Generatorschutz REG670 Vorkonfiguriert Produktdatenblatt · 2. Anwendung Der REG 670 IED wird zum...

Relion® 670 series

Generatorschutz REG670VorkonfiguriertProduktdatenblatt

Inhaltsverzeichnis

1. Merkmale..............................................................3

2. Anwendung..........................................................5

3. Verfügbare Funktionen.........................................8

4. Funktionalität......................................................11

5. Hardware-Beschreibung....................................26

6. Anschlusspläne..................................................28

7. Technische Daten...............................................35

8. Bestellung...........................................................84

Haftungsausschluss

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Geschützte Marken

Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010

2 ABB

1. Merkmale

• Drei Konfigurationsalternativen für denSchutz des Generators und desGeneratortransformators verfügbar -betriebsbereit

• Für Generatoren und Transformatoren inWasser-, Pumpspeicher-, Gas-, Kombi-,Dampf-, Nuklear- und Heizkraftwerken.

• Generator- und Transformatorschutz mitÜberwachung integriert in einem IED

• Generatordifferentialschutz mit:

▪ Stabilisierung desDifferentialschutzes

▪ Diskriminator von internen/externenFehler (basierend auf Strom-Gegenkomponente)

▪ Kann bei Fehlerstrom mit vollerGleichstromverlagerung umgehen

▪ Breiter Frenquenzfunktionsbereich

▪ Bis zu vier stabilisierte Eingänge

• Transformatordifferentialschutz mit:

▪ Stabilisierung desDifferentialschutzes

▪ Einschaltstablisierung durchAuswertung von der zweitenOberwelle und Stromform

▪ Auswertung der 5. Harmonischenzur Erkennung der Übererregung

▪ Hohe Empfindlichkeit fürWindungsfehler

▪ Bis zu sechs stabilisierte Eingänge

• Selektiver Erdschlussschutz für alledirekt- oder niederohmig-geerWicklungen

▪ Extrem schnelle Auslösezeit

▪ Hohe Empfindlichkeit

▪ Niederohmig- oder Hochohmig-Differentialschutzprinzip

• Polschlupfschutz

▪ Erfassung von Schwingungen von0,2 bis 8 Hz imStromversorgungssystem

▪ Auslösung nach einer eingestelltenAnzahl von Schlüpfen

• Erregungsausfall

▪ Mitstrommessung

▪ Zwei Zonen: für Alarm undAuslösung

▪ Gerichtetes Element fürZonenbegrenzung

• Gerichteter Leistungsschutz

▪ Rückleistung, Unter-, Wirk-, Blind-Leistungssuchutz

▪ Phasenwinkelkompensation

▪ Zweistufig (Alarm/Auslösung)

• 100 % Statorerdschluss

▪ 95 % bei Grundfrequenzmessung

▪ 100 % bei Messung der 3.Harmonischen und stabilisierterCharakteristik

▪ Genauigkeit unter allenLastbedingungen

• Reserve-Unterimpedanzschutz

▪ Voll-Distanzschutz mit MhoKennlinien (Drei Zonen)

▪ Spannung sabhängige stabilisierterÜberstrom

• Unverzögerte schnelle Phasen-Überstromfunktion mit geringertransienter Überreichweite

• Gerichteter Überstromschutz mit vierStufen

▪ Jeder Stufe kann abhängig oderunabhängig zeitverzögert sein

▪ Jeder Stufe kann gerichtet oderungerichtet sein

• Multifunktionsschutz


Revision: A

ABB 3

▪ Negative Phasensequenz (abhängigoder unabhängig zeitverzögert)

▪ Rotor Erdschlussschutz

• Gerichteter Erdschlussschutz mit vierStufen

▪ Jede Stufe kann abhängig oderunabhängig zeitverzögert sein

▪ Jede Stufe kann gerichtet oderungerichtet sein

▪ Jede Stufe kann von einer zweitenOberwellenkomponente blockiertwerden.

• Wählbare zusätzliche SoftwareFunktionen wieLeistungsschalterversager,Übererregungsschutz, thermischerÜberlastschutz, Spannungs- undFrequenzschutz und -Überwachung

• Breiter Frequenzbereich für den Betrieb(5Hz - 95Hz)

• Eingebautekommunikationsmodule fürden Stationsbus IEC 61850-8-1

• Datenkommunikationsmodule für denStationsbus IEC 60870-5-103, TCP/IPoder EIA-485 DNP 3.0, LON und SPA

• Integrierte Stördaten- undEreignisaufzeichnung für bis zu 40analoge und 96 binäre Signale

• Strom-, Spannungs-, Leistungs- undEnergiemessung mit hoher Genauigkeit

• Funktion zur Energiekalkulation undBedarfshandhabung

▪ Ausgänge der Messfunktion (MMXU)können zur Kalkulation der Energieverwendet werden. Sowohl aktiveals auch reaktive Werte werden inder Import- bzw. Exportrichtungkalkuliert. Die Werte können alsImpulse gelesen und wiedergegebenwerden. MaximaleLeistungsanforderungswerte werdenebenfalls mit dieser Funktionkalkuliert.

• Zeitsynchronisierung über dasStationsbusprotokoll oder durch

Verwendung eines zusätzlichen GPS oderIRIG-B Zeitsynchronisierungsmoduls

• Analoge Messungsgenauigkeit für bis zuunter 0,5 % der Leistung und 0,25 % desStromes und der Spannung und mitBustellenkalibrierung zur Optimierungder Gesamtgenauigkeit

• Vielseitige lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle

• Umfassende Selbstüberwachung mitinterner Ereignisaufzeichnung

• Sechs unabhängige Gruppen vonkompletten Einstellungsparametern mitPasswortschutz

• Leistungsfähiges PC-Software-Tool fürEinstellung, Stördatenauswertung undKonfiguration


4 ABB

2. Anwendung

Der REG 670 IED wird zum Schutz, zurSteuerung und Überwachung vonGeneratoren und Generator-Transformator-Feldern von relativ kleinen bis zu dengrößten Generatoreinheiten. Das IED hat eineumfassende Funktionsbibliothek, die dieAnforderungen für die meistenGeneratorenanwendungen erfüllt. DieVerfügbarkeit einer großen Anzahl analogerEingänge ermöglicht zusammen mit dergroßen Funktionsbibliothek die Integrationvon vielen Funktion in einem IED. Intypischen Anwendungen können zweiEinheiten die vollständige Funktionalitätbieten, sowie ein hohe Level an Redundanz.REG 670 kann ebenso für den Schutz und dieSteuerung von Kompensations-Drosselspulenverwendet werden.

Die Schutzfunktionsbibliothek enthält denDifferentialschutz für den Generator, denGeneratortransformator, denHilfstransformator und das gesamteGeneratorfeld. Der Statorerdfehlerschutz, derkonventionelle 95 % -ige Schutz sowie der100 % -ige auf der 3. Oberwellen basierteStatorerdfehlerschutz sind enthalten. Der 100% Schutz verwendet eineDifferenzialspannungs, welche hoheEmpfindlichkeit und ein hohes Level anSicherheit bietet. Gut geprüfte Algorithmenfür Polschlupf, Unteranregung,

Läufererdfehlerschutz, Negativ-Komponenten-stromschutz, usw. sind im IED enthalten.

Der Generatordifferentialschutz im REG 670IED ist für die korrekte Arbeit inGeneratoranwendungen, wo Faktoren wielange Gleichstromkonstanten und dieAnforderung einer kurzen Auslösezeitberücksichtigt wurden.

Da viele der Schutzfunktionen als mehrfacheInstanzen verwendet werden können, gibt esviele Möglichkeiten, um mehr als ein Objektin einem IED zu schützen. Es ist möglich,einen Schutz für einen Hilfstransformator imgleichen IED zu haben, indem Hauptschutzfür den Generator verfügbar ist. Das Konzeptermöglicht somit sehr kosteneffizienteLösungen.

Das REG 670 IED ermöglicht auch nützlicheÜberwachungsmöglichkeiten da viele derProzesswerte an das HMI übertragen werdenkönnen.

Die breite Anwendungsflexibilitätprädestiniert dieses Produkt sowohl für neueAnlagen als auch für die Ertüchtigungbestehender Anlagen.

Serielle Datenkommunikation erfolgt überLichtwellenleiter-Verbindungen, umStörfestigkeit zu gewährleisten.

Die breite Anwendungsflexibilitätprädestiniert dieses Produkt sowohl für neueAnlagen als auch für die Ertüchtigungbestehender Anlagen.


ABB 5

GI

U

OC4 PTOC

51/67 3I>

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXU

Meter.

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.1 – A20

Gen Diff + Back-up 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 F <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

CV GAPC

46 I2>

CV GAPC

51/27 U</I>

ROV2 PTOV

59N UN>

CC RBRF

50BF 3I> BF

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CV GAPC

50AE U/I>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

Andere in der Funktion Library verfügbare Funktionen

+ RXTTE4

Bitte beachten ie dass für diese Funktion ein andere Eingäng enforderlich sein kann

en07000049.vsd

CC RDIF

87CT I2d/I

FunktionEn für 87G/GEN PDIF

T2W PDIF

87T 3Id/I

HZ PDIF

87 IdN

IEC07000049 V1 DE

Abb. 1. Typische Generatorschutzanwendung mit Generatordifferential- und Reserve-Schutz,inklusive 12 analogen Eingangstransformatoren und halber 19" Gehäusegröße.


6 ABB

en07000050.vsd

GI

U

CV GAPC64R Re<

ROV2 PTOV59N UN>

GEN PDIF87G 3Id/I

SA PTUF81 f<

SA PTOF81 f>

SDD RFUF60FL

OEX PVPH24 U/f>

UV2 PTUV27 3U<

OV2 PTOV59 3U>

CV MMXUMeter.

Option

SDE PSDE32N P0->

REG 670*1.1 – B30

Gen Diff + Back-up 24AI

ZMH PDIS21 Z<

LEX PDIS40 F <

GUP PDUP37 P<

GOP PDOP32 P ß

CCS RDIF87CT I2d/I

CV GAPC51/27 U</I>

ROV2 PTOV59N UN>

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF

CV GAPC46 I2>

TR PTTR49 Ith

PSP PPAM78 Ucos

SES RSYN25

CV GAPC51V I>/U

PH PIOC50 3I>>

CV GAPC50AE U/I>

CC RPLD52PD PD

OC4 PTOC51/67 3I>

+ RXTTE4

STEF PHIZ59THD U3d/N

T2W PDIF87T 3Id/I

REF PDIF87N IdN/I

Auxiliary Bus

EF4 PTOC51N/67N IN->

OC4 PTOC51/67 3I>

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF


OC4 PTOC51/67 3I>

Main Schutz

Back-up Schutz

ROV2 PTOV59N UN>

T3W PDIF87T 3Id/I

CT S


IEC07000050 V1 DE

Abb. 2. Typische Generatorschutzanwendung mit Generatordifferential- und Reserve-Schutz,inklusive 24 analogen Eingangstransformatoren und voller 19" Gehäusegröße.Optionaler Polschlupfschutz undall umfassender Gesamt-Differentialschutz kannaktiviert werden.


ABB 7

en07000051.vsd

GI

U

CV GAPC64R Re<

ROV2 PTOV59N UN>

STEF PHIZ59THD U3d/N

TR PTTR49 Ith

SA PTUF81 f<

CV MMXU

Meter.


REF PDIF87N IdN/I

OV2 PTOV59 3U>

T3W PDIF87T 3Id/I

REG 670*1.1 – C30

T2W PDIF87T 3Id/I

ROV2 PTOV59N UN>

Generator- und Blockwandlerschutz 24AI

CV GAPC46 I2>

OC4 PTOC51/67 3I>

TR PTTR49 Ith

CC RBRF50BF 3I> BF

CT S

SDD RFUF

60FL

SDD RFUF

60FL

ZMH PDIS21 Z<

LEX PDIS40 F <

GUP PDUP37 P<

GOP PDOP32 P ß

PSP PPAM78 Ucos

Option

SA PTOF81 f>

OEX PVPH24 U/f>

UV2 PTUV27 3U<

OV2 PTOV59 3U>

SDE PSDE32N P0->

CV GAPC51/27 U</I>

SES RSYN25

CV GAPC51V I>/U

PH PIOC50 3I>>

CC RPLD52PD PD

OC4 PTOC51/67 3I>


CV GAPC50AE U/I>

CCS RDIF87CT I2d/I

OC4 PTOC51/67 3I>

OC4 PTOC51/67 3I>

CC RBRF50BF 3I> BF

GEN PDIF87G 3Id/I+ RXTTE4

IEC07000051 V1 DE

Abb. 3. Blockschutz inklusive Generator- und Generator-Transformatorschutz mit 24analogen Eingangstransformatoren und vollem 19" Gehäuse. Die Anwendung ist fürHydro- und Gasturbinenarrangements geeignet.


8 ABB

3. Verfügbare Funktionen

ANSI Funktionsbeschreibung Gen Diff + Back-up 12AI (A20)

Gen Diff + Back-up 24AI (B30)

Gen und Block-transformator-schutz (C30)

Grund-aus-stat-tung

Sonder-ausstat-tung(Stk/Ausfüh-rung)

Grund-aus-stat-tung


Grund-aus-stat-tung


Differentialschutz

87T Transformatordifferentialschutz, zwei Wicklungen(PDIF)

- 1/A11 - 1/A13 1 -

87T Transformatordifferentialschutz, drei Wicklungen(PDIF)

- - - 1/A13 1 -

87 Einphasiger hochohmiger Differentialschutz (PDIF) - 3/A02 3 - 6 -

87G Generatordifferentialschutz (PDIF) 1 - 2 - 2 -

87N Selekitiver Erdfehlerschutz, niederohmig (PDIF) - - - 1/A01 1 -

Impedanzschutz

21 Voller Distanzschutz, mho Kennlinien (PDIS) 3 - 3 - 3 -

21 Gerichtetes Impedanzelement für mho Kennlinien(RDIR)

1 - 1 - 1 -

78 Polschlupfschutz (PPAM) - 1/B21 - 1/B21 - 1/B21

40 Anregungsverlust (PDIS) 1 - 2 - 2 -

Überstromschutz

50 Unverzögerter Phasenüberstromschutz (PIOC) 1 - 2 - 2 -

51/67 Vierstufen-Phasen-Überstromschutz (PTOC) 4 - 4 - 4 -

50N Unverzögerter Erdfehler-Schutz,(PIOC) 1 - 2 - 2 -

51N/67N

Vierstufen Erdfehlerschutz (PTOC) 1 - 5 - 5 -

67N Empfindlicher gerichteter Erdfehler- undLeistungsschutz (PSDE)

- 1/C16 - 1/C16 - 1/C16

49 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten(PTTR, )

1 - 2 - 3 -

50BF Leistungsschalterversagerschutz (RBRF) 2 - 4 - 4 -

52PD Polgleichlauf Schutz (RPLD) 2 - 2 - 2 -

32U Gerichteter Minimalleistungsschutz (PDUP) 2 - 4 - 4 -

32O Gerichteter Maximalleistungsschutz (PDOP) 2 - 4 - 4 -

Spannungsschutz

27 Zweistufiger Unterspannungsschutz (PTUV) 2 - 2 - 2 -

59 Zweistufiger Überspannungsschutz (PTUV) 2 - 2 - 2 -

59N Zweistufiger Nullüberspannungsschutz (PTUV) 3 - 3 - 3 -

24 Übererregungsschutz (PVPH) 1 - 1 - 2 -

60 Spannungsdifferentialschutz (PTOV) 2 - 2 - 2 -

59THD 100 % Stator auf 3. Oberwelle (PHIZ) - 1/D21 1 - 1 -

Frequenzschutz

81 Unterfrequenzschutz (PTUF) 3 - 6 - 6 -

81 Überfrequenzschutz (PTOF) 3 - 6 - 6 -

81 Gradientenfrequenzschutz (PFRC) 1 - 3 - 3 -

Mehrzweckschutz


ABB 9

ANSI Funktionsbeschreibung Gen Diff + Back-up 12AI (A20)

Gen Diff + Back-up 24AI (B30)

Gen und Block-transformator-schutz (C30)

Grund-aus-stat-tung


Grund-aus-stat-tung


Grund-aus-stat-tung


Allgemeine strom- und spannungsbasierteSchutzfunktion (GAPC)

12 - 12 - 12 -

Überwachung des Sekundärsystems

Stromkreisüberwachung (RDIF) 4 - 5 - 5 -

Spannungskreisüberwachung (RFUF) 2 - 3 - 3 -

Steuerung

25 Synchrocheck, Einschaltschutz und Synchronisierung(RSYN)

1 - 2 - 2 -

Gerätesteuerung für bis zu 6 Felder, max. 30 Geräteinkl. Verriegelung (APC30)

- 1/H09 - 1/H09 - 1/H09

Logik

94 Auslöselogik (PTRC) 2 - 4 - 4 -

Auslösematrixlogik (GGIO) 12 - 12 - 12 -

Überwachung

Messungen (MMXU) 6/10/6 - 6/10/6 - 6/10/6 -

Ereigniszähler (GGIO) 5 - 5 - 5 -

Stördatenaufzeichnung (RDRE) 1 - 1 - 1 -

IEC61850 allgemeine Kommunikation I/OFunktionen (GGIO)

16 16 16

Messung

Impulszählerlogik (GGIO) 16 - 16 - 16 -

Funktion zur Energiekalkulation undBedarfshandhabung (MMTR)

6 - 6 - 6 -

Stationskommunikation

IEC61850-8-1 Kommunikation *) 1 - 1 - 1 -

LON Kommunikationsprotokoll *) 1 - 1 - 1 -

SPA kommunikationsprotokol *) 1 - 1 - 1 -

IEC60870-5-103 Kommunikationsprotokoll *) 1 - 1 - 1 -

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

*) Um es verwenden zu können, muss ein geeigneter zusätzlicher Hardware-Port bestellt werden.

