zusammen mit RXTTE4 als Rotor-Erdfehlerschutzverwendet werden.

7. 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, wobei Stufe 1für abhängige bzw. inverse oder für unabhängigeZeitverzögerungen einstellbar ist. Stufe 2 ist immerunabhängig zeitverzögert.

UV2PTUV hat ein hohes Rückfallverhältnis, um eineEinstellung nahe an der Betriebsspannung des Systems zuermöglichen.

Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOVÜberspannungen entstehen im System unter unnormalenBetriebsbedingungen, z.B. bei einem plötzlichenLeistungsabfall, einer fehlgeschlagenen Regelung desStufensschalters oder an offenen Leitungsenden von langenLeitungen.

OV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen, wobei Stufe 1als inverse oder als unabhängige Zeitverzögerung eingestelltwerden kann. Stufe 2 ist immer unabhängig zeitverzögert.

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

Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVVerlagerungsspannungen können im System währendErdfehlern entstehen.

Der zweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVberechnet die Verlagerungsspannung von den drei einpoligenSpannungswandlern oder misst sie direkt an einem in offenerDreieckswicklung verschalteten Spannungswandler oder aneinem Sternpunkt-Spannungswandler.

ROV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Beideverfügen über eine inverse oder eine unabhängigeZeitverzögerung. Stufe 2 ist immer unabhängig zeitverzögert.


Produktversion: 1.3

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Übererregungsschutz OEXPVPHWenn das Blechpaket eines Leistungstransformators odereines Generators einer magnetischen Flussdichte ausgesetztist, die über den Bemessungswerten liegt, dringt derSteufluss in die nicht mehrschichtigen Komponenten ein,welche dafür nicht ausgelegt sind. Dies führt zuWirbelströmen, welche in relativ kurzer Zeit zu einerübermäßigen Erwärmung führen können und schwereSchäden an der Isolierung und anliegenden Teilenverursachen. Die Funktion Übererregungsschutz verfügt übereine einstellbare inverse Auslösekennlinie und Alarmstufen mitunabhängiger Zeiteinstellung.

95 % und 100 % Stator-Erdfehlerschutzes auf Grundlage der3. Oberschwingung STEFPHIZEin Stator-Erdfehler ist ein Fehlertyp mit relativ hoherFehlerhäufigkeit. Die Generatorensysteme weisen gewöhnlicheine hohe Impedanz gegen Erde auf, d. h. die Erdung erfolgtüber einen Sternpunktwiderstand. Der Widerstand istnormalerweise so dimensioniert, dass er bei einem sattenErdfehler an der Generatorableitung einen Erdfehlerstrom von3 - 15 A verursacht. Im Vergleich zu Kurzschlüssen zwischenden Leitern verursachen die relativ niedrigen Erdfehlerströmeeine wesentlich geringere thermische und mechanischeBelastung am Generator. Dennoch müssen Erdfehler imGenerator ermittelt und der Generator abgeschaltet werden,selbst wenn verglichen mit Kurzschlüssen längereFehlerzeiten zulässig sind.

Bei normalem, ungestörten Betrieb des Generators liegt dieSternpunkt-Erde-Spannung nahezu bei Null und kein

Stromfluss kommt zustande. Wenn ein Erdfehler auftritt,steigt die Sternpunktspannung an und ruft einen Stromflussdurch den Sternpunktwiderstand hervor.

Um einen Erdfehler an den Wicklungen eines Generatorblockszu erkennen, können zum Einsatz kommen: Sternpunkt-Überspannungsschutz, Sternpunkt-Überstromschutz,Verlagerungsspannungsschutz oder Differentialschutz. DieseSchutzmaßnahmen sind einfach und haben sich bereits überviele Jahre bewährt. Allerdings schützen sie nur 95 % derStatorwicklung. 5 % bleiben auf Sternpunktseite ungeschützt.Unter ungünstigen Bedingungen kann sich der ungeschützteBereich vom Sternpunkt aus betrachtet auf 20 % erweitern.

Der 95 % Stator-Erdfehlerschutz misst die Grundfrequenz-Spannungskomponente im Sternpunkt des Generators undlöst aus, wenn die Grundfrequenzspannung den eingestelltenAnsprechwert übersteigt. Durch Anwendung dieses Prinzipswerden nahezu 95 % der Statorwicklungen geschützt. Umauch die verbleibenden 5 % der Statorwicklung in der Nähedes Sternpunktes zu schützen, kann eineSpannungsmessung der 3. Oberschwingung durchgeführtwerden. Bei einem 100 % Statorerdfehlerschutz basierend aufder 3. harmonischen Oberschwingung kann entweder dasPrinzip der 3. Oberschwingungsdifferenzspannung, dasPrinzip der 3. Oberschwingungs-Unterspannung oder dasPrinzip der 3. Oberschwingungs-Überspannung an derSternpunktseite angewendet werden. Von diesen Prinzipienist das Differenzspannungsprinzip zu bevorzugen. EineKombination dieser beiden Messprinzipien schützt diegesamte Statorwicklung vor Erdfehlern.


Produktversion: 1.3

18 ABB

x E3

Rf

T(1-x) E3

Über spannungsschutz 10 % – 100%

Differential0% – 30%

RN

N

Statorwicklung

uTuN

x E3

Rf Transformator

TLS 2(1-x) E3

x

Sternpunkt-Grundfrequenzspannung- Überspannungsschutz 5 % - 100 %

Diff.schutz 3. Oberschwingung

0 % - 30 %

LS 1 evtl. nicht vorhanden

1 oder 100 %

RN

NNLS 1

Statorwicklung

uTuN 1 - x1 - xMesspunkte für

Verlagerungsspannung (Grundfrequenzspannung

und Spannung der 3. Oberschwingung

herausgefiltert)

Messpunkte für Anschlussspannung

(Spannung der 3. Oberschwingung

herausgefiltert)

=IEC10000202=1=de=Original.vsd

IEC10000202 V1 DE

Abb. 5. Schutzprinzipien der Funktion STEFPHIZ

8. Frequenzschutz

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

Der Unterfrequenzschutz SAPTUF wird inLastabwurfsystemen, beim Netzwiederaufbau, beimGasturbinenstart usw. eingesetzt. Separate unabhängigeZeitverzögerungen sind für die Auslösung undWiederherstellung verfügbar.

SAPFRC ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.

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) imEnergieversorgungsnetz auf. Störungen an denGeneratorenreglern können ebenfalls zu Überfrequenzen inder näheren Umgebung der Energieerzeugungsanlage führen.

SAPTOF misst Frequenzen mit hoher Genauigkeit und wirdbeim Abschalten der Energieerzeugung, inLastabwurfsystemen und beim Netzwiederaufbau eingesetzt.Die Funktion wird auch als Frequenzstufe zurLastwiederzuschaltung verwendet. UnabhängigeZeitverzögerungen sind für die Auslösung verfügbar.

SAPTOF ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.

Frequenzänderungsschutz SAPFRCDie Funktion zum Frequenzänderungsschutz SAPFRC lieferteine frühzeitige Meldung über eine größere Störung imSystem. SAPFRC misst Frequenzen mit hoher Genauigkeitund wird beim Abschalten der Energieerzeugung, inLastabwurfsystemen und beim Netzwiederaufbau eingesetzt.SAPFRC ist in der Lage, zwischen einer positiven odernegativen Frequenzänderung zu unterscheiden. UnabhängigeZeitverzögerungen sind für die Auslösung verfügbar.

SAPFRC ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.


Produktversion: 1.3

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9. Sekundärsystem-Überwachung

Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUFDas Ziel der Funktion Spannungswandlerkreis-ÜberwachungSDDRFUF besteht in der Blockierung vonSpannungsmessfunktionen bei Störungen in denSekundärkreisen zwischen dem Spannungswandler und demIED, um unerwünschte Auslösungen, zu denen es ansonstenkommen könnte, zu vermeiden.

Die Spannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion verfügtim Prinzip über drei verschiedene Erkennungsmethoden,basierend auf dem Gegen- und Nullsystem sowie auf einerzusätzlichen Differenzspannungs und -stromerkennung.

Der Gegensystemerkennung wird für Geräte empfohlen, die inisolierten oder hochohmig geerdeten Netzen eingesetztwerden. Er basiert auf den gemessenen Werten derGegensystemkomponente, d.h. einen hohen Wert derGegensystemspannung 3U2 ohne vorhandenen

Gegensystemstrom 3I2.

Die Nullsystemerkennung wird für Geräte empfohlen, die inniederohmig geerdeten Netzen eingesetzt werden. Er basiertauf den gemessenen Werten der Nullsystemkomponente, d.h.einem hohen Wert der Nullspannung 3U0 ohne vorhandenen

Nullstrom 3I0.

Zur besseren Anpassung an die Systemanforderungen isteine Einstellung integriert worden, die es ermöglicht, dieBedingungen für das Blockieren der angeschlossenFunktionen für die Gegen- und Nullsystem-basierte Funktionauszuwählen. Die Auswahl von unterschiedlichen Modierlaubt es, aus verschiedenen Möglichkeiten der Interaktionzwischen der Gegensystem- und Nullsystem-basiertenErkennung zu wählen.

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

Auskreisüberwachung TCSSCBRDie Auskreisüberwachungsfunktion TCSSCBR wird für dieÜberwachung des Leistungsschalter-Steuerkreisesverwendet. Die Auskreisüberwachung erzeugt imüberwachten Steuerkreis einen Strom von etwa 1 mA. DieÜberwachung eines Steuerkreises wird für dieLeistungsausgangskontakte T1, T2 und T3 bereitgestellt.

Die Auskreisüberwachung löst nach einer einstellbarenAuslösezeit mit unabhängiger Zeitverzögerung aus und wirdnach einer einstellbaren unabhängigen Zeitverzögerungzurückgesetzt, wenn der Fehler verschwunden ist.

10. Steuerung

Synchrocheck, Einschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYNDie Synchrocheck-Funktion ermöglicht dasZusammenschalten asynchroner Netze zum richtigenZeitpunkt, unter Berücksichtigung der Schalterschließzeit,wodurch die Netzstabilität verbessert wird.

Die Funktionen Synchrocheck, Einschaltprüfung undSynchronisierung SESRSYN prüft, ob alle Spannungen anbeiden Seiten des Leistungsschalters synchron sind oderzumindest eine Seite spannungslos ist und stellt somit sicher,dass das Schließen sicher verläuft.

Die Funktion SESRSYN umfasst ein integriertesSpannungsauswahlschema für Anordnungen mit Doppel-Sammelschienen und Eineinhalb-Leistungsschalter- oder Ring-Sammelschienen.

Manuelles Einschalten sowie auch automatischesWiedereinschalten können von dieser Funktion freigegebenwerden. Weiterhin verfügt diese Funktion über verschiedeneEinstellungen.

Für asynchron laufende Systeme steht eineSynchronisierungsfunktion zur Verfügung. Der Hauptzweckder Synchronisierungsfunktion besteht in der Sicherstellungdes kontrollierten Schließens von Leistungsschaltern, wennzwei asynchrone Systeme miteinander verbunden werdensollen. Die Synchronisierungsfunktion ermitteltSpannungsdifferenz, Phasenwinkeldifferenz, Schlupffrequenzund Frequenzänderung, bevor ein gesteuertes Einschaltendes Leistungsschalters ausgegeben wird. DieLeistungsschalter-Einschaltzeit ist eine Parametereinstellung.

Diese Funktion kann jedoch nicht verwendet werden, um denGenerator automatisch mit dem Netz zu synchronisieren.

Schaltgerätesteuerung APCDie Steuerungsfunktionen APC8 für bis zu 8 Schaltgerätewerden zur Steuerung und Überwachung derLeistungsschalter, Trenner und Erdungsschalter innerhalbeines Feldes verwendet. Die Einschalterlaubnis wird nachEvaluierung der Bedingungen von anderen Funktionen wieVerriegelung, Synchrocheck, Bedienerplatzauswahl undexternen oder internen Blockierungen gegeben.

Steuerfunktionen:• Zweistufiges Schalten zur Gewährleistung einer hohen

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

Stellungsanzeigen• Substitution von Stellungsanzeigen• Umgehen von Verriegelungsbedingungen


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• 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. 2-stufiges

Schalten) mit erweiterter Sicherheit.

Direkte Befehle werden ohne vorherigen Auswahlbefehlempfangen. SBO Befehle werden mit einem voreilendenAuswahlbefehl und, nach erfolgreicher Auswahl, nach einemnachfolgenden Schaltbefehl empfangen.

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

Bei entsprechender Definition kann eine Steuerung von derlokalen HMI aus mit Berechtigungskontrolle ausgeführtwerden.

IEC09000668 V1 DE

Abb. 6. Vor dem Schalten mit der Bestätigung des Befehlsauswählen.

IEC09000669 V2 DE

Abb. 7. Umgehung des Synchrochecks

Die Schaltersteuerung SCSWI initialisiert und überwachtentsprechende Funktionen, um geeignete primäreSchaltgeräte auszuwählen und anzusteuern. Jede der achtSchaltersteuerungen SCSWI kann ein dreipoliges Schaltgerätverwalten und betreiben.

Jede der drei Schaltersteuerungen SXCBR stellt den aktuellenPositionsstatus bereit und gibt die Befehle an den primärenLeistungsschalter weiter. Sie überwacht die Schalthandlungenund -positionen.

Jede der sieben Schaltersteuerungen SXSWI stellt denaktuellen Positionsstatus bereit und gibt die Befehle an dieprimären Trenner und Erdungsschalter weiter. Sie überwachtdie Schalthandlungen und -positionen.

VerriegelungDie Verriegelungsfunktion blockiert die Bedienung derHochspannungsschaltgeräte, z. B. wenn ein Trenner unterLast steht, um Materialschäden bzw. unfallbedingteVerletzungen an Menschen zu vermeiden.

Jede Steuerungsfunktion der Schaltgeräte hatVerriegelungsfunktionen für verschiedene Schaltanlagen-Anordnungen und ist in der Lage, alleVerriegelungsbedingungen eines Feldes zu handhaben. DieVerriegelungsfunktion in jedem IED ist von keinerZentralfunktion abhängig. Für die stationsweite Verriegelungkommunizieren die Geräte über den Stationsbus oder überfestverdrahtete Binär-Ein-/Ausgänge.

Die Verriegelungsbedingungen werden von der primärenSammelschienenkonfiguration und dem Status derLeistungsschalter oder Trenner zu jeder gegebenen Zeitbestimmt.

