Generatorschutz REG670 2.0 IEC Inbetriebnahme-Handbuch...müssen auch sicherstellen, dass alle geltenden Sicherheits- oder anderen Betriebsanforderungen eingehalten werden. Insbesondere

Relion® 670 Serie

Generatorschutz REG670 2.0 IECInbetriebnahme-Handbuch

Dokument-ID: 1MRK 502 053-UDEHerausgegeben: Mai 2016

Revision: -Produktversion: 2.0

© Copyright 2016 ABB. Alle Rechte vorbehalten

Copyright

Jedwede Wiedergabe oder Vervielfältigung dieser Unterlagen, sowie von derenBestandteilen ohne schriftliche Genehmigung von ABB ist strengstens untersagt. DieInhalte derselben dürfen nicht an Dritte weitergegeben, noch für jedwede unerlaubteZwecke genutzt werden.

Die in diesem Dokument beschriebene Soft- und Hardware ist anLizenzvereinbarungen gebunden und darf ausschließlich im Einklang mit denentsprechenden Lizenzvereinbarungen benutzt, vervielfältigt oder weitergegebenwerden.

Dieses Produkt enthält Software, die vom OpenSSL Project für die Verwendung imOpenSSL Toolkit entwickelt wurde. (http://www.openssl.org/)

Dieses Produkt enthält kryptographische Software, die geschrieben bzw. entwickeltwurde von: Eric Young ([email protected]) und Tim Hudson ([email protected]).

MarkenABB und Relion sind eingetragene Warenzeichen der ABB Group. Alle sonstigenMarken- oder Produktnamen, die in diesen Unterlagen Erwähnung finden, sindgegebenenfalls Warenzeichen oder eingetragene Markenzeichen der jeweiligenInhaber.

GewährleistungÜber die genauen Gewährleistungsbestimmungen informiert Sie gerne Ihr lokalerABB-Handelsvertreter.

Haftungsausschluss

Die in diesem Handbuch enthaltenen Daten, Beispiele und Diagramme dienenausschließlich der Beschreibung des Konzepts oder Produkts und dürfen nicht alsErklärung garantierter Eigenschaften angesehen werden. Alle für die Anwendung derin diesem Handbuch bezeichneten Geräte verantwortlichen Personen müssen sichvergewissern, dass jede beabsichtigte Anwendung geeignet und zulässig ist. Siemüssen auch sicherstellen, dass alle geltenden Sicherheits- oder anderenBetriebsanforderungen eingehalten werden. Insbesondere tragen Personen oderStellen, die diese Geräte betreiben, die alleinige Verantwortung für jegliche Gefahr,die von Anwendungen ausgeht, bei denen ein System- und/oder ein Produktfehler zuSach- oder Personenschäden (u. a. mit Verletzungs- oder Todesfolge) führen kann.Die in diesem Sinne verantwortlichen Personen werden hiermit dazu aufgefordert,sicherzustellen, dass Vorkehrungen getroffen werden, um solche Risikenauszuschließen oder einzugrenzen.

Dieses Dokument wurde von ABB sorgfältig geprüft. Dennoch sind Abweichungennicht völlig auszuschließen. Falls Fehler entdeckt werden, möchte der Leser bitte denHersteller in Kenntnis setzen. Abgesehen von ausdrücklichen vertraglichenVerpflichtungen, ist ABB unter keinen Umständen für einen Verlust oder Schadenaufgrund der Verwendung dieses Handbuchs oder der Anwendung der Geräteverantwortlich oder haftbar.

Konformität

Dieses Produkt entspricht der Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rateszur Angleichung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten über dieelektromagnetische Verträglichkeit (EMV-Richtlinie 2004/108/EG) und derRichtlinie zur Angleichung der Rechtsvorschriften der Mitgliedstaaten betreffendelektrischer Betriebsmittel zur Verwendung innerhalb bestimmter Spannungsgrenzen(Niederspannungsrichtlinie 2006/95/EG). Diese Konformität ist das Ergebnis einerPrüfung seitens ABB in Übereinstimmung mit Artikel 10 der Richtlinie gemäß derProduktnormen EN 60255-26 für die EMV-Richtlinie und gemäß den ProduktnormenEN 60255-1 und EN 60255-27 für die Niederspannungsrichtlinie. Das Produkt wurdein Übereinstimmung mit den internationalen Normen der Reihe IEC 60255konzipiert.

Inhaltsverzeichnis

Abschnitt 1 Einführung.................................................................... 11Dieses Handbuch........................................................................... 11Zielgruppe.......................................................................................11Produktunterlagen.......................................................................... 12

Produktunterlagen....................................................................... 12Dokumentenänderungsverzeichnis............................................. 14Zugehörige Dokumente...............................................................14

Verwendete Symbole und Dokumentkonventionen........................14Symbole.......................................................................................14Dokumentkonventionen...............................................................15IEC 61850 Edition 1 / Edition 2 Zuordnung................................. 16

Abschnitt 2 Sicherheitsrelevante Informationen.............................. 23Symbole am Produkt...................................................................... 23Warnungen..................................................................................... 23Zeichen notieren.............................................................................26

Abschnitt 3 Verfügbare Funktionen................................................. 27Hauptschutzfunktionen................................................................... 27Reserve-Schutzfunktionen............................................................. 28Steuerungs- und Überwachungsfunktionen................................... 30Kommunikation...............................................................................33Grundfunktionen des Geräts.......................................................... 35

Abschnitt 4 Starten.......................................................................... 37Abnahmetest im Werk und am Aufstellungsort.............................. 37Checkliste Inbetriebnahme............................................................. 37Prüfen der Hilfsspannungsversorgung........................................... 38Einschalten des Geräts.................................................................. 38

Überprüfen Sie die Funktion des Gerätes................................... 38Einschaltfolge des Gerätes..........................................................38

REX060 einschalten....................................................................... 39REX060-Startsequenz.................................................................39

Einrichten der Kommunikation zwischen PCM600 und IED...........39Eine Anwendungskonfiguration auf das Gerät schreiben...............44Überprüfen der Stromwandlerkreise...............................................45Überprüfen der Spannungswandlerkreise...................................... 46Verwenden des RTXP-Prüfschalters..............................................46Überprüfen der binären I/O-Kreise................................................. 47

Binäre Eingangskreise.................................................................47

Inhaltsverzeichnis

Generatorschutz REG670 2.0 IEC 1Inbetriebnahme-Handbuch

Binäre Ausgangskreise................................................................48Prüfen der optischen Anschlüsse................................................... 48

Abschnitt 5 Gerät konfigurieren und Einstellungen ändern............. 49Überblick.........................................................................................49Konfiguration der analogen Stromwandlereingänge...................... 50IED rekonfigurieren.........................................................................51

Abschnitt 6 Kalibrieren des auf Einspeisung basierendenempfindlichen Rotor-Erdfehlerschutzes........................53Inbetriebnahme...............................................................................53Inbetriebnahme-Tool ICT................................................................53Starten des Einspeisungsinbetriebnahme-Tools (ICT)...................56Durchführen der Kalibrierung......................................................... 57Erfassen von Referenzen............................................................... 59Überprüfen der Kalibrierung........................................................... 61Überprüfung....................................................................................63Bearbeitungsfunktionen in der Grafik............................................. 64Protokollieren von Messwerten in einer Datei................................ 66

Abschnitt 7 Kalibrierung des einspeisungsbasierten 100 %Stator-Erdfehlerschutz..................................................67Inbetriebnahmeprozess.................................................................. 67Inbetriebnahme des ICT-Tools....................................................... 67Inbetriebnahmetool für die Einspeisung (ICT) starten.................... 71Kalibrierung durchführen................................................................ 72Erfassen von Referenzen............................................................... 74Überprüfen der Kalibrierung........................................................... 76Überprüfung....................................................................................78Bearbeitungsfunktionen in der Grafik............................................. 79Protokollieren von Messwerten in einer Datei................................ 81

Abschnitt 8 Verbindung herstellen und die SPA/IEC-Kommunikation überprüfen.......................................... 83Eingabe der Einstellungen..............................................................83

SPA-Einstellungen eingeben.......................................................83IEC-Einstellungen eingeben........................................................83

Überprüfung der Kommunikation....................................................84Überprüfung der SPA-Kommunikation........................................ 84Überprüfung der IEC-Kommunikation......................................... 85

LWL-Schleife.................................................................................. 85Kalkulation des optischen Plans für serielleKommunikation mit SPA/IEC .........................................................86

Abschnitt 9 Herstellen der Verbindung und Überprüfung LON-Kommunikation.............................................................87

Inhaltsverzeichnis

2 Generatorschutz REG670 2.0 IECInbetriebnahme-Handbuch

Kommunikation über die hinteren Ports ........................................ 87LON Kommunikation................................................................... 87Das LON Protokoll.......................................................................88Hardware und Software Module..................................................88

Kalkulation des optischen Plans für serielle Kommunikation mitLON ............................................................................................... 90

Abschnitt 10 Herstellen der Verbindung und Überprüfung derIEC 61850-Kommunikation...........................................91Überblick.........................................................................................91Einstellen der Stationskommunikation............................................91Überprüfen der Kommunikation......................................................92

Abschnitt 11 Prüfen der Gerätefunktion............................................ 93Vorbereitung zur Prüfung............................................................... 93

Anforderungen.............................................................................93Vorbereitung des Geräts zur Verifizierung der Einstellungen......94

Aktivierung des Testmodus............................................................ 95Vorbereiten der Verbindungen zu den Prüfgeräten........................96Anschließen der Prüftechnik an das Gerät.....................................97Freischalten der zu prüfenden Funktion......................................... 98Verifizieren der analogen Primär- und Sekundärmessung.............99Prüfung der Funktionalität des Schutzes......................................100

Abschnitt 12 Funktionsprüfung über Sekundäreinspeisungdurchführen................................................................ 101Prüfen der Stördatenaufzeichnung...............................................101

Einführung................................................................................. 101Einstellungen für die Stördatenaufzeichnung............................101Störschreiber (DR).....................................................................101Ereignisaufzeichnung (ER) und Ereignisspeicher (EL)............. 102

Identifizierung der zu prüfenden Funktion im technischesReferenz-Handbuch .................................................................... 103Differentialschutz.......................................................................... 103

Transformatordifferentialschutz T2WPDIF und T3WPDIF ....... 103Verifizieren der Einstellungen...............................................103Abschliessen des Tests........................................................105

Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF ...............................105Überprüfung der Einstellungen.............................................105Abschließen des Tests......................................................... 106

Generator-Differentialschutz GENPDIF ....................................106Überprüfung der Einstellungen.............................................106Abschließen des Tests......................................................... 107

Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF ........................................107Verifizieren der Einstellungen...............................................107

Inhaltsverzeichnis


Abschliessen des Tests........................................................108Impedanzschutz........................................................................... 108

Mehrsystemiger Distanzschutz, Mho-Kennlinie, ZMHPDIS...... 108Distanzschutzzonen, polygonale Charakteristik ZMFPDIS....... 108

Messung der Auslösegrenze der Einstellwerte in Fällenohne Lastaussparungs-Charakteristik(OperationLdCmp=aus)........................................................112Messen der Auslösezeit von Distanzschutzzonen............... 113Abschließen des Tests......................................................... 114

Distanzschutzzonen, Polygonkennlinie MFCPDIS....................114Messung des Ansprechgrenzwerts von Sollwerten inFällen ohne Lastaussparungscharakteristik(OperationLdCmp=off)..........................................................117Messen der Auslösezeit von Distanzschutzzonen............... 118Abschließen des Tests......................................................... 118

Polschlupfschutz PSPPPAM..................................................... 119Überprüfung der Einstellungen.............................................119Abschließen des Tests......................................................... 121

Polschlupf-Schutz OOSPPAM...................................................121Überprüfen der Einstellungen....................................................122

Einstellungen durch zweite Eingabe bestätigen...................127Test des Punktes RE (RFwdR, XFwdX)........................................ 127

Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet nicht dieLinsencharakteristik..............................................................127Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet dieLinsencharakteristik in Zone 2..............................................129

Test der Grenze zwischen Zone 1 und Zone 2, die über denParameter ReachZ1 definiert wird.............................................132

Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet dieLinsencharakteristik in Zone 2..............................................132Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet dieLinsencharakteristik in Zone 1..............................................134

Test des Punktes SE (RRvsR, XRvsX)..........................................136Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet dieLinsencharakteristik in Zone 1..............................................136Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet nicht dieLinsencharakteristik..............................................................138

Untererregungsschutz LEXPDIS ..............................................141Überprüfung der Einstellungen.............................................141Abschließen des Tests......................................................... 142

Unterimpedanzschutz für Generator ZGVPDIS.........................142Verifizieren der Einstellungen...............................................143Abschließen des Tests......................................................... 146

Rotor-Erdfehlerschutz mit RXTTE4 und allgemeiner Strom-und Spannungsschutz CVGAPC...............................................146

Inhaltsverzeichnis


Testen.................................................................................. 146Abschließen des Tests......................................................... 148

Stromschutz..................................................................................148Unverzögerter Leiter-Überstromschutz mit dreipoligemAusgang PHPIOC .....................................................................148

Messen der Auslösegrenze von Einstellwerten....................148Abschliessen des Tests........................................................149

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoliger AusgangOC4PTOC................................................................................. 149

Verifizieren der Einstellungen...............................................149Abschliessen des Tests........................................................150

Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC .................................. 151Messen der Auslösegrenze von Einstellwerten....................151Abschliessen des Tests........................................................151

Vierstufiger Erdfehlerschutz, Null-/GegensystemrichtungEF4PTOC .................................................................................151

Vierstufiger gerichteter Erdfehlerschutz .............................. 151Vierstufiger ungerichteter Erdfehlerschutz........................... 152Abschliessen des Tests........................................................152

Vierstufiger Gegensystem-Überstromrichtungsschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC ................................................... 153

Abschliessen des Tests........................................................154Empfindlicher Erdfehler-Richtungsschutz (Wattmetrisch)SDEPSDE................................................................................. 154

Messen der Ansprechzeit und Zeitbegrenzung dereingestellten Werte...............................................................155Abschliessen des Tests........................................................160

Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR ....160Auslöse- und Rücksetzwerte überprüfen............................. 160Abschliessen des Tests........................................................161

Schalterversagerschutz, leiterselektive Anregung undAuslösung CCRBRF..................................................................161

Überprüfung des Leiterstrom-Auslösewerts, IP>..................162Überprüfung des Summenstrom- (Erdfehler)Auslösewerts IN> unterhalb IP> eingestellt..........................162Überprüfen der Auslösewiederholung und Mitnahmezeiten.162Verifizieren des Auslösewiederholungsmodus.....................163Verifizieren der Wahl der Mitnahmeauslösung.....................164Verifizieren der unverzögerten Mitnahmeauslösung imZustand "LS nicht bereit"......................................................165Überprüfung des Falls RetripMode = Kontakt...................... 165Verifizieren des Funktionsmodus Strom&Kontakt................ 166Abschliessen des Tests........................................................167

Polgleichlaufüberwachung CCPDSC........................................ 167

Inhaltsverzeichnis



Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP................................168Verifizieren der Einstellungen...............................................168Abschliessen des Tests........................................................170

Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP................................ 170Verifizieren der Einstellungen...............................................170Abschliessen des Tests........................................................171

Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) fürMaschinen NS2PTOC .............................................................. 171

Einstellungen durch Sekundäreinspeisung bestätigen.........171Abschließen des Tests......................................................... 173

Schutz vor versehentlichem Einschalten vonSynchrongeneratoren AEGPVOC............................................. 173

Verifizieren der Einstellungen...............................................173Spannungsabhängiger Überstromschutz VRPVOC..................174

Verifizieren der Einstellungen...............................................174Abschließen des Tests......................................................... 178

Thermischer Überlastschutz für den Stator von GeneratorenGSPTTR....................................................................................178

Verifizieren der Einstellungen...............................................178Abschließen des Tests......................................................... 179

Thermischer Überlastschutz für Generator/Rotor GRPTTR......179Verifizieren der Einstellungen...............................................179Abschließen des Tests......................................................... 180

Spannungsschutz......................................................................... 180Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV........................180

Überprüfung der Einstellungen.............................................180Abschliessen des Tests........................................................182

Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV........................ 182Verifizieren der Einstellungen...............................................182Erweitertes Prüfen................................................................183Abschliessen des Tests........................................................183

Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOV ....... 183Verifizieren der Einstellungen...............................................184Abschliessen des Tests........................................................184

Übererregungsschutz OEXPVPH .............................................185Verifizieren der Einstellungen...............................................185Abschliessen des Tests........................................................186

Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV ..................................186Prüfung von Unterspannungslevels..................................... 186Prüfung von Spannungsdifferentialauslösung undAlarmleveln...........................................................................188Prüfen der Auslösung und Auslöserücksetzungszeitgebern 189

Inhaltsverzeichnis


Letztendliche Einstellung zur Kompensations von VTVerhältnisunterschieden ......................................................190Abschließen des Tests......................................................... 190

100 % Stator-Erdfehlerschutz, 3. Oberschwingung STEFPHIZ 191Testen.................................................................................. 191Einstellungen überprüfen..................................................... 192Abschließen des Tests......................................................... 193

Frequenzschutz............................................................................ 193Unterfrequenzschutz SAPTUF ................................................. 193

Überprüfung der Einstellungen.............................................193Abschliessen des Tests........................................................194

Überfrequenzschutz SAPTOF ..................................................194Überprüfung der Einstellungen.............................................194Abschliessen des Tests........................................................195

Frequenzänderungsschutz SAPFRC ....................................... 196Überprüfung der Einstellungen.............................................196Abschliessen des Tests........................................................196

Frequenzzeit-Akkumulations-Schutzfunktion FTAQFVR...........197Verifizieren der Einstellungen...............................................197Abschließen des Tests......................................................... 199

Mehrzweckschutz......................................................................... 199Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC...............199

Integrierte Überstromfunktion (ungerichtet)..........................199Überstromfunktion mit Stromstabilisierung...........................200Überstromfunktion mit Spannungsstabilisierung.................. 200Überstromfunktion mit Richtungsabhängigkeit.....................201Über-/Unterspannungsfunktion............................................ 202Abschließen des Tests......................................................... 202

Überwachung des Sekundärsystems........................................... 202Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC........................... 202


Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC.....................203Kontrollieren, ob die Binärein- und -ausgänge wievorgesehen funktionieren .................................................... 203Messen des Auslösewertes für die Gegensystemfunktion ..204Messung des Auslösewerts für die Nullsystemfunktion ...... 205Messung des Auslösewerts für die Leitung-Aus-Erkennungsfunktion..............................................................206Überprüfung der Auslösung der du/dt- und di/dt-basiertenFunktion ...............................................................................206Abschliessen des Tests........................................................207

Spannungswandlerüberwachung VDSPVC.............................. 207Abschließen des Tests......................................................... 208

Inhaltsverzeichnis


Steuerung..................................................................................... 209Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYN ................................................................................ 209

Prüfen der Synchronisierungsfunktion................................. 211Prüfen der Synchronkontroll-Funktion..................................211Prüfen der Zuschaltprüfung..................................................214Testen der Spannungsauswahl............................................216Abschliessen des Tests........................................................218

Gerätesteuerung APC............................................................... 218Spannungsregelung (VCTR) TR1ATCC, TR8ATCC,TCMYLTC, TCLYLTC................................................................219

Sekundäreinspeisetest......................................................... 221Überprüfen Sie die Aktivierung der FunktionSpannungsregelung............................................................. 221Überprüfen der normalen Spannungsregelungsfunktion......222Prüfen der Unterspannungsblockierfunktion........................ 223Überprüfen der oberen und unterenSammelschienenspannungsgrenze..................................... 223Prüfen der Überstromblockierungsfunktion.......................... 224Einzeltransformator.............................................................. 224Paralelle Spannungsregulierung.......................................... 226Abschliessen des Tests........................................................230

Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD......................................230Verriegelung.............................................................................. 231

Logik............................................................................................. 231Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC ..231

Dreipoliger Betriebsmodus................................................... 2311pol/3pol Ansprechmodus....................................................2321pol/2pol/3pol Ansprechmodus............................................ 233Leistungsschalter-Sperre..................................................... 234Abschliessen des Tests........................................................235

Integrator TIGAPC.....................................................................235Abschließen des Tests......................................................... 235

Überwachung............................................................................... 236Isoliergasüberwachung SSIMG.................................................236

Prüfen der Isoliergasüberwachung für Alarm- undSperrzustände...................................................................... 236Abschließen des Tests......................................................... 236

Isolierflüssigkeitsüberwachung SSIML......................................237Prüfen der Isolierflüssigkeitsüberwachung für Alarm- undSperrzustände...................................................................... 237Abschließen des Tests......................................................... 237

Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR..................... 237Überprüfung der Einstellungen.............................................238

Inhaltsverzeichnis


Abschließen des Tests......................................................... 240Ereignisfunktion EVENT............................................................240Grenzwertzähler L4UFCNT.......................................................240

Abschließen des Tests......................................................... 241Messung....................................................................................... 241

Impulszählerlogik PCFCNT....................................................... 241Funktion für Energiemessung und BedarfsbehandlungETPMMTR.................................................................................241


Stationskommunikation................................................................ 243Multiple Befehle und Übertragung MULTICMDRCV /MULTICMDSND........................................................................243

Fernkommunikation...................................................................... 243Binärsignalübertragung BinSignReceive, BinSignTransm........ 243

Grundlegende IED Funktionen..................................................... 245Umgang mit Parametersätzen SETGRPS.................................245

Überprüfung der Einstellungen.............................................245Abschließen des Tests......................................................... 245

Testmodus verlassen................................................................... 245

Abschnitt 13 Richtungsprüfung....................................................... 247Überblick.......................................................................................247Richtungsprüfung beim Distanzschutz......................................... 247

Abschnitt 14 Inbetriebnahme und Wartung des Schutzsystems..... 251Inbetriebnahmeprüfungen............................................................ 251Periodische Wartungstests...........................................................251

Sichtprüfung.............................................................................. 252Wartungstests............................................................................252

Vorbereitung.........................................................................253Aufzeichnung........................................................................253Sekundäreinspeisung...........................................................253Alarmtest.............................................................................. 253Selbstüberwachungsprüfung................................................254Auslösekreisprüfung.............................................................254Messung von Betriebsströmen.............................................254Wiederherstellung................................................................ 255

Abschnitt 15 Fehlersuche................................................................257Prüfen der Selbstüberwachungssignale....................................... 257

Prüfen der Selbstüberwachungsfunktion...................................257Ursache eines internen Fehlers bestimmen.........................257

Selbstüberwachungsdaten des HMI..........................................257Fehlerverfolgung...........................................................................258

Inhaltsverzeichnis


Interne Fehleranzeigen..............................................................258Verwendung eines vorn angeschlossenen PC..........................259

Reparaturanweisung.................................................................... 261Reparaturunterstützung................................................................262Wartung........................................................................................ 262

Abschnitt 16 Glossar....................................................................... 263

Inhaltsverzeichnis


Abschnitt 1 Einführung

1.1 Dieses Handbuch

Das Inbetriebnahme-Handbuch enthält Anweisungen zur Inbetriebnahme des IED.Das Handbuch kann auch von Systemtechnikern und Wartungspersonal als Referenzwährend der Testphase herangezogen werden. Das Handbuch enthältVorgehensweisen für die Überprüfung von externen Verschaltungen und demAnschluss der Stromversorgung am IED, die Parametereinstellung und -konfiguration sowie die Überprüfung von Einstellungen mittels sekundärerEinspeisung. Im Handbuch ist der Prüfprozess für ein IED in einer nicht in Betriebbefindlichen Schaltanlage beschrieben. Die Kapitel sind chronologisch geordnet, undzwar in der Reihenfolge, in der das IED in Betrieb zu nehmen ist. DieVorgehensweisen dienen als Anleitung und Hilfestellung zu Service- undWartungsarbeiten.

1.2 Zielgruppe

Dieses Handbuch richtet sich an das für Inbetriebnahme, Wartung und Starten/Beenden des Normalbetriebs des Geräts verantwortliche Personal.

Das Inbetriebnahmepersonal muss über grundlegende Kenntnisse in der Handhabungvon elektronischen Geräten verfügen. Das Inbetriebnahme- und Wartungspersonalmuss über einschlägige Erfahrung im Einsatz von Schutzgeräten, Prüfgeräten,Schutzfunktionen und in der konfigurierten Funktionslogik im Gerät verfügen.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 1Einführung


1.3 Produktunterlagen

1.3.1 Produktunterlagen

IEC07000220-4-en.vsd

Pla

nung

& K

auf

Abw

ickl

ung

Mon

tage

Inbe

trieb

nahm

e

Bed

ienu

ng

War

tung

Auß

erbe

trieb

nahm

e,D

eins

talla

tion

& E

ntso

rgun

g

Anwendungs-Handbuch

Benutzerhandbuch

Installations-Handbuch

Engineering-Handbuch

Kommunikationsprotokoll-Handbuch

Richtlinie zur Cyber-Sicherheit

Technisches Handbuch

Inbetriebnahme-Handbuch

IEC07000220 V4 DE

Abb. 1: Die vorgesehene Nutzung von Handbüchern imProduktlebenszyklus

Das Engineering-Handbuch enthält Anleitungen zur technischen Anwendung derIEDs unter Verwendung der verschiedenen Tools innerhalb der PCM600-Software.Außerdem enthält es Beschreibungen zum Aufbau und Erstellen eines PCM600-Projekts und zum Einfügen von IEDs in die Projektstruktur. Das Handbuch empfiehltauch die Reihenfolge zur technischen Umsetzung der Schutz- und Steuerfunktionen,LHMI-Funktionen sowie das Kommunikationsengineering für IEC 60870-5-103,IEC 61850 und DNP3.

Das Installations-Handbuch enthält Anleitungen zur Montage und Installation desIED. Das Handbuch gibt Hinweise für die mechanische und elektrische Installationdes Gerätes. Die Kapitel sind chronologisch in der Reihenfolge gegliedert, wie dasIED zu installieren ist.

Abschnitt 1 1MRK 502 053-UDE -Einführung


Das Inbetriebnahme-Handbuch enthält Anweisungen zur Inbetriebnahme des IED.Das Handbuch kann auch von Systemtechnikern und Wartungspersonal als Referenzwährend der Testphase herangezogen werden. Das Handbuch enthältVorgehensweisen für die Überprüfung von externen Verschaltungen und demAnschluss der Stromversorgung am IED, die Parametereinstellung und -konfiguration sowie die Überprüfung von Einstellungen mittels sekundärerEinspeisung. Im Handbuch ist der Prüfprozess für ein IED in einer nicht in Betriebbefindlichen Schaltanlage beschrieben. Die Kapitel sind chronologisch geordnet, undzwar in der Reihenfolge, in der das IED in Betrieb zu nehmen ist. DieVorgehensweisen dienen als Anleitung und Hilfestellung zu Service- undWartungsarbeiten.

Das Benutzerhandbuch enthält Anleitungen zum Betrieb des IED nach derInbetriebnahme. Die Anleitungen im Handbuch beziehen sich unter anderem aufÜberwachung, Steuerung und Einstellung des IED. In diesem Handbuch wird auchbeschrieben, wie Störungen erkannt werden können, und wie berechnete undgemessene Netzdaten eingesehen werden können, des Weiteren gibt es Hinweise, umdie Ursache eines Fehlers ausfindig zu machen.

Das Anwendungs-Handbuch enthält nach Funktionen sortierteApplikationsbeschreibungen und Einstellungshinweise. Das Handbuch kann benutztwerden, um herauszufinden, wann und für welchen Zweck eine typischeSchutzfunktion verwendet werden kann. Das Handbuch kann außerdemUnterstützung bei der Einstellberechnung liefern.

Im technischen Handbuch sind Applikations- und Funktionalitätsbeschreibungenenthalten sowie nach Funktionen sortierte Funktionsblöcke, Logikdiagramme, Ein-und Ausgangssignale, Einstellparameter und technische Daten aufgelistet. DasHandbuch lässt sich während der Engineering-, Installations- undInbetriebnahmephasen sowie im Normalbetrieb als technische Referenz nutzen.

Die Kommunikationsprotokoll-Handbücher beschreiben die verschiedenen vom IEDunterstützten Kommunikationsprotokolle. In den Handbüchern wird besonders aufanbieterspezifische Anwendungen eingegangen.

Das Datenpunktlisten Handbuch beschreibt Aussehen und Eigenschaften derspezifischen Datenpunkte für das IED. Das Handbuch sollte in Verbindung mit dementsprechenden Kommunikationsprotokoll-Handbuch verwendet werden.

Die Richtlinie zur Cyber-Sicherheit enthält Informationen zur Konzeption der Cyber-Sicherheit bei der Kommunikation mit dem IED. Beschrieben und entsprechend derFunktion aufgelistet werden die Zertifizierung, die Autorisierung mit einerrollenbasierten Zugriffssteuerung und das Produkt-Engineering für Cyper-Sicherheitin Bezug auf Ereignisse. Die Richtlinie lässt sich während der Engineering-,Installations- und Inbetriebnahmephasen sowie im Normalbetrieb als technischeReferenz nutzen.



1.3.2 DokumentenänderungsverzeichnisDokument geändert / am Historie-/Mai 2016 Erste Übersetzung von 1MRK 502 053-UEN

Version -

1.3.3 Zugehörige DokumenteDokumentation zu REG670 DokumentennummerAnwendungs-Handbuch 1MRK 502 051-UDE

Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 502 053-UDE

Produktdatenblatt 1MRK 502 054-BDE

Technisches Handbuch 1MRK 502 052-UDE

Typprüfzertifikat 1MRK 502 054-TEN

Handbücher 670 Serie DokumentennummerBenutzerhandbuch 1MRK 500 118-UDE

Engineering-Handbuch 1MRK 511 308-UDE

Installations-Handbuch 1MRK 514 019-UDE

Kommunikationsprotokoll-Handbuch,IEC 60870-5-103

1MRK 511 304-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850Edition 1

1MRK 511 302-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850Edition 2

1MRK 511 303-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, LON 1MRK 511 305-UEN

Kommunikationsprotokoll-Handbuch, SPA 1MRK 511 306-UEN

Zubehörhandbuch 1MRK 514 012-BEN

Richtlinie zur Cyber-Sicherheit 1MRK 511 309-UEN

Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 513 003-BEN

Testsystem, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

1.4 Verwendete Symbole und Dokumentkonventionen

1.4.1 Symbole

Das Elektrowarnsymbol weist auf eine Gefahr hin, die zu elektrischenSchlägen führen könnte.



Das Warnsymbol weist auf eine Gefahr hin, die zu Personenschädenführen könnte.

Das Symbol zur Warnung vor heißen Oberflächen weist auf hoheTemperaturen auf der Produktoberfläche hin.

Das Vorsichtssymbol weist auf wichtige Informationen oderWarnhinweise in Bezug auf das im Text erwähnte Konzept hin. Dieskann ein Hinweis auf das Vorhandensein einer Gefahr sein, die zuBeschädigungen von Software, Gerätschaft oder Eigentum führenkönnte.

Das Informationssymbol weist den Leser auf wichtige Fakten undBedingungen hin.

Das Tippsymbol weist auf Ratschläge hin, z. B. bezüglichAnweisungen zur Erstellung von Projekten oder Benutzungbestimmter Funktionen.

Obwohl Gefahrenwarnungen auf die Möglichkeit von auftretenden Personenschädenhinweisen, sollte man sich stets vor Augen halten, dass das Bedienen beschädigterGeräte unter bestimmten Umständen zu eingeschränkter Gerätefunktionsweiseführen kann und infolgedessen zu Personenschäden mit Todesfolge führen kann. Esist wichtig, dass der Benutzer allen Warn- und Vorsichtshinweisen genauestens Folgeleistet.

1.4.2 Dokumentkonventionen

• Die in diesem Handbuch enthaltenen Abkürzungen und Akronyme sind imGlossar erläutert. Das Glossar enthält außerdem wichtige Begriffsdefinitionen.

• Die Drucktasten-Navigation in der LHMI-Menüstruktur wird mithilfe derDrucktastensymbole dargestellt.Beispiel: Benutzen Sie und zum Navigieren zwischen den Optionen.

• LHMI-Menüpfade werden fett gedruckt dargestellt.Beispiel: Wählen Sie Hauptmenü/Einstellungen.

• LHMI-Meldungen werden mit dem Schrifttyp Courier angezeigt.Beispiel: Speichern Sie die Änderungen im nichtflüchtigen Speicher, indem SieJa wählen. Drücken Sie dann auf .

• Parameternamen werden kursiv angezeigt.



Beispiel: Die Funktion kann mit der Einstellung Funktion aktiviert oderdeaktiviert werden.

• Jedes Funktionsblocksymbol zeigt das verfügbare Eingangs-/Ausgangssignalan.• Das Zeichen ^ vor einem Eingangs-/Ausgangssignalnamen zeigt an, dass

der Signalname mit der PCM600-Software angepasst werden kann.• Das Zeichen * nach der Bezeichnung eines Eingangs- oder

Ausgangssignalnamens zeigt an, dass das Signal mit einem anderenFunktionsblock in der Anwendungskonfiguration verbunden sein muss,um eine gültige Anwendungskonfiguration zu erzielen.

• Logikdiagramme beschreiben die Signallogik in den Funktionsblöcken und sinddurch gestrichelte Linien abgegrenzt.• Signale in einem Rahmen mit einem schattierten Bereich rechts

repräsentieren Einstellungsparametersignale, die nur über das PST oder dieLHMI eingestellt werden können.

• Wenn ein interner Signalpfad nicht mit einer durchgehenden Liniegezeichnet werden kann, wird das Suffix -int zum Signalnamenhinzugefügt, um anzuzeigen, wo das Signal beginnt und fortgesetzt wird.

• Signalpfade, die über das Logikdiagramm hinausreichen und in einemanderen Diagramm fortgesetzt werden, haben das Suffix -cont.

