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Relion® 670 Serie
Feldsteuergerät REC670VorkonfiguriertProduktdatenblatt
Inhaltsverzeichnis
1. Anwendung....................................................................3
2. Nutzbare Funktionen......................................................4
3. Differentialschutz............................................................9
4. Stromschutz...................................................................9
5. Spannungsschutz.........................................................12
6. Frequenzschutz............................................................12
7. Multifunktionsschutz.....................................................13
8. Sekundärsystem-Überwachung...................................13
9. Steuerung....................................................................13
10. Signalvergleichsschutz................................................15
11. Logik...........................................................................16
12. Überwachung..............................................................17
13. Messung.....................................................................19
14. Grundfunktionen des IED............................................19
15. Mensch-Maschine-Schnittstelle...................................19
16. Stationskommunikation ..............................................20
17. Kommunikation zur Gegenseite...................................20
18. Beschreibung der Hardware........................................21
19. Anschlussdiagramme..................................................24
20. Technische Daten.......................................................31
21. Bestellung...................................................................74
Haftungsausschluss
Alle Angaben in diesen Dokument können ohne Ankündigung geändert werden und sind nicht als Verbindlichkeit von ABB AB auszulegen. ABB Ab übernimmt
keinerlei Verantwortung für etwaige in diesen Unterlagen enthaltene Fehler.
© Copyright 2013 ABB.
Alle Rechte vorbehalten..
Marken
ABB und Relion sind eingetragene Warenzeichen der ABB Group. Alle sonstigen Marken- oder Produktnamen, die in diesen Unterlagen Erwähnung finden, sind
gegebenenfalls Warenzeichen oder eingetragene Markenzeichen der jeweiligen Inhaber.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
2 ABB
1. AnwendungREC670 wird zur Steuerung, zum Schutz und zurÜberwachung verschiedener Ausführungen von Feldern inHochspannungsnetzen verwendet. Das IED eignet sichbesonders für Anwendungen in Steuer-IEDs in allen Feldernmit hohen Anforderungen an die Zuverlässigkeit. Das IEDkann in Hoch- und Höchstspannungsnetzen eingesetztwerden. Es eignet sich für die Steuerung von sämtlichenGeräten in allen Arten von Schaltanlagen.
Es erfolgt eine Fernsteuerung (SCADA/Station) über denKommunikationsbus oder von dem lokalen HMI aus.Verschiedene Steuerkonfigurationen können verwendetwerden, z.B. kann ein Steuer-IED oder es kann ein IED fürmehrere Felder gemeinsam verwendet werden. Für allegängigen Arten von Schaltanlagen stehenVerriegelungsmodule zur Verfügung. Die Steuerung basiertauf dem Prinzip "Auswahl vor Ausführung", um einehöchstmögliche Sicherheit zu erzielen. Für dieEinschaltsteuerung des Leistungsschalters steht eineSynchrocheckfunktion zur Verfügung. Es steht auch eineSynchronisierungsfunktion, mit der Leistungsschalter inAsynchronnetzen zum richtigen Zeitpunkt geschlossenwerden, zur Verfügung.
Eine Anzahl von Schutzfunktionen steht zur Verfügung,welche Flexibilität im Betrieb für verschiedene Stationstypenund Sammelschienen-Anordnungen bietet. DieWiedereinschaltautomatik (für ein- bzw. dreipoligesWiedereinschalten ) umfasst Prioritätskreise fürMehrschalteranordnungen. Sie arbeitet mit der Synchrocheck-Funktion mit schnellem oder verzögertem Wiedereinschaltenzusammen. Es sind mehrereSchalterversagerschutzfunktionen inkludiert, um eineSchutzfunktion zu bieten, die von den Schutz-IED unabhängigist, auch für eine kompletten Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung.
Unverzögerter schneller Leiter-Überstrom- und Erdfehler-Schutz, vierstufig gerichteter bzw. ungerichteter verzögerterLeiter-Überstrom und Erdfehlerschutz, thermische Überlast-und zweistufige Unter- und Überspannungsfunktionen sindBeispiele für die verfügbaren Funktionen, die es dem Nutzerermöglichen, alle Anwendungsanforderungen zu erfüllen.
Das REC670 verfügt über sechs Leiter-Überstrom-,Erdfehler-, Wiedereinschalt- und Messfunktionen. Zusammen
mit dem Multi-Display-HMI ist ein Einsatz als Schutz fürmehrere Einspeisungen und als Steuergerät für Verteilerbussemöglich.
Die Stördatenaufzeichnung und der Fehlerorter können für dieunabhängige Fehleranalyse nach Störungen im Netz und beieinzelnen Ausfällen des Schutzsystems genutzt werden.
6 x 32 Zweirichtungs-Kanäle für Fernauslösung undBinärsignalübertragung stehen in jeder integriertenKommunikationskarte für die Kommunikation zwischenausgewählten IEDs innerhalb der Station oder in einernahegelegenen Station zur Verfügung.
Die programmierbare Logikfunktion, bei welcher dieBenutzerlogik mit einem grafischen Tool erstellt wird,ermöglicht besondere Anwendungen wie automatischesÖffnen von Trennschaltern in Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen, Schließen von Leistungsschaltern in Ring-Sammelschienen, Lastumschaltungslogik usw. Dasgraphische Konfigurations-Tool sorgt dafür, dassÜberprüfungen und Inbetriebnahmen einfach und schnelldurchgeführt werden können.
Für die folgenden Anwendungen sind drei Ausführungendefiniert worden:
• Einfachleistungsschalteranordnung (A30) (für Einfach-oder Doppelsammelschienenanordnung)
• Doppelleistungsschalteranordnung (B30)• Eineinhalb-Leistungsschalter- Anordnung für eine
vollständige Abdeckung (C30)
Die optionalen Funktionen sind nicht konfiguriert. Imgrafischen Konfigurations-Tool steht aber eineMaximalkonfiguration mit allen optionalen Funktionen alsVorlage zur Verfügung.Die Schnittstellen zu den Analog- undBinär-E/A können mit Hilfe des Einstellungswerkzeugeskonfiguriert werden, ohne dass Änderungen der Konfigurationvorgenommen werden müssen. Analog- und Steuerkreisesind vordefiniert. Weitere Signale sind je nach Bedarf auf dieeinzelnen Anwendungen anzuwenden. Die Hauptunterschiedezwischen den oben angeführten Paketen sind in denVerriegelungsmodulen und der Anzahl der zu steuerndenGeräte zu sehen.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2 Herausgegeben: Oktober 2013
Revision: B
ABB 3
2. Nutzbare Funktionen
Hauptschutzfunktionen
2 = Anzahl der Basisinstanzen3-A03 = in der Ausführung A03 enthaltene, optionale Funktion (siehe Bestelldetails)
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Differentialschutz
HZPDIF 87 1-systemiger Hochimpedanz-Differentialschutz 3-A02 3-A02 6-A07
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
4 ABB
Reserve-Schutzfunktionen
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Stromschutz
PHPIOC 50 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz 1-C31 1-C32 1-C33
OC4PTOC 51_67 Vierstufiger Leiter-Überstromschutz 1-C31 1-C32 1-C33
EFPIOC 50N Unverzögerter Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33
EF4PTOC 51N_67N
Vierstufiger Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33
NS4PTOC 46I2 Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) 1-C31 1-C32 1-C33
SDEPSDE 67N Sensitiver gerichteter Nullstrom- und Nullleistungsschutz 1-C16 1-C16 1-C16
LPTTR 26 Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante 1-C31 1-C32 1-C33
(TRPTTR) 49 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten 1-C31 1-C32 1-C33
CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz 1-C31 1-C32 1-C33
CCRPLD 52PD Polgleichlaufüberwachung 1 2 3
GUPPDUP 37 Gerichteter Unterleistungsschutz 1-C17 1-C17 1-C17
GOPPDOP 32 Gerichteter Überleistungsschutz 1-C17 1-C17 1-C17
BRCPTOC 46 Leiterbrucherkennung 1 1 1
Spannungsschutz:
UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspannungsschutz 2-D02 2-D02 2-D02
OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspannungsschutz 2-D02 2-D02 2-D02
ROV2PTOV 59N Zweistufiger Nullspannungsschutz 2-D02 2-D02 2-D02
VDCPTOV 60 Spannungsdifferentialschutz 2 2 2
LOVPTUV 27 Spannungslosigkeitsüberwachung 1 1 2
Frequenzschutz
SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 6-E01 6-E01 6-E01
SAPTOP 81 Überfrequenzschutz 6-E01 6-E01 6-E01
SAPFRC 81 Frequenzänderungsschutz 6-E01 6-E01 6-E01
Multifunktionsschutz
CVGAPC Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz 4-F01 4-F01 4-F01
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 5
Steuerungs- und Überwachungsfunktionen
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Steuerung
SESRSYN 25 Synchrocheck, Einschaltprüfung und Synchronisierung 1 2 3
SMBRREC 79 Automatische Wiedereinschaltung 1-H04 2-H05 3-H06
APC8 3 Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 8 Schalter (davon 1 Leistungs‐schalter) einschl. Verriegelung
1
APC15 3 Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 15 Schalter (davon 2 Leis‐tungsschalter) einschl. Verriegelung
1
APC30 3 Schaltgerätesteuerung für bis zu 6 Felder, max. 30 Schalter (davon 6 Leistungs‐schalter) einschl. Verriegelung
1
QCBAY Schaltgerätesteuerung 1 1 1
OrtFern
Handhabung der LR-Schalterpositionen 1 1 1
LocRemSteuerung
Verwaltung Schalthoheit Lokalsteuerung 1 1 1
TR1ATCC 90 Automatische Spannungskontrolle für Stufenschalter, Einzelsteuerung 1-H11 1-H11 2-H16
TR8ATCC 90 Automatische Spannungskontrolle für Stufenschalter, Parallelsteuerung 1-H15 1-H15 2-H18
TCMYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 6 binäre Eingänge 4 4 4
TCLYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 32 binäre Eingänge 4 4 4
SLGGIO Logik-Drehwählschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung 15 15 15
VSGGIO Mini-Wahlschalter 20 20 20
DPGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 16 16 16
SPC8GGIO Einpolige Einzelsteuerung, 8 Signale 5 5 5
Automation Bit AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 3 3 3
Einzelbefehl, 16 Signale 4 4 4
VCTRSend Horizontale Kommunikation über GOOSE für VCTR 7 7 7
VCTREmpfangen
Horizontale Kommunikation über GOOSE für VCTR 1 1 1
Sekundärsystem-Überwachung
CCSRDIF 87 Stromwandlerkreis-Überwachung 1 2 3
SDDRFUF Spannungswandlerkreis-Überwachung 3 3 3
Logik
SMPPTRC 94 Auslöselogik 2 3 3
TMAGGIO Auslösematrixlogik 12 12 12
Konfiguration logische Funktionen 40-280 40-280 40-280
Konfiguration Q/T-Logikblöcke
Erweiterung Logikpakete
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
6 ABB
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Funktionsblöcke für feste Signale 1 1 1
B16I Umwandlung von Boolescher 16 zu Integer 16 16 16
B16IFCVI Umwandlung von Boolesch 16 in Ganzzahl mit Darstellung logischer Knoten 16 16 16
IB16 Umwandlung von Integer zu Boolescher 16 16 16 16
IB16FVCB Umwandlung von Ganzzahl zu Boolescher 16 mit logischer Knotendarstellung 16 16 16
Überwachung
CVMMXN Messungen 6 6 6
CNTGGIO Ereigniszähler 5 5 5
Ereignis Ereignisfunktion 20 20 20
DRPRDRE Störbericht 1 1 1
SPGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 64 64 64
SP16GGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen, 16 Eingänge 16 16 16
MVGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 24 24 24
BSStartSchrieb
Logik-Signalstatusbericht 3 3 3
RANGE_XP Messwert-Expansionsblock 66 66 66
LMBRFLO Fehlerorter 1-M01 1-M01 1-M01
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 7
Kommunikation
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Stationskommunikation
SPA Kommunikationsprotokoll 1 1 1
LON 1 1 1
IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll 20/1 20/1 20/1
Kommunikationsauswahl zwischen SPA und IEC 60870-5-103 für SLM 1 1 1
DNP3.0 für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll 1 1 1
DNP3.0 Störungsberichte für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll 1 1 1
Redundante Stations-Bus-Kommunikation IEC 61850-8-1, PRP 1 1 1
Parameter Einstellfunktion für IEC 61850 1 1 1
IntlReceive Horizontale Kommunikation über GOOSE für Verriegelung 59 59 59
Binärsignalempfang für GOOSE 10 10 10
Multiple Befehle und Übertragung 60/10 60/10 60/10
Ethernet-Konfiguration von Links 1 1 1
DUODRV Konfiguration Duo Treiber 1-P01 1-P01 1-P01
Kommunikation zur Gegenseite
Binärsignalübertragung empfangen/senden 6/36 6/36 6/36
Übertragung von Analogdaten vom LDCM 1 1 1
Empfang des Binärstatus vom LDCM der Gegenstelle 6/3/3 6/3/3 6/3/3
Signalvergleichsschutz
ZCPSCH 85 Signalvergleich zur Gegenstation-Logik für Distanz- oder Überstromschutz 1-K01 1-K01 1-K01
ZCRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeislogik (WEI Logik) für Distanzschutz 1-K01 1-K01 1-K01
ZCLCPLAL Lokale Beschleunigungslogik 1-K01 1-K01 1-K01
ECPSCH 85 Logik zum Signalvergleichschutz für Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33
ECRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Erdfehlerschutz 1-C31 1-C32 1-C33
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
8 ABB
Grundfunktionen des IED
IEC 61850 Funktionsbeschreibung
In allen Produkten enthaltene Grundfunktionen
IntErrorSig Interne Fehlersignale für die Selbstüberwachung 1
TIME Zeit 1
Zeitsynchronisierung Zeitsynchronisierung 1
ActiveGroup Aktive Parametersätze 1
Test Prüfmodus-Funktionalität 1
ChangeLock Änderungssperrfunktion 1
TerminalID IED-Identifikatoren 1
Productinfo Produktinformationen 1
MiscBaseCommon Versch. Basiswerte 1
IEDRuntimeComp IED Laufzeit Kompensation 1
RatedFreq Bemessungsfrequenz des Netzes 1
SMBI Signalmatrix für Binäreingänge 40
SMBO Signalmatrix für Binärausgänge 40
SMMI Signalmatrix für mA-Eingänge 4
SMAI Signalmatrix für Analogeingänge 24
Sum3Ph Dreiphasige Summierungsblockierung 12
LocalHMI Parameter-Einstellfunktion für HMI in PCM600 1
LocalHMI Signale der lokalen HMI 1
AuthStatus Autoritätsstatus 1
AuthorityCheck Autoritätsprüfung 1
AccessFTP FTP-Zugriff mit Passwort 1
SPACommMap SPA Kommunikationszuordnung 1
DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss 1
DOSOEMAB Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss AB 1
DOSOEMCD Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss CD 1
3. Differentialschutz
Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFDer Hochimpedanz-Differentialschutz (HZPDIF) kannverwendet werden, wenn die involvierten Stromwandlerkernedas gleiche Übersetzungsverhältnis und die gleicheMagnetisierungskennlinie haben. Er arbeitet nach dem Prinzipder Stromsummierung direkt an den externen Stromwandlern.Die Schaltungsanordnung mit dem Reihenwiderstand undspannungsabhängigen Widerstand wird extern am IEDangebracht.
HZPDIF kann zum Schutz von T-Feldern oderSammelschienen verwendet werden. Sechs einsystemigeFunktionsblöcke sind verfügbar, um eine Anwendung für denleiterselektiven Schutz von einer Doppelsammelschiene zuermöglichen.
4. Stromschutz
Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOCDie unverzögerte Leiter-Überstrom-Funktion hat eine geringetransiente Überschwingung und kurze Auslösezeit, wodurch
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 9
sie als eine hoch eingestellte Kurzschlussschutzfunktiongenutzt werden kann.
Vierstufiger Leiter-Überstromschutz OC4PTOCDer vierstufige Leiter-Überstromschutz OC4PTOC verfügtüber eine abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw.definitive Zeitverzögerung, jeweils ohne Abhängigkeitvoneinander für die Stufen 1 und 4. Stufen 2 und 3 sindimmer unabhängig zeitverzögert.
Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenZeitkennlinie stehen alle inversen Zeitverzögerungskennliniennach IEC- und ANSI zur Verfügung.
Die Richtungsfunktion ist mit einem spannungspolarisiertenSpeicher versehen. Die Funktion kann unabhängig von deneinzelnen Stufen als gerichtete bzw. ungerichtete Funktioneingestellt werden.
Individuell kann für jede Stufe eine Blockierungsfunktionbasierend auf der 2. Oberschwingung festgelegt werden.
Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOCDer unverzögerte Erdfehlerschutz (EFPIOC) hat eine geringeEmpfindlichkeit auf transiente Vorgänge und kurzeAuslösezeiten, so dass er als unverzögerter Erdfehlerschutzgenutzt werden kann. Die Reichweite sollte auf weniger als80% der Leitungsstrecke begrenzt werden, wenn dabei dieBedingung gilt, dass die Quellimpedanz der Einspeisung kleinist. EFPIOC kann für die Messung des Erdschlussstroms ausden dreiphasigen Stromeingängen oder für aus einemseparaten Eingang konfiguriert werden. EFPIOC kannblockiert werden, indem der Eingang BLOCK aktiviert wird.
Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOCDie vierstufige Erdfehlerschutzfunktion EF4PTOC verfügt übereine abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw. definitiveZeitverzögerung, die für jede Stufe ohne Abhängigkeitvoneinander einstellbar ist.
Alle zeitverzögerten IEC- und ANSI-Kennlinien sindzusammen mit einer optionalen benutzerdefiniertenCharakteristik verfügbar.
Die gerichtete Funktion beinhaltet 3 Optionen• spannungspolarisiert• strompolarisiert• dual polarisiert
EF4PTOC kann für jede der Stufen unabhängig als gerichtetoder ungerichtet eingestellt werden.
Individuell kann für jede Stufe eine Blockierfunktion basierendauf der 2. Oberschwingung festgelegt werden.
EF4PTOC kann als Hauptschutz für Leiter-Erde-Fehlerverwendet werden.
EF4PTOC kann ebenfalls als Reserveschutz verwendetwerden, z.B. wenn die Hauptschutzeinrichtung aufgrund vonFehlern in der Kommunikation oder im Spannungswandleraußer Betrieb ist.
Die Richtungsauslösung kann mit dem entsprechendenSignalvergleichsverfahren entsprechend der Freigabe- oderder Blockierschaltung kombiniert werden. Die FunktionenStromrichtungsumkehr und Schwacheinspeisung stehenebenfalls zur Verfügung.
EF4PTOC kann für die Messung des Erdfehlerstroms aus dendreiphasigen Stromeingängen oder aus einem separatenEingang konfiguriert werden.
Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOCDer vierstufige Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC hat - für jede Stufe getrennt -eine abhängige bzw. inverse oder eine unabhängige bzw.definite Verzögerung.
Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenKennlinie stehen alle IEC- und ANSI-Zeitverzögerungskennlinien zur Verfügung.
Die Richtungsfunktion ist spannungs-, oder doppelpolarisiert.
NS4PTOC kann unabhängig von den einzelnen Stufen alsgerichteter bzw. ungerichteter Schutz eingestellt werden.
NS4PTOC kann als Hauptschutz bei unsymmetrischenFehlern, Leiter-Leiter-Fehlern, Leiter-Leiter-Erde-Fehlern undLeiter-Erde-Fehlern bzw. Erdfehlern verwendet werden.
NS4PTOC kann verwendet werden, um einen Reserveschutzzu realisieren, wenn der Primärschutz auf Grund einesKommunikations- oder Spannungswandlerausfallsfunktionsunfähig ist.
Die Richtungsauslösung kann mit dem entsprechendenSignalvergleichsverfahren gemäß der Freigabe- oder derBlockierschaltung kombiniert werden. Dabei kann die gleicheLogik wie für Erdfehlerschutz angewandt werden. DieFunktionen Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeisungstehen zur Verfügung.
Empfindlicher gerichteter Erdfehlerschutz undNullleistungsschutz SDEPSDEIn isolierten Netzen oder Netzen mit hochohmiger Erdung istder Erdfehlerstrom deutlich niedriger als dieKurzschlussströme. Weiterhin ist der Betrag desFehlerstromes nahezu unabhängig vom Ort des Fehlers imNetz. Der Schutz kann so ausgewählt werden, dass für dieAuslösegröße auf Grund der vorhandenenLeitererdkapazitäten entweder die Erdfehlerstrom- oder dieNullleistungskomponente 3U0·3I0·cos j genutzt wird. Ebensostehen eine ungerichtete 3I0-Stufe und eine ungerichtete 3U0-Überspannungsauslösestufe zur Verfügung.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
10 ABB
Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante LPTTRDie wachsende Nutzung der Netze an der Grenze derthermischen Belastbarkeit hat zu einem erhöhten Bedarf anthermischem Überlastschutz geführt.
Thermische Überlastungen werden von anderenSchutzfunktionen oftmals nicht erkannt. Mit der Anwendungdes thermischen Überlastschutzes lässt sich das zuschützende Betriebsmittel nah an den thermischen Grenzenbetreiben.
Der thermische Überlastschutz hat eine I2t-Kennlinie miteinstellbarer Zeitkonstante und thermischem Speicher.
Über einen Alarmpegel werden Frühwarnmeldungenausgegeben, die es den Anwendern ermöglichen, schon weitvor dem Auslösen der Leitung Maßnahmen zu ergreifen.
Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTRErreicht die Temperatur eines Leistungstransformators/Generators zu hohe Werte, kann es zu Schaden anBetriebsmitteln kommen: Die Isolierung im Transformator/Generator wird schneller altern. Infolge dessen erhöht sich dieGefahr von internen Leiter-Leiter- bzw. Leiter-Erde-Fehlern.Bei hohen Temperaturen verschlechtert sich die Qualität desTransformator/Generatoröls.
Der thermische Überlastschutz bildet kontinuierlich deninternen Wärmeinhalt des Transformators/Generators(Temperatur) nach. Für diese Bewertung wird einTemperaturmodell mit zwei Zeitkonstanten für denTransformator/Generator genutzt, das auf einerStrommessung basiert.
Es stehen zwei warnende -Pegel zur Verfügung. Auf dieseWeise können Maßnahmen ergriffen werden, bevor dieTemperaturen im Schutzobjekt zu hoch werden. Steigen dieTemperaturen weiter an und erreichen einen Auslösewert,findet eine Auslösung am geschützten Transformator/Generator statt.
Schalterversagerschutz CCRBRFDer Schalterversagerschutz (CCRBRF) gewährleistet eineschnelle Reserveschutzauslösung der umgebendenLeistungsschalter, falls der eigene Leistungsschalter sichnicht öffnet. CCRBRF kann strom- oder kontaktbasiert seinoder eine Kombination dieser beiden Maßnahmen.
Zur Überwachung dient eine Stromfunktion mit extrem kurzerRückfallzeit, um eine hohe Sicherheit gegen ungewolltesAuslösen zu erreichen.
Ein Kontakt-Prüfkriterium kann verwendet werden, wenn derFehlerstrom durch den Leistungsschalter gering ist.
CCRBRF kann entweder ein- oder dreipolig ausgelöstwerden, um die Verwendung von einpoligenAuslösungsanwendungen zu ermöglichen. Für die dreipolige
Version von CCRBRF können die Stromkriterien so eingestelltwerden, dass nur zwei von vier starten, z.B. zwei Leiter oderein Leiter und ein Nullleiter. Dies gibt dem Reserveschutz-Auslösebefehl höhere Sicherheit.
Die Funktion CCRBRF kann als ein- oder dreipoligeAuslösewiederholung des eigenen Leistungsschaltersprogrammiert werden, um ein unnötiges Auslösen derumgebenden Leistungsschalter bei einer fehlerhaftenAuslösung aufgrund von Auslösungen während eines Tests zuverhindern.
Polgleichlaufüberwachung CCRPLDEin offener Leiter kann zu Gegen- und Nullsystemströmeverursachen, die drehende Maschinen thermisch belastenund das unerwünschte Auslösen von Funktionen der Gegen-bzw. Nullstromkomponenten bewirken können.
Zur Korrektur einer solchen Situation wird normalerweise derbetroffene Leistungsschalter ausgelöst. Wenn die Situation andauern sollte, werden dann die umgebendenLeistungsschalter ausgelöst, um die asymmetrischeLastsituation beenden.
Die Polgleichlauf-Funktion CCRPLD löst auf Basis vonInformationen aus, die bei Bedarf von den Hilfskontakten desLeistungsschalters hinsichtlich der drei Pole und zusammenmit zusätzlichen Kriterien vom asymmetrischen Stromeingehen.
Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUPDer gerichtete Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUP kann verwendet werden, wenn ein hoher/niedrigeraktiver, reaktiver oder Scheinleistungs-Schutz oder -Alarmerforderlich ist. Die Funktionen können alternativ auch zurÜberprüfung der Richtung des aktiven bzw. reaktivenEnergieflusses innerhalb des Netzes genutzt werden. Es gibteine Reihe von Anwendungen, bei denen eine solche Funktionerforderlich ist. Hierfür einige Beispiele:
• Erkennung der Richtungsumkehr des Wirkleistungsflusses• Erkennung eines hohen Blindleistungsflusses
Jede Funktion besteht aus zwei Stufen mitstromunabhängiger Verzögerung. Rückfallzeiten für beideSchritte können ebenfalls eingestellt werden.
Leiterbrucherkennung BRCPTOCDer Hauptzweck der Leiterbrucherkennung (BRCPTOC) istdie Erkennung von Leiterunterbrechungen in Freileitungen undKabeln (Serienfehler). Die Erkennung kann zur Alarm- oderLeistungsschalterauslösung verwendet werden.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 11
5. Spannungsschutz
Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUVUnterspannungen können in elektrischen Übertragungs- undVerteilungsnetzen bei Störungen oder abnormalenBetriebsbedingungen auftreten. Der zweistufigeUnterspannungsschutz (UV2PTUV) kann zum Auslösen desLeistungsschalters, um einen Netzwiederaufbau nach einergroßen Netzstörung vorzubereiten oder als ein Reserveschutzmit Langzeitverzögerung für den Hauptschutz fungieren.
UV2PTUV verfügt über zwei Spannungsstufen, jede mitabhängigen bzw. inversen oder festen Zeitverzögerungen.
Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOVÜberspannungen entstehen im Netz bei abnormalenBetriebsbedingungen, z.B. ein plötzlicher Leistungsabfall,fehlgeschlagene Regulierung des Stufenstellers oder offeneLeitungsenden bei langen Leitungen usw.
Der zweistufige Überspannungsschutz (OV2PTOV) kann alsErkennungsfunktion für offene Leitungsenden verwendetwerden und wird dann mit der gerichtetenLeistungsschutzfunktion kombiniert oder alsSpannungsüberwachung im Netz eingesetzt. Wenn dieFunktion anspricht, bewirkt die Funktion einen Alarm, schaltetDrosselspulen ein oder Kondensatorbanken aus.
OV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Jede davonverfügt über eine abhängige bzw. inverse oder eine definiteZeitverzögerung.
OV2PTOV verfügt über ein hohes Rückfallverhältnis, um eineEinstellung nahe an der Betriebsspannung des Systems zuermöglichen.
Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVVerlagerungsspannungen können im System während Erd-Fehlern entstehen.
Der zweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVberechnet die Verlagerungsspannung von den drei einpoligenSpannungseingangswandlern oder misst sie direkt an einemSpannungseingangswandler, der von einer offenenDreieckswicklung oder einem Sternpunkt-Spannungswandlereingespeist wird.
ROV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Beideverfügen über eine abhängige bzw. inverse oder eineunabhängige Zeitverzögerung.
Die Rückfallverzögerung stellt den Betrieb beiintermittierenden Erdfehlern sicher.
Spannungsdifferenzschutz VDCPTOVEs steht eine Spannungsdifferenzüberwachungsfunktion zurVerfügung. Sie vergleicht die Spannungen aus den beidendreipoligen Sätzen der Spannungswandler und verfügt übereine empfindliche Alarmstufe und eine Auslösestufe.
Spannungslosigkeitsüberwachung LOVPTUVDie Spannungslosigkeitsüberwachung (LOVPTUV) kann inNetzen mit automatischer Funktion für den Netzwiederaufbauverwendet werden. LOVPTUV gibt einen dreipoligenAuslösebefehl an den Leistungsschalter aus, wenn alle dreiLeiter-Erde-Spannungen länger als die vorgegebene Zeitunter den Sollwert sinken und der Leistungsschalter dabeigeschlossen bleibt.
6. Frequenzschutz
Unterfrequenzschutz SAPTUFUnterfrequenzen treten auf, wenn die erzeugte Leistung imNetz nicht ausreicht.
Der Unterfrequenzschutz SAPTUF wird inLastabwurfsystemen, beim Netzwiederaufbau, beimGasturbinenstart usw. eingesetzt.
SAPTUF ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.
Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessungund erfordert zwei Leiter-Leiter- oder drei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. Ausführliche Informationen überden Anschluss analoger Eingänge finden Sie imAnwendungshandbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien
Überfrequenzschutz SAPTOFDie Überfrequenzschutz-Funktion SAPTOF kann überall dortangewendet werden, wo eine zuverlässige Erkennung hoherBetriebsfrequenzen in elektrischen Hochspannungsnetzenerforderlich ist.
Überfrequenzen treten bei plötzlichem Lastabfall oder beiStörungen in Nebenschlussstromkreisen (Shunts) derelektrischen Hochspannungsnetze auf. Störungen an denGeneratorenreglern können in der näheren Umgebung desNetzanschlusspunktes ebenfalls zu Überfrequenzen führen.
SAPTOF kann in Lastabwurfsystemen und Systemen für denNetzwiederaufbau eingesetzt werden. Sie wird auch alsFrequenzstufe zur Lastwiederzuschaltung verwendet.
SAPTOF ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.
Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessungund erfordert zwei Leiter-Leiter- oder drei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. Ausführliche Informationen überden Anschluss analoger Eingänge finden Sie imAnwendungshandbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien
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Frequenzänderungsschutz SAPFRCDie Funktion zum Frequenzänderungsschutz (SAPFRC) lieferteine frühzeitige Anzeige bei einer größeren Störung im Netz.SAPFRC kann in Lastabwurfsystemen und Systemen für denNetzwiederaufbau eingesetzt werden. SAPFRC ist in derLage, zwischen einer positiven oder negativenFrequenzänderung zu unterscheiden.
SAPFRC ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet. Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessung und erfordert zwei Leiter-Leiter- oderdrei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. AusführlicheInformationen zum Anschluss analoger Eingänge finden Sieunter Anwendungs-Handbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien.
7. Multifunktionsschutz
Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPCDer allgemeine Strom- und Spannungsschutz (CVGAPC) kannals Stromgegenkomponentenschutz (Schieflastschutz) zurErkennung unsymmetrischer Situationen verwendet werden,wie z. B. Leiterbruch oder unsymmetrischer Fehler.
CVGAPC kann außerdem eingesetzt werden, um dieLeiterauswahl bei hochohmigen Erdfehlern außerhalb derReichweite des Distanzschutzes an der Übertragungsleitungzu verbessern. Drei Funktionen werden verwendet, die denErdfehlerstrom, die Leiterströme und jede der drei Leiter-Erde-Spannungen messen. Auf diese Weise wird eine Impedanzaus den Lastströmen ermittelt, und dieses Ergebnis wird dannin Verbindung mit der Erkennung des Erdfehlers aus demgerichteten Erdfehlerschutz benutzt.
8. Sekundärsystem-Überwachung
Stromwandlerkreis-Überwachung CCSRDIFOffene oder kurzgeschlossene Stromwandlerwicklungenkönnen ungewollte Auslösungen vieler Schutzfunktionen wiez.B. Differentialschutz-, Erdfehlerschutz- undGegensystemstromschutz-Funktionen (Schieflastschutz) zurFolge haben.
Es muss beachtet werden, dass bei einem offenenStromwandlerkreis die Schutzfunktionen während dieser Zeitblockiert werden müssen und sehr hohe Spannungen imSekundärkreis des Stromwandlers auftreten.
Die Stromwandlerkreis-Überwachungsfunktion (CCSRDIF)vergleicht den Nullstrom aus einem Satz vonStromwandlerkernen mit dem Sternpunktstrom an einemseparaten Eingang aus einem anderen Stromwandlersatz.
Sind die beiden Messgrößen unterschiedlich, ist ein Fehler imStromwandlerkreis vorhanden und sie werden als Alarm oderzur Blockade der Schutzfunktion verwendet, von der erwartetwird, dass sie eine ungewollte Auslösung generieren würde.
Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUFZiel der Spannungswandlerkreis-Überwachung (SDDRFUF) istes, Spannungsmessfunktionen bei Fehlern im Sekundärkreiszwischen dem Spannungswandler und dem Gerät zublockieren, um unerwünschte Überfunktionen zu vermeiden.
Die Überwachungsfunktion für den Sicherungsautomatenfallverfügt im Prinzip über drei verschiedene Algorithmen,basierend auf Gegen- und Nullsystemgrößen und einemzusätzlichen Leiter-Leiter-Spannungs- und Leiter-Leiter-Stromalgorithmus.
Der Gegensystem-Erkennungsalgorithmus wird für Geräteempfohlen, die in isolierten oder hochohmig geerdetenNetzwerken verwendet werden. Er basiert auf dengemessenen Werten des Nullsystems, einem hohenSpannungswert im Gegensystem 3·U2 jedoch ohne das
Vorhandensein des Gegensystemstroms 3·I2.
Der Nullsystemerkennungsalgorithmus wird für Geräteempfohlen, die in niederohmig geerdeten Netzen verwendetwerden. Er basiert auf den gemessenen Werten desNullsystems, eines hohen Spannungswerts 3U0 ohne
Fehlerstrom 3I0.
Zur besseren Anpassung wurde eineBetriebsarteinstellmöglichkeit eingeführt, die es ermöglicht,die Betriebsbedingungen für gegensystem- undnullsystembasierte Funktionen auszuwählen. Die Auswahlverschiedener Betriebsarten ermöglicht die Auswahlverschiedener Interaktionen zwischen dem gegensystem- undnullsystembasierten Algorithmus.
Ein Kriterium, das auf den Differenzstrom- undDifferenzspannungsmessungen basiert, kann dieSpannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion hinzugefügtwerden, um einen dreipoligen Automatenfehler zu erkennen,der in der Praxis eher mit einerSpannungswandlerumschaltung bei Schalthandlungen auftritt.
9. Steuerung
Synchrocheck, Einschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYNDie Synchrocheck-Funktion ermöglicht das Schließenasynchroner Netze zum richtigen Zeitpunkt, unterBerücksichtigung der Schalterschließzeit, wodurch dieNetzstabilität verbessert wird.
Die Funktionen Synchrocheck, Einschaltprüfung undSynchronisierung (SESRSYN) prüft, ob alle Spannungen anbeiden Seiten des Leistungsschalters synchron sind oderstellen bei einer spannungslosen Seite sicher, dass dasSchließen sicher verläuft.
Die Funktion SESRSYN umfasst ein integriertesSpannungsauswahlschema für Anordnungen mit Doppel-
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Sammelschienen und Eineinhalb-Leistungsschalter- oder Ring-Sammelschienen.
Manuelles Einschalten sowie auch automatischesWiedereinschalten kann von dieser Funktion freigegebenwerden und kann über verschiedene Einstellungen verfügen.
Für Systeme, die asynchron laufem, wird eineSynchronisierungsfunktion angeboten. Der hauptsächlicheZweck der Synchronisierungsfunktion besteht darin,kontrolliertes Einschalten von Leistungsschaltern zugewährleisten, wenn zwei asynchrone Systeme miteinanderverbunden werden sollen. Es wird für Frequenzdifferenzesverwendet, die größer sind als solche für den Synchrotestund kleiner als das eingestellte Maximallevel für dieSynchronisierungsfunktion.
Automatische Wiedereinschaltung SMBRRECDie automatische Wiedereinschalt-Funktion (SMBRREC)gestattet schnelles bzw. verzögertes Wiedereinschalten füreinfache oder Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen.
Bis zu fünf Wiedereinschaltversuche können in derParametereinstellung gesetzt werden. Der erste Versuch kannein- bzw. dreipolig entsprechend der Fehlerart ausgeführtwerden.
Für Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen sind Mehrfach-Wiedereinschalt-Funktionen vorhanden. Eine Prioritätsfunktiongestattet, zuerst nur einen Leistungsschalter zu schließen undden zweiten erst dann zu schließen, wenn der Fehler sich alsvorübergehend erwiesen hat.
Jede automatische Wiedereinschalt-Funktion kann sokonfiguriert werden, dass sie mit einer Synchrocheckfunktionzusammenarbeitet.
Schaltgerätesteuerung APCDie Gerätesteuerungsfunktionen werden zur Steuerung undÜberwachung der Leistungsschalter, Trenner undErdungsschalter innerhalb eines Feldes verwendet. DieFunktionsfreigabe wird nach Evaluierung der Bedingungenvon anderen Funktionen wie Verriegelung, Synchrocheck,Bedienerplatzauswahl und externen oder internenBlockierungen gegeben.
Gerätesteuerfunktionen:• Anwendung des Auswahl vor der Ausführung-Prinzips zur
Gewährleistung einer hohen Zuverlässigkeit• Auswahlfunktion zur Verhinderung von gleichzeitigem
Schalten• Auswahl und Überwachung der Schalthoheit• Befehlsüberwachung• Blockieren/entsperren der Steuerung• Blockieren/entsperren der Aktualisierung von
Stellungsanzeigen• Substitution von Stellungsanzeigen• Umgehen von Verriegelungsbedingungen
• Umgehen des Synchrochecks• Schaltspielzähler• Zwischenstellungsunterdrückung
Es können zwei Arten von Befehlsmodellen verwendet werden:• das direkte Modell mit normaler Sicherheit;• das SBO-Modell (Select-Before-Operate bzw. Auswahl vor
der Ausführung) mit erweiterter Sicherheit.