Schalthoheit QCBAYDie Feldsteuerungsfunktion QCBAY wird gemeinsam mit derFunktion LOCREM bzw. Ort-Fern und LOCREMCTRL bzw.Ort-Fernsteuerung verwendet, um die Auswahl desBenutzerstandorts pro Feld zu verwalten. QCCBAY bietetebenfalls Blockierfunktionen, die an verschiedene Geräteinnerhalb des Feldes weitergegeben werden können.


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LOCREM/LOCREMCTRL bzw. Ort-Fern/Ort-FernsteuerungDie Signale vom lokalen HMI oder von einem externen L/R(Ort/Fern) Schalter werden über die FunktionsblöckeLOCREM und LOCREMCTRL an den Feldsteuerungs-Funktionsblock (QCBAY) angelegt. Ein Parameter imFunktionsblock LOCREM wird eingestellt, um zu wählen, obdie Schalterbefehle von der lokalen HMI oder von einem überBinäreingänge verbundenen externen Schalter kommen.

Steuerung für Leistungsschalter, CBC1 und CBC2CBC1 und CBC2 bestehen jeweils aus 3 Funktionen und 2x3Funktionen:

• SCILO - Logischer Knoten für Verriegelung. Die SCILO-Funktion enthält eine Logik, um eine Schalthandlungfreizugeben und stellt die Information für SCSWI bereit,ob eine Ausführung aufgrund der aktuellenAnlagentopologie zulässig ist. DieVerriegelungsbedingungen werden in separatenFunktionsblöcken erzeugt, die die Verriegelungslogikenthalten.

• SCSWI - Die Steuerung initialisiert und überwacht alleFunktionen, um geeignete primäre Schaltgeräteauszuwählen und anzusteuern. Die Steuerung kann fürdie Verarbeitung und Auslösung eines dreipoligenBetriebsmittels benutzt werden.

• SXCBR - Die Steuerung SXCBR stellt den aktuellenPositionsstatus bereit und gibt die Befehle an denprimären Leistungsschalter weiter. Sie überwacht dieSchalthandlungen und -positionen.

Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGGIODer Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellungsfunktion SLGGIO wird verwendet, um eineähnliche Wahlschalter-Funktion wie die eines Hardware-Wahlschalters zu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imEnergieversorgungsbereich häufig eingesetzt, umverschiedene Funktionen verfügbar zu haben, die mitvoreingestellten Werten arbeiten. Hardware-Schalter sindjedoch wartungsintensiv, weniger verlässlich innerhalb desSystems und 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.

Generischer Doppelmeldung-Funktionsblock DPGGIO gemäßIEC 61850Der IEC 61850-Funktionsblock zur generischen E/A-Signalübertragung (DPGGIO) dient dazu, eine Doppelmeldung

an andere Systeme oder Geräte in der Schaltanlage mitIEC 61850 zu senden. Der Funktionsblock wird speziell beiVerriegelungen und bei der Doppelbetätigungssperreverwendet.

Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GGIODer Funktionsblock Allgemeiner Einzelbefehl, 8 SignaleSPC8GGIO ist eine Zusammenstellung von 8 Einzelbefehlen,mit denen auf einfache Weise Befehle von der PositionREMOTE (SCADA) an die Teile der Logikkonfigurationübermittelt werden können, die ohne extensiveBefehlsempfangfunktion (z. B. SCSWI) auskommen. Auf dieseWeise können einfache Befehle ohne Bestätigung direkt andie Relais-Ausgänge gesendet werden. Die Befehle könnengepulst mit einstellbarer Impulszeit oder stetig ausgeführtwerden.

AUTOBITSDie Automatisierungs-Bits-Funktion (AUTOBITS) wird für dieKonfiguration der DNP3-Protokoll-Befehlsverarbeitungverwendet. Jeder der 3 verfügbaren AUTOBITS besitzt 32einzelne Ausgänge und jeder davon kann als binärerAusgangspunkt in DNP3 konfiguriert werden.

Funktionsbefehle für IEC60870-5-103, I103CMD,I103IEDCMD, I103URSCMD, I103GENCMD, I103POSCMDIEC 60870–5–103 Funktions- und Befehlslogikblöcke sind fürdie Konfiguration des IED verfügbar. Die Ausgangssignalesind vordefiniert oder benutzerdefiniert. Dies ist abhängig vomausgewählten Funktionsblock.

11. Logik

Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRCFür jeden Leistungschalter wird ein Funktionsblock für dieSchutzauslösung zur Verfügung gestellt. Er sorgt für dieImpulsverlängerung, um sicherzustellen, dass der dreipoligeAuslöseimpuls von ausreichender Dauer ist. Darüber hinaussind alle Funktionen enthalten, die für ein korrektesZusammenwirken mit der automatischenWiedereinschaltungsfunktion benötigt werden.

Der Auslösefunktionsblock enthält auch eine einstellbareSpeicherfunktion für eine Einschaltblockierung vonLeistungsschaltern.

TMAGGIO - AuslösematrixlogikDie 12 Auslösematrix-Logikfunktionen TMAGGIO mit je 32Eingängen werden eingesetzt, um Auslösesignale und anderelogische Ausgangssignale zu den AuslöselogikfunktionenSMPPTRC und SPTPTRC oder zu verschiedenenAusgangskontakten des IED zu leiten.

TMAGGIO 3 Ausgangssignale und physikalische Ausgängeermöglichen es dem Benutzer, die Signale entsprechend denspezifischen Anwendungsanforderungen mit einstellbaremPuls oder Dauersignal anzupassen.


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

• ODER (OR) Funktionsblock. Jeder Block hat 6 Eingängeund 2 Ausgänge, von denen einer invertiert ist.

• NICHT (INVERTER) Funktionsblöcke, die dieEingangssignale umkehren.

• IMPULSZEITGLIED (PULSETIMER) Der Funktionsblockkann z. B. für Impulserweiterungen, zur Begrenzung desAnsprechens von Ausgängen und einstellbare Impulszeitverwendet werden.

• GATTER (GATE) Der Funktionsblock kann dafür verwendetwerden zu bestimmen, ob ein Signal vom Eingang an denAusgang übertragen werden soll oder nicht.

• EXKLUSIVE-ODER (XOR) Funktionsblock. Jeder Block hatzwei Ausgänge, von denen einer invertiert ist.

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

• EINSTELLBARES ZEITGLIED (TIMERSET) DieserFunktionsblock hat mit dem Eingangssignal verbundeneansprech- und rücksetzverzögerte Ausgänge. Der Zeitgeberbesitzt eine einstellbare Zeitverzögerung und muss auf Eineingestellt sein, damit das Ausgangssignal den Ausgangmit der entsprechenden Zeitverzögerung aktiviert.

• UND (AND) Funktionsblock. Jeder Block hat 4 Eingängeund 2 Ausgänge, von denen einer invertiert ist.

• 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 definiert, ob der Ausgang des Blocksnach einem Ausfall der Hilfsspannungsversorgung in dieGrundstellung zurückgesetzt wird oder den gleichen Statuswie vor dem Ausfall erhält. Der Eingang SET hat Priorität,wenn die Eingänge SET und RESET gleichzeitig bestätigtwerden.

• 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 definiert, ob der Ausgang des Blocksnach einem Ausfall der Hilfsspannungsversorgung in dieGrundstellung zurückgesetzt wird oder den gleichen Statuswie vor dem Ausfall erhält. Der Eingang RESET hat Priorität,wenn SET und RESET gleichzeitig bestätigt werden.

Konfigurierbare Q/T-LogikEs stehen mehrere Logikblöcke und Zeitglieder zurVerfügung, mit denen der Zeitstempel und die Qualität derEingangssignale vererbt werden können. Die Funktionsblöckehelfen dem Nutzer bei der Anpassung der Gerätekonfigurationan die konkreten Erfordernisse der Anwendung.

• ORQT Der Funktionsblock ODER dient ebenfalls derVererbung von Zeit und Qualität der Eingangssignale. JederBlock hat 6 Eingänge und 2 Ausgänge, von denen einerinvertiert ist.

• INVERTERQT Der Funktionsblock kehrt das Eingangssignalum, mit Vererbung von Zeit und Qualität derEingangssignale.

• PULSETIMERQT Der Funktionsblock IMPULSZEITGEBER(PULSETIMER) kann z. B. für Impulserweiterungen oder zurBegrenzung des Ansprechens von Ausgängen verwendetwerden. Die Funktion dient der Vererbung von Zeit undQualität der Eingangssignale.

• XORQT EXCLUSIVE-ODER XOR, mit Vererbung von Zeitund Qualität der Eingangssignale. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist.

• TIMERSETQT Dieser Funktionsblock hat mit demEingangssignal verbundene ansprech- undrücksetzverzögerte Ausgänge. Der Zeitgeber verfügt übereine einstellbare Zeitverzögerung. Die Funktion dient derVererbung von Zeit und Qualität der Eingangssignale.

• ANDQT UND Funktionsblock, mit Vererbung von Zeit undQualität der Eingangssignale. Jeder Block hat 4 Eingängeund 2 Ausgänge, von denen einer invertiert ist.

• SRMEMORYQT Dieser Funktionsblock ist ein Flipflop-Speicher, mit dem ein Ausgang von zwei Eingängen gesetztbzw. zurückgesetzt werden kann. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist. Mit derSpeichereinstellung wird kontrolliert, ob der Block nacheiner Hilfsspannungsunterbrechung in den vorherigenZustand zurückkehren oder ob er zurückgesetzt werdensoll. Die Funktion dient der Vererbung von Zeit und Qualitätder Eingangssignale.

• RSMEMORYQT Dieser Funktionsblock ist ein Flipflop-Speicher, Flop, mit dem ein Ausgang von zwei Eingängenzurückgesetzt bzw. gesetzt werden kann. Jeder Block hatzwei Ausgänge, von denen einer invertiert ist. Mit derSpeichereinstellung wird kontrolliert, ob der Block nacheiner Hilfsspannungsunterbrechung in den vorherigenZustand zurückkehren oder ob er zurückgesetzt werdensoll. Die Funktion dient der Vererbung von Zeit und Qualitätder Eingangssignale.

• INVALIDQT Funktion, deren Eingänge direkt mit denAusgängen verknüpft werden. Dabei wird das


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Qualitätsattribut aller Ausgangssignale auf "ungültig (IV)"gesetzt, wenn das Signal am VALID-Eingang desFunktionsblocks den Wert Null hat oder seinQualitätsattribut "ungültig (IV)" ist. Als Zeitstempel derAusgangssignale wird der zuletzt geänderte genommen,der des Eingangsignals oder des VALID-Eingangs.

• INDCOMBSPQT kombiniert den Wert eines Eingangs mitZeitstempel und Qualitätsattribut von weiteren Eingängenzu einem Ausgangssignal. Der Eingang der Einzelmeldungwird auf den Wertteil des Ausgangs SP_OUT kopiert, derZeitstempel des Eingangs TIME auf den Zeitteil desAusgangs SP_OUT. Die Stati der weiteren Attribute desAusgangssignals SP_OUT werden über die jeweiligenEingänge (BLOCKED, SUBST, INVALID und TEST) gesetzt.

• INDEXTSPQT Die Funktion extrahiert die Attribute einesEingangssignals auf entsprechende Ausgänge desFunktionsblocks. Der Wertteil des Einzelmeldungseingangswird auf den Ausgang SI_OUT kopiert. Der Zeitteil desEinzelmeldungseingangs wird auf den Ausgang TIMEkopiert. Die Stati der Attribute des Eingangssignals werdenauf den entsprechenden Attribut-Ausgang kopiert(BLOCKED, SUBST, INVALID und TEST).

Funktionsblock für feste SignaleDie Festsignalfunktion FXDSIGN erzeugt verschiedenevordefinierte (feste) Signale, die zur IED-Konfiguration genutztwerden können, um an ungenutzten Eingängen andererFunktionsblöcke einen bestimmten Wert/Pegel zu erzwingenoder um eine bestimmte Logik zu erzeugen. Boolesch,Ganzzahl, Gleitkomma, Zeichenfolgentypen von Signalen sindverfügbar.

Boolesche 16 zu GanzzahlDer Funktionsblock B16I zur Umwandlung von Boolescher 16zu Integer wird benutzt, um eine Reihe von 16 binären(logischen) Signalen in eine Ganzzahl umzuwandeln.

Umwandlung von Boolescher 16 zu Ganzzahl mit logischerKnotendarstellung B16IFCVIDie Funktion zur Umwandlung der Booleschen 16 in eineGanzzahl mit Repräsentation eines logischen KnotensB16IFCVI wird benutzt, um eine Reihe von 16 binären(logischen) Signalen in eine Ganzzahl umzuwandeln. DerBlockiereingang friert den Ausgang beim letzten Wert ein.

Umwandlung von Ganzzahl zu Boolescher 16 IB16ADer Funktionsblock zur Umwandlung von einer Ganzzahl inBoolesche IB16A wird benutzt, um eine Ganzzahl in eineReihe von 16 binären (logischen) Signalen umzuwandeln.

Umwandlung von Ganzzahl zu Boolescher 16 mit logischerKnotendarstellung IB16FCVBDie Funktion zur Umwandlung einer Ganzzahl in Boolesche16 mit Darstellung eines logischen Knotens IB16FCVB wirdbenutzt, um eine Ganzzahl in eine Reihe von 16 binären(logischen) Signalen umzuwandeln.

IB16FCVB Funktion kann dezentrale Werte über IEC 61850empfangen, abhängig von der Schalthoheit (PSTO). DerBlockiereingang friert den Ausgang beim letzten Wert ein.

Integrationsglied der abgelaufenen Zeit mitGrenzwertüberschreitung und Überlaufüberwachung TEIGGIODie Funktion TEIGGIO wird für benutzerdefinierte Logikverwendet und kann auch für verschiedene interne Zwecke imIED eingesetzt werden. Ein Anwendungsbeispiel ist dieIntegration abgelaufener Zeit während der Messung derSternpunktspannung oder des Summenstroms bei Erdfehlern.

Einstellbare Zeitgrenzwerte für Warnungen und Alarmewerden bereitgestellt. Die Zeitgrenze für die Überlaufanzeigeist festgelegt.

12. Überwachung

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.

SP16GGIO - E/A-Funktion mit 16 Eingängen für generischeKommunikation gemäß IEC 61850Die generische IEC 61850 E/A-Signalübertragungsfunktionmit 16 Eingängen (SP16GGIO) dient dazu, bis zu 16 Logik-Signale an andere Systeme oder Geräte in der Schaltanlagezu senden.