1.4.3 IEC 61850 Edition 1 / Edition 2 ZuordnungTabelle 1: IEC61850 Edition 1 / Edition 2 Zuordnung

Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenAEGPVOC AEGGAPC AEGPVOC

AGSAL SECLLN0AGSAL

AGSAL

ALMCALH ALMCALH

ALTIM ALTIM

ALTMS ALTMS

ALTRK ALTRK

BCZSPDIF BCZSPDIF BCZSPDIF

BCZTPDIF BCZTPDIF BCZTPDIF

BDCGAPC SWSGGIO BDCGAPC

BRCPTOC BRCPTOC BRCPTOC

BTIGAPC B16IFCVI BTIGAPC

BUSPTRC_B1 BBSPLLN0BUSPTRC

LLN0BUSPTRC

BUSPTRC_B2 BUSPTRC BUSPTRC




Tabelle wird auf der nächsten Seite fortgesetzt



Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenBUSPTRC_B6 BUSPTRC BUSPTRC



















BUTPTRC_B1 BBTPLLN0BUTPTRC

LLN0BUTPTRC

BUTPTRC_B2 BUTPTRC BUTPTRC







BZNSPDIF_A BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNSPDIF_B BZNSPDIF BZNSGAPCBZNSPDIF

BZNTPDIF_A BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

BZNTPDIF_B BZNTPDIF BZNTGAPCBZNTPDIF

CBPGAPC CBPLLN0CBPMMXUCBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP

LLN0CBPPTRCHOLPTOVHPH1PTOVPH3PTOCPH3PTUCRP3PDOP




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenCCPDSC CCRPLD CCPDSC

CCRBRF CCRBRF CCRBRF

CCSRBRF CCSRBRF CCSRBRF

CCSSPVC CCSRDIF CCSSPVC

CMMXU CMMXU CMMXU

CMSQI CMSQI CMSQI

COUVGAPC COUVLLN0COUVPTOVCOUVPTUV

LLN0COUVPTOVCOUVPTUV

CVGAPC GF2LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

LLN0GF2MMXNGF2PHARGF2PTOVGF2PTUCGF2PTUVGF2PVOCPH1PTRC

CVMMXN CVMMXN CVMMXN

DPGAPC DPGGIO DPGAPC

DRPRDRE DRPRDRE DRPRDRE

ECPSCH ECPSCH ECPSCH

ECRWPSCH ECRWPSCH ECRWPSCH

EF4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

EFPIOC EFPIOC EFPIOC

ETPMMTR ETPMMTR ETPMMTR

FDPSPDIS FDPSPDIS FDPSPDIS

FMPSPDIS FMPSPDIS FMPSPDIS

FRPSPDIS FPSRPDIS FPSRPDIS

FTAQFVR FTAQFVR FTAQFVR

FUFSPVC SDDRFUF FUFSPVC

GENPDIF GENPDIF LLN0GENGAPCGENPDIFGENPHARGENPTRC

GOPPDOP GOPPDOP LLN0GOPPDOPPH1PTRC

GRPTTR GRPTTR LLN0GRPTTRGRPTUC

GSPTTR GSPTTR GSPTTR




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenGUPPDUP GUPPDUP LLN0

GUPPDUPPH1PTRC

HZPDIF HZPDIF HZPDIF

INDCALCH INDCALH

ITBGAPC IB16FCVB ITBGAPC

L3CPDIF L3CPDIF LLN0L3CGAPCL3CPDIFL3CPHARL3CPTRC

L4UFCNT L4UFCNT L4UFCNT

L6CPDIF L6CPDIF LLN0L6CGAPCL6CPDIFL6CPHARL6CPTRC

LAPPGAPC LAPPLLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LLN0LAPPPDUPLAPPPUPF

LCCRPTRC LCCRPTRC LCCRPTRC

LCNSPTOC LCNSPTOC LCNSPTOC

LCNSPTOV LCNSPTOV LCNSPTOV

LCP3PTOC LCP3PTOC LCP3PTOC

LCP3PTUC LCP3PTUC LCP3PTUC

LCPTTR LCPTTR LCPTTR

LCZSPTOC LCZSPTOC LCZSPTOC

LCZSPTOV LCZSPTOV LCZSPTOV

LD0LLN0 LLN0 LLN0

LDLPSCH LDLPDIF LDLPSCH

LDRGFC STSGGIO LDRGFC

LEXPDIS LEXPDIS LLN0LEXPDISLEXPTRC

LFPTTR LFPTTR LFPTTR

LMBRFLO LMBRFLO LMBRFLO

LOVPTUV LOVPTUV LOVPTUV

LPHD LPHD LPHD

LT3CPDIF LT3CPDIF LLN0LT3CGAPCLT3CPDIFLT3CPHARLT3CPTRC

LT6CPDIF LT6CPDIF LLN0LT6CGAPCLT6CPDIFLT6CPHARLT6CPTRC




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenMVGAPC MVGGIO MVGAPC

NS2PTOC NS2LLN0NS2PTOCNS2PTRC

LLN0NS2PTOCNS2PTRC

NS4PTOC EF4LLN0EF4PTRCEF4RDIRGEN4PHARPH1PTOC

LLN0EF4PTRCEF4RDIRPH1PTOC

OC4PTOC OC4LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

LLN0GEN4PHARPH3PTOCPH3PTRC

OEXPVPH OEXPVPH OEXPVPH

OOSPPAM OOSPPAM LLN0OOSPPAMOOSPTRC

OV2PTOV GEN2LLN0OV2PTOVPH1PTRC

LLN0OV2PTOVPH1PTRC

PAPGAPC PAPGAPC PAPGAPC

PCFCNT PCGGIO PCFCNT

PH4SPTOC OCNDLLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

LLN0GEN4PHARPH1BPTOCPH1PTRC

PHPIOC PHPIOC PHPIOC

PRPSTATUS RCHLCCH RCHLCCHSCHLCCH

PSLPSCH ZMRPSL PSLPSCH

PSPPPAM PSPPPAM LLN0PSPPPAMPSPPTRC

QCBAY QCBAY LLN0

QCRSV QCRSV QCRSV

REFPDIF REFPDIF REFPDIF

ROTIPHIZ ROTIPHIZ LLN0ROTIPHIZROTIPTRC

ROV2PTOV GEN2LLN0PH1PTRCROV2PTOV

LLN0PH1PTRCROV2PTOV

SAPFRC SAPFRC SAPFRC

SAPTOF SAPTOF SAPTOF

SAPTUF SAPTUF SAPTUF

SCCVPTOC SCCVPTOC SCCVPTOC

SCILO SCILO SCILO

SCSWI SCSWI SCSWI




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenSDEPSDE SDEPSDE LLN0

SDEPSDESDEPTOCSDEPTOVSDEPTRC

SESRSYN RSY1LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

LLN0AUT1RSYNMAN1RSYNSYNRSYN

SINGLELCCH SCHLCCH

SLGAPC SLGGIO SLGAPC

SMBRREC SMBRREC SMBRREC

SMPPTRC SMPPTRC SMPPTRC

SP16GAPC SP16GGIO SP16GAPC

SPC8GAPC SPC8GGIO SPC8GAPC

SPGAPC SPGGIO SPGAPC

SSCBR SSCBR SSCBR

SSIMG SSIMG SSIMG

SSIML SSIML SSIML

STBPTOC STBPTOC STBPTOC

STEFPHIZ STEFPHIZ STEFPHIZ

STTIPHIZ STTIPHIZ STTIPHIZ

SXCBR SXCBR SXCBR

SXSWI SXSWI SXSWI

T2WPDIF T2WPDIF LLN0T2WGAPCT2WPDIFT2WPHART2WPTRC

T3WPDIF T3WPDIF LLN0T3WGAPCT3WPDIFT3WPHART3WPTRC

TCLYLTC TCLYLTC TCLYLTC

TCMYLTC TCMYLTC TCMYLTC

TEIGAPC TEIGGIO TEIGAPC

TMAGAPC TMAGGIO TMAGAPC

TR1ATCC TR1ATCC TR1ATCC

TR8ATCC TR8ATCC TR8ATCC

TRPTTR TRPTTR TRPTTR

UV2PTUV GEN2LLN0PH1PTRCUV2PTUV

LLN0PH1PTRCUV2PTUV

VDCPTOV VDCPTOV VDCPTOV

VDSPVC VDRFUF VDSPVC




Funktionsblockbezeichnung Edition 1 Logische Knoten Edition 2 Logische KnotenVMMXU VMMXU VMMXU

VMSQI VMSQI VMSQI

VNMMXU VNMMXU VNMMXU

VRPVOC VRLLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

LLN0PH1PTRCPH1PTUVVRPVOC

VSGAPC VSGGIO VSGAPC

WRNCALH WRNCALH

ZC1PPSCH ZPCPSCH ZPCPSCH

ZC1WPSCH ZPCWPSCH ZPCWPSCH

ZCLCPSCH ZCLCPLAL LLN0ZCLCPSCH

ZCPSCH ZCPSCH ZCPSCH

ZCRWPSCH ZCRWPSCH ZCRWPSCH

ZCVPSOF ZCVPSOF ZCVPSOF

ZGVPDIS ZGVLLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

LLN0PH1PTRCZGVPDISZGVPTUV

ZMCAPDIS ZMCAPDIS ZMCAPDIS

ZMCPDIS ZMCPDIS ZMCPDIS

ZMFCPDIS ZMFCLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMFPDIS ZMFLLN0PSFPDISZMFPDIS

LLN0PSFPDISZMFPDIS

ZMHPDIS ZMHPDIS ZMHPDIS

ZMMAPDIS ZMMAPDIS ZMMAPDIS

ZMMPDIS ZMMPDIS ZMMPDIS

ZMQAPDIS ZMQAPDIS ZMQAPDIS

ZMQPDIS ZMQPDIS ZMQPDIS

ZMRAPDIS ZMRAPDIS ZMRAPDIS

ZMRPDIS ZMRPDIS ZMRPDIS

ZMRPSB ZMRPSB ZMRPSB

ZSMGAPC ZSMGAPC ZSMGAPC



Abschnitt 2 Sicherheitsrelevante Informationen

2.1 Symbole am Produkt

Es sind alle Warnungen zu beachten.

Lesen Sie erst das gesamte Handbuch, bevor Sie Installations- oderWartungsarbeiten am Produkt durchführen. Es sind alle Warnungenzu beachten.

Berühren Sie während des Betriebs nicht die Einheit. Bei derInstallation sind die ungünstigsten, auftretenden Temperaturen zuberücksichtigen.

2.2 Warnungen

Die Warnungen sind bei allen Arbeiten in Verbindung mit dem Produkt zu beachten.

Die elektrische Installation darf nur von qualifiziertenElektrofachkräften mit entsprechender Autorisierung undKenntnissen über etwaige Gefahren für die Sicherheit durchgeführtwerden.

Die nationalen und lokalen Sicherheitsbestimmungen müssen immerbeachtet werden. Arbeiten in Hochspannungsbereichen erfordernerhöhte Sicherheitsmaßnahmen, um Verletzungen von Personen undBeschädigungen von Betriebsmitteln zu verhindern.

Berühren Sie während des Betriebes nicht die Schaltkreise. Esherrschen dort möglicherweise tödliche Spannungen und Ströme.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 2Sicherheitsrelevante Informationen


Verwenden Sie immer passende isolierte Kontaktstifte beim Messenvon Signalen in offenen Kreisen. Es herrschen dort möglicherweisetödliche Spannungen und Ströme.

Niemals ein Kabel und/oder eine Verbindung zu oder vom Gerätwährend des normalen Betriebes trennen/anschließen. GefährlicheSpannungen und Ströme sind darauf enthalten, die tödlich seinkönnen. Die Energieversorgung kann unterbrochen und das Gerät undder Messkreislauf beschädigt werden.

An den Anschlüssen können gefährliche Spannungen auftreten, auchwenn die Hilfsspannung abgeschaltet ist.

Schließen Sie das Gerät unabhängig von den Betriebsbedingungenimmer an Schutzerdung an. Dies gilt auch für spezielle Gelegenheitenwie beispielsweise Tests, Vorführungen und Konfigurationen, dienicht am Einsatzort vorgenommen werden. Dies ist ein Gerät derKlasse 1, das geerdet sein muss.

Niemals die sekundäre Verbindung der Stromwandlerkreise ohneKurzschließen der sekundären Wicklung des Stromwandlers trennen.Die Bedienung eines Stromwandlers mit offener sekundärerWicklung wird einen massiven Potenzialaufbau hervorrufen, der denWandler beschädigen und Verletzungen hervorrufen kann.

Entfernen Sie keine Schrauben von einem Gerät, das in Betrieb istoder mit einem unter Spannung stehenden Schaltkreis verbunden ist.Es herrschen dort möglicherweise tödliche Spannungen und Ströme.

Unternehmen Sie geeignete Maßnahmen, um die Augen zu schützen.Schauen Sie niemals in den Laserstrahl.

Das Gerät mit Zubehör ist in einem Schrank zu montieren, der sich ineinem zugangsgeschützten Bereich in einem Kraftwerk, einerSchaltanlage oder einer Industrie- oder Handelsumgebung befindet.

Abschnitt 2 1MRK 502 053-UDE -Sicherheitsrelevante Informationen


Bei Änderungen am Gerät müssen Maßnahmen ergriffen werden, umversehentliches Auslösen zu verhindern.

Das Gerät enthält Bauelemente, die gegen elektrostatische Entladungempfindlich sind. ESD-Vorsichtsmaßnahmen müssen daher immerbeachtet werden, wenn Bauelemente berührt werden sollen.

Karten (Module) stets unter Verwendung von zugelassenenleitfähigen Taschen transportieren.

Keine stromführenden Drähte an das Gerät anschließen. InterneSchaltkreise können zerstört werden.

Verwenden Sie immer die dafür vorgesehene leitende Handschlaufe,die mit der Schutzerde verbunden ist, wenn Sie Module austauschen.Elektrostatische Entladung (ESD) kann das Modul und die IED-Schaltkreise beschädigen.

Während der Installation und Inbetriebnahme vorsichtig vorgehen,um Stromschläge zu vermeiden.

Das Ändern der aktiven Parametereinstellung wird unumgänglich denBetriebsmodus der Geräte ändern. Seien Sie vorsichtig und prüfen Siedie einschlägigen Bestimmungen vor Durchführung der Änderung.

Berühren Sie nicht die Gehäuse des Kopplungskondensators REX061und des Nebenschlusswiderstandes REX062. Die Oberflächenkönnen während des Normalbetriebs heiß sein. Die Temperatur kannbeim REX061 um 50 °C und beim REX062 um 65 °C über derUmgebungstemperatur liegen.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 2Sicherheitsrelevante Informationen


2.3 Zeichen notieren

Beachten Sie den maximal zulässigen Dauerstrom für dieverschiedenen Stromwandlereingänge des IED. Siehe technischeDaten.

Abschnitt 2 1MRK 502 053-UDE -Sicherheitsrelevante Informationen


Abschnitt 3 Verfügbare Funktionen

3.1 Hauptschutzfunktionen

2 = Anzahl der Basisinstanzen0-3 = Optionale Anzahl3-A03

= in der Ausführung A03 enthaltene, optionale Funktion (siehe Bestelldetails)

IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Generator

REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Differentialschutz

(T2WPDIF) 87T Transformator-Differentialschutz,zwei Wicklungen

0-2 1-A31 1-A33 1

T3WPDIF 87T Transformator-Differentialschutz,drei Wicklungen

0-2 1-A33 1

HZPDIF 87 1-phasiger Hochimpedanz-Diffe‐rentialschutz

0-6 3-A02 3 6

GENPDIF 87G Generator-Differentialschutz 0-2 1 2 2

(REFPDIF) 87N Niederohmiger Erdfehler-Differenti‐alschutz

0-3 1-A01 1

Impedanzschutz

ZMHPDIS 21 Mehrsystemiger Distanzschutz,Mho-Charakteristik

0-4 3 3 3

ZDMRDIR 21D Richtungsimpedanzmeßsystem fürMho-Charakteristik

0-2 1 1 1

ZDARDIR Zusätzliche Distanzschutz-Rich‐tungsfunktion für Leiter-Erde-Feh‐ler

ZMFPDIS 21 Hochgeschwindigkeits-Distanz‐schutz

0–1

ZMFCPDIS 21 Hochgeschwindigkeits-Distanz‐schutz für serienkompensierte Lei‐tungen

0–1

PSPPPAM 78 Polschlupf-Schutz 0-1 1-B21 1-B21 1-B21

OOSPPAM 78 Polschlupf-Schutz 0-1

LEXPDIS 40 Untererregungsschutz 0-2 1 2 2


1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 3Verfügbare Funktionen



REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

ROTIPHIZ 64R 100% Rotor-Erdfehlerschutz, ein‐speisungsbasiert

0-1 1-B31 1-B31 1-B31

STTIPHIZ 64S 100% Stator-Erdfehlerschutzfunkti‐on, einspeisungsbasiert

0-1 1-B32 1-B32 1-B32

ZGVPDIS 21 Unterimpedanzschutz für Genera‐toren und Transformatoren

0–1 1 1 1

3.2 Reserve-Schutzfunktionen


REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Stromschutz

PHPIOC 50 Unverzögerter Leiter-Überstrom‐schutz

0-4 1 2 2

OC4PTOC 51_671) Vierstufiger Leiter-Überstrom‐schutz

0-6 4 4 4

EFPIOC 50N Unverzögerter Erdfehlerschutz 0-2 1 2 2

EF4PTOC 51N67N2)

Vierstufiger Erdfehlerschutz 0-6 1 5 5

NS4PTOC 46I2 Vierstufiger Gegensystem-Über‐stromschutz (Schieflastschutz)

0-2 1-C41 2-C42 2-C42

SDEPSDE 67N Empfindlicher Erdfehler- undNullleistungsrichtungsschutz

0-2 1-C16 1-C16 1-C16

(TRPTTR) 49 Thermischer Überlastschutz,zwei Zeitkonstanten

0-3 1 2 3

CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz 0-4 2 4 4

STBPTOC 50STB T-Zonenschutz

CCPDSC 52PD Polgleichlaufschutz 0-4 2 2 2

GUPPDUP 37 Unterleistungsrichtungsschutz 0-4 2 4 4

GOPPDOP 32 Überleistungsrichtungsschutz 0-4 2 4 4

BRCPTOC 46 Leiterbrucherkennung

NS2PTOC 46I2 Gegensystem-Überstromschutzfür Maschinen (Schieflastschutz)

0-2 1 1 1

AEGPVOC 50AE Schutz gegen versehentlichesEinschalten für Synchrongenera‐tor

0-2 1 1 1


Abschnitt 3 1MRK 502 053-UDE -Verfügbare Funktionen



REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

VRPVOC 51V Spannungsabhängiger Über‐stromschutz

0-3 3-C36 3-C36 3-C36

GSPTTR 49S Stator-Überlastschutz 0-1 1-C37 1-C37 1-C37

GRPTTR 49R Rotor-Überlastschutz 0–1 1-C38 1-C38 1-C38

Spannungsschutz:

UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspannungs‐schutz

0-2 2 2 2

OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspannungs‐schutz

0-2 2 2 2

ROV2PTOV 59N Zweistufiger Verlagerungsspan‐nungsschutz

0-3 3 3 3

OEXPVPH 24 Übererregungsschutz 0-2 1 1 2

VDCPTOV 60 Spannungsdifferentialschutz 0-2 2 2 2

STEFPHIZ 59THD 100 %-Stator-Erdfehlerschutz‐funktion, basierend auf 3. Ober‐schwingung

0-1 1-D21 1 1

LOVPTUV 27 Spannungsausfallschutz

Frequenzschutz

SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 0-6 3 6 6

SAPTOF 81 Überfrequenzschutz 0-6 3 6 6

SAPFRC 81 Frequenzänderungsschutz 0-3 1 3 3

FTAQFVR 81A Frequenzzeit-Akkumulations‐schutz

0-12 12-E03 12-E03 12-E03

Multifunktionsschutz

CVGAPC Allgemeiner Strom- und Span‐nungsschutz

1-12 6 6 6

Allgemeine Berechnung

SMAIHPAC Mehrzweckfilter 0-6

1) 67 Spannung erforderlich2) 67N Spannung erforderlich



3.3 Steuerungs- und Überwachungsfunktionen


REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Steuerung

SESRSYN 25 Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung undSynchronisierung

0-2 1 2 2

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

0-1 1-H09 1-H09 1-H09

QCBAY Schaltgerätesteuerung 1+5/APC30 1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

LOCREM Handhabung der LR-Schalterpositionen 1+5/APC30 1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

LOCREMCTRL Verwaltung Ort- oder Fernsteuerung 1+5/APC30 1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

1+5/APC3

0

TCMYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufen‐schalters, 6 binäre Eingänge

0-4 1-A31 2-A33 2

TCLYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufen‐schalters, 32 binäre Eingänge

0-4

SLGAPC Logikwahlschalter zur Funktionsauswahlund LHMI-Darstellung

15 15 15 15

VSGAPC Mini-Wahlschalter 20 20 20 20

DPGAPC Generische Kommunikationsfunktion fürDoppelmeldung

16 16 16 16

SPC8GAPC Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale 5 5 5 5

AUTOBITS AutomationBits, Befehlsfunktion fürDNP3.0

3 3 3 3

SINGLECMD Einzelbefehl, 16 Signale 4 4 4 4

I103CMD Funktionsbefehle für IEC 60870-5-103 1 1 1 1

I103GENCMD Funktionsbefehle allgemein für IEC60870-5-103

50 50 50 50

I103POSCMD Geräte-Schaltbefehle mit Stellung und An‐wahl für IEC 60870-5-103

50 50 50 50

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

I103USRCMD Funktionsbefehle benutzerdefiniert für IEC60870-5-103

1 1 1 1

Sekundärsystem-Überwachung

CCSSPVC 87 Stromwandlerkreis-Überwachung 0-5 4 5 5

FUFSPVC Spannungswandlerkreis-Überwachung 0-3 2 3 3





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

VDSPVC 60 Spannungswandlerkreis-Überwachung ba‐sierend auf Spannungsdifferenz

0-3 1-G03 1-G03 1-G03

Logik

SMPPTRC 94 Auslöselogik 1-6 6 6 6

TMAGAPC Auslösematrixlogik 12 12 12 12

ALMCALH Logik für Gruppenalarm 5 5 5 5

WRNCALH Logik für Gruppenwarnung 5 5 5 5

INDCALH Logik für Gruppenanzeige 5 5 5 5

AND (UND), OR(ODER), INV,PULSETIMER(IMPULSZEIT‐GLIED), GATE(GATTER),TIMERSET(ZEITGLIED),XOR (EXKLU‐SIV-ODER),LLD, SRMEMO‐RY (SR-SPEI‐CHER), RSME‐MORY (RS-SPEICHER)

Konfigurierbare Logikblöcke 40-280 40-280

40-280

40-280

ANDQT, ORQT,INVERTERQT,XORQT, SRME‐MORYQT,RSMEMO‐RYQT, TIME‐RSETQT, PUL‐SETIMERQT,INVALIDQT,IND‐COMBSPQT,INDEXTSPQT

Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0–1

SLGAPC,VSGAPC, AND,OR, PULSETI‐MER, GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,INV

Erweiterung Logikpakete 0–1

FXDSIGN Funktionsblock für feste Signale 1 1 1 1

B16I Umwandlung von Boolescher 16 zu Integer 18 18 18 18

BTIGAPC Umwandlung von Boolescher 16 zu Integermit Darstellung logischer Knoten

16 16 16 16

IB16 Umwandlung von Integer zu Boolescher 16 18 18 18 18

ITBGAPC Umwandlung von Integer zu Boolescher 16mit logischer Knotendarstellung

16 16 16 16





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

TIGAPC Verzögerung am Zeitgeber mit Eingangs‐signalintegration

30 30 30 30

TEIGAPC Integrator für die abgelaufene Zeit mitGrenzwertüberschreitung und Überlauf‐überwachung

12 12 12 12

Überwachung

CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU

Messungen 6 6 6 6

AISVBAS Referenzkanal für Winkelmessung 1 1 1 1

EREIGNIS Ereignisfunktion 20 20 20 20

DRPRDRE,A1RADR,A2RADR,A3RADR,A4RADR,B1RBDR,B2RBDR,B3RBDR,B4RBDR,B5RBDR,B6RBDR

Störschreiber 1 1 1 1

SPGAPC Generische Kommunikationsfunktion fürEinzelmeldung

64 64 64 64

SP16GAPC Generische Kommunikationsfunktion fürEinzelmeldung 16 Eingänge

16 16 16 16

MVGAPC Generische Kommunikationsfunktion fürMesswerte

24 24 24 24

BINSTATREP Logik-Signalstatusbericht 3 3 3 3

RANGE_XP Messwert-Expansionsblock 66 66 66 66

SSIMG 63 Gasmedium-Überwachung 21 21 21 21

SSIML 71 Flüssigkeitsmedium-Überwachung 3 3 3 3

SSCBR Leistungsschalterzustandsüberwachung 0-4 2-M12 4-M14 4-M14

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

I103MEASUSR Messwerte benutzerdefinierte Signale fürIEC 60870-5-103

3 3 3 3

I103AR Funktionsstatus automatische Wiederein‐schaltung für IEC 60870-5-103

1 1 1 1

I103EF Funktionsstatus Erdfehler für IEC60870-5-103

1 1 1 1

I103FLTPROT Funktionsstatus Netzfehlerschutz für IEC60870-5-103

1 1 1 1

I103IED Geräte-Status für IEC 60870-5-103 1 1 1 1





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

I103SUPERV Überwachungsmeldungen für Übertragungüber IEC 60870-5-103

1 1 1 1

I103USRDEF Übertragung von benutzerdefinierten Sig‐nalen im privaten Bereich von IEC60870-5-103

20 20 20 20

L4UFCNT Ereigniszähler mit Grenzwertüberwachung 30 30 30 30

Messung

PCFCNT Impulszählerlogik 16 16 16 16

ETPMMTR Funktion für die Energieberechnung undNachfragebearbeitung

6 6 6 6

3.4 Kommunikation


REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

Stationskommunikation

LONSPA, SPA SPA Kommunikationsprotokoll 1 1 1 1

ADE LON 1 1 1 1

HORZCOMM Netzwerkvariablen über LON 1 1 1 1

PROTOCOL Kommunikationsauswahl zwi‐schen SPA und IEC 60870-5-103für SLM

1 1 1 1

RS485PROT Wahl der Betriebsart für RS485 1 1 1 1

RS485GEN RS485 1 1 1 1

DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunika‐tionsprotokoll

1 1 1 1

DNPGENTCP DNP3.0 allgemeines TCP-Kom‐munikationsprotokoll

1 1 1 1

CHSERRS485

DNP3.0 für EIA-485-Kommunikati‐onsprotokoll

1 1 1 1

CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP

DNP3.0 für TCP/IP-Kommunikati‐onsprotokoll

1 1 1 1

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

1 1 1 1





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP

DNP3.0 für seriell Kommunikati‐onsprotokoll

1 1 1 1

DNPFREC DNP3.0 Störungsberichte für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikations‐protokoll

1 1 1 1

IEC 61850-8-1 Parameter für IEC 61850 1 1 1 1

GOO‐SEINTLKRCV

Horizontale Kommunikation überGOOSE für Verriegelung

59 59 59 59

GOOSE‐BINRCV

Binärsignalempfang für GOOSE 16 16 16 16

GOO‐SEDPRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang einer Doppelmeldung

64 64 64 64

GOO‐SEINTRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang eines Integerwerts

32 32 32 32

GOO‐SEMVRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang von Messwerten

60 60 60 60

GOO‐SESPRCV

GOOSE-Funktionsblock für denEmpfang einer Einzelmeldung

64 64 64 64

MUL‐TICMDRCV,MUL‐TICMDSND

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

FRONT, LA‐NABI, LANAB,LANCDI,LANCD

Ethernet-Konfiguration von Links 1 1 1 1

GATEWAY Ethernet-Konfiguration von Linkeins

1 1 1 1

OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optisch serielleKommunikation

1 1 1 1

RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommu‐nikation für RS485

1 1 1 1

AGSAL Allgemeine Sicherheitsanwen‐dungs-Komponente

1 1 1 1

LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1

SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1

LPHD Geräteinformationen 1 1 1 1

PCMACCS Geräte-Konfigurationsprotokoll 1 1 1 1

SECALARM Komponente für die Zuordnungvon Sicherheitsereignissen in Pro‐tokollen wie z. B. DNP3 undIEC 103

1 1 1 1





REG670

REG

670

(A20

)

REG

670

(B30

)

REG

670

(C30

)

FSTACCS Feld Service Tool-Zugriff über dasSPA-Protokoll mit Ethernet-Kom‐munikation

1 1 1 1

ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Para‐meter

1 1 1 1

ALTRK Service Tracking 1 1 1 1

SINGLELCCH Einzelner Ethernet-Portlinkstatus 1 1 1 1

PRPSTATUS Zweifacher Ethernet-Portlinksta‐tus

1 1 1 1

PRP IEC 62439-3 paralleles Redun‐danz-Protokoll

0-1 1-P03 1-P03 1-P03

Kommunikation zur Gegenseite

Binärsignalübertragung empfan‐gen/senden

6/36 6/36 6/36 6/36

Übertragung von Analogdatenvom LDCM

1 1 1 1

Empfang des Binärstatus vomLDCM der Gegenstelle

6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3

3.5 Grundfunktionen des Geräts

Tabelle 2: Grundfunktionen des Geräts

IEC 61850 oder Funkti‐onsname

Beschreibung

INTERRSIG Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

SELFSUPEVLST Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

TIMESYNCHGEN Zeitsynchronisierungsmodul

SYNCHBIN, SYNCH‐CAN, SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS,SYNCHSNTP, SYNCH‐SPA, SYNCHCMPPS

Zeitsynchronisierquelle

TIMEZONE Zeitzone

DSTBEGIN, DSTE‐NABLE, DSTEND

Sommer-/Winterzeit-Einstellungen

IRIG-B Zeitsynchronisierung

SETGRPS Anzahl der Parametersätze

ACTVGRP Parametersätze

TESTMODE Testmodus




IEC 61850 oder Funkti‐onsname

Beschreibung

CHNGLCK Änderungssperrfunktion

SMBI Signalmatrix für Binäreingänge

SMBO Signalmatrix für Binärausgänge

SMMI Signalmatrix für mA-Eingänge

SMAI1 - SMAI20 Signalmatrix für Analogeingänge

3PHSUM Dreiphasiger Summierungsblock

ATHSTAT Autoritätsstatus

ATHCHCK Autoritätsprüfung

AUTHMAN Autoritätsverwaltung

FTPACCS FTP-Zugriff mit Passwort

SPACOMMMAP SPA-Kommunikationszuordnung

SPATD Datum und Zeit per SPA-Protokoll

DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss

DOSLANAB Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss AB

DOSLANCD Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss CD

DOSSCKT Dienstverweigerung, Flusskontrolle am Anschluss

GBASVAL Globale Basiswerte für Einstellungen

PRIMVAL Primäre Systemdaten

ALTMS Zeit-Master-Überwachung

ALTIM Zeitmanagement

ALTRK Service tracking

ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Parameter

FSTACCS Feld Service Tool-Zugriff per SPA-Protokoll über Ethernet

PCMACCS Geräte-Konfigurationsprotokoll

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

DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunikationsprotokoll

DNPGENTCP DNP3.0 allgemeines TCP-Kommunikationsprotokoll

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

MSTSER DNP3.0 für serielles Kommunikationsprotokoll

OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optische serielle Kommunikation

RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommunikation für RS485

IEC 61850-8-1 Parametereinstellfunktion für IEC 61850

HORZCOMM Netzwerkvariablen über LON

LONSPA SPA-Kommunikationsprotokoll

LEDGEN Allgemeines LED-Anzeigeteil für LHMI



Abschnitt 4 Starten

4.1 Abnahmetest im Werk und am Aufstellungsort

Die Überprüfung der einwandfreien Funktion des Geräts wird bei verschiedenenAnlässen durchgeführt, wie zum Beispiel:

• beim Abnahmetest,• bei der Inbetriebnahmeprüfung,• bei der Instandhaltungsprüfung.

Im vorliegenden Handbuch sind die Arbeitsabläufe und -schritte beschrieben, die beider Inbetriebnahmeprüfung auszuführen sind.

Mit der Werksabnahme (FAT) wird in aller Regel verifiziert, dass das Gerät und diejeweilige Konfiguration den Anforderungen der Endanwender entsprechen. DiesePrüfung ist die umfassendste und tiefgründigste, da sie durchgeführt wird, um denNutzer mit einem neuen Produkt vertraut zu machen bzw. um eine neue Konfigurationzu verifizieren. Die Komplexität dieser Prüfung hängt von mehreren Faktoren ab, wiebeispielsweise:

• Neuer Gerätetyp• Neue Konfiguration• Modifizierte Konfiguration

Eine Abnahmeprüfung vor Ort (SAT oder Inbetriebnahmeprüfung) erfolgttypischerweise, um zu überprüfen, ob das installierte Gerät korrekt eingestellt wurdeund am Stromnetz angeschlossen ist. Für eine SAT muss vorher eine Werksabnahmesowie eine Überprüfung der Anwendungskonfiguration erfolgt sein.

Bei der Instandhaltungsprüfung handelt es sich um eine periodische Kontrolle derFunktionstüchtigkeit des Geräts und der Richtigkeit der Einstellungen inAbhängigkeit von den Veränderungen im Stromsystem. Es gibt auch noch andereFormen der Instandhaltungsprüfung.

4.2 Checkliste Inbetriebnahme

Kontrollieren Sie vor Beginn der Inbetriebnahme am Aufstellungsort, ob dienachstehend angeführten Dinge verfügbar sind.

• Anlagenübersichtsbild• Schutzblockschaltplan• Stromlaufplan

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 4Starten


• Liste der Einstellungen und Konfiguration• RJ-45 Ethernetkabel (CAT 5)• Dreiphasiges Prüfset oder andere Prüfausrüstung je nach Komplexität der

Konfiguration und der zu prüfenden Funktionen.• PC mit installiertem PCM600 und dem Konnektivitätspaket gemäß de, zu

prüfenden Gerät.• Administratorenrechte für den PC, zum Einrichten der IP-Adressen• Produktdokumentation (Engineering-Handbuch, Installations-Handbuch,

Inbetriebnahme-Handbuch, Bediener-Handbuch, Technisches Handbuch undKommunikationsprotokoll-Handbuch)

4.3 Prüfen der Hilfsspannungsversorgung

Prüfen Sie, ob die Hilfsversorgungsspannung unter allen Betriebsbedingungen imzulässigen Eingangsspannungsbereich bleibt. Vergewissern Sie sich vor demEinschalten des IED, dass die Polarität richtig ist.

4.4 Einschalten des Geräts

4.4.1 Überprüfen Sie die Funktion des Gerätes.

Kontrollieren Sie alle Verbindungen zur externen Schaltungsanordnung, um vor demZuschalten des Geräts und Durchführen der Inbetriebnahmeverfahren sicher zugehen, dass die Installation korrekt ausgeführt wurde.

Der Nutzer könnte auch die Software-Version, die Seriennummer des Geräts und dieeingebauten Module sowie deren Bestellnummern überprüfen, um sich zuvergewissern, dass das Gerät den Liefer- und Bestellspezifikationen entspricht.

Schalten Sie zum Starten des Geräts die Stromversorgung ein. Dies kann auf vielerleiWeise erfolgen, vom Einschalten des gesamten Schaltschranks bis hin zumEinschalten eines einzelnen Geräts. Um der Selbstüberwachungsfunktion dieErmittlung möglicher hardwareseitiger Fehler zu ermöglichen, sollte der Benutzerdas Gerät für die Aktivierung der Hardwaremodule neu konfigurieren. Stellen Sie dieGerätezeit ein, sofern keine Quelle für die Zeitsynchronisation konfiguriert wurde.Prüfen Sie auch die Selbstüberwachungsfunktion im Menü Hauptmenü/Diagnose/Überwachung der lokalen HMI, um zu überprüfen, ob das Gerät korrekt funktioniert.

4.4.2 Einschaltfolge des Gerätes

Beim Einschalten des Geräts beginnt die grüne LED sofort zu blinken. Nach etwa 55Sekunden erhellt sich das Fenster und die die Anzeige ‘IED Startup’ erscheint. DasHauptmenü wird angezeigt und die obere Reihe sollte nach ca. 90 Sekunden ‘Ready’

Abschnitt 4 1MRK 502 053-UDE -Starten


anzeigen. Wenn die grüne LED dauerhaft leuchtet, wurde das Gerät erfolgreichgestartet.

xx04000310-1-en.vsd

t (s)0 t1 t2

1 32

IEC04000310 V2 EN

Abb. 2: Typische Einschaltfolge des Gerätes

1 Gerät ist eingeschaltet. Grüne LED beginnt sofort zu blinken

2 LCD wird aktiviert und "IED Startup" wird angezeigt

3 Das Hauptmenü erscheint. Wenn die grüne LED dauerhaft leuchtet, wurde das Gerät erfolgreichgestartet.

Wenn die obere Reihe im Fenster ‘Fail’ anstatt ‘Ready’ anzeigt und das grüne LEDblinkt, dann wurde ein interner Ausfall des Geräts festgestellt. Untersuchung desFehlers, siehe Abschnitt "Prüfen der Selbstüberwachungsfunktion".

4.5 REX060 einschalten

4.5.1 REX060-Startsequenz

Beim Einschalten der Einspeiseeinheit REX060 wird das ABB-Logo und dann deraktuelle REX060-Revisionsstatus angezeigt. Nach der Startsequenz wird dasHauptmenü (normaler Display-Inhalt) angezeigt. Die Startsequenz dauert einigeSekunden.

4.6 Einrichten der Kommunikation zwischen PCM600und IED

Die Kommunikation zwischen IED und PCM600 erfolgt unabhängig vomverwendeten Kommunikationsprotokoll auf Stations- oder Netzleitebene.

Die Kommunikation erfolgt stets über Ethernet und das verwendete Protokoll ist TCP/IP.

Jedes IED besitzt einen RJ-45Ethernet-Schnittstellenanschluss an der Frontseite. Derfrontseitige Ethernet-Anschluss kann für die Kommunikation mit PCM600verwendet werden.

Wird ein Ethernet-basiertes Protokoll eingesetzt, kann die PCM600-Kommunikationauf den gleichen Ethernet-Port und die gleiche IP-Adresse zugreifen.



Um PCM600 mit dem IED zu verbinden, müssen zwei Grundvarianten beachtetwerden.

• Direkte Punkt-zu-Punkt-Verbindung zwischen dem PCM600 und demfrontseitigen IED-Anschluss. Der vordere Port kann als Serviceschnittstellebetrachtet werden.

• Indirekte Verbindung über ein Stations-LAN oder von fern über ein Netzwerk.

Die physische Verbindung und die IP-Adresse müssen in beiden Fällen konfiguriertwerden, damit eine Kommunikation möglich ist.

Die Kommunikationsprozesse sind in beiden Fällen gleich.

1. Stellen Sie bei Bedarf die IP-Adressen für die IEDs ein.2. Den PC oder die Workstation für eine direkte Verbindung (Punkt-zu-Punkt)

platzieren oder3. Schließen Sie den PC bzw. die Workstation an das LAN/WAN an.4. Konfigurieren Sie die IED-IP-Adressen im PCM600-Projekt für sämtliche IEDs

so, dass sie mit den IP-Adressen der physischen IEDs übereinstimmen.

Einrichten von IP-AdressenDie IP-Adresse und die dazugehörige Maske muss über die Lokalbedieneinheit fürjede verfügbare Ethernet-Schnittstelle im IED eingestellt werden. JedeEthernetSchnittstelle verfügt über eine werkseitig voreingestellte IP-Adresse bei derLieferung des IED. Dies ist nicht der Fall, wenn eine zusätzliche Ethernet-Schnittstelle montiert ist oder eine Schnittstelle ersetzt wurde.

• Die Standard-IP-Adresse für den frontseitigen IED-Anschluss ist 10.1.150.3 unddie entsprechende Subnetz-Maske ist 255.255.255.0. Diese kann über denlokalen HMI-Pfad eingestellt werden.Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/FRONT:1.

Einrichtung des PC oder der Workstation für eine Punkt-zu-PunktVerbindung am vorderen IED-PortEin Spezialkabel ist für den Anschluss von zwei physischen Ethernet-Schnittstellenohne Hub, Router, Bridge oder Switch erforderlich. Die Signalleitungen Tx und Rxmüssen im Kabel über Kreuz geschaltet sein, sodass Tx auf der Gegenseite mit Rxverbunden wird (und umgekehrt). Diese Kabel werden als Crossover-Kabelbezeichnet. Die Maximallänge beträgt etwa 2 m. Als Anschlusstyp wird ein RJ-45-Stecker verwendet.



=IEC09000096=2=de=Original.vsd

Tx Tx

Rx Rx

RJ-45GerätPCM600

IEC09000096 V2 DE

Abb. 3: Punkt-zu-Punkt-Verbindung zwischen IED und PCM600 mithilfeeines Crossover-Kabels

Folgende Beschreibung ist ein Beispiel mit einem Standard-PC mit BetriebssystemMicrosoft Windows. Das Beispiel wurde mit einem Laptop erstellt, das über eineeinzelne Ethernet-Schnittstelle verfügt.

Zum Ändern der PC-Kommunikation sind Administratorrechteerforderlich. Einige PCs haben die Funktion, automatisch zuerkennen, dass Tx-Signale vom IED auf dem Tx-Pin auf dem PCempfangen werden. Daher kann ein normales Standard-Ethernet-Kabel verwendet werden.