Bei normalen Sicherheitseinstellungen wird der Befehlverarbeitet und die resultierende Stellung wird nichtüberwacht. Bei erweiterten Sicherheitseinstellungen wird derBefehl verarbeitet und die resultierende Stellung wirdüberwacht.
Normale Sicherheit bedeutet, dass nur der Befehlausgewertet und die resultierende Schaltstellung nichtüberwacht wird. Erweiterte Sicherheitseinstellungen bedeutet,dass der Befehl über eine zusätzliche Überwachung desStatuswerts des Kontrollobjekts ausgewertet wird. DieBefehlssicherheit mit erweiterten Sicherheitseinstellungenwird mit einer Stammfunktion für den DienstCommandTermination immer beendet.
Bei entsprechender Definition kann der Steuerungsbetriebvon der lokalen HMI aus unter der Berechtigungskontrolleausgeführt werden.
VerriegelungDie Verriegelungsfunktion dient der Blockierung derMöglichkeit des Schaltens von primären Schaltgeräten - wennsich beispielsweise ein Trenner unter Last befindet, umSachschäden und/oder zufällige Körperverletzungen zuverhindern.
Für alle Gerätesteuerungsfunktionen gibt esVerriegelungsmodule für verschiedene Schaltfelder, wobeijede Funktion die Verriegelung eines Feldes bewerkstelligt.Die Verriegelungsfunktion ist auf jedes IED verteilt und nichtvon einer zentralen Funktion abhängig. Für die stationsweiteVerriegelung kommunizieren die IED über den Stationsbus(IEC 61850-8-1) oder mittels der Nutzung vonfestverdrahteten Binärein-/ausgängen. DieVerriegelungsbedingungen sind von derSchaltanlagenanordnung und den zu einem beliebigenZeitpunkt gegebenen Gerätepositionsstatus abhängig.
Zur einfachen und sicheren Implementierung derVerriegelungsfunktion wird das IED mit standardisierten undgeprüften Software-Verriegelungsmodulen geliefert, die eineLogik für die Verriegelungsbedingungen enthalten. Um denkonkreten Anwender-Bedürfnissen gerecht werden zukönnen, lassen sich die Verriegelungsbedingungen durchHinzufügung einer mit dem Grafik-Konfigurations-Toolkonfigurierbaren Logik verändern.
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Spannungsregelung TR1ATCC, TR8ATCC, TCMYLTC undTCLYLTCDie Spannungsregelungs-Funktionen, automatischeSpannungsregelung für den Stufensteller, EinzelregelungTR1ATCC, Automatische Spannungsregelung für denStufensteller, Parallelregelung TR8ATCC und undStufenstellerregelung und -überwachung, 6 BinäreingängeTCMYLTC sowie Stufenstellerregelung und -überwachung, 32Binäreingänge TCLYLTC werden eingesetzt, um dieLeistungstransformatoren mit einem motorgetriebenenStufensteller zu regeln. Die Funktionen bieten eineautomatische Spannungsregelung an der Sekundärseite vonTransformatoren oder alternativ an einem weiter entferntenLastpunkt im Netz.
Sowohl die Regelung eines einzelnen Transformators als auchdie Regelung von bis zu acht Transformatoren imParallelbetrieb ist möglich. Für die Parallelsteuerung vonLeistungstransformatoren stehen drei alternative Methodenzur Verfügung: die Master-Follower-Methode, die Kreisstrom-Methode und die Methode der Reaktanzumkehr. Bei denbeiden erstgenannten Methoden ist der Austausch vonInformationen zwischen den parallel geschaltetenTransformatoren erforderlich, was im IEC 61850-8-1vorgesehen ist.
Die Spannungsregelung beinhaltet viele zusätzlicheFunktionen wie beispielsweise die Möglichkeit derVermeidung des gleichzeitigen Auslösens von parallelgeschalteten Transformatoren, die Hot Standby-Regelungeines Transformators in einer Gruppe, mit der er auch dannnoch in eine korrekte Stufenstellung gebracht wird, wenn derLeistungsschalter auf der Unterspannungsseite offen ist, dieKompensation einer möglichen Kondensatorenreihe auf demunterspannungsseitigen Feld eines Transformators, dieumfangreiche Stufenstellerüberwachung, einschließlich desKontaktverschleißes und der Hunting-Erkennung, dieÜberwachung des Stromflusses im Transformator, so dassbeispielsweise die Spannungsregelung bei Stromumkehrblockiert werden kann, usw.
Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGGIODer Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung (SLGGIO) wird verwendet, um eine ähnlicheWahlschalter-Funktion wie die eines Hardware-Wahlschalterszu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imVersorgungsbereich häufig eingesetzt, um verschiedeneFunktionen verfügbar zu haben, die mit voreingestelltenWerten arbeiten. Hardware-Schalter sind jedochwartungsintensiv, weniger verlässlich innerhalb des Systemsund führen zu einem größeren Ersatzteilbedarf. MitLogikwahlschaltern fallen diese Probleme weg.
Mini-Wahlschalter VSGGIODer Funktionsblock des Mini-Wahlschalters VSGGIO ist eineMehrzweckfunktion für eine ganze Reihe von Anwendungenund dient als Allzweckschalter.
Der VSGGIO kann vom Menü oder von einem Symbol aufdem Übersichtsschaltbild (SLD) der lokalen HMI aus gesteuertwerden.
Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GGIODer Funktionsblock "Allgemeiner Einzelbefehl", 8 Signale(SPC8GGIO), ist eine Sammlung von 8 Einzelbefehlen. Aufdiese Weise können einfache Befehle ohne Bestätigung direktan die Relais-Ausgänge gesendet werden. Die Bestätigung(Status) des Ergebnisses der Befehle kann auf anderem Wegeerfolgen, z. B. durch Binäreingänge und SPGGIO-Funktionsblöcke.
Einzelbefehl, 16 SignaleDie Geräte können Befehle von einemStationsleittechniksystem oder vom lokalen HMI erhalten. DerBefehls-Funktionsblock hat Ausgänge, die z.B. zur Steuerungvon Hochspannungsschaltgeräten oder für andere, vomBenutzer festgelegte Funktionen genutzt werden können.
10. Signalvergleichsschutz
Signalvergleichsschutz zur Gegenstation – Logik für Distanz-oder Überstromschutz ZCPSCHUm bei allen Leitungsfehlern eine sofortige Fehlerbeseitigungzu erreichen, ist ein Signalvergleichsverfahren mitÜbertragung binärer Signale vorhanden. Alle Verfahren fürden Vergleichsschutz mit binären Signalübertragung zurGegenstation - wie z. B. Mitnahmeschaltung,Freigabeschaltung, Blockieren, Beschleunigungsschaltung,direkte Mitnahmeschaltung usw. - sind verfügbar.
Das eingebaute Kommunikationsmodul (LDCM) kann für denSignalaustausch zur Gegenstation verwendet werden, wennvorhanden.
Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik fürDistanzschutzfunktion ZCWPSCHDie Stromrichtungsumkehrfunktion soll unerwünschteAuslösungen infolge von Stromrichtungsumkehr bei derNutzung von Signalvergleichschutz nach demFreigabeverfahren mit Überreichweite bei Anwendungen aufParallelleitungen vermeiden, wenn sich die Überreichweitevon den beiden Enden auf der Parallelleitung überlappt.
Die Schwacheinspeiselogik wird in den Fällen genutzt, indenen die Scheinleistung hinter dem Schutz zu niedrig seinkönnte, um den Distanzschutz zu aktivieren. Bei Aktivierungführen das empfangene Signal und die lokalenUnterspannungskriterien sowie die fehlendeRückwartszonenauslösung zu einer unverzögerten Auslösung.
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Das Empfangssignal wird auch als Echo zurückgesendet, umdie Auslösung auf der Sendeseite zu beschleunigen.
Dreileiter- oder leiterbezogene Logiken sind verfügbar.
Lokale Beschleunigungslogik ZCLCPLALUm bei Störungen eine rasche Fehlerbereinigung zuerreichen, kann die lokale Beschleunigungslogik (ZCLCPLAL)genutzt werden. Diese Logik ermöglicht eine rascheFehlerabschaltung bei bestimmten Zuständen, kann abereinen Kommunikationskanal nicht vollständig ersetzen.
Die Logik kann entweder durch die automatischeWiedereinschaltung (Zonenerweiterung) oder durch denVerlust des Laststroms (Lastwegfall-Beschleunigung)gesteuert werden.
Signalvergleichsschutz zur Gegenstation – Logik für Leiter-Überstromschutz ECPSCHUm ein schnelles Ausschalten bei Erdfehlern an dem Teil derLeitung zu erreichen, der nicht durch die unverzögerte Stufedes Distanzschutzes abgedeckt ist, kann hierbei eingerichteter Erdfehlerschutz mit einer Logik für denSignalvergleich unterstützt werden, dieKommunikationskanäle verwendet.
Im Richtungsvergleichsschutz müssen die Informationen derFehlerstromrichtung an das andere Ende der Leitungübertragen werden. Mit dem Richtungsvergleich kann einekurze Auslösezeit des Schutzes, einschließlich derKanalübertragungszeit, erreicht werden. Diese kurzeAuslösezeit ermöglicht eine schnelle automatischeWiedereinschaltung nach der Fehlerbeseitigung.
Das Kommunikationslogik-Modul für den gerichtetenErdfehlerschutz ermöglicht Vergleichsverfahren fürBlockierungen sowie Mitnahme- und Freigabeverfahren. DieLogik kann außerdem durch eine weitere Logik fürSchwacheinspeisung und Stromumkehr, die in der Funktionzum Erdfehlerschutz (ECRWPSCH) enthalten ist, unterstütztwerden.
Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik fürÜberstromschutz ECRWPSCHDie Stromrichtungsumkehr- und Schwacheinspeiselogik fürÜberstromschutz ECRWPSCH ist eine Ergänzung zurSignalvergleichs-Kommunikationslogik für den anderenÜberstromschutz ECPSCH.
Um eine schnelle Fehlerklärung für alle Erdfehler in derLeitung zu erreichen, kann die gerichtete Erdfehler-Schutz-Funktion mit Logik für den Signalvergleich unterstützt werden,die Kommunikationskanäle verwendet.
Die IEDs der 670-Serie sind aus diesem Grund mitKommunikationslogiken für verschiedeneSignalvergleichsverfahren ausgerüstet.
Wenn beide Enden einer Parallelleitung an jeweils gleichenSammelschienen der verschiedenen Stationen angebundensind, können bei Verwendung desSignalvergleichsschutzverfahrens mit Freigabeschaltung(Überreichweite) auf Grund der möglichenStromrichtungsumkehr unselektive Auslösungen auftreten.Diese unerwünschten Auslösungen könnten sich auf dieungestörte Leitung auswirken, wenn der Fehler auf deranderen parallelen Leitung beseitigt wird. Diese fehlendeSicherheit kann zum Totalverlust der Verbindung zwischenden beiden genannten Stationen führen. Um Störungen dieserArt zu vermeiden, kann die Fehlerstrom-Richtungsumkehrlogik (kurzzeitige Blockierungslogik)verwendet werden.
Signalvergleichsschutzverfahren für den Erdfehlerschutzkönnen grundsätzlich nur betrieben werden, wenn der Schutzim IED an der Gegenseite den Fehler richtig erkennen kann.Für die Erkennung ist ein ausreichender minimalerErdfehlerstrom an diesem IED-Einbauort erforderlich. DerFehlerstrom kann auf Grund eines geöffnetenLeistungsschalters oder Nullsystemimpedanz der Einspeisungzu gering sein. Um diese Missstände zu überwinden, wird dieSchwacheinspeiselogik (WEI) verwendet.
11. Logik
Auslöselogik SMPPTRCEin Funktionsblock für die Schutzauslösung wird für jeden inder Auslösung des Fehlers beteiligten Leistungsschalter zurVerfügung gestellt. Er liefert Pulsverlängerung, um einenAuslösepuls von ausreichender Länge sicherzustellen, sowiejede notwendige Funktionalität für die richtigeZusammenarbeit mit automatischenWiedereinschaltfunktionen.
Der Auslösefunktionsblock enthält Funktionen für Folgefehlerund Schalterblockierung.
TMAGGIO - AuslösematrixlogikDie Auslösematrix-Logikfunktion TMAGGIO wird verwendet,um Auslösesignale und andere logische Ausgangssignale anverschiedene Ausgangskontakte am IED weiterzuleiten.
Die Ausgangssignale und die physischen Ausgänge vonTMAGGIO gestatten dem Benutzer, die Signale entsprechendden spezifischen Bedürfnissen der Anwendung an diephysischen Auslöseausgänge anzupassen.
Konfigurierbare logische FunktionsblöckeEine Reihe von Logikblöcken und Zeitgebern stehen demBenutzer für die Anpassung der Konfiguration ananwendungseigene Anforderungen zur Verfügung.
• ODER (OR) Funktionsblock
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• NICHT (INVERTER) Funktionsblöcke, die dieEingangssignale umkehren.
• IMPULSZEITGLIED (PULSETIMER) Dieser Funktionsblockkann z.B. für Impulserweiterungen oder zur Begrenzungdes Ansprechens von Ausgängen verwendet werden.
• GATTER (GATE) Dieser Funktionsblock kann dafürverwendet werden zu bestimmen, ob ein Signal vomEingang an den Ausgang übertragen werden soll oder nicht.
• EXKLUSIVE-ODER (XOR) Funktionsblock
• SCHLEIFENVERZÖGERUNG (LOOPDELAY) DieserFunktionsblock wird verwendet, um ein Ausgangssignal umeinen Ausführungskreis zu verzögern.
• EINSTELLBARES ZEITGLIED (TIMERSET) DieserFunktionsblock hat mit dem Eingangssignal verbundeneansprechwert- und rücksetzverzögerte Ausgänge. DasZeitglied hat eine einstellbare Zeitverzögerung.
• UND (AND) Funktionsblock
• SR-SPEICHER (SRMEMORY) Dieser Funktionsblock ist einFlipflop-Speicher, der einen Ausgang von zwei Eingängensetzen oder zurücksetzen kann. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist. DieSpeichereinstellung, wenn der Ausgang des Blockszurückgesetzt wird oder in den Status nach einemStromausfall zurückkehren soll. Der gesetzte Eingang hatVorrang.
• RS-SPEICHER (RSMEMORY) Dieser Funktionsblock ist einFlipflop-Speicher, der einen Ausgang von zwei Eingängenzurücksetzen oder setzen kann. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist. DieSpeichereinstellung, wenn der Ausgang des Blockszurückgesetzt wird oder in den Status nach einemStromausfall zurückkehren soll. Der zurückgesetzte Einganghat Vorrang.
Erweitertes LogikpaketDas erweiterte Logikblockpaket enthält eine zusätzlicheAuslösematrixlogik und konfigurierbare Logikblöcke.
Funktionsblock für feste SignaleDie Festsignalfunktion (FXDSIGN) erzeugt verschiedenevordefinierte (feste) Signale, die zur Gerätekonfigurationgenutzt werden können, um an ungenutzten Eingängenanderer Funktionsblöcke einen bestimmten Wert/Pegel zuerzwingen oder um eine bestimmte Logik zu erzeugen.
12. Überwachung
Messungen CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQIDie Messfunktionen werden benutzt, um online Informationenaus dem Gerät zu erhalten. Diese Betriebswerte ermöglichendie Online-Anzeige der Informationen auf der lokalen HMI undin der Stationsleittechnik über:
• gemessene Spannungen, Ströme, Frequenz, Wirk-,Blind- und Scheinleistung und Leistungsfaktor,
• primare und sekundäre Zeigergrößen• Mit-, Gegen- und Nullströme und -spannungen,• mA, Eingangsströme• Impulszähler,
Überwachung von mA-EingangssignalenDer Hauptzweck der Funktion ist, Signale von verschiedenenMessumformern zu messen und zu verarbeiten. Viele in derProzesssteuerung verwendeten Einrichtungen stellenverschiedene Parameter wie Frequenz, Temperatur undBatteriegleichspannung als niedrige Stromwerte, gewöhnlichim Bereich 4-20 mA oder 0-20 mA, dar.
Alarmgrenzen können eingestellt und als Schwellwertschalterverwendet werden, z.B. um Auslöse- oder Alarmsignale zuerzeugen.
Die Funktion setzt voraus, dass der IED mit dem mA-Eingangsmodul ausgerüstet ist.
Ereigniszähler CNTGGIODer Ereigniszähler (CNTGGIO) hat sechs Zähler, in denengespeichert wird, wie oft jeder Zählereingang aktiviert wurde.
Stördatenaufzeichnung DRPRDREVollständige und zuverlässige Informationen über Störungenim Primär- bzw. Sekundärsystem sowie eine durchgängigeEreignisprotokollierung sind durch die Funktion"Stördatenbericht" gewährleistet.
Die Stördatenaufzeichnung DRPRDRE, die immer im IEDenthalten ist, erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die am Funktionsblockkonfiguriert sind, d.h. von maximal 40 Analog- und 96Binärsignalen.
Die Stördatenaufzeichnungsfunktion besteht aus mehrerenTeilfunktionen:
• Ereignisliste• Anzeigen• Ereignisaufzeichnung• Auslösewert-Aufzeichnung• Störschreiber• Fehlerorter
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Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität hinsichtlichKonfiguration, der Start-Bedingungen, Aufzeichnungszeitensowie eine große Speicherkapazität gekennzeichnet.
Der Start einer Stördatenaufzeichnung erfolgt überEingangssignale der Funktionsblöcke AxRADR oder BxRBDR.Alle Signale vom Beginn der Vor-Fehler-Zeit bis zum Ende derNach-Fehler-Zeit werden in die Aufzeichnung eingeschlossen.
Jede Stördatenaufzeichnung wird im Standard-Comtrade-Format im IED gesichert. Mehrere aufeinanderfolgendeEreignisse werden in einem Ringspeicher kontinuierlichgesichert. Die lokale HMI wird verwendet, um Informationenüber die Aufzeichnungen zu erhalten. Die Dateien derStördatenaufzeichnung können in das PCM600 geladenwerden, um eine weitergehende Analyse mithilfe desStördatenauswerte-Tools zu ermöglichen.
Ereignisliste DRPRDREEine kontinuierliche Ereignisprotokollierung ist nützlich, umeine Übersicht über die Funktion des Systems zu erhalten.Diese Funktion ist eine Ergänzung spezifischerStörschreiberfunktionen.
Die Ereignisliste protokolliert alle mit derStördatenaufzeichnungsfunktion verbundenenBinäreingangssignale. Die Liste kann bis zu 1000 mitZeitstempel versehene Ereignisse, gesichert in einemRingspeicher, enthalten.
Anzeigen DRPRDREUm schnelle, zusammengefasste und zuverlässigeInformationen über Störungen im Primär- bzw. imSekundärsystem zu bekommen, ist es wichtig, z.B.Binärsignale, die während der Störung den Status geänderthaben, zu kennen. Diese Information wird als Kurzübersichtgenutzt, um Informationen unkompliziert über die LHMI zuerhalten.