Fernkommunikation

Binärsignalübertragung 6 - 6 - 6 -


10 ABB

4. Funktionalität

Differentialschutz

Generatordifferentialschutz (PDIF, 87G)

Ein Kurzschluss zwischen den Phasen derStatorwicklungen verursacht normalerweisesehr große Fehlerströme. Durch einenKurzschluss können Isolation, Wicklungenund der Statorenkern zerstört werden. Diegroßen Kurzschlusströme verursachen großeKräfte, die andere Komponenten imKraftwerk, wie die Turbine und denGeneratorturbinenwelle zerstören können.

Um die Schäden in Verbindung mitStatorwicklungskurzschlüssen zu begrenzen,muss die Klärung des Fehlers so schnell wiemöglich (unverzüglich) durchgeführt werden.Wenn der fehlerhafte Generatorblock mitNetz nahe anderen Generatoren verbundenist, ist die schnelle Klärung des Fehlerswichtig, um die transiente Stabilitätnichtfehlerhafter Generatoren beizubehalten.

Normalerweise ist ein Kurzschlusstrom sehrstark, d.h. signifikant größer als der vomGenerator erzeugte Strom. Es besteht einRisiko, dass ein Kurzschluss zwischen denPhasen nahe am Nullpunkt des Generatorsauftritt und somit einen relativ kleinenFehlerstrom verursacht. DieFehlerstromspeisung vom Generator selbstkann ebenfalls durch niedrige Erregung desGenerators begrenzt werden. Daher ist eserforderlich, dass die Erfassung von Phasen/Phasen Kurzschlüssen relativ sensibel seinmuss, um kleine Fehlerströme zu erkennen.

Es ist ebenfalls sehr wichtig, dass derGeneratorkurzschlussschutz nicht aufgrundexterner Fehler auslöst, wenn großeFehlerströme vom Generator gespeist werden.

Um schnelle Fehlerauflösung, Sensibiltiät undSelektivität zu kombinieren, ist derGeneratorstromdifferentialschutznormalerweise die beste Wahl für Phasen/Phasen Generatorkurzschlüsse.

Der Generatordifferentialschutz ist ebenfallsgut geeignet, um schnelle, sensible undselektive Fehlerauflösung zu bieten, wenn erfür Kompensationsdrosselspulen und kleineSammelschienen verwendet wird.

Transformatordifferentialschutz (PDIF,87T)

Die REx 670 Differentialfunktion fürTransformatoren mit zwei Wicklungen unddrei Wicklungen wird mit internemStromwandler-Anpassung Größenabgleichund Vektorgruppen kompensationangeboten. Wenn erforderlich wird dieNullstromeliminierung intern in der Softwaredurchgeführt.

Die Funktion kann mit bis zu sechsdreipoligen Stromeingängen ausgestattet sein.Alle Stromeingänge sind in die Stabilisierungder Differentialschutzfunktion einbezogen,wodurch der REx 670 sich für Zwei- oder Drei-Wicklungs-Transformatoren in Mehrfach-Leistungsschalter-Stations-Anordnungeneignet.


ABB 11

Anwendungen mit zwei Wicklungen

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 DE

2-Wicklungs-Leistungs-transformator

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 DE

2-Wicklungs-Leistungs-transformator mitnichtangeschlossenertertiärer Dreiecks-wicklung

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 DE

2-Wicklungs-Leistungstransformator mit 2Leistungs-schaltern aufeiner Seite

xx05000051.vsd

IEC05000051 V1 DE

2-Wicklungs-Leistungs-transformator mit2 Leistungs-schaltern und 2Stromwandler-Sätzen aufbeiden Seiten

Anwendungen mit drei Wicklungen

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 DE

3-Wicklungs-Leistungs-transformator,alle dreiWicklungenangeschlossen

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 DE

3-Wicklungs-Leistungs-transformator mit2 Leistungs-schaltern und 2Stromwandler-Sätzen auf einerSeite

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 DE

AutomatischerTransformatormit 2 Leistungs-schaltern und 2Stromwandler-Sätzen auf 2 von3 Seiten

Abb. 4. Stromwandler-Gruppen-Anordnung für Differential-schutz und andereSchutzfunktionen

Die Einstellmöglichkeiten umfassenDifferentialschutz-Anwendungen für alleArten von Leistungstransformatoren undSpartransformatoren mit oder ohneStufenschalter sowie eine Kompensations-Drosselspule oder ein lokales Feld innerhalbder Station. Eine adaptiveStabilisierungsfunktion ist für stromstarkeDurchgangsfehler enthalten. DurchEinbeziehung der Stufenschalter Stellungkann der Differentialschutz auf optimaleEmpfindlichkeit für interne stromschwacheFehler eingestellt werden.

Stabilisierung ist für Einschaltströmebeziehungsweise für Übererregungszuständeenthalten. Adaptive Stabilisierung ist auch fürStromspitzen bei Systemwiederherstellungund Stromwandler-Sättigung für externeFehler enthalten. Ein schneller, hocheingestellter nicht stabilisierterDifferentialstromschutz ist für sehr schnellesAuslösen bei hohen internen Fehlerströmenenthalten.

Eine innovative, empfindlicheDifferentialschutzfunktion, basierend auf derAuswertung symmetrischer Komponenten,


12 ABB

bietet bestmöglichen Schutz beiWindungsschlüssen inLeistungstransformatorwicklungen.

Hochohmiger Differentialschutz (PDIF, 87)

Der hochohmige Differenzialschutz kannverwendet werden, wenn die betroffenenStromwandler das gleicheWindungszahlverhältnis und ähnlichemagnetische Eigenschaften aufweisen. DerSchutz verwendet eine externe Summierungder Phasenströme und neutralen Strom, einenextarnen seriellen Stabilisierungs- und einenexternen spannungsabhängigen Widerstand.

Selektive Erdfehlerfunktion (PDIF, 87N)

Die Funktionen kann an allen direkt oderniederohmig geerd Wicklungen verwendetwerden. Die selektive Erdfehlerfunktion kannhöhere Empfindlichkeit (bis zu 5 %) undhöhere Geschwindigkeit bieten, da sieeinzeln an jeder Wicklung misst und somitkeine Stabilisierung durch Harmonischenbenötigt.

Die niederohmige Funktion ist eineprozentual stabilisierte Funktion mit einemzusätzlichen richtungsselektiven Nullstrom-Vergleichskriterium. Dies bedeutet einehervorragende Sensibilität und Stabilität beiäußeren Fehlern. Die Funktion ermöglicht dieVerwendung verschiedenerÜbersetzungsverhältnisse des Stromwandlersund Magnetisierungscharakteristiken an denPhasen- und Neutral-Stromwandlerkernenund das Mischen mit anderen Funktionenund Schutzgeräten an den gleichen Kernen.

Impedanzschutz

Volle Distanzmessung, Mho Kennlinien(PDIS 21)

Der numerische mho Leitungsdistanzschutzist ein drei zonen voller Fünfzonenschutz zurReserve-Erfassung von Kurzschlüssen undErd-schlüssen. Die drei Zonen haben völligunabhängige Messungen und Einstellungen,die ihnen hohe Flexibilität für alleLeitungstypen verleihen.

Die moderne technische Lösung bietetschnelle Auslösezeiten in bis zu ¾ Zyklen.

Die Funktion kann als Unterimpedanz-Reserveschutz für Transformatoren undGeneratoren genutzt werden.

Gerichteter Impedanz- Mho (RDIR)

Die Phase/Erd Impedanzelemente könnenoptional mit einer nicht phasenselektivengerichteten Funktion überwacht werden(nicht phasenselektiv, da sie aufsymmetrischen Komponenten basiert).

Polschlupfschutz (PPAM, 78)

Das Auftreten von Polschlupf einesGenerators kann verschiedene Ursachenhaben.

Ein Kurzschluss kann im externen Stromnetznahe am Generator auftreten. Wenn dieFehleraufklärungszeit zu lang ist, wird derGenerator so stark beschleunigen, dass dieSynchronität nicht aufrecht erhalten werdenkann.

Ungedämpfte Schwingungen treten imStromnetz auf, wo Generatorengruppen inverschiedenen Orten gegeneinanderschwingen. Wenn die Verbindung zwischenden Generatoren zu schwach ist, wird dieAnzahl der Schwingungen steigen, biss dieWinkelstabilität verloren geht.

Der Betrieb eines Generators unter einemPolungsfehler erhöht das Risiko vonBeschädigungen am Generator, an der Welleund an der Turbine.

• Bei jedem Polungsfehler entstehendeutliche Drehbelastungen an der Welleder Generator-Turbine.

• Bei asynchronem Betrieb wird eineStrominduktion in Teilen des Generatorserzeugt, die normalerweise keinen Stromtragen, wodurch Wärme erzeugt wird.Daraus können Beschädigungen an derIsolation und am Stator/Läufer-Eisenhervorgehen.

Die Polschlupf-Schutzfunktion solltePolschlupfbedingungen erkennen und den


ABB 13

Generator so schnell wie möglich abschalten,wenn sich der Ort der gemessenen Impedanzinnerhalb des Generator-Transformatorblocksbefindet. Wenn sich das Zentrum desPolschlupfes außerhalb des Stromnetzesbefindet, muss zunächst das Netzwerk durchden Leitungsschutz in zwei Teile aufteilt.Wenn dies fehlschlägt, muss derPolungsfehlerschutz in Zone 2 betriebenwerden, um weiteren Beschädigungen desGenerators, der Welle oder der Turbinevorzubeugen.

Verlust der Anregung (PDIS, 40)

Es bestehen Grenzen für die Unteranregungeiner synchronen Maschine. Eine Reduktiondes Anregungsstromes schwächt dieKopplung zwischen dem Läufer und demexternen Stromversorgungssystem. DieMaschine kann die Synchronität verlieren undbeginnen, wie eine Induktionsmaschine zuarbeiten. Dann wird der reaktive Verbrauchsteigen. Auch wenn die Maschine nicht ihreSynchonität verliert, ist der Betrieb in diesemZustand nicht für längere Zeit zulässig. DieUnteranregung steigert dieWermeentwicklung in den Endbereichen dersynchronen Maschine. Die örtlicheErwärmung kann zur Zerstörung der Isolationder Statorwicklung und sogar des Eisenkernsführen.

Um Beschädigungen am Generator zurvermeiden, sollte er bei Unteranregungausgeschaltet werden.

Stromschutz

Unverzögerter Phasenüberstromschutz(PIOC, 50)Die unverzögerte dreiphasigeÜberstromfunktion hat eine geringeEmpfindlichkeit auf transiente Vorgänge undein kurze Auslösezeit, wodurch sie zurVerwendung als hoch eingestellte Kurschluss-Schutzfunktion in einem Bereich, der aufweniger als typisch achzig Prozent desFehlersstrom

Vierstufen-Phasenüberstromschutz (POCM,51/67)

Die Vierstufen-Phasenüberstromfunktion hateine inverse oder definitive Zeitverzögerung,unabhängig für jede einzelne Stufe.

Alle IEC- und ANSI-Charakteristiken sindzusammen mit einer optionalenbenutzerdefinierten Zeitcharakteristikverfügbar.

Die Funktion kann für jede der Stufenunabhängig als gerichtet oder ungerichteteingestellt werden.

Unverzögerter Erdfehlerschutz (PIOC, 50N)

Die Überstromfunktion mit einemStromingang hat eine geringe Empfindlichkeitauf transiente Vorgänge und kurzeAuslösezeiten, die eine Verwendung für denunverzögerten Erdungsfehlerschutz in einemBereich zulassen, der auf weniger als typischachzig Prozent der Leitungs bei minimalerQuellimpendanz begrenzt ist. Die Funktionkann konfiguriert werden, um denErdfehlerstrom aus den dreiphasigenStromeingängen oder den Strom von einemseparaten Stromeingang zu messen.

Vierstufen Erdfehlerschutz (PTOC, 51N/67N)

Vierstufen- Erdfehlerschutz-Funktion hateine inverse oder definitive Zeitverzögerung,unabhängig für jede einzelne Stufe.

Alle IEC- und ANSI-Charakteristiken sindzusammen mit optionalenbenutzerdefinierten Eigenschaften verfügbar.

Die Blockierung durch zweite Oberwellekann für jede Stufe individuell eingestelltwerden.

Die Funktion kann als Hauptschutz füreinpoligeErd fehler verwendet werden.

Die Funktion kann verwendet werden, umein System-Reserveschutz zu bieten, wennder vorrangige Schutz durch einenKommunikations- oder Fehler inSpannungswandlerkreis ausgefallen seinsollte.


14 ABB

Gerichteter Betrieb kann zusammen mitentsprechenden Kommunikationslogik ineiner Freigabe- oder Blockierung-Signalverfahrenlogik kombiniert werden.Stromrichtungsumkehrung undSchwacheinspeislogik sind ebenfallserhältlich.

Die Funktion kann konfiguriert werden, umden Nullstrom aus denDreiphasenstromeingängen oder den Stromvon einem separaten Stromeingang zu messen.

Empfindlicher gerichteter Erdfehlerstrom-und Leistungsschutz (PSDE, 67N)

In isolierten Netzwerken oder in Netzwerkenmit hochohmiger Erdung, ist derErdschulssstrom signifikant kleiner als beiKurzschlusströmen. Hinzukommend ist dasAusmaß des Fehlerstroms beinahe unbhängigvon der Lage des Fehlers im Netzwerk. DerSchutz kann eingestellt werden, um entwederden Nullstrom- oderNullleistungskomponente 3U0·3I0·cos j alsArbeitsgröße zu verwenden. Es sind ebenfallseine ungerichtete 3I0 Stufe und eine 3U0Überspannungstufe verfügbar.

Thermischer Überlastschutz, zweiZeitkonstanten (PTTR, 49)

Wenn die Temperatur einesLeistungstransformators/-generators zu hoheWerte erreicht, können Einrichtungenbeschädigt werden. Die Isolation imTransformator/Generator wird schnelleraltern. Als Konsequenz davon steigt dasRisiko interner Phase/Phase oder Phase/ -Fehler. Hohe Temperaturen verschlechterndie Qualität des Transformator-/Generatoröls.

Der thermische Überlastschutz bildet deninternen Wärmeinhalt des Transformators/Generators (Temperatur) kontinuierlich nach.Das thermische Nachbild wird durchVerwendung des thermischen Modells desTransformators/Generators mit zweiZeitkonstanten erstellt, das auf der aktuellenStrom-Messung basiert.

Zwei Warn sind verfügbar. Dies ermöglicht,dass im Stromversorgungnetz Massnahmen

durchgeführt werden können, bevorgefährliche Temperaturen erreicht werden.Wenn die Temperatursteigerung bis zumAuslösewert fortgesetzt wird, wird der Schutzden geschützten Transformators/GeneratorsAbschalten.

Leistungsschversagerschutz (RBRF, 50BF)

Die Schalterversagerschutz-Funktiongewährleistet ein schnelles Auslösen derumgebenden Leistungsschalter.

Eine Stromfunktion mit extrem kurzerRückfallzeit wird als Kontrollkriteriumverwendet, um eine hohe Sicherheit gegenungewolltes Auslösen zu erreichen.

Der Leistungsschalterversagerchutz kann mitEinzel- oder Dreiphasen gestartet werden, umdie Verwendung mit Einzelphasenauslösungsanwendungen zuermöglichen. Für die Dreiphasenversion desLeistungsschalterversagerschutzes kann dasStromkriterium so eingestellt werden, dass esnur arbeitet, wenn zwei von vierbeispielsweise zwei Phasen oder eine Phaseplus Nullstroms den Schutz starten. Dies gibtdem Reserve-Auslösebefehl höhere Sicherheit.

Diese Funktion kann als Einzelphasen- oderDreiphasen-Auslösewiederholung deseigenen Leistungsschalters programmiertwerden, um ein unnötiges Auslösen derumgebenden Leistungsschalter bei einerfehlerhaften Einleitung aufgrund von Fehlernwährend eines Tests zu verhindern.

Polgleichlaufschutz (RPLD, 52PD)

Einzelpol betriebene Leistungsschalterkönnen aufgrund von elektrischen odermechanischen Störungen in verschiedenenPolen in verschiedenen Positionen stehenbleiben (geschlossen-offen). Dies kannGegen- und Nullströme verursachen, die eineWärmebelastung an laufenden Maschinenund unerwünschtes Ansprechen vonNullstrom- oder Gegenstromfunktionenverursachen können.

Normalerweise wird der eigeneLeistungsschalter ausgelöst, um diePositionen zu korrigieren. Wenn die Situation


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enthält, können die Gegenstation sowie auchdie lokalen Sammelschienenleistungsschalterausgeschaltet werden, um dieunsymmetrische Situation zu klären.

Die Pol gleichlaufschutz-Funktion arbeitet aufder Basis der Informationen von denHilfskontakten der drei Pole desLeistungsschalters und wenn erforderlich mitZusatzkriterien vom asymmetrischenPhasenstrom.

Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz(PDOP, 32 und PDUP, 37)

Diese beiden Funktionen können verwendetwerden, wo ein über-/-unter Wirk-, Blind-oder ein Scheinleistung-Schutz oder eine -Warnung nötig ist. Alternativ können sie zurPrüfung der Richtung des aktiven oderreaktiven Leistungsflusses imVersorgungsnetz genutzt werden. Es gibteinige Anwendungen, wo eine solcheFunktionalität erforderlich ist. Einige davonsind:

• Erfassung von Rückleistungsfluß• Erfassung von hochen Blindleistungsfluss

Jede Funktion verfügt über zwei Stufen mitdefinierter Zeitverzögerung.Rücksetzungszeiten für jede Stufe könnenebenfalls eingestellt werden.