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• symmetrische Stromkomponenten• symmetrische Spannungskomponenten

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

Ereigniszähler mit Grenzwertüberwachung L4UFCNTDer Grenzwertzähler L4UFCNT bietet einen einstellbarenZähler mit vier unabhängigen Grenzwerten, wobei die Anzahlder positiven bzw. negativen Flanken des Eingangssignals imVergleich zu den Einstellwerten gezählt werden. DieAusgänge für die einzelnen Grenzwerte werden aktiviert,wenn der gezählte Wert den entsprechenden Grenzwerterreicht.

Die Überlaufanzeige ist für jeden Zähler eingeschlossen.


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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

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

Der Start einer Stördatenaufzeichnung erfolgt überEingangssignale der Funktionsblöcke AnRADR oder BnRBDR.Alle verbundenen Signale vom Beginn der Vor-Fehler-Zeit biszum Ende der Nach-Fehler-Zeit werden in die Aufzeichnungeingeschlossen.

Alle im IED gespeicherten Stördatenaufzeichnungen liegen imStandard-Comtrade-Format als Lesedatei HDR, alsKonfigurationsdatei CFG und Datendatei DAT vor. Mehrereaufeinanderfolgende Ereignisse werden in einem Ring-Speicher kontinuierlich gesichert. Die lokale HMI wirdverwendet, um Informationen über die Aufzeichnungen zuerhalten. Die Dateien der Stördatenaufzeichnung können indas PCM600 geladen werden, um eine weitergehendeAnalyse mithilfe des Stördatenauswerte-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 der Störschriebfunktionverbundenen Binäreingangssignale. Die Liste kann bis zu1000 mit Zeitstempel versehene Ereignisse, gesichert ineinem Ring-Speicher, 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 Kurzübersicht

genutzt, um Informationen unkompliziert über die LHMI zuerhalten.

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

Die Anzeigelistefunktion zeigt alle ausgewählten, mit derStörschriebfunktion 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 ausgewählten undmit der Störschriebfunktion verbundenenBinäreingangssignale. Jede Aufzeichnung kann bis zu 150 mitZeitstempel 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 Auslösewertaufzeichnung berechnet die Werte allerausgewählten Analogeingangssignale, die mit derStörschriebfunktion verbunden sind. Das Ergebnis ist dieAmplitude und der Phasenwinkel vor und während desFehlers für jedes Analogeingangssignal.

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 der


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Störschreiberfunktion 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 9,9 Sekunden vor dem Triggerzeitpunktkönnen im Störschrieb aufgezeichnet werden.

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

Messwert-Expansionsblock MVEXPFunktionen 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) werden mitMesswertüberwachungsfunktion bereitgestellt. AlleMesswerte können mit vier einstellbaren Grenzwertenüberwacht werden: zweiter unterer Grenzwert, erster untererGrenzwert, erster oberer Grenzwert und zweiter obererGrenzwert. Der Messwert-Expansionsblock MVEXP soll dazudienen, das integer Ausgangssignal von den Messfunktionenin 5 binäre Signale zu übersetzen: unter zweitem unterenGrenzwert, unter erstem unteren Grenzwert, normal, übererstem oberen Grenzwert und über zweitem oberenGrenzwert. Die Ausgangssignale können in derkonfigurierbaren Logik oder für den Alarm als Bedingungenverwendet werden.

Überwachung der Stationsbatterie SPVNZBATDie Funktion "Überwachung der Stationsbatterie SPVNZBAT"wird zur Überwachung der Batterieklemmenspannung genutzt.

Mit SPVNZBAT werden die Start- und Alarmausgängeaktiviert, wenn die Batterieklemmenspannung deneingestellten oberen Grenzwert überschreitet bzw. unter deneingestellten unteren Grenzwert fällt. Eine Zeitverzögerung fürdie Alarmauslösungen bei Über- bzw. Unterspannung kannentsprechend den Kennlinien der unabhängigen Verzögerungeingestellt werden.

SPVNZBAT aktiviert die entsprechenden Anrege- undAlarmausgänge wenn die Batterieklemmenspannung eineneingestellten oberen Grenzwert überschreitet oder eineneingestellten unteren Grenzwert unterschreitet. Eineunabhängige Zeitverzögerung für Überspannungs- undUnterspannungsalarm kann eingestellt werden.

Isoliergasüberwachung SSIMGDie Funktion Isoliergasüberwachung SSIMG wird für dieÜberwachung des Leistungsschalterzustands verwendet. AlsEingangssignal der Funktion werden binäre Informationen aufder Grundlage des Gasdrucks im Leistungsschalter

verwendet. Zusätzlich erzeugt die Funktion Alarme basierendauf der erhaltenen Information.

Isolierflüssigkeit-Überwachung SSIMLDie Funktion Isolierflüssigkeitüberwachung SSIML wird für dieÜberwachung des Leistungsschalterzustands verwendet. AlsEingangssignal der Funktion werden binäre Informationen aufder Grundlage des Ölstands im Leistungsschalter verwendet.Zusätzlich erzeugt die Funktion Alarme basierend auf dererhaltenen Information.

Leistungsschalterüberwachung SSCBRDie Funktion SSCBR für dieLeistungsschalterzustandsüberwachung wird für dieÜberwachung verschiedener Parameter desLeistungsschalters verwendet. Der Leistungsschalter mussgewartet werden, wenn die Anzahl der Operationen einenvordefinierten Wert erreicht hat.Die Energie wird aus den

gemessenen Eingangsströmen als Summe der I2t-Werteberechnet. Wenn die berechneten Werte die Schwellenwerteüberschreiten, werden Alarme generiert.

Die Funktion beinhaltet eine Blockalarmfunktion.

Die überwachten und dargestellten Unterbrecherfunktionenumfassen• Offene und geschlossene Unterbrecher-Wegezeit• Federspeicherspannzeit• Anzahl der Schalterauslösungen• akkumulierte IYt pro Leiter mit Alarm und Abschaltung• Restnutzungsdauer des Schalters pro Leiter• Schalter-Inaktivität

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 BIO (Binäreingangs-/-ausgangs)-Modul erfasst und dann vom PCGGIO ausgelesen. Über denStations-Bus ist ein skalierter Messwert verfügbar.

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.


Produktversion: 1.3

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14. Mensch-Maschine-Schnittstelle (Human MachineInterface)

Lokale HMI

IEC12000175 V1 DE

Abb. 8. Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle

Die LHMI des IED enthält folgende Elemente:• Display (LCD)• Drucktasten• LED-Anzeigen• Kommunikationsanschluss für PCM600

Die LHMI wird zur Einstellung, Überwachung und Steuerungverwendet.

Das LHMI besitzt ein grafisches Schwarzweiß-LCD mit einerAuflösung von 320 x 240 Pixel. Die Zeichengröße kann, jenach gewählter Sprache, variieren. Die Anzahl der Zeichenund Zeilen, die in eine Ansicht passen, ist abhängig von derZeichengröße, da die Höhe und Breite der Zeichenunterschiedlich sein kann.

Das LHMI ist leicht zu bedienen. Die komplette Vorderseite istin Abschnitte unterteilt, jeder mit einer gut erkennbarenFunktion:

• Statusanzeige-LED• LED für die Alarmanzeige. Mit Grün, Gelb und Rot

können drei Stufen angezeigt werden. Es könnenbenutzerdefinierte und ausdruckbare Label erstelltwerden. Alle LED können mit dem Tool PCM600konfiguriert werden.

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

Navigationszwecke, Schalter für die Auswahl derSchalthoheit und zum Rücksetzen.

• Fünf vom Nutzer programmierbare Funktionstasten• Ein gesonderter Kommunikationsanschluss RJ45 für das

Tool PCM600

15. Grundfunktionen des IED

Interne Fehlersignale der SelbstüberwachungDie Funktion "Selbstüberwachung mit internerEreignisliste" (INTERRSIG und SELFSUPEVLST) reagiert aufinterne Systemereignisse, die von den verschiedenenBauteilen für die Selbstüberwachung generiert werden. Die

internen Ereignisse werden in einer internen Ereignislistegespeichert, die auf der LHMI und im PCM600-Ereignisanzeige-Tool dargestellt wird.

ZeitsynchronisierungVerwenden Sie eine globale Quelle, z. B die GPS-Synchronisierung, in den einzelnen Unterstationen und imVersorgungsbereich des EVUs, um eine gemeinsameZeitbasis für die IEDs in einem Schutz- und Steuersystem zuerreichen. Dies ermöglicht den Vergleich und die Analyse vonEreignissen und Stördaten zwischen allen IEDs im Stromnetz.

Die Vergabe von Zeitstempeln an interne Ereignisse undStörungen ist eine hervorragende Hilfe bei der Bewertung vonFehlern. Ohne eine Zeitsynchronisation können nur dieEreignisse innerhalb eines IEDs miteinander verglichenwerden. Mit einer Zeitsynchronisation dagegen können dieEreignisse und Störungen in der gesamten Anlage und sogarzwischen den Leitungsenden verglichen und bewertet werden.

In einem IED kann die interne Zeit über verschiedene Quellensynchronisiert werden:

• SNTP• IRIG-B• DNP• IEC 60870-5-103

Parametersätze ACTVGRPNutzen Sie die vier verschiedenen Parametersätze, um denBetrieb des IED für unterschiedliche Netzbedingungen zuoptimieren. Durch Einrichten von verschiedenen angepasstenParametersätzen und Aktivieren dieser über die lokale HMIoder Binareingänge kann das Gerät optimal an verschiedeneNetzszenarien angepasst werden.

Testmodus TESTMODEDie Schutz- und Steuergeräte verfügen über viele integrierteFunktionen. Um das Vorgehen bei Prüfungen zu vereinfachen,bieten die IEDs die Möglichkeit, individuell alle Funktionen mitAusnahme der zu prüfenden Funktion(en) zu blockieren.

Es gibt zwei Möglichkeiten, den Testmodus aufzurufen:

• über die Konfiguration durch Aktivierung einesEingangssignals des Funktionsblocks TESTMODE

• über das Umstellen des Gerätes in den Prüfmodus ander lokalen HMI

Während sich das IED im Prüfmodus befindet, sind alleSchutzfunktionen gesperrt.

Jede Funktion kann in Bezug auf Funktionalität undEreignissignalisierung einzeln entsperrt werden. So kann derBenutzer die Auslösung einer oder mehrerer verwandterFunktionen verfolgen, um die Funktionsweise zu kontrollieren,Teile der Konfiguration zu überprüfen etc.


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Das Forcieren von Binärausgängen über die LHMI oderPCM600 ist nur möglich, wenn das IED sich im Testmodusbefindet.

Änderungssperre CHNGLCKDie Änderungssperrfunktion CHNGLCK wird verwendet, umweitere Änderungen an der Gerätekonfiguration und denEinstellungen zu blockieren, wenn die Inbetriebnahmeabgeschlossen ist. Damit sollen unbeabsichtigte Änderungenan der Gerätekonfiguration über einen bestimmten Zeitpunkthinaus blockiert werden.

Die Aktivierung der Änderungssperrfunktion ist normalerweisemit einem Binäreingang verbunden.

BerechtigungDie Benutzerkategorien und Rollen mit Benutzerrechten sindgemäß der Definitionen in IEC 62359–8 für rollenbasierteZugriffsteuerung im IED vorkonfiguriert.

IED-Benutzer können nur über PCM600 erstellt, gelöscht undbearbeitet werden.

Die Passwortrichtlinien sind im PCM600 IED-Benutzerverwaltungs-Tool festgelegt.

Bei Lieferung hat der IED-Benutzer als SuperUser vollständigeZugriffsrechte, bis Benutzer mit PCM600 angelegt werden.

Befugnisstatus ATHSTATDie Funktion Befugnisstatus ATHSTAT ist ein Anzeige-Funktionsblock für das Einloggen eines Benutzers.

Benutzer, denen die Anmeldung verweigert wurde underfolgreich angemeldete Benutzer werden registriert.

Befugnischeck ATHCHCKUm die Interessen unserer Kunden zu wahren, sind sowohldas IED als auch die Tools, die auf das IED zugreifen, überZugriffsrechte geschützt. Der Zugriffsschutz ist am IED undPCM600 an beiden Zugriffspunkten implementiert:

• den lokalen Zugang über die lokale HMI und• den Fernzugang über die Kommunikationsanschlüsse.

IED-Benutzer können nur über das IED-Benutzertool inPCM600 erstellt, gelöscht und bearbeitet werden.

IEC12000202 V1 DE

Abb. 9. PCM600 - Tool für Benutzermanagement

AUTHMANDiese Funktion aktiviert/deaktiviert das Wartungsmenü. Siesteuert auch den Timeout für die Anmeldung imWartungsmenü.

FTP-Zugriff mit SSL FTPACCSDer FTP-Client verwendet bei der SSL-Kommunikationsaufforderung den besten verfügbarenSicherheitsmodus.

Der automatische Aufforderungsmodus arbeitet nachPortnummer und Serverfunktionen. Er versucht sofort, dasimplizite SSL zu aktivieren, wenn der angegebene Port 990ist. Wird ein anderer Port angegeben, wird eineKommunikationsaufforderung mit explizitem SSL über AUTHSSL/TLS versucht.

Die Verwendung von FTP ohne SSL-Verschlüsselungverringert die Kapazitäten des FTP-Clients. Dieser Modusdient nur dem Zugriff auf Störschriebdaten aus dem IED.

Wenn normales FTP zum Lesen vonStörschriebdaten erforderlich ist, erstellenSie zu diesem Zweck ein gesondertesKonto nur mit dem Recht zurDateiübertragung. Das Passwort diesesBenutzers wird als Klartext übertragen.

Allgemeine Sicherheitsanwendung AGSALAGSAL ist ein logischer Knoten, der für die Überwachung vonSicherheitsverletzungen hinsichtlich Autorisierung,Zugriffssteuerung und inaktive Zusammensetzungeinschließlich Autorisierungsfehler eingesetzt wird. Dazu kanndie gesamte Information in AGSAL so konfiguriert werden,dass sie an einen 61850-Client berichtet wird.


Produktversion: 1.3

28 ABB

Aktivitätsprotokollierung ACTIVLOGACTIVLOG enthält alle Einstellungen für dieAktivitätsprotokollierung.