Es gibt drei LEDs am LHMI (grün, gelb und rot), dieStatusinformationen über das Gerät und dieStörschreiberfunktion (ausgelöst) anzeigen.
Die Anzeigelistefunktion zeigt alle ausgewählten, mit derStörschreiberfunktion verbundenen Binäreingangssignale, dieden Status während der Störung geändert haben.
Ereignisaufzeichnung DRPRDRESchnelle und vollständige Informationen über Störungen imPrimär- bzw. im Sekundärsystem sind wichtig, z.B. Ereignissemit Zeitstempel, die während einer Störung protokolliertwurden. Diese Informationen werden für verschiedenekurzfristige (z.B. Korrekturmaßnahmen) und langfristigeZwecke (z.B. Funktionsanalyse) verwendet.
Die Ereignisaufzeichnung protokolliert alle ausgewähltenBinäreingangssignale, die mit der Funktion Stördatenberichtverbunden sind. Jede Aufzeichnung kann bis zu 150 miteinem Zeitstempel versehene Ereignisse enthalten.
Die Informationen der Ereignisaufzeichnung stehen für dieStörungen lokal im Gerät zur Verfügung.
Die Informationen der Ereignisaufzeichnung sind festerBestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).
Auslösemesswert-Aufzeichnung DRPRDREInformationen zu den Messwerten vor und während desStörfalles für Ströme und Spannungen sind für dieStörfallanalyse verfügbar.
Die Auslösemesswertaufzeichnung kalkuliert die Werte allergewählten Analogeingangssignale, die mit derStördatenaufzeichnungfunktion verbunden sind. Das Ergebnisist der Betrag und der Phasenwinkel vor und während desFehlers für jedes analoge Eingabesignal.
Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung stehenfür alle Störungen lokal im IED zur Verfügung.
Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung sindintegrierter Bestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).
Störschreiber DRPRDREDie Funktion "Störschreiber" liefert schnelle, vollständige undzuverlässige Informationen über Störungen im Energiesystem.Sie erleichtert das Verstehen des Systemverhaltens undzugehöriger Primär- und Sekundäreinrichtungen während undnach einer Störung. Die aufgezeichneten Informationenwerden für verschiedene kurzfristige (z.B.Korrekturmaßnahmen) und langfristige Zwecke (z.B.Funktionsanalyse) verwendet.
Der Störschreiber erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die mit derStörschreiberfunktion verbunden sind (maximal 40 analogeund 96 binäre Signale). Die Binärsignale sind dieselbenSignale wie die unter der Ereignisaufzeichnungsfunktionverfügbaren.
Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität charakterisiert undnicht von der Auslösung von Schutzfunktionen abhängig. Siekann von den Schutzfunktionen nicht erkannte Störungenaufzeichnen. Bis zu zehn Sekunden verstreichen, bis derAugenblick der Auslösung in der Störungsdatei gespeichertwird.
Die auf die letzten 100 Störungen bezogenen Informationendes Störschreibers werden im IED gespeichert. Die Liste derAufzeichnungen kann über die lokale HMI betrachtet werden.
EreignisfunktionBei Anwendung eines Stations-Automatisierungssystems mitLON- oder SPA-Kommunikation können mit Zeitstempelversehene Ereignisse bei einer Änderung bzw. regelmäßigvom IED zur Stationsebene gesendet werden. DieseEreignisse werden aus beliebigen verfügbaren Signalen imIED, die an den Ereignisfunktion (EVENT) angeschlossen sind,
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erzeugt. Der Ereignisfunktionsblock wird für die LON undSPAkommunikation eingesetzt.
Analog- und Doppelanmeldungen werden auch durch dieEreignisfunktion übertragen.
Generische E/A-Kommunikationsfunktionen SPGGIO gemäßIEC 61850Die generische IEC 61850 E/A Signalübertragungsfunktion(SPGGIO), dient dazu, ein logisches Einzelsignal an andereSysteme oder Geräte in der Schaltanlage zu senden.
Generische E/A-Kommunikationsfunktionen MVGGIO gemäßIEC 61850Die allgemeinen E/A-Kommunikationsfunktionen nach IEC61850 (MVGGIO) werden dazu verwendet, denMomentanwert eines Analogausgangs an andere Systemeoder Ausrüstungsteile innerhalb der Schaltanlage zu senden.Er kann außerdem im gleichen IED verwendet werden, umeinem analogen Wert einen BEREICH-Aspekt zuzuordnen,und um die Messwertüberwachung dieses Wertes zuermöglichen.
Messwert-Expansionsblock RANGE_XPFunktionen zur Strom- und Spannungsmessung (CVMMXN,CMMXU, VMMXU und VNMMXU), Funktionen zursymmetrischen Strom- und Spannungskomponentenmessung(CMSQI und VMSQI) und die generischen IEC 61850Funktionen zur Kommunikations E/A (MVGGIO) sind mit einerMessüberwachungsfunktion ausgestattet. Alle Messwertekönnen mithilfe von vier einstellbaren Grenzwerten überwachtwerden: sehr niedrig, niedrig, hoch und sehr hoch. Messwert-Expansionsblock (RANGE_XP) wurde eingeführt, um dieÜbersetzung der Integer-Ausgangssignale aus denMessfunktionen in fünf Binärsignale zu ermöglichen: untersehr niedrig, unter niedrig, normal, über hoch oder über sehrhoch. Die Ausgangssignale können in der konfigurierbarenLogik oder für den Alarm als Bedingungen verwendet werden.
Fehlerortungsgerät LMBRFLOEine genaue Fehlerortung ist eine wichtige Komponente, umAusfallhäufigkeit nach einem anhaltendem Fehler und/oder,um eine Schwachstelle in der Leitung zu bestimmen.
Die Fehlerortung ist eine Impedanzmessfunktion, mit der dieEntfernung zum Fehler in Prozent, km oder Meilen angegebenwird. Der größte Vorteil ist die hohe Genauigkeit durch dieKompensation der Laststroms.
Der Ausgleich beinhaltet die Einstellung der lokalen undentlegenen Quellen und die Kalkulation der Verteilung vonFehlerströmen von jeder Seite. Die Verteilung von Fehlerstromwird zusammen mit den aufgenommenen Lastströmen (Vor-Fehlerstrom) verwendet, um die Lage des Fehlers exakt zukalkulieren. Der Fehler kann mit neuen Daten der Einspeisungfür den aktuellen Fehler erneut kalkuliert werden, um dieGenauigkeit weiter zu verbessern.
Besonders bei langen, stark belasteten Leitungen (bei denendie Fehlerortung besonders wichtig ist) kann die erweiterteKompensation eine hohe Genauigkeit erzielen, trotz derTatsache, dass die Spannungen auf beiden Seiten einenPhasenwinkelunterschied von 35 - 40 Grad aufweisen können.
13. Messung
Impulszählerlogik PCGGIODie Impulszählerlogik-Funktion (PCGGIO) zählt die externerzeugten binären Impulse, z.B. Impulse von einem externenEnergiezähler, um die Energieverbrauchswerte zu berechnen.Die Impulse werden vom binären Eingangsmodul erfasst unddann vom ausgelesen. Über den Stations-Bus ist einskalierter Messwert verfügbar.Um diese Funktion zu erhalten,muss das spezielle binäre Eingabemodul mit verbesserterPulszähleigenschaft bestellt werden.
Funktion für Energiemessung und BedarfsverarbeitungETPMMTRDie Ergebnisse aus der Messfunktion (CVMMXN) können zurBerechnung der Energie verwendet werden. Aktive undreaktive Energiemengen werden in Import- undExportrichtung berechnet. Werte können gelesen oder alsImpulse generiert werden. Die Funktion bietet auch dieBerechnung des maximalen Leistungsbezuges.
14. Grundfunktionen des IED
ZeitsynchronisationBenutzen Sie den Schalter für die Auswahl derZeitsynchronisierungsquelle, um eine gängige Quelle für denBezug der absoluten Zeit für das IED festzulegen, wenn esBestandteil eines Schutzsystems ist. Dadurch könnenEreignisse und Störungsdaten zwischen allen IEDs in derStationsleittechnik verglichen werden.
15. Mensch-Maschine-Schnittstelle
Mensch-Maschine-SchnittstelleDie lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle (LHMI) ist in Zonenmit verschiedenen Funktionen unterteilt:
• Status-LEDs• Status-LEDs Alarmanzeige-LEDs, bestehend aus 15
LEDs (6 roten und 9 gelben) mit vom Benutzerbeschriftbaren Schildern. Alle LED können mit demPCM600 konfiguriert werden.
• Flüssigkristallanzeige (LCD)• Tastenfeld mit Drucktasten für Steuerungs- und
Navigationszwecke, Schalter für die Auswahl zwischenlokaler Steuerung/Rückstellung und Fernsteuerung/Fernrückstellung
• Isolierter RJ45 Kommunikationsport.
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ABB 19
IEC05000056-LITEN V1 DE
Abb. 1. HMI mit mittelgroßer Grafik, 15 steuerbare Objekte
16. Stationskommunikation
ÜberblickJedes IED ist mit einer Kommunikationsschnittstelleausgestattet, welches ihm ermöglicht, mit einem oder vielenSystemen bzw. Geräten auf Unterstationsebene über denStationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder über denStationsüberwachungs (SM-) Bus zu kommunizieren.
Folgende Kommunikationsprotokoll sind verfügbar:
• IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll• LON-Kommunikationsprotokoll• SPA oder IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll
Theoretisch können verschiedene Protokolle im gleichenGerät vereint werden.
IEC 61850-8-1-KommunikationsprotokollDas Gerät ist mit einzelnen oder doppelten optischenEthernet-Ports an der Rückseite (je nach Bestellung) für dieKommunikation über Stationsbus nach IEC 61850-8-1ausgerüstet. Die Kommunikation gemäß IEC 61850-8-1 istebenfalls über den optischen Ethernet-Port an der Frontseitemöglich. Das IEC 61850-8-1-Protokoll gestattet intelligentenGeräten (IEDs) verschiedener Hersteller denInformationsaustausch und vereinfacht die Systemstruktur.Horizontale Kommunikation gemäß GOOSE ist Teil desStandards. Das Hochladen von Stördaten ist vorgesehen.
LON KommunikationsprotokollVorhandene Stationen mit ABB-Stationsbus LON könnenunter Verwendung der optischen LON-Schnittstelle erweitertwerden. Dies lässt eine volle SA Funktionalität inklusivehorizontaler Kommunikation und Kooperation zwischen denexistierenden ABB IED's und dem neuen IED 670 zu.
SPA KommunikationsprotokollEin einzelner Glas- oder Kunststoffport wird für das ABB SPAProtokoll angeboten. Dies erlaubt einfache Erweiterungen desvorhandenen Automationssystems in der Station, aber dieHauptverwendung liegt im Stationsüberwachungssystembzw. Schaltanlagen-Monitoring System SMS.
IEC 60870-5-103 KommunikationsprotokollEin einfacher Glas- oder Kunststoffport wird für den IEC60870-5-103 Standard angeboten. Dies erlaubt dieErrichtung einfacher Schaltanlagen-Automatisierungssystemeinklusive der Geräte von verschiedenen Herstellern. DasHochladen von Stördaten ist vorgesehen.
DNP3.0 KommunikationsprotokollEin elektrischer RS485 oder ein optischer Ethernet Port sindfür die DNP3.0 Kommunikation verfügbar. DNP3.0 Level 2Kommunikation mit unaufgeforderten Ereignissen,Zeitsynchronisierung und Störfallberichterstattung wird für dieKommunikation mit RTU's, Gateways oder HMI Systemenangeboten.
Multiple Befehle und ÜbertragungWenn Geräte der Serie 670 inStationsautomatisierungssystemen mit LON, SPA oder IEC60870-5-103-Kommunikationsprotokollen eingesetzt werden,werden die Ereignis- und Mehrfachbefehl-Funktionsblöcke alsKommunikationsschnittstelle für vertikale Kommunikation zumStations-HMI und -Gateway und als Schnittstelle für diehorizontale Kommunikation (nur über LON) verwendet.
Konfiguration Duo Treiber DUODRVDurch redundante Stationsbus-Kommunikation ist derDatenaustausch auch dann gewährleistet, wenn einer derKommunikationskanäle aus irgendwelchen Gründen nichtverfügbar sein sollte. Redundante Kommunikation über denStationsbus mit aktivem IEC 61850-8-1 verwendet sowohlPort AB als auch Port CD auf dem OEM-Modul und das IEC62439-PRP Protokoll.
17. Kommunikation zur Gegenseite
Analoge und binäre Singnalübertragung zur GegenstationDrei analoge und acht binäre Signale können zwischen zweiIEDs ausgetauscht werden. Diese Funktionalität wirdhauptsächlich für den Leitungsdifferentialschutz verwendet.Sie kann aber auch in anderen Produkten verwendet werden.Ein IED kann mit bis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.
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20 ABB
Binärer Signaltransfer zur Gegenstation, 192 SignaleWenn der Kommunikationskanal nur für den Transfer binärerSignale genutzt wird, können bis zu 192 binäre Signalezwischen den beiden IEDs ausgetauscht werden. ZumBeispiel kann diese Funktionalität verwendet werden, umInformationen wie den Status der primären Schaltgeräte oderMitnahmeschaltungssignale zum IED der Gegenstation zusenden. Ein IED kann mit bis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.
Leitungsdaten-Kommunikationsmodul, Kurz- undMittelbereich LDCMDas Leitungsdaten-Kommunikationsmodul (LDCM) dient zurKommunikation zwischen IEDs, die sich in einem Abstand von<110 km befinden, oder vom Gerät zu einem optoelektrischenWandler mit G.703- oder G.703E1-Schnittstelle, der sich ineinem Abstand von <3 km befindet. Das LDCM-Modul sendetund empfängt Daten an ein anderes bzw. von einem anderenLDCM-Modul. Dabei wird das IEEE/ANSI-Standardformat C37.94 verwendet.
Galvanische Schnittstelle G.703 bzw. G.703E1Der externe galvanische Datenkommunikationskonverter G.703/G.703E1 führt eine optisch-galvanische Übertragung zurVerbindung an einen Multiplexer durch. Diese Einheitenwurden für den 64 kbit/s bzw. 2Mbit/s Betrieb entwickelt. DerKonverter wird mit 19" Rahmenmontagezubehör geliefert.
18. Beschreibung der Hardware
Hardware ModuleStromversorgungsmodul PSMDas Stromversorgungsmodul wird verwendet, um diekorrekten internen Spannungen und die volle Isolierungzwischen dem Gerät und dem Batteriesystem zu liefern. EinAlarmausgang der internen Dauerüberwachung steht zurVerfügung.
Binäres Eingabemodul, BIMDas Binäreingangsmodul verfügt über 16 optisch isolierteEingänge und ist in zwei Versionen erhältlich, eineStandardversion und eine mit verbessertenImpulszählerfähigkeiten bei den Eingängen, die fürImpulszählerfunktion verwendet werden. Die binärenEingänge sind frei programmierbar und können für dieEingabe logischer Signale zu allen Funktionen verwendetwerden. Sie können auch in die Stördaten- und dieEreignisaufzeichnungfunktionen integriert werden. Dies bietetumfassende Überwachung und Auswertung des Betriebesdes IED und für alle damit verbundenen elektrischenStromkreise.
Binäres Ausgabemodul, BOMDas binäre Ausgabemodul verfügt über 24 unabhängigeAusgänge und wird als für alle Signalisierungszwecke alsAuslöseausgang eingesetzt.
Statisches Binärausgangsmodul SOMDas statische binäre Ausgangsmodul hat sechs schnellestatische Ausgänge und sechs Relaisausgänge mitWachslerkontakt für die Verwendung in Anwendungen mitHochgeschwindigkeitsanforderungen.
Binäres Ein-/Ausgabemodul, IOMDas binäre Ein-/Ausgangsmodul wird dann eingesetzt, wennnur wenige Ein- und Ausgangskanäle benötigt werden. Die 10Standardausgangskanäle werden als Auslöseausgänge oderzu beliebigen Signalisierungszwecken verwendet. Die beidenschnellen-Signalausgangskanäle werden von Anwendungenverwendet, bei denen es auf eine kurze Ansprechzeitankommt. Acht optisch isolierte binäre Eingänge sorgen fürdie benötigten binären Eingangsinformationen.
mA Eingangsmodul MIMDas Milliampere Eingangsmodul dient als Schnittstelle fürMesswandlersignale im Bereich von 20 bis +20 mA, zumBeispiel von Laststufensteller-Positions-, Temperatur- undDruck-Signalgebern. Das Modul verfügt über sechsunabhängige, galvanisch getrennte Kanäle.
Optisches Ethernet-Modul OEMDas optische Fast-Ethernet-Modul wird zur Verbindung einesGeräts mit den Kommunikationsbussen (z. B. demStationsbus) verwendet, welches das IEC 61850-8-1-Protokoll nutzt (-Anschluss A, B). Das Modul verfügt über eineoder zwei optische Schnittstellen mit ST-Anschlüssen.
Serielle und LON Kommunikationsmodule SLM, unterstützenSPA/IEC 60870-5-103, LON und DNP 3.0Das serielle und LON Kommunikationsmodul (SLM) wird fürdie Kommunikation über SPA, IEC 60870-5-103, DNP3 undLON verwendet. Das Modul verfügt über zwei optischeKommunikationsports für Kunststoff/Kunststoff, Kunststoff/Glas oder Glas/Glas. Ein Port wird für die serielleKommunikation verwendet (SPA, IEC 60870-5-103 und DNP3Port oder dedizierter IEC 60870-5-103 Port, abhängig vombestellten SLM Modul) und einer ist ausschließlich der LONKommunikation vorbehalten.
Leitungsdaten-Kommunikationsmodul LDCMJedes Modul besitzt eine optische Schnittstelle für jedeGegenseite, mit dem das Gerät kommuniziert.
Alternative Karten für Mittelbereich (1310 nm Monomode-Faser) und Kurzbereich (850 nm Multimode) erhältlich.
Galvanisches serielles RS485 KommunikationsmodulDas galvanische Kommunikationsmodul RS485 wird zurDNP3.0-Kommunikation eingesetzt. Das Modul ist mit einemRS485-Kommunikationsport ausgestattet. Das RS485 ist einsymmetrisches serielles Kommunikationsmodul, das
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wahlweise mit Zweidraht- oder Vierdrahtkommunikationverwendet werden kann. Bei der Zweidrahtkommunikationwird dasselbe Signal für RX und TX verwendet. Es liegt eineMehrpunktkommunikation ohne festgeschalteten Master oderSlave vor. Bei dieser Variante muss die Ausgabe jedochgesteuert werden. Bei der Vierdrahtkommunikation liegengesonderte Signale für die RX- und TX-Mehrpunktkommunikation mit einem festgeschalteten Mastervor, die übrigen sind Slaves. In diesem Fall wird keinspezielles Steuersignal benötigt.