Spannungsschutz

Zweistufiger Unterspannungsschutz(PTUV, 27)

Unterspannungen können imStromversorgungsnetz während Fehlern oderabnormalen Bedingungen auftreten. DieFunktion kann zum Öffnen vonLeistungsschaltern bei Wiederherstellung desSystems bei Stromausfällen oder als langzeit-verzögertes Reserve-Schutz verwendetwerden.

Die Funktion hat zwei Spannungsstufen, jededavon mit abhängiger oder definierterZeitverzögerung.

Zweistufiger Überspannungsschutz (PTOV,59)

Überspannungen treten imStromversorgungsnetz unter unnormalenBedingungen wie plötzlicher Lastverlust,Stufensteller-Fehler, offene Leitungsende auflangen Leitungen, auf.

Die Funktion kann zur Ermittlung vonoffenen Leitungsenden verwendet werdenund wird dann normalerweise mit einergerichteten reaktiven Überleistungsfunktionoder einer Systemspannungsüberwachungkombiniert und schlägt gewöhnlich nurAlarm, schaltet Reaktoren ein oderKapazitätsdämmungen aus, um die Spannungzu steuern.

Die Funktion hat zwei Spannungsstufen, jededavon mit abhängiger oder unabhängigerZeitverzögerung.

Die Überspannungsfunktion hat ein extremhohe Rückfallverhältnis, um eine Einstellungnahe der System-Betriebsspannung zuermöglichen.

Zweiestufiger Nullspannungsschutz(PTUV, 59)

Nullspannungen können imStromversorgungssystem während Erdfehlernauftreten.

Die Funktion kann konfiguriert werden, dasssie die Nullspannung aus den dreiphasigenSpannungswandlersatz berechnet oder übereinen einzelnen Spannungseingang gespestaus einem in offener Dreieckschaltung oderin Sternpunkt geschaltetenSpannungswandler, bestimmt.

Die Funktion hat zwei Spannungsstufen, jededavon mit abhängiger oder unabhängigerZeitverzögerung.

Übererregungsschutz (PVPH, 24)

Wenn der Blechpaket einesLeistungstransformators oder -generatorsaußerhalb seiner konzipierten Grenzen voneiner magnetischen Fluss beansprucht ist,fliesst der Streufluss in unbeschichtete


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Bauelemente fließen, die nicht dafürausgelegt um dort Wirbelströmehervorzurufen. Die Wirbelströme könnenübermässige Wärmeentwicklung verursachenund die Isolation und angrenzende Teile inrelativ kurzer Zeit zerstören. Die Funktionverfügt über eine parametrierbare inverseAuslösecharakteristik und eine unabhängigeAlarmstufe.

Spannungsdifferentialschutz (PTOV, 60)

EineSpannungsdifferentialüberwachungsfunktionist verfügbar. Sie vergleicht die Spannungenvon zwei dreiphasigen Sätzen vonSpannungswandlern und hat eineempfindliche Alarmstufe und eineAuslösestufe. Sie kann verwendet werden,um die Spannung von zweiSpannungswandler-Sicherungsgruppen oderzwei verschiedenen Spannungswandlern alsSpannungswandlerkreise-Überwachungsfunktion.

95% und 100% Stator Erde -Fehlerschutz,basierend auf der 3.Oberwelle

Ein Stator Erfehler ist ein Fehlertyp mit einerrelativ häufigen Fehlerrate. DieGeneratorsysteme verfügen normalerweiseüber eine Impedanz Erd, z.B. Erdüber einenNullpunktwiderstand. Dieser Widerstand hatnormalerweise ausgelegt, um einen Erdfehlerstrom im Bereich 5-15 A bei einemdirekten Erdschluss unmittelbar auf demHochspannungsklemmen des Generators zuerreichen. Die relativ kleinen Erdfehlerströmeverursachen weitaus weniger thermische undmechanische Belastung bei dem Generator,verglichen mit einem Kurzschluss. Dennochmüssen die Erd fehler im Generator erfasstund der Generator ausgeschaltet werden,auch wenn im Vergleich zu Kurzschlüsseneine längere Fehlerzeit zulässig ist.

Bei normalem fehlerlosem Betrieb desGenerators liegt die Nullpunktspannung nahebei Null und kein Nullstrom fließt in denGenerator. Wenn ein Phase/ Fehler auftritt,steigt Nullpunktspannung und löst einen

Stromfluss durch den Nullpunktwiderstandaus.

Um einen Erde/ Fehler in den Wicklungender Erzeugereinheit zu erkennen, könnte manein Nullpunktüberspannungsrelais, einNullpunktüberstromrelais, einNullsequenzüberspannungsrelais oder einenNull-Differentialschutz verwenden. DieseSchutzvorrichtungen sind einfach und habenüber viele Jahre gut funktioniert. Trotzdemschützen die besten dieser einfachenEinrichtungen nur 95 % derStatorenwicklung. Sie belassen 5 % amneutralen Ende ungeschützt. Unter schlechtenBedingungen kann sich die Blindzone auf biszu 20 % des Neutralbereiches erweitern.

Der 95 % Stator / Fehler misst typischerweisedie fundamentaleFrequenzspannungskomponente imSternpunkt des Generators und funktioniert,wenn der voreingestellte Wert überschrittenwird. Bei Verwendung dieses PrinzipskannFehlerschutz für ca. 95 % derStatorwicklung geboten werden. Um dieletzten 5 % der Statorwicklung nahe demnatralen Ende zu schützen, kann die drittestabilisierende Spannungsmessungdurchgeführt werden. Im REG 670 kann dasdritte stabilisierende Differentialprinzip desNullpunktes oder das dritte stabiliserendeUnterspannungsprinzip angeboten werden.Die Kombination dieser beidenMessprinzipien bieten die Abdeckung dergesamten Statorwicklung gegen Erdfehler.

Rotor- Erd schluss (GAPC, 64R)

Die Feldwicklung, inklusive derRotorwicklung und der nichtdrehendenErreger-Einrichtung sind immer von denMetallteilen des Rotors isoliert. DerWiderstand der Isolation ist hoch, wenn derRotor mit Luft oder Wasserstoff gekühlt wird.Der Widerstand der Isolierung ist weitausniedriger, wenn der Rotor wassergekühltwird. Dies gilt auch, wenn die Isolation intaktist. Ein Fehler in der Isolierung derFeldwicklung verursacht eine leitfähige Bahnvon der Feldwicklung zur Erd. Dies bedeutet,


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dass der Fehler einen Feld-Erdsclussverursacht hat.

Die Feldwicklung eines synchronenGenerators ist normalerweise nicht geer.Daher verursacht ein einzelner Erdschluss inder Feldwicklung nur einen sehr kleinenFehlerstrom. Somit verursacht der Erdschlusskeine Beschädigungen am Generator. Desweiteren wird der Betrieb derGeneratoreinheit nicht beeinflusst. Trotzdemsteigert das Vorhandensein eines einzelnenErdschlusses die elektriche Beanspruchungan anderen Punkten des Feldwindung. Diesbedeutet, dass das Risiko für einen zweitenErdschluss an einem anderen Punkt in derFeldwicklung deutlich gestiegen ist. Einzweiter Erdschluss wird einen Kurzsschlussdes Feldes mit starken Konsequenzen zurFolge haben.

Der Rotor-Erdschluss basiert auf der Injektioneiner Wechsel-Spannung zum isoliertenFeldkreis. Bei nicht-schlusshaften Bedingungwird kein Stromfluss mit dieser zugeführtenSpannung verbunden. Wenn ein Rotor-Erdschluss auftritt, wird diese Situation vomRotor-Erdschluss erfasst. Abhängig vonPhilosophie des Betreibers des Generatorswird dieser Betriebszustand signalisiert und/oder der Generator abgeschaltet.

Frequenzschutz

Unterfrequenzschutz (PTUF, 81)

Unterfrequenz tritt als Ergebnis fehlenderErzeugung im Netzwerk auf.

Die Funktion kann auch fürLastabwurfsysteme,Fehlerbeseitigungsmaßnahmen, Gasturbinen-Zuschaltungen etc. verwendet werden.

Die Funktion wird mit einerUnterspannungssperre angeboten. DerBetrieb kann auf einer Einzelphasen-, Phasen-zu-Phasen oder Mitspannungsmessungberuhen.

Überfrequenzschutz (PTUF, 81)

Überfrequenz kann bei plötzlichemLastabwurf oder Ausgleichsfehlern im

Stromnetzwerk auftreten. In manchen Fällennahe dem Kraftwerk können auchReglerprobleme Überfrequenz hervorrufen.

Die Funktion kann zur Erzeugung vonLastabwurf, Fehlerbeseitigungsmaßnahmenusw. verwendet werden. Sie kann auch alssubnominale Frequenzstufe zur Iniziierungder Systemwiederherstellung verwendetwerden.


Frequenzgradientschutz (PFRC, 81)

Die Frequenzgradientschutzfunktion gibt einefrühe Indikation einer Systemstörung.

Die Funktion kann zur Ausgabe vonGenerator-Abwurf, LastabwurfStörungsbeseitigungsmaßnahmen etc.verwendet werden.


Jede Stufe kann zwischen positivem odernegativem- oder Frequenz-Gradientunterscheiden

Mehrzweck-Schutz

Allgemeine strom- und spannungsbasierteSchutzfunktion (GAPC)

Das Schutzmodul wird aufgrund seinerflexiblen Messung und denEinstellungsmöglichkeiten als allgemeinerBackup-Schutz in vielen möglichenAnwendungsbereichen empfohlen.

Die eingebaute Überstromschutzfunktion hatzwei einstellbare Strompegel. Beide könnenentweder mit bestimmter Zeit oderumgekehrter Zeitcharakteristik verwendetwerden. Die Überstromschutzschritte könnengerichtet mit wählbarerSpannungspolarisierungsmenge durchgeführt


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werden. Zusätzlich können sie spannungs-oder stromgesteuert/beherrscht sein. DieRückhaltefunktion der 2. Oberwelle istebenso verfügbar. Bei zu niedrigerpolarisierter Spannung kann dieÜberstromfunktion entweder geblockt,ungerichtet geformt oder gemäß derParametereinstellung der Spannungsspeicherverwendet werden.

Zusätzlich sind in jeder Funktion zweiÜberspannungs- und zweiUnterspannungsschritte, entweder mitbestimmter oder umgekehrterZeitcharakteristik verfügbar.

Die allgemeine Funktion ist fürAnwendungen mit Unterimpedanz undspannungskontrollierten Überstromlösungengeeignet. Die allgemeine Funktion kann auchfür Generator-/TransformatorSchutzfunktionen, wo Mit-, Gegen- oderNullstromkomponenten von Strom- undSpannungsmengen typischerweiseerforderlich sind, verwendet werden.

Sekundäre system überwachung

Stromkreisüberwachung (RDIF)

Offene oder kurzgeschlosseneStromwandlerkerne können dasunerwünschte Funktionieren von vielenSchutzfunktionen wie der Differentialschutz,Erdfehlerschutz und Gegenstrom-Schutzverursachen.

Es muss darauf hingewiesen werden, dassBlockierung von Schutzfunktionen bei einemauftretenden offenen CT Kreislauf bedeuteset,dass diese Situation dauerhaft ist und extremhohe Spannungen in dem Strom-Sekundärkreislauf auftreten.

Die Stromkreis-Überwachungsfunktionvergleicht den Nullstrom von einemDreiphasensatz eines Stromwandler mit demNullstrom vom einem separaten Eingang, dervon einem anderen Satz von Kernen desStromwandlers entnommen wird.

Eine Aufspürung einer Differenz gibt einenFehler im Kreislauf an und wird als Alarmverwendet oder um Schutzfunktion zu

blockieren, von denen erwartet wird, dass sieeine unerwünschte Auslösung auslösen.

Spannungskreisüberwachung (RFUF)

Fehler in den sekundären Kreisen derSpannungswandler können denunerwünschten Ansprechen desDistanzschutzes, desUnterspannungsschutzes, desNullspannungsschutzes, derZuschaltprüfungfunktion(Synchronisierungsprüfung) etc. auslösen.DieSpannungswandlerkreisüberwachungsfunktion beugt solchen unerwarteten Operationenvor.

Es gibt drei Methoden, umSpannungskreisfehler aufzuspüren.

Die Methode basierend auf der Erkennungvon Nullspannung ohne dazugehörigenNullstrom. Dieses Prinzip ist nützlich ineinem starr geerdSystem und kann ein- oderzweiphasige Spannungswandlerfehler zuerfassen.

Die Methode basierend auf der Erkennungvon Nullspannung ohne jeglichenGegenstrom. Dieses Prinzip ist anwendbar ineinem nichtdirekt geerdSystem und kann ein-oder zweiphasige Spannungskreisfehleraufspüren.

Diese Methode basierend auf der Erfassungvon du/dt- und di/dt, bei der eineSpannungsänderung mit einer Änderung desStromes verglichen wird. NurSpannungsänderungen deuten auf einenFehler in Spannungswandlerkreisen hin.Dieses Prinzip kann Ein-, Zwei- oderDreiphasenspannungskreisfehler aufspüren.

Steuerung

Synchronisieren, Synchrontest,Synchronisitätsprüfung undEinschaltprüfung (RSYN, 25)

Die Synchronisierungsfunktion erlaubt dasEinschalten unsynchroner Netzwerke zumrichtigen Zeitpunkt inklusive derLeistungsschaltereinschaltzeit. Die Systeme


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können somit nach einem automatischenWiedereinschalten oder manuellenEinschalten wieder verbunden werden, wasdie Netztwerkstabilität verbessert.

Die Synchrotest Funktion prüft, ob dieSpannungen auf beiden Seiten desLeistungsschaltes synchron sind oder obmindestens eine Seite spannungslos ist, umsicher zu stellen, dass das Einschalten sicherdurchgeführt werden kann.

Die Funktion beinhaltet einen eingebautenSpannungsauswahlschaltplan für Doppelbusund eineinhalb oderRingklemmenanordnungen.

Manuelles Einschalten sowie auchautomatisches Wiedereinschalten kann vondieser Funktion freigegeben werden undkann über verschiedene Einstellungenverfügen.

Für Systeme, die asynchron laufem, wird eineSynchronisierungsfunktion angeboten. Derhauptsächliche Zweck derSynchronisierungsfunktion besteht darin,kontrolliertes Einschalten vonLeistungsschaltern zu gewährleisten, wennzwei asynchrone Systeme miteinanderverbunden werden sollen. Es wird fürFrequenzdifferenzes verwendet, die größersind als solche für den Synchrotest undkleiner als das eingestellte Maximallevel fürdie Synchronisierungsfunktion.

Schaltgerätesteuerung (APC)

Die Schaltgerätesteuerung ist eine Funktionzur Steuerung und Überwachung derLeistungsschalter, Trennschalter und derErdungs innerhalb eines Feldes. DasErlaubnis zum Schalten wird nach derAuswertung der Bedingungen andererFunktionen wie Verriegelung, Synchrocheck,Steuerhochheit und externe oder interneBlockaden erteilt.

Logikdrehschalter zur Funktionswahl undLHMI Präsentation (SLGGIO)

Der SLGGIO Funktionsblock (oder derAuswahlschalterfunktionsblock) wirdinnerhalb des CAP Konfigurationssoftware

verwendet, um eineAuswahlschalterfunktionalität zu erreichen,die derjenigen gleicht, die von einemHardware-Auswahlschalter geboten wird.Hardware-Auswahlschalter werden oft inAnwendungen verwendet, um verschiedeneFunktionen auf voreingestellten Wertenlaufen zu lassen. Hardware-Schalter sindUrsachen für Wartungsarbeiten, niedrigereSystemzuverlässigkeit und einen erweitertenAbnahmebestand. Die virtuellenAuswahlschalter elimieren all diese Probleme.

Auswahlminischalter (VSGGIO)

Der VSGGIO Funktionsblock (odervielseitiger Schalterfunktionsblock) ist eineMehrzweckfunktion, die innerhalb des CAPKonfigurationssoftware für eine Anzahl vonAnwendungen als Schalter zur allgemeinenVerwendung verwendet wird.

Der Schalter kann vom Menü oder von einemSymbol auf dem Übersichtschaltbild oderdem Bedieninterface betätigt werden.

Allgemeine Einzelpunktsteuerung 8Signale (SPC8GGIO)

Der SC Funktionsblock ist eine Sammlungvon 8 Einzelpunktbefehlen, die zurEinbringung von Befehlen von REMOTE(SCADA) oder LOCAL (HMI) zu solchenTeilen der Logikkonfiguration entwickeltwurden, die keine kompliziertenFunktionsblöcke benötigen, welche über dieFähigkeit verfügen, Befehle zu empfangen(zum Beispiel SCSWI). Auf diesem Wegekönnen einfache Befehle direkt zu den IEDAusgängen ohne Bestätigung gesendetwerden. Die Bestätigung (Status) derAusführung der Befehle sollte auf andereWeise erlangt werden, wie zum Beispiel überBinäreingänge und SPGGIO Funktionsblöcke.

Logik

Auslöselogik (PTRC, 94)

Ein Funktionsblock für die Schutzauslösungwird für jeden Leistungsschalter, der in dasAuslösen des Fehlers involviert ist,angeboten. Er bietet eine


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Impulsverlängerung, um den Auslöseimpulsmit einer ausrechender Länge sowie diegesamte Funktionalität zur korrektenZusammenarbeit mit derWiedereinschaltautomatik zu sichern.

Der Auslösungsfunktionsblock beinhaltet dieFunktionalität für Folgefehler und Scalter-Ausverriegelung.

Auslösematrixlogik (GGIO)

Zwölf Auslösematrixlogikblöcke sind im IEDenthalten. Die Funktionsblöcke werden inder Konfiguration des IED verwendet, umAuslösesignale und/oder andere logischeAusgangssignale zu verschiedenenAusgangsrelais zu leiten.