1. Wählen Sie Programme/Dateien durchsuchen im Startmenü von Windows.

IEC13000057 V1 DE

Abb. 4: Wählen Sie: Programme/Dateien durchsuchen

2. Geben Sie Netzwerkverbindungen anzeigen ein, und klicken Sie auf dasSymbol Netzwerkverbindungen anzeigen.



IEC13000058 V1 DE

Abb. 5: Auf Netzwerkverbindungen anzeigen klicken

3. Klicken Sie mit der rechten Maustaste, und wählen Sie Eigenschaften.

IEC13000059 V1 DE

Abb. 6: Rechtsklick auf Local Area Connection und Wählen vonEigenschaften

4. Wählen Sie das TCP/IPv4-Protokoll aus der Liste der konfiguriertenKomponenten aus, und klicken Sie auf Eigenschaften.



IEC13000060 V1 DE

Abb. 7: TCP/IPv4-Protokoll auswählen und Eigenschaften öffnen

5. Wählen Sie Folgende IP-Adresse verwenden und geben Sie die IP-Adresse unddie Subnetzmaske ein, wenn der frontseitige Port verwendet und wenn die IP-Adresse nicht automatisch vom IED bezogen wird. Siehe dazu Abbildung 8. DieIP-Adresse darf nicht der IP-Adresse für das IED entsprechen.



IEC13000062 V1 DE

Abb. 8: Wählen: Folgende IP-Adresse verwenden

6. Verwenden Sie den Befehl ping , um die Konnektivität mit dem IED zuüberprüfen.

7. Schließen Sie alle offenen Fenster und starten Sie PCM600.

Einrichten des PCs für Zugriff auf das IED über ein NetzwerkDie Aufgabe hängt vom verwendeten LAN/WAN-Netzwerk ab.

Der PC und das IED müssen Teil des gleichen Subnetzes sein, damitdieser Aufbau funktioniert.

4.7 Eine Anwendungskonfiguration auf das Gerätschreiben

Wird auf das Gerät eine Konfiguration mit dem Konfigurations-Tool geladen, wirddas Gerät automatisch in den Konfigurationsmodus versetzt. Während sich das Gerätim Konfigurationsmodus befindet, sind alle Funktionen gesperrt. Die rote LED aufdem Gerät blinkt und die grüne LED leuchtet während sich das Gerät inKonfigurationsmodus befindet.



Wenn die Konfiguration heruntergeladen und abgeschlossen ist, kehrt das Gerätautomatisch in normalen Modus zurück. Weitere Anweisungen finden Sie in denBenutzerhandbüchern für PCM600.

4.8 Überprüfen der Stromwandlerkreise

Sicherstellen, dass die Verdrahtung vollständig in Einklang mit demgelieferten Anschlussdiagramm ist.

Die Stromwandler müssen entsprechend dem mit dem Gerät mitgeliefertenSchaltplan angeschlossen werden und zwar in Hinblick auf Phasen und Polarität. Diefolgenden Tests sind an jedem primären Stromwandler durchzuführen, der an einemGerät angeschlossen ist:

• Test der primären Einspeisung, um das Stromverhältnis des Stromwandlers, denkorrekten Anschluss am Schutzgerät und den Anschluss in der korrektenLeiterfolge (d.h. L1, L2, L3) zu ermitteln.

• Polaritätsprüfung, um nachzuweisen, dass die prognostizierte Richtung desSekundärstromflusses für eine gegebene Richtung des Primärstromflusseskorrekt ist. Dies ist ein wesentlicher Test für den ordnungsgemäßen Betrieb derDifferentialfunktion und der gerichteten Schutzfunktionen.

• Widerstandsmessung der Sekundärschleife des Stromwandlers, umfestzustellen, dass der Gleichstromwiderstand an der Sekundärschleife desStromwandlers innerhalb der Spezifikationen der verbundenenSchutzfunktionen liegt. Wenn der gemessene Schleifenwiderstand im Bereichdes berechneten Werts für den maximalen Gleichstromwiderstand liegt, dann isteine vollständige Lastprüfung durchzuführen.

• Stromwandler-Anregungstest um zu bestätigen, dass der Stromwandler dierichtige Genauigkeit besitzt und dass es keine kurzgeschlossenen Windungen imStromwandler gibt. Um die aktuellen Ergebnisse vergleichen zu können, müssendie Auslegungskennlinien des Herstellers für den Stromwandler verfügbar sein.

• Überprüfung der Erdung der Stromwandlersekundärkreise um sicherzustellen,dass jeder der drei Phasenstromwandler korrekt an die Stationserde und immernur einseitig und auf der gleichen Seite angeschlossen ist.

• Isolationswiderstandsprüfung.

Während der Primärkreis des Stromwandlers aktiviert ist, sollte derSekundärkreis niemals unterbrochen werden, da dies zu extremgefährlichen hohen Spannungen führen kann.

Sowohl die Primär- als auch die Sekundärseite müssen beimAufzeichnen der Erregungskennlinien von der Leitung und vomGerät getrennt sein.



Wird die sekundäre Stromwandler-Erdverbindung getrennt, ohne diePrimärseite des Stromwandlers abzuschalten, dann können sichgefährliche Spannungen in den Stromwandler-Sekundärkreisenaufbauen.

4.9 Überprüfen der Spannungswandlerkreise

Sicherstellen, dass die Verdrahtung vollständig in Einklang mit dem geliefertenAnschlussdiagramm ist.

Bevor Sie mit den Prüfungen der Kreise Fortfahren, sollten Siemögliche Fehler beheben.

Prüfen Sie die Schaltkreisanordnung.

• Polaritätsprüfung wenn zutreffend; diese Prüfung wird bei Stromwandlernhäufig übersprungen

• Messung der Spannung im Spannungswandlerschaltkreis (Prüfung der primärenEinspeisung)

• Erdungsprüfung• Drehfeldmessung• Isolationswiderstandsprüfung.

Die Prüfung der primären Einspeisung dient zur Überprüfung desÜbersetzungsverhältnises des Spannungswandlers und der Verkabelung vomPrimärkreis bis zum Gerät. Die Einspeisung hat für jeden Leiter-Erde-Schaltkreis .

Beim Prüfen der Sekundärkreise des Spannungswandlers und derdazugehörenden Sekundärausrüstung ist darauf zu achten, dass derSpannungswandler vom Schaltkreis isoliert wird, um eineLaderückkopplung des Spannungswandlers aus dem Sekundärkreiszu vermeiden.

4.10 Verwenden des RTXP-Prüfschalters

Der RTXP-Prüfschalter dient zum sicheren Prüfen des Geräts. Dies erfolgt über denelektromechanischen Aufbau des Prüfschalters und dem Prüfsteckergriff. Ist derPrüfsteckergriff eingelegt, dann blockiert sie zunächst die Auslöse- und Alarmkreiseund anschließend schließt sie den Stromwandler-Sekundärkreis kurz und unterbricht



die Spannungswandler-Sekundärkreise, wodurch das Gerät für die Einspeisungbereitgestellt wird.

Beim Herausziehen wird der Prüfgriff mechanisch in halb zurückgezogener Stellungangehalten. In dieser Stellung gehen der Strom und die Spannung in den Schutz ein,aber die Alarm- und Auslösekreise sind weiterhin isoliert und das Gerät befindet sichim Prüfmodus. Überprüfen Sie vor dem Entfernen des Prüfgriffs die im Gerätgemessenen Werte.

Die Auslöse- und Alarmschaltkreise sind erst wieder funktionsfähig, wenn derPrüfgriff vollständig herausgenommen ist.

Überprüfen Sie, ob die Kabelschuhe korrekt gecrimpt wurden unddass sie vollständig eingeführt sind, indem Sie an den Kabeln ziehen.Machen Sie das nie, wenn die Schaltkreise in Betrieb sind.

Stromkreis

1. Verifizieren Sie, dass die Kontakte für Stromkreise geeignet sind.2. Verifizieren Sie, dass sich die Kurzschluss-Jumper in den richtigen Slots

befinden.

Spannungskreis

1. Verifizieren Sie, dass die Kontakte für Spannungskreise geeignet sind.2. Überprüfen Sie, dass keine Kurzschluss-Jumper in den für die Spannung

bestimmten Slots stecken.

Auslöse- und Alarmschaltkreise

1. Kontrollieren Sie, ob die richtigen Kontakttypen verwendet werden.

4.11 Überprüfen der binären I/O-Kreise

4.11.1 Binäre Eingangskreise

Entfernen Sie vorzugsweise den Binäreingangsstecker aus den binärenEingangskarten. Prüfen Sie alle angeschlossenen Signale, sodass sowohl derEingangspegel als auch die Polarität den Spezifikationen für das Gerät entsprechen.



4.11.2 Binäre Ausgangskreise

Entfernen Sie vorzugsweise den Binärausgangsstecker auf den binärenAusgangskarten. Prüfen Sie alle angeschlossenen Signale, sodass sowohl die Last alsauch die Polarität den Spezifikationen für das Gerät entsprechen.

4.12 Prüfen der optischen Anschlüsse

Prüfen Sie, ob Tx und Rx , die optischen Verbindungen, korrekt sind.

Ein IED mit optischen Anschlüssen benötigt eine Mindesttiefe von180 mm bei Plastikfaserkabeln und 275 mm bei Glasfaserkabeln.Prüfen Sie den kleinsten vom Hersteller des Lichtwellenleiterserlaubten Biegeradius.



Abschnitt 5 Gerät konfigurieren und Einstellungenändern

5.1 Überblick

Die kundenspezifischen Werte für jeden einzelnen Einstellungsparameter und eineKonfigurationsdatei müssen vorhanden sein, bevor das Gerät eingestellt undkonfiguriert werden kann, falls das Gerät nicht mit einer Konfiguration geliefertwurde.

Verwenden Sie die Konfigurationstools in PCM600, um zu überprüfen, ob das Gerätüber die erwartete Konfiguration verfügt. Eine neue Konfiguration wird mit demAnwendungs-Konfigurations-Tool vorgenommen. Die binären Ausgänge könnenaus einer Signalliste ausgewählt werden, worin die Signale nach ihremFunktionsnamen gruppiert werden. Es ist auch möglich, einen anwenderspezifischenNamen anzugeben für jedes einzelne Eingangs- und Ausgangssignal.

Jede im Gerät enthaltene Funktion hat mehrere Parameter, die eingestellt werdenmüssen, damit das Gerät sich so verhält, wie gewünscht. Ein werkseitig eingestellterStandardwert wird für jeden Parameter zur Verfügung gestellt. Mit dem Parameter-Einstell-Tool, das in PCM600 verfügbar ist, kann eine Einstellungsdatei erzeugtwerden.

Alle Einstellungen können

• manuell über die lokale HMI eingegeben werden.• von einem PC aus geschrieben werden, entweder lokal oder fern mit PCM600.

Bevor die Einstellungen in das Gerät geschrieben werden können, muss dieKommunikation über den front- oder rückseitigen Port eingerichtet werden.

Das Gerät benötigt mindestens drei Sekunden, um die neuenEinstellungen zu speichern; während dieser Zeit darf dieGleichstromversorgung nicht unterbrochen werden.

Das Gerät verwendet eine FLASH-Disk zum Speichern der Konfigurations- undProzessdaten, wie Zähler, Objektzustände, Schalterstellung auf Lokal/Fern usw. Daein FLASH-Speicher verwendet wird, sind in der Software Vorkehrungen zuergreifen, um sicher zu stellen, dass die FLASH-Disk durch die intensive Speicherungvon Daten nicht verschleißt. Diese Mechanismen erfordern einige Erwägungen,damit Konfigurationsdaten nicht verloren gehen, insbesondere bei derInbetriebnahme.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 5Gerät konfigurieren und Einstellungen ändern


Nach abgeschlossener Inbetriebnahme werden die Konfigurationsdaten immer imFLASH-Speicher abgelegt, sodass dies dann kein Problem mehr darstellt. Aberandere Daten, wie Objektzustände und die Schalterstellungen an der lokalen/Gegenseite werden anders gespeichert; das Speichern im FLASH-Speicher erfolgtimmer seltener und ein vorzeitiger Verschleiß des FLASH-Laufwerks wird soumgangen. Im schlimmsten Fall beträgt die Zeit zwischen zwei Speichervorgängendieser Art etwa eine Stunde.

Wenn Sie absolut sicher gehen wollen, dass alle Daten auf das FLASH-Laufwerkgespeichert werden, bedeutet dies, dass das Gerät nach Abschluss derInbetriebnahmevorgänge am Gerät mindestens eine Stunde lang an derHilfsspannung angeschlossen bleiben muss (einschließlich der Einstellung desSchalters an der lokalen/Gegenseite auf die gewünschte Stellung).

Nach Ablauf dieser Zeit kann das Gerät problemlos ausgeschaltet werden; Datengehen nicht verloren.

5.2 Konfiguration der analogen Stromwandlereingänge

Die analogen Eingangskanäle müssen konfiguriert werden, um sowohl korrekteMessergebnisse als auch einen korrekten Betrieb der Schutzfunktionen zu erzielen.Da die Schutzalgorithmen im Gerät die primären Systemgrößen verwenden, ist esextrem wichtig sicherzustellen, dass die Einstellungen angeschlossenerStromwandler sorgfältig vorgenommen werden. Diese Daten werden vomSystemingenieur berechnet und normalerweise vom Inbetriebnehmer von der lokalenHMI oder dem PCM600 aus eingestellt.

Die Analogeingänge am Stromwandler-Eingangsmodul sind entweder für 1 A oder5 A bemessen. Jedes Stromwandler-Eingangsmodul verfügt über eine einzigartigeKombination von Strom- und Spannungseingängen. Sicherstellen, dass dieEingangsstromleistung richtig ist und dass sie mit den Bestellunterlagenübereinstimmt.

Die primären Stromwandlerdaten werden über die HMI im Menü Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Analogmodule/Analogeingängeeingegeben

Die folgenden Parameter werden für jeden an das Gerät angeschlossenenStromwandler eingestellt:

Tabelle 3: Stromwandler-Konfiguration

Parameterbeschreibung Parameterbenennung Bereich Standard‐wert

Primärer Stromwandler-Be‐messungsstrom in A

CT Prim Input von -10000 bis +10000 0

Abschnitt 5 1MRK 502 053-UDE -Gerät konfigurieren und Einstellungen ändern


Dieser Parameter definiert den primären Bemessungsstrom des Stromwandlers. Beizwei Stromwandlersätzen mit einem Verhältnis von 1000/1 und 1000/5 wird dieserParameter für beide Stromwandlereingänge auf den selben Wert 1000 gesetzt.Negative Werte (also -1000) können verwendet werden, um die Richtung desStromwandler-Stroms mit Software für die Differentialfunktion umzukehren. Dieskönnte erforderlich sein, wenn zwei Stromwandlersätze unterschiedlicheSternpunktlagen im Verhältnis zur geschützten Stromschiene besitzen. Es wirdempfohlen, diesen Parameter für alle freien Stromwandler-Eingänge auf Null zusetzen.

Bei Hauptstromwandlern mit einem sekundären Bemessungsstrom von 2 A wirdempfohlen, die Sekundärwicklung am 1-A-Eingang anzuschließen.

Berücksichtigen Sie für die Stromeingänge die zulässigen Überlast-Bemessungswerte.

5.3 IED rekonfigurieren

Als logische I/O Module (BIM, BOM oder IOM) konfigurierte Module werdenüberwacht.

Nicht konfigurierte I/O Module werden nicht überwacht.

Jedes logische I/O Modul hat eine Fehlermarkierung, die einen Signal- oderModulfehler angibt. Die Fehlermarkierung wird auch eingestellt, wenn das physischeI/O Modul des richtigen Typs in der verbundenen Fuge nicht ermittelt worden ist.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 5Gerät konfigurieren und Einstellungen ändern


52

Abschnitt 6 Kalibrieren des auf Einspeisungbasierenden empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutzes

6.1 Inbetriebnahme

Die Inbetriebnahme erfolgt mit dem Inbetriebnahme-Tool ICT. Die Anweisungenhierfür umfassen Installation, Kalibrierung, Inbetriebnahme, Überwachung undÜberprüfung der Funktion ROTIPHIZ für den empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutz.

6.2 Inbetriebnahme-Tool ICT

Für die empfindliche Rotor-Erdfehlerschutzfunktion im Gerät sind mehrereEinstellungen vorzunehmen. Für die Einstellungen k1, k2 und für dieReferenzimpedanz sind am Generator mit dem Einspeisungsinbetriebnahme-ToolICT (Injection Commissioning Tool) verschiedene Messungen vorzunehmen. DieFaktoren werden in Verbindung mit den Kalibrierungsmessungen während derInbetriebnahme abgeleitet. Das ICT ist fester Bestandteil des PCM600 Tools.

Aufbau und Validierungsfunktionen des ICT unterstützen dasInbetriebnahmepersonal bei der Durchführung einer erfolgreichen Installation.Während der Installation, Inbetriebnahme und Kalibrierung prüft das ICT anhandverschiedener Tests, ob die Installation ordnungsgemäß erfolgte und die Kalibrierungerfolgreich verlief. Neben der Durchführung der eigentlichen Tests liefert das ICTdem Inbetriebnahmepersonal während der Inbetriebnahme auch wertvolle Tipps.

Beim Starten des ICT wird der Rotor-Erdfehlerschutz gewählt.

Bei Inbetriebnahme und während des Betriebs wird das ICT für fünf verschiedeneAufgabenbereiche eingesetzt:

1. Installation2. Kalibrierung3. Inbetriebnahme4. Überwachung5. Überprüfung

Bevor Sie fortfahren, stellen Sie sicher, dass alle notwendigen Anschlüsse vorhandensind.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 6Kalibrieren des auf Einspeisung basierenden empfindlichen Rotor-

Erdfehlerschutzes


InstallationÜberprüfen Sie nach dem Starten der Einspeisung, ob die einspeiste Spannung und dereingespeiste Strom innerhalb der zulässigen Grenzwerte liegen. Falls nicht, passenSie die Einstellungen in der Einspeiseeinheit REX060 an. Das ICT achtet automatischauf geringfügige Abweichungen zwischen der tatsächlich eingespeisten Frequenzund der eingestellten Einspeisungsfrequenz (die z. B. aufgrund der Genauigkeit derHardware der REX060 entstehen). Stellen Sie den vom ICT gemessenen,tatsächlichen Frequenzwert über das PST im Gerät ein.

Für den einwandfreien Betrieb der Schutzvorrichtung unter verschiedenenBetriebsbedingungen ist die hohe Genauigkeit dieser Frequenz von großerBedeutung.

KalibrierungDie Kalibrierung basiert auf drei Messschritten:

1. Die Einspeisung erfolgt am fehlerfrei funktionierenden Generator und diegemessene komplexe Impedanz wird gespeichert.

2. Zwischen einem Rotorpol (siehe Abbildung 9) und Erde ist ein bekannterWiderstand verbunden. Die Einspeisung erfolgt am Generator und diegemessene komplexe Impedanz wird gespeichert.

3. Der eine Rotorpol (siehe Abbildung 9) ist direkt mit der Erde kurzgeschlossen.Die Einspeisung erfolgt am Generator und die gemessene komplexe Impedanzwird gespeichert.

Die Reihenfolge der Kalibrierungsmessungen während der Inbetriebnahme ist in dernachfolgenden Abbildung dargestellt.

DC

AC C rot

REX 061 I inj

DC

AC C rot

REX 061 I inj

DC

AC C rot

REX 061 I inj

RTest


Schritt 1 Schritt 2 Schritt 3

IEC11000205 V1 DE

Abb. 9: Verschiedene Schritte bei den Kalibrierungsmessungen

Der Ablauf der Kalibrierungssequenz folgt einem im Tool angezeigten Schema.

• Kalibrierungssequenz 1: Die Einspeisung muss aktiviert sein und mit dem Rotordarf keine Impedanz verbunden sein. Das ICT führt jetzt nacheinanderMessungen durch, bis der statistische Fehler einen akzeptablen Wert erreicht.Dies wird in einem Diagramm grafisch dargestellt. Der Benutzer akzeptiert die

Abschnitt 6 1MRK 502 053-UDE -Kalibrieren des auf Einspeisung basierenden empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutzes


Messung und hält dadurch die Sequenz an. Das Ergebnis wird für spätereBerechnungen gespeichert.

• Kalibrierungssequenz 2: Zwischen der Rotorwicklung und Erde ist ein bekannterWiderstand verbunden. Der Wert des Widerstands ist der Eingangswert für dasICT. Das ICT führt jetzt nacheinander Messungen durch, bis der statistischeFehler einen akzeptablen Wert erreicht. Dies wird in einem Diagramm grafischdargestellt. Der Benutzer akzeptiert die Messung und hält dadurch die Sequenzan. Das Ergebnis wird für spätere Berechnungen gespeichert.

• Kalibrierungssequenz 3: Die Generator-Rotorwicklung ist jetzt direkt geerdet.Das ICT führt jetzt nacheinander Messungen durch, bis der statistische Fehlereinen akzeptablen Wert erreicht. Dies wird in einem Diagramm grafischdargestellt. Der Benutzer akzeptiert die Messung und hält dadurch die Sequenzan. Das Ergebnis wird für spätere Berechnungen gespeichert.

Nach drei Messungen berechnet das ICT die komplexen Faktoren k1 und k2. DieReferenzimpedanz RefR1 + jRefX1 wird ebenfalls berechnet. Danach werden dieWerte in die Parametereinstellungen im PCM600 heruntergeladen. Vom PCM600werden die Einstellungen in das Gerät heruntergeladen.

Während der oben beschriebenen drei Messungen wird geprüft, ob in der gemessenenImpedanz eine ausreichende Veränderung vorhanden ist, um zu gewährleisten, dassvon Beginn an kein primärer Fehler oder andere Probleme, die durch das Installations-oder Kalibrierungsverfahren verursacht wurden, vorliegen.

Jetzt wird die Referenzimpedanz für einen Betriebszustand abgeleitet.Möglicherweise müssen Messungen durchgeführt werden, um die Referenzimpedanzfür andere Betriebszustände abzuleiten. Weitere Informationen hierzu enthält dernachfolgende Abschnitt "Inbetriebnahme".

InbetriebnahmeEs besteht die Möglichkeit von zwei unterschiedlichen Referenzimpedanzen.Unterschiedliche Betriebsbedingungen der Maschine können eine Änderung derReferenzimpedanz erfordern.

Dies kann im Inbetriebnahme-Abschnitt des ICT vorgenommen werden. Für jedenBetriebszustand von Interesse wird eine Messung durchgeführt. Wenn dieReferenzimpedanz von der ersten abweicht, die während des Kalibrierungsverfahrensberechnet wurde, wird die neue Referenzimpedanz mit dem Befehl SubmittoParameter Setting gespeichert.

Wenn mehrere Referenzimpedanzen verwendet werden, muss eine Logikkonfiguriert werden, damit in den Betriebszuständen Änderungen, die eine andereReferenzimpedanz erfordern, erkannt werden.

ÜberwachungIm Überwachungsabschnitt kann die Kalibrierung durch die Anwendung desbekannten Fehlerwiderstands geprüft und mit der tatsächlichen Funktionsmessung


Erdfehlerschutzes


verglichen werden. Außerdem können die Betriebszustände identifiziert werden, dieeine Änderung der Referenzimpedanz erfordern.

ÜberprüfungIm Überprüfungsabschnitt werden Berichte für die Kalibrierung und Inbetriebnahmeerstellt.

6.3 Starten des Einspeisungsinbetriebnahme-Tools(ICT)

1. Zum Starten des Einspeisungsinbetriebnahme-Tools (ICT) in derAnlagenstruktur des PCM mit der rechten Maustaste auf REG670 klicken undInjection commissioning auswählen.

2. In der Symbolleiste des ICT die Funktion Rotor Earth Fault auswählen.

IEC11000222 V1 DE

Abb. 10: Symbolleiste des ICT

3. Die Registerkarte Installing auswählen, sofern diese nach dem Starten des ICTnicht bereits ausgewählt wurde.Zunächst muss vor der Kalibrierung sichergestellt werden, dass das gemesseneSpannungs- und Stromsignal auf der eingespeisten Frequenz vorhanden ist bzw.erkannt wird und dass deren Amplitude innerhalb der zulässigen Grenzwerteliegt.

4. Sicherstellen, dass parallel zum Statorstromkreis keine zusätzliche Impedanzangeschlossen ist.

5. Um die Einspeisung zu aktivieren, an der Einspeiseeinheit REX060 denEinspeisungsschalter in die Stellung Ein (On) drehen.

6. In der Symbolleiste des ICT die Schaltfläche Start reading from IEDauswählen, um mit kontinuierlichen Messungen zu beginnen.

7. Sicherstellen, dass die Balken/Spannungspegel sowohl für die Spannung alsauch für den Strom auf der eingespeisten Frequenz akzeptable Pegel aufweisen.Die Balken müssen grün sein und das Funktionsstatusfeld muss ebenfalls OKanzeigen.

8. Sicherstellen, dass die tatsächlich eingespeiste Frequenz ausreichend nahe beider an der Einspeiseeinheit (REX060) eingestellten Einspeisungsfrequenz liegt.Wenn die Spannungs- und/oder Strompegel/Frequenzen nicht ausreichend sindoder wenn das ICT im Funktionsstatusfeld Warnungen oder Abnormalitätenanzeigt, sicherstellen, dass die Hardware-Verbindungen (Kabel usw.)einwandfrei ausgeführt und die Einstellungen für Verstärkungen undEinspeisungsfrequenz am REX060 ordnungsgemäß ausgewählt sind. Dann dieSchritte 3 bis 6 wiederholen. Es ist zu beachten, dass die Einstellung



FreqInjected in "Parameter setting" für die spezifische Funktion derEinspeisungsfrequenz entsprechen muss, die am REX060 in der HMI für dieseFunktion ausgewählt ist.

=GUID-84947C77-215F-4007-AAC0-9433B8444396=1=de=Original.vsd

Von der Funktion ermittelte Frequenz

Spannungs-/Stromsignalstatus und TRIP-Anzeige

Funktionsstatusfeld. Fehler und Abweichungen werden hier

angezeigt, um die Fehlerbeseitigung zu vereinfachen.

GUID-84947C77-215F-4007-AAC0-9433B8444396 V1 DE

Abb. 11: Signal- und Funktionsanzeigefeld des ICT

9. Wenn Sie für die Durchführung der Kalibrierung bereit sind, die SchaltflächeSubmit and save in report auswählen. Das ICT übergibt jetzt eine genauereFrequenz an Parameter setting. In Parameter setting den neu erfasstenParameter in das Gerät schreiben.

6.4 Durchführen der Kalibrierung

1. In der Registerkarte Calibration die erste untergeordnete Registerkarte Step1:Calibration step 1 auswählen.

2. Sicherstellen, dass parallel zum Rotor keine zusätzliche Impedanzangeschlossen ist.

3. In der Symbolleiste des ICT die Schaltfläche Start reading from IEDauswählen.Das ICT führt kontinuierliche Messungen durch beginnt nach der zehntenMessung mit der Aktualisierung der Grafik. Es ist zu beachten, dass sich derBalken für die Stabilitätsbereichsanzeige verkleinert.

Die Kalibrierungsschritte 1 bis 3 müssen unbedingt in derangegebenen Reihenfolge durchgeführt werden. Falls dies nichtbeachtet wird, verläuft die Kalibrierung möglicherweisefehlerhaft.

4. Wenn der Balken den Stabilitätsbereich erreicht hat (erscheint dann grün), dieSchaltlfäche Submit wählen.Das ICT wechselt automatisch zur zweiten untergeordneten Registerkarte fürdie Kalibrierung, Step2: Calibration step 2.


Erdfehlerschutzes


=GUID-3C7F0567-2367-46E4-9606-FCFC7408DAA0=1=de=Original.vsd

Anzeigebalken des Stabilitätsbereichs

GUID-3C7F0567-2367-46E4-9606-FCFC7408DAA0 V1 DE

Abb. 12: Erste Registerkarte für die Kalibrierung im ICT mit Balken fürdie Stabilitätsbereichsanzeige

5. Einen bekannten Fehler mit 10 kΩ anlegen (10 kΩ Widerstand zur Erde).6. In realen Teil des Feldes Connected impedance den Wert 10000 eingeben und

das Feld für den imaginären Teil leer lassen.Hierdurch wird dem ICT mitgeteilt, dass eine reine Widerstandsimpedanz von10 kΩ angeschlossen ist.

7. In der Symbolleiste des ICT die Schaltfläche Start reading from IEDauswählen.

8. Erneut warten, bis die Stabilitätskriterien erfüllt sind, dann die SchaltflächeSubmit wählen.Das ICT wechselt automatisch zur dritten untergeordneten Registerkarte für dieKalibrierung, Step3: Calibration step 3.

9. Den zuvor angeschlossenen bekannten Fehlerwiderstand entfernen undstattdessen einen Kurzschluss anlegen.

10. In der Symbolleiste des ICT die Schaltfläche Start reading from IEDauswählen.

11. Wenn die Stabilitätskriterien erfüllt sind, erneut die Schaltfläche Submitwählen.Das ICT wechselt automatisch zur vierten untergeordneten Registerkarte für dieKalibrierung, Step4: Save calibration factors. Hier werden die neuberechneten Faktoren k1, k2 und die Referenz 1 angezeigt.

12. Im Feld Calibration result überprüfen, ob alle Tests bestanden wurden.12.1. Wenn bei einer oder mehreren Prüfungen ein Fehler erkannt wird, den

Anweisungen bzw. Tipps folgen, die das ICT im Feld Calibration resultanzeigt.

12.2. Wenn das Problem nicht mit diesen Tipps gelöst werden kann, den ABBKundendienst kontaktieren.




IEC11000221 V1 DE

Abb. 13: Vierte untergeordnete Registerkarte für die Kalibrierung im ICT

13. Bevor Sie fortfahren, sicherstellen, dass der im Kalibrierungsschritt 3 angelegteKurzschluss entfernt wurde.

14. Mit der Schaltfläche Submit to Parameter setting die Kalibrierungabschließen.

15. In "Parameter setting" die neu erfassten Parameter in das Gerät schreiben.

6.5 Erfassen von Referenzen

Für das Erkennen unterschiedlicher Betriebsbedingungen des Generators und dieAuswahl der geeigneten Impedanzreferenz wird eine Logik außerhalb derEinspeisefunktion benötigt. Deshalb wird das Wechseln bzw. Umschalten derImpedanzreferenz nicht an dieser Stelle sondern in einem separatenGebrauchshinweis 1MRG005030 Anwendungsbeispiel für auf Einspeisungbasierenden 100%-igen Stator-Erdfehler- und empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutzbeschrieben.

Mit dem Einspeisungsinbetriebnahme-Tool (ICT) kann das Inbetriebnahmepersonalzusätzliche Referenzen für die verschiedenen Betriebsbedingungen des Generatorserfassen. In der nachfolgenden Beschreibung wird davon ausgegangen, dass Referenz


Erdfehlerschutzes


1 während der Kalibrierung eingestellt wurde und dass nun eine zweite Referenzeingestellt werden muss.

1. Sicherstellen, dass sich der Generator in einem Zustand befindet, in dem dieReferenz eingestellt werden kann (z. B. im Normalbetrieb).

2. Zum Beginnen die Registerkarte Commissioning auswählen.3. Im Dropdown-Menü Reference impedance selection die Option Reference 2

auswählen.4. Um das Einlesen der Messwerte zu starten, in der Symbolleiste des ICT auf die

Schaltfläche Start reading from IED klicken.Das ICT beginnt, die ausgewählte angezeigte Messgröße vom Gerät einzulesenund zeigt die Werte in der X/Y-Grafik an.

Gemessene absolute Impedanz ± Standardabweichung

Gemessene absolute Impedanz Gleitender Mittelwert der

gemessenen absoluten Impedanz

Dropdown-Menü für die Auswahl der Referenzimpedanz

=GUID-FAE32C52-80F0-4AEF-AA0D-6BA39F896712=1=de=Original.vsd

GUID-FAE32C52-80F0-4AEF-AA0D-6BA39F896712 V1 DE

Abb. 14: Registerkarte "Commissioning"

Normalerweise werden kontinuierliche Messungen durchgeführt und diegemessene absolute Impedanz wird in der Grafik angezeigt.Durch Beobachtung der Standardabweichung der gemessenen Impedanz kanndas Inbetriebnahmepersonal beurteilen, ob die Impedanz des Generators stabilbzw. gleichbleibend ist und ob die mittlere Impedanz auf ausreichend vielenWerten basiert, damit aus statistischer Sicht das Signalrauschen"herausgefiltert" wird. Dadurch erhält man eine relativ exakteImpedanzmessung, deren Messwert als alternative Referenz verwendet werdenkann.

5. Nachdem die Standardabweichung konvergiert ist, auf die Schaltfläche Selectklicken, sodass deren Betrag innerhalb des Rauschpegels der gemessenenabsoluten Impedanz liegt.



In der zweiten untergeordneten Commissioning-Registerkarte "Step2 : SaveReference Impedance" wird die gemessene reale und imaginäreReferenzimpedanz 2 angezeigt.

6. Die Schaltfläche Submit to Parameter setting auswählen.Hierdurch wird die neu erfasste Referenz in das Parameter Setting übernommen.

7. Die neu erfassten realen und imaginären Teile von Referenz 2 in das Gerätschreiben.

6.6 Überprüfen der Kalibrierung

Nach der Kalibrierung sollte überprüft werden, ob bekannte Fehler wie erwartetgemessen wurden und ob die Funktion Auslösungen und Alarme wie erwartet anzeigt- mit anderen Worten, es ist zu sicherzustellen, dass die Kalibrierung erfolgreichdurchgeführt wurde. Hierfür kann die Überwachungsfunktion genutzt werden.

1. In der Symbolleiste des ICT die vierte Registerkarte Monitoring auswählen.

Logger-Funktion

Aktuell gemessene Impedanz und Durchschnittswert

Wählbare Menge für Plot Wählbarer Zeitraum für Graph-Aktualisierung

Aktuell verwendete Referenz

=GUID-DCE099B6-4DBA-4A52-9566-0E20B8AF7712=1=de=Original.vsd

GUID-DCE099B6-4DBA-4A52-9566-0E20B8AF7712 V1 DE

Abb. 15: Registerkarte "Monitoring"

2. Die Grafikaktualisierungsperiode auf eine Sekunde einstellen, indem im FeldGraph update period eine 1 eingegeben wird.

3. Um mit der kontinuierlichen Darstellung der Werte in der Grafik in einemIntervall von einer Sekunde zu beginnen, die Option Start readings from IEDauswählen.Standardmäßig wird die gemessene absolute Impedanz dargestellt. Bei derÜberwachung können jedoch auch andere Angaben angezeigt werden. Um diese


Erdfehlerschutzes


zu sehen, die verfügbaren Messgrößen im Dropdown-Menü Viewed quantity inder Registerkarte Monitoring auswählen.

4. Den Fehlerleitwert während der Anwendung von bekannten Fehlernbeobachten.Auf diese Weise können die Kalibrierungsfaktoren und die verwendeteReferenz überprüft werden. In einigen Fällen ist es jedoch wünschenswert, auchandere Messgrößen messen und anzeigen zu können.

5. Fault conductance im Dropdown-Menü Viewed quantity auswählen.Der Fehlerleitwert entspricht 1/Fehlerwiderstand und ist eher für die Anzeigegeeignet, wenn keine Fehler oder extrem kleine Fehler angewendet bzw.gemessen werden.Aufgrund der Tatsache, dass theoretisch kein Fehler gleich dem unendlichenFehlerwiderstand sein kann und eine solche Darstellung nur unzuverlässigeWerte beinhalten würde, ist es ratsam, den Fehlerleitwert anzuzeigen, der indiesem Fall Null wäre.Da kein Fehler angewendet wird, muss der gemessene Fehlerleitwert nahe Nullsein. Überprüfen Sie dies in der Grafik.Um die Messergebnisse besser beurteilen zu können, muss die Ansicht ggf.durch das Zoomen vergrößert oder verkleinert dargestellt werden. Anweisungenhierzu enthält der Abschnitt Bearbeitungsfunktionen in der Grafik.

6. Beispielsweise einen Fehlerwiderstand von 10 kΩ anwenden.6.1. Sicherstellen, dass dieser korrekt gemessen wird.6.2. Versuchen, Viewed quantity auf Fault resistance zu ändern, da 10 kΩ

ein relativ kleiner Wert ist.Hier sollten etwa 10 kΩ gemessen werden können. Wenn Sie die Anzeigedes Fehlerleitwertes wählen, entspricht die Messung etwa 1×10-4 Mho.

7. Einen weiteren bekannten Fehler anwenden, z. B. 1 kΏ, und überprüfen, obdieser korrekt gemessen wird.

8. Wenn Sie sich absolut sicher sind, dass die Funktion korrekt misst, dieMessungen anhalten und angewendete Fehler trennen.Vorangehend wurde durch Anwendung bekannter Fehler überprüft, ob dieFunktion korrekt misst und es wurde während der Überwachungsphase dieGrafik beobachtet. Neben der Messung der Fehlergröße ist eine Auslöseanzeigeerforderlich, wenn ein großer Fehler gemessen wird, um so Schäden amGenerator zu verhindern. Damit die spezifische Funktion eine Auslöseanzeigeausgeben kann, muss diese zunächst aktiviert werden:8.1. In der Symbolleiste des ICT die Schaltfläche Enable Function Tripping

auswählen.8.2. In der Popup-Meldung Yes wählen.

ICT schreibt diese Werte nun in das Gerät.8.3. Standardmäßig ist der Auslösewert auf 1 kΩ eingestellt. Wenn also der

Fehlerwiderstand niedriger ist, gibt die Funktion Auslösungen aus.9. Die Messungen durch Anwendung von verschiedenen Fehlern überprüfen.