Syslog-Ereignisse können an 6 externe Protokollservergesendet werden. Die Server können jeweils mit IP-Adresse,IP-Portnummer und Protokollformat konfiguriert werden. DasFormat kann syslog (RFC 5424) oder Common Event Format(CEF) von ArcSight sein.

Sicherheitsalarm SECALARMDie Funktion erstellt und verteilt Sicherheitsereignisse für dieZuordnung der Sicherheitsereignisse in Protokollen wie z. B.DNP3.

Es ist möglich, die Signale von Interesse dementsprechenden Protokoll zuzuordnen und sie mithilfe desTools Communication Management (CMT) im PCM600 für dieÜberwachung zu konfigurieren. Es werden standardmäßigkeine Ereignisse zugeordnet.

Parameternamen:• EVENTID: Ereignis-ID des generierten Sicherheitsereignisses• SEQNUMBER: Sequenznummer des generierten

Sicherheitsereignisses

SicherheitsereignisseAlle Benutzerhandlungen werden als Ereignisseprotokolliert. Diese Ereignisse können mit den SYSLOG-Datenformaten an externe Sicherheitsprotokoll-Servergesendet werden. Die Protokollserver können überPCM600 konfiguriert werden.

16. Stationskommunikation

IEC 61850-8-1-KommunikationsprotokollDas Gerät unterstützt die KommunikationsprotokolleIEC 61850-8-1 und DNP3 über TCP/IP. Über diese Protokollekann auf sämtliche Betriebsinformationen und -steuerungenzugegriffen werden. Manche Kommunikationsfunktionen, wieetwa horizontale Kommunikation (GOOSE) zwischen denGeräten, sind jedoch nur mit dem KommunikationsprotokollIEC 61850-8-1 möglich.

Das Gerät ist mit optischen Ethernet-Port(s) an der Rückseitefür die Kommunikation über Stationsbus nach IEC 61850-8-1

ausgerüstet. Das IEC 61850-8-1-Protokoll gestattetintelligenten Geräten (IEDs) verschiedener Hersteller denInformationsaustausch und vereinfacht die Systemstruktur.Horizontale Kommunikation gemäß GOOSE ist Teil desStandards. Das Hochladen von Stördaten ist vorgesehen.

Der Zugriff auf Störschriebe erfolgt über das ProtokollIEC 61850-8-1. Störschriebe sind auch für alle Ethernet-basierten Anwendungen über FTP im Standard-Comtrade-Format verfügbar. Das Gerät kann außerdem binäre Werte,Double-Point-Werte und gemessene Werte senden undempfangen, zusammen mit dem Qualitätsbit, unterVerwendung des IEC 61850-8-1 GOOSE-Profils. Das Geräterfüllt die GOOSE-Anforderungen für Anwendungen inSchaltanlagen, die in der Norm IEC 61850 festgelegt sind.Das Gerät kann zusammen mit anderen IEC 61850-konformen Geräten und Systemen betrieben werden undgleichzeitig Ereignisse an fünf unterschiedliche Clients amIEC 61850-Stationsbus melden.

Die Dienstverweigerungsfunktionen (DOSLAN1 undDOSFRNT) dienen der Begrenzung von Verkehr im Ethernet-Netzwerk. Die Kommunikation kann daher niemals diePrimärfunktion des IED gefährden.

Das Ereignissystem verfügt über einen Begrenzer derDatenrate, um die CPU-Auslastung zu reduzieren. DerEreigniskanal besitzt eine Quote von 10 Ereignissen/Sekundenach den 30 Ereignissen/Sekunde zu Anfang. Wenn dieDatenrate überschritten wird, dann wird der Ereigniskanalblockiert, bis die Ereignisänderungen unter der zulässigenDatenrate liegen. Kein Ereignis geht verloren.

Mit Ausnahme des Ports an der Vorderseite sind alleKommunikationsanschlüsse an integriertenKommunikationsmodulen angebracht. Das IED ist mit demEthernet-basierten Kommunikationsnetzen über denoptischen Multimode-LC-Anschluss (100BASE-FX) verbunden.

Das IED unterstützt die Zeitsynchronisationmethoden SNTP,und IRIG-B mit einer Zeitstempel-Auflösung von ±1 ms.

• Ethernet-basiert: SNTP und DNP3• verdrillte Doppelleitung: IRIG-B

Das Gerät unterstützt die Zeitsynchronisierung gemäßIEC 60870-5-103 mit einer Zeitgenauigkeit von ±5 ms.

Tabelle 1. Unterstützte Stations-Kommunikationsschnittstellen und -protokolle

Protokoll Ethernet Seriell

100BASE-FX LC Glasfaser (ST-Anschluss) EIA-485

IEC 61850–8–1 - -

DNP3

IEC 60870-5-103 - = Unterstützt


Produktversion: 1.3

ABB 29

Horizontale Kommunikation via GOOSEDie GOOSE-Kommunikation kann für denInformationsaustausch zwischen Geräten über IEC 61850-8-1-Stationsbus verwendet werden. Dies wird typischerweise fürdas Senden von Stellungsanzeigen von Geräten zurVerriegelung oder für Reservierungssignale für die 1-aus-n-Steuerung verwendet. GOOSE kann ebenfalls verwendetwerden, um boolesche, Integer-, Double Point- und analoggemessene Werte zwischen Geräten auszutauschen.

DNP3-ProtokollBeim DNP3 (Distributed Network Protocol) handelt es sich umeinen Komplex von Kommunikationsprotokollen für dieVermittlung von Daten zwischen Komponenten vonProzessautomatisierungssystemen. Eine ausführlicheBeschreibung des DNP3-Protokolls finden Sie im DNP3-Kommunikationsprotokoll-Handbuch.

Kommunikationsprotokoll gemäß IEC 60870-5-103Die Norm IEC 60870-5-103 beschreibt ein unsymmetrisches(Master-Slave-)Protokoll für die serielle, binärkodierteKommunikation mit einem Steuerungssystem bei einerDatenübertragungsrate bis zu 19200 Bit/s. In der IEC-Terminologie ist die Primärstation der Master und eineSekundärstation der Slave. Die Kommunikation basiert aufeinem Punkt-zu-Punkt-Prinzip. Der Master muss über eineSoftware verfügen, die Kommunikationsnachrichten gemäßIEC 60870-5-103 interpretieren kann.

Das Protokoll IEC 60870-5-103 kann so konfiguriert werden,dass die optische serielle oder die serielle RS485-

Kommunikationsschnittstelle am COM03- oder COM05-Kommunikationsmodul verwendet wird. Die Funktionen Wahlder Betriebsart für die optisch serielle OPTICALPROT undWahl der Betriebsart für RS485 RS485PROT werdenverwendet, um die Kommunikationsschnittstelle zu wählen.

Die Funktion IEC 60870-5-103 optische serielleKommunikation, OPTICAL103, wird verwendet, um dieKommunikationsparameter für die optische serielleKommunikationsschnittstelle zu konfigurieren. Die FunktionIEC 60870-5-103 serielle Kommunikation für RS485,RS485103, wird verwendet, um dieKommunikationsparameter für die serielle RS485-Kommunikationsschnittstelle zu konfigurieren.

IEC 62439-3 paralleles Redundanz-ProtokollRedundante Stationsbus-Kommunikation gemäß IEC 62439-3Edition 2 ist als Option im kundenspezifischen 650 Ver 1.3Serie IEDs verfügbar und die Auswahl wird bei Bestellunggetroffen. Redundante Stationsbus-Kommunikation gemäßIEC 62439-3 Edition 2 verwendet die Anschlüsse LAN1A undLAN1B am COM03-Modul.

Wählen Sie bei der Bestellung COM03 fürdie redundante Stationsbus-Kommunikation gemäß dem ProtokollIEC 62439-3 Edition 2.IEC 62439-3 Edition 2 ist NICHT mitIEC 62439-3 Edition 1 kompatibel.

17. Hardware-Beschreibung

Anordnung und AbmessungenMontagealternativen

• 19”-Rahmenmontageset

Einzelheiten über lieferbare Befestigungsalternativen sieheBestellung.


Produktversion: 1.3

30 ABB

Rack-Montage eines einzelnen 3U IEDs

B

A C

D

IEC11000248 V1 DE

Abb. 10. Rack-Montage 3U IED

A 224 mm + 12 mm mit Ringkabelschuh-Anschlüssen

B 22,5 mm

C 482 mm

D 132 mm, 3U


Produktversion: 1.3

ABB 31

18. Anschlussdiagramme

AnschlussdiagrammeDie Anschlussdiagramme befinden sich auf der IEDConnectivity Package-DVD und sind Teil desProduktlieferumfangs.

Die neuesten Versionen der Anschlussdiagramme könnenunter der Adresse http://www.abb.com/substationautomationheruntergeladen werden.

Anschlussdiagramme für kundenspezifische Produkte

Anschlussdiagramm, 650 Serie 1.3 1MRK006501-AD

Anschlussdiagramme für vorkonfigurierte Produkte

Anschlussdiagramm, REG650 1.3, (GenDiff) B011MRK006501-ND

Anschlussdiagramm, REG650 1.3, (GenTrafoDiff) B051MRK006501-PD


Produktversion: 1.3

32 ABB

http://www.abb.com/substationautomation

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK006501-AD&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK006501-ND&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK006501-PD&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

19. 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 GrenzwerteAnalogeingänge

Tabelle 2. Wandlereingänge

Beschreibung Wert

Bemessungsfrequenz fr 50/60 Hz

Betriebsbereich Bemessungsfrequenz ± 5 Hz

Stromeingänge Bemessungsstrom, Ir 0,1/0,5 A1) 1/5 A2)

Thermische Belastbarkeit:

• Kontinuierlich 4 A 20 A

• Für 1 s 100 A 500 A *)

• Für 10 s 20 A 100 A

Dynamische Strombelastbarkeit:

• Halbwellenwert 250 A 1250 A

Eingangsimpedanz <100 mΩ <20 mΩ

Spannungseingänge Bemessungsspannung Ur 100 V AC/ 110 V AC/ 115 V AC/ 120 V AC

Spannungsbelastbarkeit:

• Kontinuierlich 420 V rms

• Für 10 s 450 V rms

Verbrauch bei Bemessungsspannung < 0,05 VA

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

1) Erdfehlerstrom2) Phasenströme oder Erdfehlerstrom


Produktversion: 1.3

ABB 33

AC- und DC-Hilfsspannung

Tabelle 3. Hilfsspannungsversorgung

Beschreibung PSM01 PSM02 PSM03

Bemessungs-Hilfsspannung UH 24, 30 V DC 48, 60, 110, 125 V DC 100, 110, 120, 220, 240 V AC, 50und 60 Hz

110, 125, 220, 250 V DC

Toleranz Hilfsspannung UH 80...120 % von Un (19,2...36 V DC) 80...120% von Un (38.4...150 VDC)

85...110% von Un (85...264 V AC)

80...120% von Un (88...300 V DC)

Maximale Last der Hilfsspannungs‐versorgung

35 W für DC40 VA für AC

Restwelligkeit der DC-Hilfsspan‐nung

Max. 15 % des DC-Wertes (bei Frequenz von 100 Hz bzw. 120 Hz)

Maximale Unterbrechungsdauerder Hilfs-DC-Spannung ohne Rück‐setzen des Geräts

50 ms bei Bemessungsspannung UH

Auflösung der Spannungsmessungim PSM-Modul

1 Bit entspricht 0,5 V (+/- 1 VDC) 1 Bit entspricht 1 V (+/- 1 VDC) 1 Bit entspricht 2 V (+/- 1 VDC)

Binäre Ein-/Ausgänge

Tabelle 4. Binäre Eingänge

Beschreibung Wert

Betriebsbereich Maximale Eingangsspannung 300 V DC

Bemessungsspannung 24 bis 250 V DC

Eingangsstrom 1,6 bis 1,8 mA

Stromverbrauch/Eingang < 0,38 W

Ansprechspannung 15 bis 221 V DC (im Bereich in Schritten von 1 % der Bemessungsspan‐nung parametrierbar)

Tabelle 5. Signalausgang und Selbstüberwachungsausgang (IRF)

Signalausgangsrelais des Typs Selbstüberwachungsrelais (Wechsler)

Beschreibung Wert

Bemessungsspannung 250 V AC/DC

Dauerstrom 5 A

Einschaltstrom bis 3,0 s 10 A


Abschaltleistung bei Steuerkreis-Zeitkonstante L/R < 40 ms, bei U<48/110/220 V DC

≤0,5 A/≤0,1 A/≤0,04 A


Produktversion: 1.3

34 ABB

Tabelle 6. Leistungsrelais mit oder ohne Auskreisüberwachung (TCS)

Beschreibung Wert

Bemessungsspannung 250 V AC/DC

Dauerstrom 8 A




≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

Tabelle 7. Leistungsrelais mit TCS Funktion

Beschreibung Wert

Bemessungsspannung 250 V DC

Dauerstrom 8 A




≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

Steuerspannungsbereich 20...250 V DC

Auskreisüberwachungsstrom ~1,0 mA

Mindestspannung auf dem Auskreisüberwachungskontakt 20 V DC

Tabelle 8. Ethernet-Schnittstellen

Ethernet-Schnittstelle Protokoll Kabel Datenübertragungsgeschwindig-keit

100BASE-TX - CAT 6 S/FTP oder höher 100 MBits/s

100BASE-FX TCP/IP-Protokoll Glasfaserkabel mit LC Stecker 100 MBits/s

Tabelle 9. Glasfaserkabel-Kommunikationsverbindung

Wellenlänge LWL-Typ Anschluss Zulässige Streckendämpfung1) Distanz

1300 nm MM 62,5/125 μmGlasfaser

LC <8 dB 2 km

1) Maximal zulässige Dämpfung, die von den Anschlüssen und Kabeln gemeinsam verursacht wird

Tabelle 10. X8/IRIG-B und EIA-485 Schnittstelle

Typ Protokoll Kabel

Federzugklemmen-Anschluss IRIG-B Geschirmte verdrillte DoppelleitungZu empfehlen sind: CAT 5, Belden RS-485 (9841- 9844) oder Alpha-Kabel (Alpha 6222-6230)

Federzugklemmen-Anschluss IEC 68070–5–103DNP3.0

Geschirmte verdrillte DoppelleitungEmpfohlen: DESCAFLEX RD-H(ST)H-2 x 2 x 0,22 mm2, Belden 9729,Belden 9829