Die Matrix und die physischen Ausgängewerden im PCM 600 Parametrier-Tooldargestellt, was dem Benutzer erlaubt, dieSignale entsprechend den spezifischenBedürfnissen der Anwendung an diephysischen Auslöseausgänge anzupassen.

Konfigurierbare Logikblöcke

Es stehen einige Logikblöcke und Zeitgliederfür den Nutzer verfügbar, um dieKonfiguration den spezifischenAnwendungsbedürfnissen anzupassen.

Funktionsblock mit fest definiertenSignalen

Der feste Signalfunktionsblock erzeugtverschiedene, voreingestellte (feste) Signale,die bei der Konfiguration eines Gerätsverwendet werden können, entweder zurVorgabe der ungenutzten Eingänge in denanderen Funktionsblöcken auf einenbestimmten Wert oder zur Erstellung einerbestimmten Logik.

Überwachung

Messungen (MMXU)

Die Funktion für Betriebsmesswerte wirdverwendet, um momentane Informationenvom IED zu erhalten. Sie ermöglicht, Online-Informationen auf dem lokalen HMI und derStationsleittechnik anzuzeigen,

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

• die Primär- und Sekundärzeiger,• Differentialströme, Stabilisierungsströme,• Mit-, Gegen- und Nullströme und -

spannungen,• mA, Eingangsströme• Impulszähler,• Ereigniszähler• gemessene Werte und andere

Informationen der verschiedenenParameter für enthaltene Funktionen,

• logische Werte aller Binär-Ein- undAusgänge und

• allgemeine IED-Informationen.

Überwachung von mA-Eingangssignalen(MVGGIO)

Der Hauptzweck der Funktion ist, Signalevon verschiedenen Messumformern zumessen und zu verarbeiten. Viele in derProzesssteuerung verwendeten Einrichtungenstellen verschiedene Parameter wie Frequenz,Temperatur und Batteriegleichspannung alsniedrige Stromwerte, gewöhnlich im Bereich4-20 mA oder 0-20 mA, dar.

Alarmgrenzen können eingestellt und alsSchwellwertschalter verwendet werden, z.B.um Auslöse- oder Alarmsignale zu erzeugen.

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

Ereigniszähler (GGIO)

Diese Funktion besteht aus sechs Zählern, diezum Speichern von Zeiten verwendetwerden, die jeder Zählereingang aktiviert hat.

Stördaten-Bericht (RDRE)

Vollständige und zuverlässige Daten überStörungen im Primär- und/oder imSekundärsystem in Verbindung mitkontinuierlicher Ereignisprotokollierungwerden durch die Stördatenaufzeichnungsichergestellt.

Die Stördatenaufzeichnung, die immer imIED enthalten ist, erfasst abgetastete Datenaller ausgewählten Analogeingangs- und


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Binärsignale, die mit dem Funktionsblockverbunden sind, d.h. 40 Analog- und 96Binärsignale.

Die Stördatenaufzeichnungsfunktion bestehtaus mehreren Teilfunktionen:

• Ereignisliste (EL)• Meldungen (IND)• Ereignisaufzeichnung (ER)• Auslösewert-Aufzeichnung (TVR)• Störungsaufzeichnung (DR)

Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilitäthinsichtlich Konfiguration, Startbedingungen,Aufzeichnungszeiten sowie eine grosseSpeicherkapazität gekennzeichnet.

Der Start einer Stördatenaufzeichnung erfolgtüber Eingangssignale der FunktionsblöckeDRAx oder DRBy. Alle Signale vom Beginnder Vor-Fehler-Zeit bis zum Ende der Nach-Fehler-Zeit werden in die Aufzeichnungeingeschlossen.

Jede Stördatenaufzeichnung wird im Standard-Comtrade-Format im IED gespeichert.Mehrere aufeinanderfolgende Ereignissewerden in einem Ringspeicher kontinuierlichgesichert. Die Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle (LHMI) dient dazu,Informationen über die Aufzeichnungen zuerhalten, aber die Stördatenaufzeichnungs-Dateien können auf den PCM 600 (Schutzund Kontrolle IED Manager) hochgeladenund mit dem Stördaten-Auswertetoolsanalysiert werden.

Ereignisliste Ereignissequenz (RDRE)

Das kontinuierliche Protokollieren derErreignisse ist hilfreich, um das System alsGesamt zu überwachen und ist eineErgänzung zu spezifischenStörungsaufzeichnung.

Die Ereignisaufzeichnung protokolliert allemit der Stördatenaufzeichnungsfunktionverbundenen Binäreingangssignale. Die Listekann bis zu 1000 mit Zeitstempel verseheneEreignisse enthalten, die in einemRingspeicher abgespeichert werden.

Meldungen (RDRE)

Um schnelle, zusammengefasste undzuverlässige Informationen über Störungenim primären und/oder sekundären System zuerhalten, ist es wichtig, z.B. binäre Signale,die den Status während einer Störunggewechselt haben, zu kennen. DieseInformationen eerden zusammengefasstverwendet, um Informationen über das LHMIauf direktem Wege zu erhalten.

Es gibt drei LEDs auf dem LHMI (grün, gelbund rot), welche die Statusinformation desIED und der Stördatenberichtfunktionanzeigen.

Die Liste von Meldungen gibt alleausgewählten binären Eingangssignale, diemit der Stördatenberichtfunktion verbundensind und ihren Status während einer Störunggeändert haben, wieder.

Ereignisaufnahme (RDRE)

Schnelle, vollständige und zuverlässigeInformationen über Störungen im Primär- und/oder im Sekundärsystem sind unerlässlichzum Beispiel die mit Zeitstempel verseheneEreignisse, die während Störungen registriertsind. Diese Informationen werden fürverschiedene kurzfristige (z.B.Korrekturmaßnahmen) und langfristigeZwecke (z.B. Funktionsanalyse) verwendet.

Die Ereignisaufzeichnung protokolliert alleausgewählten, mit derStördatenaufzeichnungsfunktionverbundenen Binäreingangssignale. JedeAufzeichnung kann bis zu 150 mitZeitstempel versehene Ereignisse enthalten.

Die Informationen der Ereignisaufzeichnungstehen lokal im IED zur Verfügung.

Die Informationen der Ereignisaufzeichnungsind Bestandteil der Stördatenaufzeichnung(Comtrade-Datei).

Auslösemesswertaufzeichnung (RDRE)

Informationen zu den Messwerten vor undwährend des Störfalles für Ströme und


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Spannungen sind für die Störfallanalyseverfügbar.

Die Auslösemesswertaufzeichnung kalkuliertdie Werte aller gewähltenAnalogeingangssignale, die mit derStördatenaufzeichnungfunktion verbundensind. Das Ergebniss ist der Betrag und denPhasenwinkel vor und während des Fehlersfür jedes analoge Eingabesignal.

Die Informationen derStörfallmesswertaufzeichnung stehen für alleStörungen lokal im IED zur Verfügung.

Die Informationen derAuslösewertaufzeichnung sind integrierterBestandteil der Stördatenaufzeichnung(Comtrade-Datei).

Stördatenaufzeichnung (RDRE)

Die Stördatenaufzeichnungsfunktion liefertschnelle, vollständige und zuverlässigeInformationen über Störungen im Netz. Sieerleichtert das Verstehen desSystemverhaltens und zugehöriger Primär-und Sekundäreinrichtungen während undnach einer Störung. Die aufgezeichnetenInformationen werden für verschiedenekurzfristige (z.B. Korrekturmaßnahmen) undlangfristige Zwecke (z.B. Funktionsanalyse)verwendet.

Die Stördatenaufzeichnung erfasst gesammlteDaten aller ausgewählten Analogeingangs-und Binärsignale, welche mit derStördatenaufzeichnungsfunktion konfiguriertsind (maximal 40 analoge und 96 binäreSignale). Die Binärsignale sind dieselbenSignale wie unter derEreignisaufzeichnungsfunktion verfügbar.

Die Funktion ist durch hohe Flexibilitätgekennzeichnet und unabhängig vom Betriebder Schutzfunktionen. Sie kann die von denSchutzfunktionen nicht erkannte Störungenaufzeichnen.

Die Stördatenaufzeichnungs-Informationender letzten 100 Störungen sind im IEDgesichert, und die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle (LHMI) wird verwendet, um dieAufzeichnungslisten anzuzeigen.

Ereignisfunktion (EV)

Wenn ein Substation-Automationssystem mitLON oder SPA Kommunikation verwendetwird, können die mit Zeitstempel verseheneEreignisse bei einer Änderung oderperiodisch vom IED zur Stationsebenegesendet werden. Diese Ereignisse werdenvon allen verfügbaren Signalen im IEDerstellt, die mit dem Ereignisfunktionsblockverbunden sind. Der Ereignisfunktionsblockwird für LON und SPAkommunikationverwendet.

Analoge und doppelte Indikationswertewerden ebenso über den Ereignisblocktransportiert.

Messwert-Expansionsblock

Alle Funktionen (SVR, CP und VP), MSQI(CSQ und VSQ) und MVGGIO (MV) sind miteiner Messungsüberwachungsfunktionalitätausgestattet. Alle gemessenen Werte könnenmit vier einstellbaren Grenzen überwachtwerden, d.h. niedrig-niedrig Grenze, niedrigGrenze, hoch Grenze und hoch-hoch Grenze.Der Messwertexpansionsbolch (XP) wurdeeingeführt, um die ganzzahligenAusgangssignale von den Messfunktion zuden 5 Binärsignalen zu übersetzen, d.h. unterniedrig-niedrig Grenze, unter niedrig Grenze,normal, über hoch Grenze und über hoch-hoch Grenze. Die Ausgangssignale könnenals Bedingungen in der konfigurierbarenLogik verwendet werden.

Messung

Impulszählerlogik (GGIO)

Die Impulszählerlogikfunktion zählt externerzeugte binäre Impulse, zum BeispielImpulse von einem externenEnergiemessgerät, für die Kalkulation vonEnergieverbrauchswerten. Die Impulsewerden vom binären Eingangsmodulaufgenommen und von derImpulszählerfunktion gelesen. Ein skalierterMomentanwert ist über den Stationsbuserhältlich. Das spezielle Binäreingangsmodulmit erweiterten Impulszählerfähigkeiten muss


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bestellt werden, um diese Funktionalität zuerhalten.

Energiezählung und Höchstlast (MMTR)

Ausgänge der Messfunktion (MMXU) könnenzur Kalkulation der Energie verwendetwerden. Sowohl Wirk- als auchBlindleistungswerte werden in der Importbzw. Exportrichtung kalkuliert. Die Wertekönnen als Impulse gelesen oderwiedergegeben werden. MaximaleHöchstlastwerte werden ebenfalls mit dieserFunktion kalkuliert.

IED Grund-Funktionen

Zeitsynchronisierung

Verwenden Sie denZeitsynchronisierungsquelle-Auswahlschalter,um eine gemeinsame Quelle der absolutenZeit für das IED zu wählen, wenn es Teileines Überwachungssystems ist. Diesermöglicht den Vergleich von Ereignis- undStörungsdaten zwischen allen IEDs in einemSA System.

Mensch-Maschine-Schnittstelle

Die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle istin einem kleinen und mittelgroßen Modellverfügbar. Der Hauptunterschied zwischenden beiden besteht in der Größe des LCD.Der Kleinformat - LCD kann siebenTextzeilen anzeigen, während der mittelgroßeLCD ein Übersichtsschaltbild mit bis zu 15Objekten auf jeder Seite darstellen kann.

Bis zu 12 Übersichtsschaltbild-Seiten könnendefiniert werden, abhängig von derProdukteigenschaften.

Die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle istmit einer LCD-Anzeige ausgestattet, welchedas Übersichtsschaltbild mit bis zu 15Objekten anzeigen kann.

Die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle isteinfach und leicht verständlich aufgebaut –die gesamte Frontplatte ist in Bereicheunterteilt, von denen jeder eine definierteFunktion hat:

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

LEDs (6 roten und 9 gelben) mitdruckbaren Benutzeretiketten. Alle LEDssind mittels des PCM 600 -Toolskonfigurierbar

• Flüssigkristallanzeige (LCD)• Tastenfeld mit Drucktasten für

Steuerungs- und Navigationszwecke,Schalter für die Auswahl zwischenlokaler Steuerung/Rückstellung undFernsteuerung/Fernrückstellung

• Ein isolierter RJ45-Kommunikationsanschluss

IEC07000083 V1 DE

Abb. 5. Beispiel eines mittelgroßen HMI


Überblick

Jedes IED ist mit einerKommunikationsschnittstelle ausgestattet,welches ihm ermöglicht, mit einem odervielen Systemen bzw. Geräten aufUnterstationsebene über denStationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder überden Stationsüberwachungs (SM-) Bus zukommunizieren.


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Folgende Kommunikationsprotokoll sindverfügbar:

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

Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll

Theoretisch können verschiedene Protokolleim gleichen Gerät vereint werden.

IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll

Einzelne oder doppelte optische Ethernet-Anschlüsse für den neuen Substations-Kommunikationsstandard IEC61850-8-1 fürden Stationsbus sind vorhanden.IEC61850-8-1 gestattet intelligenten Geräten(IEDs) verschiedener Hersteller denInformationsaustausch und vereinfacht dieSystemstruktur. Unmittelbare Kommunikationgemäß GOOSE ist Teil des Standards. DasHochladen von Stördaten ist vorgesehen.

Serielle Kommunikation, LON

Vorhandene Stationen mit ABB-StationsbusLON können unter Verwendung deroptischen LON-Schnittstelle erweitert werden.Dies lässt eine volle SA Funktionalitätinklusive unmittelbarerNachrichtenübertragung und Kooperationzwischen den existierenden ABB IED's unddem neuen IED 670 zu.

SPA Kommunikationsprotokoll

Ein einzelner Glas- oder Kunststoffport wirdfür das ABB SPA Protokoll angeboten. Dieserlaubt Erweiterungen des einfachenAutomationssystems der Substation, aber dieHauptverwendung liegt im SubstationMonitoring Systems SMS.

IEC 60870-5-103Kommunikationsprotokoll

Ein einfacher Glas- oder Kunststoffport wirdfür den IEC60870-5-103 Standard angeboten.Dies erlaubt die Errichtung einfacherSubstation-Automationssysteme inklusive derGeräte von verschiedenen Herstellern. DasHochladen von Stördaten ist vorgesehen.

DNP3.0 Kommunikationsprotokoll

Ein elektrischer RS485 oder ein optischerEthernet Port sind für die DNP3.0Kommunikation verfügbar. DNP3.0 Level 2Kommunikation mit unaufgefordertenEreignissen, Zeitsynchronisierung undStörfallberichterstattung wird für dieKommunikation mit RTU's, Gateways oderHMI Systemen angeboten.

Einzelbefehl, 16 Signale

Die Geräte können Befehle von einemStationsautomatisierungssystem oder voneinem lokalen Mensch-Maschine-Interface(LHMI) erhalten. Der Befehl-Funktionsblockhat Ausgänge, die z.B. zur Steuerung vonHochspannungsgeräten oder für andere, vomBenutzer festgelegte Funktionen genutztwerden können.

Multiple Befehle und Übertragung

Wenn Geräte der Serie 670 inStationsautomatisierungssystemen mit LON,SPA oder IEC60870-5-103-Kommunikationsprotokollen eingesetztwerden, werden die Ereignis- undMehrfachbefehl-Funktionsblöcke alsKommunikationsschnittstelle für vertikaleKommunikation zum Stations-HMI und -Gateway und als Schnittstelle für diehorizontale Peer-to-Peer-Kommunikation (nurüber LON) verwendet.

Fernkommunikation

Analoge und binäre Singnalübertragungzur Gegenstation

Drei analoge und acht binäre Signale könnenzwischen zwei IEDs ausgetauscht werden.Diese Funktionalität wird hauptsächlich fürden Leitungsdifferentialschutz verwendet. Siekann aber auch in anderen Produktenverwendet werden. Ein IED kann mit bis zu 4IEDs der Gegenstation kommunizieren.

Binärer Signaltransfer zur Gegenstation,192 Signale

Wenn der Kommunikationskanal nur für denTransfer binärer Signale genutzt wird,


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können bis zu 192 binäre Signale zwischenden beiden IEDs ausgetauscht werden. ZumBeispiel kann diese Funktionalität verwendetwerden, um Informationen wie den Statusder primären Schaltgeräte oderMitnahmeschaltungssignale zum IED derGegenstation zu senden. Ein IED kann mitbis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.

Leitungsdatenkommuniktionsmodul,kurzer und langer Bereich (LDCM)

Das Leitungsdatenkommunikationsmodul(LDCM) wird zur Kommunikation zwischenden IEDs, die voneinander um <90 kmentfernt sind oder vom IED zum optischenoder elektrischen Konverter mit G.703 oder G.703E1 Schnittstelle, der in Entfernung von <3km angebracht ist, verwendet. Das LDCM-Modul sendet und empfängt Daten an einanderes bzw. von einem anderen LDCM-Modul. Dabei wird das IEEE/ANSI C37.94-Standardformat verwendet.

5. Hardware-Beschreibung

Hardware Module

Stromversorgungsmodul (PSM)

Das Stromversorgungsmodul wird verwendet,um die korrekten internen Spannungen unddie volle Isolierung zwischen dem Terminalund dem Batteriesystem zu liefern. EinAlarmausgang der internenDauerüberwachung steht zur Verfügung.

Binäreingangsmodul (BIM)

Das Binäreingangsmodul verfügt über 16optisch isolierte Eingänge und ist in zweiVersionen erhältlich, eine Standardversionund eine mit verbessertenImpulszählerfähigkeiten bei den Eingängen,die für Impulszählerfunktion verwendetwerden. Die binären Eingänge sind freiprogrammierbar und können für die Eingabe

logischer Signale zu allen Funktionenverwendet werden. Sie können auch in dieStördaten- und dieEreignisaufzeichnungfunktionen integriertwerden. Dies bietet umfassendeÜberwachung und Auswertung des Betriebesdes IED und für alle damit verbundenenelektrischen Stromkreise.