Die Auslöseanzeige muss in der Symbolleiste des ICT sichtbar sein.10. Sicherstellen, dass TRIP- und ALARM-Signale mit Auslösung/Alarmgebung/

Signalgebung/Kommunikation gemäß dem Schutzschema verbunden sind.



In folgenden Situationen ist es sehr wichtig, dass die Auslösefunktionaktiviert ist:

• Nach Abschluss der Kalibrierung• Vor dem Verlassen des ICT

6.7 Überprüfung

Während der Installation, der Kalibrierung und der Inbetriebnahme erstellt das ICTfür jeden einzelnen Schritt Berichte und sammelt diese auf der Registerkarte"Auditing". Nachfolgend wird beschrieben, wie die Berichte angezeigt und gelöschtsowie mit ihnen Protokolle generiert werden können.

1. Um Berichte anzuzeigen, in die Registerkarte Auditing wechseln.


GUID-8348F60B-9BF5-4018-9740-0FA3371B0F9F V1 EN

Abb. 16: Registerkarte "Auditing"

2. Die einzelnen Berichte öffnen und anzeigen.3. Für das Anzeigen von Berichten gibt es folgende Möglichkeiten:

• Mit der rechten Maustaste klicken und im Kontextmenü die Option Viewreport auswählen.

• In der oberen rechten Ecke des Bildschirms "Auditing" auf dieSchaltfläche View report klicken.

• Auf einen Berichteintrag doppelklicken.4. Für das Löschen von Berichten gibt es folgende Möglichkeiten:


Erdfehlerschutzes


• Mit der rechten Maustaste klicken und im Kontextmenü die Option Deletereport auswählen.

• In der oberen rechten Ecke des Bildschirms "Auditing" auf dieSchaltfläche Delete report klicken.

• Mit dem Mauszeiger einen Berichteintrag auswählen und dann auf derTastatur die Entfernen-Taste drücken.

5. Für das Generieren von Protokollen gibt es folgende Möglichkeiten:• Mit der rechten Maustaste klicken und im Kontextmenü die Option

Generate log auswählen.• Auf die Schaltfläche Generate log klicken.

Neben dem Generieren eines Berichts kann auch eine Protokolldatei mit dengleichen Informationen wie im Bericht erstellt werden. Die Datei kann inNotepad oder MS Excel geöffnet und dort angezeigt werden.Nach dem erfolgreichen Generieren des Protokolls zeigt das System eineMeldung an, in der auch der Pfad zur Protokolldatei angegeben wird.

6.8 Bearbeitungsfunktionen in der Grafik

Während der Kalibrierung, Inbetriebnahme und Überwachung können in der Grafikfolgende Funktionen ausgeführt werden:

• Hineinzoomen• Herauszoomen• Zoomen abbrechen• Zoomen der X-Achse aktivieren• Zoomen der Y-Achse aktivieren

1. Für das Zoomen gibt es folgende Möglichkeiten:• Mit der rechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die

Option Zoom in oder Zoom out auswählen.




GUID-3F080E48-8B77-48A0-8283-89511E1AE50B V1 EN

Abb. 17: Zoomen via Kontextmenü

• Mit der Maus hineinzoomen und einen Teil des Grafikbereichs auswählen.


GUID-261171B2-59CD-4248-B873-39A2BC3CD1F1 V1 EN

Abb. 18: Zoomen via Auswahl eines Bereichs in der Grafik

• Für das Hineinzoomen auf der Tastatur die Taste PgUp drücken und fürdas Herauszoomen die Taste PgDn.

2. Für das Abbrechen eines Zoomvorgangs gibt es folgende Möglichkeiten:• Mit der rechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die

Option Cancel Zoom auswählen.Der Grafikbereich wird auf seine Originalgröße verkleinert dargestellt.

• Die Taste Esc drücken.3. Zoomen der X- und Y-Achse

• Um das Zoomen der X-Achse zu aktivieren oder zu deaktivieren mit derrechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die OptionEnable X zooming aktivieren oder deaktivieren.

• Um das Zoomen der Y-Achse zu aktivieren oder zu deaktivieren mit derrechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die OptionEnable Y zooming aktivieren oder deaktivieren.


Erdfehlerschutzes


6.9 Protokollieren von Messwerten in einer Datei

Aufgezeichnete Daten können nicht nur in der Registerkarte "Monitoring" onlineangezeigt werden. Es besteht auch die Möglichkeit, Messgrößen in einer Datei(Textdatei mit durch Tabulatoren getrennten Werten) protokolliert und in der Grafikangezeigt werden. Neben diesen von der Funktion gemessenen Spannungswertenwerden auch Fehlercodes protokolliert. Diese Datei kann dann bei Bedarf in andereTools für weiterführende Analysen importiert werden. Die Protokollierungsfunktionbefindet sich in der rechten unteren Ecke der Registerkarte "Monitoring". Es ist zubeachten, dass die Protokollierungsfunktion von der Grafikdarstellung unabhängigist.

1. Die Schaltfläche Browse wählen.Siehe Abbildung Registerkarte "Monitoring".

2. Zum gewünschten Ordner navigieren.3. Für die .txt-Datei einen aussagekräftigen Namen eingeben und Save wählen.4. Mit der Schaltfläche Start die Protokollierung in dieser Datei starten.

In dieser Datei protokolliert das ICT die Daten fortlaufend und in dem mit derFunktion "Graph update period" (Grafikaktualisierungsperiode) festgelegtenProtokollierungsintervall. Beachten Sie das Feld "Log period" und dessenStandardwert von 1 Stunde. Bei Bedarf kann der Zeitraum vor Beginn derProtokollierung geändert werden.

5. Mit der Schaltfläche Stop kann die Protokollierung angehalten werden.6. Die Datei kann in Notepad oder MS Excel geöffnet werden.



Abschnitt 7 Kalibrierung des einspeisungsbasierten100 % Stator-Erdfehlerschutz

7.1 Inbetriebnahmeprozess

Für den Inbetriebnahmeprozess wird das Inbetriebnahmetool ICT eingesetzt. DieAnweisungen für den Prozess betreffen die Installation, Kalibrierung,Inbetriebnahme, Überwachung sowie das Audit für die 100 % Stator-Erdfehlerschutz-Funktion STTIPHIZ.

7.2 Inbetriebnahme des ICT-Tools

Die 100 % Stator-Erdfehlerschutzfunktionen STTIPHIZ im Gerät erfordern eineReihe von Einstellungen. Die Einstellungen k1, k2 sowie die Referenzimpedanzerfordern Messungen am Generator, die mit dem ICT (Injection CommissioningTool) durchgeführt werden. Die Faktoren werden bei der Messungen während derKalibrierung hergeleitet. Das ICT-Tool ist integraler Bestandteil des PCM600-Tools.

Darüber hinaus wird das ICT auch verwendet, um den Ingenieur bei derInbetriebnahme zu unterstützen, damit die komplexe Installation mit ihrenValidierungsoptionen erfolgreich abgeschlossen werden kann. Während derInstallation, Inbetriebnahme und Kalibrierung führt das ICT zahlreiche Tests durch,um sicherzustellen, dass die Installation und die Kalibrierung korrekt erfolgen.Abgesehen von den eigentlichen Tests versorgt das ICT den Ingenieur bei derInbetriebnahme auch mit Hinweisen, sofern für die Inbetriebnahme erforderlich.

Wenn das ICT gestartet ist, dann wird der 100 % Stator-Erdfehlerschutz ausgewählt.

Das ICT-Tool umfasst fünf verschiedene Teile, die während der Inbetriebnahme unddem Betrieb durchlaufen werden:

1. Installation2. Kalibrierung3. Inbetriebnahme4. Überwachung5. Audit

Stellen Sie sicher, dass alle erforderlichen Anschlüsse korrekt erfolgt sind, bevor Siefortfahren.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 7Kalibrierung des einspeisungsbasierten 100 % Stator-Erdfehlerschutz


EinbauPrüfen Sie, wenn die Einspeisung beginnt, ob die eingespeiste Spannung und derStrom innerhalb der zulässigen Grenzwerte liegen. Fall nicht, dann regeln Sie dieEinstellungen an der Einspeiseeinheit REX060. Das ICT-Tool führt automatischPrüfungen im Hinblick auf leichte Schwankungen zwischen der tatsächlicheingespeisten und eingestellten Einspeisefrequenz durch (z. B. dank der Exaktheit derREX060-Hardware). Stellen Sie den tatsächlichen, vom ICT gemessenenFrequenzwert manuell über PST am Gerät ein.Überprüfen Sie, ob die ausgewählteEinspeisefrequenz-Einstellung an der REX060 der Einstellung FreqInjected in denParametereinstellungen entspricht. stellen Sie außerdem sicher, dass die gemesseneEinspeisefrequenz sinnvoll ist und übertragen Sie den Frequenzwert weiter an dieParametereinstellungen. Schließen Sie den Vorgang ab, indem die Werte in das Gerätgeschrieben werden.

Die hohe Genauigkeit dieser Frequenz ist entscheidend für die korrekte Funktion desSchutzes bei unterschiedlichen Betriebszuständen.

KalibrierungDie Kalibrierung basiert auf drei Messschritten.

Die Abfolge der Messungen bei der Kalibrierung ist unten dargestellt. Die Anschlüssedes Fehlerwiderstands und Kurzschlusses sind hier für den Fall einer Einspeisung amGenerator-Sternpunkt über den Transformator-Sternpunkt dargestellt. Das selbePrinzip gilt für alle weiteren Einspeiseprinzipien: mit NS-Sternpunktwiderstand undAnschluss über einen Sternpunktspannungswandler oder Einspeisung über eineoffene Dreieckswicklung der Spannungswandlergruppe am Generatoranschluss, etc.

+ U inj

- R N

C stat

+ U inj -

R N

C stat

+ U inj -

R N

C stat

R test

Schritt 1 Schritt 2 Schritt 3

I inj I inj I inj a

b

a

b

a

b

=GUID-9E470F57-D670-430C-BD27-CBF11AF92D1E=1=de=Original.vsd

GUID-9E470F57-D670-430C-BD27-CBF11AF92D1E V1 DE

Abb. 19: Die unterschiedlichen Schritte bei der Kalibrier-Messung

Abschnitt 7 1MRK 502 053-UDE -Kalibrierung des einspeisungsbasierten 100 % Stator-Erdfehlerschutz


Bei weiteren alternativen Anschlusspunkten für die Einspeisung für denPrüfwiderstand (Schritt 2) und Kurzschluss (Schritt 3) wird derselbe Punktverwendet, wie in der Abbildung oben dargestellt.

Die Abfolge der Kalibrierschritte folgt einem Schema, das im Tool abgebildet ist.

• Kalibrierung Abfolge 1. Die Einspeisung muss aktiviert sein und am Sternpunktdes Stators darf keine weitere Impedanz parallel zum Sternpunktwiderstandgeschaltet sein. Das ICT führt nun nacheinander die Messungen durch, bis derstatistische Fehler einen annehmbaren Wert erreicht. Dies wird grafisch in einemDiagramm dargestellt. Der Benutzer stoppt die Abfolge, indem er die Messungannimmt. Das Ergebnis wird für spätere Berechnungen gespeichert.

• Kalibrierung Abfolge 2. Ein bekannter Widerstand wird an den Sternpunkt desGenerators parallel mit dem Stator-Sternpunktwiderstand geschaltet. DerWiderstandswert wird in das ICT eingegeben. Das ICT führt nun nacheinanderdie Messungen durch, bis der statistische Fehler einen annehmbaren Werterreicht. Dies wird grafisch in einem Diagramm dargestellt. Der Benutzer stopptdie Abfolge, indem er die Messung annimmt. Das Ergebnis wird für spätereBerechnungen gespeichert.

• Kalibrierung Abfolge 3. Der Generator-Sternpunkt wird nun an der Erdeangeschlossen, das bedeutet, dass der Sternpunktwiderstand kurzgeschlossenwird. Das ICT führt nun nacheinander die Messungen durch, bis der statistischeFehler einen annehmbaren Wert erreicht. Dies wird grafisch in einem Diagrammdargestellt. Der Benutzer stoppt die Abfolge, indem er die Messung annimmt.Das Ergebnis wird für spätere Berechnungen gespeichert.

Nach den drei Messungen berechnet das ICT die komplexen Faktoren k1 und k2. DieReferenzimpedanz RefR1 + jRefX1 wird ebenfalls berechnet. Anschließend werdendiese Werte in die Parametereinstellungen des PCM600-Tools heruntergeladen. VomPCM600 kann die Einstellung in das Gerät heruntergeladen werden.

Während der drei oben beschriebenen Messungen wird überprüft, ob ausreichendÄnderungen in der Messung der Impedanz erfolgt sind, um zu gewährleisten, dass vonAnfang an kein primärer Fehler oder andere Probleme durch die Installation oder dasKalibrierverfahren vorliegen.

Nun kann die Referenzimpedanz für einen Betriebszustand hergeleitet werden. Eskann erforderlich sein, Messungen durchzuführen, um die Referenzimpedanz fürandere Betriebsfälle herzuleiten. Informationen hierzu finden Sie im AbschnittInbetriebnahme unten.

InbetriebnahmeEs sind bis zu fünf unterschiedliche Referenzimpedanzen möglich. Bei verschiedenenBetriebszuständen des Generators kann es erforderlich sein, die Referenzimpedanz zuändern:



• Generatorstillstand• Generator fährt hoch, nicht mit dem Stromnetz synchronisiert (Leistungsschalter

offen)• Generator läuft normal (Leistungsschalter geschlossen)

Daher kann es notwendig sein, die Referenzimpedanz für den jeweiligenBetriebszustand zu ermitteln. Dies erfolgt im Inbetriebnahmeteil des ICT. Für jedenbetreffenden Betriebszustand wird eine Kalibrier-Messung durchgeführt, wie dieoben beschriebene. Unterscheidet sich die Referenzimpedanz von der ersten, die imKalibrierschritt berechnet wird, dann wird die neue Referenzimpedanz mit demBefehl An Parametereinstellungen übertragen gespeichert. So können bis zu fünfverschiedene Referenzimpedanzen gespeichert werden, die bei den unterschiedlichenBetriebszuständen des Generators einzusetzen sind.

Das ICT führt auch einen Abgleich der neu ermittelten und bereits bestehendenReferenzimpedanzen durch und warnt den Benutzer, wenn die geschätzteFehlerdifferenz bei einem Wechsel während des Betriebs von einerReferenzimpedanz zu einer anderen einen Alarm oder eine Auslösung verursachenkönnte.

Sind mehrere Referenzimpedanzen einzusetzen, muss eine entsprechendkonfigurierte Logik vorhanden sein, die Änderungen im Betriebszustand erkennt, dieeinen Wechsel der Referenzimpedanz und die Initialisierung eines Wechsels imFunktionsblock erfordern. Es können beispielsweise die folgenden automatischenAuswahlen getroffen werden:

1. Generatorspannung < eingestellter Wert und Generator-Leistungsschalter offen:Referenzimpedanz 1

2. Generatorspannung > eingestellter Wert und Generator-Leistungsschalter offen:Referenzimpedanz 2

3. Generatorspannung > eingestellter Wert und Generator-Leistungsschaltergeschlossen: Referenzimpedanz 3

Weitere Informationen finden Sie im separaten Hinweis zur Anwendung1MRG005030 Anwendungsbeispiel für einspeisungsbasierten 100 % Stator-EF- undempfindlichen Rotor-EF-Schutz.

ÜberwachungIm Überwachungsteil kann die Kalibrierung geprüft werden, indem der bekannteFehlerwiderstand angelegt und mit der tatsächlichen Funktionsmessung verglichenwird. Außerdem ist es auch möglich, Betriebszustände zu erkennen, die einenWechsel der Referenzimpedanz erfordern.

AuditIm Audit-Teil werden die Berichte zur Kalibrierung und Inbetriebnahme angefertigt.



7.3 Inbetriebnahmetool für die Einspeisung (ICT) starten

1. Um das Inbetriebnahmetool für die Einspeisung (ICT) zu starten, klicken Sie mitder rechten Maustaste auf REG670 in der PCM Anlagenstruktur und wählenanschließend die Inbetriebnahme der Einspeisung.

2. Wählen Sie in der ICT-Symbolleiste 100 % Stator-Erdfehlerschutz-Funktion.

Dropdown-MenüFunktionsauswahl

Schaltfläche zum Aktivieren/

Deaktivieren der Auslösung

Schaltflächen zum Starten/Stoppen des Lesevorgangs aus dem Gerät

s

=GUID-3C378090-E33E-4AAA-8BBE-09FA872D9A87=1=de=Original.vsd

GUID-3C378090-E33E-4AAA-8BBE-09FA872D9A87 V1 DE

Abb. 20: ICT-Symbolleiste

3. Wählen Sie den Reiter Installation, falls er nach dem Start des ICT nicht bereitsstandardmäßig angezeigt wurde.Vor der Kalibrierung muss zuerst sicher gestellt werden, dass die gemessenenSpannungs- und Stromsignale an der eingespeisten Frequenz anliegen/gefundenwerden und dass deren Amplitude im Bereich der zulässigen Grenzwerte liegt.

4. Stellen Sie sicher, dass parallel zum Statorschaltkreis keine weiterenImpedanzen angeschlossen sind.

5. Aktivieren Sie die Einspeisung, indem Sie den Einspeiseschalter in diePosition “Ein” der Einspeiseeinheit REX060 drehen.

6. Wählen Sie in der ICT-Symbolleiste die Schaltfläche Ablesen vom Gerätbeginnen, um die kontinuierlichen Messungen anzustoßen.

7. Stellen sie sicher, dass die Leisten/Spannungspegel sowohl der Spannung alsauch des Stroms der Einspeisefrequenz in einem annehmbaren Bereich liegen.Die Leisten müssen grün aufleuchten und das Feld des Funktionsstatus “OK”anzeigen.

8. Stellen Sie sicher, dass die aktuell eingespeiste Frequenz so nach wie möglichbei der an der Einspeiseeinheit (REX060) eingestellten Einspeisefrequenz liegt.Erscheinen die Spannungs- und/oder Strompegel nicht sinnvoll oder zeigt dasICT andere Warnungen/abnormale Zustände im Funktionsstatus-Feld an, dannprüfen Sie bitte, ob die HW-Anschlüsse in Ordnung sind (Kabel, etc.) und ob dieausgewählte Verstärkung und Einspeisefrequenz am REX060 korrekteingestellt wurden. Wiederholen Sie anschließend die Schritte 3 bis 6 BeachtenSie, dass die Einstellung FreqInjected in den Parametereinstellungen für diespezifische Funktion mit der ausgewählten Einspeisefrequenz am REX060 HMIfür diese Funktion übereinstimmen muss.



=GUID-84947C77-215F-4007-AAC0-9433B8444396=1=de=Original.vsd

Von der Funktion ermittelte Frequenz

Spannungs-/Stromsignalstatus und TRIP-Anzeige

Funktionsstatusfeld. Fehler und Abweichungen werden hier

angezeigt, um die Fehlerbeseitigung zu vereinfachen.

GUID-84947C77-215F-4007-AAC0-9433B8444396 V1 DE

Abb. 21: ICT Signale und Funktionsanzeige-Panel

9. Wenn Sie für die Kalibrierung breit sind, dann wählen Sie die SchaltflächeBestätigen und in Bericht speichern. Das ICT liefert nun eine präzisereFrequenz an die Parametereinstellung. In Parametereinstellung wird nun derneu ermittelte Parameter für das Gerät geschrieben.

7.4 Kalibrierung durchführen

1. Wählen Sie auf dem Reiter Kalibrierung den ersten Unterreiter Schritt1:Kalibrierung Schritt 1.

2. Stellen Sie sicher, dass parallel zum Stator keine weiteren Impedanzenangeschlossen sind.

3. Wählen Sie aus der ICT-Symbolleiste die Schaltfläche Gerät auslesen starten.ICT führt nun kontinuierlich Messungen durch. Nach der zehnten Messungbeginnt es, den Graphen zu aktualisieren. Beachten Sie, dass die Anzeigeleistedes Stabilitätsbereichs sich verkleinert.

Es ist von besonderer Bedeutung, dass die Kalibrierschritte 1 bis3 in der richtigen Reihenfolge erfolgen. Andernfalls kann dieKalibrierung fehlschlagen.

4. Wenn die Leiste den Stabilitätsbereich erreicht hat (Anzeige wird grau), wählenSie die Schaltfläche Bestätigen.ICT wechselt automatisch auf den zweiten Unterreiter der Kalibrierung,Schritt2: Kalibrierung Schritt 2.



=GUID-3C7F0567-2367-46E4-9606-FCFC7408DAA0=1=de=Original.vsd

Anzeigebalken des Stabilitätsbereichs

GUID-3C7F0567-2367-46E4-9606-FCFC7408DAA0 V1 DE

Abb. 22: ICT Reiter Kalibrierung 1 einschließlich der Anzeige für denStabilitätsbereich

5. Legen Sie einen bekannten 10-kΩ-Fehler an (10 kΩ Widerstand-Erde).6. Geben Sie 10000 für den Realteil im Feld verbundene Impedanz ein und lassen

Sie den Teil des imaginären Teils leer.Dadurch wird das ICT darüber informiert, dass 10 kΩ reine pureWiderstandsimpedanz angelegt wurden.

7. Wählen Sie in der ICT-Symbolleiste die Schaltfläche Gerät auslesen starten.8. Warten Sie nochmals, bis die Stabilitätskriterien erfüllt sind und wählen Sie

anschließend die Schaltfläche Bestätigen.ICT wechselt automatisch auf den dritten Unterreiter der Kalibrierung,Schritt3: Kalibrierung Schritt 3.

9. Beseitigen Sie den vorher angelegten bekannten Fehlerwiderstand und legen Siestattdessen einen Kurzschluss an.

10. Wählen Sie in der ICT-Symbolleiste die Schaltfläche Gerät auslesen starten.11. Wenn die Stabilitätskriterien erfüllt sind, wählen Sie nochmals die Schaltfläche

Bestätigen.ICT wechselt automatisch auf den vierten Unterreiter der Kalibrierung,Schritt4: Kalibrierfaktoren speichern. Hier werden die neu berechnetenWerte k1, k2 und Referenz 1 dargestellt.

12. Prüfen Sie im Feld Kalibrierergebnis, ob alle Tests erfolgreich durchlaufenwurden.12.1. Wird bei einem oder mehreren Prüfungen eine Störung angezeigt, dann

befolgen Sie die Anweisungen/Tipps im Feld Kalibrierergebnis des ICT.12.2. Führen diese Tipps nicht zur Lösung des Problems, dann setzen Sie sich

mit dem ABB Support in Verbindung.




GUID-D024D8B7-45F3-42D1-AAA3-488A2996267B V1 EN

Abb. 23: ICT Reiter Kalibrierung 4

13. Bevor Sie fortfahren, stellen Sie sicher, dass Sie den im Kalibrierschritt 3angelegten Kurzschluss beseitigt haben.

14. Um den Kalibrierprozess abzuschließen, wählen Sie die Schaltfläche AnParametereinstellung übertragen.

15. In der Parametereinstellung werden nun die neu ermittelten Parameter für dasGerät geschrieben.

7.5 Erfassen von Referenzen

Für das Erkennen unterschiedlicher Betriebsbedingungen des Generators und dieAuswahl der geeigneten Impedanzreferenz wird eine Logik außerhalb derEinspeisefunktion benötigt. Deshalb wird das Wechseln bzw. Umschalten derImpedanzreferenz nicht an dieser Stelle sondern in einem separatenGebrauchshinweis 1MRG005030 Anwendungsbeispiel für auf Einspeisungbasierenden 100%-igen Stator-Erdfehler- und empfindlichen Rotor-Erdfehlerschutzbeschrieben.

Mit dem Einspeisungsinbetriebnahme-Tool (ICT) kann das Inbetriebnahmepersonalzusätzliche Referenzen für die verschiedenen Betriebsbedingungen des Generatorserfassen. In der nachfolgenden Beschreibung wird davon ausgegangen, dass Referenz



1 während der Kalibrierung eingestellt wurde und dass nun eine zweite Referenzeingestellt werden muss.

1. Sicherstellen, dass sich der Generator in einem Zustand befindet, in dem dieReferenz eingestellt werden kann (z. B. im Normalbetrieb).

2. Zum Beginnen die Registerkarte Commissioning auswählen.3. Im Dropdown-Menü Reference impedance selection die Option Reference 2

auswählen.4. Um das Einlesen der Messwerte zu starten, in der Symbolleiste des ICT auf die

Schaltfläche Start reading from IED klicken.Das ICT beginnt, die ausgewählte angezeigte Messgröße vom Gerät einzulesenund zeigt die Werte in der X/Y-Grafik an.

Gemessene absolute Impedanz ± Standardabweichung

Gemessene absolute Impedanz Gleitender Mittelwert der

gemessenen absoluten Impedanz

Dropdown-Menü für die Auswahl der Referenzimpedanz

=GUID-FAE32C52-80F0-4AEF-AA0D-6BA39F896712=1=de=Original.vsd

GUID-FAE32C52-80F0-4AEF-AA0D-6BA39F896712 V1 DE

Abb. 24: Registerkarte "Commissioning"

Normalerweise werden kontinuierliche Messungen durchgeführt und diegemessene absolute Impedanz wird in der Grafik angezeigt.Durch Beobachtung der Standardabweichung der gemessenen Impedanz kanndas Inbetriebnahmepersonal beurteilen, ob die Impedanz des Generators stabilbzw. gleichbleibend ist und ob die mittlere Impedanz auf ausreichend vielenWerten basiert, damit aus statistischer Sicht das Signalrauschen"herausgefiltert" wird. Dadurch erhält man eine relativ exakteImpedanzmessung, deren Messwert als alternative Referenz verwendet werdenkann.

5. Nachdem die Standardabweichung konvergiert ist, auf die Schaltfläche Selectklicken, sodass deren Betrag innerhalb des Rauschpegels der gemessenenabsoluten Impedanz liegt.



In der zweiten untergeordneten Commissioning-Registerkarte "Step2 : SaveReference Impedance" wird die gemessene reale und imaginäreReferenzimpedanz 2 angezeigt.

6. Die Schaltfläche Submit to Parameter setting auswählen.Hierdurch wird die neu erfasste Referenz in das Parameter Setting übernommen.

7. Die neu erfassten realen und imaginären Teile von Referenz 2 in das Gerätschreiben.

7.6 Überprüfen der Kalibrierung

Nach der Kalibrierung sollte überprüft werden, ob bekannte Fehler wie erwartetgemessen wurden und ob die Funktion Auslösungen und Alarme wie erwartet anzeigt- mit anderen Worten, es ist zu sicherzustellen, dass die Kalibrierung erfolgreichdurchgeführt wurde. Hierfür kann die Überwachungsfunktion genutzt werden.

1. In der Symbolleiste des ICT die vierte Registerkarte Monitoring auswählen.

Logger-Funktion

Aktuell gemessene Impedanz und Durchschnittswert

Wählbare Menge für Plot Wählbarer Zeitraum für Graph-Aktualisierung

Aktuell verwendete Referenz

=GUID-DCE099B6-4DBA-4A52-9566-0E20B8AF7712=1=de=Original.vsd

GUID-DCE099B6-4DBA-4A52-9566-0E20B8AF7712 V1 DE

Abb. 25: Registerkarte "Monitoring"

2. Die Grafikaktualisierungsperiode auf eine Sekunde einstellen, indem im FeldGraph update period eine 1 eingegeben wird.

3. Um mit der kontinuierlichen Darstellung der Werte in der Grafik in einemIntervall von einer Sekunde zu beginnen, die Option Start readings from IEDauswählen.Standardmäßig wird die gemessene absolute Impedanz dargestellt. Bei derÜberwachung können jedoch auch andere Angaben angezeigt werden. Um diese



zu sehen, die verfügbaren Messgrößen im Dropdown-Menü Viewed quantity inder Registerkarte Monitoring auswählen.

4. Den Fehlerleitwert während der Anwendung von bekannten Fehlernbeobachten.Auf diese Weise können die Kalibrierungsfaktoren und die verwendeteReferenz überprüft werden. In einigen Fällen ist es jedoch wünschenswert, auchandere Messgrößen messen und anzeigen zu können.

5. Fault conductance im Dropdown-Menü Viewed quantity auswählen.Der Fehlerleitwert entspricht 1/Fehlerwiderstand und ist eher für die Anzeigegeeignet, wenn keine Fehler oder extrem kleine Fehler angewendet bzw.gemessen werden.Aufgrund der Tatsache, dass theoretisch kein Fehler gleich dem unendlichenFehlerwiderstand sein kann und eine solche Darstellung nur unzuverlässigeWerte beinhalten würde, ist es ratsam, den Fehlerleitwert anzuzeigen, der indiesem Fall Null wäre.Da kein Fehler angewendet wird, muss der gemessene Fehlerleitwert nahe Nullsein. Überprüfen Sie dies in der Grafik.Um die Messergebnisse besser beurteilen zu können, muss die Ansicht ggf.durch das Zoomen vergrößert oder verkleinert dargestellt werden. Anweisungenhierzu enthält der Abschnitt Bearbeitungsfunktionen in der Grafik.

6. Beispielsweise einen Fehlerwiderstand von 10 kΩ anwenden.6.1. Sicherstellen, dass dieser korrekt gemessen wird.6.2. Versuchen, Viewed quantity auf Fault resistance zu ändern, da 10 kΩ

ein relativ kleiner Wert ist.Hier sollten etwa 10 kΩ gemessen werden können. Wenn Sie die Anzeigedes Fehlerleitwertes wählen, entspricht die Messung etwa 1×10-4 Mho.

7. Einen weiteren bekannten Fehler anwenden, z. B. 1 kΏ, und überprüfen, obdieser korrekt gemessen wird.

8. Wenn Sie sich absolut sicher sind, dass die Funktion korrekt misst, dieMessungen anhalten und angewendete Fehler trennen.Vorangehend wurde durch Anwendung bekannter Fehler überprüft, ob dieFunktion korrekt misst und es wurde während der Überwachungsphase dieGrafik beobachtet. Neben der Messung der Fehlergröße ist eine Auslöseanzeigeerforderlich, wenn ein großer Fehler gemessen wird, um so Schäden amGenerator zu verhindern. Damit die spezifische Funktion eine Auslöseanzeigeausgeben kann, muss diese zunächst aktiviert werden:8.1. In der Symbolleiste des ICT die Schaltfläche Enable Function Tripping

auswählen.8.2. In der Popup-Meldung Yes wählen.

ICT schreibt diese Werte nun in das Gerät.8.3. Standardmäßig ist der Auslösewert auf 1 kΩ eingestellt. Wenn also der

Fehlerwiderstand niedriger ist, gibt die Funktion Auslösungen aus.9. Die Messungen durch Anwendung von verschiedenen Fehlern überprüfen.

Die Auslöseanzeige muss in der Symbolleiste des ICT sichtbar sein.10. Sicherstellen, dass TRIP- und ALARM-Signale mit Auslösung/Alarmgebung/

Signalgebung/Kommunikation gemäß dem Schutzschema verbunden sind.



In folgenden Situationen ist es sehr wichtig, dass die Auslösefunktionaktiviert ist:

• Nach Abschluss der Kalibrierung• Vor dem Verlassen des ICT

7.7 Überprüfung

Während der Installation, der Kalibrierung und der Inbetriebnahme erstellt das ICTfür jeden einzelnen Schritt Berichte und sammelt diese auf der Registerkarte"Auditing". Nachfolgend wird beschrieben, wie die Berichte angezeigt und gelöschtsowie mit ihnen Protokolle generiert werden können.

1. Um Berichte anzuzeigen, in die Registerkarte Auditing wechseln.


GUID-8348F60B-9BF5-4018-9740-0FA3371B0F9F V1 EN

Abb. 26: Registerkarte "Auditing"

2. Die einzelnen Berichte öffnen und anzeigen.3. Für das Anzeigen von Berichten gibt es folgende Möglichkeiten:

• Mit der rechten Maustaste klicken und im Kontextmenü die Option Viewreport auswählen.

• In der oberen rechten Ecke des Bildschirms "Auditing" auf dieSchaltfläche View report klicken.

• Auf einen Berichteintrag doppelklicken.4. Für das Löschen von Berichten gibt es folgende Möglichkeiten:



• Mit der rechten Maustaste klicken und im Kontextmenü die Option Deletereport auswählen.

• In der oberen rechten Ecke des Bildschirms "Auditing" auf dieSchaltfläche Delete report klicken.

• Mit dem Mauszeiger einen Berichteintrag auswählen und dann auf derTastatur die Entfernen-Taste drücken.

5. Für das Generieren von Protokollen gibt es folgende Möglichkeiten:• Mit der rechten Maustaste klicken und im Kontextmenü die Option

Generate log auswählen.• Auf die Schaltfläche Generate log klicken.

Neben dem Generieren eines Berichts kann auch eine Protokolldatei mit dengleichen Informationen wie im Bericht erstellt werden. Die Datei kann inNotepad oder MS Excel geöffnet und dort angezeigt werden.Nach dem erfolgreichen Generieren des Protokolls zeigt das System eineMeldung an, in der auch der Pfad zur Protokolldatei angegeben wird.

7.8 Bearbeitungsfunktionen in der Grafik

Während der Kalibrierung, Inbetriebnahme und Überwachung können in der Grafikfolgende Funktionen ausgeführt werden:

• Hineinzoomen• Herauszoomen• Zoomen abbrechen• Zoomen der X-Achse aktivieren• Zoomen der Y-Achse aktivieren

1. Für das Zoomen gibt es folgende Möglichkeiten:• Mit der rechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die

Option Zoom in oder Zoom out auswählen.




GUID-3F080E48-8B77-48A0-8283-89511E1AE50B V1 EN

Abb. 27: Zoomen via Kontextmenü

• Mit der Maus hineinzoomen und einen Teil des Grafikbereichs auswählen.


GUID-261171B2-59CD-4248-B873-39A2BC3CD1F1 V1 EN

Abb. 28: Zoomen via Auswahl eines Bereichs in der Grafik

• Für das Hineinzoomen auf der Tastatur die Taste PgUp drücken und fürdas Herauszoomen die Taste PgDn.

2. Für das Abbrechen eines Zoomvorgangs gibt es folgende Möglichkeiten:• Mit der rechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die

Option Cancel Zoom auswählen.Der Grafikbereich wird auf seine Originalgröße verkleinert dargestellt.

• Die Taste Esc drücken.3. Zoomen der X- und Y-Achse

• Um das Zoomen der X-Achse zu aktivieren oder zu deaktivieren mit derrechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die OptionEnable X zooming aktivieren oder deaktivieren.

• Um das Zoomen der Y-Achse zu aktivieren oder zu deaktivieren mit derrechten Maustaste in die Grafik klicken und im Kontextmenü die OptionEnable Y zooming aktivieren oder deaktivieren.



7.9 Protokollieren von Messwerten in einer Datei

Aufgezeichnete Daten können nicht nur in der Registerkarte "Monitoring" onlineangezeigt werden. Es besteht auch die Möglichkeit, Messgrößen in einer Datei(Textdatei mit durch Tabulatoren getrennten Werten) protokolliert und in der Grafikangezeigt werden. Neben diesen von der Funktion gemessenen Spannungswertenwerden auch Fehlercodes protokolliert. Diese Datei kann dann bei Bedarf in andereTools für weiterführende Analysen importiert werden. Die Protokollierungsfunktionbefindet sich in der rechten unteren Ecke der Registerkarte "Monitoring". Es ist zubeachten, dass die Protokollierungsfunktion von der Grafikdarstellung unabhängigist.

1. Die Schaltfläche Browse wählen.Siehe Abbildung Registerkarte "Monitoring".

2. Zum gewünschten Ordner navigieren.3. Für die .txt-Datei einen aussagekräftigen Namen eingeben und Save wählen.4. Mit der Schaltfläche Start die Protokollierung in dieser Datei starten.

In dieser Datei protokolliert das ICT die Daten fortlaufend und in dem mit derFunktion "Graph update period" (Grafikaktualisierungsperiode) festgelegtenProtokollierungsintervall. Beachten Sie das Feld "Log period" und dessenStandardwert von 1 Stunde. Bei Bedarf kann der Zeitraum vor Beginn derProtokollierung geändert werden.

5. Mit der Schaltfläche Stop kann die Protokollierung angehalten werden.6. Die Datei kann in Notepad oder MS Excel geöffnet werden.



82

Abschnitt 8 Verbindung herstellen und die SPA/IEC-Kommunikation überprüfen

8.1 Eingabe der Einstellungen

Wenn das Gerät über den hinteren SPA/IEC Port an ein Überwachungs- oderSteuerungssystem angeschlossen ist, dann muss der SPA/IEC Port entweder für SPAoder IEC konfiguriert werden.

8.1.1 SPA-Einstellungen eingeben

Der SPA/IEC Port befindet sich auf der Rückseite des Geräts. ZweiSchnittstellenarten können verwendet werden:

• für Kunststofffasern mit Steckverbinder-Bauart HFBR• für Glasfasern mit Steckverbinder-Bauart ST

Bei Verwendung des SPA Protokolls, muss der hintere SPA/IEC Port für SPAkonfiguriert werden.

Vorgehensweise

1. Den hinteren optischen SPA/IEC Ports auf “SPA” einstellen.Die Funktionsweise des hinteren SPA Ports kann in der lokalen HMI unterHauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskommunikation/Portkonfiguration/SLM optischer serieller Port/PROTOCOL:1 gefundenwerdenBeim Eingeben der Einstellung wird das Gerät automatisch neu gestartet. Nachdem Neustart wird der SPA/IEC Port als SPA Port betrieben.