Produktversion: 1.3

ABB 35

Tabelle 11. IRIG-B

Typ Wert Genauigkeit

Eingangsimpedanz 430 Ohm -

Minimale EingangsspannungHOCH

4,3 V -

Maximale EingangsspannungNIEDRIG

0,8 V -

Tabelle 12. EIA-485-Schnittstelle

Typ Wert Bedingungen

Minimale Ausgangsspannung dif‐ferentieller Leitungstreiber

1,5 V –

Maximaler Ausgangsstrom 60 mA -

Minimale Eingangsspannung diffe‐rentieller Empfänger

0,2 V -

Unterstützte Bitraten 300, 600, 1200, 2400, 4800,9600, 19200, 38400, 57600,115200

-

Maximale Anzahl von 650 IEDsauf einem Bus

32 -

Max. Kabellänge 925 m Kabel: AWG24 oder besser, Leitungsabzweigungen vermeiden

Tabelle 13. Serielle Schnittstelle an der Rückseite

Typ Gegenanschluss

Serieller Anschluss (X9) Optischer serieller Anschluss, Typ ST für IEC 60870-5-103 und DNP se‐riell

Tabelle 14. Optischer serieller Anschluss (X9)

Wellenlänge LWL-Typ Anschluss Zulässige Streckendämpfung1)

820 nm MM 62,5/125 µm Glasfaser‐leiter

ST 6,8 dB (ca. 1700 m Länge mit 4 dB / km Faserdämpfung)

820 nm MM 50/125 µm Glasfaserlei‐ter

ST 2,4 dB (ca. 600m Länge mit 4 dB / km Faserdämpfung)

1) Maximal zulässige Dämpfung, die von den Fasern gemeinsam verursacht wird

Einflussfaktoren


Produktversion: 1.3

36 ABB

Schutz gegen Eindringen von Staub und Wasser

Tabelle 15. Schutz gegen Eindringen von Staub und Wasser

Beschreibung Wert

IED-Frontseite IP 54

IED-Rückseite IP 21

IED-Seiten IP 42

IED oben IP 42

IED unten IP 21

Tabelle 16. Umgebungsbedingungen

Beschreibung Zulässiger Arbeitsbereich

Betriebstemperaturbereich -25...+55 ºC (dauernd)

Kurzfristiger Betriebstemperaturbereich -40...+70°C (<16 h)Anmerkung: Verschlechterung der Leistung des MTBF und HMI außer‐halb des Temperaturbereichs von -25...+55°C

Relative Feuchtigkeit <93%, ohne Kondensation

Luftdruck 86...106 kPa

Höhe bis zu 2000 m

Transport- und Lagertemperaturbereich -40...+85 ºC

Tabelle 17. Umgebungsprüfungen

Beschreibung Typgenehmigungswert Referenz

Kälteprüfungen Funktion Lagerung

96 h bei -25 ºC16 h bei -40°C 96 h bei -40 ºC

IEC 60068-2-1/ANSI C37.90-2005 (Kapitel 4)

Temperaturprü‐fung (trockeneHitze)

Funktion Lagerung

16 h bei +70ºC 96 h bei +85°C

IEC 60068-2-2/ANSI C37.90-2005 (Kapitel 4)

Temperaturprü‐fung (feuchte Hit‐ze)

Gleichförmig Zyklisch

240 h bei +40°CFeuchtigkeit 93 % 6 Zyklen bei +25 bis +55°CFeuchtigkeit 93...95 %

IEC 60068-2-78 IEC 60068-2-30


Produktversion: 1.3

ABB 37

Typentests gemäß den Standards

Tabelle 18. EMV-Prüfungen

Beschreibung Typprüfung Referenz

Störfestigkeitstest gegen 100 kHz und 1 MHz IEC 61000-4-18, Klasse 3IEC 60255-22-1ANSI C37.90.1-2012

• Common mode 2,5 kV

• Differential mode 2,5 kV

Störfestigkeitstest gegen die Entladung stati‐scher Elektrizität:

IEC 61000-4-2, Klasse 4IEC 60255-22-2ANSI C37.90.3-2001

• Kontaktentladung: 8 kV

• Luftentladung 15 kV

Funkbeeinflussung

• leitungsgebunden, Common mode 10 V (emf), f=150 kHz...80 MHz IEC 61000-4-6, Klasse 3IEC 60255-22-6

• Bestrahlt, amplitudenmoduliert 20 V/m (rms), f=80...1000 MHz und F=1,4...2,7GHz

IEC 61000-4-3, Klasse 3IEC 60255-22-3ANSI C37.90.2-2004

Störfestigkeitsprüfung gegen schnelle transi‐ente elektrische Störgrößen

IEC 61000-4-4IEC 60255-22-4, Klasse AANSI C37.90.1-2012

• Kommunikationsschnittstellen (Ports) 4 kV

• Weitere Anschlüsse 4 kV

Störfestigkeitsprüfung gegen Stoßspannun‐gen

IEC 61000-4-5IEC 60255-22-5

• Kommunikation 1 kV Leiter-Erde

• Weitere Anschlüsse 2 kV Leiter-Erde, 1 kV Leiter-Leiter

• Hilfsspannungsversorgung 4 kV Leiter-Erde, 2 kV Leiter-Leiter

Netzfrequenz (50 Hz) magnetisches Feld IEC 61000-4-8, Klasse 5

• 3 s 1000 A/m

• Kontinuierlich 100 A/m

Prüfung der Störfestigkeit gegen pulsierendeMagnetfelder

1000A/m IEC 61000-4-9, Klasse 5

Gedämpftes schwingendes Magnetfeld 100A/m, 100 kHz und 1MHz IEC 6100-4-10, Klasse 5

Netzfrequenzimmunitätstest: IEC 60255-22-7, Klasse AIEC 61000-4-16

• Common mode 300 V rms

• Differential mode 150 V rms

Überbrückungszeit bei Spannungseinbrüchenund Kurzunterbrechungen in der DC-Hilfs‐spannungsversorgung

Einbrüche:40 %/200 ms70 %/500 msUnterbrechungen:0-50 ms: Neuanlauf0...∞ s : Verhalten beim Ausschalten

IEC 60255-11IEC 61000-4-11


Produktversion: 1.3

38 ABB

Tabelle 18. EMV-Prüfungen, Fortsetzung

Beschreibung Typprüfung Referenz

Spannungseinbrüche und kurze Unterbre‐chungen in der AC-Hilfsspannungsversorgung

Dips:40% 10/12 Zyklen bei 50/60 Hz70% 25/30 Zyklen bei 50/60 HzUnterbrechungen:0-50 ms: Neuanlauf0...∞ s: Verhalten beim Ausschalten

IEC 60255–11IEC 61000-4-11

Elektromagnetische Emissionsprüfungen EN 55011, Klasse AIEC 60255-25ANSI C63.4, FCC

• leitungsgebundene HF-Emission (Netzan‐schlussklemme)

0,15...0,50 MHz < 79 dB(µV) Quasi-Spitzenwert< 66 dB(µV) Durchschnitt

0,5...30 MHz < 73 dB(µV) Quasi-Spitzenwert< 60 dB(µV) Durchschnitt

• HF-Abstrahlung, IEC

30...230 MHz < 40 dB(µV) Quasi-Spitzenwert, bei 10 m Ab‐stand gemessen

230...1000 MHz < 47 dB(µV) Quasi-Spitzenwert, bei 10 m Ab‐stand gemessen

Tabelle 19. Isolationsprüfungen

Beschreibung Ausführung Referenz

Dielektrische Prüfungen: IEC 60255-5ANSI C37.90-2005

• Prüfspannung 2 kV, 50 Hz, 1 Min1 kV, 50 Hz, 1 min, Kommunikation

Stoßspannungsprüfung: IEC 60255-5ANSI C37.90-2005

• Prüfspannung 5 kV, einpolige Impulse, Wellenform 1,2/50 μs,Quellenenergie 0,5 J1 kV, einpolige Impulse, Wellenform 1,2/50 μs,Quellenenergie 0,5 J Kommunikation

Isolationswiderstandsmessungen IEC 60255-5ANSI C37.90-2005

• Isolationswiderstand >100 MΏ, 500 V DC

Potentialausgleichswiderstand IEC 60255-27

• Widerstand <0,1 Ώ (60 s)


Produktversion: 1.3

ABB 39

Tabelle 20. Mechanische Prüfungen

Beschreibung Referenz Anforderung

Schwingungsprüfungen (sinusförmig) IEC 60255-21-1 Klasse 1

Schwingungsausdauertest IEC 60255-21-1 Klasse 1

Stoßtest IEC 60255-21-2 Klasse 1

Stoßwiderstandstest IEC 60255-21-2 Klasse 1

Schlagtest IEC 60255-21-2 Klasse 1

Erdbebenfestigkeit IEC 60255-21-3 Klasse 2

Produktsicherheit

Tabelle 21. Produktsicherheit

Beschreibung Referenz

LV-Richtlinie 2006/95/EC

Normen EN 60255-27 (2005)

EMV-Prüfungen

Tabelle 22. EMV-Konformität

Beschreibung Referenz

EMC-Richtlinie 2004/108/EC

Normen EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)


Produktversion: 1.3

40 ABB

Differentialschutz

Tabelle 23. Transformatordifferentialschutz T2WPDIF, T3WPDIF

Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit

Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für I > Ir

Rückfallverhältnis >94 % -

Nichtstabilisierter Differnzialstromgrenzwert (1,00-50,00)xIBase anHochspannungswick‐lung

± 1,0 % des eingestellten Wertes

Basisempfindlichkeit (0,05 - 0,60) x IBase ± 1,0 % von Ir

Minimale negative Sequenz Strom (0,02 - 0,20) x IBase ± 1,0 % von Ir

Betrieb Winkel, negative Sequenz (30,0 - 90,0) Grad ± 1,0 Grad

Blockieren durch die 2. Oberschwingung (5,0-100,0) % vonGrund- Differentialstrom

± 2,0 % der angewendeten Oberschwingungs-Grundfrequenz

Blockieren durch 5. Oberschwingung (5,0-100,0) % vonGrund- Differentialstrom

± 12.0 % der angewendeten Oberschwingungs-Grundfrequenz

Anschlussart für jede der Wicklungen Y oder D -

Phasenverschiebung zwischen Hochspan‐nungswicklung, W1 und jeder der Wicklun‐gen, w2 und w3. (drehende Schaltgruppe)

0–11 -

Auslöse, stabilisierte Funktion 25 ms typischerweisebei 0 bis 5 x Ansprech‐wert

-

Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 25 ms typischerweisebei 5 bis 0 x Ansprech‐wert

-

Auslöse, nichtstabilisierte Funktion 20 ms typischerweisebei 0 bis 5 x Ansprech‐wert

-

Rückfallzeit, nichtstabilisierte Funktion 25 ms typischerweisebei 5 bis 0 x Ansprech‐wert

-


Produktversion: 1.3

ABB 41

Tabelle 24. Selektiver Erdfehlerschutz, niederohmig REFPDIF


Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 1 % von IBase wenn Ibias < 1,25 IBase (d.h. Basisempfindlichkeit in Ab‐schnitt 1 der Auslöse - Diffstrom/Haltestrom-Kennlinie)± 2 % des theoretischen Auslösewerts (Idiff) wenn Ibias >= 1,25 IBase(d.h. Abschnitte 2 und 3)(Dies ist gültig, wenn IBase gleich dem Bemessungsstrom der geschütz‐ten Wicklung ist.)

Rückfallverhältnis 0,95 -

Gerichtete Charakteristik, fürNullsystemgrößen gerichteteFunktion

ROA ± 60 bis ± 90 Grad ± 1 Grad bei Ibias = IBase± 2 Grad bei Ibias = 2 * IBase± 3 Grad bei Ibias = 4 * IBase(Dies ist gültig, wenn IBase gleich dem Bemessungsstrom der geschütz‐ten Wicklung ist.)

Auslösezeit, Auslösefunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis10 x IdMin

-

Rückfallzeit, Auslösefunktion 30 ms typischerweise bei 10 bis0 x IdMin

-

Tabelle 25. Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF


Ansprechspannung (20-400) VI=U/R

± 1,0 % von Ir

Rückfallverhältnis >95% -

Maximale Leistungsaufnahme U>Auslöse2/Serie Widerstand ≤200 W -

Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -

Rückfallzeit 100 ms typischerweise bei 10 bis 0 x Ud -

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


Produktversion: 1.3

42 ABB

Tabelle 26. Einführung Generator-Differentialschutz GENPDIF


Nichtstabilisierter Differentialstromgrenzwert (1-50) p.u. von IBase ± 1,0 % des Sollwerts

Rückfallverhältnis > 90% -

Basisempfindlichkeit (0,10-1,00) p.u. von IBa‐se

± 1,0 % von Ir

Blockierung durch zweite Oberschwingung (0,02-0,4) p.u. von IBa‐se

± 1,0 % von Ir

Auslösezeit, stabilisierte Funktion 40 ms typischerweisebei 0 bis 2 x Sollwert

-

Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 40 ms typischerweisebei 2 bis 0 x Sollwert

-

Auslösezeit, nichtstablisierte Funktion 20 ms typischerweisebei 0 bis 5 x Sollwert

-

Rückfallzeit, nichtstablisierte Funktion 40 ms typischerweisebei 5 bis 0 x Sollwert

-

Ansprechzeit, nichtstablisierte Gegenstrom‐funktion

15 ms typischerweisebei 0 bis 5 x eingestell‐tes Level

-

Kritische Impulsdauer, nichtstablisierteFunktion

3 ms typischerweisebei 0 bis 5 x Ansprech‐wert

-


Produktversion: 1.3

ABB 43

Impedanzschutz

Tabelle 27. Pendelerfassung ZMRPSB


Reaktive Reichweite (0,10-3000,00) W/Leiter

± 2,0 % statische GenauigkeitBedingungen:Spannungsbereich: (0,1-1,1) x Ur

Strombereich: (0,5-30) xIrWinkel: bei 0 Grad und 85 GradResistive Reichweite (0,10-1000,00)W/Leiter

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

Minimaler Auslösestrom (5-30) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Tabelle 28. Unterimpedanzschutz für Generatoren und Transformatoren ZGCPDIS