GPS-Zeitsynchronisierungsmodul GTMDieses Modul beinhaltet einen GPS-Empfänger für dieZeitsynchronisation. Das GPS-Modul verfügt über einen SMA-Kontakt zum Anschluss an eine Antenne. Es beinhaltet aucheinen optischen PPS ST-Steckerausgang.
IRIG-B ZeitsynchronisierungsmodulDas IRIG-B Zeitsynchronisierungsmodul wird zur genauenZeitsynchronisierung der Stationsuhr des IED verwendet.
Unterstützung für elektrische (BNC) und optische Verbindung(ST) für 0XX und 12X IRIG-B Unterstützung.
Transformatoreingangsmodul TRMDas Transformatoreingangsmodul dient zur galvanischenTrennung und Wandlung der von den Messtransformatorenerzeugten Sekundärströme und -spannungen. Das Modulverfügt über 12 Eingänge in unterschiedlichen Kombinationenaus Strom- und Spannungseingängen.
Es können auch alternative Anschlüsse wie Ringklemmen-oder Schraubklemmentyps bestellt werden.
Hochohmige WiderstandseinheitDie hochohmige Widerstandseinheit, mit Widerständen für dieEinstellung des Ansprechwerts und einemspannungsabhängigen Widerstand, ist als einphasige unddreiphasige Einheit verfügbar. Beide sind auf einer 1/1 19 Zoll-Geräteplatte mit Druckklemmen montiert.
Anordnung und AbmessungenAbmessungen
xx05000003.vsd
CB
E
F
A
D
IEC05000003 V1 DE
Abb. 2. 1/2 x 19” Gehäuse mit rückseitiger Abdeckung
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xx05000004.vsdIEC05000004 V1 DE
Abb. 3. Reihenmontage
Gehäusegröße A B C D E F
6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7
6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 201.1 242.1 252.9 318.0
6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3
(mm)
MontagealternativenFolgende Befestigungsalternativen (IP 40-Schutz an derVorderseite) sind lieferbar:
• 19”-Rahmenmontageset• Montagesatz mit Ausschnittmaßen:
– 1/2 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 210,1 mm (Breite)– 3/4 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 322,4 mm (Breite)– 1/1 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 434,7 mm (Breite)
• Wandmontagesatz
Einzelheiten über lieferbare Befestigungsalternativen sieheBestellung.
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19. Anschlussdiagramme
Tabelle 1. Bezeichnungen für 1/2 x 19” Gehäuse mit 1 TRM Einschub
1MRK002801-AC-2-670-1.2-PG V1 EN
Modul Hintere Positionen
PSM X11
BIM, BOM, SOM, IOModer MIM
X31 und X32 usw. bis X51und X52
SLM X301:A, B, C, D
LDCM, IRIG-B oder RS485 X302
LDCM oder RS485 X303
OEM X311:A, B, C, D
LDCM, RS485 oder GTM X312, 313
TRM X401
Tabelle 2. Bezeichnungen für 3/4 x 19” Gehäuse mit 1 TRM Einschub
1MRK002801-AC-3-670-1.2-PG V1 EN
Module Rear Positions
PSM X11
BIM, BOM, SOM, IOModer MIM
X31 und X32 usw. bisX101 und X102
SLM X301:A, B, C, D
LDCM, IRIG-B oderRS485
X302
LDCM oder RS485 X303
OEM X311:A, B, C, D
LDCM, RS485 oder GTM X312, X313
TRM X401
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Tabelle 3. Bezeichnungen für 3/4 x 19” Gehäuse mit 2 TRM Einschüben
1MRK002801-AC-4-670-1.2-PG V1 EN
Modul Hintere Positionen
PSM X11
BIM, BOM, SOM, IOModer MIM
X31 und X32 usw. bis X71 undX72
SLM X301:A, B, C, D
LDCM, IRIG-B oderRS485
X302
LDCM oder RS485 X303
OEM X311:A, B, C, D
LDCM, RS485 oder GTM X312, X313, X322, X323
TRM 1 X401
TRM 2 X411
Tabelle 4. Bezeichnungen für 1/1 x 19” Gehäuse mit 1 TRM Einschub
1MRK002801-AC-5-670-1.2-PG V1 EN
Modul Hintere Positionen
PSM X11
BIM, BOM, SOM,IOM oder MIM
X31 und X32 usw. bis X161und X162
SLM X301:A, B, C, D
LDCM, IRIG-Boder RS485
X302
LDCM oderRS485
X303
OEM X311:A, B, C, D
LDCM, RS485oder GTM
X312, X313
TRM X401
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Tabelle 5. Bezeichnungen für 1/1 x 19” Gehäuse mit 2 TRM Einschüben
1MRK002801-AC-6-670-1.2-PG V1 EN
Modul Hintere Positionen
PSM X11
BIM, BOM, SOM,IOM oder MIM
X31 und X32 usw. bis X131und X132
SLM X301:A, B, C, D
LDCM, IRIG-Boder RS485
X302
LDCM oderRS485
X303
OEM X311:A, B, C, D
LDCM, RS485oder GTM
X312, X313, X322, X323
TRM 1 X401
TRM 2 X411
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26 ABB
1MRK002801-AC-10-670-1.2-PG V1 EN
Abb. 4. Transformatoreingangsmodul (TRM)
Zeigt die Bezugspolarität an
Strom-/Spannungswandler-Eingangsbezeichnung gemäß Abbildung 4
Stro
m-/S
pann
ungs
-Ko
nfig
urat
ion
(50/
60 H
z)
AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12
12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A9I+3U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V9I+3U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V5I, 1A+4I, 5A+3U 1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V7I+5U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V7I+5U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I, 5A+1I, 1A+5U 5A 5A 5A 5A 5A 5A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V3I, 5A+4I, 1A+5U 5A 5A 5A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V3IM, 1A+4IP, 1A+5U 1AM
*)1AM*)
1AM*)
1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
3IM, 5A+4IP, 5A+5U 5AM*)
5AM*)
5AM*)
5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
6I+6U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I+6U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V3I, 5A+3I, 1A+6U 5 A 5 A 5 A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -*) Messung
Die interne Polarität kann durch Einstellen der Neutralrichtung am Analogeingang des Stromwandlers bzw. der SMAI-Funktionsblöcke für dieVorverarbeitung geändert werden.
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ABB 27
1MRK002801-AC-11-670-1.2-PG V1 EN
Abb. 5. Binäreingangsmodul (BIM). Eingangskontaktmit der Bezeichnung XA entspricht der hint-eren Stellung X31, X41, usw. Der Eingangs-kontakt mit der Bezeichnung XB entsprichtder hinteren Position X32, X42, usw.
1MRK002801-AC-15-670-1.2-PG V1 EN
Abb. 6. mA Eingangsmodul (MIM)
SPA/IEC 60870-5-103 und DNP,
ST-Anschluss für Glasfaser.
HFBR Snap-In-Anschluss
für Kunststoff wie bestellt
LON, ST-Anschluss für
Glasfaser. HFBR Snap-In-
Anschluss für Kunststoff
wie bestellt
Siehe Option
IEC 61850-8-1, ST-Anschluss
IEC 61850-8-1 oder
IEC 61850-9-2LE, ST-Anschluss
Siehe Option
Siehe Option
Nicht verwendet
Ethernet, RJ45-Anschluss
Option
BNC-Anschluss
ST-Anschluss
Klemmenblock
ST-Anschluss
FC-Anschluss
15-poliger Stecker
micro D-sub
Klemmenblock
SMA-Anschluss
ST-Anschluss
Hinweis) RS485-Eingang/Ausgang aus Ferrit.
Alle Leiter verwenden einen gemeinsamen Ferrit
Ziel entspricht dem Modul
Modul Klemme
Nicht verw.Nicht verwendet
Hinweis)
1MRK002801-AC-8-670-1.2-PG V1 DE
Abb. 7. IED mit Basisfunktion und Kommunikationsschnittstellen
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28 ABB
Stromversorgungsmodul
Bereit
Fehler
Interner Fehler
Schutzerde muss angeschlossen sein
1MRK002801-AC-7-670-1.2-PG V1 DE
Abb. 8. Stromversorgungsmodul (PSM)
BinärausgangsmodulOrt= PN
Konfiguration
1MRK002801-AC-12-670-1.2-PG V1 DE
Abb. 9. Binärausgangsmodul (BOM). Ausgangskontakt mit der Bezeichnung XA entspricht der hinteren Stellung X31, X41, usw. Der Aus-gangskontakt mit der Bezeichnung XB entspricht der hinteren Position X32, X42, usw.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 29
1MRK002801-AC-13-670-1.2-PG V1 EN
Abb. 10. Statisches Ausgangsmodul (SOM)
1MRK002801-AC-14-670-1.2-PG V1 EN
Abb. 11. Binär-Ein-/Ausgangsmodul (IOM). Eingangskontakt mit der Bezeichnung XA entspricht der hinteren Stellung X31, X41, usw. DerAusgangskontakt mit der Bezeichnung XB entspricht der hinteren Position X32, X42, usw.
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30 ABB
20. Technische Daten
Allgemeines
Begriffsbestimmungen
Referenzwert Der spezifizierte Wert eines Einflussfaktors, auf welchen sich die Eigenschaften des Gerätes beziehen.
Bemessungsbereich Der Wertebereich einer Einflussgröße (eines Faktors), innerhalb welcher das Gerät die festgelegten Anforderungen unterden spezifizierten Bedingungen erfüllt.
Arbeitsbereich Der Wertebereich einer vorgegebenen Eingangsgrösse unter denen das Gerät unter bestimmten Bedingungen in der La‐ge ist, seine vorgesehenen Funktionen laut den festgelegten Anforderungen zu erfüllen.
TRM - Eingangsgrößen, Bemessungs- und GrenzwerteAnaloge Eingänge
Tabelle 6. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte für Schutztransformatormodule
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Strom Ir = 1 oder 5 A (0.2-40) × Ir
Arbeitsbereich (0-100) x Ir
Zulässige Überlast 4 × Ir cont.100 × Ir für 1 s *)
Bürde < 150 mVA bei Ir = 5 A< 20 mVA bei Ir = 1 A
Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V
Arbeitsbereich (0-340) V
Zulässige Überlast 420 V andauernd450 V 10 s
Bürde < 20 mVA bei 110 V
Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%
*) max. 350 A für 1 s, wenn COMBITEST-Prüfschalter enthalten ist.
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Tabelle 7. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte für Messtransformatormodule
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Strom Ir = 1 oder 5 A (0-1.8) × Irbei Ir = 1 A(0-1.6) × Irbei Ir = 5 A
Zulässige Überlast 1.1 × Ir andauernd1.8 × Ir für 30 Min bei Ir = 1 A1.6 × Ir für 30 Min bei Ir = 5 A
Bürde < 350 mVA bei Ir = 5 A< 200 mVA bei Ir = 1 A
Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V
Arbeitsbereich (0-340) V
Zulässige Überlast 420 V andauernd450 V 10 s
Bürde < 20 mVA bei 110 V
Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%
Tabelle 8. MIM - mA-Eingangsmodul
Menge: Bemessungswert: Bemessungsbereich:
Eingangsbereich Rin = 194 Ohm 0-5, 0-10, 0-20, 4-20mA
- Eingangswiderstand0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA
-
Stromverbrauchjedes mA-Moduljeder mA Eingang
£2 W£ 0.1 W
-
Tabelle 9. OEM - Optisches-Ethernet-Modul
Menge Bemessungswert
Anzahl Kanäle 1 oder 2
Standard IEEE 802.3u 100BASE-FX
Fasertyp 62.5/125 mm Multimodalfaser
Wellenlänge 1300 nm
Optischer Anschluss Typ ST
Kommunikationsgeschwindigkeit Schnelles Ethernet 100 MB
DC Hilfsspannung
Tabelle 10. PSM -Stromversorgungsmodul
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Hilfs-Gleichspannung, EL (Eingang) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V
EL ± 20 %EL ± 20 %
Stromverbrauch 50 W typischerweise -
Einaschaltpitze der Hilfsspannungsversorgung < 5 A über 0.1 s -
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Binäre Ein-/Ausgänge
Tabelle 11. BIM - Binäreingangsmodul
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Binäre Eingänge 16 -
Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Stromverbrauch24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang
-
Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -
Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz
Tabelle 12. BIM - Binäreingangsmodul mit erweiterten Impulszählerfähigkeiten
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Binäre Eingänge 16 -
Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Stromverbrauch24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang
-
Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -
Symmetrische Zählereingangsfrequenz max. 40 Impulse/s -
Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz
Tabelle 13. IOM- Binäres Ein-/Ausgangsmodul
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Binäre Eingänge 8 -
Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Stromverbrauch24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang
-
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ABB 33
Tabelle 14. IOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)
Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais Schnelle Signalrelais (paralle-les Reed-Relais)
Binärausgänge 10 2
Max. Systemspannung 250 V AC, DC 250 V AC, DC
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms 800 V DC
StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s
8 A10 A
8 A10 A
Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0.2 s1.0 s
30 A10 A
0.4 A0.4 A
Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos φ >0.4 250 V/8.0 A 250 V/8.0 A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
Maximale kapazitive Last - 10 nF
Tabelle 15. SOM - Statisches Ausgangsmodul (Referenzstandard: IEC 61810-2): Statische Binärausgänge
Funktion oder Menge Statische Auslöse-Binärausgänge
Bemessungsspannung 48 - 60 VDC 110 - 250 VDC
Anzahl der Ausgänge 6 6
Offener Impedanzstatus ~300 kΩ ~810 kΩ
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min Keine galvanische Trennung Keine galvanische Trennung
Strombelastbarkeit:
kontinuierlich 5A 5A
1,0 s 10A 10A
Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitivenLast von 0,2 μF:
0,2 s 30A 30A
1,0 s 10A 10A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤40 ms
48V/1A 110V/0,4A
60V/0,75A 125V/0,35A
220V/0,2A
250V/0,15A
Schaltzeit <1 ms <1 ms
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34 ABB
Tabelle 16. SOM, Statisches Ausgangsmodul - Daten (Referenzstandard: IEC 61810-2): Elektromechanische Relaisausgänge
Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais
Max. Systemspannung 250V AC/DC
Anzahl der Ausgänge 6
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min 1000V rms
Strombelastbarkeit:
kontinuierlich 8A
1,0 s 10A
Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitiven Last von 0,2 μF:
0,2 s 30A
1,0 s 10A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤ 40 ms 48V/1A
110V/0,4A
125V/0,35A
220V/0,2A
250V/0,15A
Tabelle 17. BOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)
Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais
Binärausgänge 24
Max. Systemspannung 250 V AC, DC
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms
StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s
8 A10 A
Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0,2 s1,0 s
30 A10 A
Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos j>0,4 250 V/8,0 A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A
Einflussfaktoren
Tabelle 18. Einfluss von Temperatur und Luftfeuchte
Parameter Referenzwert Bemessungsbereich Einfluss
Umgebungstemperatur, Arbeits‐wert
+20 °C -10 °C bis +55 °C 0,02 %/°C
Relative LuftfeuchteArbeitsbereich
10%-90%0%-95%
10%-90% -
Lagerungstemperatur -40 °C bis +70 °C - -
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Tabelle 19. Einfluss der Hilfs-Versorgungsgleichspannung auf die Funktionalität während des Betriebs
Abhängigkeit von Referenzwert Innerhalb des Be-messungsbereichs
Einfluss
Welligkeit, in Versorgungsgleichspan‐nungArbeitsbereich
max. 2 %Vollwellengleich‐gerichtet
15 % von EL 0.01% /%
Hilfsspannungs-Abhängigkeit, Arbeits‐wert
± 20 % von EL 0.01% /%
Unterbrechung Hilfsgleichspannung
24-60 V DC ± 20 %90-250 V DC ± 20 %
Unterbrechungsin‐tervall0–50 ms
Keine Wiedereinschaltung
0–∞ s Korrektes Verhalten bei Abschaltung
Wiedereinschal‐tungszeit
<180 s
Tabelle 20. Frequenzeinfluss (Referenzstandard: IEC 60255–1)
Abhängigkeit von Innerhalb des Bemessungsbereichs Einfluss
Frequenzabhängigkeit, Arbeitswert fr ± 2,5 Hz für 50 Hzfr ± 3,0 Hz für 60 Hz
± 1,0 % / Hz
Oberschwingungsabhängigkeit (20 % Anteil) 2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ± 1.0%
Oberschwingungsabhängigkeit für hochohmigen Differentialschutz(10 % Inhalt)
2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ±5.0%
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36 ABB
Typentests gemäß den Standards
Tabelle 21. Elektromagnetische Verträglichkeit
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards
1 MHz Störgrößen 2,5 kV IEC 60255-22-1
Immunitätstest für 100 kHz langsam gedämpfte, schwingende Wellen 2,5 kV IEC 61000-4-18, Klasse III
Ring-Wellen-Immunitätstest, 100 kHz 2-4 kV IEC 61000-4-12, Klasse IV
Stoßspannungs-Widerstandstest 2,5 kV, schwingend4,0 kV, schnell transient
IEEE/ANSI C37.90.1
Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung
15 kV Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung
IEC 60255-22-2, Klasse IV IEC 61000-4-2, Klasse IV
Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung
15 kV Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung
IEEE/ANSI C37.90.1
Schnelle transiente Störgrößen 4 kV IEC 60255-22-4, Klasse A
Störfestigkeitsprüfung gegen Stoβspannungen 1-2 kV, 1,2/50 msenergiereich
IEC 60255-22-5
Netzfrequente Störgrößen 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-22-7, Klasse A
Leitungsgeführter Gleichtakt Immunitätstest 15 Hz-150 kHz IEC 61000-4-16, Klasse IV
Magnetfelder mit energietechnischen Frequenzen 1000 A/m, 3 s100 A/m, and.