2. Einstellen von Slave-Nummer und Baudrate für den hinteren SPA PortDie Slavenummer und Baudrate kann an der lokalen HMI unter Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskommunikation/SPA/SPA:1gefunden werdenDie gleiche Slave-Nummer und Baudrate wie im SMS System für das Geräteinstellen.

8.1.2 IEC-Einstellungen eingeben

Bei Verwendung des IEC Protokolls, muss der hintere SPA/IEC Port für IECkonfiguriert werden.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 8Verbindung herstellen und die SPA/IEC-Kommunikation überprüfen


Zwei Schnittstellenarten können verwendet werden:

• für Kunststofffasern mit Steckverbinder-Bauart HFBR• für Glasfasern mit Steckverbinder-Bauart ST

Vorgehensweise

1. Den hinteren optischen SPA/IEC Ports auf “IEC” einstellen.Die Funktionsweise des hinteren SPA/IEC Ports kann in der lokalen HMI unterHauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/SLM Konfiguration/Hinterer optischer SPA-IEC-DNP Port/PROTOCOL:1 gefunden werdenBeim Eingeben der Einstellung wird das Gerät automatisch neu gestartet. Nachdem Neustart wird der ausgewählte IEC Port als IEC Port betrieben.

2. Einstellen von Slave-Nummer und Baudrate für den hinteren IEC PortDie Slavenummer und Baudrate kann in der lokalen HMI unter Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/SLM Konfiguration/Hinterer optischerSPA-IEC-DNP Port/IEC60870–5–103 gefunden werdenDie gleiche Slave-Nummer und Baudrate wie im IEC Master-System für dasGerät einstellen.

8.2 Überprüfung der Kommunikation

Um sicherzustellen, dass die hintere Kommunikation mit dem SMS/SCS Systemfunktioniert, gibt es einige unterschiedliche Methoden. Wählen Sie eine der folgendenMethoden.

8.2.1 Überprüfung der SPA-Kommunikation

Vorgehensweise

1. Verwenden Sie einen SPA-Emulator und senden Sie “RF” an das Gerät. DieAntwort vom Gerät sollte seinem Typ und seiner Version entsprechen, zumBeispiel “”.

2. Erzeugen Sie ein binäres Ereignis, indem Sie eine Funktion aktivieren, die füreinen Ereignisblock konfiguriert wurde, in dem der verwendete Eingangeingesetzt wird, um Ereignisse im SPA zu erzeugen. Die Konfiguration erfolgtin der PCM600 Software. Überprüfen, ob das Ereignis im SMS/SCS Systemaufgeführt wird.

Während der folgenden Tests der verschiedenen Funktionen im Gerät überprüfen,dass die Ereignisse und Anzeigen im SMS/SCS System wie erwartet erfolgen.

Abschnitt 8 1MRK 502 053-UDE -Verbindung herstellen und die SPA/IEC-Kommunikation überprüfen


8.2.2 Überprüfung der IEC-Kommunikation

Um sicherzustellen, dass die IEC Kommunikation mit dem IEC Master-Systemfunktioniert, gibt es einige unterschiedliche Methoden. Wählen Sie ein der folgendenMethoden.

Vorgehensweise

1. Überprüfen, dass die Master-System Zeitüberwachung für die Antwort vomGerät, zum Beispiel nach Einstellungsänderungen, > 40 Sekunden ist.

2. Einen Protokollauswerter verwenden und die Kommunikation zwischen Gerätund IEC Master aufzeichnen. Im Log des Protokollauswerters sicherstellen,dass das Gerät die Master-Meldungen beantwortet.

3. Erzeugen Sie ein binäres Ereignis, indem Sie eine Funktion aktivieren, die füreinen Ereignisblock konfiguriert wurde, in dem der verwendete Eingangeingesetzt wird, um Ereignisse im SPA zu erzeugen. Die Konfiguration erfolgtin der PCM600 Software. Überprüfen, ob das Ereignis im IEC Master-Systemaufgeführt wird.

Während der folgenden Tests der verschiedenen Funktionen im Gerät überprüfen,dass die Ereignisse und Anzeigen im IEC Master-System wie erwartet erfolgen.

8.3 LWL-Schleife

Die SPA-Kommunikation wird hauptsächlich für SMS verwendet. Sie kannverschiedene nummerische Geräte mit Fernkommunikationsoptionen umfassen. DieLWL-Schleife kann < 20-30 Geräte umfassen, je nachdem welche Anforderungen andie Reaktionszeit vorliegen. Der Anschluss an einen Computer (PC) kann direkterfolgen (wenn sich der PC in der Schaltanlage befindet) oder per Telefonmodem überein Telefonnetz mit ITU-Charakteristik (CCITT).

Tabelle 4: Max. Entfernungen zwischen den Geräten/Knoten

Glas < 1000 m entsprechend den optischen Vorgaben

Kunst‐stoff

< 25 m (im Schrank) entsprechend den optischen Vorgaben

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 8Verbindung herstellen und die SPA/IEC-Kommunikation überprüfen


8.4 Kalkulation des optischen Plans für serielleKommunikation mit SPA/IEC

Tabelle 5: Beispiel

Distanz 1 kmGlas

Distanz 25 mKunststoff

Maximale Dämpfung - 11 dB - 7 dB

4 dB/km Multimodus: 820 nm - 62,5/125 um 4 dB -

0,16 dB/m Kunststoff: 620 nm - 1 mm - 4 dB

Toleranzen für die Installation, Alterung und so weiter 5 dB 1 dB

Verluste im Verbindungskasten, zwei Kontakte (0,5 dB/Kontakt)

1 dB -

Verluste im Verbindungskasten, zwei Kontakte (1 dB/Kontakt)

- 2 dB

Toleranz für 2 Reparaturspleiße (0.5 dB/Spleiß) 1 dB -

Maximale Gesamtdämpfung 11 dB 7 dB

Abschnitt 8 1MRK 502 053-UDE -Verbindung herstellen und die SPA/IEC-Kommunikation überprüfen


Abschnitt 9 Herstellen der Verbindung undÜberprüfung LON-Kommunikation

9.1 Kommunikation über die hinteren Ports

9.1.1 LON Kommunikation

LON Kommunikation wird gewöhnlich in Schaltanlagen-Automationssystemenverwendet. Lichtwellenleiter werden innerhalb der Schaltanlage als physikalischeKommunikationsverbindung verwendet.

Der Test kann nur durchgeführt werden, wenn das gesamte Kommunikationssysteminstalliert ist. Also ist der Test ein Systemtest und wird hier nicht abgehandelt.

Das Kommunikationsprotokoll Lokales Optisches Netzwerk (LON) steht für Geräteder 670er Serie zur Verfügung.

Leitstelle

Gerät GerätGerät

Gateway

SternkopplerRER 111

Station HSIMicroSCADA


IEC05000663 V2 DE

Abb. 29: Beispiel der LON Kommunikationsstruktur für ein Schaltanlagen-Automationssystem.

Ein optisches Netzwerk kann innerhalb des Stationsleittechnik-Systems eingesetztwerden. Dies ermöglicht die Kommunikation mit dem Gerät der 670 Serie durch den

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 9Herstellen der Verbindung und Überprüfung LON-Kommunikation


LON-Bus vom Arbeitsplatz des Bedieners, von der Leitstelle und auch von anderenGeräten über eine horizontale Bay-to-Bay-Kommunikation.

Der LWL LON Bus wird durch Verwendung von Lichtwellenkabeln mit Glas- oderKunststoffleitern aufgebaut.

Tabelle 6: Technische Daten der LWL-Anschlüsse

Glasfaser KunststofffaserStecker ST Stecker Einraststecker

Kabeldurchmesser 62,5/125 μm 1 mm

Max. Kabellänge 1.000 m 10 m

Wellenlänge 820-900 nm 660 nm

Sendeleistung - 13 dBm (HFBR-1414) - 13 dBm (HFBR-1521)

Empfängerempfindlichkeit - 24 dBm (HFBR-2412) - 20 dBm (HFBR-2521)

9.2.1 Das LON Protokoll

Das LON Protokoll ist beschrieben in der LonTalkProtocol Spezifizierungsversion 3von Echelon Corporation. Dieses Protokoll ermöglicht die Kommunikation inKontrollnetzen. Es ist ein Punkt-zu-Punkt Protokoll, mit dem alle an das Netzwerkangeschlossenen Geräte miteinander direkt kommunizieren können. WeitereInformationen zu Feld-zu-Feld Kommunikation befinden sich im Abschnitt MultipleCommand Funktion.

9.2.2 Hardware und Software Module

Die für die Anwendung von LON Kommunikation benötigte Hardware hängt vomAufbau der Anlage, aber eine sehr wichtige Rolle spielen dabei die LON LWL-Sternkoppler und die Lichtwellenleiter, die den LWL-Sternkoppler mit den Gerätenerforderlich. Um die Geräte von MicroSCADA zu verbinden, ist dieAnwendungsbibliothek LIB670 erforderlich.

Das Softwaremodul HV Control 670 ist im HochspannungsverarbeitungspaketLIB520 enthalten, das ein Teil der Softwarebibliothek innerhalb der MicroSCADA-Anwendungen ist.

Das Softwaremodul HV Control 670 wird zur Steuerung von Funktionen in Gerätender 670 Serie verwendet. Dieses Modul beinhaltet das Prozessabbild, Dialoge und einTool zur Erzeugung der Prozessdatenbank für die Steuerungsanwendung inMicroSCADA.

Verwenden Sie das LON Network Tool (LNT) zum Einstellen der LON-Kommunikation. Dies ist ein Software-Tool, das als Knoten am LON-Bus verwendetwird. Zur Kommunikation via LON müssen die Geräte

Abschnitt 9 1MRK 502 053-UDE -Herstellen der Verbindung und Überprüfung LON-Kommunikation


• die Knotenadressen der anderen verbundenen Geräte kennen.• die zu verwendenden Netzwerkvariablen-Selektoren kennen.

Das wird durch das LNT organisiert.

Die Knotenadresse wird über die lokale HMI an das LNT übertragen, indem derParameter ServicePinMsg = Ja gesetzt wird. Die Knotenadresse wird über den LON-Bus an das LNT gesendet oder das LNT kann im Netzwerk nach neuen Knotenscannen.

Die Kommunikationsgeschwindigkeit des LON Bus ist auf den Standardwert von1,25 Mbit/s eingestellt. Dies kann von LNT geändert werden.

Die Einstellparameter für die LON Kommunikation werden in der lokalen HMIfestgelegt. Siehe Technisches Handbuch für Spezifikationen der Einstellparameter.

Der Menüpfad zu den LON Einstellungen in der lokalen HMI ist: Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/SLM Konfiguration/Hinterer optischer LONPort

Wenn die LON Kommunikation des Geräts aufgrund einer Einstellung mit illegalenKommunikationsparametern (außerhalb des Einstellbereichs) oder durch andereStörungen endet, kann der LON Port des Geräts zurückgesetzt werden.

Menüpfad in der lokalen HMI: Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/SLMKonfiguration/Hinterer optischer LON Port

Diese Parameter können nur mit dem LON Netzwerk-Tool (LNT) gesetzt werden.

Tabelle 7: Einstellparameter für LON Kommunikation

Parameter Bereich Standardwert Einheit ParameterbeschreibungDomainID 0 0 - Domänen Identifizierungsnummer

SubnetID 0 - 255Stufe: 1

0 - Subnetz Identifizierungsnummer

NodeID 0 - 127Stufe: 1

0 - Knoten Identifizierungsnummer

*Können in den lokalen HMI eingesehen werden


Diese Parameter können nur mit dem LON Netzwerk-Tool (LNT) gesetzt werden.

Tabelle 8: LON Knoten Informationsparameter

Parameter Bereich Standardwert Einheit ParameterbeschreibungNeuronID 0 - 12 Nicht gela‐

den- Neuron Hardware Identifizierungs‐

nummer in Hexadezimalcode

Location 0 - 6 Kein Wert - Standort des Knoten

*Können in den lokalen HMI eingesehen werden

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 9Herstellen der Verbindung und Überprüfung LON-Kommunikation



Tabelle 9: ADE "Non Group"-Einstellungen (Basis)

Bezeichnung Anzeigenbereich Einheit Stufe Standardwert BeschreibungBedienung Aus

Ein- - Aus Bedienung

TimerClass LangsamNormalSchnell

- - Langsam Timer Klasse


Tabelle 10: LON Befehle

Befehl BefehlbeschreibungServicePinMsg Befehl mit Bestätigung. Überträgt die Knotenadresse an das LON Netzwerk-Tool.

9.2 Kalkulation des optischen Plans für serielleKommunikation mit LON

Tabelle 11: Beispiel

Distanz 1 kmGlas

Entfernung 10 mKunststoff

Maximale Dämpfung -11 dB - 7 dB

4 dB/km Multimodus: 820 nm - 62,5/125 um 4 dB -

0,3 dB/m Kunststoff: 620 nm - 1 mm - 3 dB

Toleranzen für die Installation, Alterung und so weiter 5 dB 2 dB

Verluste im Verbindungskasten, zwei Kontakte (0,75 dB/Kontakt)

1,5 dB -

Verluste in Verbindungskasten, zwei Kontakte (1 dB/Kontakt) - 2 dB

Toleranz für Reparaturspleiße (0,5 dB/Spleiß) 0,5 dB -

Maximale Gesamtdämpfung 11 dB 7 dB

Abschnitt 9 1MRK 502 053-UDE -Herstellen der Verbindung und Überprüfung LON-Kommunikation


Abschnitt 10 Herstellen der Verbindung undÜberprüfung der IEC 61850-Kommunikation

10.1 Überblick

Die hinteren OEM-Ports werden für die Kommunikation mit derSchaltanlagensammelschiene (IEC 61850-8-1) verwendet.

Für die redundante Kommunikation IEC 61850-8-1 werden die beiden hinterenOEM-Ports verwendet. In diesem Fall kann die IEC 61850-9-2LE Kommunikationnicht eingesetzt werden.

Die IEC 61850-9-2LE Prozessbus-Kommunikation wird im Gerätnicht unterstützt.

10.2 Einstellen der Stationskommunikation

Zur Freischaltung der IEC 61850-Kommunikation müssen die entsprechenden OEM-Ports aktiviert sein. Der hintere OEM-Port AB und CD wird für die IEC 61850-8-1-Kommunikation verwendet. Bei der redundanten IEC 61850-8-1 Kommunikationwerden ausschließlich beide OEM-Ports AB und CD verwendet.

Freischaltung der IEC 61850-Stationskommunikation:

1. Freischaltung der IEC 61850-8-1 (Schaltanlagensammelschiene)Kommunikation für Port AB.1.1. Stellen Sie die Werte für die rückseitigen Ports AB und CD ein.

Wechseln zu Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/LANAB:1Stellen Sie die Werte für Mode, IPAddress und IPMask ein. Mode ist aufNormal einzustellen.Überprüfen Sie, dass dem Port die korrekte IP-Adresse zugewiesen ist.

1.2. Freischalten der IEC 61850-8-1-KommunikationWechseln zu Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Stationskommunikation/IEC61850-8-1/IEC61850–8–1:1

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 10Herstellen der Verbindung und Überprüfung der IEC 61850-Kommunikation


Setzen Sie Operation auf Ein und PortSelGOOSE auf den verwendetenPort (zum Beispiel LANAB).

2. Freischaltung der redundanten IEC 61850-8-1 Kommunikation für Port AB undCD2.1. Freischaltung der redundanten Kommunikation.

Wechseln zu Hauptmenü/Konfiguration/Kommunikation/Ethernet-Konfiguration/PRP:1Stellen Sie die Werte für Operation, IPAddress und IPMask ein.Operation ist auf Ein zu setzen.Das Gerät startet nach der Bestätigung neu. Die Menüpunkte LANAB:1und LANCD:1 sind nach der lokalen HMI nach dem Neustart verborgen,aber in PST sichtbar, wo der Wert für den Parameter Mode auf Duo gesetztwird.

10.3 Überprüfen der Kommunikation

Verbinden Sie Ihren PC mit dem Schaltanlagennetzwerk und pingen Sie dieangeschlossenen Geräte und den Schaltanlagen-Master-PC an, um zu überprüfen, obdie Kommunikation funktioniert (bis zur Übertragungsschicht).

Der beste Weg, die Kommunikation bis zur Anwendungsschicht zu überprüfen, istüber den Einsatz des Protokollauswerters (Client) am Stations--Bus und dieKommunikation zu überwachen.

Überprüfen der redundanten IEC 61850-8-1-KommunikationStellen Sie sicher, dass das Gerät IEC 61850-8-1 Daten an beiden Ports AB und CDempfängt. Wechseln Sie in der lokalen HMI auf Hauptmenü/Diagnose/Kommunikation/Redundante PRP und kontrollieren Sie, dass beide Signale LAN-A-STATUS und LAN-B-STATUS als Ok angezeigt werden. Entfernen Sie dieoptische Verbindung an einem der Ports AB oder CD. Überprüfen Sie, ob entwederdas Signal LAN-A-STATUS oder LAN-B-STATUS (abhängig davon, welcheVerbindung entfernt wurde) als Fehler und ob das andere Signal als Ok angezeigtwird. Stellen Sie sicher, dass die entfernte Verbindung nach der vollständigenÜberprüfung wieder angeschlossen wird.

Abschnitt 10 1MRK 502 053-UDE -Herstellen der Verbindung und Überprüfung der IEC 61850-Kommunikation


Abschnitt 11 Prüfen der Gerätefunktion

11.1 Vorbereitung zur Prüfung

11.1.1 Anforderungen

Geräte-Prüfungsanforderungen:

• Errechnete Einstellungen• Anwendungskonfigurationsdiagramm• Signal Matrix (SMT) Konfiguration• Klemmen-Anschlussschema• Technisches Handbuch• 3-phasige Prüfgeräte• PCM600

Bevor mit der Prüfung begonnen wird muss die Einstellung und Konfiguration desGeräts abgeschlossen sein.

Das im Technischen Handbuch bereitgestellte Klemmenschema ist ein allgemeinesGeräteschema.

Beachten Sie, dass das Schema nicht immer auf jede spezifischeAusstattung anwendbar ist (insbesondere bei der Konfiguration allerBinärein- und -ausgänge).

Daher sollte vor der Prüfung sichergestellt werden, dass das vorhandeneAnschlussdiagramm dem Gerät entspricht.

Das Technische Handbuch enthält Anwendungs- und Funktionalitätsübersichten,Funktionsblocks, Logikdiagramme, Eingangs- und Ausgangssignale,Einstellungsparameter und technische Daten sortiert nach Funktion.

Die Prüfgeräte sollten dreiphasige Spannungs- und Stromzufuhr ermöglichen.Spannungs- und Stromstärke sowie der Phasenwinkel zwischen Spannung und Strommüssen stufenlos verstellbar sein. Spannungen und Ströme der Prüfgeräte müssen ausder gleichen Quelle stammen und minimalen Oberschwingungsanteil haben. Wenndie Prüfausrüstung den Phasenwinkel nicht angeben kann, dann ist ein separatesMessinstrument für den Phasenwinkel erforderlich.

Das Gerät zum Prüfen vorbereiten, bevor einen bestimmte Funktion geprüft wird. DasLogikdiagramm der geprüften Schutzfunktion bei der Durchführung des Testsbeachten. Alle im Gerät enthaltenen Funktionen werden geprüft anhand der

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 11Prüfen der Gerätefunktion


entsprechenden Prüfungsanweisungen in diesem Kapitel. Die Funktionen können injeder beliebigen Reihenfolge und gemäß der Vorlieben des Benutzers geprüft werden.Nur verwendete Funktionen (Operation ist auf Ein gesetzt) sollten geprüft werden.

Das Ansprechen auf eine Prüfung kann auf unterschiedliche Arten angezeigt werden:

• Binäre Ausgangssignale• Betriebsmesswerte in der lokalen HMI (logische Signale oder Zeiger)• Ein PC mit PCM600 Anwendungs-Konfigurationssoftware im Online-Modus

Alle verwendeten Parametergruppen sollten geprüft werden.

Dieses Gerät wurde für einen maximalen Gleichstrom mit demvierfachen Betrag des Bemessungsstroms konzipiert.

Beobachten Sie bitte die Messgenauigkeit des Geräts, derPrüfausrüstung und die Winkelgenauigkeit der beiden.

Bitte berücksichtigen Sie bei der Messung der Auslösezeit diekonfigurierte Logik des Funktionsblocks an den Ausgangskontakten.

Nach sorgfältiger Prüfung ist es wichtig, dass das Gerät nicht sofortwieder gestartet wird, wodurch eine fehlerhafte Auslösung aufgrundder Einschränkungen des Flash-Speichers erfolgen kann. Vor demNeustart des Geräts muss einige Zeit verstreichen. WeitereInformationen zum Flash-Speicher finden Sie im Abschnitt “Gerätkonfigurieren und Einstellungen ändern”.

11.1.2 Vorbereitung des Geräts zur Verifizierung der Einstellungen

Wenn ein Prüfschalter verfügbar ist, starten Sie die Vorbereitung, indem Sie dienotwendigen Verbindungen zum Prüfschalter herstellen. Dies bedeutet dasAnschließen der Prüftechnik entsprechend einem konkreten und designierten Geräte-Anschlussplan.

Um das Prüfen der einzelnen Funktionen zu erleichtern und durch andere Funktionenverursachte unerwünschte Operationen zu verhindern, schalten Sie das Gerät in denTestmodus. Der Sammelschienen-Differentialschutz ist im Prüfmodus nichtenthalten, und seine Auslösung wird während der Prüfungen nicht unterbunden. DerPrüfschalter sollte dann am Gerät angeschlossen sein.

Abschnitt 11 1MRK 502 053-UDE -Prüfen der Gerätefunktion


Verifizieren Sie durch das Einspeisen der für das konkrete Gerät erforderlichenStröme und Spannungen, dass die Analogeingangssignale vomAnalogeingangsmodul korrekt gemessen und aufgezeichnet werden.

Um die Prüfungen noch effektiver zu gestalten, verwenden Sie PCM600. PCM600umfasst auch das Signal-Überwachungs-Tool, das beim Auslesen der einzelnenStröme und Spannungen und von deren Amplituden und Phasenwinkeln hilfreich ist.Des Weiteren verfügt PCM600 über ein Werkzeug zur Bearbeitung vonStörschrieben. Der Inhalt der von diesem Werkzeug generierten Berichte lässt sichkonfigurieren, wodurch das Arbeiten noch effizienter wird. Das Werkzeug kannbeispielsweise so konfiguriert werden, dass nur die mit Zeitstempel versehenenEreignisse angezeigt und analoge Informationen usw. ausgeschlossen werden.

Prüfen Sie die Einstellungen der Störschriebe, um die Richtigkeit der Angabensicherzustellen.

Weitere Informationen zu den zu prüfenden Funktionen, beispielsweise Signal- oderParameterbezeichnungen, finden Sie im Technischen Handbuch. Die korrekteInitiierung des Störschreibers erfolgt beim Anregen und/oder Freigeben bzw.Auslösen durch eine Funktion. Kontrollieren Sie auch, ob die gewünschtenAufzeichnungen von analogen (realen und errechneten) und binären Signalen erreichtwerden.

Die Parameter können in verschiedene Parametergruppen eingegebenwerden. Achten Sie unbedingt darauf, dass Funktionen für die gleicheParametergruppe geprüft werden! Falls erforderlich, die Prüfungenfür alle der verwendeten unterschiedlichen Parametergruppenwiederholen. Der Unterschied zwischen dem Prüfen der erstenParametergruppe und den übrigen besteht darin, dass keineNotwendigkeit besteht, die Verbindungen zu testen.

Beobachten Sie während der Prüfungen, ob die korrekte Prüfmethode angewendetwird, die den tatsächlichen Parametern in der aktivierten Parametergruppe entspricht.

Stellen Sie die Funktion(en) ein und konfigurieren Sie sie, bevor Sie mit der Prüfungbeginnen. Die meisten Funktionen sind höchst flexibel nutzbar, weil zwischenfunktionalen und Auslösemodi gewählt werden kann. Die verschiedenen Modiwerden im Werk im Rahmen der Design-Verifizierung geprüft. In bestimmten Fällenbrauchen bei der Inbetriebnahme nur Modi, bei denen eine hoheNutzungswahrscheinlichkeit besteht, zur Verifizierung der Konfiguration undEinstellungen geprüft zu werden.

11.2 Aktivierung des Testmodus

Setzen Sie das Gerät vor den Prüfungen in den Prüfmodus. Im Testmodus sind alleSchutzfunktionen und einige der Steuerungsfunktionen gesperrt, während die zu



prüfenden Einzelfunktionen deblockiert werden können, um von anderen Funktionenverursachte unerwünschte Vorgänge zu verhindern. So lassen sich langsamereBackup-Messfunktionen ohne störende Einflüsse von schnelleren Messfunktionenprüfen. Der Sammelschienen-Differentialschutz ist im Prüfmodus nicht enthalten,und seine Auslösung wird während der Prüfungen nicht unterbunden. DerPrüfschalter sollte dann am Gerät angeschlossen werden. Der Prüfmodus wirdangezeigt, wenn die gelbe Anrege-LED blinkt.

1. Gehen Sie in das Menü TestMode und drücken Sie E.Das Menü TestMode befindet sich in der lokalen HMI unter Hauptmenü/Test/Geräte Prüfmodus/TestMode

2. Gehen Sie mit den Pfeil-Auf- und Pfeil-Ab-Tasten auf Ein und drücken Sie dannE.

3. Zum Verlassen des Menüs drücken Sie "Pfeil Links".Das Dialogfeld Änderungen speichern wird geöffnet.

4. Klicken Sie auf Ja, bestätigen Sie mit E und schließen Sie das Menü.Wenn das Gerät sich im Testmodus befindet beginnt die gelbe Anrege-LED überdem LCD zu blinken.

11.3 Vorbereiten der Verbindungen zu den Prüfgeräten

Das Gerät kann mit einem Prüfschalter des Typs RTXP8, RTXP18 oder RTXP24ausgestattet werden. Der Prüfschalter und dazugehörige Prüfgriff (RTXH8, RTXH18oder RTXH24) sind Teil des COMBITEST Systems; es ermöglicht eine sichere undbequeme Prüfung des Geräts.

Bei Verwendung des COMBITEST-Systems werden die Vorbereitungen für dasPrüfen automatisch in der richtigen Reihenfolge ausgeführt. Dies betrifftbeispielsweise das Blockieren der Auslösekreise, das Kurzschließen vonStromwandlern, das Unterbrechen von Spannungskreisen und die Bereitstellung vonGeräteklemmen für die sekundäre Einspeisung). Die Klemmen 1 und 8, 1 und 18 und1 und 12 der Prüfschalter RTXP8, RTXP18 und RTXP24 werden nicht getrennt, dasie das Gerät mit Gleichstrom versorgen.

Die Leiter des RTXH-Prüfsteckergriffes können an jeden Typ von Prüfgeräten bzw.-instrumenten angeschlossen werden. Werden mehrere Schutzgeräte des gleichenTyps geprüft, braucht der Prüfsteckergriff nur von einem Prüfschalter einesSchutzgerätes auf den Prüfschalter des anderen umgesteckt zu werden, ohne dass dievorherigen Verbindungen verändert werden müssen.

Benutzen Sie das Prüfsystem COMBITEST, um beim Herausziehen des Griffesunerwünschte Auslösungen zu verhindern, da dieser durch Sperren in der halbherausgezogenen Position gesichert ist. In dieser Position werden alle Spannungenund Ströme wieder hergestellt. Zudem können alle reenergetisierenden Vorgängeabklingen, bevor die Auslösekreise wieder hergestellt werden. Werden die Sperrengelöst, lässt sich der Griff vollständig aus dem Prüfschalter herausziehen, wodurch dieAuslösekreise zum Schutzgerät wieder hergestellt werden.



Wenn kein Prüfschalter benutzt wird, führen Sie die Messungen entsprechend dermitgelieferten Stromlaufpläne durch.

Die sekundäre Verbindung eines Stromwandlerkreises darf niemalsohne Kurzschließen der Sekundärwicklung des Wandlers getrenntwerden! Das Auslösen eines Stromwandlers mit unterbrochenerSekundärwicklung hat einen massiven Potentialaufbau zur Folge, derden Wandler beschädigen und Personenschäden verursachen kann.

11.4 Anschließen der Prüftechnik an das Gerät

Schließen Sie die Prüfausrüstung gemäß dem gerätespezifischen Anschlussschemaund den erforderlichen Ein- und Ausgangssignalen für die Funktion bei der Prüfungan. Ein Beispiel für eine Verbindung finden Sie in Abbildung 30.

Schließen Sie die Strom- und Spannungsklemmen an. Achten Sie dabei auf diePolarität des Stroms. Vergewissern Sie sich, dass die Eingangs- undAusgangsstromklemmen und der Nullstromleiter korrekt angeschlossen sind.Sicherstellen, dass die logischen Eingangs- und Ausgangssignale in demLogikdiagramm für die getestete Funktion mit den entsprechenden binärenEingängen und Ausgängen des geprüften Geräts verbunden sind.

Um die korrekten Ergebnisse zu garantieren, stellen Sie sicher, dasssowohl das Gerät als auch die Prüfausrüstung vor der Prüfung korrektgeerdet sind.



IL1

IL2

IL3

IN

UL1

UL2

UL3

UN

IL1

IL2

IL3

UL1

IN (I4,I5)

TRIP L1

TRIP L2

TRIP L3

Prü

fge

räte

Ge

rät

UL2

UL3

UN

UN (U4,U5)

IEC 61850

IEC09000652 V1 DE

Abb. 30: Anschlussbeispiel der Prüfausrüstung am Gerät, wenn diePrüfausrüstung am Transformator-Eingangsmodul angeschlossenist

11.5 Freischalten der zu prüfenden Funktion

Schalten Sie die zu prüfende Funktion frei bzw. deblockieren Sie sie. Dies geschieht,um sicherzustellen, dass nur die zu prüfende Funktion bzw. Funktionskette aktiv istund andere Funktionen nicht genutzt werden können. Geben Sie die geprüfte(n)Funktion(en) frei, indem Sie die entsprechenden Parameter Blocked im Prüfmodusder Funktion auf Nein in der lokalen HMI.

Denken Sie beim Prüfen einer Funktion in diesem Blockierschema daran, dass nichtnur die aktuelle Funktion, sondern die gesamte Folge der untereinander verbundenenFunktionen (vom Messen der Eingänge bis zu den binären Ausgangskontakten),einschließlich der Logik usw., aktiviert werden muss. Durchblättern Sie vor demBeginn einer neuen Prüfmodusrunde alle Funktionen durch, um sicher zu gehen, dassnur bei der zu prüfenden Funktion (und den miteinander verbundenen) die ParameterBlocked und letztendlich EvDisable auf Nein oder Ja gesetzt sind. Beachten Sie, dasseine Funktion auch dann gesperrt ist, wenn das Eingangssignal "BLOCKIEREN" imentsprechenden Funktionsblock aktiv ist, was von der Konfiguration abhängt. StellenSie sicher, dass der logische Status des Eingangssignals "BLOCKIEREN" für die zuprüfende Funktion gleich Null ist. Ereignis-Funktionsblöcke können auch individuellgesperrt werden, um zu gewährleisten, dass während der Prüfung keine Ereignisse aneine Gegenstation gemeldet werden. Zu diesem Zweck wird der EinstellparameterEvDisable auf Ja gesetzt.



Eine Funktion wird blockiert, wenn die entsprechende Einstellung inder lokalen HMI unter Hauptmenü/Test/Funktions-Prüfmodi aufEin bleibt, d.h. der Parameter Blocked wird auf Ja gesetzt und derParameter TestMode unter Hauptmenü/Test/Geräte Prüfmodusbleibt aktiv. Wenn eine neue Testmodus-Runde gestartet wird,werden alle Funktionen, die aus einer früheren Testmodus-Rundeblockiert oder freigeschaltet waren, wieder zurückgesetzt, d.h. derParameter Test mode wird auf Ein gesetzt.

Vorgehensweise

1. Klicken Sie auf das Menü Funktions-Prüfmodi.Das Menü Funktions-Prüfmodi befindet sich in der lokalen HMI unterHauptmenü/Test/Funktions-Prüfmodi.

2. Gehen Sie zu der Funktionsinstanz, die freigeschaltet werden soll.3. Setzen Sie den Parameter Blocked der ausgewählten Funktion auf Nein.

11.6 Verifizieren der analogen Primär- undSekundärmessung

Verifizieren Sie, dass die Verbindungen, Messungen und Skalierungen korrekt sind.Dazu werden Strom und Spannung an das Gerät angelegt.

Legen Sie Eingangssignale je nach Notwendigkeit an die aktuelleHardware und die Anwendungskonfiguration an.

1. Legen Sie symmetrische dreiphasige Spannung und Strom zumBemessungswert an.

2. Vergleichen Sie den angelegten Wert mit den gemessenen Werten.Das Menü Spannung und Stromzeiger in der lokalen HMI befindet sich unterdem folgenden Menüpfad: Hauptmenü/Messungen/Analoge Primärwerteund Hauptmenü/Messungen/Analoge Sekundärwerte.

3. Vergleichen Sie den Frequenzmesswert mit der eingestellten Frequenz und derStromrichtung.Die Frequenz und aktive Leistung befinden sich unter Hauptmenü/Messungen/Überwachung/ServiceValues(MMXN)/CVMMXN:x. DieFrequenz wird am unteren Rand der Liste angezeigt.

4. Speisen Sie eine unsymmetrische dreiphasige Spannung und Strom ein, um diekorrekte Verbindung der Leiter zu überprüfen.

Wenn einige der Einstellungen abweichen, dann überprüfen Sie die analogenEingangseinstellungen unter

Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Analogmodule



11.7 Prüfung der Funktionalität des Schutzes

Jede Schutzfunktion muss einzeln per sekundärer Einspeisung geprüft werden.

• Verifizieren Sie die Betriebsstufen (Auslösung) und Zeitglieder.• Verifizieren Sie die Alarm- und Blockiersignale.• Benutzen Sie zum Bewerten das Tool für die Behandlung von Störschrieben im

PCM600. Damit lässt sich feststellen, ob die Schutzfunktion die korrekten Datenempfangen und korrekt reagiert hat (Signalisierung und Timing).

• Benutzen Sie das Tool zum Betrachten von Ereignissen im PCM600, um zukontrollieren, ob nur erwartete Ereignisse eingetreten sind.



Abschnitt 12 Funktionsprüfung überSekundäreinspeisung durchführen

12.1 Prüfen der Stördatenaufzeichnung

12.1.1 Einführung

In der Funktion "Stördatenaufzeichnung" sind folgende Unterfunktionen enthalten:

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

Ist die Stördatenaufzeichnung eingeschaltet, sind ihre Unterfunktionengleichermaßen eingerichtet. Von daher ist es nicht möglich, nur dieseUnterfunktionen auszuschalten. Die Berichtsfunktion des Störschreibers kannausgeschaltet (Parameter Operation = Aus) werden. Hierzu wird PCM600 oder dielokale HMI verwendet. Menüpfad: Hauptmenü/Einstellungen/GerätEinstellungen/Überwachung/Störschrieb/DRPRDRE:1.

12.1.2 Einstellungen für die Stördatenaufzeichnung

Wenn sich das Gerät im Testmodus befindet, kann die Stördatenaufzeichnungaktiviert oder deaktiviert werden. Wird der Störschreiber im Testmoduseingeschaltet, werden Aufzeichnungen angefertigt. Nach dem Ausschalten desTestmodus werden alle während der Prüfrunde angefertigten Aufzeichnungengelöscht.

Die Einstellungen OpModeTest für die Kontrolle des Stördatenschreibers imPrüfmodus befinden sich in der lokalen HMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Gerät Einstellungen/Überwachung/Störschrieb/DRPRDRE:1.

12.1.3 Störschreiber (DR)

Eine manuelle Auslösung kann jederzeit veranlasst werden. Danach werden dieaktuellen Werte von allen aufgezeichneten Kanälen registriert.

Für die manuelle Auslösung gibt es zwei Möglichkeiten:

1. Aus der lokalen HMI unter Hauptmenü/Störschriebe.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 12Funktionsprüfung über Sekundäreinspeisung durchführen


1.1. Geben Sie in die Zeile unten in der HMI unter Manual trig ein.Eine neue Aufzeichnung beginnt. Die Ansicht wird aktualisiert, wenn Siedas Menü verlassen und zurückkehren.

1.2. Wechseln Sie zu Allgemeine Informationen oder Auslösewerte, umweitere detaillierte Informationen zu erhalten.

2. Öffnen Sie das Tool zum Bearbeiten von Störschrieben des Geräts in derAnlagenstruktur in PCM600.2.1. Klicken Sie mit der rechten Maustaste auf Manuelle Auslösung ausführen

im Fenster Verfügbare Aufzeichnungen im Gerät.2.2. Lesen Sie vom Gerät die benötigten Aufzeichnungen.2.3. Aktualisieren Sie das FensterAufzeichnungen und wählen Sie eine

Aufzeichnung.2.4. Klicken Sie mit der rechten Maustaste auf Schrieb erstellen oder Öffnen

mit, um die Aufzeichnungen in ein beliebiges Störungsanalyse-Tool zuexportieren, das Dateien im Comtrade-Format lesen kann.

Die Auswertung der Ergebnisse der Störungsaufzeichnungsfunktion erfordertZugang zu einem PC, der entweder dauerhaft an das Gerät oder vorübergehend an denEthernet-Port (RJ-45) auf der Vorderseite angeschlossen ist. Auf dem PC muss dasPCM600-Softwarepaket installiert sein.

Die Stördaten können mit PCM600 oder einem beliebigen Drittpartei-Tool mit IEC61850-Protokoll hochgeladen werden. Berichte können mit PCM600 automatischerzeugt werden. Störungsdateien können ausgewertet werden mit jedem Tool, dasComtrade formatierte Störungsdateien lesen kann.