Zonenanzahl 3 -

Mitsystemimpedanz vorwärts (0,005–3000,000) Ω/Phase

± 2,0% statische GenauigkeitBedingungen:• Spannungsbereich: (0,1-1,1) x Ur

• Strombereich: (0,5-30) x Ir• Winkel: bei 85 Grad

Mitsystemimpedanz rückwärts (0,005–3000,000) Ω/Phase

-

Winkel für Mitsystemimpedanz, (10-90) Grad -

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

Auslösezeit typischerweise 25 ms -

Rückfallverhältnis 105 % typischerweise -

Tabelle 29. Untererregungsschutz LEXPDIS


X Verschiebung des Mho Spitzen‐punkts

(–1000,00–1000,00) % von ZBase ± 2,0% von Ur/Ir

Durchmesser des Mho-Kreises (0,01-3000,00) % von ZBase ± 2,0% von Ur/Ir

Zeitverzögerung (0.00-6000.00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Auslösezeit typischerweise 55 ms -

Rückfallverhältnis typischerweise 105 % -

Tabelle 30. Polschlupf-Schutz OOSPPAM


Impedanzreichweite (0,00–1000,00) % von Zbase ± 2,0 % von Ur/Ir

Charakteristischer Winkel (72.00-90.00) Grad ±5.0 Grad

Start- und Auslösewinkel (0.0-180.0) Grad ±5.0 Grad

Zone 1 und Zone 2 Auslösezähler (1-20) -


Produktversion: 1.3

44 ABB

Tabelle 31. Lastkompensation LEPDIS


Lastkompensations-Kriterien:Lastwiderstand, vorwärts undrückwartsSicherheitslast-Impendanzwinkel

(1,00–3000,00) Ω/Leiter(5-85) Grad

± 5,0 % statische Genauigkeit± 2,0 Winkel statische WinkelgenauigkeitBedingungen:Spannungsbereich: (0,1-1,1) x Ur

Strombereich: (0,5-30) x Ir

Rückstellverhältnis 105 % typischerweise -

Überstromschutz

Tabelle 32. Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoliger Ausgang OC4PTOC

Funktion Einstellbereich Genauigkeit

Ansprechstrom (5-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1.0% von I bei I > Ir


Freigabestrom für Richtungsver‐gleich

(5-10000) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir±1,0 % von I bei I > Ir

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

Unabhängige Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0,5 % ±25 ms

Minimale Auslösezeit für Strom‐abhängige Charakteristiken

(0.000-60.000) s ± 0,5 % ±25 ms

Abhängige Kennlinien, siehe Ta‐belle 74, Tabelle 75 und Tabel‐le 76

15 Kennlinientypen 1) ANSI/IEEE C37.112IEC 60255-151±3 % oder ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

Auslösezeit, ungerichtete Anre‐gefunktion

25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, ungerichtete Anre‐gefunktion


Auslösezeit, gerichtete Anre‐gefunktion


Rückfallzeit, gerichtete Anre‐gefunktion


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

Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -

1) Hinweis: Zeitgenauigkeit nur gültig, wenn die Blockierung der 2. Oberschwingung deaktiviert ist.


Produktversion: 1.3

ABB 45

Tabelle 33. Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC


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


Auslösestrom für Richtungsver‐gleich, Nullsystemkomponente

(1-100) % von lBase ± 2,0 % oder Ir

Auslösestrom für Richtungsver‐gleich, Gegensystemkomponente

(1-100) % von lBase ± 2,0 % oder Ir

Freigabestrom (1-10000) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I < Ir± 1,0 % von I bei I >Ir

Minimale Ansprechzeit für strom‐abhängige Charakteristiken

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±25 ms

Inverse Kennlinien, siehe Tabel‐le 74, Tabelle 75 und Tabelle 76

15 Kurventypen 1) ANSI/IEEE C37.112IEC 60255–151±3 % oder ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

Minimale Polarisierungsspan‐nung, Nullsystemkomponente

(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Minimale Polarisierungsspan‐nung, Gegensystemkomponente

(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Minimaler Polarisierungsstrom,Nullsystemkomponente

(2-100) % von IBase ± 1,0 % oder Ir

Minimaler Polarisierungsstrom,Gegensystemkomponente

(2-100) % von IBase ± 1,0 % oder Ir

Real-Teil der Quellimpedanz fürstrombasierte Polarisation

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

Imaginär-Teil der Quellimpedanzfür strombasierte Polarisation

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

Auslösezeit, ungerichteteStartfunktion

30 ms typischerweise bei 0.5 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, ungerichteteStartfunktion

30 ms typischerweise bei 2 bis 0.5 x Iset -

Auslösezeit, gerichtete Startfunk‐tion

30 ms typischerweise bei 0,5 bis 2 x IN -

Rückfallzeit, gerichtete Startfunk‐tion

30 ms typischerweise bei 2 bis 0,5 x IN -

1) Hinweis: Zeitgenauigkeit nur gültig, wenn die Blockierung der 2. Oberschwingung deaktiviert ist.


Produktversion: 1.3

46 ABB

Tabelle 34. Empfindlicher gerichteter Erdfehlerstrom- und Leistungsschutz SDEPSDE


Ansprechwert für 3I0·cosj ge‐richteter Erdfehlerstrom

(0,25-200,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir Bei niedriger Einstellung:(0,25-1,00) % von Ir: ±0,05 % von Ir(1,00-5,00) % von Ir: ±0,1% von Ir

Anregezeit für 3I0·3U0 · cosj

gerichtete Nullleistung(0,25-200,00) % von SBase ± 2,0 % von Sr bei S £ Sr

± 2,0 % von S bei S > Sr

Bei niedriger Einstellung:(0,25-5,00) % von SBase ± 10% des eingestellten Wertes

Ansprechwert für 3I0 und jErdfehlerstrom

(0,25-200,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir Bei niedriger Einstellung:(0,25-1,00) % von Ir: ±0,05 % von Ir(1,00-5,00) % von Ir: ±0,1% von Ir

Ansprechwert für ungerichte‐ten Überstrom

(1,00-400,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir Bei niedriger Einstellung <5 % von Ir:±0,1% von Ir

Ansprechwert für ungerichte‐te Nullspannung

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

± 0,5 % von U bei U > Ur

Freigabe Erdfehlerstrom füralle gerichteten Modi

(0,25-200,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir Bei niedriger Einstellung:(0,25-1,00) % von Ir: ±0,05 % von Ir(1,00-5,00) % von Ir: ±0,1% von Ir

Freigabe Verlagerungsspan‐nung für alle gerichteten Modi

(1,00 - 300,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U£Ur



Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±25 ms

Inverse Kennlinien, siehe Ta‐belle 74, Tabelle 75 und Ta‐belle 76

15 Kurventypen ANSI/IEEE C37.112IEC 60255-151±3,0 % oder±90 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

Öffnungswinkel des RelaisRCA

(-179 bis 180) Grad ± 2,0 Grad

Öffnungswinkel des RelaisROA

(0-90) Grad ± 2,0 Grad

Anregezeit, ungerichteterErdfehlerstrom

60 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset 60 ms typischerweise bei 0 bis 2 x 1set


Produktversion: 1.3

ABB 47

Tabelle 34. Empfindlicher gerichteter Erdfehlerstrom- und Leistungsschutz SDEPSDE, Fortsetzung


Rückfallzeit, ungerichteterErdfehlerstrom

65 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset 65 ms typischerweise bei 2 bis 0 x 1set

Anregezeit, ungerichtete Ver‐lagerungsspannung

45 ms typischerweise bei 0,8 to 1,5 x Uset 45 ms typischerweise bei 0,8 bis 1,5x Uset

Rückfallzeit, ungerichteterErdfehlerstrom

85 ms typischerweise bei 1,2 to 0,8 x Uset 85 ms typischerweise bei 1,2 bis 0,8x Uset

Anregezeit, gerichteter Erd‐fehlerstrom

140 ms typischerweise bei 0,5 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, gerichteter Erd‐fehlerstrom

85 ms typischerweise bei 2 bis 0,5 x Iset -

Kritische Impulsdauer, unge‐richteter Erdfehlerstrom


Impulsbereichszeit, ungerich‐teter Erdfehlerstrom

typischerweise 25 ms -

Tabelle 35. Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR


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

Auslösezeit:

2 2

2 2p

ref

I It ln

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V2 DE (Gleichung 1)

I = tatsächlich gemessener StromIp = Laststrom, bevor ÜberlastauftrittIref = Referenzlaststrom

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

IEC 60255–8, ±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


Produktversion: 1.3

48 ABB

Tabelle 36. Schalterversagerschutz, dreipolige Anregung und Auslösung 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, Erdfehlerstrom > 95% -

Leiterstromgröße für die Blockierung der Kontaktfunktion (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 typischerweise 20 ms -

Rückfallzeit für Stromerkennung 10 ms maximal -

Tabelle 37. Polgleichlaufüberwachung CCRPLD


Auslösewert, Strom-Asymmetrie‐pegel

(0-100) % ± 1,0 % von Ir

Rücksetzverhältnis >95% -

Zeitverzögerung (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tabelle 38. Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP, GUPPDUP


Leistung-Ansprechwert (0,0-500,0) % von SBase ± 1,0 % von Sr bei S < Sr

± 1,0% von S bei S > Sr

(1,0-2,0) % von SBase ± 50 % des eingestellten Werts

(2,0-10) % von SBase ± 20 % des eingestellten Werts

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

Zeitverzögerung (0,010 - 6000,000) s ± 0,5 % ± 25 ms


Produktversion: 1.3

ABB 49

Tabelle 39. Schutzfunktion gegen versehentliches Einschalten von Synchrongeneratoren AEGGAPC


Auslösewert, Überstrom (5-900) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I<Ir± 1,0 % von I bei I>Ir

Rückfallverhältnis, Überstrom >95% -

Störgrößenüberschreitung, Überstromfunktion <20 % bei τ = 100 ms -

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

Impulsbereichszeit, Überstrom 15 ms typischerweise -

Auslösewert, Unterspannung (2-150) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U<Ur

± 0,5 % von U bei U>Ur

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

Impulsbereichszeit, Unterspannung typischerweise 15 ms -

Auslösewert, Überspannung (2-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U<Ur

± 0,5 % von U bei U>Ur

Zeitglied (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Tabelle 40. Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) für Maschinen NS2PTOC


Auslösewert, Stufe 1 und 2, Schieflastschutz (3-500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I < Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis, Stufe 1 und 2 >95% -

Ansprechzeit, Anregung 30 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset

20 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Iset

-

Rückfallzeit, Anregung 40 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Zeitcharakteristik Definit oder invers -

Inverse Zeitkennlinie Stufe 1, 2

2I t K=K = 1,0 - 99,0 ± 3 % oder ± 40 ms

1 ≤ K ≤ 20

Rückfallzeit, inverse Kennlinie Stufe 1, 2

2I t K=K = 0,01 - 20,00 ± 10% oder ± 50 ms

1 ≤ K ≤ 20

Maximale Auslöseverzögerung, Stufe 1 AMZ (0,00-6000,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Minimale Auslöseverzögerung, Stufe 1 AMZ (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Zeitglied (0,00-6000,00) s ± 0,5 % ± 25 ms


Produktversion: 1.3

50 ABB

Tabelle 41. Spannungsgesteuerter Überstromschutz VRPVOC


Ansprechwert Überstrom (2 - 5000) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I<Ir± 1,0 % von I bei I>Ir

Unabhängige Zeitverzögerung (0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Inverse Kennlinien, siehe Tabelle 74, Tabelle 75 und Tabelle 76 13 Kurventypen ANSI/IEEE C37.112IEC 60255–151±3 % oder ±40 ms0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x Iset

Ansprechzeit, Anregung Überstrom 30 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset


-

Rückfallzeit, Anregung Überstrom 40 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Anregung Unterspannung (2,0 - 100,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Ansprechzeit, Anregung Unterspannung 30 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Rückfallzeit, Anregung Unterspannung 40 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Obere Spannungsgrenze, spannungsabhängige Auslösung (30 - 100) % von UBase ± 1,0% von Ur

Rückfallverhältnis, Überstrom > 95% -

Rückfallverhältnis, Unterstrom < 105% -

Überstrom:Kritische ImpulsdauerImpulsbereichszeit


typischerweise 15 ms

-

Spannungsschutz

Tabelle 42. Zwei Stufen Unterspannungsschutz UV2PTUV


Ansprechspannung, beide Stufen (1–100) % von UBase ± 0.5% von Ur

Rückfallverhältnis < 102 % -

Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, siehe Ta‐belle 78

- Siehe Tabelle 78

Unabhängige Zeitverzögerung, Stufe 1 (0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Unabhängige Zeitverzögerung, Stufe 2 (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±25 ms

Minimale Auslösezeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Ansprechzeit, Anregung 30 ms typischerweise bei 1,2 bis 0.5Uset -

Rückfallzeit, Anregung 40 ms typischerweise bei 0,5 bis 1,2 xUset -

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



Produktversion: 1.3

ABB 51

Tabelle 43. Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV


Ansprechspannung, Stufe 1 und 2 (1-200) % von UBase ± 0.5 % von Ur bei U < Ur

± 0.5 % von U bei U > Ur

Rückfallverhältnis >98 % -

Zu den abhängigen Kennlinien für die Stufen 1 und 2 siehe Tabel‐le 77

- Siehe Tabelle 77

Unabhängige Zeitverzögerung, Stufe 1 (0,00 - 6000,00) s ± 0,5 % ± 25 ms

Unabhängige Zeitverzögerung, Stufe 2 (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Minimum Ansprechzeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 25 ms

Ansprechzeit, Anregung 30 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Rückfallzeit, Anregung 40 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

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


Tabelle 44. Zweistufiger Nullspannungsschutz ROV2PTOV


Ansprechspannung, Stufe 1 (1-200) % von UBase ± 0.5 % von Ur bei U < Ur


Ansprechspannung, Stufe 2 (1–100)% of UBase ± 0.5 % von Ur bei U < Ur


Rückfallverhältnis > 98 % -

Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, siehe Ta‐belle 79

- Siehe Tabelle 79



Minimale Zeitverzögerung für abhängige Charakteristiken in Stu‐fe 1

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Ansprechzeit, Anregung 30 ms typischerweise bei 2 bis x Uset -

Rückfallzeit, Anregung 40 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 1,2 xUset -



Produktversion: 1.3

52 ABB

Tabelle 45. Übererregungsschutz OEXPVPH


Ansprechwert, Anregung (100 - 180) % von (UBase/fNennwert) ± 0,5 % von U

Ansprechwert, Alarm (50–120) % des Startlevel ± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur


Ansprechwert, hoher Pegel (100 - 200) % von (UBase/fNennwert) ± 0,5 % von U

Kurventyp IEEE

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-

EQUATION1319 V1 DE (Gleichung 2)

wobei M = (E/f)/(Ur/fr)