Binärausgangsmodul (BOM)

Das Binärausgangsmodul hat 24 unabhängigeAusgangsrelais und wird für Auslöse- oder fürjegliche Signalisierungszwecke verwendet.

Statisches binäres Ausgangsmodul (SOM)

Das statische binäre Ausgangsmodul hatsechs schnelle statische Ausgänge und sechsRelaisausgänge mit Wachslerkontakt für dieVerwendung in Anwendungen mitHochgeschwindigkeitsanforderungen.

Binär-Ein-/Ausgangsmodul (IOM)

Das binäre Ein-/Ausgangsmodul wirdverwendet, wenn nur einige Ein- undAusgangskanäle erforderlich sind. Die zehnStandardausgangskanäle werden für Auslöse-und für jegliche Signalisierungszweckeverwendet. ZweiHochgeschwindigkeitsausgangskanälewerden für Anwendungen verwendet, woeine kurze Ansprechzeit wichtig ist. Die achtoptisch isolierten Binäreingänge dienen dererforderlichen binären Eingangsinformation.

mA-Eingangsmodul (MIM)

Das Milliampere-Eingangsmodul wird zurKopplung von Messumfarmersignalen imBereich von –20 to +20 mA z.B. von derStufensteller-Position, der Temperatur oderDruck-Messumformer verwendet. Das Modulhat sechs unabhängige, galvanisch getrennteKanäle.

Optisches-Ethernet-Modul (OEM)

Das optische Schnell-Ethernetmodul wirdverwendet, um ein IED an dieKommunikationsbusse (wie den Stationsbus),die das IEC 61850-8-1 Protokoll verwenden,


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anzuschließen. Das Modul hat ein oder zweioptische Ports mit ST Steck-Verbindungen.

Serielles SPA/IEC 60870-5-103 und LONKommunikationsmodul (SLM)

Der optische serielle Kanal und das LONKanalmodul werden verwendet, um ein IEDmit der Kommunikation zu verbinden, dieSPA, LON, oder IEC60870–5–103 verwendet.Das Modul hat zwei optische Ports fürKunststoff/Kunststoff, Kunststoff/Glas oderGlas/Glas.

Leitungsdatenkommunikationsmodul(LDCM)

Das Leitungsdatenkommunikationsmodulwird für den binären Signaltransferverwendet. Jedes Modul hat einen optischenPort, einen für jede Gegenstation, mitwelcher das IED kommuniziert.

Alternative Karten für Mediumbereich (1310nm Monomodemfaser) und Kurzbereich (900nm Multimodemfaser) sind verfügbar.

Galvanisches RS485 seriellesKommunikationsmodul

Das galvanische RS485 serielleKommunikationsmodul wird als Alternativefür DNP3.0 Kommunikation genutzt.

GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GSM)

Dieses Modul enthält den GPS Empfänger,der für die Zeitsynchronisierung verwendetwird. Das GPS hat einen SMA Kontakt zurVerbindung mit einer Antenne.

IRIG-B Zeitsynchronisierungsmodul

Das IRIG-B Zeitsynchronisierungsmodul wirdzur genauen Zeitsynchronisierung derStationsuhr des IED verwendet.

Unterstützung für elektrische (BNC) undoptische Verbindung (ST) für 0XX und 12XIRIG-B Unterstützung.

Transformatoreingangsmodul (TRM)

Das Transformatoreingangsmodul wird zurgalvanischen Trennung und Übertragung vonsekundären Strömen und Spannungenverwendet, die von den Messwandlernerzeugt werden. Das Modul hat zwölfEingänge in verschiedenen Kombinationenvon Strom- und Spannungseingängen.

Alternative Anschlüsse vonRinganschlusstechnik oder Kompression-Technik können bestellt werden.

Hochohmige Widerstandseinheit

Die hochohmische Widerstandseinheit mitWiderständen zur Einstellung derAnsprechwerte und einemspannungsabhängigen Widerstand, ist ineiner Einphasen- und in einerDreiphaseneinheit verfügbar. Beide sind aneine 1/1 19 Zoll Geräteblech mitAnschlussklemmen montiert.

Anordnung und Abmessungen

Abmessungen


ABB 27

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 DE

Abb. 6. 1/2 x 19” Gehäuse mit rückseitiger Abdeckung

xx05000004.vsd

IEC05000004 V1 DE

Abb. 7. Reihenmontage

Gehäusegröße A B C D E F

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

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

(mm)

Montagealternativen

Folgende Befestigungsalternativen (IP40Schutz an der Vorderseite) sind verfügbar:

• 19”-Rahmenmontageset• Wandmontagesatz

Einzelheiten über lieferbareBefestigungsalternativen siehe Bestellung.


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6. Anschlusspläne

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

IEC1MRK002801-AB02-BG V1 DE

Modul Hintere Positionen

PSM X11

BIM, BOM, SOM oder IOM X31 und X32 usw. bis X51und X52

BIM, BOM, SOM, IOModer GSM

X51, X52

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B 1) X302

OEM X311:A, B, C, D

RS485 oder LDCM 2) 3) X312

LDCM 2) X313

TRM X401

1) IRIG-B Installation, wenn in Platz P30:2 enthalten2) LDCM Installationssequenz: P31:2 oder P31:33) RS485 Installation, wenn in Platz P31:2 enthaltenHinweis!1 Ein LDCM kann je nach Verfügbarkeit von IRIG-Bbzw. RS485 Modulen enthalten sein.


ABB 29

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

IEC08000475 BG V1 EN

Modul Hintere Positionen

PSM X11

BIM, BOM,SOM, IOM oderMIM

X31 und X32 usw. bis X131und X132

BIM, BOM,SOM, IOM, MIModer GSM

X131, X132

SLM X301:A, B, C, D

IRIG-B oderLDCM 1,2)

X302

LDCM 2) X303

OEM 4) X311:A, B, C, D

RS485 oderLDCM 2) 3)

X312

LDCM 2) X313

LDCM 2) X322

LDCM 2) X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411

1) IRIG-B Installation, wenn in Platz P30:2enthalten2) LDCM Installationssequenz: P31:2, P31:3,P32:2, P32:3, P30:2 und P30:33) RS485 Installation, wenn in Platz P31:2enthaltenHinweis!2-4 LDCM kann je nach Verfügbarkeit von IRIG-B bzw. RS485 Modulen enthalten sein.


30 ABB


Abb. 8. Transformatoreingangsmodul(TRM)

CT/VT-Eingangsbezeichnung gemäß Abbildung 8

Str

om

-/Span

nungs-

Konfi

gura

tion

(50/

60 H

z)

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

12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A

12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A

9I+3U,1A

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

9I+3U,5A

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

5I, 1A+4I, 5A+3U

1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V

7I+5U,1A

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

7I+5U,5A

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

6I+6U,1A

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

6I+6U,5A

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

6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -

6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -

￭ Gibt hohen Polarität. Beachten Sie, dass interne Polarität kann durch Einstellung der analogen Eingang CT neutral Richtung und /oder auf SMAI Pre-Processing-Funktionsbausteine angepasst werden.


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Abb. 9. Binäreingangsmodul (BIM).Eingangskontakte mit dem NamenXA korrespondieren mit derRückseitenposition X31, X41, etc.und Eingangskontakte mit demNamen XB mit derRückseitenposition X32, X42, etc.


Abb. 10. mA Eingangsmodul (MIM)


32 ABB


Abb. 11. Kommunikationsschnittstellen (OEM, LDCM, SLM und HMI)

Hinweis auf Abbildung 11

1) Rückseitiger Kommunikationsport SPA/IEC 61850-5-103, ST-Verbindung für Glas alt. HFBR Snap-inVerbindung für Kunststoff wie bestellt

2) Rückseitiger Kommunikationsport LON, ST Steckverbinder für Glas alt. HFBR Snap-in Verbindung fürKunststoff wie bestellt

3) Rückseitiger Kommunikationsport RS485, Klemmenblock

4) Zeitsynchronisierungsport IRIG-B, BNC-Verbindung

5) Zeitsynchronisierungsport PPS oder Optische IRIG-B, ST-Steckverbinder

6) Rückseitiger Kommunikationsanschluss IEC 61850, ST-Steckverbinder

7) Rückseitiger Kommunikationsanschluss C37.94, ST-Steckverbinder

8) Frontkommunikationsport, Ethernet, RJ45 Verbindung

9) Rückseitiger Kommunikationsport 15-Pol Buchse Mikro D-sub, 1,27 mm (0,050") Abstand

10) Rückseitiger Kommunikationsport, Klemmenblock


ABB 33


Abb. 12. Stromversorgungsmodul (PSM)


Abb. 13. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul(GSM)


Abb. 14. Binärausgangsmodul (BOM). Mit XA bezeichnete Ausgangskontakte entsprechenRückseitenposition mit der Rückseitenposition X31, X41, usw. und mit XBbezeichnete Ausgangskontakte entsprechen Rückseitenposition X32, X42 usw.


34 ABB


Abb. 15. Static output module (SOM)


Abb. 16. Binär-Ein-/Ausgangsmodul (IOM). Mit XA bezeichnete Eingangskontakteentsprechen Rückseitenposition mit der Rückseitenposition X31, X41, usw. und mitXB bezeichnete Ausgangskontakte entsprechen Rückseitenposition X32, X42 usw.


ABB 35

7. Technische Daten

Allgemeines

Begriffsbestimmungen

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

Nennbereich Der Wertebereich einer Einflussgröße (eines Faktors), innerhalb welcherdas Gerät die festgelegten Anforderungen unter spezifischenBedingungen erfüllt.

Arbeitsbereich Der Wertebereich einer vorgegebenen Eingangsgrösse unter denen dasGerät unter bestimmten Bedingungen in der Lage ist, seine vorgesehenenFunktionen laut den festgelegten Anforderungen zu erfüllen.

TRM - Eingangsgrößen,Bemessungs- und Grenzwerte

Analoge Eingänge

Tabelle 3. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte

Menge Bemessungswert Nennbereich

Strom Ir = 1 oder 5 A (0.2-40) × Ir

Arbeitsbereich (0-100) x Ir

Zulässige Überlast 4 × Ir cont.

100 × Ir für 1 s *)

Bürde < 150 mVA bei Ir = 5 A

< 20 mVA bei Ir = 1 A

Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V

Arbeitsbereich (0-340) V

Zulässige Überlast 420 V andauernd450 V 10 s

Bürde < 20 mVA bei 110 V

Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%

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


36 ABB

Tabelle 4. MIM - mA-Eingangsmodul

Menge: Bemessungswert: Nennbereich:

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

-

Eingangswiderstand Rin = 194 Ohm -

Stromverbrauchjedes mA-Moduljeder mA Eingang

£ 4 W£ 0.1 W

-

Tabelle 5. OEM - Optisches-Ethernet-Modul

Menge Bemessungswert

Anzahl Kanäle 1 oder 2

Standard IEEE 802.3u 100BASE-FX

Fasertyp 62.5/125 mm Multimodalfaser

Wellenlänge 1300 nm

Optischer Anschluss Typ ST

Kommunikationsgeschwindigkeit Schnelles Ethernet 100 MB

DC Hilfsspannung

Tabelle 6. PSM -Stromversorgungsmodul


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

EL ± 20 %EL ± 20 %

Stromverbrauch 50 W typischerweise -

Einaschaltpitze derHilfsspannungsversorgung

< 5 A über 0.1 s -


ABB 37

Binäre Ein-/Ausgänge

Tabelle 7. BIM - Binäreingangsmodul


Binäre Eingänge 16 -

Gleichspannung, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %

Stromverbrauch24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V

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

-

Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -

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

Tabelle 8. BIM - Binäreingangsmodul mit erweiterten Impulszählerfähigkeiten




RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %



-

Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -

SymmetrischeZählereingangsfrequenz

max. 40 Impulse/s -

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


38 ABB

Tabelle 9. IOM- Binäres Ein-/Ausgangsmodul




RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %



-

Tabelle 10. IOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)

Funktion oder Größe Auslöse- undSignalrelais

Schnelle Signalrelais(paralleles Reed-Relais)

Binärausgänge 10 2

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

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1min

1000 V rms 800 V DC

StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s

8 A10 A

8 A10 A

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

30 A10 A

0.4 A0.4 A

Ausschaltvermögen für

Wechselspannung, cos φ >0.4

250 V/8.0 A 250 V/8.0 A

Ausschaltvermögen fürGleichspannung mit L/R < 40 ms

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

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

Maximale kapazitive Last - 10 nF


ABB 39

Tabelle 11. SOM - Statische Ausgangsmoduldaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)

Funktion oder Größe Auslöse- und Signalrelais

Statische binäre Ausgänge 6

Elektromechanische Relaisausgänge 6

Max. Systemspannung 250 V AC, DC

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V eff


8 A10 A

Statische binäre Ausgänge:Einschaltvermögen bei kapazitiver Ladung mit maximalerKapazität von 0.2mF0.2 s1.0 s

20 A10 A

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

20 A10 A

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

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

Ansprechzeit, Statische Ausgänge <1 ms


40 ABB

Tabelle 12. BOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)

Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais

Binärausgänge 24

Max. Systemspannung 250 V AC, DC

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms


8 A10 A

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

30 A10 A

Ausschaltvermögen für Wechselspannung,cos j>0,4

250 V/8,0 A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mitL/R < 40 ms

48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Einflussfaktoren

Tabelle 13. Einfluss von Temperatur und Luftfeuchte

Parameter Referenzwert Nennbereich Einfluss

Umgebungs-temperatur,Arbeitswert

+20 °C -10 °C bis +55 °C 0,02 %/°C

Relative LuftfeuchteArbeitsbereich

10%-90%0%-95%

10%-90% -

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


ABB 41

Tabelle 14. Einfluss der Hilfs-Versorgungsgleichspannung auf die Funktionalitätwährend des Betriebs

Abhängigkeit von Referenzwert Innerhalb desNennbereichs

Einfluss

Welligkeit, inVersorgungsgleichspannungArbeitsbereich

max. 2 %Vollwellen-gleichgerichtet

12 % von EL 0.01% /%

Hilfsspannungs-Abhängigkeit,Arbeitswert

± 20 % von EL 0.01% /%

UnterbrechungHilfsgleichspannung

24-60 V DC ±20 %90-250 V DC ±20 %

Unter-brechungs-intervall0–50 ms

KeineWiedereinschaltung

0–∞ s Korrektes Verhaltenbei Abschaltung

Wiederein-schaltungszeit

<180 s

Tabelle 15. Frequenzeinfluss (Referenzstandard: IEC 60255-6)

Abhängigkeit von Innerhalb des Nennbereichs Einfluss

Frequenzabhängigkeit,Arbeitswert

fr ± 2,5 Hz für 50 Hz

fr ± 3,0 Hz für 60 Hz

± 1,0 % / Hz

Oberwellen-frequenzabhängigkeit (20 %Anteil)

2., 3. und 5. Oberwelle von fr ± 1.0%


42 ABB

Typentests gemäß den Standards

Tabelle 16. Elektromagnetische Verträglichkeit

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards

1 MHz -Hochfrequenzprüfung 2,5 kV IEC 60255-22-1, Klasse III

Gedämpfte Schwingungen 2-4 kV IEC 61000-4-12, Klasse III

Stoßfestigkeit Leistungstest 2,5 kV, schwingend4,0 kV, schnelltransient

ANSI/IEEE C37.90.1

Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung

15 kV-Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung

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

Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung

15 kV-Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung

ANSI/IEEE C37.90.1

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

Stoßimmunitätstest 1-2 kV, 1.2/50 msenergiereich

IEC 60255-22-5

Netzfrequente Störgrößen 150-300 V,50 Hz

IEC 60255-22-7, Klasse A

Magnetfelder mitenergietechnischen Frequenzen

1000 A/m, 3 s IEC 61000-4-8, Klasse V

Test des gedämpft schwingendenMagnetfeldes

100 A/m IEC 61000-4-10, Klasse V

Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz IEC 60255-22-3

Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-2500 MHz EN 61000-4-3

Elektromagnetische Felder 35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2

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

Gestrahlte Störaussendung 30-1000 MHz IEC 60255-25

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

Tabelle 17. Isolierung

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard

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

Stoßspannungsprüfung 5 kV, 1.2/50 ms, 0.5 J

Isolationswiderstand >100 MW bei 500 V DC


ABB 43

Tabelle 18. Umgebungsbedingungs-Prüfungen

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard

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

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

Prüfung bei trockenerWärme

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

Prüfung bei feuchterWärme, stationär

Test Ca für 4 Tage bei +40°C und Feuchtigkeit 93 %

IEC 60068-2-78

Prüfung bei feuchterWärme, zyklisch

Test Db für 6 Zyklen bei+25 bis +55 °C undFeuchtigkeit 93 bis 95 % (1Zyklus = 24 Stunden)

IEC 60068-2-30

Tabelle 19. CE-Konformität

Test Gemäß

Störfestigkeit EN 50263

Abstrahlung EN 50263

Niederspannungsrichtlinie EN 50178

Tabelle 20. Mechanische Prüfungen

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards

Vibrationsfestigkeit Klasse I IEC 60255-21-1

Stoß- undErschütterungsfestigkeit

Klasse I IEC 60255-21-2

Erdbebenfestigkeit Klasse I IEC 60255-21-3


44 ABB

Differentialschutz

Tabelle 21. Generatordifferentialschutz (PDIF, 87G)

Funktion Bereich oderWert

Genauigkeit

Rückfallverhältnis > 95% -

NichtstabilisierterDiffernzialstromgrenzwert

(1-50)pu von Ibase ± 2,0 % des eingestellten Wertes

Basisempfindlichkeit (0.05-1.00)pu vonIbase

± 2,0 % von Ir

Blockierung durch zweiteOberwelle

(0.02-0.2)pu vonIbase

± 1,0 % von Ir

Auslösezeit, stabilisierte Funktion 25 mstypischerweise bei0 bis 2 xeingestelltes Level