Falls Papierkopien benötigt werden, sollte ein Drucker zur Verfügung stehen. Diekorrekten Startkriterien und das Verhalten der Funktion "Stördatenaufzeichnung"können beim Prüfen der Schutzfunktionen des Gerätes kontrolliert werden.

Wenn das Gerät in den normalen Betrieb eingebunden wird, empfiehlt es sich, allewährend der Inbetriebnahme angefertigten Aufzeichnungen zu löschen, umIrritationen bei künftigen Fehleranalysen zu vermeiden.

Für das Löschen sämtlicher Daten im Gerät gibt es zwei Möglichkeiten:

1. in der lokalen HMI unter Hauptmenü/Löschen/Störungen zurücksetzen oder2. im Tool für die Behandlung von Störschrieben in PCM600 durch Anklicken von

Alle Aufzeichnungen im Gerät löschen... im Fenster Vorhandene Aufzeichnungenim Gerät.

12.1.4 Ereignisaufzeichnung (ER) und Ereignisspeicher (EL)

Die Ergebnisse aus der Ereignisaufzeichnung und dem Ereignisspeicher können ander lokalen HMI oder, nach dem Hochladen, in PCM600 wie folgt betrachtet werden:

1. in der lokalen HMI unter Hauptmenü/Ereignisse oder detaillierter über2. den Ereignisbetrachter in PCM600.

Abschnitt 12 1MRK 502 053-UDE -Funktionsprüfung über Sekundäreinspeisung durchführen


Nach dem Starten des Ereignisbetrachters wird das interne FIFO-Verzeichnisaller Ereignisse eingeblendet.

Wenn das Gerät in den normalen Betrieb eingebunden wird, empfiehlt es sich, alle ausden Inbetriebnahmetests resultierenden Ereignisse zu löschen, um Irritationen beikünftigen Fehleranalysen zu vermeiden. Alle Ereignisse im Gerät können in derlokalen HMI unter Hauptmenü//Löschen/Interne Ereignisliste löschen oderHauptmenü/Löschen/Prozess-Ereignisliste löschen gelöscht werden. AusPCM600 heraus lässt sich die Ereignisliste nicht löschen.

Beim Testen der binären Eingänge kann stattdessen die Ereignisliste (EL) verwendetwerden. Dazu brauchen keine Störschriebe hochgeladen oder analysiert zu werden, dadie Ereignisliste unabhängig vom Beginn der Störaufzeichnungen läuft.

12.2 Identifizierung der zu prüfenden Funktion imtechnisches Referenz-Handbuch

Identifizieren Sie anhand des Technischen Handbuchs die Funktionsblöcke,Logikdiagramme, Ein- und Ausgangssignale, Einstellparameter sowie technischenDaten.

12.3 Differentialschutz

12.3.1 Transformatordifferentialschutz T2WPDIF und T3WPDIF

Bereiten Sie das Gerät für die Überprüfung der Einstellungen aus Kapitel"Vorbereitung des Geräts zur Verifizierung der Einstellungen" vor.

12.3.1.1 Verifizieren der Einstellungen

1. Zu Hauptmenü/Test/Funktionstestmodus/Differentialschutz wechseln undsich vergewissern, dass die niederohmige ErdfehlerdifferentialschutzfunktionREFPDIF auf Off und die vierstufige Erdfehlerschutzfunktion EF4PTOC unterHauptmenü/Test/Funktionstestmodus/Stromschutz auf Aus gesetzt ist, , dasie für dieselben Stromtransformatoreingänge konfiguriert sind wie derTransformatordifferentialschutz. Sicherstellen, dass die



Transformatordifferentialfunktionen T2WPDIF oder T3WPDIF nicht blockiertsind.

2. Prüfeinrichtung zum Ausgeben eines dreiphasigen Stroms an dieentsprechenden Stromklemmen des Gerätes anschließen, die an denStromwandlern auf HS-Seite des Leistungstransformators angeschlossen sind.

3. Erhöhen Sie den Strom in Phase L1 so lange, bis die Schutzfunktion auslöst, undnotieren Sie sich den Auslösestromwert.

4. Sicherstellen, dass die Auslöse- und Alarmkontakte gemäß derKonfigurationslogik funktionieren.

5. Senken Sie den Strom langsam vom Auslösewert ab und notieren Sie sich denRücksetzwert.Je nach der Schaltgruppe (Yd etc.) des Leistungstransformators kann dereinphasige Einspeisungsstrom als Differentialstrom in einem oder zwei Leiternauftreten. Zudem verfügt der eingespeiste einphasige Strom über einen anderenAuslösewert.

6. Die Funktionen auf dieselbe Weise durch Einspeisung von Strom jeweils in denLeitern L2 und L3 prüfen.

7. Einen symmetrischen dreiphasigen Strom anlegen und den Auslösewertfesthalten.

8. Schließen Sie die Zeitmessung an und stellen Sie den Strom auf das Zweifachedes Auslösewertes.

9. Schalten Sie den Strom zu und notieren Sie sich die Auslösezeit.10. Funktion der Messkreise, die an den Stromwandlern auf Niederspannungsseite

angeschlossen sind, und andere Stromeinspeisungen in den Differentialschutzdes Transformators auf dieselbe Weise prüfen.

11. Letztlich sicherstellen, dass Auslösemeldungen im Ereignismenü gespeichertsind.

Informationen zur Benutzung des Ereignismenüs befinden sichim Benutzerhandbuch.

12. Falls am Prüfgerät verfügbar kann ein Strom der 2. Oberschwingung von ca.20 % (wobei eine Einstellung von 15 % für den Verhältnisparameter I1/I2angenommen wird) der Grundfrequenz in Leiter L1 hinzugefügt werden. Stromin Leiter L1 auf einen Wert höher als den Start-Wert erhöhen, der in Schritt 6gemessen wurde. Test durch Stromeinspeisung jeweils in den Leitern L2 und L3wiederholen.Der Abgleich des in die und aus der Differentialzone fließenden Stroms erfolgtmit der primären Einspeisetest, siehe Abschnitt "".Das Blockieren der 5. Oberschwingung lässt sich auf ähnliche Weise testen.

Ausführlichere Formeln sind im Anwendungs-Handbuch zufinden.



12.3.1.2 Abschliessen des Tests

Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie die EinstellungTestmodus auf Aus ändern. Stellen Sie die Verbindungen wieder her und setzen Sie dieEinstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, sofern diese für diePrüfungen verändert wurden.

12.3.2 Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF


12.3.2.1 Überprüfung der Einstellungen

1. Einphasiges oder dreiphasiges Testset zum Einspeisen der Ansprechspannunganschließen. Die Einspeisung erfolgt über den Messzweig.

Die erforderliche Auslöse- und Alarmspannung sowie der Wertdes Stabilisierungswiderstandes müssen in der Funktioneingestellt werden. Beachten Sie, dass für den verwendetenStromwandler-Eingang im Gerät ein Verhältnis von 1:1eingestellt ist. Dies ist für die Ermittlung des Ansprechwertesentscheidend. Normalerweise ist ein etwas höhererAnsprechwert problemlos, da die Empfindlichkeit nicht sehrbeeinflusst wird.

2. Spannung erhöhen und Ansprechwert U>Trip notieren. Dies geschieht mitmanuellem Test und ohne Auslösen des Testsets.

3. Auslösekontakt an der Prüfeinrichtung zur Ermittlung der Auslösezeitanschließen.

4. Spannung langsam verringern und Rücksetzwert notieren. Der Rücksetzwert fürdiese Funktion muss hoch sein.

5. Durch Einspeisen einer Spannung von 1,2 x U>Trip können Sie die Auslösezeitermitteln. Merken Sie sich die gemessene Auslösezeit.

6. Falls erforderlich, Auslösezeit bei anderer Spannung überprüfen.Normalerweise wird 2 ˣ U>Trip gewählt.

7. Falls verwendet, Alarm-Ansprechwert messen. Spannung erhöhen undAnsprechwert U>Alarm notieren. Dies geschieht mit manuellem Test und ohneAuslösen des Testsets.

8. Ansprechzeit auf dem ALARM-Ausgang messen durch Anschließen derMessöffnung des Testsets an einen Ausgang von tAlarm. Eine Spannung von 1,2ˣ U>Alarm einspeisen und die Alarmzeit messen.

9. Sicherstellen, dass die Auslöse- und Überwachungskontakte entsprechend derKonfigurationslogik funktionieren.

10. Letztlich sicherstellen, dass die Start- und Warnmeldungen im Ereignismenügespeichert sind und falls ein serieller Anschluss zur SA zur Verfügung steht



überprüfen, ob die richtigen und nur die erforderlichen Signale auf der lokalenHMI und dem SCADA-System aufgeführt werden.

Informationen zur Benutzung des Ereignismenüs befinden sich imBenutzerhandbuch.

12.3.2.2 Abschließen des Tests


12.3.3 Generator-Differentialschutz GENPDIF



1. Wählen Sie Hauptmenü/Tests/Funktionstestmodi/Differentialschutz undstellen Sie sicher, dass alle anderen Funktionen, die mit denselbenStromwandlereingängen konfiguriert sind wie der Generator-Differentialschutz, deaktiviert sind. Vergewissern Sie sich, dass die Generator-Differentialschutzfunktion nicht blockiert ist.

2. Prüfeinrichtung zum Ausgeben eines dreiphasigen Stroms an dieentsprechenden Stromklemmen des Geräts anschließen, die an denStromwandlern auf der Oberspannungsseite des Generators angeschlossen sind.

3. Strom in Leiter L1 erhöhen bis die Schutzfunktion anspricht und denAnsprechstrom festhalten.

4. Sicherstellen, dass Auslöse- und Anregekontakte entsprechend derKonfigurationslogik funktionieren.

5. Strom langsam vom Ansprechwert senken und Rückfallwert festhalten.6. Die Funktionen durch Einspeisen von Strömen in den Leitern L2 und L3

ebenfalls überprüfen.7. Einen symmetrischen dreiphasigen Strom anlegen und den Auslösewert

festhalten.8. Den Strom an der Prüfeinrichtung auf das zweifache des Anregewerts einstellen

und eine Verdrahtung zum Ermitteln der Auslösezeit aufbauen.9. Strom einschalten und Auslösezeit festhalten.10. Auf dieselbe Weise die Funktionsfähigkeit der Messkreise überprüfen, die mit

den Stromwandlern an der Nullpunktseite des Generators verbunden sind.11. Letztlich sicherstellen, dass Auslösemeldungen im Ereignismenü gespeichert

sind.




12. Falls am Prüfgerät verfügbar kann ein Strom der 2. Oberschwingung von ca.20 % (wobei eine Einstellung von 15 % für den Verhältnisparameter I1/I2angenommen wird) der Grundfrequenz in Leiter L1 hinzugefügt werden. Stromin Leiter L1 auf einen Wert höher als den Start-Wert erhöhen, der in Schritt 3gemessen wurde. Test durch Stromeinspeisung jeweils in die Leiter L2 und L3wiederholen.Das Blockieren mittels 5. Oberschwingung lässt sich auf ähnliche Weise testen.Die Symmetrierung von Strömen, die in die und aus der Differentialzonefließen, wird vorwiegend durch primäres Testen geprüft.



12.3.4 Erdfehlerdifferentialschutz REFPDIF



1. Schließen Sie das Prüfgerät für die Stromeinspeisung in den Leiter an dieKlemmen des Stromwandler im Sternpunkt des Leistungstransformators an.

2. Erhöhen Sie den Einspeisungsstrom und notieren Sie sich den Auslösewert derSchutzfunktion.

3. Kontrollieren Sie, ob alle Auslöse- und Anregungskontakte gemäß derKonfigurationslogik funktionieren.

4. Senken Sie den Strom langsam vom Auslösewert ab und notieren Sie sich denRückfallwert.

5. Verbinden Sie das Zeitglied und stellen Sie den Strom auf den zehnfachen Wertder Einstellung IDMin ein.

6. Schalten Sie den Strom zu und notieren Sie sich die Auslösezeit.7. Schließen Sie das Prüfgerät an Klemme L1 und am Sternpunkt des dreiphasigen

Stromeingangs an, der in REFPDIF eingestellt ist. Zusätzlich einen Strom höherals die Hälfte der Idmin Einstellung im Sternpunkt-Erde-Schaltkreis einspeisenmit dem gleichen Phasenwinkel und der gleichen Polarität wie ein internerFehler.



8. Erhöhen Sie den in L1 eingespeisten Strom und notieren Sie sich denAuslösewert. Verringern Sie den Strom langsam und notieren Sie sich denRückfallwert.

9. Nacheinander Ströme in den Leitern L2 und L3, wie unter Punkt 7 beschrieben,einspeisen und jeweils die Ansprech- und Rückfallwerte festhalten.

10. Speisen Sie 10 % des Nennstromes gleichen Strom in Klemme L1 ein.11. Speisen Sie einen Strom in den Sternpunktkreis mit dem gleichen Phasenwinkel

und der einem außenliegenden Fehler entsprechenden Polarität ein.12. Erhöhen Sie den Strom auf das Fünffache des Auslösewertes und vergewissern

Sie sich, dass der Schutz nicht auslöst.13. Überprüfen Sie abschließend, ob die Auslösedaten im Ereignis- und

Störschreiber gespeichert sind.



12.4 Impedanzschutz

12.4.1 Mehrsystemiger Distanzschutz, Mho-Kennlinie, ZMHPDIS


Halten Sie beim Messen der Auslösecharakteristik den Strom konstant. Halten Sieden Strom so nahe wie möglich an seinem Bemessungswert oder niedriger. AchtenSie jedoch darauf, dass er höher als der minimale Auslösestrom eingestellt ist.

Achten Sie darauf, dass der maximale Dauerstrom in einem Gerät nicht das Vierfacheseines Bemessungswertes überschreitet, wenn die Messung der Auslösecharakteristikbei konstanter Spannung erfolgt.

Zur Verifizierung der Mho-Charakteristik sollten mindestens zwei Punkte geprüftwerden.

Nachfolgend werden drei Prüfpunkte empfohlen. Die Mho-Charakteristik geht immerdurch den Ursprung, woraus sich automatisch ein vierter Punkt für die Charakteristikergibt.

12.4.2 Distanzschutzzonen, polygonale Charakteristik ZMFPDIS

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie in diesem Kapitel unter"Anforderungen" und in Abschnitt "Vorbereitung zur Prüfung" in diesem Kapitelbeschrieben eingestellt.



Messen Sie die Auslösecharakteristik bei konstanten Strombedingungen. Halten Sieden gemessenen Strom so nahe wie möglich an seinem Bemessungswert oderniedriger. Achten Sie jedoch darauf, dass er höher als der minimale Auslösestromeingestellt ist.

Achten Sie darauf, dass der maximale Dauerstrom des Geräts nicht das Vierfacheseines Bemessungswerts überschreitet, wenn die Messung der Auslösecharakteristikbei konstanter Spannung erfolgt.

Bei der Prüfung ist zu berücksichtigen, dass die Lastaussparungs-Charakteristikwirksam ist. Deshalb muss die Einstellung kontrolliert werden. Um die Einstellungenmit der Lastaussparungs-Charakteristik zu überprüfen, sollte der Testgemäß Abbildung 31 und Abbildung 32 sowie Tabelle 12 und Tabelle 13 ausgeführtwerden. In den Fällen, in denen die Lastaussparungs-Charakteristik aktiviert ist,sollten Tests in Übereinstimmung mit den eingestellten Werten durchgeführt werden.

Zur Überprüfung der Einstellungen für die Arbeitspunkte entsprechend der folgendenFehlertypen sollten getestet werden:

• ein Leiter-Leiter-Fehler• Ein Leiter-Erde-Fehler

Die Form der Auslösecharakteristik hängt von den Einstellwerten ab.

Die Abbildungen der Charakteristik für die Distanzschutzfunktionkönnen für Einstellungen mit und ohne Lastaussparung verwendetwerden. Die durchgezogenen Linien kennzeichnen dasanzuwendende Diagramm, wenn der Laststromaussparungs-Parameter operationLdCom auf "Ein" gestellt ist. Dies ist dieGrundeinstellung. Die durchgezogene Linie und alle Prüfpunkte mitAusnahme von 13 sind für diese Einstellung gültig.Wird der Parameter operationLdCom auf "Aus" gestellt, dann geltendie gestrichelten Linien und der Prüfpunkt 13. Die Prüfpunkte 5, 6 und7 sind für diese Messung nicht gültig.



X1

X

R (Ohm/Leiter)

50%

80%

1 2

3

4

567

89

10

11

80% von RLdFw

40% von RLdFw

0,5 x RFPP

12

13

120°

20°

a

c

IEC05000368-3-en

b = ArgLD

IEC05000368 V3 DE

Abb. 31: Distanzschutz-Charakteristik mit Prüfpunkten für Leiter-Leiter-Messungen

Tabelle 12: Prüfpunkte für die Leiter-Leiter-Schleifen L1-L2 (Ohm/Schleife)

Prüfpunkt Reich‐weite

Einstellwert Anmerkungen

1 X X1eingestellt

R 0

2 X X1eingestellt

R R1eingestellt

3 X 0,8 x X1eingestellt

R 0,8 x R1eingestellt+ RFPP/2


R 0,5 x R1eingestellt+ RFPP/2

5 X 0,85 x RFPP x tan (ArgLd) ArgLd = Winkel für die maximale Last‐übertragung

R 0,85 x RFPP

6 X RLdFw x tan (ArgLd)

R RLDFw

7 X 0

R RLDFw

8 X -0,2143 x RFPP/2 Exakt: 0,8 x RFPP/2 (ArgDir=20°)

R 0,8 x RFPP/2

9 X –0,4 x RLdFw x tan(ArgDir=20°)

R 0,4 x RLdFw






10 X 0,5 x X1eingestellt Exakt –0,5 x R1eingestellt x tan(ArgNeg‐Res=30°)

R -0,23 x X1eingestellt

11 X 0,8 x X1eingestellt Exakt –0,5 x R1eingestellt x tan(ArgNeg‐Res=30°)

R -0,37 x X1 eingestellt


R 0,5 x R1eingestellt

13 X 0 Nur verwendet, wenn die EinstellungOperationLdCmp = 0 (Aus)

R 0,5 x RFPP

Tabelle 12 wird nur in Verbindung mit Abbildung 31 verwendet.

X1+XN

X

R (Ohm/Schleife)

50%

80%

1 2

3

4

5

67

89

10

11

80% von RLdFw

40% von RLdFw

RFPE

12

13

c

b = ArgLD

alt. 80% vonRFPE (Last-aussparung)

120°

20°

a


IEC05000369 V3 DE

Abb. 32: Distanzschutzcharakteristik mit Prüfpunkten für Leiter-Erde-Messungen

Tabelle 13 wird nur in Verbindung mit Abbildung 32 verwendet.

Tabelle 13: Prüfpunkte für die Leiter-Erde L3-E (Ohm/Schleife)

Prüfpunkt Reichwei‐te

Wert Anmerkungen

1 X (2 x X1eingestellt+X0eingestellt)/3

R 0

2 X (2 x X1eingestellt+ X0eingestellt)/3

R 2 x R1eingestellt+ R0eingestellt)/3





Wert Anmerkungen

3 X 0,8 x (2 x X1eingestellt+ X0eingestellt)/3

R 0,8 x (2 x R1eingestellt+ R0eingestellt)/3+RFPEeingestellt

4 X 0,5 x (2 x X1eingestellt+ R0eingestellt)/3

R 0,5 x (2 x R1eingestellt+R0eingestellt)/3+ RFPEeingestellt

5

X 0,85 x RFPEeingestellt x tan(ArgLd‐set)

ArgLd = Winkel für die maximaleLastübertragung

R 0,85 x RFPE

6 X RLdFwset x tan(ArgLdSet)

R RLDFweingestellt

7 X 0

R RLDFweingestellt

8 X -02143 x RLdFweingestellt Exakt: 0,8 x RFPE x tan (ArgDir=20°)

R 0,8 x RLdFweingestellt

9 X -0,8 x RLdFweingestellt x tan(Arg‐Dir=20°)–0,8 x RLdFwdeingestellt x tan(Arg‐Dir=20°)

R 0,8 x RLdFweingestellt

10 X 0,17 x (2 x X1eingestellt + X0 eingestellt) Exakt: 0,5 x (2 x X1eingestellt X0 einge‐

stellt)/3

R -0,36 x (2 x X1eingestellt + X0einge‐

stellt)Exakt: 0,5 x (2X1eingestellt + X0einge‐

stellt)/(3 x tan(AgNegDir=30°)

11 X 0,27 x (2 x X1eingestellt+X0eingestellt) Exakt: 0,8 x (2 x X1eingestellt + X0ein‐

gestellt)/3

R -0,57 x (2 x X1eingestellt + X0einge‐

stellt)Exakt: 0,8 x (2X1set + X0set)/(3 xtan(AgNegDir=30°)

12 X 0,5 x (2 x X1eingestellt + X0eingestellt)/3

R 0,5 x (2 x R1eingestellt + R0eingestellt)/3

13 X 0

R RFPE

12.4.2.1 Messung der Auslösegrenze der Einstellwerte in Fällen ohneLastaussparungs-Charakteristik (OperationLdCmp=aus)

Verfahren für Leiter-Leiter-Fehler L1–L2.



1. Setzen Sie das Gerät mindestens zwei Sekunden lang normalen Lastzuständenaus.

2. Legen Sie die Fehlerbedingung an und senken Sie langsam die gemesseneImpedanz, um den Auslösewert für den Leiter-Leiter-Fehler für Zone 1 gemäßTestpunkt 1 in Abbildung 31 und Tabelle 12 zu finden. Vergleichen Sie dasMessergebnis mit dem eingestellten Wert.

3. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 2, um den Auslösewert für Testpunkt 2, 3 inTabelle 12 und den Auslösewert für die Leiter-Erde-Schleife gemäß Testpunkt1, 2, 3 in Tabelle 13 zu finden.Beachten Sie, dass die nicht zu prüfenden Zonen blockiert werden müssen unddie zu prüfende Zone freigegeben werden muss.

4. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 3, um den Auslösewert für den Leiter-Erde-Fehler L3-E gemäß Abbildung 32 und Tabelle 13 zu finden. zu finden.

Die Testpunkte 8 und 9 dienen zum Prüfen der gerichtetenLeitungen des Impedanzschutzes. Da dieRichtungsabhängigkeit eine allen 5 Messzonen gemeineFunktion ist, brauchen nur die Punkte 6, 7, 8 und 9 einmal inVorwärtsrichtung geprüft zu werden (zur Vereinfachung desTests kann die größte Rückwärtszone genutzt werden), um dieGenauigkeit der Richtungsabhängigkeit (Richtungswinkel) zutesten. Die Richtungsfunktionalität (Einschaltung innen, keineEinschaltung außen) sollte stets bei allen Impedanzzonen, diemit Richtungsabhängigkeit (vorwärts bzw. rückwärts)eingestellt sind, geprüft werden.

12.4.2.2 Messen der Auslösezeit von Distanzschutzzonen


2. Legen Sie die Fehlerbedingung an, um die Auslösezeit des Leiter-Leiter-Fehlersnach Testpunkt 12 in Abbildung 31 und Tabelle 12 für Zone 1 zu erhalten.Vergleichen Sie das Messergebnis mit der Einstellung tPPZ1.

3. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 2, um die Auslösezeit für den Leiter-Erde-Fehler nach Testpunkt 12 in Abbildung 32 und Tabelle 13 zu erhalten.Vergleichen Sie das Messergebnis mit der Einstellung tPEZ1.

4. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 2, um die Auslösezeit aller anderenverwendeten Messzonen zu ermitteln.Die nicht zu prüfenden Zonen müssen blockiert und die zu prüfende Zone mussfreigegeben werden.Wird die Lastaussparungs-Charakteristik aktiviert (OperationLdCmp = "Ein"),dann ist der Testpunkt für Leiter-Leiter-Fehler 12 nach Abbildung 31 undTabelle 12 und für Leiter-Erde-Fehler ist der Testpunkt 12 nach Abbildung 32und Tabelle 13.





12.4.3 Distanzschutzzonen, Polygonkennlinie MFCPDIS


Messen Sie die Auslösecharakteristik bei konstanten Strombedingungen. Halten Sieden gemessenen Strom so nahe wie möglich an seinem Bemessungswert oderniedriger. Achten Sie jedoch darauf, dass er höher als der minimale Auslösestrom ist.

Achten Sie darauf, dass der maximale Dauerstrom des Gerätes nicht das Vierfacheseines Bemessungswertes überschreitet, wenn die Messung der Auslösecharakteristikbei konstanter Spannung erfolgt.

Bei der Prüfung ist zu berücksichtigen, dass die geformte Lastaussparungs-Charakteristik wirksam ist. Deshalb muss die Einstellung kontrolliert werden. ZurVerifizierung der Einstellungen mit der geformten Lastaussparungs-Charakteristiksollte der Test entsprechend den Abbildungen 31 und 32 sowie den Tabellen 12 und 13durchgeführt werden. In den Fällen, in denen die Lastaussparungs-Charakteristikaktiviert ist, sollten Tests in Übereinstimmung mit den eingestellten Wertendurchgeführt werden.

Zur Überprüfung der Einstellungen für die Arbeitspunkte entsprechend der folgendenFehlertypen sollten getestet werden:

• ein Leiter-Leiter-Fehler• ein Leiter-Erde-Fehler

Die Form der Auslösecharakteristik hängt von den Einstellwerten ab.

Die Abbildungen der Charakteristik für die Distanzschutzfunktionkönnen für Einstellungen mit und ohne Lastaussparung verwendetwerden. Die durchgezogenen Linien kennzeichnen dasanzuwendende Diagramm, wenn der Laststromkompensations-Parameter operationLdCom auf 1 (Ein) gestellt ist. Dies ist dieGrundeinstellung. Die durchgezogene Linie und alle Prüfpunkte mitAusnahme von 13 sind für diese Einstellung gültig.Wird auf 0 (Aus) gestellt, sind die unterbrochenen Linien undPrüfpunkt 13 gültig. Die Prüfpunkte 5, 6 und 7 sind für diese Messungnicht gültig.



X1

X

R (Ohm/Leiter)

50%

80%

1 2

3

4

567

89

10

11

80% von RLdFw

40% von RLdFw

0,5 x RFPP

12

13

120°

20°

a

c

IEC05000368-3-en

b = ArgLD

IEC05000368 V3 DE

Abb. 33: Distanzschutz-Charakteristik mit Prüfpunkten für Leiter-Leiter-Messungen

Tabelle 14: Prüfpunkte für Leiter-Leiter-Schleifen L1-L2 (Ohm/Schleife)



1 X X1einst.

R 0

2 X X1einst.

R R1einst.

3 X 0,8 x X1einst.

R 0,8 x R1einst.+ RFPP/2

4 X 0,5 x X1einst.

R 0,5 x R1einst.+ RFPP/2

5 X 0,85 x RFPP x tan (ArgLd) ArgLd = Winkel für die maximaleLastübertragung

R 0,85 x RFPP


R RLDFw


R 0

8 X -0,2143 x RFPP/2 Exakt: 0,8 x RFPP/2 (ArgDir=20°)

R 0,8 x RFPP/2

9 X –0,4 x RLdFw x tan(ArgDir=20°)

R 0,4 x RLdFw






10 X 0,5 x X1einst. Exakt –0,5 x R1einst. x tan(ArgNeg‐Res=30°)

R -0,23 x X1einst.

11 X 0,8 x X1einst. Exakt –0,5 x R1einst. x tan(ArgNeg‐Res=30°)

R -0,37 x X1 einst.

12 X 0,5 x X1einst.

R 0,5 x R1einst.

13 X 0 Nur eingesetzt wenn EinstellungOperationLdCmp 0 (Off) ist

R 0,5 x RFPP

Tabelle 12 wird verwendet in Verbindung mit Abbildung 31.

X1+XN

X

R (Ohm/Schleife)

50%

80%

1 2

3

4

5

67

89

10

11

80% von RLdFw

40% von RLdFw

RFPE

12

13

c

b = ArgLD

alt. 80% vonRFPE (Last-aussparung)

120°

20°

a


IEC05000369 V3 DE

Abb. 34: Distanzschutz-Charakteristik mit Prüfpunkten für Leiter-Erde-Messungen

Tabelle 13 wird verwendet in Verbindung mit Abbildung 32.

Tabelle 15: Prüfpunkte für Leiter-Erde L3-E (Ohm/Schleife)


Wert Anmerkungen

1 X (2 x X1einst.+X0einst.)/3

R 0

2 X (2 x X1einst.+ X0einst.)/3

R 2 x R1einst.+ R0einst.)/3





Wert Anmerkungen

3 X 0,8 x (2 x X1einst.+ X0einst.)/3

R 0,8 x (2 x R1einst.+ R0einst.)/3+RFPEeinst.

4 X 0,5 x (2 x X1einst.+ R0einst.)/3

R 0,5 x (2 x R1einst.+R0einst.)/3 +RFPEeinst.

5

X 0,85 x RFPEeinst. x tan(ArgLdset) ArgLd = Winkel für die maximaleLastübertragung

R 0,85 x RFPE

6 X RLdFwset x tan(ArgLdSet)

R RLDFweinst.

7 X 0

R RLDFweinst.

8 X -02143 x RLdFweinst. Exakt: 0,8 x RFPE x tan (ArgDir=20°)

R 0,8 x RLdFweinst.

9 X -0,8 x RLdFweinst. x tan(Arg‐Dir=20°)

R 0,8 x RLdFweinst.

10 X 0,17 x (2 x X1einst. + X0 einst.) Exakt: 0,5 x (2 x X1einst. X0 einst.)/3

R -0,36 x (2 x X1einst. + X0einst.) Exakt: 0,5 x (2X1einst. + X0einst.)/(3 xtan(AgNegDir=30°)

11 X 0,27 x (2 x X1einst.+X0einst.) Exakt: 0,8 x (2 x X1einst. + X0einst.)/3

R -0,57 x (2 x X1einst. + X0einst.) Exakt: 0,8 x (2X1set + X0set)/(3 xtan(AgNegDir=30°)

12 X 0,5 x (2 x X1einst. + X0einst.)/3

R 0,5 x (2 x R1einst. + R0einst.)/3

13 X 0

R RFPE

12.4.3.1 Messung des Ansprechgrenzwerts von Sollwerten in Fällen ohneLastaussparungscharakteristik (OperationLdCmp=off)

Vorgehensweise bei Leiter-Leiter-Fehler L1-L2.


2. Legen Sie den Fehlzustand an und senken Sie langsam die Messimpedanz, umden Ansprechwert des Leiter-Leiter-Fehlers für Zone 1 gemäß Prüfpunkt 1 in



Abbildung 31 und Tabelle 12 zu finden. Vergleichen Sie das Messergebnis mitdem eingestellten Wert.

3. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 2 zum Ermitteln des Auslösewertes für diePrüfpunkte 2 und 3 in Tabelle 12 und des Auslösewertes für die Leiter-Erde-Schleife gemäß Prüfpunkt 1, 2 und 3 in Tabelle 13.Beachten Sie, dass die nicht zu prüfenden Zonen blockiert werden müssen unddie zu prüfende Zone freigegeben werden muss.

4. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 3 zum Ermitteln des Auslösewertes für denLeiter-Erde-Fehler L3-E gemäß Abbildung 32 und Tabelle 13

Prüfpunkte 8 und 9 sind für die Prüfung der gerichtetenImpedanzschutz-Leitungen vorgesehen. Da dieRichtungsabhängigkeit eine allen 5 Messzonen gemeineFunktion ist, brauchen nur die Prüfpunkte 6, 7, 8 und 9 einmal inVorwärtsrichtung geprüft zu werden (zur Vereinfachung desTests kann die größte Rückwärtszone genutzt werden), um dieGenauigkeit der Richtungsabhängigkeit (Richtungswinkel) zutesten. Die Richtungsfunktionalität (Einschaltung innen, keineEinschaltung außen) sollte stets bei allen Impedanzzonen, diemit Richtungsabhängigkeit (vorwärts bzw. rückwärts)eingestellt sind, geprüft werden.

12.4.3.2 Messen der Auslösezeit von Distanzschutzzonen


2. Legen Sie den Fehlerzustand an, um die Auslösezeit des Leiter-Leiter-Fehlersfür Zone 1 gemäß Prüfpunkt 10 in Abbildung 31 und Tabelle 12 zu ermitteln.Vergleichen Sie das Messergebnis mit der Einstellung t1PP.

3. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 2, um die Auslösezeit des Leiter-Erde-Fehlersgemäß Prüfpunkt 10 in Abbildung 32 und Tabelle 13 zu ermitteln. VergleichenSie das Messergebnis mit der Einstellung t1PE.

4. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 2, um die Auslösezeit für alle anderenverwendeten Messzonen zu ermitteln.Beachten Sie, dass die nicht zu prüfenden Zonen blockiert werden müssen unddie zu prüfende Zone freigegeben werden muss.Ist die Lastaussparungscharakteristik aktiviert (OperationLdCmp = On) ist derPrüfpunkt für Leiter-Leiter-Fehler 12 in Abbildung 31 und Tabelle 12, fürLeiter-Erde-Fehler ist es P12 entsprechend in Abbildung 32 und Tabelle 13.


Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie die EinstellungTestmodus auf Aus ändern. Stellen Sie die Verbindungen wieder her und setzen Sie die



Einstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, sofern diese für diePrüfungen verändert wurden.

12.4.4 Polschlupfschutz PSPPPAM

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie in diesem Kapitel unterAbschnitt "Anforderungen" und Abschnitt "Vorbereitung zur Prüfung" beschriebeneingestellt.


Nachfolgend wird davon ausgegangen, dass die Einstellung derPolschlupfschutzfunktion PSPPPAM gemäß den Impedanzen in Abbildung 35 undAbbildung 36 erfolgt.

Für den Test werden von einem modernen Prüfgerät ein dreiphasiger Strom und einedreiphasige Spannung eingespeist. Dieses Prüfgerät muss in der Lage sein, bei derEinspeisung von Spannung und Strom die Spannungs- und Stromamplitude und denWinkel zwischen der eingespeisten Spannung und dem eingespeisten Stromverändern zu können. Für die Parametereinstellung sind praxisnahe Werte zuverwenden.

Vorgehensweise

1. IED mit Spannung und Strom gemäß einen normalen Ansprechpunktes speisen.Die eingespeiste Spannung U entspricht der Bezugsspannung (UBase) und dereingespeiste Strom I entspricht der Hälfte des Bezugsstroms (IBase). DerWinkel zwischen Spannung und Strom muss 0 ° betragen.

2. Mit aufrecht erhaltener Amplitude der Speisungsspannung wird dieStromamplitude und der Winkel auf einen Wert ZC/2 geändert.Dies erfolgt mit einer Geschwindigkeit, mit der die finale Impedanz nach 1Sekunde erreicht wird. Da die eingespeiste Spannung über 0,92 UBase liegt,sollte kein START-Signal aktiviert werden.

3. Bei einer reduzierten Amplitude der eingespeisten Spannung von 0,8 UBaseändern sich die Stromamplitude und der Winkel auf den Wert ZC/2.Dies erfolgt mit einer Geschwindigkeit, mit der die finale Impedanz nach 1Sekunde erreicht wird. Da die eingespeiste Spannung unter 0,92 UBase liegt,sollte das START-Signal aktiviert werden.

4. Bei einer reduzierten Amplitude der eingespeisten Spannung von 0,8 UBaseändern sich die Stromamplitude und der Winkel mit der Formel ZC/2 auf Werte,die einerseits der Hälfte von IBase und andererseits 180 ° zwischen demeingespeisten Strom und der eingespeisten Spannung entsprechen.Dies erfolgt mit einer Geschwindigkeit, mit der die finale Impedanz nach 1Sekunde erreicht wird. Da die eingespeiste Spannung unter 0,92 UBase liegt,sollte das START-Signal aktiviert werden. Zusätzlich sollte das Signal ZONE1aktiviert werden.

5. N1Limit auf 1 setzen und Schritt 4 wiederholen.



Nun müssen die Signale TRIP1 und TRIP aktiviert werden.6. Bei einer reduzierten Amplitude der eingespeisten Spannung von 0,8 UBase

ändern sich die Stromamplitude und der Winkel mit der Formel ZC + (ZA – ZC)/2 auf Werte, die einerseits der Hälfte von IBase und andererseits 180 ° zwischendem eingespeisten Strom und der eingespeisten Spannung entsprechen.Dies erfolgt mit einer Geschwindigkeit, mit der die finale Impedanz nach 1Sekunde erreicht wird. Da die eingespeiste Spannung unter 0,92 UBase liegt,sollte das START-Signal aktiviert werden. Zusätzlich sollte das Signal ZONE2aktiviert werden.

7. N2Limit auf 1 setzen und Schritt 6 wiederholen.Nun müssen die Signale TRIP2 und TRIP aktiviert werden.

IEDB A

EB EAX’d XT ZS

Zone 1 Zone 2

jX

R

ZB

ZA

Impedanz-bewegung Polschlupf

Zone 2

Zone 1WarnAngle

TripAngle

f

ZC

IEC07000099_2_en.vsd

IEC07000099 V2 DE

Abb. 35: Einstellen des Polschlupfschutzes PSPPPAM



0.2 £ f(Ucos) £ 8Hz

UND

UND START

Z kreuzt ZA - ZC

Z kreuzt ZC - ZB

UND

UND

ZONE1

ZONE2

Zählerab a ³ b

UND TRIP1

Zählerab a ³ b

UND TRIP2

ODER TRIP


Imin > 0,10 IBase

Umax < 0,92 UBase

d ³ StartAngle

N1Limit

d £ TripAngle

N2Limit

IEC07000100 V2 DE

Abb. 36: Logikdiagramm des Polschlupfschutzes PSPPPAM



12.4.5 Polschlupf-Schutz OOSPPAM

Der Polschlupf-Schutz OOSPPAM kann sowohl für den Generatorschutz als auch fürden Leitungsschutz verwendet werden.