± 5 % + 40 ms

Minimale Zeitverzögerung abhän‐gige Charakteristik

(0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Alarmzeitverzögerung (0,00-9000,00) ± 0,5 % ± 25 ms

Tabelle 46. 100 % Stator-Erdfehler 3. Oberschwingung STEFPHIZ


Pegel für Grundfrequenz UN(95 % Stator Erdschluß)

(1,0 – 50,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Drittes Oberschwingungsdiffe‐rentiallevel

(0,5–10,0) % von UBase ± 5,0 % von Ur

Drittes Oberschwingungsdiffe‐rentialblockierlevel

(0,1–10,0) % von UBase ± 5,0 % von Ur

Zeitverzögerung (0,020-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Filtereigenschaften:GrundschwingungDritte Oberschwingung

Unterdrückung Dritter Ober‐schwingung bei 1–40Unterdrückung Grundschwin‐gung bei 1–40

-


Produktversion: 1.3

ABB 53

Frequenzschutz

Tabelle 47. Unterfrequenzschutz SAPTUF


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

Ansprechwert, Wiederherstellung Frequenz (45 - 65) Hz ± 2,0 mHz

Rückfallverhältnis <1,001 -

Ansprechzeit Anregung Bei 50 Hz: 200 ms typischerweise bei fset

+0,5 Hz bis fset -0,5 HzBei 60 Hz: 170 ms typischerweise bei fset

+0,5 Hz bis fset -0,5 Hz

-

Rückfallzeit Anregung Bei 50 Hz: 60 ms typischerweise bei fset -0,5Hz bis fset +0,5 HzBei 60 Hz: 50 ms typischerweise bei fset -0,5Hz bis fset +0,5 Hz

-

Auslöseverzögerung (0,000-60,000) s < 250 ms

Verzögerung des Freigabesignals (0,000-60,000) s < 150 ms

Tabelle 48. Überfrequenzschutz SAPTOF


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

Rückfallverhältnis >0,999 -

Ansprechzeit, Anregung Bei 50 Hz: 200 ms typischerweise bei fset -0,5Hz bis fset +0,5 HzBei 60 Hz: 170 ms typischerweise bei fset -0,5Hz bis fset +0,5 Hz

-

Rückfallzeit, Anregung Bei 50 und 60 Hz: 55 ms typischerweise beifset +0,5 Hz bis fset -0,5 Hz

-

Timer (0,000-60,000) s < 250 ms

Tabelle 49. Frequenzänderungsschutz SAPFRC


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

Auslösewert, Wiederherstellung der Frequenz (45,00 - 65,00) Hz ± 2,0 mHz

Zeitgeber (0,000 - 60,000) s < 130 ms

Ansprechzeit, Anregung Bei 50 Hz: 100 ms typischBei 60 Hz: 80 ms typisch

-


Produktversion: 1.3

54 ABB

Überwachung des Sekundärsystems

Tabelle 50. Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUF


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

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

Ansprechspannung, Gegensystemkompo‐nente

(1–100) % von UBase ± 0.5 % von Ur

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

Ansprechwert Spannungsänderung (1–100) % von UBase ± 5,0 % von Ur

Ansprechwert Stromänderung (1–100) % von IBase ± 5,0 % von Ir

Ansprechwert Leiter-Leiter-Spannung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

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

Ansprechwert spannungslose Leitung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

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

Tabelle 51. Auskreisüberwachung TCSSCBR

Funktion Bereich bzw. Wert Genauigkeit

Auslöseverzögerung (0,020 - 300,000) s ± 0,5% ± 110 ms


Produktversion: 1.3

ABB 55

Steuerung

Tabelle 52. Synchronisierung, Synchrocheck und Zuschaltüberprüfung SESRSYN


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

Spannungsdifferenz, Ubus/Uline 0,500 - 2,000 -

Rückfallverhältnis, Synchrocheck > 95% -

Frequenzdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung für Syn‐chrocheck

(0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz

Phasenwinkeldifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung fürSynchrocheck

(5,0-90,0) Grad ± 2,0 Grad

Spannungsdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung für Syn‐chronisierung und Synchrocheck

0,03-0,50 p.u ± 0.5 % von Ur

Zeitverzögerungsausgang für Synchrocheck (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Frequenzdifferenz-Minimalgrenze für Synchronisierung (0,003-0,250) Hz ± 2,0 mHz

Frequenzdifferenz-Maximalgrenze für Synchronisierung (0,050-0,500) Hz ± 2,0 mHz

Maximal erlaubte Frequenzänderung (0,000-0,500) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Schließzeit des Leistungsschalters (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Dauer des Schließimpulses des Leistungsschalters (0,050-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

tMaxSynch, setzt die Synchronisierungsfunktion zurück, wenn keinSchließvorgang vor der eingestellten Zeit durchgeführt wurde.

(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Minimale Zeit um Synchronisierbedingungen entgegenzunehmen (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Zeitverzögerungsausgang für die Überprüfung der Zuschaltbedingung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Ansprechzeit für den Synchrocheckfunktion typischerweise 40 ms -

Ansprechzeit für die Zuschaltprüfungsfunktion typischerweise 100 ms -

Logik

Tabelle 53. Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC


Auslösung 3-polig -

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


Produktversion: 1.3

56 ABB

Tabelle 54. Konfigurierbare Logikblöcke

Logikblock Mengemit Zy-kluszeit

Bereich oder Wert Genauigkeit

5 ms 20 ms 100 ms

AND 60 60 160 - -

OR 60 60 160 - -

XOR 10 10 20 - -

INVERTER 30 30 80 - -

SRMEMORY 10 10 20 - -

RSMEMORY 10 10 20 - -

GATE 10 10 20 - -

PULSETIMER 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5 % ± 25 ms für20 ms Zykluszeit

TIMERSET 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5 % ± 25 ms für20 ms Zykluszeit

LOOPDELAY 10 10 20

Tabelle 55. Konfigurierbare Logik Q/T

Logikblock Menge mitZykluszeit

Bereich oderWert

Genauigkeit

20 ms 100 ms

ANDQT 20 100 - -

ORQT 20 100 - -

XORQT 10 30 - -

INVERTERQT 20 100 - -

RSMEMORYQT 10 30 - -

SRMEMORYQT 15 10 - -

PULSETIMERQT 10 30 (0.000–90000.000) s

± 0,5 % ± 25 ms für 20 ms Zykluszeit

TIMERSETQT 10 30 (0.000–90000.000) s

± 0,5 % ± 25 ms für 20 ms Zykluszeit

INVALIDQT 6 6 - -

INDCOMBSPQT 10 10 - -

INDEXTSPQT 10 10 - -

Tabelle 56. Integrator abgelaufene Zeit mit Grenzwertüberschreitung und Überlaufüberwachung TEIGGIO

Funktion Zykluszeit (ms) Bereich oder Wert Genauigkeit

Integration für die abgelaufene Zeit 5 0 ~ 999999,9 s ±0,05 % oder ±0,01 s

20 0 ~ 999999,9 s ±0,05 % oder ±0,04 s

100 0 ~ 999999,9 s ±0,05 % oder ±0,2 s


Produktversion: 1.3

ABB 57

Überwachung

Tabelle 57. Technische Daten zu den Messfunktionen: CVMMXN, CMMXU, VMMXU, CMSQI, VMSQI, VNMMXU


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


Blindleistung, Q 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


Scheinleistung, S 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


Angezeigte Leistung, S Dreipha‐seneinstellungen

cos phi = 1 ± 0,5% von S bei S > Sr

± 0,5 % von Sr bei S ≤ Sr

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

0,2 X Ir< I < 4,0 x Ir< 0,02

Tabelle 58. Ereigniszähler CNTGGIO


Zählerwert 0-100000 -

Max. Zählgeschwindigkeit 10 Impulse/s (50 % Arbeitszyklus) -

Tabelle 59. Grenzwertzähler L4UFCNT


Zählerwert 0-65535 -

Max. Zählgeschwindigkeit 5-160 Impulse/s -


Produktversion: 1.3

58 ABB

Tabelle 60. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE


Strom Aufnahme - ± 1,0% von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Spannung Aufnahme - ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur

± 1,0% von U bei U > Ur

Vorfehlerzeit (0.05–3,00) s -

Nachfehlerzeit (0,1–10,0) s -

Zeitgrenze (0.5–8,0) s -

Maximale Anzahl von Aufzeichnungen 100, FIFO-Verfahren -

Auflösung der Absolutzeiterfassung 1 ms Siehe Zeit synchronize‐rung technische daten

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 61. Ereignisliste DRPRDRE

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Anzahl von Ereignissen in der Lis‐te

1000

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängig von der Zeitsynchronisierung

Tabelle 62. Meldungen DRPRDRE

Funktion Wert

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

Maximale Anzahl an aufgenommenen Störungen 100


Produktversion: 1.3

ABB 59

Tabelle 63. Ereignisaufzeichnung DRPRDRE

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Zahl der Ereignisse im Störbericht 150

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängig von derZeitsynchronisierung

Tabelle 64. Störfallmesswertaufzeichnung DRPRDRE

Funktion Wert

Speicherkapazität

Maximale Anzahl von Analogeingängen 30

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Tabelle 65. Störschreiber DRPRDRE

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

Tabelle 66. Stationsbatterieüberwachung SPVNZBAT


Untergrenze für Batterieanschlussspannung (60-140) % von Ubat ± 1,0 % der eingestellten Batteriespannung

Rückfallverhältnis, Untergrenze <105 % -

Obergrenze für Batterieanschlussspannung (60-140) % von Ubat ± 1,0 % der eingestellten Batteriespannung

Rückfallverhältnis, Obergrenze >95 % -

Zeitglieder (0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 110 ms

Batteriebemessungsspannung 20-250V -

Tabelle 67. Isoliergasüberwachung SSIMG


Zeitglied (0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 110 ms

Tabelle 68. Isolierflüssigkeit-Überwachung SSIML


Zeitglied (0,000–60,000) s ± 0,5 % ± 110 ms


Produktversion: 1.3

60 ABB

Tabelle 69. Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR


Alarmpegel für offene und geschlossene We‐gezeit

(0–200) ms ± 0,5 % ± 25 ms

Alarmeinstellwerte für Anzahl der Schaltzyklen (0 - 9999) -

Einstellen des Alarms für Federspannzeit (0,00–60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Zeitverzögerung für Gasdruck-Alarm (0,00–60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Zeitverzögerung für Gasdruck-Sperre (0,00–60,000) s ± 0,5 % ± 25 ms

Messung

Tabelle 70. Impulszählerlogik PCGGIO

Funktion Einstellbereich Genauigkeit

Zeitzyklus für die Anzeige desZählwertes

(1–3600) s -

Tabelle 71. Funktion für Energie-Berechnung und Nachfrage Handling ETPMMTR


Energiemessung MWh Export/Import, MVArh Ex‐port/Import

Eingang vom MMXU. Kein Extrafehler bei stationärer Last


Produktversion: 1.3

ABB 61


Tabelle 72. Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll TCP/IP Ethernet

Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 100 Mbit/s

Protokoll IEC 61850-8-1

Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 100BASE-FX

Protokoll DNP3.0/TCP

Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 100BASE-FX

Protokoll, seriell IEC 60870–5–103

Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 9600 oder 19200 Bd

Protokoll, seriell DNP3.0

Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 300-115200 Bd

HardwareGerät

Abmessungen

Tabelle 73. Abmessungen des IED - 3U 19"-Vollgehäuse

Beschreibung Wert

Breite 442 mm

Höhe 132 mm, 3U

Tiefe 249,5 mm

Gewicht Box 10 kg


Produktversion: 1.3

62 ABB

Kennlinien für stromabhängige Verzögerung

Tabelle 74. Inverse Zeitkennlinien, ANSI


Ansprechkurven:

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 DE

I = Imeasured/Iset

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

ANSI extrem invers A=28,2, B=0,1217, P=2,0

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

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

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

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

ANSI Langzeit invers A=0,086, B=0,185, P=0,02

Tabelle 75. IEC Inverse Zeitkennlinien


Ansprechkurven:

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I


I = Imeasured/Iset

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

IEC normal invers A=0.14, P=0.02

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

Die Parametereinstellung Characterist1 und4/Reserved wird nicht verwendet, da dieseParametereinstellung für künftige Zwecke

bestimmt ist und noch nicht implementiertist.


Produktversion: 1.3

ABB 63

Tabelle 76. 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

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

Tabelle 77. Abhängigkeitseigenschaften für den Überspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01 ±5 % +60 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 Stufen von 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 Stufen von 0,01


Produktversion: 1.3

64 ABB

Tabelle 78. Abhängigkeitseigenschaften 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 Stufen von 0,01 ±5 % +60 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uset

U = Umeasured

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

Tabelle 79. Abhängigkeitseigenschaften 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

±5 % +70 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


Produktversion: 1.3

ABB 65

20. Bestellen von kundenspezifischen IEDs

Hinweise

Um eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten bitten wir Sie die aufgeführten Regeln zu beachten. Beachten Sie, dass be‐stimmte Funktionen nur in Kombination mit anderen Funktionen bestellt werden können und dass einige Funktionen bestimmte Hardware-Optio‐nen voraussetzen.

Produktspezifikation

Elementare IED 650 Plattform und grundlegende Funktionen im 3HE 1/1 19”-Gehäuse

REG650 Anz.: 1MRK 006 526-AD

Option:

Kundenspezifische Konfiguration Nach Aufforderung

Verbindungstyp für analoge Module

Regel: Ein Verbindungstyp muss ausgewählt werden.

Schraubanschluss-Klemmen 1MRK 002 960-CA

Ringkabelschuh-Anschlüsse 1MRK 002 960-DA

Anschlusstyp für Hilfsspannungsversorgung, Eingang/Ausgang und Kommunikationsmodule

Regel: Ein Anschlusstyp muss ausgewählt werden.

Schraubanschluss-Klemmen 1MRK 002 960-EA

Ringkabelschuh-Anschlüsse 1MRK 002 960-FA

Hilfsspannungsversorgungsmodul

Regel: Ein Hilfsspannungsversorgungsmodul muss angegeben werden

Hilfsspannungsversorgungsmodul PSM01 24-30V DC, 9BO 1KHL178029R0001

PSM02 48-125 V DC, 9BO 1KHL178073R0001

PSM03 110-250V DC, 100-240V AC, 9BO 1KHL178082R0001

Kommunikations- und Verarbeitungsmodule

Regel: Es muss ein Kommunikations- und Verarbeitungsmodul ausgewählt werden.Für die redundante Stationskommunikation PRP muss COM03 ausgewählt werden.