IEC 61000-4-8, Klasse V
Test für gedämpftes schwingendes Magnetfeld 100 A/m IEC 61000-4-10, Klasse V
Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz
IEC 60255-22-3
Elektromagnetische Felder 35 V/m26-1000 MHz
IEEE/ANSI C37.90.2
Leitungsgeführte Störgrößen 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-22-6
Gestrahlte Störaussendung 30-1000 MHz IEC 60255-25
Leitungsgeführte Störaussendung 0,15-30 MHz IEC 60255-25
Tabelle 22. Isolierung
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard
Spannungsprüfung 2,0 kV AC, 1 min. IEC 60255-5
Stoßspannungsprüfung 5 kV, 1,2/50 ms, 0,5 J
Isolationswiderstand >100 MW bei 500 VDC
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Tabelle 23. Umgebungsbedingungs-Prüfungen
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard
Kälteprüfung Test Ad für 16 h bei -25°C IEC 60068-2-1
Lagerprüfung Test Ad für 16 h bei -40°C IEC 60068-2-1
Trockenhitzeprüfung Test Bd für 16 h bei +70°C IEC 60068-2-2
Stationäre feuchte Wärmeprüfung Test Ca über 4 Tage bei +40 °C und einer Feuchtigkeit von 93 % IEC 60068-2-78
Zyklische feuchte Wärmeprüfung Test Db für 6 Zyklen bei +25 bis +55 °C und einer Feuchtigkeit von 93bis 95 % (1 Zyklus = 24 Stunden)
IEC 60068-2-30
Tabelle 24. CE-Konformität
Test Gemäß
Störfestigkeit EN 50263
Abstrahlung EN 50263
Niederspannungsrichtlinie EN 50178
Tabelle 25. Mechanische Prüfungen
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards
Vibration-Reaktionsprüfung: Klasse II IEC 60255-21-1
Vibration-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-1
Stoßreaktionsprüfung: Klasse II IEC 60255-21-2
Stoß-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-2
Aufprallprüfung Klasse I IEC 60255-21-2
Erdbebensicherheitsprüfung Klasse II IEC 60255-21-3
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38 ABB
Differentialschutz
Tabelle 26. Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung (20-400) VI=U/R
± 1,0 % von Ir
Rückfallverhältnis >95% -
Maximale kontinuierliche Spannung U>Auslöse2/Reihenwiderstand ≤200 W -
Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -
Rückfallzeit 90 ms typischerweise bei 10 bis 0 x Ud -
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -
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Stromschutz
Tabelle 27. Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Ansprechzeit 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Ansprechzeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Iset -
Rückfallzeit 35 ms typischerweise bei 10 bis 0 x Iset -
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Iset -
Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -
Tabelle 28. Vierstufen-Leiter-Überstromschutz OC4PTOC
Funktion Einstellbereich Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Freigabestrom für Richtungsver‐gleich
(1-100) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir±1,0 % von I bei I > Inr
Charakteristischer Winkel desRelais (RCA)
(-70.0– -50.0) Grad ± 2.0 Grad
Maximaler Winkel der Vorwärts‐richtung
(40.0–70.0) Grad ± 2.0 Grad
Minimaler Winker der Vorwärts‐richtung
(75.0–90.0) Grad ± 2.0 Grad
Blockierung 2. Oberschwingung (5–100)% von Grundfrequenz ±2.0% von Ir
Unabhängige Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0,5 % ±10 ms
Minimale Auslösezeit (0.000-60.000) s ± 0,5 % ±10 ms
Abhängige Kennlinien, siehe Ta‐belle 92, Tabelle 93 und Tabel‐le 94
19 Kurventypen Siehe Tabelle 92, Tabelle 93 undTabelle 94
Auslösezeit, Anregefunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Rückfallzeit, Anregefunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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40 ABB
Tabelle 29. Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Ansprechzeit 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Ansprechzeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Iset -
Rückfallzeit 35 ms typischerweise bei 10 bis 0 x Iset -
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 10 x Iset -
Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -
Tabelle 30. Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Freigebestrom für den Richtungs‐vergleich
(1–100) % von lBase ± 1,0 % oder Ir
Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms
Inverse Kennlinien, siehe Tabel‐le 92, Tabelle 93 und Tabelle 94
18 Kurventypen Siehe Tabelle 92, Tabelle 93 undTabelle 94
Stabilisierung bei der zweitenOberschwingung
(5-100) % oder fundamental ± 2,0 % oder Ir
Relais typischer Winkel (-180 to 180) Grad ±2,0 Grad
Minimale polarisierende Span‐nung
(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Minimaler polarisierende Strom (1-30) % von IBase ±0,25% von Ir
Real-Teil der Quellimpedanz auslaufender Polarisation
(0,50-1000,00) W/Leiter -
Imaginär-Teil der Quellimpedanzaus laufender Polarisation
(0,50-3000,00) W/Leiter -
Anregezeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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ABB 41
Tabelle 31. Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) NS4PTOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösewert, Gegensystem‐strom, Stufe 1-4
(1-2500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± ± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Zeitglied (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Inverse Kennlinien, siehe Tabel‐le 92, Tabelle 93 und Tabelle 94
18 Kurventypen Siehe Tabelle 92, Tabelle 93 undTabelle 94
Minimaler Auslösestrom für Stufe1 - 4
(1,00 - 10000,00) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I < Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Auslösewert, Gegensystemstromfür Richtungsstabilisierung
(1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Charakteristischer Winkel desRelais
(-180 bis 180) Grad ± 2,0 Grad
Minimale Polarisierungsspan‐nung
(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Minimaler Polarisierungsstrom (2-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Realteil des zur Strompolarisati‐on im Gegensystem verwende‐ten Impedanzwinkels
(0,50-1000,00) W/Leiter -
Imaginärteil des zur Strompolari‐sation im Gegensystem verwen‐deten Impedanzwinkels
(0,50–3000,00) W/Leiter -
Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0.5 bis 2 x Iset -
Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0,5 x Iset -
Kritische Impulsdauer, Anre‐gefunktion
10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit, Anregefunkti‐on
typischerweise 15 ms -
Transiente Überreichweite <10 % bei τ = 100 ms -
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
42 ABB
Tabelle 32. Empfindlicher gerichteter Erdfehlerstrom- und Leistungsschutz SDEPSDE
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert für 3I0·cosj gerich‐teter Erdfehlerüberstrom
(0,25-200,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(2,5-10) mA(10-50) mA
± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA±1,0 mA
Anregezeit für 3I0·3U0 · cosj ge‐richtete Nullleistung
(0,25-200,00) % von SBase Bei niedriger Einstellung:(0,25-5,00) % von SBase
± 1,0 % von Sr bei S £ Sr
± 1,0 % von S bei S > Sr
± 10% des eingestellten Wertes
Ansprechwert für 3I0 und j Erd‐fehlerüberstrom
(0,25-200,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(2,5-10) mA(10-50) mA
± 1,0 % von Ir bei £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA±1,0 mA
Ansprechwert für ungerichtetenÜberstrom
(1,00-400,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(10-50) mA
± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ± 1,0 mA
Ansprechwert für ungerichteteErdfehlerüberspannung
(1,00-200,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U£Ur
± 0,5 % von U bei U > Ur
Freigabe Erdfehlerstrom für allegerichteten Modi
(0,25-200,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(2,5-10) mA(10-50) mA
± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA± 1,0 mA
Freigabe Nullspannung für allegerichteten Modi
(0,01-200,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U£Ur
± 0,5 % von U bei U > Ur
Rückfallverhältnis > 95% -
Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms
Inverse Kennlinien, siehe Tabel‐le 92, Tabelle 93 und Tabelle 94
19 Kurventypen Siehe Tabelle 92, Tabelle 93 undTabelle 94
Charakteristischer Winkel desRelais RCA
(-179 bis 180) Grad ± 2,0 Grad
Charakteristischer Winkel desRelais ROA
(0-90) Grad ± 2,0 Grad
Anregezeit, ungerichteter Erdfeh‐lerüberstrom
60 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Rückfallzeit, ungerichteter Erd‐fehlerüberstrom
60 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Anregezeit, Start funktion 150 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Rückfallzeit, Start funktion 50 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 43
Tabelle 33. Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante LPTTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Referenzstrom (0-400) % von IBase ± 1,0 % oder Ir
Referenztemperatur (0-400)°C ± 1.0°C
Auslösezeit:
2 2
2 2ln p
b
I It
I It
æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø
EQUATION1356 V1 DE (Gleichung 1)
I = tatsächlich gemessener StromIp = Laststrom bevor eine Über‐last auftrittIb = Bezugsstrom, IBase
Zeitkonstante t = (0–1000) Minu‐ten
IEC 60255-8, Klasse 5 + 200 ms
Alarmtemperatur (0-200)°C ± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Auslösetemperatur (0-400)°C ± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Rückfalltemperatur (0-400)°C ± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Tabelle 34. Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
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 2)
I = Igemessen
Ip = Strom vor dem Auftreten ei‐ner ÜberlastZeitkonstante τ = (1-500) Minuten
IEC 60255-8, Klasse 5 + 200 ms
Alarmstufe 1 und 2 (50–99)% des Wärmeinhaltsaus‐lösungswertes
± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Auslösestrom (50–250) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Rückfalltemperatur (10-95)% der Wärmeinhaltsaus‐lösung
± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
44 ABB
Tabelle 35. Schalterversagerschutz CCRBRF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprech-Leiterstrom (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Leiterstrom > 95% -
Ansprech-Erdfehlerstrom (2-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Nullstrom > 95% -
Ansprechwert für Blockierung der LS-Stellungabfrage (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 %± 10 ms
Ansprechzeit für Stromerkennung 10 ms typischerweise -
Rückfallzeit für Stromerkennung 15 ms maximal -
Tabelle 36. Polgleichlaufüberwachung CCRPLD
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösestrom (0–100) % von IBase ±1,0 % von Ir
Zeitverzögerung (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tabelle 37. Gerichteter Unterleistungsschutz GUPPDUP
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
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 Werts± 20 % des eingestellten Werts
Kennlinienwinkel (-180,0-180,0) Grad 2 Grad
Zeitverzögerung (0,00-6000,00) s ± 5 % ± 10 ms
Tabelle 38. Gerichteter Überleistungsschutz GOPPDOP
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
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
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 45
Tabelle 39. Leiterbrucherkennung BRCPTOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Minimale Leiterstromgröße (5–100) % von IBase ± 0,1 % von Ir
Pegel für unsymmetrischen Strom (0–100) % des maximalen Stroms ± 0,1 % von Ir
Zeitverzögerung (0,00-6000,00) s ±0,5 % ±10 ms
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46 ABB
Spannungsschutz
Tabelle 40. Zwei Stufen Unterspannungsschutz UV2PTUV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, beide Stufen (1–100) % von UBase ± 0,5% von Ur
Absolute Hysterese (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Internes Blockierungslevel, beide Stufen (1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, siehe Ta‐belle 96
- Siehe Tabelle 96
Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms
Auslösezeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Auslösezeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -
Rückfallzeit , Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 1,2 bis 0,8 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Tabelle 41. Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, beide Stufen (1-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur
± 0,5 % von U bei U > Ur
Absolute Hysterese (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur
± 0,5 % von U bei U > Ur
Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, siehe Ta‐belle 95
- Siehe Tabelle 95
Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Minimum Ansprechzeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms
Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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ABB 47
Tabelle 42. Zweistufiger Nullspannungsschutz ROV2PTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, beide Stufen (1-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur
± 1,0 % von U bei U > Ur
Absolute Hysterese (0–100)% of UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur
± 1,0 % von U bei U > Ur
Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, siehe Ta‐belle 97
- Siehe Tabelle 97
Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis x Uset -
Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Tabelle 43. Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Spannungsdifferenz für Alarm-und Auslöse-Stufe
(0,0–100,0) % von UBase ± 0.5 % von Ur
Niederspannungspegel (0,0–100,0) % von UBase ± 0.5% von Ur
Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tabelle 44. Spannungslosigkeitsüberwachung LOVPTUV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Impulstaktgeber (0,050-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
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48 ABB
Frequenzschutz
Tabelle 45. Unterfrequenzschutz SAPTUF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert Start funktion (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz
Ansprechzeit Start funktion 100 ms typischerweise -
Rückfallzeit Start funKtion 100 ms typischerweise -
Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Spannungsabhängige Zeitverzögerung
( )ExponentU UMin
t tMax tMin tMinUNom UMin
-= × - +
-é ùê úë û
EQUATION1182 V1 DE (Gleichung 3)
U=Umeasured
Settings:UNom=(50-150)% von Ubase
UMin=(50-150)% von Ubase
Exponent=0,0-5,0tMax=0,000-60,000) stMin=0,000-60,000) s
Class 5 + 200 ms
Tabelle 46. Überfrequenzschutz SAPTOF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert, Start funktion (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz bei sym‐metrischer Dreipha‐senspannung
Ansprechzeit, Start funktion 100 ms typischerweise bei fset -0,5 Hz bis fset
+0,5 Hz-
Rückfallzeit, Start funktion 100 ms typischerweise -
Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms
Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Tabelle 47. Frequenzänderungsschutz SAPFRC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert, Startfunktion (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s
Ansprechwert, internes Blockierungspegel (0-100) % von UBase ± 0,5 % von UV
Ansprechzeit, Startfunktion 100 ms typischerweise -
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ABB 49
Multifunktionsschutz
Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Messstromeingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, Ge‐gensystem, 3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L
-
Basisstrom (1 - 99999) A -
Messspannungseingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, -Ge‐gensystem, -3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L
-
Basisspannung (0.05 - 2000.00) kV -
Ansprechwert Überstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 5000) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr
Ansprechwert Unterstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 150) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr
Unabhängige Zeitverzögerung (0.00 - 6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms
Ansprechzeit, Startfunktion Überstrom 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
RückfallzeitStartfunktion Überstrom 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Ansprechzeit, Start Unterstrom 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Rückfallzeit Start Unterstrom 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Siehe Tabelle 92 und Tabelle 93 Parameterbereiche für kundenspezifi‐sche Charakteristik Nr. 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0
Siehe Tabelle 92 und Tabelle 93
Spannungspegel, ab dem Spannungsspeicher übernommen wird (0,0 - 5,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Ansprechwert Überspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 200,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U<Ur
± 0,5 % von U für U>Ur
Ansprechwert Unterspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 150,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U<Ur
± 0,5 % von U für U>Ur
Ansprechzeit, Start Überspannung 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Rückfallzeit Start Überspannung 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -
Ansprechzeit, Start Unterspannung 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -
Rückfallzeit Start Unterspannung 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Spannungsgrenzbereich Ober- und Untergrenze, spannungsab‐hängige Charakteristik
(1,0 - 200,0) % von UBase ± 1,0 % von Ur für U<Ur
± 1,0 % von U für U>Ur
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50 ABB
Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC , Fortsetzung
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Gerichtete Funktion Einstellbar: ungerichtet, vorwärts undrückwärts
-
Relais typischer Winkel (-180 bis +180) Grad ±2,0 Grad
Relais Auslösewinkel (1 to 90) Grad ±2,0 Grad
Rückfallverhältnis, Überstrom > 95% -
Rückfallverhältnis, Unterstrom < 105% -
Rückfallverhältnis, Überspannung > 95% -
Rückfallverhältnis, Unterspannung < 105% -
Übersstrom:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Unterstrom:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Überspannung:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Unterspannung:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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ABB 51
Sekundärsystem-Überwachung
Tabelle 49. Stromwandlerkreis-Überwachung CCSRDIF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (5-200) % von Ir ± 10,0 % von Ir bei I £ Ir± 10,0 % von I bei I > Ir
Blockierstrom (5-500)% von Ir ± 5,0 % von Ir bei I £ Ir± 5,0 % von I bei I > Ir
Tabelle 50. Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, Nullsystem (1-100) % von UBase ± 1,0 % von UV
Ansprechstrom, Nullsystem (1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Ansprechspannung, Gegenssystem (1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Ansprechstrom, Gegensystem (1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Pegel für die Änderung der Auslösespan‐nung
(1–100) % von UBase ± 5,0 % von Ur
Pegel für die Änderung des Ansprechstroms (1–100) % von IBase ± 5,0 % von Ir
Auslöse-Leiter-Erde-Spannung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von UV
Ansprech-Leiterstrom (1-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Auslösung spannungslose Leitung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von UV
Auslösung stromlose Leitung (1-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Ansprechwert, Startfunktion 25 ms typischerweise 1 bis 0 Uba‐se
-
Rückfallzeit, Startfunktion 35 ms typischerweise 0 bis 1 Uba‐se
-
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52 ABB
Steuerung
Tabelle 51. Synchronisierung, Synchrocheck und Zuschaltüberprüfung SESRSYN
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Phasenwinkeldifferenz, jline - jbus (-180 to 180) Grad -
Spannungsdifferenz, Ubus/Uline (0,40-25,000) % von UBaseBusund UBaseLIne
-
Max. Spannungsgrenzwert für Synchronisierung und Synchrocheck (50,0-120,0) % von UBaseBusund UBaseLIne
± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur
± 0,5 % von U bei U > Ur
Rückfallverhältnis, Synchrocheck > 95% -
Frequenzdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz
Phasenwinkeldifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (5,0-90,0) Grad ± 2,0 Grad
Spannungsdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (0,02-0,5) p.u. ± 0,5 % von Ur
Zeitverzögerungsausgang für Synchrocheck (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Spannungsobergrenze für Zuschaltprüfung (50,0-120,0) % von UBaseBusund UBaseLIne
± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur
± 0,5 % von U bei U > Ur
Rückfallbereich, Spannungsobergrenze > 95% -
Spannungsuntergrenze für Zuschaltprüfung (10,0-80,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Rückfallbereich, Spannungsuntergrenze < 105% -
Maximalspannung für die Zuschaltung (50,0-180,0) % von UBaseBusund UBaseLIne
± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur
± 0,5 % von U bei U > Ur
Zeitverzögerung für die Anregungsprüfung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Ansprechzeit für den Synchrocheckfunktion 160 ms typischerweise -
Ansprechzeit für die Zuschaltprüfungsfunktion 80 ms typischerweise -
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ABB 53
Tabelle 52. Automatische Wiedereinschaltung (AWE) SMBRREC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Anzahl der Wiedereinschaltversuche 1 - 5 -
Pausenzeit der Wiedereinschaltautomatik:Versuch 1 - t1 1-poligVersuch 1 - t1 2-poligVersuch 1 - t1 3-polig, KurzzeitVersuch 1 - t1 3-polig, Langzeit
(0,000-60,000) s
± 0,5 % ± 10 ms
Versuch 2 - t2Versuch 3 - t3Versuch 4 - t4Versuch 5 - t5
(0,00-6000,00) s
Erweiterte Pausenzeit der Wiedereinschaltautomatik (0,000-60,000) s
Wiedereinschaltautomatik maximale Wartezeit für die Synchronisation (0,00-6000,00) s
Maximale Auslöseimpulsdauer (0,000-60,000) s
Sperrung Rücksetzzeit (0,000-60,000) s
Sperrzeit (0,00-6000,00) s
Minimale Zeit in der der Leistungsschalter eingeschaltet sein muss, bevor die AWE fürden AWE-Zyklus bereit ist