Der Hauptzweck von OOSPPAM ist es, das Auftreten eines Polschlupfs im Netz zuerkennen, zu bewerten und die entsprechenden Maßnahmen einzuleiten.

OOSPPAM erkennt das Auftreten eines Polschlupfes und löst den Generatorfehler soschnell wie möglich aus, d.h. nach dem ersten Polschlupf, wenn das Zentrum derSchwingung in Zone 1 gefunden wird, in der sich normalerweise der Generator undder nachgeschaltete Transformator befindet. Wenn sich das Zentrum der Schwingungan anderer Stelle im Netz befindet, d.h. in Zone 2, wird normalerweise mehr als nurein Polschlupf zugelassen, bevor die Generator-Transformator-Einheit getrennt wird.



Für die Berücksichtigung der Leistungsschalter-Öffnungszeit ist eineParametereinstellung verfügbar. Wenn mehrere Geräte mit Polschlupfschutz ("out ofstep") im Netz vorhanden sind, schaltet zuerst jenes Gerät, das dem Zentrum derSchwingung in seiner Zone 1 am nächsten ist.

Es sind zwei dreiphasige Stromkanäle, I3P1 und I3P2, in der Funktion OOSPPAMverfügbar, die den direkten Anschluss von zwei Stromwandlersätzen ermöglichen.Diese können für sehr leistungsstarke Generatoren mit aufgeteilten Stator-Wicklungen in jeder Phase erforderlich sein, wenn jede Wicklung mit Stromwandlerausgerüstet ist. Die Schutzfunktion führt eine einfache Summierung der Ströme derbeiden Kanäle I3P1 und I3P2 durch.

12.4.6 Überprüfen der Einstellungen

Mit dem Test der Polschlupf-Schutzfunktion wird sichergestellt, dass bei Auftretender folgenden Ereignisse die Auslösung ausgegeben wird.

• Die von der Funktion erkannte Impedanz tritt in die Linsencharakteristik aufeiner Seite ein und auf der gegenüberliegenden Seite wieder aus.

• Die Auslösung wird gemäß der Einstellungen TripAngle und tBreakerausgegeben.

Die Auslösezone muss erkannt und bestätigt werden. Bei der Durchführung des Testskönnen die folgenden wichtigen Punkte berücksichtigt werden. Diese sind auch inAbbildung 37dargestellt:

• der Punkt RE (RE = Receiving End, empfangendes Leitungsende)• der Schnittpunkt zwischen dem Liniensegment SE-RE und der X-Linie, der über

die Einstellung ReachZ1 definiert wird.• der Punkt SE (RE = Sending End, sendendes Leitungsende)



I = I(50 Hz) + I(49.5 Hz)

Reales Teil (R) von Z in Ohm

Imag

inär

es T

eil (

X) v

on Z

in O

hm

Bewegungsbahn für Z(R, X) für:I = I(50 Hz) + I(49,5 Hz)

Bewegungsbahn für Z(R, X) in den gleichen Quadranten 1 und 2 für I = I(50 Hz) + I(50,5 Hz)ist identisch aber die Richtung der Rotation ist entgegengesetzt

X-Linie wird von der Einstellung ReachZ1 festgelegt

Bewegungsbahn Z(R, X)

OOS-Relais

Linse

IEC10000141 V2 DE

Abb. 37: Bewegungsbahn der Impedanz Z(R, X) für den eingespeisten Strommit zwei Komponenten: einer 50-Hz-Komponente und einer 49,5-Hz-Stromkomponente

Für den Test der Polschlupf-Schutzfunktion muss die Einspeisung der analogenGrößen über einen langen Zeitraum erfolgen. Die Bemessungsleistung der analogenKanäle wird berücksichtigt, um Schäden an der Hardware zu vermeiden. DerPrüfstrom liegt unter dem zulässigen Dauerüberlaststrom Iovrl der Schutzstromkanäledes Wandlermoduls.

Wenn der sekundären Bemessungsstrom Irs des analogen Kanals 1 A beträgt, ist dermaximale Prüfstrom Its gleich

I I I Ats ovrl rs

≤ = × =4 4

EQUATION14041 V1 DE (Gleichung 1)

Wenn der Stromwandler des Generators ein Verhältnis von 9000/1 A hat, dannentspricht dies in Primärwerten

I I II

IA

t ovrl p ovrl

rp

rs

≤ = × = × =,

49000

136000


Es wird auf die numerischen Werte des Beispiels verwiesen, das in den"Einstellrichtlinien" im Anwendungs-Handbuch erläutert wird. Als Prüfstrom wirddas 2,5-Fache des Basisstroms des Generators gewählt. Diese Wahl bezieht sich aufdie ausgewählte Prüfspannung, die während der Prüfung der Punkte SE und REangelegt wurde.

I I At Base= × = × =2 5 2 5 8367 20918. .




Der Parameter ReachZ1 definiert die Grenze zwischen Zone 1 und Zone 2. Er wird alsProzentwert des Parameters ForwardX ausgedrückt. Bei der Einstellung ReachZ1 =12% berechnet sich der entsprechende Primärwert der Reaktanz wie folgt:

XReachZ ForwardX

ZBaseRZ1

1

100 100

12

100

59 33

1000 9522 0= × × = × × =

.. .0068Ω


Die Berechnung der Prüfspannung, die sich auf ReachZ1 bezieht, basiert auf derImpedanz ZRZ1 , die sich aus dem imaginären Teil XRZ1 und dem realen Teil RRZ1zusammensetzt:

RRZachZ ForwardR

ZBase11

100 100

12

100

8 19

1000 9522 0 0= × × = × × =

Re .. . 009Ω


Der Betrag der Impedanz ZRZ1 ist:

2 2 2 2

1 1 1 0.009 0.068 0.069 RZ RZ RZZ R X= + = + = W


Somit beträgt die Referenzspannung der Prüfung der Grenze zwischen Zone 1 undZone 2:

V Z I Vt RZ RZ t,

.1 1

0 069 20918 1435= × = × =


Wenn die Prüfspannung niedriger ist als Vt,RZ1 (oder umgekehrt), bezieht sich derTest auf die Zone 1. Wenn die Prüfspannung höher ist als Vt,RZ1, bezieht sich der Testauf die Zone 2.

Unter Berücksichtigung der Widerstände und Reaktanzen, die sich auf dieEinstellungen (ForwardR, ForwardX) und (ReverseR, ReverseX) beziehen, ergibtdies:

RForwardR

ZBaseFwdR

= × = × =

100

8 19

1000 9522 0 078

.. . Ω


XForwardX

ZBaseFwdX

= × = × =

100

59 33

1000 9522 0 565

.. . Ω


RReverseR

ZBaseRvsR

= × = × =

100

0 29

1000 9522 0 003

.. . Ω


XReverseR

ZBaseRvsX

= × = × =

100

29 6

1000 9522 0 282

.. . Ω




und die Spannungen, die sich auf diese beziehen:

V Z I R X It FwdZ FwdZ t FwdR FwdX t,

. . .= × = + × = + × =2 2 2 2

0 078 0 565 20918 0 5700 20918 11931× = V


V Z I R X It RvsZ RvsZ t RvsR RvsX t,

. . .= × = + × = + × =2 2 2 2

0 003 0 282 20918 0 2822 20918 5899× = V


Die vorangegangenen Berechnungen erfolgen in Primärwerten. Sie werden insekundäre Werte übertragen, um die Einspeisungen durch eine Prüfeinrichtungvorzunehmen. Bei der Übertragung der Primärwerte in sekundäre Werte werden dieÜbersetzungsverhältnisse des Stromwandlers und des Spannungswandlersberücksichtigt (im Beispiel entsprechend 9000/1 A und 13,8/0,1 kV).

Die Beträge der sekundären Spannungen, die sich auf die Punkte RE und SE der R-X-Ebene beziehen, müssen überprüft werden.

RE (RFwdR, XFwdX):

V VV

VV

t FwdZs t FwdZ

VT s

VT p

, ,

,

,

.

..= × = × =11931

0 1

13 886 45


SE (RRvsR, XRvsX):

V VV

VV

t RvsZs t RvsZ

VT s

VT p

, ,

,

,

.

..= × = × =5899

0 1

13 842 75


Für die in diesem Abschnitt beschriebenen Tests werden ggf. Spannungen mit einemBetrag von 110 % der vorangegangenen Werte benötigt. Die zulässigeDauerüberlastspannung des Schutzspannungskanäle des TRM-Moduls beträgt420 V. Daher können die vorangegangenen Spannungen an den analogen Kanäle desGeräts dauerhaft angelegt werden. Einschränkungen sind ggf. hinsichtlich derPrüfeinrichtung zu beachten. Der Strom It wurde mit dem Faktor 2,5 (und nicht mitdem Maximalwert 4) berechnet, um den Betrag der Prüfspannung für die Punkte REund SE zu verringern.

Prüfeinrichtungen bieten normalerweise nicht die Möglichkeit, ein echtes Stromnetzwährend einer Leistungspendelung zu simulieren und die relevanten analogenGrößen an der Generatorklemme anzulegen. Der aktuelle Test umfasst keineSimulation eines echten Stromnetzes. Es werden Spannungen und Ströme angelegt,um eine Impedanz zu messen, die sich im Laufe der Zeit verändert und die Ebene R-X und vor allem den Bereich innerhalb der Linsencharakteristik durchquert. Für denTest kann angelegt werden:

• Eine symmetrische dreiphasige Spannung mit 50 Hz. Der Betrag richtet sich nachdem Punkt in der Charakteristik, der überprüft werden soll. Es sind die folgendendrei Hauptpunkte des Liniensegments SE-RE zu überprüfen:



• der Punkt RE (RFwdR, XFwdX)• ein Punkt, der sich auf den Parameter ReachZ1 bezieht (Grenze zwischen

Zone 1 und Zone 2)• der Punkt SE (RRvsR, XRvsX)

Der Phasenwinkel der Prüfspannungen entspricht:

• arctan (ForwardX/ForwardR) für Tests im 1. und 2. Quadranten der R-X-Ebene• arctan (ReverseX/ReverseR) -180° für Tests im 3. und 4. Quadranten der R-X-

Ebene

• Symmetrischer dreiphasiger Strom, wobei der Strom der Summe zweier Strömeentspricht, die den gleichen Betrag, jedoch unterschiedliche Frequenzen haben.

I I Atf

tI

502

20918

2

10459= = = =

GUID-F02E8D18-FF87-45BE-8142-E8FA19F6966B V1 EN (Gleichung 16)

Der erste Strom I50 hat eine Frequenz von 50 Hz, einen Betrag von 10459 A (d.h. 1,162 A sekundär) und einen Phasenwinkel von 0º.Der zweite Strom Itf hat einen Betrag von 10459 A (d. h. 1,162 A sekundär), einenPhasenwinkel von 180º (zu Beginn des Tests) und folgende Frequenz:• 49,5 Hz für den Test als Generator im 1. und 2. Quadranten der R-X-Ebene• 50,5 Hz für den Test als Generator im 3. und 4. Quadranten der R-X-Ebene

Wenn die von der Schutzfunktion erkannte Bewegungsbahn derImpedanz durch die Linsencharakteristik verläuft, wird einPolschlupf erkannt. Mit dem aktuellen Verfahren wird vermieden,dass Punkte der Linie SE-RE geprüft werden, die zu nahe an der R-Achse liegen, da in einem solchen Fall die Spannung nahe Null ist undsich somit die Impedanz einer nicht definierten Größe 0/0 nähernkönnte.

Die Genauigkeit der Impedanzreichweite beträgt ±2 % derBasisimpedanz, d. h. sie wird bei der Auswertung der Testergebnisseberücksichtigt.

Für den Test als Motor kann die Frequenz bei 50,5 Hz im 1. und 2.Quadranten der R-X-Ebene und bei 49,5 Hz im 3. und 4. Quadrantenliegen.



12.4.6.1 Einstellungen durch zweite Eingabe bestätigen

Es ist ratsam, die analogen Ausgangskanäle des Funktionsblocks OOSPPAM mit deminternen Störschreiber (und insbesondere mit dem Funktionsblock A4RADR) zuverbinden, um die Tests besser analysieren zu können.

Wenn sich das Gerät im Testmodus befindet, wird die Aufzeichnung der Störungenüber die folgende Einstellung aktiviert: Hauptmenü/Einstellungen/Geräteeinstellungen/Überwachung/Stördatenaufzeichnung/Stördatenaufzeichnung/DRPRDRE:1:, und setzen Sie den Parameter OpModeTestauf Ein.

1. Überprüfen Sie die Anwendungskonfiguration: Stellen Sie sicher, dass dieSpannungs- und Stromkanäle der Hardware des Gerätes einwandfrei mit denSMAI-Funktionsblöcken verbunden sind und dass die korrekten analogenAusgänge von SMAI mit den analogen Eingängen des FunktionsblocksOOSPPAM verbunden sind.

2. Verbinden Sie dreiphasige Spannungskanäle der Prüfeinrichtung mit denentsprechenden Klemmen des Geräts.

3. Verbinden Sie dreiphasige Spannungskanäle der Prüfeinrichtung mit denentsprechenden Klemmen des Geräts.

4. Verbinden Sie den entsprechenden Auslöseausgang des Geräts mit demEingangskanal der Prüfeinrichtung, die die Auslösung überwacht.

5. Wechseln Sie zu Hauptmenü/Einstellungen/Geräteeinstellungen/Impedanzschutz/OutOfStep(78,Ucos)/OOSPPAM(78,Ucos):1 und stellenSie sicher, dass die Funktion aktiviert ist, d. h. Operation auf Ein gesetzt ist.

12.4.7 Test des Punktes RE (RFwdR, XFwdX)

12.4.7.1 Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet nicht dieLinsencharakteristik.

Vorbereitender Dauerbelastungstest bei 50 Hz

• Wechseln Sie zu Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Impedanzschutz/OutOfStep(78,Ucos)/OOSPPAM(78,Ucos):1/Ausgänge, um die verfügbarenServicewerte des Funktionsblocks OOSPPAM zu überprüfen.

• Wenden Sie die folgenden dreiphasigen symmetrischen Größen an (derPhasenwinkel bezieht sich auf den Leiter L1):

V VV

VV

ts t FwdZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 119310 1

13 895 1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°


Frequenz von Vts = 50 Hz



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .


∠I50 s=0°Frequenz von I50 s = 50 Hz

It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.


∠Itfs=0°Frequenz von Itfs = 50 Hz

• Achten Sie darauf, dass die Servicewerte (SPANNUNG, STROM, R(%), X(%))auf die eingespeisten Mengen abgestimmt sind und dass ROTORWINKEL nahe0 rad liegt.Für diese Einspeisung lauten die Servicewerte:• SPANNUNG = 13,12 kV• STROM = 20918 A• R = 9,01 %• X = 65,27 %• ROTORWINKEL = 0,04 rad

Diese Werte identifizieren einen Punkt außerhalb der Linsencharakteristik, auchwenn sie nahe dem Punkt RE liegen. Weder START noch AUSLÖSUNG werdenausgegeben.

Ausführung des DynamiktestsDer Test kann unter Verwendung von zwei Zuständen eines Sequenz-Tools, das zurGrundausstattung von Prüfeinrichtungen gehört, durchgeführt werden.

• Zustand 1: Vorabtestbedingung.Es werden eine konstante Spannung und ein konstanter Strom angewendet, umeine gleich bleibend hohe Impedanz zu erhalten. Dies ist ein Punkt in der EbeneR-X, der von der Linsencharakteristik weit entfernt liegt. Definieren Sie diefolgenden dreiphasigen symmetrischen Größen (der Phasenwinkel bezieht sichauf den Leiter L1):

V VV

VV

ts t FwdZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 119310 1

13 895 1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°


Frequenz von Vts = 50 HzI50 s=0 A



Itfs=0 A

• Zustand 2: Schritt für den Haupttest.Definieren Sie die folgenden dreiphasigen symmetrischen Größen (derPhasenwinkel bezieht sich auf den Leiter L1):

V VV

VV

ts t FwdZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 119310 1

13 895 1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .


∠I50 s = 0ºFrequenz von I50 s = 50 Hz

It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.


∠Itfs = 180ºFrequenz von Itfs = 49,5 Hz Erwartetes Ergebnis: Die Schutzfunktion gibt kein Anrege- oder Auslösesignalaus.

12.4.7.2 Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet die Linsencharakteristikin Zone 2




V VV

VV

ts t FwdZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 119310 1

13 877 81. .

.

..

,

,

,




∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.


∠Itfs = 0ºFrequenz von Itf = 50 Hz

• Achten Sie darauf, dass die Servicewerte (SPANNUNG, STROM, R(%), X(%))auf die eingespeisten Mengen abgestimmt sind und dass ROTORWINKEL nahe3,14 rad liegt. Für diese Einspeisung lauten die Servicewerte:• SPANNUNG = 10,74 kV• STROM = 20918 A• R = 7,37 %• X = 53,40 %• ROTORWINKEL = -3,09 rad

Diese Werte identifizieren einen Punkt innerhalb der Linsencharakteristik in derZone 2, der nahe dem Punkt RE liegt. Der START wird ausgegeben, es erfolgtjedoch keine AUSLÖSUNG.


• Zustand 1: Vorabtestbedingung.Es werden eine konstante Spannung und ein konstanter Strom angewendet, umeine gleich bleibend hohe Impedanz zu erhalten, d. h., einen Punkt in der EbeneR-X, der von der Linsencharakteristik weit entfernt liegt. Definieren Sie diefolgenden dreiphasigen symmetrischen Größen (der Phasenwinkel bezieht sichauf den Leiter L1):

V VV

VV

ts t FwdZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 119310 1

13 877 81. .

.

..

,

,

,




∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°


Frequenz von Vts = 50 HzI50 s = 0 AItfs = 0 A


V VV

VV

ts t FwdZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 119310 1

13 877 81. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.


∠Itfs = 180ºFrequenz von Itfs = 49,5 Hz

Erwartetes Ergebnis: Starten der Schutzfunktion und Auslösung in Zone 2, wenn dieAuslösebedingungen erfüllt sind.



12.4.8 Test der Grenze zwischen Zone 1 und Zone 2, die über denParameter ReachZ1 definiert wird





V VV

VV

ts t RZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 14350 1

13 811 44

1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.


∠Itfs = 0ºFrequenz von Itfs = 50 Hz




Diese Werte identifizieren einen Punkt innerhalb der Linsencharakteristik in der Zone2, d. h. nahe der Grenze zwischen Zone 1 und Zone 2. Der START wird ausgegeben,es erfolgt jedoch keine AUSLÖSUNG.


• Zustand 1: Vorabtestbedingung.Es werden eine konstante Spannung und ein konstanter Strom angewendet, umeine gleichbleibend hohe Impedanz zu erhalten, d. h., einen Punkt in der Ebene R-X, der von der Linsencharakteristik weit entfernt liegt. Definieren Sie diefolgenden dreiphasigen symmetrischen Größen (der Phasenwinkel bezieht sichauf den Leiter L1):

V VV

VV

ts t RZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 14350 1

13 811 44

1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°


Frequenz von Vt= 50 Hz.I50 s = 0 AItfs = 0 A


V VV

VV

ts t RZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 14350 1

13 811 44

1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°


Frequenz von Vt = 50 Hz

I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.




∠Itfs = 180ºFrequenz von Itfs = 49,5 Hz Erwartetes Ergebnis: Starten der Schutzfunktion und Auslösung in Zone 2, wenndie Auslösebedingungen erfüllt sind.





V VV

VV

ts t RZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 14350 1

13 89 36

1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.






Diese Werte identifizieren einen Punkt innerhalb der Linsencharakteristik in derZone 1, d. h. nahe der Grenze zwischen Zone 1 und Zone 2. Der START wirdausgegeben, es erfolgt jedoch keine AUSLÖSUNG.



V VV

VV

ts t RZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 14350 1

13 89 36

1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°




V VV

VV

ts t RZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 14350 1

13 89 36

1. .

.

..

,

,

,


∠ =

=

=V

ForwardX

ForwardRts

arctan arctan.

.

59 33

8 1982..14°



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.





12.4.9 Test des Punktes SE (RRvsR, XRvsX)





V VV

VV

ts t RvsZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 58990 1

13 838 47. .

.

..

,

,

,


29.60arctan 180 arctan 180 90.56

0.29ts

ReverseXV

ReverseRÐ = - ° = - ° = - °æ ö æ ö

ç ÷ ç ÷è ø è ø



I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.



• Achten Sie darauf, dass die Servicewerte (SPANNUNG, STROM, R(%), X(%))auf die eingespeisten Mengen abgestimmt sind und dass ROTORWINKEL nahe3,14 rad liegt. Für diese Einspeisung lauten die Servicewerte:



• SPANNUNG = 5,31 kV• STROM = 20918 A• R = -0,26 %• X = -26,65 %• ROTORWINKEL = -3,06 rad

Diese Werte identifizieren einen Punkt innerhalb der Linsencharakteristik in derZone 1, der nahe dem Punkt SE liegt. Der START wird ausgegeben, es erfolgtjedoch keine AUSLÖSUNG.



V VV

VV

ts t RvsZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 58990 1

13 838 47. .

.

..

,

,

,


29.60arctan 180 arctan 180 90.56

0.29ts

ReverseXV

ReverseRÐ = - ° = - ° = - °æ ö æ ö





V VV

VV

ts t RvsZ

VT s

VT p

= × × = × × =0 9 0 9 58990 1

13 838 47. .

.

..

,

,

,


29.60arctan 180 arctan 180 90.56

0.29ts

ReverseXV

ReverseRÐ = - ° = - ° = - °æ ö æ ö




I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .





It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.



12.4.9.2 Die Bewegungsbahn der Impedanz schneidet nicht dieLinsencharakteristik




V VV

VV

ts t RvsZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 58990 1

13 847 02. .

.

..

,

,

,


29.60arctan 180 arctan 180 90.56

0.29ts

ReverseXV

ReverseRÐ = - ° = - ° = - °æ ö æ ö




I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.





• Achten Sie darauf, dass die Servicewerte (SPANNUNG, STROM, R(%), X(%))auf die eingespeisten Mengen abgestimmt sind und dass ROTORWINKEL nahe0 rad liegt. Für diese Einspeisung lauten die Servicewerte:• SPANNUNG = 6,49 kV• STROM = 20918 A• R = -0,32 %• X = -32,57 %• ROTORWINKEL = 0,08 rad

Diese Werte identifizieren einen Punkt außerhalb der Linsencharakteristik, auchwenn sie nahe dem Punkt SE liegen. Weder START noch AUSLÖSUNG werdenausgegeben.


• Zustand 1: Vorabtestbedingung.Es werden eine konstante Spannung und ein konstanter Strom angewendet, umeine gleich bleibend hohe Impedanz zu erhalten, d. h., einen Punkt in der EbeneR-X, der von der Linsencharakteristik weit entfernt liegt. Definieren Sie diefolgenden dreiphasigen symmetrischen Größen (der Phasenwinkel bezieht sichauf den Leiter L1):

V VV

VV

ts t RvsZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 58990 1

13 847 02. .

.

..

,

,

,


29.60arctan 180 arctan 180 90.56

0.29ts

ReverseXV

ReverseRÐ = - ° = - ° = - °æ ö æ ö





V VV

VV

ts t RvsZ

VT s

VT p

= × × = × × =1 1 1 1 58990 1

13 847 02. .

.

..

,

,

,


29.60arctan 180 arctan 180 90.56

0.29ts

ReverseXV

ReverseRÐ = - ° = - ° = - °æ ö æ ö






I II

IA

s

CTs

CTp

50 5010459

1

90001 162= × = × = .



It II

IA

fs

CTs

CTp

tf= × = × =104591

90001 162.


∠Itfs = 180ºFrequenz von Itfs = 50,5 Hz Erwartetes Ergebnis: Die Schutzfunktion gibt kein Anrege- oder Auslösesignalaus.

Nach jedem Test können die relevanten Störschriebe heruntergeladen und untersuchtwerden.

=IEC10000142=1=de=Or

iginal.vsd

0

1

2COMMON TRIP COMMAND (trip)

-1

0

1TRIPZ1 (tripZone1)

0

1

2TRIPZ2 (tripZone2)

0

1

2START (start)

0

1

2GENMODE (generatorMode)

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5-1

0

1

time in seconds

MOTMODE (motorMode)

ALLGEMEINER AUSLÖSEBEFEHL (trip)

Zeit in Sekunden

IEC10000142 V1 DE

Abb. 38: Boolesche Ausgangssignale für den eingespeisten Strom mit zweiKomponenten: einer 50-Hz-Komponente und einer 49,5-Hz-Stromkomponente



12.4.10 Untererregungsschutz LEXPDIS



Der Test wird durch Speisen von 3-Phasenstrom und 3-Phasenspannung von einemmodernen Testgerät durchgeführt. Das Testgerät muss fähig sein, Spannung undStrom entsprechend der eingestellten aktuellen Impedanz auszugeben.

1. Das Gerät mit Strom und Spannung entsprechend der Scheinimpedanzversorgen: Test Nr. 1 ist in Abbildung 39 dargestellt. Die Werte der analogenAusgänge für R und X messen und prüfen, ob diese Messwerte der eingespeistenImpedanz entsprechen. Es dürfen keine Anrege- oder Auslösesignale aktiviertsein.

2. Das Gerät mit Strom und Spannung entsprechend der Scheinimpedanzversorgen: Test Nr. 2 ist in Abbildung 39 dargestellt. Die Werte der analogenAusgänge für R und X messen und prüfen, ob diese Messwerte der eingespeistenImpedanz entsprechen. Es dürfen keine Anrege- oder Auslösesignale aktiviertsein.

3. Das Gerät mit Strom und Spannung entsprechend der Scheinimpedanzversorgen: Test Nr. 3 ist in Abbildung 39 dargestellt. Die Werte der analogenAusgänge für R und X messen und prüfen, ob diese Messwerte der eingespeistenImpedanz entsprechen. Die Signale START und STZ2 müssenverzögerungsfrei aktiviert werden, und die Signale TRIP und TRZ2 müssennach der eingestellten Verzögerung tZ2 aktiviert werden.

4. Die Stromeinspeisung ausschalten. Die Funktion sollte sich zurücksetzen. DenStrom mit den Werten gemäß Test Nr. 3 einschalten und die Zeitdauer bis zurAktivierung von Signal TRZ2 messen. Diese Zeitdauer ist mit tZ2 zuvergleichen.

5. Das Gerät mit Strom und Spannung entsprechend der Scheinimpedanzversorgen: Test Nr. 4 ist in Abbildung 39 dargestellt. Die Werte der analogenAusgänge für R und X messen und prüfen, ob diese Messwerte der eingespeistenImpedanz entsprechen. Die Signale START, STZ2 und STZ1 müssenverzögerungsfrei aktiviert werden, und die Signale TRIP, TRZ2 und TRZ1müssen nach den eingestellten Zeitverzögerungen aktiviert werden.

6. Die Stromeinspeisung ausschalten. Die Funktion sollte sich zurücksetzen. DenStrom mit den Werten gemäß Test Nr. 4 einschalten und die Zeit bis zurAktivierung von Signal TRZ2 messen. Diese Zeitdauer ist mit tZ1 zuvergleichen.




R

X

Untererregungsschutz Stabilisierungsbereich

Z1, schnelle Zone

Z2, langsame Zone

Test Nr. 1Test Nr. 2

Test Nr. 3

Test Nr. 4

IEC06000513 V2 DE

Abb. 39: Testen von Strom und Spannung entsprechend derScheinimpedanz



12.4.11 Unterimpedanzschutz für Generator ZGVPDIS

Zur Überprüfung der Einstellungen ist das Gerät vorzubereiten.

Werte der logischen Signale für ZGVPDIS sind in der lokalen HMI verfügbar.Menüpfad: Hauptmenü/Tests/Funktionsstatus/Impedanz/ZGVPDIS (21G, Z<)/1:ZGVPDIS:ZGVPDIS. Die Signalüberwachung im PCM600 zeigt dieselbenSignale an, die in der lokalen HMI vorhanden sind.




DistanzschutzzonenHalten Sie bei der Messung der Auslösecharakteristiken den Strom konstant. StellenSie den Messstrom so nah wie möglich am Bemessungswert oder geringer ein.Vergewissern Sie sich, dass er 30 % höher liegt als der Bemessungsstrom.

Wenn die Messung der Auslösecharakteristiken unter konstantenSpannungsbedingungen stattfindet, dann sollten Sie sicherstellen, dass der maximalekontinuierliche Strom in einem Gerät das Vierfache seines Bemessungswerts nichtübersteigt.

Zur Verifizierung der Mho-Charakteristik von Zone 1 müssen mindestens zweiPunkte geprüft werden.

P1

P3

P4

X

R

LineAngle

Z1Fwd

Z1Rev

P2

IEC11000312-2-en.vsdIEC11000312 V2 DE

Abb. 40: Vier vorgeschlagene Prüfpunkte für Leiter-Leiter-Fehler

Dabei gilt:

Z1Fwd ist die vorwärts gerichtete Mitsystem-Impedanzeinstellung für Zone 1

Z1Rev ist die rückwärts gerichtete Mitsystem-Impedanzeinstellung für Zone 1

LineAngle ist der Impedanzwinkel für Leiter-Leiter-Fehler in Grad



Prüfpunkte X RP1 Z1Fwd · sin(LineAngle) Z1Fwd · cos(LineAngle)

P2 ((Z1Fwd -Z1Rev / 2) · sin(LineAngle)) Z1Fwd / 2 · (1 + cos(LineAngle) + Z1Rev /2 · (1 – cos(LineAngle))

P3 ((Z1Fwd -Z1Rev / 2) · sin(LineAngle)) -Z1Fwd / 2 · (1 – cos(LineAngle) + Z1Rev /2 · (1 + cos(LineAngle))

P4 -Z1Rev · sinLineAngle -Z1Rev · cos(LineAngle)

Um die Impedanzen an den Prüfpunkten P1, P2, P3 und P4 zu erreichen, ändern Siedie Größe und den Winkel der Leiter-Leiter-Spannung. Beobachten Sie, ob dieAusgangssignale START und STZ1 jedes Prüfpunkts aktiviert werden, wenn x sichauf den aktuell geprüften Leiter bezieht. Nach dem Verstreichen der Auslösungs-Verzögerungszeit für Zone 1 sollten die Signale TRIP und TRZ1 aktiviert sein.

Zur Verifizierung der Mho-Charakteristik von Zone 2 und Zone 3 müssen mindestenszwei Punkte geprüft werden.

P1

P3

P4

X

R

LineAngle

ZxFwd

ZxRev

P2

IEC11000313-1-en.vsdIEC11000313 V2 DE

Abb. 41: Vier vorgeschlagene Prüfpunkte für Leiter-Erde-Fehler

Dabei gilt:

ZxFwd entspricht der vorwärtsgerichteten Mitsystem-Impedanzeinstellung für Zone x(hierbei entspricht x je nach ausgewählter Zone entweder 2 oder 3)

ZxRev entspricht der rückwärtsgerichteten Mitsystem-Impedanzeinstellung für Zone x(hierbei entspricht x je nach ausgewählter Zone entweder 2 oder 3)

LineAngle ist der Impedanzwinkel für Leiter-Leiter-Fehler in Grad



Prüfpunkte X RP1 ZxFwd · sin(LineAngle) ZxFwd · cos(LineAngle)

P2 ((ZxFwd -ZxRev / 2) · sin(LineAngle)) ZxFwd / 2 · (1 + cos(LineAngle) + ZxRev/2· (1 – cos(LineAngle))

P3 ((ZxFwd -ZxRev / 2) · sin(LineAngle)) -ZxFwd / 2 · (1 – cos(LineAngle) + ZxRev /2 · (1 + cos(LineAngle))

P4 -ZxRev · sin(LineAngle) -ZxRev · cos(LineAngle)

Um die Impedanzen an den Prüfpunkten P1, P2, P3 und P4 zu erreichen, ändern Siedie Größe und den Winkel der Leiter-Leiter-Spannung. Beobachten Sie, ob dieAusgangssignale START und STZx jedes Prüfpunkts aktiviert werden (hierbeientspricht x je nach ausgewählter Zone entweder 2 oder 3). Nach dem Verstreichender Auslösungs-Verzögerungszeit für die jeweilige Zone sollten die Signale TRIP undTRZx aktiviert sein (hierbei entspricht x je nach ausgewählter Zone entweder 2 oder3).

LastaussparungDie Lastaussparung arbeitet nach den gleichen Messprinzipien wie dieImpedanzmesszonen. Deshalb müssen bei der Durchführung derSekundäreinspeisungstests die gleichen Grundsätze wie beim Distanzschutz befolgtwerden. Messen Sie die Auslösecharakteristik bei konstanten Strombedingungen.Halten Sie den eingespeisten Strom so nahe wie möglich am Bemessungswert seineszugehörigen Eingangstransformators oder geringer. Stellen Sie jedoch sicher, dass ermehr als 30 % des Bemessungsstroms liegt. Achten Sie darauf, dass der maximaleDauerstrom des Geräts nicht das Vierfache seines Bemessungwertes überschreitet,wenn die Messung der Auslösecharakteristik bei konstanter Spannung erfolgt.

Messung der Auslösegrenzen der eingestellten Werte für dieLastaussparungsfunktion

Die Lastaussparung verfügt über keinen speziellen Ausgang, der verifiziert werdenmüsste. Sie kann nur über die Distanzausgänge START und TRIP verifiziert werden.

Schritte zum Testen der Lastaussparung:

1. Mindestens zwei Sekunden lang störungsfreie Bedingungen am Gerät anlegen.2. Den Fehlerzustand verursachen und die eingespeiste Impedanz langsam senken,

um den Auslösewert der Leiter-Erde- und Leiter-Leiter-Schleifen zu ermitteln.

UnterspannungsverriegelungDie Unterspannungsverriegelung kann eingestellt werden, indem Sie die AusgängeTRUV und STUV verwenden.

Schritte zum Einstellen der Logik:

1. Sorgen Sie dafür, dass der Strom und die Spannung sich in einem normalen undausgeglichenen Zustand befinden.

2. Lassen Sie den Leiterstrom auf dem Bemessungswert, verringern Sie langsam dieSpannung in der entsprechenden Zone, bis sie in die entsprechende Mho-



Charakteristik der Zone eintritt und unter dem eingestellten Wert derUnterspannungs-Verriegelungslogik liegt.

3. Verringern Sie die Größe des Stroms vor Ablauf der Auslösezeitverzögerung inder entsprechenden Zone so weit, dass die Auslöseimpedanz aus der Mho-Charakteristik auftritt.

4. Die Unterspannungsverriegelung sollte ein START- und TRIP-Signal ausgeben,nachdem die Auslösezeitverzögerung für die Unterspannungslogik eingestelltwurde.


Fahren Sie mit dem Testen weiterer Funktionen fort oder beenden Sie den Test, indemSie den Parameter Testmodus auf Aus einstellen. Menüpfad: Hauptmenü/Tests/Gerätetestmodus/1:. TESTMODE.Fahren Sie mit dem Testen weiterer Funktionenfort oder beenden Sie den Test, indem Sie den Parameter Testmodus auf Deaktivierteinstellen. Menüpfad: Hauptmenü/Tests/Gerätetestmodus/1:. Wenn eine andereFunktion getestet wird, dann stellen Sie den Parameter Blockiert für die Funktion oderfür jede einzelne Funktion in einer Reihe, die als nächstes getestet werden soll aufNein. Menüpfad: Hauptmenü/Tests/Funktionstestmodi/Impedanz/ZGVPDIS/1:ZGVPDIS . Denken Sie daran, den Parameter Blockiert für jede überprüfteEinzelfunktion auf Ja zu setzen.

12.4.12 Rotor-Erdfehlerschutz mit RXTTE4 und allgemeiner Strom-und Spannungsschutz CVGAPC

Bereiten Sie das IED zur Überprüfung der Einstellungen wie in diesem Kapitel unterAbschnitt "Anforderungen" und Abschnitt "Vorbereitung zur Prüfung" beschrieben,vor.

12.4.12.1 Testen

Die Schutzfunktion speist eine Wechselspannung in den Stromkreis desGeneratorfeldkreises ein. Die COMBIFLEX-SpannungseinspeisungseinheitRXTTE4 mit der Bestellnummer 1MRK 002 108-AB enthält einenSpannungswandler mit Primärwicklung für den Anschluss an eineVersorgungsspannung mit 120 V oder 230 V und 50 Hz oder 60 Hz. Von derSekundärwicklung dieses internen Spannungswandlers werden etwa 40 VWechselspannung über Reihenkondensatoren und Widerstände in den Stromkreis desLäufers eingespeist. Die eingespeiste Spannung wird an einen Spannungseingang desREG670-Geräts eingespeist. Der bei der Einspeisung erzeugte Strom wird über einenStromwandler, der den Strom um das zehnfache verstärkt, wie in Abbildung 42dargestellt, in einen Stromeingang des REG670-Geräts geleitet.



en 06000498. vsd

REG 670RXTTE 4

I

U

230 V AC

120 V AC

0

G

313

314

315

421

428

324325

221 222

Optionaler externer Widerstand

Generatorrotorflügel

Verbindung durch Konsolenbauer

IEC06000498 V1 DE

Abb. 42: Zehnfache Verstärkung des Stroms über einen Stromwandler

Der in den Schritten 1 bis 6 beschriebene Test kann bei Stillstandsituationen mit demGenerator erfolgen.