-

Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 20 mstypischerweise bei2 bis 0 xeingestelltes Level

-

Auslösezeit, nichtstablisierteFunktion

12 mstypischerweise bei0 bis 5 xeingestelltes Level

-

Rückfallzeit, nichtstablisierteFunktion


-

Ansprechzeit, nichtstablisierteGegenstromfunktion


-

Kritische Impulsdauer,nichtstablisierte Funktion


-


ABB 45

Tabelle 22. Transformatordifferentialschutz T2WPDIF, T3WPDIF


Genauigkeit

Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 2.0% von Ir für I < Ir± 2.0% von Ir für I > Ir


NichtstabilisierterDiffernzialstromgrenzwert

(100-5000)% vonIbase beiHochspannungs-wicklung

± 2.0% des eingestellten Wertes

Basisempfindlichkeit (10-60)% von Ibase ± 2.0% von Ir

Blockieren durch die 2. Oberwelle (5.0-100.0)% derGrundfrequenz

± 2.0% von Ir

Blockierung durch 5. Oberwelle (5.0-100.0)% derGrundfrequenz

± 5,0 % von Ir

Anschlussart für jede derWicklungen

Stern oder Dreieck -

Phasenverschiebung zwischenHochspannungswicklung, W1 undjeder der Wicklungen, w2 undw3. Stunden-Schreibweise

0–11 -

Auslöse, stabilisierte Funktion 25 mstypischerweise bei0 bis 2 x Id

-

Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 20 mstypischerweise bei2 bis 0 x Id

-

Auslöse, nichtstabilisierte Funktion 12 mstypischerweise bei0 bis 5 x Id

-

Rückfallzeit, nichtstabilisierteFunktion

25 mstypischerweise bei5 bei 0 x Id

-

Kritische Impulsdauer 2 mstypischerweise bei0 bis 5 x Id

-


46 ABB

Tabelle 23. Selektiver Erdungsfehlerschutz, niederohmig REFPDIF

Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit

Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 2.0% von Irr bei I < Irbase

± 2.0% von I bei I > Irbase

Rückfallverhältnis >95% -

Basisempfindlichkeit (4.0-100.0)% von Ibase ± 2.0% von Ir

Gerichtete Charakteristik Festgesetzte 180 Gradoder ± 60 bis ± 90 Grad

± 2.0 Grad

Auslösezeit 20 ms typischerweise bei0 bis 10 x Id

-

Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei10 bis 0 x Id

-

Blockieren durch 2.Oberwelle

(5.0-100.0)% derGrundlage

± 2.0% von Ir

Tabelle 24. Hochohmiger Differentialschutz (PDIF, 87)


Ansprechspannung (20-400) V ± 1,0 % von Ur für U < Ur

± 1,0 % von U für U > Ur

Rückfallverhältnis >95% -

Maximale kontinuierlicheSpannung

U>Auslösung2/seriellerWiderstand ≤200 W

-

Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis10 x Ud

-

Rückfallzeit 90 ms typischerweise bei 10 bis0 x Ud

-

Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10x Ud

-


ABB 47

Impedanzschutz

Tabelle 25. Voller Distanzschutz, Mho Kennlinien (PDIS, 21)


Anzahl der Zonen miteinstellbaren Richtungen

3 mit einstellbarerRichtung

-

Minimaler Ansprechstrom (10–30)% von IBase

Mitstromimpedanz,Phase–Erde Umlauf

(0.005–3000.000) W/Phase

± 2.0% statische GenauigkeitBedingungen:Spannungsbereich: (0.1-1.1) x Ur

Strombereich: (0.5-30) x IrWinkel: bei 0 Grad und 85 Grad

Mitstromimpedanz Kurve,Phase–Erde Umpauf

(10–90) Grad

Gegentragweite, Phase–Erde Umlauf (Menge)

(0.005–3000.000) Ω/Phase

Impedanztragweite fürPhase/Phase-Elemente

(0.005–3000.000) Ω/Phase

Kurve fürMitstromimpedanz,Phase/Phase-Elemente

(10–90) Grad

Gegentragweite desPhase/Phase-Umlaufs

(0.005–3000.000) Ω/Phase

Menge des ErdeRücklaufkompensations-faktors KN

(0.00–3.00)

Kurve für ErdeKompensationsfaktor KN

(-180–180) Grad

DynamischeÜberreichweite

><5 % bei 85 Gradgemessen mit CVT'sund 0.5<SIR<30

-

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

Auslösezeit 15 ms typischerweise(mit statischenAusgängen)

-

Rückfallverhältnis 105% typischerweise -

Rückfallzeit 30 ms typischerweise -


48 ABB

Tabelle 26. Polschlupfschutz (PPAM, 78)


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 2Auslösezähler

(1-20) -

Tabelle 27. Erregungsausfall (PDIS, 40)


X Verschiebung des MhoSpitzenpunkts

(-1000.00-1000.00) % vonZbase

± 2,0 % von Ur/Ir

Durchmesser des Mho-Kreises

(0.00-3000.00) % von Zbase ± 2,0 % von Ur/Ir

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


ABB 49

Stromschutz

Tabelle 28. Unverzögerter Phasenüberstromschutz PHPIOC


Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir


Ansprechzei 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset

-

Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 xIset

-

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset

-

Ansprechzeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 xIset

-


-


-

DynamischerTransienteneinfluß

< 5% bei t = 100 ms -


50 ABB

Tabelle 29. Vierstifen-Phasenüberstromschutz OC4PTOC

Funktion Einstellbereich Genauigkeit



Freigabestrom fürRichtungsvergleich

(1-100)% von lBase ± 1.0% von Ir

Maximaler Winkel derVorwärtsrichtung

(40.0–70.0) Grad ± 2.0 Grad

Minimaler Winker derVorwärtsrichtung

(75.0–90.0) Grad ± 2.0 Grad

Blockieren durch 2.Oberwelle

(5–100)% von Grundfrequenz ±2.0% von Ir

UnabhängigeZeitverzögerung

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Miniler Auslösezeit (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

StromabhängigeCharakteristiken sieheTabelle 83 und Tabelle 84

19 Kurventypen Siehe Tabelle 83 undTabelle 84

Auslösezeit, Start funktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset

-

Rückfallzeit, Startfunktion

25 ms typischerweise bei 2 bis 0 xIset

-


-

Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -


ABB 51

Tabelle 30. Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC




Auslösezeit 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset

-


-


-

Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 xIset

-


-

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

-

DynamischerTransienteneinfluß

< 5% bei t = 100 ms -


52 ABB

Tabelle 31. Vier-Stufen Erdfehlerschutz EF4PTOC


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


Freigebestrom für denRichtungsvergleich

(1-100) % von Ibase ± 1,0 % oder Ir

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

Stromabhängige Kurvensiehe Tabelle 83 undTabelle 84


Stabilisierung bei derzweiten Oberwelle

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

Relais typischer Winkel (-180 to 180) Grad ±2.0 Grad

Minimale polarisierendeSpannung

(1-100) % von Ubase ± 0.5% von Ur

Minimaler polarisierendeStrom

(1-30)% von IBase ±0.25% von Ir

RNS, XNS (0.50–3000.00) W/Phase -

AuslösezeitStartfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset

-

Rückfallzeit Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 xIset

-


-



ABB 53

Tabelle 32. Empfindlicher Erdfehler- und Leistungsschutz SDEPSDE


Ansprechswert für 3I0cosj gerichteten-Erdfehlerstrom

(0.25-200.00)% von lBase Bei niedriger Einstellung:(2.5-10) mA(10-50) mA

± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA

Ansprechwert für 3I0·3U0

· cosj gerichteteNullleistung

(0.25-200.00)% von SBase Bei niedriger Einstellung:(0.25-5.00)% von SBase

± 1.0% von Sr bei S £ Sr

± 1.0% von S bei S > Sr

± 10% des eingestelltenWertes

Ansprechswert für 3I0cosj Erdfehlerstrom


± 1.0% von Ir bei £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA

Ansprechswert fürungerichteten Überstrom

(1.00-400.00)% von lBase Bei niedriger Einstellung:(10-50) mA

± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ± 1.0 mA

Ansprechswert fürungerichteteNullspannung

(1.00-200.00)% von UBase ± 0.5% von Ur bei U£Ur

± 0.5% von U bei U > Ur

Freigabe Erdfehlerstromfür alle gerichteten Modi


± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ±1.0 mA± 0.5 mA

Freigabe Nullspannungfür alle gerichteten Modi

(0.01-200.00)% von UBase ± 0.5% von Ur bei U£Ur

± 0.5% von U bei > Ur



StromabhängigeCharakteristiken sieheTabelle 83 und Tabelle 84


Charakteristischer Winkeldes Relais RCA

(-179 bis 180) Grad ± 2.0 Grad


54 ABB

Tabelle 32. Empfindlicher Erdfehler- und Leistungsschutz SDEPSDE, Fortsetzung


Offener Winkel des RelaisROA

(0-90) Grad ± 2.0 Grad

Auslösezeit, ungerichteterErdfehlerstrom

60 ms typischerweise bei 0 bis 2 ·Iset -

Rückfallzeit,ungerichteterErdfehlerstrom


Auslösezeit, Start funktion 150 ms typischerweise bei 0 bis 2·Iset

-

Rückfallzeit, Startfunktion


Tabelle 33. Thermischer Überladungsschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR


Referenzstrom 1 und 2 (30-250)% von Ibase ± 1,0 % von Ir

Auslösezeit:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 DE (Gleichung 1)

I = Igemessen

Ip = Strom vor dem

Auftreten einer Überlast

Zeitkonstante τ = (1-500)Minuten

IEC 60255-8, Klasse 5 + 200 ms

Alarmstufe 1 und 2 (50–99)% desWärmeinhaltsauslösungs-wertes

± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung

Auslösestrom (50-250)% von Ibase ± 1,0 % von Ir

Rückfalltemperatur (10-95)% derWärmeinhaltsauslösung

± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung


ABB 55

Tabelle 34. Schalterversagerschutz CCRBRF


Ansprech-Phasenstrom (5-200)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis,Phasenstrom

> 95% -

Ansprech-Nullstrom (2-200)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis, Nullstrom > 95% -

Ansprech wert fürBlockierung der LS-Stellungabfrage

(5-200)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir



Ansprechzeit fürStromerkennung

10 ms typischerweise -

Rückfallzeit fürStromerkennung

15 ms maximal -

Tabelle 35. Polgleichlauf- Schutz CCRPLD


Ansprechstrom (0–100)% von IBase ± 1.0% von Ir


Tabelle 36. Gerichteter Minimumleistungsschutz GUPPDUP


Leistung-Ansprechwert (0.0–500.0)% von Sbase Bei niedriger Einstellung:(0.5-2.0)% von Sbase(2.0-10)% von Sbase

± 1.0% von Sr bei S < Sr


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

Kennlinienwinkel (-180.0–180.0) Grad 2 Grad



56 ABB

Tabelle 37. Gerichteter Maximum-Leistungschutz (PDOP)


Leistung-Ansprechwert (0.0-500.0)% von Sbase

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

(2.0-10)% von Sbase

± 1,0 % von Sr bei S < Sr

± 1,0 % von S bei S > Sr

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

Kennlinienwinkel (-180.0-180.0) Grad 2 Grad

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

Spannungsschutz

Tabelle 38. Zwei Stufen Unterspannungsschutz UV2PTUV


Ansprechspannung, beideStufen

(1–100)% von UBase ± 1.0% von Ur

Absolute Hysterese (0–100)% von UBase ± 1.0% von Ur

Internes Blockierungslevel,beide Stufen

(1–100)% von UBase ± 1.0% von Ur

SpannungsabhängigeCharakteristiken für beideStufen, siehe Tabelle 85

- Siehe Tabelle 85


(0.000-60.000) s ± 0.5% ±10 ms

Auslösezeit, abhängigeCharakteristiken

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

AuslösezeitStartfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset

-

Rückfallzeit Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset

-

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset

-



ABB 57

Tabelle 39. Zwei Stufen Überspannungsschutz OV2PTOV



(1-200)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur


Absolute Hysterese (0–100)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur



- Siehe Tabelle 86


(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Minimum Auslösezeit,abhängige Charakteristiken

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Auslösezeit, Start function 25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset

-

Rückfallzeit, Start function 25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset

-


-



58 ABB

Tabelle 40. Zweistufen - Nullspannungsschutz ROV2PTOV



(1-200)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur


Absolute Hysterese (0–100)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur



- Siehe Tabelle 87


(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


Auslösezeit, Start funktion 25 ms typischerweise bei 2 bis xUset

-

Rückfallzeit, Start funktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset

-


-



ABB 59

Tabelle 41. Übererregungsschutz OEXPVPH


Ansprechwert (100-180) % von (Ubase/frated) ± 1,0 % von U

Alarmstufe (50–120) % des Startlevel ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur

± 1,0 % von U bei U > Ur

Ansprechwert, hohesLevel

(100-200) % von (Ubase/frated) ± 1,0 % von U

Kurventyp IEEE oder kundenspezifisch

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-EQUATION1319 V1 DE (Gleichung 2)

wo M = relativ (V/Hz) = (E/f)/(Ur/fr)

Klasse 5 + 40 ms

MinimaleZeitverzögerungabhängige Charakteristik

(0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 10 ms

MaximaleZeitverzögerungabhängige Charakteristik

(0.00-9000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms

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

Tabelle 42. Spannungsdifferentialschutz (PTOV)


Spannungsdifferenz fürAlarm- und Auslöse-Stufe

(0.0-100.0)% von Ubase ± 0.5 % von Ur

Niederspannungspegel (0.0-100.0)% von Ubase ± 0.5% von Ur



60 ABB

Tabelle 43. 100 % Stator/Erde - Fehlerschutz (PHIZ, 59THD)


Pegel für GrundfrequenzUN (95 % StatorErdschluß)

(1,0–50,0) % von Ubase ± 0,5 % von Ur

DrittesOberwellendifferential-level

(0,5-10,0) % von Ubase ± 0,5 % von Ur

DrittesOberwellendifferential-feldlevel

(0,1-10,0) % von Ubase ± 0,5 % von Ur

Zeitverzögerung (0,020–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Filtereigenschaften:GrundwelleDritte Oberwelle

Unterdrückung DritterOberwelle bei 1–40Unterdrückungfundamentaler Oberwellebei 1–40

-

Tabelle 44. Rotor-Erdungsfehlerschutz (PHIZ, 59THD) Basiert auf Allgemeinem Strom-und Spannungsschutz (GAPC) und (RXTTE4)


Maximal zugelasseneFeldspannung

1200 V DC -

Spannungsversorgung120 oder 230 V

50/60 Hz -

Widerstandswert desErdfehlers

Ca. 1–20 kΩ -

Einfluss der Oberwellenauf die Spannung imGleichstromfeld

Geringfügiger Einflussvon 50 V, 150 Hz oder 50V, 300 Hz

-

ZugelasseneAbleitungskapazität

(1–5) μF

ZugelassenerWellenerdungswiderstand

Maximal 200 Ω -

Schüt-Widerstand 220 Ω, 100 W, Platte 135x 160 mm

-


ABB 61

Frekuenzschutz

Tabelle 45. Unterfrequenzschutz SAPTUF


Ansprechwert Start funktion (35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Auslösezeit Start funktion 100 ms typischerweise -

Rückfallzeit Start funKtion 100 ms typischerweise -

Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Spannungsabhängige Zeitverzögerung

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û

EQUATION1182 V1 DE (Gleichung 3)

U=Umeasured

Settings:UNom=(50-150)% vonUbase

UMin=(50-150)% vonUbase

Exponent=0.0-5.0tMax=(0.000-60.000)stMin=(0.000-60.000)s

Class 5 + 200 ms

Tabelle 46. Überfrequenzschutz SAPTOF


Ansprechwert, Start funktion (35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Auslösezeit, Start funktion 100 ms typischerweise -

Rückfallzeit, Start funktion 100 ms typischerweise -

Ansprechzeit, unabhängigeZeitfunktion

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Rückfallzeit, unabhängigeZeitfunktion

(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms

Tabelle 47. Gradientenfrequenzschutz SAPFRC


Ansprechwert, Start funktion (-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s

Ansprechwert, internesBlockierungspegel

(0-100)% von Ubase ± 1.0% von Ur

Auslösezeit, Start funktion 100 ms typischerweise -


62 ABB

Mehrzweckschutz

Tabelle 48. Allgemeine strom- und spannungsbasierte Schutzfunktion (GAPC)


Messstromeingang phase1, phase2, phase3,PosSeq, NegSeq, 3*ZeroSeq,MaxPh, MinPh, UnbalancePh,phase1-phase2, phase2-phase3,phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Basisstrom (1 - 99999) A -

Messspannungseingang phase1, phase2, phase3,PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq,MaxPh, MinPh, UnbalancePh,phase1-phase2, phase2-phase3,phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph

-

Basisspannung (0.05 - 2000.00) kV -

Auslösewert Überstrom,Stufe 1 und 2

(2 - 5000) % von Ibase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr

Auslösewert Unterstrom,Stufe 1 und 2

(2 - 150) % von Ibase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr


(0.00 - 6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Auslösezeit, StartfunktionÜberstrom

25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Iset

-

RückfallzeitStartfunktionÜberstrom


-

Ansprechzeit, StartUnterstrom


-

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

-


ABB 63

Tabelle 48. Allgemeine strom- und spannungsbasierte Schutzfunktion (GAPC),Fortsetzung


Siehe Tabelle 83 undTabelle 84

Parameterbereiche fürkundenspezifischeCharakteristik Nr. 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0