(0,00-6000,00) s
Wiedereinschaltimpulslänge (0,000-60,000) s
Überprüfungszeit vor erfolgloser AWE (0,00-6000,00) s
Warten auf die Masterfreigabe (0,00-6000,00) s
Wartezeit nach dem Wiedereinschaltbefehl vor Durchführung des nächsten Versuches (0,000-60,000) s
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54 ABB
Tabelle 53. Spannungsregelung TR1ATCC, TR8ATCC, TCMYLTC und TLCYLTC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Trasformatorreaktanz (0.1-200.0) Ω/ primär -
Zeitverzögerung für Tieferbefehl falls "schnelle Rückstufung" aktiviert (1.0-100.0) s -
Spannungsregelung Einstellspannung (85,0–120,0) % von UB ±0.25 % von Ur
Äußere Spannungstotzone (0,2–9,0) % vonUB -
Innere Spannungstotzone (0,1–9,0) % von UB -
Obere Grenze der Sammelschienenspannung (80–180) % von UB ± 1.0% von Ur
Untere Grenze der Sammelschienenspannung (70–120) % von UB ± 1.0% von Ur
Unterspannungsblockierungslevel (0–120) % von UB ± 1.0% von Ur
Zeitverzögerung (lange) für automatische Steuerbefehle (3-1000) s ± 0.5% ± 10 ms
Zeitverzögerung (kurz) für automatische Steuerbefehle (1-1000) s ± 0.5% ± 10 ms
Minimale Ansprechzeit im Inversermodus (3-120) s ± 0.5% ± 10 ms
Leitungswiderstand (0.00-150.00) Ω/ primär -
Leitungsreaktanz (-150.00-150.00) Ω/ primär -
Einstellungskonstanten der Lastpannung (-20,0-20,0) % vonUB -
Automatische Korrektur der Lastpannung (-20,0-20,0) % vonUB -
Prüfzeit für das Blockierungssignal des Umkehrverhaltens (30–6000) s ± 0.5% ± 10 ms
Stromgrenze für das Feld des Umkehrverhaltens (0–100) % von I1Base -
Überstrom Feldlevel (0–250) % von I1Base ± 1.0% von Irbei I≤Ir± 1.0% von I bei I>Ir
Level für die Anzahl der gezählten Steigerungen/Senkungen innerhalb ei‐ner Stunde
(0–30) Ansprechungen/Stunde -
Level für die Anzahl der gezählten Steigerungen/Senkungen innerhalbvon 24 Stunden
(0-100) Ansprechungen/Tag -
Zeitfenster für den Schwingungsalarm (1–120) Minuten -
Schwingungsermittlungsalarm, max. Ansprechungen/Fenster (3–30) Ansprechungen/Fenster -
Alarmlevel der aktiven Leistung in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung (-9999.99–9999.99) MW ± 1.0% von Sr
Alarmlevel der aktiven Leistung in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung (-9999.99–9999.99) MVAr ± 1.0% von Sr
Zeitverzögerung für Alarme von der Leistungsüberwachung (1-6000) s ± 0.5% ± 10 ms
Abzweigposition für niedrigste und höchste Spannung (1–63) -
mA für niedrigste und höchste Spannung Abzweigposition (0.000–25.000) mA -
Typ der Code-Überführung BIN, BCD, GRAY, SINGLE, mA -
Zeit nach Positionswechsel vor der Akzeptanz des Wertes (1-60) s ± 0.5% ± 10 ms
Stufenschalter konstante Zeitsperre (1-120) s ± 0.5% ± 10 ms
Steigerung/Senkung Befehl Ausgang Impulsdauer (0.5-10.0) s ± 0.5% ± 10 ms
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ABB 55
Signalvergleichsschutz
Tabelle 54. Signalvergleich zur Gegenstation - Logik für Distanz- bzw. Überstromschutz ZCPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Schema Direkte MitnahmeMitnahmeschaltung (Unterreichwei‐te)Freigabeschaltung (Überreichweite)Blockierschaltung
-
Koordinationszeit für Blockierung-Lo‐gik
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Mindestdauer des Übertragungssig‐nals
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Sicherheitszeitglied bei Verlust desHF-Trägersignals
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Modus der Deblockierungslogik AusKein NeustartNeustart
-
Tabelle 55. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Distanzschutzfunktion ZCRWPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Erkennungspegel Leiter-Erde-Spannung
(10-90) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Erkennungspegel Leiter-Leiter-Spannung
(10-90) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Rückfallverhältnis <105% -
Auslösezeit für Stromrichtungs‐umkehrlogik
(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Verzögerungszeit für Stromrich‐tungsumkehr
(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Koordinierungszeit für Schwache‐inspeise-Logik
(0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Tabelle 56. Signalvergleichslogik für Erfehlerschutz ECPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Signaltyp MitnahmeschaltungFreigabeschaltungBlockierschaltung
-
Signalsausgleichskoordinations‐zeit
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
56 ABB
Tabelle 57. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Nullstromschutz ECRWPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Betriebsmodus der Schwachein‐speise-Logik
AusEchoEcho & Trip
-
Spannungspegel 3Uo für Schwa‐cheinspeisung-Auslösung
(5-70) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Rückfallverhältnis >95% -
Ansprechzeit für Stromumkehr (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Verzögerungszeit für Stromum‐kehr
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Koordinationszeit für Schwache‐inspeislogik
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 57
Logik
Tabelle 58. Auslöselogik SMPPTRC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösevorgang 3-polig, 1/3-polig, 1/2/3-polig -
Minimale Auslöseimpulslänge (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Zeitglieder (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Tabelle 59. Konfigurierbare Logikblöcke
Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit
scnell mittel normal
LogicAND (UND) 60 60 160 - -
LogicOR (ODER) 60 60 160 - -
LogicXOR (EXKLU‐SIVE-ODER)
10 10 20 - -
LogicInverter(NICHT)
30 30 80 - -
LogicSRMemory(SR-SPEICHER)
10 10 20 - -
LogicRSMemory(RS-SPEICHER)
10 10 20 - -
LogicGate (GATTER) 10 10 20 - -
LogicTimer (ZEIT‐GLIED)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
LogicPulseTimer (IM‐PULSZEITGLIED)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
LogicTimerSet (EIN‐STELLBARES ZEIT‐GLIED)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
LogicLoopDelay(SCHLEIFENVER‐ZÖGERUNG)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Auslösematrixlogik 6 6 - - -
Boolesch 16 bis Inte‐ger
4 4 8 - -
Boolesch 16 bis Inte‐ger mit Logikknoten
4 4 8 - -
Integer bis Boolesch16
4 4 8 - -
Integer bis Boolesch16 mit Logikknoten
4 4 8 - -
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
58 ABB
Tabelle 60. Erweitertes Logikpaket
Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit
schnell mittel normal
LogicAND (UND) 40 40 100 - -
LogicXOR (EXCLU‐SIVE ODER)
- - 49 - -
LogicSRMemory(SR-SPEICHER)
- - 110 - -
LogicTimer (ZEIT‐GLIED)
5 5 49 (0.000-90000.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
LogicPulseTimer (IM‐PULSZEITGLIED)
5 5 49 (0.000-90000.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Auslösematrixlogik - - 18 - -
SLGGIO 10 10 54 - -
VSGGIO 10 10 10 - -
LogicOR (ODER) 40 40 100 - -
LogicGate (GATTER) - - 49 - -
LogicTimerSet (EIN‐STELLBARES ZEIT‐GLIED)
- - 49 - -
LogicLoopDelay(SCHLEIFENVER‐ZÖGERUNG)
- - 49 - -
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 59
Überwachung
Tabelle 61. Messungen CVMMXN
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Frequenz (0,95-1,05) × fr ± 2,0 mHz
Spannung (0,1-1,5) ×Ur ±0,5 % von Ur bei U£Ur
± 0,5 % von U 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
± 1,0 % von S bei S > Sr
Bedingungen:0,8 x Ur < U < 1,2 Ur
0,2 x Ir < I < 1,2 Ir
Blindleistung, Q 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur
0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir
Scheinleistung, S 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur
0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir
Leistungsfaktor, cos (φ) 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur
0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir± 0,02
Tabelle 62. Überwachung von mA-Eingangssignalen
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
mA-Messfunktion ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA
± 0,1 % des eingestellten Wertes ± 0,005 mA
Max. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang
(-20,00 bis +20,00) mA
Min. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang
(-20,00 bis +20,00) mA
Alarmpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA
Warnpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA
Alarmhysterese für Eingang (0,0-20,0) mA
Tabelle 63. Ereigniszähler CNTGGIO
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Zählerwert 0-10000 -
Max. Zählgeschwindigkeit 10 Impulse/s -
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
60 ABB
Tabelle 64. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Vor-Fehler-Zeit (0.05–9,90) s -
Nach-Fehler-Zeit (0,1–10,0) s -
>Zeitgrenze (0.5–10,0) s -
Maximale Anzahl von Aufzeichnungen 100, FIFO-Verfahren -
Auflösung der Absolutzeiterfassung 1 ms Siehe Tabelle 88
Maximale Anzahl von Analogeingängen 30 + 10 (externe + intern abge‐leitete)
-
Maximale Anzahl von Binäreingängen 96 -
Maximale Anzahl von Zeigern im Auslösewert-Aufzeichnungsgerät pro Aufzeich‐nung
30 -
Maximale Anzahl von Angaben in einer Stördatenaufzeichnung 96 -
Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisaufzeichnung pro Aufzeichnung 150 -
Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisliste 1000, Ringpuffer (FIFO) -
Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3.4 s Aufzeichnungsdauer und maximaleAnzahl von Kanälen, typischer Wert)
340 Sekunden (100 Aufnahmen)bei 50 Hz, 280 Sekunden (80 Auf‐nahmen) bei 60 Hz
-
Abtastrate 1 kHz bei 50 Hz1.2 kHz bei 60 Hz
-
Aufzeichnungsbandbreite (5-300) Hz -
Tabelle 65. Fehlerortung LMBRFLO
Funktion Wert oder Bereich Genauigkeit
Reaktive oder resistive Reichwei‐te
(0,001 - 1500,000) Ω/Leiter ± 2,0 % statische Genauigkeit± 2,0 % Grad statische MessgenauigkeitBedingungen:Spannungesbereich: (0,1 - 1,1) x Ur
Strombereich: (0,5-30) x Ir
Leiterauswahl Entsprechend den Eingabesigna‐len
-
Maximale Zahl der Fehlerortsbe‐stimmungen
100 -
Tabelle 66. Ereignisliste
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Anzahl von Ereignissen in der Lis‐te
1000
Auflösung 1 ms
Genauigkeit Abhängig von der Zeitsynchronisierung
Tabelle 67. Meldungen
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Zahl der Meldungen, die für eine einzige Störung angezeigt werden 96
Maximale Anzahl an aufgenommenen Störungen 100
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 61
Tabelle 68. Ereignisaufzeichnung
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Zahl der Ereignisse im Störbericht 150
Maximale Anzahl an Störberichten 100
Auflösung 1 ms
Genauigkeit Abhängig von derZeitsynchronisierung
Tabelle 69. Störfallmesswertaufzeichnung
Funktion Wert
Speicherkapazität
Maximale Anzahl von Analogeingängen 30
Maximale Anzahl an Störberichten 100
Tabelle 70. Störschreiber
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Anzahl von Analogeingängen 40
Maximale Anzahl von Binäreingängen 96
Maximale Anzahl von Störberichten 100
Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3,4 s Aufzeichnungsdauer und ma‐ximale Anzahl von Kanälen, typischer Wert)
340 Sekunden (100 Aufnahmen) bei 50 Hz280 Sekunden (80 Aufnahmen) bei 60 Hz
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
62 ABB
Messung
Tabelle 71. Impulszählerlogik PCGGIO
Funktion Einstellbereich Genauigkeit
Eingangsfrequenz Siehe Binäreingangsmodul (BIM) -
Zeitzyklus für die Anzeige desZählwertes
(1–3600) s -
Tabelle 72. Energiemessung ETPMMTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Energiemessung kWh Export/Import, kvarh Export/Import
Eingang vom MMXU. Kein Extrafehler bei stationärer Last
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 63
Stationskommunikation
Tabelle 73. IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll IEC 61850-8-1
Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 100BASE-FX
Tabelle 74. LON Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll LON
Kommunikationsgeschwindigkeit 1,25 Mbit/s
Tabelle 75. SPA Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll SPA
Kommunikationsgeschwindigkeit 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 oder 38400 Bd
Slave - Nummer 1 bis 899
Tabelle 76. IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll IEC 60870-5-103
Kommunikationsgeschwindigkeit 9600, 19200 Bd
Tabelle 77. SLM – LON-Anschluss
Menge Bereich oder Wert
Optischer Anschluss Glas-Lichtwellenleiter (LWL): Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend
LWL, zulässige Dämpfung Glas-LWL: 11 dB (1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (10 m typischerweise *)
LWL-Durchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung
Tabelle 78. SLM – SPA/IEC 60870-5-103/DNP3 Anschluss
Menge Bereich oder Wert
Optischer Anschluss Glas-LWL: Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend
Lichtwellenleiter, zulässigeDämpfung
Glas-LWL: 11 dB (3000ft/1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (24 3840cm/25 m typischerweise *)
Lichtwellenleiterdurchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
64 ABB
Tabelle 79. Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul
Menge Bereich oder Wert
Kommunikationsgeschwindigkeit 2400–19200 Baud
Anschlusstyp RS-485 6-poliger SteckerSofterdungs 2-Pol Verbinder
Tabelle 80. Duo Treiber Konfiguration DUODRV
Funktion Wert
Protokoll IEC 61850-8-1
Kommunikationsgeschwindigkeit 100 Base-FX
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 65
Kommunikation zur Gegenseite
Tabelle 81. Leitungsdaten-Kommunikationsmodul
Eigenschaften Bereich oder Wert
Typ des LDCM Kurzer Bereich(SR)
Mittlerer Bereich(MR)
Langer Bereich (LR)
Lichtwellenleiter-Typ GradientenindexMultimode62,5/125 µm oder50/125 µm
Singlemode 9/125 µm Singlemode 9/125 µm
Wellenlänge 850 nm 1310 nm 1550 nm
Optisches BudgetGradientenindex multimode 62.5/125mm, Gradientenindex multimode 50/125mm,
13 dB (typischerBereich etwa 3km *)9 dB (typischerBereich etwa 2km *)
22 dB (typischer Be‐reich 80 km *)
26 dB (typischer Bereich 110 km*)
Optischer Anschluss Typ ST Typ FC/PC Typ FC/PC
Protokoll C37.94 C37.94 Anwendung**)
C37.94 Anwendung **)
Datenübertragung Synchron Synchron Synchron
Übertragungsrate / Datenmenge 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s
Taktquelle Intern oder abge‐leitet vom emp‐fangenen Signal
Intern oder abgeleitetvom empfangenenSignal
Intern oder abgeleitet vom emp‐fangenen Signal
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung**) C37.94 original bestimmt nur für Multimodus; unter Verwendung des gleichen Sammlers und Datenformat wie C37.94
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
66 ABB
HardwareGerät
Tabelle 82. Gehäuse
Material Stahlblech
Frontplatte Stahlblechprofil mit Ausschnitt für HMI
Oberflächenbehandlung Aluzink vorbeschichteter Stahl
Endbearbeitung Hellgrau (RAL 7035)
Tabelle 83. Wasser- und Staubschutzgrad gemäß IEC 60529
Frontseite IP40 (IP54 mit Dichtungsstreifen)
Rückseite, Seiten, De‐cke und Boden
IP20
Tabelle 84. Gewicht
Gehäusegröße Gewicht
6U, 1/2 x 19” £ 10 kg
6U, 3/4 x 19” £ 15 kg
6U, 1/1 x 19” £ 18 kg
Anschlussystem
Tabelle 85. Strom-und Spannungswandler-Anschlüsse
Verbindertyp Nennspannung und -strom Maximaler Leiterquerschnitt
Ausführung für Schraubklemmen 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)
Klemmenblöcke geeignet für Ringkabelschuh 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)
Tabelle 86. Binäres E/A Anschlussystem
Verbindertyp Bemessene Spannung Maximaler Leiterquerschnitt
Schraubkompressionstyp 250 V AC 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)
Klemmenblöcke geeignet für Ringanschlusstechnik 300 V AC 3 mm2 (AWG14)
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 67
Grundfunktionen des IED
Tabelle 87. Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste
Daten Wert
Aufnahmeart Kontinuierlich, ereigniskontrolliert
Listengröße 1000 Ereignisse, FIFO
Tabelle 88. Zeitsynchronierung, Absolutzeiterfassung
Funktion Wert
Auflösung der Absolutzeiterfassung, Ereignisse und gesammelte Messwerte 1 ms
Absolutzeiterfassungsfehler mit Synchronisation einmal/Minute (minütliche Impulssynchronisierung), Ereignisseund gesammelte Messwerte
± 1.0 ms typischerweise
Absolutzeiterfassungsfehler mit SNTP Synchronisierung, gesammelte Messwerte ± 1.0 ms typischerweise
Tabelle 89. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GTM)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Empfänger – ±1µs relatives UTC
Zeit zur zuverlässigen Zeitfreferenz mit Antenne in neu‐er Position oder nach einer Abschaltung länger als 1Monat
<30 Minuten –
Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber mehr als 48 Stunden
<15 Minuten –
Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber weniger als 48 Stunden
<5 Minuten –
Tabelle 90. GPS – Antenne und Kabel
Funktion Wert
Maximale Antennenkabeldämpfung 26 db @ 1.6 GHz
Antennenkabelimpedanz 50 ohm
Blitzschutz Muss extern angeboten werden
Antennenkabelanschluss SMA im EmpfängerendeTNC im Antennenende
Tabelle 91. IRIG-B
Menge Bemessungswert
Anzahl Kanäle IRIG-B 1
Anzahl Kanäle PPS 1
Elektrischer Anschluss IRIG-B BNC
Optischer Anschluss PPS und IRIG-B Typ ST
LWL-Typ 62.5/125 μm Multimodalfaser
Pulsweitenmoduliert 5 Vpp
Amplitudenmoduliert– niedriges Niveau– hohes Niveau
1-3 Vpp3 x niedriges Niveau, max. 9 Vpp
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
68 ABB
Stromabhängige Kennlinie
Tabelle 92. Inverse Zeitkennlinien, ANSI
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechkurven:
( )1= + ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At B k
I
EQUATION1249-SMALL V1 DE
Rücksetzkennlinie:
( )2 1= ×
-
trt kI
EQUATION1250-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt -
ANSI extrem invers A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1 ANSI/IEEE C37.112,Klasse 5 + 40 ms
ANSI stark invers A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6
ANSI normal invers A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46
ANSI mäßig invers A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85
ANSI Langzeit extrem invers A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30
ANSI Langzeit stark invers A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46
ANSI Langzeit invers k= (0.05-999) in Stufen von 0.01A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 69
Tabelle 93. IEC Inverse Zeitkennlinien
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechkurven:
( )1= ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At k
I
EQUATION1251-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 -
Verzögerung bis inverse, IEC inverse (0.000-60.000) s ± 0,5 % der eingestelltenZeit ± 10 ms
IEC normal invers A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms
IEC stark invers A=13.5, P=1.0
IEC invers A=0.14, P=0.02
IEC extrem invers A=80.0, P=2.0
IEC Kurzzeit invers A=0.05, P=0.04
IEC Langzeit invers A=120, P=1.0
Programmierbare EigenschaftenAnsprechkurven:
( )= + ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At B k
I C
EQUATION1370-SMALL V1 DE
Rückfallkurven:
( )= ×
-PR
TRt k
I CR
EQUATION1253-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) in Schritten von 0,01A=(0.005-200.000) in Stufen von 0.001B=(0.00-20.00) in Stufen von 0.01C=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1P=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001TR=(0.005-100.000) in Stufen von 0.001CR=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1PR=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001
IEC 60255, Klasse 5 +40 ms
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
70 ABB
Tabelle 94. Inverse RI- und RD-Zeitkennlinien
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Inverse RI-Zeitkennlinien
1
0.2360.339
= ×
-
t k
IEQUATION1137-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms
Inverse logarithmische Kennlinie desTyps RD
5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø
tI
Ink
EQUATION1138-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms
Tabelle 95. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Überspannungsschutz
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 DE
U> = Uset
U = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt Class 5 +40 ms
Typ-B-Kurve:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt
Typ-C-Kurve:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt
Programmierbare Kurve:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegtA = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 71
Tabelle 96. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Unterspannungsschutz
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=< -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
UEQUATION1431-SMALL V1 DE
U< = Uset
U = UVmeasured
k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt Class 5 +40 ms
Typ-B-Kurve:
2.0
4800.055
32 0.5
×= +
< -× -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1432-SMALL V1 DE
U< = Uset
U = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt
Programmierbare Kurve:
×= +
< -× -
<
é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1433-SMALL V1 DE
U< = Uset
U = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegtA = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
72 ABB
Tabelle 97. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Nullüberspannungsschutz
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 DE
U> = Uset
U = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01
Class 5 +40 ms
Typ-B-Kurve:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01
Typ-C-Kurve:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01
Programmierbare Kurve:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01A = (0,005-200,000) inStufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stu‐fen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufenvon 0,1D = (0,000-60,000) in Stu‐fen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stu‐fen von 0,001
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 73
21. Bestellung
AnleitungUm eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten.Beachten Sie zu den möglichen Anwendungsfunktionen bitte die vorhandene Funktionen-Tabelle.PCM600 kann verwendet werden, um Änderungen bzw. Erweiterungen an der gelieferten werksseitigen Konfiguration des vorkonfigurierten Pro‐dukts vorzunehmen.
Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, setzen Sie bitte den Code gemäß dem nachstehenden Beispiel aus den Tabellen zusammen.Beispielcode: REC670*1.2-A30-A02C16D02E01F01H04K01M01-B1X0-DC-KA-B-A6X0-ABFLURST-ABF-AD. Verwendung des Codes zu jeder Position 1 bis 12, an‐gegeben als REC670*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3 3-4-5-6-7 7-8-9 9 9-10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10-11 11 11 11 11 11-12 12
# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -REC670* - - - - - - - -
10 - 11 - 12 . -
Ste
llung
SOFTWARE #1 Hinweise und Regeln
Versionsnummer Versionsnr. 1.2
Auswahl für Position Nr. 1.
Konfigurationsalternativen #2 Hinweise und Regeln
Einzel-Leistungsschalter A30 Doppel-Leistungsschalter B30 1 1/2 Leistungsschalter für individuellen Leistungsschalter C30 ACT-Konfiguration ABB Standardkonfiguration X00 Auswahl für Position Nr. 2.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
74 ABB
Software-Optionen #3 Hinweise und Regeln
Keine Option X00
Alle Felder im Bestellformularmüssen nicht ausgefüllt werden
Differentialschutz gegen hohe Impedanz A02
Anmerkung: A02 nur in A30/B30,A07 nur in C30
Differentialschutz gegen hohe Impedanz - 2 Zonen A07
Sensitiver gerichteter Nullstrom- und Leistungsschutz C16
Leistungsrichtungsschutz C17
Netzausfall- und Schalterversagerschutz - 1 Leistungsschalter C31
Anmerkung: Es kann nur ein Netz‐ausfall- und Schalterversager‐schutz bestellt werden.Anmerkung: C31 nur in A30, C32nur in B30, C33 nur in C30
Netzausfall- und Schalterversagerschutz - 2 Leistungsschalter C32
Netzausfall- und Schalterversagerschutz - 1 1/2 Leistungs‐schalter
C33
Spannungsschutz: D02
Frequenzschutz - Station E01
Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz F01
Automatische Wiedereinschaltung, 1 Leistungsschalter H04
Anmerkung: Es kann nur eine Au‐tomatische Wiedereinschaltungbestellt werdenAnmerkung: H04 nur in A30, H05nur in B30, H06 nur in C30
Automatische Wiedereinschaltung, 2 Leistungsschalter H05
Automatische Wiedereinschaltung, 1 1/2 Leistungsschalter H06
Spannungsregelung, einzelner Transformator, 1 Objekt H11
Anmerkung: H11 und H15 nur inA30/B30Anmerkung: H16 und H18 nur inC30Anmerkung: Es kann nur eineSpannungsregelung bestellt wer‐den.
Spannungsregelung, acht parallele Transformatoren, 1 Objekt H15
Spannungsregelung, einzelner Transformator, 1 Objekt, 2 Kon‐trollblöcke
H16
Spannungsregelung, acht parallele Transformatoren, 1 Ob‐jekt, 2 Kontrollblöcke
H18
Signalvergleichsschutz K01
Fehlerorter M01
Konfiguration Duo Treiber P01
Auswahl für Position 3
Dialogsprache erstes lokales HMI #4 Hinweise und Regeln
HMI-Sprache, Englisch IEC B1 HMI-Sprache, US-Englisch B2 Dialogsprache weiteres lokales HMI HMI-Sprache, Deutsch A1 HMI-Sprache, Spanisch A4 HMI-Sprache, Schwedisch A9 Auswahl für Position Nr. 4.
Gehäuse #5 Hinweise und Regeln
1/2 x 19" Gehäuse A 3/4 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz B 3/4 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze C 1/1 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz D 1/1 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze E Auswahl für Position Nr. 5.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 75
Einbaudetails mit Schutzart IP 40 von der Vorderseite #6 Hinweise und Regeln
Kein Einbausatz inbegriffen X 19” Rack-Montagesatz für 1/2 x 19” Gehäuse oder 2xRHGS6 oder RHGS12 A 19” Rack-Montagesatz für 3/4 x 19” Gehäuse oder 3xRHGS6 B 19” Rack-Montagesatz für 1/1 x 19” Gehäuse C Wandmontagesatz D Anmerkung: Aufbaumontage bei
Kommunikationsmodulen mit Fa‐seranschluss (SLM, OEM,LDCM) nicht empfehlenswert
Montagesatz für Einbaumontage E Einbaumontagesatz + IP54 Montagesiegel F Auswahl für Position Nr. 6.
Anschlussart für Stromversorgung, Eingangs/Ausgangs- und Kommunikationsmodule #7 Hinweise und Regeln
Kompressionsverbindungsklemmen K Hilfsstromversorgung 24-60 - VDC A 90-250 - VDC B Auswahl für Position Nr. 7.
Mensch-Maschine-Hardwareschnittstelle #8 Hinweise und Regeln
Kleinformat - nur Text, IEC-Tastenfeldsymbole A Mittleres Format - grafische Darstellung, IEC-Tastenfeldsymbole B Anmerkung: Erforderlich zur Ertei‐
lung von Befehlen zum Steigernoder Senken an die OLTC vomIED670 über die Funktion Span‐nungsregelung (VCTR)
Mittleres Format - grafische Darstellung, ANSI-Tastenfeldsymbole C Auswahl für Position Nr. 8.
Anschlussart für Analogmodule #9 Hinweise und Regeln
Kompressionsverbindungsklemmen A Ringkabelschuh-Anschlüsse B Analogsystem Erstes TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Erstes TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Kein zweites TRM enthalten X0 Zweites TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Zweites TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Zweites TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Zweites TRM, 6I+6U, 1A, 110/220V 6 Zweites TRM, 6I+6U, 5A, 110/220V 7 Zweites TRM, 6I, 1A, 110/220V 8 Zweites TRM, 6I, 5A, 110/220V 9 Zweites TRM, 7I+5U, 1A, 110/220V 12 Zweites TRM, 7I+5U, 5A, 110/220V 13 Auswahl für Position Nr. 9.
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76 ABB
Platinen mit binärem Ein- und Ausgang, Synchronisation vonmA und Zeit. Anmerkung: 1 BIM und 1 BOM enthalten.
#10 Hinweise und Regeln
BIM mit Einschaltstrom 50 mA sollte vorrangig gewählt werden. BIM mit Einschaltstrom 50 mA erfüllen zusätzliche Standards. Dadurch wird die EMC-Festig-keit weiter erhöht.BIM mit Einschaltstrom 30 mA ist weiterhin erhältlich.Für Impulszählung, z.B. kWh-Stromzählung, muss das BIM mit erweiterten Möglichkeiten zur Impulszählung verwendet werden.
Steckplatzposition (Rückansicht)
X31
X41
X51
X61
X71
X81
X91
X101
X111
X121
X131
X141
X151
X161 Anmerkung: Max 3 Positionen in
1/2 Rack, 8 Positionen in 3/4Rack mit 1 TRM, 5 in 3/4 Rackmit 2 TRM, 14 in 1/1 Rack mit 1TRM und 11 in 1/1 Rack mit 2 TRM
1/2 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 2 TRM 1/1 Gehäuse mit 1 TRM 1/1 Gehäuse mit 2 TRM Keine Platte im Steckplatz X X X X X X X X X X X X Binäres Ausgangsmodul 24 Ausgangsrelais (BOM) A A A A A A A A A A A A A Anmerkung: Maximal 4 (BOM
+SOM+MIM) Platinen. BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 30 mA B B B B B B B B B B B B B BIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 30 mA C C C C C C C C C C C C C BIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 30 mA D D D D D D D D D D F F F BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 30 mA E E E E E E E E E E E E E BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 50 mA B
1 B
1B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
BIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 50 mA C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
BIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 50 mA D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 50 mA E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
BIMp 16 Eingänge, RL24-30 VDC für Impulszählung F F F F F F F F F F F F BIMp 16 Eingänge, RL48-60 VDC für Impulszählung G G G G G G G G G G G G BIMp 16 Eingänge, RL110-125 VDC für Impulszählung H H H H H H H H H H H H BIMp 16 Eingänge, RL220-250 VDC für Impulszählung K K K K K K K K K K K K IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL24-30 VDC L L L L L L L L L L L L IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL48-60 VDC M M M M M M M M M M M M IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL110-125 VDC N N N N N N N N N N N N IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL220-250 VDC p p p p p p p p p p p p IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL24-30 VDC, 50 mA L
1L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL48-60 VDC, 50 mA M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL110-125 VDC, 50 mA N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL220-250 VDC, 50 mA P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 24-30 VDC U U U U U U U U U U U U IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 48-60 VDC V V V V V V V V V V V V IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 110-125 VDC W W W W W W W W W W W W IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 220-250 VDC Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y mA Eingangsmodul MIM, 6 Kanäle R R R R R R R R R R R R Anmerkung: Kein MIM-Board in
1/2 Gehäuse SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 48-60 VDC T
1T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 110-250 VDC T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
Auswahl für Position Nr. 10.
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ABB 77
Module für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und Zeitsynchronisa-tion
#11 Hinweise und Regeln
Steckplatzposition (Rückansicht)
X312
X313
X302
X303
X322
X323
Verfügbare Steckplätze in 1/2 Gehäuse mit 1 TRM Anmerkung: Max 1 LDCM in 1/2Gehäuse
Verfügbare Steckplätze in 3/4 & 1/1 Gehäuse mit 1 TRM Anmerkung: Max 2 LDCM in 3/4und 1/1 Gehäuse Verfügbare Steckplätze in 3/4 & 1/1 Gehäuse mit 2 TRM-Steckplätzen
Keine Platine für die Fernkommunikation enthalten X X X X X X Optischer LDCM mit kurzer Reichweite A A A A A A Anmerkung: Max 2 LDCM (glei‐
cher oder anderer Typ) stehenzur Auswahl. Optischer LDCM 1310 nm mit mittlerer Reichweite B B B B B B
GPS Zeitmodul, GTM S S S S IRIG-B Zeitsynchronisationsmodul, mit PPS F Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul G G G G G G Auswahl für Position Nr. 11.
Serielle Kommunikationseinheit für die Stationskommunikation #12 Hinweise und Regeln
Steckplatzposition (Rückansicht)
X301
X311
Keine Platine für die Erstkommunikation enthalten X Keine Platine für die Zweitkommunikation enthalten X Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Kunststoff) A Anmerkung: Optisches Ethernet-
Modul, 2-Kanal Glas, ist zusam‐men mit SLM nicht zulässig. Serielles (Kunststoff) und LON (Glas) Kommunikationsmodul B
Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Glas) C Serielle Kunststoffschnittstelle nach IEC 60870-5-103 F Serielle Kunststoff-/Glasschnittstelle nach IEC 60870-5-103 G Serielle Glasschnittstelle nach IEC 60870-5-103 H Optisches Ethernet-Modul, 1 Kanal Glas D Optisches Ethernet-Modul, 2 Kanal Glas E Auswahl für Position Nr. 12.
Hinweise
Um eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten. Bitte beachten Sie, dasseinige Funktionen nur in Kombination mit anderen Funktionen bestellt werden können und dass manche Funktionen spezifische Hardware-Vor‐raussetzungen erfordern.
Beachten Sie zu den möglichen Anwendungsfunktionen bitte die vorhandene Funktionen-Tabelle.
ZubehörGPS-Antennen- und Befestigungsdetails
GPS-Antenne einschließlich Befestigungs-Garnitur Menge: 1MRK 001 640-AA
Antennenkabel, 20 m Menge: 1MRK 001 665-AA
Antennenkabel, 40 m Menge: 1MRK 001 665-BA
Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)
Externer Schnittstellenkonverter von C37.94 auf G703 Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA
Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703.E1 Menge: 1 2 1MRK 002 245-BA
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78 ABB
PrüfschalterDas zur Verwendung mit den IED 670 Produkten vorgesehenePrüfsystem COMBITEST ist in 1MRK 512 001-BEN und1MRK 001024-CA beschrieben. Siehe auch Website unter:www.abb.com/substationautomation (hier sind detaillierteInformationen aufgeführt).
Wegen der hohen Flexibilität unseres Produkts und derbreiten Vielfalt von möglichen Anwendungen müssen diePrüfschalter für jede spezifische Anwendung ausgewähltwerden.
Wählen Sie Ihren passenden Prüfschalter aus den in derReferenzdokumentation gezeigten verfügbarenKontaktanordnungen.
Vorschläge für geeignete Varianten:
Einfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitinterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-AK).
Einfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitexterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-AK).
Mehrfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösungmit interner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-BE).
Mehrfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösungmit externer Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-BV).
Der "In-Prüfmodus"-Schließkontakt 29-30 an den RTXP-Prüfschaltern sollte an den Eingang des Prüf-Funktionsblocksangeschlossen werden, um eine einzelne Aktivierung vonFunktionen während des Prüfens zu ermöglichen.
Prüfschalter des Typs RTXP 24 wird separat bestellt.Verweise auf entsprechende Dokumente siehe Abschnitt"Zugehörige Dokumente".
RHGS 6 Gehäuse oder RHGS 12 Gehäuse mit montiertemRTXP 24 und der Ein / Aus für die DC-Versorgung bestelltwerden separat zu wechseln. Finden Sie in Abschnitt"Zugehörige Dokumente"für die Bezugnahme auf dieentsprechenden Dokumente.
Schutzabdeckung
Schutzabdeckung für die Rückseite von RHGS6, 6U, 1/4 x 19”” Menge: 1MRK 002 420-AE
Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/2 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AC
Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 3/4 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AB
Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/1 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AA
Externe Widerstands-Einheit
Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 20-100V
Menge:
1 2 3 RK795101-MA
Hochohmige Widerstandseinheit 3-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 20-100V
Menge: RK795101-MB
Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 100-400V
Menge:
1 2 3 RK795101-CB
Hochohmige Widerstandseinheit 3-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 100-400V
Menge: RK795101-DC
Combiflex
Schlüsselschalter für Einstellungen
Schlüsselschalter zur Sperrung von Einstellungen über LCD-HMI Menge: 1MRK 000 611-A
Hinweis: Zum Anschluss des Schlüsselschalters sind Leitungen mit einem 10 A Combiflex Sockel an einer Seite zu verwenden.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 79
Reihenmontage-Garnitur Menge: 1MRK 002 420-Z
Konfigurations- und Überwachungstools
Front-Verbindungskabel zwischen lokaler HMI und PC Menge: 1MRK 001 665-CA
LED Etikettenspezialpapier DIN A4 Format, 1 St. Menge:
RUTAKVAD‐
RAT V1 EN
1MRK 002 038-CA
LED Etikettenspezialpapier Letter-Format, 1 St. Menge:
RUTAKVAD‐
RAT V1 EN
1MRK 002 038-DA
Benutzerhandbücher
Anmerkung: Eine (1) CD "IED Connect" mit der Benutzerdokumentation (Benutzerhandbuch, TechnischeDaten, Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch, Anwendungs-Handbuch und Kurzeinführung), einAnschlussmaterial-Paket und eine LED-Schilder-Schablone liegen immer jedem IED bei.
Regel: Bitte geben Sie die Menge zusätzlich benötigter CDs "IED Connect" an. Menge: 1MRK 002 290-AB
Benutzerdokumentation
Regel: Bitte geben Sie die Anzahl der benötigten gedruckten Handbücher anBenutzerhandbuch
IEC Menge: 1MRK 511 228-UDE
ANSI Menge: 1MRK 511 228-UUS
Technisches Referenzhandbuch IEC Menge: 1MRK 511 227-UEN
ANSI Menge: 1MRK 511 227-UUS
Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 229-UEN
ANSI Menge: 1MRK 511 229-UUS
Anwendungs-Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 230-UEN
ANSI Menge: 1MRK 511 230-UUS
Engineering-Handbuch Menge: 1MRK 511 179-UEN
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
80 ABB
Referenzinformation
Für unsere Referenz und die Statistik würden wir uns über folgende Anwendungsdaten freuen:
Land: Endanwender:
Stationsname: Spannungspegel: kV
Zugehörige Dokumente
Dokumentation zu REC670 Dokumentennummer
Benutzerhandbuch 1MRK 511 228-UDE
Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 511 229-UEN
Technisches Referenz-Handbuch 1MRK 511 227-UEN
Anwendungs-Handbuch 1MRK 511 230-UEN
Produktdatenblatt, kundenspezifisch 1MRK 511 231-BDE
Produktdatenblatt, vorkonfiguriert 1MRK 511 232-BDE
Produktdatenblatt IEC 61850-9-2 1MRK 511 219-BEN
Beispiel-Spezifikation SA2005-001280
Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 513 003-BEN
Test system, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN
Zubehör für IEDs der 670 Serie 1MRK 514 012-BEN
SPA- und Signalliste der 670 Serie 1MRK 500 092-WEN
IEC 61850-Datenobjektliste der 670 Serie 1MRK 500 091-WEN
Engineering-Handbuch der 670 Serie 1MRK 511 240-UEN
Differentialschutz und Binärsignalübertragung in Telekommunikationsnetzen - Einstellungs- und Anwendungsleitfa‐den 670 Serie
1MRK 505 260-UEN
Weitere Informationen siehe www.abb.com/substationautomation.
Feldsteuergerät REC670 1MRK 511 232-BDE BVorkonfiguriert Produktversion: 1.2
ABB 81
82
Kontakt
ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SchwedenTelefon +46 (0) 21 32 50 00Fax +46 (0) 21 14 69 18
www.abb.com/substationautomation
ABB AGEnergietechnikPostfach 10 03 5168128 Mannheim, DEUTSCHLANDTelefon +49 (0) 6 21 381 -30 00Fax +49 (0) 6 21 381 -26 45E-Mail [email protected]
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