Kommunikations- und Verarbeitungsmodul COM05,12BI, IRIG-B, RS485, Ethernet LC optisch, ST seriell

1MRK 002 346-AA

Kommunikations- und Verarbeitungsmodul COM03,IRIG-B, RS485, 3 Ethernet LC optisch, ST seriell, ST PPS SlaveDer 3. Ethernet-Anschluss und PPS Slave werden in dieser Version nicht unterstützt.

1MRK 002 346-BA

Logik

Regel: Eine Auslöselogik muss bestellt werden

Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC

Anz.:

1 2 3 4 5 6 1MRK 004 922-AA


Produktversion: 1.3

66 ABB

Optionale FunktionenDifferentialschutz

Regel: Es kann nur genau ein Transformator-Differentialschutz oder ein Generator-Differentialschutz bestellt werden.

Transformator-Differentialschutz, drei Wicklungen T3WPDIF Anz.: 1MRK 004 904-BB

Generator-Differentialschutz GENPDIF Anz.: 1MRK 004 904-EA

Selektiver Erdfehlerschutz, niederohmig REFPDIF Anz.: 1MRK 004 904-CA

Einphasiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF Anz.: 1MRK 004 904-DA

Impedanzschutz

Pendelungserfassung ZMRPSB Anz.: 1MRK 004 906-GA

Unterimpedanzschutz für Generatoren und Transformatoren ZGCPDIS Anz.: 1MRK 004 906–SA

Untererregungsschutz LEXPDIS Anz.: 1MRK 004 906-LB

Polschlupf-Schutz OOSPPAM Anz.: 1MRK 004 906-MB

Lastkompensation LEPDIS Anz.: 1MRK 004 906-NA

Stromschutz

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoliger Ausgang OC4PTOC

Anz.:

1 2 1MRK 004 908-BC

Vierstufiger gerichteter Erdfehlerschutz, Null-/Gegensystemrichtung EF4PTOC

Anz.:

1 2 1MRK 004 908-FA

Empfindlicher Erdfehler- und Nullleistungsschutz SDEPSDE Anz.: 1MRK 004 908-EB

Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR

Anz.:

1 2 1MRK 004 908-KB

Schalterversagerschutz, dreipolige Anregung und Auslösung CCRBRF Anz.: 1MRK 004 908-LA

Polgleichlaufüberwachung CCRPLD Anz.: 1MRK 004 908-NA

Gerichteter Unterleistungsschutz GUPPDUP Anz.: 1MRK 004 908-RB

Gerichteter Überleistungsschutz GOPPDOP

Anz.:

1 2 1MRK 004 908-SB

Spannungsschutz

Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV Anz.: 1MRK 004 910-AB

Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV Anz.: 1MRK 004 910-BB

Zweistufiger Nullspannungsschutz ROV2PTOV

Anz.:

1 2 1MRK 004 910-CB

Übererregungsschutz OEXPVPH Anz.: 1MRK 004 910-DC

100 % Ständer-Erdfehlerschutz, 3. Oberschwingung STEFPHIZ Anz.: 1MRK 004 910-FA


Produktversion: 1.3

ABB 67

Frequenzschutz

Unterfrequenzschutz SAPTUF

Anz.:

1 2 3 4 1MRK 004 912-AA

Überfrequenzschutz SAPTOF

Anz.:

1 2 3 4 1MRK 004 912-BA

Frequenzänderungsschutz SAPFRC

Anz.:

1 2 1MRK 004 912-CA

Sekundärsystem-Überwachung

Spannungswandlerkreisüberwachung SDDRFUF Anz.: 1MRK 004 914-BA

Steuerung

Synchrocheck, Einschaltprüfung und Synchronisierung SESRSYN Anz.: 1MRK 004 917-AC

Regel: Entweder einer der Leistungsschalter oder APC8 kann bestellt werden.

Gerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 8 Geräte 1CB inkl. Verriegelung APC8 Anz.: 1MRK 004 917-GA

Leistungsschalter für 1 CB, CBC1 Anz.: 1MRK 004 918-AA

Leistungsschalter für 2 CB, CBC2 Anz.: 1MRK 004 918-BA

Logik

Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 1MRK 002 917-MK

Überwachung

Stationsbatterieüberwachung SPVNZBAT Anz.: 1MRK 004 925-HB

Isoliergasüberwachungsfunktion SSIMG

Anz.:

1 2 1MRK 004 925-KA

Isolierflüssigkeit-Überwachungsfunktion SSIML

Anz.:

1 2 1MRK 004 925-LA

Schalterzustandsüberwachung SSCBR Anz.: 1MRK 004 925-MA

Dialogsprache erstes lokales HMI

HMI-Sprache, Englisch IEC Immer enthalten

Dialogsprache weiteres lokales HMI

HMI-Sprache, US-Englisch 1MRK 002 940-MA

Optionale HardwareMensch-Maschine-Schnittstelle

Regel: Eine LHMI-Schnittstelle muss bestellt werden.


Produktversion: 1.3

68 ABB

Displaytyp Keypad-Symbol Gehäusegrö-ße

Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle LHMI01 IEC 3U 1/1 19" 1KHL160055R0001

Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle LHMI01 ANSI 3U 1/1 19" 1KHL160042R0001

Analogsystem

Regel: Ein Eingangswandlermodul muss bestellt werden

Eingangswandlermodul TRM01 6I+4U, 1/5A,100/220V Anz.: 1KHL178083R0001

Eingangswandlermodul TRM01 8I+2U, 1/5A, 100/220V Anz.: 1KHL178083R0013

Eingangswandlermodul TRM01 4I, 1/5A+1I, 0,1/0,5A+5U, 100/220V Anz.: 1KHL178083R0016

Eingangswandlermodul TRM01 4I+6U, 1/5A, 100/220V Anz.: 1KHL178083R0003

Regel: Es kann nur ein Analogeingangsmodul bestellt werden

Analogeingangsmodul AIM01 6I+4U, 1/5A, 100/220V Anz.: 1KHL178083R5001

Analogeingangsmodul AIM01 4I, 1/5A+1I, 0,1/0,5A+5U, 100/220V Anz.: 1KHL178083R5016

Binäre Eingangs-/Ausgangsmodule

Hinweis: Wenn das Analogeingangsmodul AIM bestellt wird, können nur 2 BIO-Module be‐stellt werden

Binäreingangs-/-ausgangsmodul BIO01 Anz.: 1 2 3 4 1KHL178074R0001

Rahmenmontagesatz

Rahmenmontagesatz für 3HE 1/1 x 19"-Gehäuse Anz.: 1KHL400352R0001


Produktversion: 1.3

ABB 69

21. Bestellen von vorkonfigurierten IED

HinweiseUm eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten bitten wir Sie die aufgeführten Regeln zu beachten.Ausführliche Informationen sind der Funktionstabelle mit den Anwendungsfunktionen zu entnehmen.

Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, kombinieren Sie die Codes der Tabellen wie in dem unten aufgeführten Beispiel.

Beispielcode: REG650*1.3-B01X00-X00-B1X0-D-H-SA-E-SA3B1-AX-F. Verwendung des Codes der einzelnen Positionen 1-11 spezifiziert alsREG650*1-2 2-3-4 4-5-6-7 7-8-9 9 9-10 10 10 10-11

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 - 6 - 7 - 8 - 9 - 10 - 11

REG650* - - - - - - - - - -

Po

sitio

n

SOFTWARE #1 Hinweise und Regeln

Versionsnummer

Versions-Nr. 1.3

Auswahl für Position 1. 1.3

Konfigurationsvarianten #2 Hinweise und Regeln

Generatorschutz B01

Generator-Transformatorschutz B05

ACT-Konfiguration

ABB Standardkonfiguration X00

Auswahl für Position 2. X00

Software-Optionen #3 Hinweise und Regeln

Keine Option X00

Auswahl für Position 3 X00

Erste HMI-Sprache #4 Hinweise und Regeln

Englisch IEC B1

Auswahl für Position 4.

Zusätzliche HMI-Sprache #4

Keine zweite HMI-Sprache X0

Auswahl für Position 4. B1 X0

Gehäuse #5 Hinweise und Regeln

Rahmengehäuse, 3HE 1/1 x 19" D

Auswahl für Position 5. D

Befestigung #6 Hinweise und Regeln

Kein Montagesatz im Lieferumfang X

Rahmenmontagesatz für 3HE 1/1 x 19" H



Produktversion: 1.3

70 ABB

Anschlusstyp für Stromversorgung, Eingang/Ausgang und Kommunikationsmodule #7 Hinweise und Regeln

Schraubanschluss-Klemmen S

Ringkabelschuh-Anschlüsse R

Stromversorgung

Steckplatzposition:

pPSM

100-240 V AC, 110-250 V DC, 9BO, PSM03 A

48-125 V DC, 9BO, PSM02 B

24–30 V DC, 9BO, PSM01 C


Mensch-Maschine-Schnittstelle #8 Hinweise und Regeln

Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle LHMI01, OL8000, IEC3HE 1/1 x 19", Basis

E

Auswahl für Position 8. E

Verbindungstyp für analoge Module #9 Hinweise und Regeln

Schraubanschluss-Klemmen S

Ringkabelschuh-Anschlüsse R

Analoges System

Steckplatzposition: p2

Transformatormodul TRM01, 4I, 1/5A+1I, 0,1/0,5A+5U, 100/220V A3

Steckplatzposition: p4

Analogeingangsmodul AIM01, 6I + 4U, 1/5A, 100/220V B1

Auswahl für Position 9. A3 B1

Binäreingangs-/-ausgangsmodul #10 Hinweise und Regeln

Steckplatzposition (Rückansicht) p5 p6 p6 optional

Ohne Platine im Steckplatz X

Binärein/ausgangsmodul BIO01,9 BI, 3 NO-Auslösung, 5 NO-Signal, 1 CO-Signal A A

Auswahl für Position 10. A

Kommunikations- und Verarbeitungsmodul #11 Hinweise und Regeln

Steckplatzposition (Rückansicht)

pCO

M

12BI, IRIG-B, RS485, Ethernet, LC optisch, ST seriell F

Auswahl für Position 11. F


Produktversion: 1.3

ABB 71

22. Bestellen von Zubehör

Externe Widerstands-Einheit

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

Anz.: RK 795 101-MA

Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 100-400V

Anz.: RK 795 101-CB

Konfigurations- und Überwachungstools

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

LED Etikettenspezialpapier DIN A4 Format, 1 St. Anz.: 1MRK 002 038-CA

LED Etikettenspezialpapier Letter-Format, 1 St. Anz.: 1MRK 002 038-DA

Externe Schnittstelleneinheiten für Rotor-Erdfehlerschutz.

Einspeisungseinheit für Rotor-Erdfehlerschutz (RXTTE 4) Anz.: 1MRK 002 108-BA

Schutz-Widerstand auf Montageplatte R1 = 100 Ώ, R2 = 120 Ώ Anz.: RK 795 102-AD

Schutz-Widerstand auf Montageplatte R1 = 560 Ώ, R2 = 560 Ώ Anz.: RK 795 102-AB

Handbücher

Hinweis: Eine (1) IED Connect DVD mit BenutzerdokumentationBenutzerhandbuchTechnisches HandbuchEinbauanleitungInbetriebnahme-HandbuchAnwendungs-HandbuchKommunikationsprotokoll-Handbuch, DNP3Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850-8-1Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 60870-5-103Richtlinien zur Cyber-SicherheitTypprüfungszertifikatEngineering-HandbuchDatenpunktliste-Handbuch, DNP3Connectivity Packages und die LED-Labelvorlage sind für jedes IED enthalten.

Regel: Geben Sie die Anzahl von zusätzlich gewünschten DVD "IED Connect" an.

Nutzerdokumentation Anz.: 1MRK 003 500-AA


Produktversion: 1.3

72 ABB

Regel: Geben Sie die Anzahl der zusätzlich gewünschten gedruckten Handbücher an.

Benutzerhandbuch IEC Anz.: 1MRK 500 096-UDE

Technisches Handbuch IEC Anz.: 1MRK 502 048-UEN

Inbetriebnahme-Handbuch IEC Anz.: 1MRK 502 049-UEN

Anwendungs-Handbuch IEC Anz.: 1MRK 502 047-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, DNP3 IEC Anz.: 1MRK 511 280-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850-8-1 IEC Anz.: 1MRK 511 281-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 60870-5-103 IEC Anz.: 1MRK 511 282-UEN

Engineering-Handbuch IEC Anz.: 1MRK 511 284-UDE

Installations-Handbuch IEC Anz.: 1MRK 514 016-UDE

Datenpunktliste-Handbuch, DNP3 IEC Anz.: 1MRK 511 283-UEN

Richtlinien zur Cyber-Sicherheit IEC Anz.: 1MRK 511 285-UEN

Referenzinformation

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

Land: Endanwender:

Stationsname: Spannungspegel: kV


Produktversion: 1.3

ABB 73

Zugehörige Dokumente

Dokumentation zu REG650 Kennzahl

Anwendungs-Handbuch 1MRK 502 047-UEN

Technisches Handbuch 1MRK 502 048-UEN

Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 502 049-UEN

Produktdatenblatt 1MRK 502 050-BDE

Typprüfzertifikat 1MRK 502 050-TEN

Rotor-Erdfehlerschutz mit Einspeisungseinheit RXTTE4 und REG670 1MRG001910

Anwendungshinweise für Leistungsschaltersteuerung 1MRG006806

Handbücher 650 Serie Kennzahl

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, DNP 3.0 1MRK 511 280-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850–8–1 1MRK 511 281-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 60870-5-103 1MRK 511 282-UEN

Richtlinien zur Cyber-Sicherheit 1MRK 511 285-UEN

Datenpunktlisten-Handbuch, DNP 3.0 1MRK 511 283-UEN

Engineering-Handbuch 1MRK 511 284-UDE

Benutzerhandbuch 1MRK 500 096-UDE

Installations-Handbuch 1MRK 514 016-UDE

Zubehör, 650 Serie 1MRK 513 023-BEN

MICS 1MRG 010 656

PICS 1MRG 010 660

PIXIT 1MRG 010 658


Produktversion: 1.3

74 ABB

75

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

ABB AGEnergietechnikPostfach 10 03 5168128 Mannheim, DEUTSCHLANDTelefon +49 (0) 6 21 381 -30 00Fax +49 (0) 6 21 381 -26 45E-Mail [email protected]

http://www.abb.de 1MR

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