Siehe Tabelle 83 undTabelle 84

Spannungslevel ab demSpannungsspeicherübernommen wird

(0,0 - 5,0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur

AnsprechwertÜberspannung, Stufe 1 und 2

(2.0 - 200.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur für U<Ur

± 1,0 % von U für U>Ur

AnsprechwertUnterspannung, Stufe 1 und 2



Auslösezeit, StartÜberspannung

25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset

-

Rückfallzeit StartÜberspannung


-

Auslösezeit, StartUnterspannung


-

Rückfallzeit StartUnterspannung


-

SpannungsgrenzbereichOber- und Untergrenze,spannungsabhängigeCharakteristik



Gerichtete Funktion Einstellbar: ungerichtet,vorwärts und rückwärts

-

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

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

Rückfallverhältnis, Überstrom > 95% -

Rückfallverhältnis,Unterstrom

< 105% -


64 ABB

Tabelle 48. Allgemeine strom- und spannungsbasierte Schutzfunktion (GAPC),Fortsetzung


Rückfallverhältnis,Überspannung

> 95% -

Rückfallverhältnis,Unterspannung

< 105% -

Übersstrom:

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2x Iset

-


Unterstrom:

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0x Iset

-


Überspannung:


-


Unterspannung:


-


Sekundäre system Überwachung

Tabelle 49. Stromwandlerkreisüberwachung CCSRDIF


Ansprechstrom (5-200) % von Ir ± 10.0% von Ir bei I £ Ir± 10.0% von I bei I > Ir

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


ABB 65

Tabelle 50. Spannungswandlerkreisüberwachung SDDRFUF


Ansprechspannung, Nullstrom (1-100) % von Ubase ± 1,0 % von Ur

Ansprechstrom, Nullstrom (1-100) % von Ibase ± 1,0 % von Ir

Ansprechspannung, Gegenstrom (1-100) % von Ubase ± 1,0 % von Ur

Ansprechstrom, Gegenstrom (1-100) % von Ibase ± 1,0 % von Ir

Ansprechwert fürSpanungsänderung

(1-100) % von Ubase ± 5,0 % von Ur

Ansprechwert für Stromänderung (1-100) % von Ibase ± 5,0 % von Ir


66 ABB

Steuerung

Tabelle 51. Synchronisierung, Synchrocheck und Zuschaltprüfung SESRSYN


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

Spannungsdifferenz, Ubus/Uline (0.20-5.00)% von Ubase -

Spannungsobergrenze fürSynchrocheck

(50.0-120.0)% von Ubase ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur

± 1,0 % von U bei U >Ur

Rückfallverhältnis, Synchrocheck > 95% -

Frequenzdifferenzgrenze zwischenSammelschiene und Leitung

(0.003-1.000) Hz ± 2.0 mHz

Phasenwinkeldifferenzgrenzezwischen Sammelschiene undLeitung

(5.0-90.0) Grad ±2.0 Grad

Spannungsdifferenzgrenzezwischen Sammelschiene undLeitung

(2.0-50.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur

Zeitverzögerungsausgang fürSynchrocheck

(0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Spannungsobergrenze fürZuschaltprüfung

(50.0-120.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur


Rückfallbereich,Spannungsobergrenze

> 95% -

Spannungsuntergrenze fürZuschaltprüfung

(10.0-80.0)% von Ubase ± 1,0 % von Ur

Rückfallbereich,Spannungsuntergrenze

< 105% -

Maximalspannung für dieZuschaltung

(80.0-140.0)% von Ubase ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur


Zeitverzögerung für dieAnregungsprüfung

(0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Ansprechzeit für denSynchrocheckfunktion


Ansprechzeit für dieZuschaltprüfungsfunktion



ABB 67

Logik

Tabelle 52. Auslöselogik SMPPTRC


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

-

MinimaleAuslöseimpulslänge

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

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

Tabelle 53. Konfigurierbare Logikblöcke

Logikblock Anzahl mit Aktualisierungsrate Bereich oderWert

Genauigkeit

scnell mittel normal

LogicAND 60 60 160 - -

LogicOR 60 60 160 - -

LogicXOR 10 10 20 - -

LogicInverter 30 30 80 - -

LogicSRMemory 10 10 20 - -

LogicGate 10 10 20 - -

LogicTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay 10 10 20 (0.000–90000.000)s

± 0.5% ± 10 ms


68 ABB

Überwachung

Tabelle 54. Messungen CVMMXN


Frequenz (0.95-1.05) × fr ± 2.0 mHz

Spannung (0.1-1.5) ×Ur ± 0.5% von Ur bei U£Ur


Strom (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% von Ir bei I £ Ir± 0.5% von I bei I > Ir

Wirkleistung, P 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir

± 1.0% von Sr bei S ≤ Sr


Blindleistung, Q 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir



Scheinleistung, S 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir



Leistungsfaktor, cos (φ) 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir

± 0.02

Tabelle 55. Überwachung von mA-Eingangssignalen (MVGGIO)


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

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

Max. Strom vomMesswertumformerzum Eingang

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

Min. Strom vomMesswertumformerzum Eingang

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

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

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

Alarmhysterese fürEingang

(0,0-20,0) mA

Tabelle 56. Ereigniszähler CNTGGIO


Zählerwert 0-10000 -

Max. Zählgeschwindigkeit 10 Impulse/s -


ABB 69

Tabelle 57. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE


Vor-Fehler-Zeit (0.05–0.30) s -

Nach-Fehler-Zeit (0.1–5.0) s -

>Zeitgrenze (0.5–6.0) s -

Maximale Anzahl von Aufzeichnungen 100 -

Auflösung der Absolutzeiterfassung 1 ms Siehe Tabelle 79

Maximale Anzahl von Analogeingängen 30 + 10 (externe + internabgeleitete)

-

Maximale Anzahl von Binäreingängen 96 -

Maximale Anzahl von Zeigern imAuslösewert-Aufzeichnungsgerät proAufzeichnung

30 -

Maximale Anzahl von Angaben in einerStördatenaufzeichnung

96 -

Maximale Anzahl von Ereignissen in derEreignisaufzeichnung pro Aufzeichnung

150 -

Maximale Anzahl von Ereignissen in derEreignisliste

1000, first in - first out -

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

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

-

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

-

Aufzeichnungsbandbreite (5-300) Hz -

Tabelle 58. Ereignisliste

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Anzahl von Ereignissenin der Liste

1000

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängig vonderZeitsynchroni-sierung


70 ABB

Tabelle 59. Meldungen

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Zahl der Meldungen, die für eineeinzige Störung angezeigt werden

96

Maximale Anzahl an aufgenommenenStörungen

100

Tabelle 60. Ereignisaufzeichnung

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Zahl der Ereignisse imStörbericht

150

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängigvon derZeitsynchronisierung

Tabelle 61. Störfallmesswertaufzeichnung

Funktion Wert

Speicherkapazität

Maximale Anzahl von Analogeingängen 30

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Tabelle 62. Stördatenaufzeichnung

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Anzahl von Analogeingängen 40

Maximale Anzahl von Binäreingängen 96

Maximale Anzahl von Störberichten 100

Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3,4 sAufzeichnungsdauer und maximale Anzahl von Kanälen,typischer Wert)

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


ABB 71

Messung

Tabelle 63. Impulszählerlogik PCGGIO

Funktion Einstellbereich Genauigkeit

Eingangsfrequenz Siehe Binäreingangsmodul (BIM) -

Zeitzyklus für dieAnzeige des Zählwertes

(0–3600) s -

Tabelle 64. Energiemessung ETPMMTR


Energiemessung kWh Export/Import,kvarh Export/Import

Eingang vom MMXU.Kein Extrafehler beistationärer Last


Tabelle 65. IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll IEC 61850-8-1

Kommunikationsgeschwindigkeit fürdie IEDs

100BASE-FX

Tabelle 66. LON Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll LON

Kommunikationsgeschwindigkeit 1,25 Mbit/s

Tabelle 67. SPA Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll SPA

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

Slave - Nummer 1 bis 899

Tabelle 68. IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll IEC 60870-5-103

Kommunikationsgeschwindigkeit 9600, 19200 Bd


72 ABB

Tabelle 69. SLM – LON-Anschluss

Menge Bereich oder Wert

Optischer Anschluss Glasfaser: Typ STKunststoff-Faser: Typ HFBR, einrastend

Faser, zulässigeDämpfung

Glasfaser: 11 dB (1000 m typischerweise *)Kunststoff-Faser: 7 dB (10 m typischerweise *)

Faser durchmesser Glasfaser: 62.5/125 mmKunststoff-Faser: 1 mm

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung

Tabelle 70. SLM – SPA/IEC 60870-5-103 Anschluss


Optischer Anschluss Glasfaser: Typ STKunststoff-Faser: Typ HFBR, einrastend

Faser, zulässigeDämpfung

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

Faserdurchmesser Glasfaser: 62.5/125 mmKunststoff-Faser: 1 mm

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung

Tabelle 71. Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul


Kommunikationsgeschwindigkeit 2400–19200 Baud

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

Fernkommunikation


ABB 73

Tabelle 72. Leitungsdatenkommunikationsmodule (LDCM)

Eigenschaften Bereich oder Wert

Typ des LDCM KurzerBereich (SR)

MittlererBereich (MR)

Langer Bereich (LR)

Fasertyp Gradienten-indexmultimode62.5/125 mmoder 50/125mm

Monomode8/125mm

Monomode 8/125mm

Wellenlänge 820 nm 1310 nm 1550 nm

Optisches BudgetGradientenindex multimode62.5/125mm, Gradientenindex multimode50/125mm,

11 dB(typischeLänge ca. 3km *)7 dB(typischeLänge ca. 2km *)

20 dB (typischeLänge ca. 80 km*)

26 dB (typische Länge ca.120 km *)

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

Protokoll C37.94 C37.94Anwendung **)

C37.94 Anwendung **)

Datenübertragung Synchron Synchron Synchron

Übertragungsrate /Datenmenge

2 Mb/s / 64kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

2 Mb/s / 64 kbit/s

Taktquelle Intern oderabgeleitetvomempfangenenSignal

Intern oderabgeleitet vomempfangenenSignal

Intern oder abgeleitetvom empfangenen Signal

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

Hardware


74 ABB

IED

Tabelle 73. Gehäuse

Material Stahlblech

Frontplatte Stahlblechprofil mit Ausschnitt für HMI

Oberflächen-behandlung

Aluzink vorbeschichteter Stahl

Endbearbeitung Hellgrau (RAL 7035)

Tabelle 74. Wasser- und Staubschutzlevel gemäß IEC 60529

Frontseite IP40 (IP54 mit Dichtungsstreifen)

Rückseite, Seiten,Decke und Boden

IP20

Tabelle 75. Gewicht

Gehäusegröße Gewicht

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Anschlussystem

Tabelle 76. Strom-und Spannungswandler-Anschlüsse

Verbindertyp Nennspannung und -strom

MaximalerLeiterquerschnitt

Durchgangsklemme 250 V AC, 20 A 4 mm2

Terminalblöcke geeignet fürRingkabelschuh

250 V AC, 20 A 4 mm2

Tabelle 77. Binäres E/A Anschlussystem

Verbindertyp Bemessene Spannung Maximaler Leiterquerschnitt

Schraubkompressionstyp 250 V AC 2,5 mm2

2 × 1 mm2

Terminalblöcke geeignetfür Ringanschlusstechnik

300 V AC 3 mm2


ABB 75

IED Grund-Funktionen

Tabelle 78. Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

Daten Wert

Aufnahmeart Kontinuierlich, ereigniskontrolliert

Listengröße 1000 Ereignisse, FIFO

Tabelle 79. Zeitsynchronierung, Absolutzeiterfassung

Funktion Wert

Auflösung der Absolutzeiterfassung, Ereignisse und gesammelteMesswerte

1 ms

Absolutzeiterfassungsfehler mit Synchronisation einmal/Minute(minütliche Impulssynchronisierung), Ereignisse und gesammelteMesswerte

± 1.0 mstypischerweise

Absolutzeiterfassungsfehler mit SNTP Synchronisierung,gesammelte Messwerte

± 1.0 mstypischerweise

Tabelle 80. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GSM)


Genauigkeit

Empfänger – ±1µs relatives UTC

Zeit zur zuverlässigen Zeitfreferenz mitAntenne in neuer Position oder nach einerAbschaltung länger als 1 Monat

<30 Minuten –

Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nachAbschaltung über mehr als 48 Stunden

<15 Minuten –

Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nachAbschaltung über weniger als 48 Stunden

<5 Minuten –

Tabelle 81. GPS – Antenne und Kabel

Funktion Wert

Maximale Antennenkabeldämpfung 26 db @ 1.6 GHz

Antennenkabelimpedanz 50 ohm

Blitzschutz Muss extern angeboten werden

Antennenkabelanschluss SMA im EmpfängerendeTNC im Antennenende


76 ABB

Tabelle 82. IRIG-B

Menge Bemessungswert

Anzahl Kanäle IRIG-B 1

Anzahl Kanäle PPS 1

Elektrischer Anschluss IRIG-B BNC

Optischer Anschluss PPS Typ ST

Fasertyp 62.5/125 μm Multimodalfaser


ABB 77

Stromabhängige Charakteristiken

Tabelle 83. Stromabhängige Charakteristiken nach ANSI


Ansprechkurven:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 DE (Gleichung 4)

Rückfallkurven:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imeasured/Iset

k = 0.05-999 inStufen von 0.01 fallsnicht andersangegeben

-

ANSI Extrem inverse Nr. 1 A=28.2, B=0.1217,P=2.0, tr=29.1

ANSI/IEEE C37.112, Klasse 5 + 30ms

ANSI very ivers Nr. 2 A=19.61, B=0.491,P=2.0, tr=21.6

ANSI Normal ivers Nr. 3 A=0.0086, B=0.0185,P=0.02, tr=0.46

ANSI moderately inverse Nr. 4 A=0.0515, B=0.1140,P=0.02, tr=4.85

ANSI long time extremly inverseNr. 6

A=64.07, B=0.250,P=2.0, tr=30

ANSI long time very inverse Nr. 7 A=28.55, B=0.712,P=2.0, tr=13.46

ANSI long time inverse Nr. 8 k=(0.01-1.20) inStufen von 0.01A=0.086, B=0.185,P=0.02, tr=4.6


78 ABB

Tabelle 84. Stromabhängige-Charakteristiken nach IEC


Ansprechkurven:

( )1= ×

-


P

At k

I


I = Imeasured/Iset

k= (0.05-1.10) inStufen von 0.01

-

Verzögerung bis inverse, IECinverse

(0.000-60.000) s ± 0,5 % der eingestellten Zeit ± 10ms

IEC Normal inverse Nr. 9 A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, Klasse 5 + 40 ms

IEC very inverse Nr. 10 A=13.5, P=1.0

IEC Umgekehrt Nr. 11 A=0.14, P=0.02

IEC Extremlu inverse Nr. 12 A=80.0, P=2.0

IEC short-time inverse Nr. 13 A=0.05, P=0.04

IEC long-time inverse Nr. 14 A=120, P=1.0


ABB 79

Tabelle 84. Stromabhängige-Charakteristiken nach IEC, Fortsetzung


KundenspezifischeCharakteristiken Nr. 17Ansprechkurven:

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Rückfallkurven:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR


I = Imeasured/Iset

k=0.5-999 in Stufenvon 0.1A=(0.005-200.000)in Stufen von 0.001B=(0.00-20.00) inStufen von 0.01C=(0.1-10.0) inStufen von 0.1P=(0.005-3.000) inStufen von 0.001TR=(0.005-100.000)in Stufen von 0.001CR=(0.1-10.0) inStufen von 0.1PR=(0.005-3.000) inStufen von 0.001

IEC 60255, Klasse 5 + 40 ms

RI stromabhängigeCharakteristik Nr. 18

1

0.2360.339

= ×

-

t k

I


I = Imeasured/Iset

k= (0.05-999) inStufen von 0.01

IEC 60255-3, Klasse 5 + 40 ms

Logarithmisch stromabhängigeCharakteristik Nr. 19

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink


I = Imeasured/Iset

k= (0.05-1.10) inStufen von 0.01

IEC 60255-3, Klasse 5 + 40 ms


80 ABB

Tabelle 85. Spannugsabhängite Charakteristiken für Zweistufen-Unterspannungsschutz(PUVM, 27)


Typ-A-Kurve:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uset

U = UVmeasured

k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01

Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uset

U = Umeasured

k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01

Programmierbare Kurve:

×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Uset

U = Umeasured

k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01A = (0.005-200.000) inStufen von 0.001B = (0.50-100.00) in Stufenvon 0.01C = (0.0-1.0) in Stufen von 0.1D = (0.000-60.000) in Stufenvon 0.001P = (0.000-3.000) in Stufenvon 0.001


ABB 81

Tabelle 86. Spannungsabhängige Charakteristiken für Zweistufen-Überspannungsschutz(POVM, 59)


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01

Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01

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 von0.01


×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01A = (0.005-200.000) inStufen von 0.001B = (0.50-100.00) in Stufenvon 0.01C = (0.0-1.0) in Stufen von 0.1D = (0.000-60.000) in Stufenvon 0.001P = (0.000-3.000) in Stufenvon 0.001


82 ABB

Tabelle 87. Umkehrzeiteigenschaften für Zweistufen-Überspannungsschutz (POVM, 59N)


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0.05-1.10) inStufen von 0.01

Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) inStufen 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) inStufen von 0.01


×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0.05-1.10) inStufen von 0.01A = (0.005-200.000)in Stufen von 0.001B = (0.50-100.00) inStufen von 0.01C = (0.0-1.0) inStufen von 0.1D = (0.000-60.000)in Stufen von 0.001P = (0.000-3.000) inStufen von 0.001


ABB 83

Zubehör

GPS-Antennen- und Befestigungsdetails

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

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

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

Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)

Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703

inklusive 1 U 19" Rahmenmontagezubehör

Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA

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

Prüfschalter

Das Prüfsystem COMBITEST für die

Verwendung mit IED 670 Produkten wird in

1MRK 512 001-BEN und 1MRK 001024-CA

beschrieben. Bitte besuchen Sie die Website:

www.abb.com/substationautomation and

ABB Product Guide > High Voltage Products

> Protection and Control > Modular Relay >

Test Equipment für detailierte Informationen.

Wenn FT Schalter in Betracht gezogen

werden, besuchen Sie bitte die Website:

www.abb.com>ProductGuide>Medium

Voltage Products>Protection and Control

(Distribution) für detaillierte Information.

Wegen der hohen Flexibilität unseres

Produkts und der breiten Vielfalt von

möglichen Anwendungen müssen die

Prüfschalter für jede spezifische Anwendung

ausgewählt werden.

Wählen Sie Ihren passenden Prüfschalter aus

den in der Referenzdokumentation gezeigten

lieferbaren Kontaktanordnungen.

Unsere Vorschläge für geeignete Varianten:

Zweiwicklungs-Transformator mit interner

Sternpunktbildung. Zwei Stück können in

Anwendungen für Dreiwicklungs-

Transformatoren in Einzel- oder Mehrfach-

Leistungsschalter-Anordnungen verwendet

werden (Bestellnummer RK926 215-BD)

Zweiwicklungs-Transformator mit externer





werden (Bestellnummer RK926 215-BH)

Dreiwicklungs-Transformator mit interner

Sternpunktbildung (Bestellnummer RK 926

215-BX).

Der "In-Prüfmodus"-Schließkontakt 29-30 an

den RTXP-Prüfschaltern sollte an den

Eingang des Prüf-Funktionsblocks

konfiguriert werden, um eine einzelne

Aktivierung von Funktionen während des

Prüfens zu ermöglichen.

Prüfschalter Typ RTXP 24 sind separat

bestellt werden. Finden Sie in Abschnitt

"Zugehörige Dokumente" für die

Bestellung REG 670, Generatorschutz IEDRichtlinienLesen und befolgen Sie die folgenden Regeln aufmerksam, um einen problemlosen Bestellvorgang zu gewährleisten. Bitte entnehmen Sie Informationen über die enthaltenen Software-Funktionen der Funktionsübersicht des jeweiligen Software-Option-Packages. Bitte beachten Sie, dass die Zeichenlänge des Software-Options-Abschnitts je nach einschließlichen Optionen variiert. Geben Sie die optionalen Codes in die grauen Felder ein, um die Bestellnummer zu komplettieren. Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, kombinieren Sie bitte die Codes von Blatt 1 und 2 wie in unten aufgeführtem Beispiel. 1 BIM und 1 BOM gehören zur Grundausstattung. Bestellen Sie nach Bedarf weitere E/A.

Blatt 1 Blatt 2REG 670* - - - - - - -

SOFTWARE Hinweise und RegelnVersionsnummer

Versions-Nr. 1.1Konfigurationsalternativen

Gen diff + backup 12 AI A20Gen diff + backup 24 AI B30Gen- und Blocktransformator Schutz 24 AI

C30

CAP-KonfigurationABB Standardkonfiguration X00Benutzerdefinierte Konfiguration

Y00

Software-Optionen Alle Felder im Bestellformular müssen nicht ausgefüllt werdenKeine Option X00Eingeschränkter Erdschlussschutz, geringe Impedanz

A01 Hinweis: A01 nur für B30

Differentialschutz gegen hohe Impedanz, 3 Blöcke A02 Hinweis: A02 nur für A20Transformator Differentialschutz, 2 Wicklungen A11 Hinweis: A11 nur für A20Transformator Differentialschutz, 2 und 3 Wicklungen A13 Hinweis: A13 nur für B30Erkennung von Polschlupf B21Empfindlicher gerichteter Schutz gegen Rest- und Überstrom C16100% Stator E/F 3rd harmonic D21 Hinweis: D21 nur für A20Apparatkontrolle 30 Objekte H09Erste HMI-Sprache

HMI-Sprache, Englisch IEC B1HMI-Sprache, US-Englisch B2

Zusätzliche HMI-SpracheKeine zweite HMI-Sprache X0Deutsch A1Russisch A2Französisch A3Spanisch A4Italienisch A5Polnisch A6Ungarisch A7Tschechisch A8Schwedisch A9

Verpackung 1/2 19” Gehäuse A Hinweis: Nur für A201/1 19” Gehäuse 2 TRM Steckplatz E Hinweis: Nur für B30 und C30

Schutzart vorne IP40 19” Einschubmontagesatz für 1/2 19” Gehäuse oder 2xRHGS6 oder RHGS12 A Hinweis: Nur für A2019” Einschubmontagesatz für 1/1 19” Gehäuse C Hinweis: Nur für B30 und C30Montagesatz für Wandmontage DEinbaumontagesatz EEinbaumontagesatz + IP54 Montagesiegel F

Anschlusstyp für PSM und E/A-PlatinenAnschlusstyp standardmäßige Kompression K

Hilfsstromversorgung24-60 VDC A90-250 VDC B

Mensch/Maschine-Schnittstelle

Kleinformat - nur Text, IEC-Symbole AMittleres Format - grafische Darstellung, IEC-Symbole BMittleres Format - grafische Darstellung, ANSI-Symbole

C

Blatt 1 (Codes von Blatt 1 in untenstehende Felder eingeben)

Blatt 2

REG 670* - - - - - - - - - * A - -

Analoges System (Erstes Modul X401, zweites Modul X411)Erstes TRM, Anschlussklemmen mit standardmäßiger Kompression

A

Erstes TRM, Bolzenanschlussklemmen BErstes TRM, 9I+3U, 1A, 100/220V 3 Hinweis: Nurfür B30/C30Erstes TRM, 9I+3U, 5A, 100/220V 4 Hinweis: Nurfür B30/C30Erstes TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V 5 Hinweis: Nurfür B30/C30Erstes TRM 7I+5U, 1A, 100/200V 12 Hinweis: Nur für A20Erstes TRM 7I+5U, 5A, 100/200V 13 Hinweis: Nur für A20Kein zweites TRM enthalten X0 Hinweis: B30/C30 müssen ein zweites TRM enthaltenZweites TRM, Anschlussklemmen mit standardmäßiger Kompression

A Hinweis: Das zweite TRM muss über dieselben Anschlussklemmen verfügen (standardmäßige Kompression oder Bolzenanschlussklemme) wie das erste TRM

Zweites TRM, Bolzenanschlussklemmen BZweites TRM, 9I+3U, 1A, 100/220V 3 Hinweis: Nur für B30Zweites TRM, 9I+3U, 5A, 100/220V 4 Hinweis: Nur für B30Zweites TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V 5 Hinweis: Nur für B30Zweites TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Hinweis: Nur für C30Zweites TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Hinweis: Nur für C30

Platinen mit binärem Ein- und Ausgang, Synchronisation von mA und Zeit. Anmerkung! Zur Grundausstattung gehören 1 BIM und 1 BOM (enthalten).Anschlussposition (Ansicht Rückseite) Hinweis: Max 3 Positionen in 1/2

Rahmen und 11 in 1/1 Rahmen mit 2 TRM und 14 in 1/1 Rahmen mit 1 TRM (=graue Felder)

-

X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X10

1

X111

X12

1

X13

1

- -

1/2 Gehäuse mit 1 TRM Hinweis: Nur für A201/1 Gehäuse mit 2 TRM Hinweis: Nur für B30/C30

Keine Platine in diesem Steckplatz X X X X X X X X XBinäres Ausgangsmodul 24 Ausgangsrelais (BOM)

Hinweis: Maximal 4 (BOM+SOM+MIM) Platinen

A A A A A A A A A A

BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC Hinweis: 1 BIM in Position X31 auswählen

B B B B B B B B B BBIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC C C C C C C C C C CBIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC D D D D D D D D D DBIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC E E E E E E E E E E

BIMp 16 Eingänge, RL24-30 VDC für Impulszählung

F F F F F F F F F


G G G G G G G G G


H H H H H H H H H


K K K K K K K K K

IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL24-30 VDC L L L L L L L L LIOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL48-60 VDC M M M M M M M M MIOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL110-125 VDC N N N N N N N N NIOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL220-250 VDC

P P P P P P P P P

IOM mit MOV 8 Eingängen, 10+2 Ausgang, RL24-30 VDC

U U U U U U U U U


V V V V V V V V V


W W W W W W W W W


Y Y Y Y Y Y Y Y Y

mA Eingangsmodul 6 Kanäle (MIM) Hinweis: Max 4 (BOM+SOM+MIM) Platine in 1/1 Gehäuse. Kein MIM-Board in 1/2 Gehäuse

R R R R R R R R

GPS Zeitsynchronisierungsmodul (in letztem Steckplatz)

S S

SOM Statisches Ausgangsmodul Hinweis: Maximal 4 (BOM+SOM+MIM) T T T T T T T T TModule für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und ZeitsynchronisationAnschlussposition (Ansicht Rückseite)

X31

2

X31

3

X30

2

X30

3

X32

2

X32

3

Verfügbare Steckplätze in 1/2 Gehäuse mit 1 TRM

Hinweis: Max 1 LDCM

Verfügbare Steckplätze in 1/1 Gehäuse mit 2 TRM-Steckplätzen

Hinweis: Max 2 LDCM

Keine Platine für die Fernkommunikation enthalten

X X X X X X

Optischer LDCM mit kurzer Reichweite A A A A A AOptischer LDCM 1310 nm mit mittlerer Reichweite

B B B B B B

IRIG-B Zeitsynchronisationsmodul F

Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul GSerielle Kommunikationseinheit für die StationskommunikationAnschlussposition (Ansicht Rückseite)

X30

1

X31

1

Keine Platine für die Erstkommunikation enthalten

X

Keine Platine für die Zweitkommunikation enthalten

X

Serielles SPA/IEC 60870-5-103 und LON Kommunikationsmodul (Plastik)

A

Serielles SPA/IEC 60870-5-103 (Plastik) und LON (Glas) Kommunikationsmodul

B

Serielles SPA/IEC 60870-5-103 und LON Kommunikationsmodul (Glas)

C

Optisches Ethernet-Modul, 1 Kanal Glas DOptisches Ethernet-Modul, 2 Kanal Glas E

Beispiel:REG 670*1.1-A20X00-X00-X0-A-B-A-A6-X0-CA-XD

Zubehör

GPS-Antennen- und Befestigungsdetails

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

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

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

Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)

Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703

inklusive 1 U 19" Rahmenmontagezubehör

Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA

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

Prüfschalter

Das Prüfsystem COMBITEST für die

Verwendung mit IED 670 Produkten wird in

1MRK 512 001-BEN und 1MRK 001024-CA

beschrieben. Bitte besuchen Sie die Website:

www.abb.com/substationautomation and

ABB Product Guide > High Voltage Products

> Protection and Control > Modular Relay >

Test Equipment für detailierte Informationen.

Wenn FT Schalter in Betracht gezogen

werden, besuchen Sie bitte die Website:

www.abb.com>ProductGuide>Medium

Voltage Products>Protection and Control

(Distribution) für detaillierte Information.

Wegen der hohen Flexibilität unseres

Produkts und der breiten Vielfalt von

möglichen Anwendungen müssen die

Prüfschalter für jede spezifische Anwendung

ausgewählt werden.

Wählen Sie Ihren passenden Prüfschalter aus

den in der Referenzdokumentation gezeigten

lieferbaren Kontaktanordnungen.

Unsere Vorschläge für geeignete Varianten:

Zweiwicklungs-Transformator mit interner





werden (Bestellnummer RK926 215-BD)

Zweiwicklungs-Transformator mit externer





werden (Bestellnummer RK926 215-BH)

Dreiwicklungs-Transformator mit interner

Sternpunktbildung (Bestellnummer RK 926

215-BX).

Der "In-Prüfmodus"-Schließkontakt 29-30 an

den RTXP-Prüfschaltern sollte an den

Eingang des Prüf-Funktionsblocks

konfiguriert werden, um eine einzelne

Aktivierung von Funktionen während des

Prüfens zu ermöglichen.

Prüfschalter Typ RTXP 24 sind separat

bestellt werden. Finden Sie in Abschnitt

"Zugehörige Dokumente" für die

Bezugnahme auf die entsprechendenDokumente.

RHGS 6 Gehäuse oder RHGS 12 Gehäuse mitmontiertem RTXP 24 und der Ein / Aus für

die DC-Versorgung bestellt werden separat zuwechseln. Finden Sie in Abschnitt"Zugehörige Dokumente"für die Bezugnahmeauf die entsprechenden Dokumente.

Schutzabdeckung

Schutzabdeckung für die Rückseite von IED, 6U, 1/2 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AC

Schutzabdeckung für die Rückseite für IED, 6U, 1/1 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AA

Externe Widerstandseinheit für hochohmigen Differentialschutz

Hochohmige Widerstand-Einheit 1-phasig mit einemspannungsabhängigen Widerstand und einem Widerstand fürEinstellungen 20-100V

Menge: 1 2 3 RK795101-MA

Hochohmige Widerstand-Einheit, 3-phasig mitspannungsabhängigen Widerständen und Widerständen fürEinstellungen 20-100V

Menge: RK795101-MB

Hochohmige Widerstand-Einheit, 1-phasig mit einemspannungsabhängigen Widerstand und Widerstand fürEinstellungen 100-400V

Menge: 1 2 3 RK795101-CB

Hochohmige Widerstand-Einheit, 3-phasig mitspannungsabhängigen Widerständen und Widerständen fürEinstellungen 100-400V

Menge: RK795101-DC

Combiflex

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

Hinweis: Um den Schlüsselschalter zu verbinden, müssen Zuleitungen mit 10 A Combiflex Buchsen an einem Endeverwendet werden.

Reihenmontage-Garnitur Menge: 1MRK 002 420-Z

Externe Schnittstelleneinheiten für Erdfehlerschutz des Rotors

Injektion-Einheit für den Erdfehlerschutz des Läufers (RXTTE 4) Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 002 108-BA

Schutz-Widerstand auf der Platte Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

RK795102-AD


ABB 85

YWX111-11*100-110V/50Hz, Ergänzungseinheit Menge: HESG215882R0001




Konfigurations- und Überwachungstools

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

LED Etikettenspezialpapier DIN A4 Format, 1 St. Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 002 038-CA

LED Etikettenspezialpapier Letter-Format, 1 St. Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 002 038-DA

Schutz- und Steuerungs-IED-Manager PCM 600

PCM 600 ver. 1.5, IED Manager Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 003 395-AB

PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 003 395-BB

PCM 600 Engineering – Firmenlizenz Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 003 395-BL

PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 + CCTfür IEC 61850-8-1 Konfigruration des IED

Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 003 395-CB

PCM 600 Engineering Pro – 10 Lizenzen Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 003 395-CL

Gebrauchsanweisungen

Hinweis: Eine (1) CD "IED Connect" mit der Benutzerdokumentation (Bedienungsanleitung,Technisches Referenzhandbuch, Installations- und Inbetriebsetzungsanleitung, Anwendungshandbuchund Kurzeinführung), ein Anschlussmaterial-Paket und eine LED-Etikett-Schablone liegen immer jedemIED bei.


86 ABB

Regel: Bitte geben Sie die Menge zusätzlich benötigter CDs "IEDConnect" an. Benutzerdokumentation

Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 002 290-AB

Regel: Bitte geben Sie die Anzahl der benötigtengedruckten Handbücher an Bedienungsanleitung

IEC Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.014-UEN

ANSI Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.014-UUS

Technisches Referenzhandbuch IEC Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.013-UEN

ANSI Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.013-UUS

Installations- und Inbetriebnahmeanleitung IEC Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.015-UEN

ANSI Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.015-UUS

Anwendungshandbuch IEC Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.016-UEN

ANSI Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 502.016-UUS

Technischer Leitfaden IED 670-Produkte Menge:

RUTAKVADR

AT V1 EN

1MRK 511.179-UEN


ABB 87

Referenzinformation

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

Land: Endnutzer:

Stationsname: Spannungspegel: kV

Zugehörige Dokumente

Zugehörige Dokumente zu REG 670 Dokumentennummer

Bedienungsanleitung 1MRK 502 014-UDE

Installations- und Inbetriebnahmeanleitung 1MRK 502 015-UDE

Technisches Referenzhandbuch 1MRK 502 013-UEN

Anwendungshandbuch 1MRK 502 016-UEN

Produktdatenblatt 1MRK 502 019-BDE

Einstellbeispiel 1MRK 502 020-WEN

Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 013 003-BEN

Test system, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Zubehör für IED 670 1MRK 514 012-BEN

IED 670 Kurzeinführung 1MRK 500 080-UDE

SPA und LON Signalliste für IED 670, Version 1.1 1MRK 500 083-WEN

IEC 61850 Datenobjektliste für IED 670, Version 1.1 1MRK 500 084-WEN

Allgemeines IEC 61850 IED Konnexitätspaket 1KHA001027-UEN

Schutz und Kontrolle IED Manager PCM 600 Installationsblatt 1MRS755552

Technischer Leitfaden IED 670-Produkte 1MRK 511 179-UEN

Produktdatenblatt REG 216 1MRB520004-BEN

Die letzten Versionen der genannten Dokumentationen befinden sich auf www.abb.com/substationautomation.


88 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

89

Kontakt

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SchwedenTelefon +46 (0) 21 34 20 00Fax +46 (0) 21 14 69 18

ABB AGEnergietechnic-ProduktePostfach 10 03 51D-68 128 Mannheim,Telefon 0621 381-3000Fax 0621 381-2645E-Mail [email protected]

www.abb.com/substationautomation

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Generatorschutz REG670 Vorkonfiguriert Produktdatenblatt · 2. Anwendung Der REG 670 IED wird zum...

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