Vorgehensweise

1. Der Test muss mit einem Schalter ausgestattet werden, der zwischen demAusgang des RXTTE4 (221) und der Stationserdung angeschlossen ist.Zunächst ist der Schalter offen.

2. Zuerst wird der 120 (230) V-Eingang an RXTTE4 getrennt. Dadurch sollte einSignal vom REG670 ausgehen, dass die Einspeisespannung gering ist.

3. Den 120 (230) V Eingang wieder verbinden und prüfen, ob das niedrigeSpannungssignal zurückgesetzt wird.



4. Schalter zur Stationserdung schließen und prüfen, ob die Auslösung vomLäufererdungsfehler nach der eingestellten Zeitverzögerung ausgegebenwerden.

5. Schalter zur Stationserdung öffnen und prüfen, ob das Auslösesignal sofortzurückgesetzt wird.

6. Schließen Sie einen regulierbaren Widerstand im Feldkreis an (221 anRXTTE4). Senken Sie den Widerstand von einem hohen Wert ausgehend, bisdie Funktion auslöst und prüfen Sie den überwachten Wert ICOSFI.Wenn der Generator gestartet ist, müssen der Betriebswert derSpeisungsspannung und des Speisungsstromes geprüft werden, so dass keinRisiko für eine unerwünschte Auslösung aufgrund zu hoher ermittelterStromkapazität besteht.



12.5 Stromschutz

12.5.1 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz mit dreipoligemAusgang PHPIOC


Zur Verifizierung der Einstellungen sollte die folgende Fehlerart geprüft werden:

• Fehler Leiter-Erde

Stellen Sie sicher, dass der maximale Dauerstrom, der von der für die Prüfung desGerätes benutzten Quelle geliefert wird, nicht das Vierfache des Nennstromwertesdes Geräts überschreitet.

12.5.1.1 Messen der Auslösegrenze von Einstellwerten

1. Einen Prüfstrom mit einem Ausgangswert unterhalb des Einstellwerts in dasGerät einspeisen.

2. Den Betriebsmodus auf 1 von 3 einstellen.3. Erhöhen Sie den eingespeisten Prüfstrom in der Ln-Phase, bis das TRL (n=1-3)-

Signal erscheint.4. Schalten Sie den Prüfstrom ab.



Achtung: Die maximal zulässige Überlastung der Stromkreiseim Gerät darf nicht überschritten werden.

5. Vergleichen Sie den gemessenen Auslösestrom mit dem eingestellten Wert.6. Betriebsmodus auf 2 von 3 einstellen und Strom in einen der Leiter einspeisen.

Prüfung - Keine Auslösung.



12.5.2 Vierstufiger Leiter-Überstromschutz, dreipoliger AusgangOC4PTOC



1. Prüfeinrichtung für den Überlagerungsstrom an den Leitern des Gerätesanschließen.Wenn für das Freischalten oder Sperren einer der vier verfügbarenÜberstromstufen eine Konfigurationslogik vorhanden ist, dann achten Siedarauf, dass die zu prüfende Stufe - wie zum Beispiel der Endfehlerschutz -aktiviert ist.Wenn einer der drei Ströme für den Betrieb ausgewählt ist: DenÜberlagerungsstrom an Leiter L1 und Neutral anschließen.Wenn zwei der drei Ströme für den Betrieb ausgewählt sind: DenÜberlagerungsstrom in Leiter L1 und aus Leiter L2 anschließen.Wenn drei der drei Ströme für den Betrieb ausgewählt sind: Schließen Sie densymmetrischen dreiphasigen Überlagerungsstrom an die Leiter L1, L2 und L3an.

2. Verbinden Sie das Prüfgerät für die betreffende Einspeisung der dreiphasigenSpannung an die Geräte-Phasen L1, L2 und L3 an. Der Schutz muss mit einersymmetrischen dreiphasigen Spannung gespeist werden.

3. Stellen Sie die eingespeiste Polarisierungsspannung ein wenig höher als dieeingestellte minimale Polarisierungsspannung (die Grundeinstellung beträgt5 % von UBase) und den Überlagerungsstrom so ein, dass er der betreffendenSpannung in einen Winkel von zirka about 80° nacheilt, wenn die vorwärtsgerichtete Funktion ausgewählt ist.Wenn einer der drei Ströme für den Betrieb ausgewählt ist: DerSpannungswinkel von Leiter L1 ist der Bezug.



Wenn zwei der drei Ströme für den Betrieb ausgewählt sind: DerSpannungswinkel von Leiter L1 – der Spannungswinkel von L2 ist der Bezug.Wenn drei der drei Ströme für den Betrieb ausgewählt sind: DerSpannungswinkel von Leiter L1 ist der Bezug.Ist die rückwärts gerichtete Funktion ausgewählt, stellen Sie denÜberlagerungsstrom so ein, dass er der Polarisierungsspannung in einem 260°(ist gleich 80° + 180°)-Winkel nacheilt.

4. Erhöhen Sie den eingespeisten Strom und notieren Sie sich den Betriebswert dergeprüften Funktionsstufe.

5. Verringern Sie den Strom langsam und notieren Sie sich den Rückfallwert.6. Wenn die Prüfung durch Einspeisen von Strom in die Leiter L1 durchgeführt

wurde, wiederholen Sie sie, wenn Strom in die Leiter L2 und L3 eingespeist wirdund eine Polarisierungsspannung an die Leiter L2 bzw. L3 angeschlossen ist(einer der drei Ströme für den Betrieb).

7. Wenn die Prüfung durch Einspeisung von Strom in die Leiter L1 - L2durchgeführt wurde, wiederholen Sie sie beim Einspeisen von Strom in dieLeiter L2 - L3 und L3 - L1 mit geeigneten Phasenwinkeln der eingespeistenStröme.

8. Blockieren Sie beim Prüfen von niedriger eingestellten Stufen die höhereingestellten entsprechend der nachstehenden Vorgehensweise.

9. Verbinden Sie einen Auslöseausgangskontakt mit einem Zeitglied.10. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 200 % des Betriebswertes der geprüften

Stufe, schalten Sie den Strom zu und kontrollieren Sie die Zeitverzögerung.Überprüfen Sie bei inversen Zeitkurven die Auslösezeit bei einem Strom, der110 % des Auslösestroms für txMin entspricht.

11. Kontrollieren Sie, ob alle Auslöse- und Anregungskontakte gemäß derKonfiguration (Signalmatrix) funktionieren.

12. Kehren Sie die Richtung des eingespeisten Stromes um und vergewissern Siesich, dass der Schutz nicht arbeitet.

13. Wenn zwei von drei oder drei von drei Strömen für den Betrieb ausgewählt sind:Kontrollieren Sie, ob die Funktion inaktiv bleibt, wenn Strom nur in einemLeiter anliegt.

14. Wiederholen Sie die oben beschriebenen Tests bei den höher eingestelltenStufen.

15. Überprüfen Sie abschließend, ob die Anregungs-- und Auslösedaten imEreignis-Menü gespeichert sind.

Die Prüfung der ungerichteten Leiter-Überstromfunktionerfolgt sinngemäß, jedoch ohne polarisierende Spannunganzulegen.





12.5.3 Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC


Zur Verifizierung der Einstellungen sollte die folgende Fehlerart geprüft werden:

• Fehler Leiter-Erde

Stellen Sie sicher, dass der maximale Dauerstrom, der von der für die Prüfung desGerätes benutzten Quelle geliefert wird, nicht das Vierfache des Nennstromwertesdes Geräts überschreitet.

12.5.3.1 Messen der Auslösegrenze von Einstellwerten

1. Einen Prüfstrom mit einem Ausgangswert unterhalb des Einstellwerts in dasGerät einspeisen.

2. Erhöhen Sie den eingespeisten Prüfstrom in dem Leiter Ln- bzw. demNeutralleiter (summierter Stromeingang) so lange, bis das TRIP-Signalerscheint.

3. Den Prüfstrom ausschalten.Achten Sie darauf, dass die maximal zulässige Überlastung der Stromkreise imGerät nicht überschritten wird.

4. Vergleichen Sie den gemessenen Auslösestrom mit dem eingestellten Wert.



12.5.4 Vierstufiger Erdfehlerschutz, Null-/GegensystemrichtungEF4PTOC


12.5.4.1 Vierstufiger gerichteter Erdfehlerschutz

1. Prüfeinrichtung für das Einspeisen von einphasigem Strom an dieentsprechenden Geräte-Klemmen anschließen.



Eingespeisten Strom an die Klemmen L1 und an den Neutralleiter anschließen.2. Vorgegebene Spannung so einstellen, dass sie geringfügig größer als die

erforderliche Spannung zur Richtungserfassung ist (standardmäßig 5 % von Ur).Der Einspeisungsstrom für die Vorwärtsrichtung wird so eingestellt, dass er derjeweiligen Spannung um den eingestellten Referenzwinkel (AngleRCA)nacheilt.Ist die rückwärts gerichtete Funktion ausgewählt, stellen Sie denÜberlagerungsstrom so ein, dass er der Polarisierungsspannung in einem RCA+ 180° gleichen Winkel nacheilt.

3. Erhöhen Sie den eingespeisten Strom und notieren Sie sich den Wert, bei demdie untersuchte Stufe der Funktion arbeitet.

4. Verringern Sie den Strom langsam und notieren Sie sich den Rückfallwert.5. Wenn die Prüfung durch Einspeisung von Strom in Leiter L1 erfolgt ist, die

Prüfung durch Einspeisung von Strom an Klemme L2 und L3 bei einerPolarisationsspannung an den Leitern L2 bzw. L3 wiederholen.

6. Blockieren Sie beim Prüfen von höher eingestellten Stufen die niedrigereingestellten gemäß den nachstehenden Weisungen.

7. Verbinden Sie einen Auslöseausgangskontakt mit einem Zeitglied.8. Den eingespeisten Strom auf 200 % des Betriebswertes der geprüften Stufe

einstellen, den Strom zuschalten und die Zeitverzögerung kontrollieren.Für stromabhängige Verzögerungskurven die Ansprechzeit bei einem Stromvon 110 % des Ansprechstroms für txMin überprüfen.

9. Sicherstellen, ob alle Auslöse- und Start-Kontakte gemäß derKonfigurationslogik (Signalmatrix) funktionieren.

10. Kehren Sie die Richtung des eingespeisten Stromes um und vergewissern Siesich, dass die Stufe nicht arbeitet.

11. Überprüfen Sie, dass der Schutz nicht arbeitet, wenn diePolarisierungsspannung gleich Null ist.

12. Die oben beschriebenen Prüfungen bei den höher eingestellten Stufenwiederholen.

13. Überprüfen Sie abschließend, ob die Anregungs- und Auslösedaten im Ereignis-Menü gespeichert sind.

12.5.4.2 Vierstufiger ungerichteter Erdfehlerschutz

1. Gehen Sie wie unter "Vierstufiger gerichteter Erdfehlerschutz" beschrieben vor,jedoch ohne polarisierende Spannung anzulegen.





12.5.5 Vierstufiger Gegensystem-Überstromrichtungsschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät in diesem Kapitel unter Abschnitt"Anforderungen" und Abschnitt "Vorbereitung zur Prüfung" beschrieben vorbereitet.

Wenn abhängige Zeit-Überstromcharakteristik gewählt ist, ist dieVerzögerung der Stufe gleich der Summe von abhängigerZeitverzögerung und eingestellter unabhängiger Zeitverzögerung.Daher muss die unabhängige Zeitverzögerung für die Stufe auf Nulleingestellt werden, wenn nur die abhängige Zeitverzögerung benötigtwird.

Vorgehensweise

1. Prüfeinrichtung zum Einspeisen dreiphasiger Strömen und Spannungen an denentsprechenden Strom- und Spannungswandlerklemmen des Gerätsanschließen.

2. Speisen Sie reinen Gegensystemstrom ein, d. h. Leiterströme mit dem exaktgleichen Pegel, rückwärts gerichtet und um exakt 120° phasenverschoben in dasGerät ein. Der Anfangswert liegt dabei unter dem Anregepegel desGegensystemstroms. Es sollten keine Ausgangssignale aktiviert werden. PrüfenSie in den Servicewerten der Funktion NS4PTOC, dass die Grüße von I2 von derFunktion korrekt gemessen wird.

3. Die eingespeiste Gegensystem-Polarisierungsspannung geringfügig größereinstellen als die mindestens erforderliche Polarisierungsspannung(Standardmäßig 5 % von Ub). Den eingespeisten Strom so einstellen, dass er derSpannung um den eingestellten Winkel (180° - AngleRCA) nacheilt, wenn dievorwärtsgerichtete Funktion ausgewählt ist.Wenn die rückwärts gerichtete Funktion ausgewählt wird, dann ist dereingespeiste Strom so einzustellen, dass er der Polarisierungsspannung in einemWinkel gleich RCA nacheilt.

4. Erhöhen Sie den eingespeisten Strom und notieren Sie sich den Wert, bei demdie untersuchte Stufe der Funktion arbeitet.

5. Verringern Sie den Strom langsam und notieren Sie sich den Rückfallwert.6. Blockieren Sie beim Prüfen von höher eingestellten Stufen die niedriger

eingestellten gemäß den nachstehenden Weisungen.7. Verbinden Sie einen Auslöse-Ausgangskontakt mit einem Zeitglied.8. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 200% des Betriebswertes der geprüften

Stufe, schalten Sie den Strom zu und kontrollieren Sie die Zeitverzögerung.Überprüfen Sie bei inversen Zeitkurven die Auslösezeit bei einem Strom, der110 % des Auslösestroms für txmin entspricht.

9. Kontrollieren Sie, ob alle Auslöse- und Anregekontakte gemäß derKonfiguration (Signalmatrix) funktionieren.

10. Kehren Sie die Richtung des eingespeisten Stromes um und vergewissern Siesich, dass die Stufe nicht arbeitet.



11. Überprüfen Sie, dass der Schutz nicht arbeitet, wenn diePolarisierungsspannung gleich Null ist.

12. Wiederholen Sie die oben beschriebenen Tests bei den höher eingestelltenStufen.

13. Prüfen Sie abschließend, ob die Anrege- und Auslöseinformationen imEreignismenü gespeichert wurden.



12.5.6 Empfindlicher Erdfehler-Richtungsschutz (Wattmetrisch)SDEPSDE



IED Testset

NI

IED

NI

L1UL2UL3U

NU

U1U2U3

NU

TRIP

IEC09000021 V2 DE

Abb. 43: Anschlussprinzip des Prüfgeräts

Die Werte der zum empfindlichen Erdfehlerrichtungsschutz gehörenden logischenSignale sind im folgenden Menübaum zu finden: Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Stromschutz/SensDirResOvCurr(67N,IN>)/SDEPSDE(67N,IN>):x.



12.5.6.1 Messen der Ansprechzeit und Zeitbegrenzung der eingestellten Werte

Betriebsart 3I0 · cosφVorgehensweise

1. Stellen Sie die polarisierende Spannung auf 1,2 UNRel> und den Phasenwinkelzwischen Spannung und Strom auf den eingestellten charakteristischen Winkel(RCADir) ein. Beachten Sie, dass der Strom der Spannung nacheilt.Ziehen Sie die Einstellung RCAComp in Betracht, wenn der Wert nicht gleich 0ist.

2. Speisen Sie einen Strom ein, bis die Funktion auslöst, und stellen Sie sicher, dassder Auslösestrom des eingestellten gerichteten Elements der EinstellungINcosPhi> gleicht.Die Funktion I Dir (3I0 cosφ) aktiviert die Ausgänge START und STDIRIN.

3. Es wird davon ausgegangen, dass φ' der Phasenwinkel zwischen dereingespeisten Spannung (3U0) und dem Strom (3I0) ist, d. h. φ' = RCADir-φ.Ändern Sie φ' beispielsweise auf 45°. Erhöhen Sie den eingespeisten Strom, bisdie Funktion auslöst.

4. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem eingestellten Wert und stellen Sie sicher,dass der eingespeiste Strom 3I0 · cos φ der INcosPhi>-Einstellung gleicht.Berücksichtigen Sie dabei die eingestellte Charakteristik, siehe dieAbbildungen 44 und 45.

5. Messen Sie die Auslösezeit des Zeitglieds, indem Sie einen Strom einspeisen,der doppelt so hoch ist wie der eingestellte Wert INcosPhi> und diepolarisierende Spannung 1,2 UNRel>.

( )0 0 cos3 3test test

kSN SrefTinv

I U j

×=

× ×IECEQUATION2402 V2 EN (Gleichung 77)

6. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem erwarteten Wert.Der erwartete Wert hängt davon ab, ob unabhängige oder abhängige Zeitausgewählt wurde.

7. Stellen Sie die polarisierende Spannung auf Null und erhöhen Sie sie so lange,bis das binäre Ausgangssignal UNREL aktiviert wird, das in derAnwendungskonfiguration im PCM600 sichtbar ist, wenn sich das Gerät imOnline-Modus befindet. Vergleichen Sie die Spannung mit dem eingestelltenWert UNRel>.

8. Fahren Sie mit der Prüfung weiterer Funktionen fort oder ändern Sie dieTestmodus-Einstellungen auf Aus, um die Prüfung zu beenden.



Auslösebereich

ROADir


= o0RCADir

03I

j

03 × jI cos- =03 refU U

IEC06000650 V2 DE

Abb. 44: Charakteristik mit ROADir-Restriktion



-3U0=Uref

Auslösebereich

StromwandlerWinkelfehler

3I0 (prim) 3I0 (zum Schutz)

a

Charakteristik nachWinkelkompensation

RCAcomp

en06000651.vsd

RCADir = 0º

IEC06000651 V2 DE

Abb. 45: Erläuterung von RCAcomp

Betriebsmodus 3I0 · 3U0 cos φ

1. Stellen Sie die polarisierende Spannung auf 1,2 UNRel> und den Phasenwinkelzwischen Spannung und Strom auf den eingestellten charakteristischen Winkel(RCADir) ein. Beachten Sie, dass der Strom der Spannung nacheilt.

2. Speisen Sie einen Strom ein, bis die Funktion auslöst, und stellen Sie sicher, dassdie Auslöseleistung der SN>-Einstellung für das eingestellte gerichtete Elementgleicht.Beachten Sie, dass für die Auslösung sowohl der eingespeiste Strom als auch dieSpannung größer sein müssen als die eingestellten Werte für INRel> bzw.UNRel>.Die Funktion aktiviert die Ausgänge START und STDIRIN.

3. Es wird davon ausgegangen, dass φ' der Phasenwinkel zwischen dereingespeisten Spannung (3U0) und dem Strom (3I0) ist, d. h. φ' = RCADir-φ.Ändern Sie φ' beispielsweise auf 45°. Erhöhen Sie den eingespeisten Strom, bisdie Funktion auslöst.



4. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem eingestellten Wert und stellen Sie sicher,dass der eingespeiste Strom 3I0 · 3U0 · cos φ der SN>-Einstellung gleicht.Berücksichtigen Sie dabei die eingestellte Charakteristik, siehe dieAbbildungen 44 und 45.

5. Messen Sie die Auslösezeit des Zeitglieds, indem Sie eine Spannung 1,2UNRel> und einen Strom einspeisen, der doppelt so hoch ist wie der eingestellteAnsprechwert SN>.

( )0 0/ 3 3 costest testTinv kSN Sref I U j= × × ×

IECEQUATION2403 V1 DE (Gleichung 78)


7. Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie denTestmodus auf Aus stellen.

Betriebsmodus 3I0 und φ

1. Stellen Sie die polarisierende Spannung auf 1,2 UNRel> und den Phasenwinkelzwischen Spannung und Strom auf den eingestellten charakteristischen Winkel(RCADir) ein. Beachten Sie, dass der Strom der Spannung nacheilt.

2. Speisen Sie einen Strom ein, bis die Funktion auslöst, und stellen Sie sicher, dassder Auslösestrom der INDir>-Einstellung für das eingestellte gerichteteElement gleicht.

Beachten Sie, dass für die Auslösung sowohl der eingespeisteStrom als auch die Spannung größer sein müssen als dieeingestellten Werte für INRel> bzw. UNRel>.

Die Funktion aktiviert die Ausgänge START und STDIRIN.3. Kontrollieren Sie per Messung mit den Winkeln j bei RCADir +/- ROADir.4. Vergleichen Sie das Ergebnis mit den eingestellten Werten. Eine Beispiel-

Charakteristik finden Sie in der Abbildung 46.5. Messen Sie die Auslösezeit des Zeitglieds, indem Sie einen Strom einspeisen,

der dem doppelten eingestellten Ansprechwert SN> entspricht.

( )0 0/ 3 3 costest testTinv kSN Sref I U j= × × ×



7. Fahren Sie mit der Prüfung weiterer Funktionen fort oder ändern Sie dieTestmodus-Einstellungen auf Aus, um die Prüfung zu beenden.



-3U0

Auslösebereich

3I0

RCADir = 0º

ROADir = 80º

=IEC06000652=3=de=Ori

ginal.vsd

IEC06000652 V3 DE

Abb. 46: Beispiel-Charakteristik

Ungerichteter ErdfehlerstromschutzVorgehensweise

1. Kontrollieren Sie per Messung, ob der Auslösestrom der INNonDir>-Einstellung gleicht.Die Funktion aktiviert die Ausgänge START und STDIRIN.

2. Messen Sie die Ansprechzeit des Zeitglieds, indem Sie einen Strom einspeisen,der 200 % des Ansprechwertes beträgt.

3. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem erwarteten Wert.Der erwartete Wert hängt davon ab, ob unabhängige Zeit tINNonDir oderinverse Zeit ausgewählt wurde.

4. Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie denTestmodus auf Aus stellen.

Verlagerungsspannungsfreigabe und -schutzVorgehensweise

1. Kontrollieren Sie per Messung, ob die Auslösespannung der UN>-Einstellunggleicht.



Die Funktion aktiviert die Signale START und STUN.2. Messen Sie die Auslösezeit durch Einspeisen einer Spannung, die dem 1,2-

fachen des eingestellten Ansprechwertes UN> entspricht.3. Vergleichen Sie das Ergebnis mit der eingestellten Auslösezeit tUN.4. Speisen Sie eine Spannung von 0,8 UNRel> und einen Strom ein, der groß genug

ist, um die gerichtete Funktion im gewählten Winkel auszulösen.5. Erhöhen Sie die Spannung so lange, bis die gerichtete Funktion freigegeben

wird.6. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem eingestellten Ansprechwert UNRel>.



12.5.7 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR


12.5.7.1 Auslöse- und Rücksetzwerte überprüfen

1. Symmetrischen, dreiphasigen Prüfstrom an die entsprechenden Stromklemmendes Gerätes anschließen.

2. Stellen Sie die Zeitkonstanten 1 (Tau1) und 2 (Tau2) vorübergehend auf 1Minute.

3. Dreiphasigen Prüfstrom geringfügig niedriger als den eingestellten Auslösewertvon Stufe IBase1 einstellen, Strom in Leiter L1 erhöhen bis Stufe IBase1 auslöstund den Auslösewert beachten.

Die maximale zulässige Überlastung der Strompfade im Gerätbeachten.

4. Verringern Sie den Strom langsam und notieren Sie sich den Rücksetzwert.

Auf die gleiche Weise wie für die Auslöse- und Rückfallwerte von IBase1 fürLeiter L2 und L3 überprüfen.

5. Das Eingangssignal der Kühlung aktivieren, indem Sie auf den BezugsstromIBase2 umschalten.

6. Überprüfen Sie die Auslöse- und Rückfallwerte (aller drei Leiter) für IBase2,wie oben beschrieben für die Stufe IBase1.

7. Das digitale Eingangssignal für Stufe IBase2 deaktivieren.8. Zeitkonstante für IBase1 entsprechend dem Einstellplan setzen.



9. Den Einspeisestrom für Leiter L1 auf 1,50 · IBase1 einstellen.10. Schließen Sie einen Einschaltungsausgangskontakt an das Zeitglied an und

verfolgen Sie den Ausgang der Kontakte ALARM1 und ALARM2 zu dendigitalen Eingängen am Prüfgerät.Lesen Sie an der lokalen HMI den Wärmeinhalt des Wärmeschutzes ab undwarten Sie, bis dieser auf Null gesunken ist.

11. Schalten Sie den Einspeisestrom zu und kontrollieren Sie, ob die KontakteALARM1 und ALARM2 bei den eingestellten Prozentwerten auslösen und dieAuslösezeit mit der eingestellten Zeitkonstante 1 (Tau1) übereinstimmt.Bei einer Einstellung von Itr = 101 %IBase1 und Einspeisestrom 1,50 x IBase1muss die Auslösezeit vom Nullgehalt im Speicher 0,60 x Zeitkonstante 1 (Tau1)betragen.

12. Kontrollieren Sie, ob alle Auslöse- und Alarmkontakte gemäß derKonfigurationslogik funktionieren.

13. Schalten Sie den Einspeisungsstrom ab und kontrollieren Sie anhand derAblesewerte für den Wärmestatus und das Signal LOCKOUT im Service-Menü,ob die Sperre beim für den Wärmeinhalt eingestellten Prozentsatz zurücksetzt.

14. Das Eingangssignal der Kühlung aktivieren, um zum Bezugsstrom IBase2umzuschalten.Warten Sie 5 Minuten zum Leeren des Wärmespeichers und stellen Sie dieZeitkonstante 2 (Tau2) gemäß dem Schema der Einstellungen ein.

15. Prüfen Sie mit einem Einspeisestrom von 1,50 x IBase2 den Wärmealarmpegel,die Auslösezeit und das Zurücksetzen der Sperre in der gleichen Weise wie fürdie Stufe IBase1 beschrieben.

16. Abschließend sicherstellen, dass Anregungs- und Auslösemeldungen imEreignismenü gespeichert sind.



12.5.8 Schalterversagerschutz, leiterselektive Anregung undAuslösung CCRBRF


Der Schaltversagerschutz mit dreipoliger Aktivierung und AusgangsfunktionCCRBRF sollte normalerweise in Verbindung mit einigen anderen Funktionengeprüft werden, die ein Anregesignal liefern. Es kann auch ein externes START-Signal verwendet werden.

Um die Einstellungen im gebräuchlichsten Mitnahmeauslöse-Modus 1 von 3 genügtes, Leiter-Erde-Fehler zu prüfen.



In der Betriebsart 2 von 4 kann die Leiter-Stromeinstellung, IP> durch einphasigeEinspeisung überprüft werden, wobei der rückfließende Strom an denSummenstromeingang angeschlossen ist. Der niedriger als IP> eingestellte Wert desSummenstroms (Erdfehler) IN wird am einfachsten im Mitnahmeauslöse-Modus 1von 4 überprüft.

12.5.8.1 Überprüfung des Leiterstrom-Auslösewerts, IP>

Sie überprüfen den IP> Strompegel am besten in FunctionMode = Strom undBuTripMode = 1 von 3 oder 2 von 4.

1. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich START von CCRBRF, mit Stromunterhalb des eingestellten Werts IP>.

2. Wiederholen Sie den Fehlerzustand und erhöhen Sie den Strom schrittweise solange, bis es zu einer Auslösung kommt.

3. Ergebnis der Messung mit eingestelltem Wert IP vergleichen.4. Trennen Sie die Eingangssignale AC und START.

Hinweis! Wenn Keine LS-Pos. Kontr. oder Retrip off eingestelltist, kann lediglich die Mitnahmeauslösung zum Prüfen deseingestellten Werts IP> verwendet werden.

12.5.8.2 Überprüfung des Summenstrom- (Erdfehler) Auslösewerts IN>unterhalb IP> eingestellt

Überprüfung des niedrig eingestellten Stroms IN>, bei dem die EinstellungFunctionMode = Strom und BuTripMode = 1 von 4 ist

1. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich START von CCRBRF, mit Stromknapp unterhalb des eingestellten Werts IN>.

2. Wiederholen Sie den Fehlerzustand und erhöhen Sie den Strom schrittweise solange, bis es einer Auslösung eintritt.

3. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem eingestellten Wert IN>.4. AC und START-Eingangssignale trennen.

12.5.8.3 Überprüfen der Auslösewiederholung und Mitnahmezeiten

Die Überprüfung der eingestellten Zeiten kann in Verbindung mit der Überprüfungder oben angeführten Auslösewerte erfolgen.

Die anwendbare Funktion und den Auslösemodus wählen, wie FunctionMode =Strom und RetripMode = LS-Pos. Kontr..



1. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, deutlich oberhalbdes eingestellten Stromwerts. Messen Sie die Zeit von START von CCRBRF.

2. Die Auslösungswiederholzeit t1 und Mitnahmeauslösungszeit t2 sowie t3überprüfen.In anwendbaren Fällen können auch die Mitnahmeauslösung für die mehrpoligeAnregung t2MPh und die Mitnahmeauslösung 2, t2 und t3, überprüft werden.Zur Überprüfung von t2MPh wird eine Zweileiter- oder Dreileiteranregungangewendet.

3. AC und START-Eingangssignale trennen.

12.5.8.4 Verifizieren des Auslösewiederholungsmodus

Wählen Sie nachstehend den Modus aus, der dem aktuellen Fall entspricht.

In den unten stehenden Fällen wird angenommen, dass FunktionsModus = Stromausgewählt wurde.

Überprüfung des Falls ohne Auslösewiederholung, RetripMode =Auslösewiederholung aus

1. RetripMode = Auslösewiederholung aus einstellen.2. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, deutlich oberhalb

des eingestellten Stromwerts.3. Verifizieren Sie, dass nach der eingestellten Zeit keine Auslösewiederholung,

sondern eine Mitnahmeauslösung erfolgt.4. AC und START-Eingangssignale trennen.

Überprüfen der Auslösewiederholung mit Stromprüfung, RetripMode =LS-Positionskontrolle

1. RetripMode = LS-Positionskontrolle einstellen.2. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, deutlich oberhalb

des eingestellten Stromwerts.3. Sicherstellen, dass die Auslösewiederholung nach der eingestellten Zeit t1 und

Mitnahmeauslösung nach Zeit t2 erreicht wird4. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich START-Signal von CCRBRF

unterhalb des eingestellten Stromwerts.5. Verifizieren Sie, dass weder eine Auslösewiederholung noch eine

Mitnahmeauslösung bewirkt wird.6. AC und START-Eingangssignale trennen.

Überprüfen der Auslösewiederholung mit Stromprüfung, RetripMode =Keine LS-Pos. Kontr.



1. RetripMode = Keine LS-Pos. Kontr. einstellen.2. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich START-Signal von CCRBRF,

deutlich oberhalb des eingestellten Stromwerts.3. Sicherstellen, dass die Auslösewiederholung nach der eingestellten Zeit t1 und

Mitnahmeauslösung nach Zeit t2 erreicht wird.4. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, unterhalb des

eingestellten Stromwerts.5. Sicherstellen, dass die Auslösewiederholung nach der eingestellten Zeit t1, aber

keine Mitnahmeauslösung erreicht wird.6. AC und START-Eingangssignale trennen.

12.5.8.5 Verifizieren der Wahl der Mitnahmeauslösung

In den unten stehenden Fällen wird angenommen, dass FunktionsModus = Stromausgewählt wurde.

Überprüfen, dass bei normaler LS-Auslösung keineMitnahmeauslösung erfolgtVerwenden Sie die aktuellen Auslösemodi. Der unten angeführte Fall ist auf dieAuslösewiederholung mit Stromprüfung anwendbar.

1. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, mit Leiterstromdeutlich über dem eingestellten Wert IP>.

2. Strom unterbrechen, mit einer Toleranzschwelle vor der Mitnahmeauslösezeit,t2. Dies kann bei der Ausgabe des Auslösewiederholbefehls erfolgen.

3. Überprüfen Sie, ob die Auslösewiederholung (sofern ausgewählt), aber keineMitnahmeauslösung erreicht wird.


Der normale Modus BuTripMode = 1 von 3 sollte bereits in den oben genannten Testsverifiziert worden sein. In entsprechenden Fällen können die Modi 1 von 4 und 2 von 4überprüft werden. Wählen Sie nachstehend den Modus aus, der dem aktuellen Fallentspricht.

Überprüfen des Falls BuTripMode = 1 von 4Es wird angenommen, dass die Erdfehler-Stromeinstellung IN> niedriger als dieLeiterstromeinstellung IP> ist.

1. BuTripMode auf 1 von 4 einstellen.2. Fehlzustand anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, mit einem Leiterstrom

unterhalb des eingestellten Werts IP>, aber über IN>. Der Erdfehler sollte dannüber dem eingestellten Wert IN> liegen.

3. Verifizieren Sie, dass nach der eingestellten Zeit eine Mitnahmeauslösungerreicht wird. Sofern ausgewählt, sollte auch eine Auslösewiederholung zuverzeichnen sein.




Überprüfen des Falls BuTripMode = 2 von 4Die Erdfehler-Stromeinstellung IN> kann gleich oder unter derLeiterstromeinstellung IP> sein.

1. BuTripMode auf 2 von 4 einstellen.2. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Anregung von CCRBRF, mit einem

Leiterstrom über dem eingestellten Wert IP> und dem Summenstrom(Erdfehler) IN>.

3. Verifizieren Sie, dass nach der eingestellten Zeit eine Mitnahmeauslösungerreicht wird. Sofern ausgewählt, sollte auch eine Auslösewiederholung zuverzeichnen sein.

4. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Anregung von CCRBRF, mit einemLeiterstrom unterhalb des eingestellten Werts IP> und über dem eingestelltenSummenstrom (Erdfehler) IN>. Der Strom wird bereitgestellt, indem drei (oderzwei) Leiterströmen mit gleichem Phasenwinkel (I0-Komponente) unter IP>eingespeist werden, deren Pegel jedoch so bemessen ist, dass der Fehlerstrom(3I0) über dem konfigurierten Wert IN> liegt.

5. Verifizieren Sie, dass keine Mitnahmeauslösung bewirkt wird.6. AC und START-Eingangssignale trennen.

12.5.8.6 Verifizieren der unverzögerten Mitnahmeauslösung im Zustand "LSnicht bereit"

Gilt für den Fall, dass ein Signal der LS-Überwachungsfunktion bei gestörtem LS undwenn die Auslösung nicht möglich ist am Eingang CBFLT angeschlossen ist.

1. Wiederholen Sie die Überprüfung der Mitnahmeauslösezeit. Strom undEingangssignale START trennen.

2. Den Eingang CBFLT aktivieren. Der Ausgang CBALARM (LS-Fehleralarm)sollte nach der eingestellten Zeit tCBAlarm erscheinen. Eingang aktiviert halten.

3. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, mit Strom überdem eingestellten Stromwert.

4. Sicherstellen, dass die Mitnahmeauslösung ohne absichtliche Verzögerung,beispielsweise innerhalb von 20 ms nach Anwendung des Starts erfolgt.

5. Eingespeiste AC und START-Eingangssignale trennen.

12.5.8.7 Überprüfung des Falls RetripMode = Kontakt

Es wird angenommen, dass die Auslösungswiederholung ohne Stromfreigabeausgewählt ist, RetripMode = Kontakt.

1. FunctionMode = Kontakt einstellen2. Das Eingangssignal für LS geschlossen auf relevanten Eingang oder die

relevanten Eingänge CBCLDL1, CBCLD2 oder CBCDL3 anlegen.3. Das Eingangssignal bzw. die Eingangssignale für den Start von CCRBRF

anlegen.



4. Überprüfen, dass die Auslösewiederholung und Mitnahmeauslösung nach deneingestellten Zeiten erfolgen.

5. Anregesignal trennen. Das Signal LS Ein beibehalten LS geschlossen.6. Das Eingangssignal für den Start von CCRBRF anlegen.7. Trennung des Signals LS Ein deutlich vor der eingestellten

Mitnahmeauslösezeit t2 veranlassen.8. Verifizieren Sie, dass keine Mitnahmeauslösung bewirkt wird.9. Eingespeisten AC und START-Eingangssignale trennen.

12.5.8.8 Verifizieren des Funktionsmodus Strom&Kontakt

Dies ist nur möglich, wenn FunctionMode = Strom&Kontakt ausgewählt ist. Es istratsam, die Prüfungen in nur einem Leiter oder in zweipoligenAuslösungsanwendungen für nur zweipolige Auslösung durchzuführen.

Überprüfung des Falls mit Fehlerstrom über dem Sollwert IP>Der Vorgang ist der gleiche wie für FunctionMode = Strom.

1. FunctionMode = Strom&Kontakt einstellen.2. Lassen Sie die Eingänge für LS geschlossen deaktiviert. Diese Signale dürfen

nicht beeinflussen.3. Fehlerbedingung anlegen, einschließlich Start von CCRBRF, oberhalb des

eingestellten Werts IP>4. Kontrollieren Sie, ob die Befehle für die Auslösewiederholung - sofern

ausgewählt - und die Mitnahmeauslösung erreicht werden.5. Eingespeisten AC und START-Eingangssignale trennen.

Überprüfung des Falls mit Fehlerstrom unter dem Sollwert I>BlkContDer Fall simuliert eine Situation, in der der Fehlerstrom sehr gering ist und dieAuslösung vom LS-Positionssignal des LS-Hilfskontakts abhängt. Es wirdempfohlen, die Aus-Wiederholung ohne Stromfreigabe auszuwählen RetripMode =Keine LS-Pos. Kontr..

1. FunctionMode = Strom&Kontakt einstellen.2. Eingangssignal für LS geschlossen am betreffenden Eingang oder Eingänge

CBCLDL1 (2 oder 3) anlegen.3. Fehler mit Eingangssignal(en) für die Anregung von CCRBRF vorgeben. Der

Stromwert liegt unterhalb des Sollwerts I>BlkCont4. Überprüfen, dass die Auslösewiederholung und Mitnahmeauslösung (sofern

ausgewählt) nach den eingestellten Zeiten erfolgen. Das Fehlschlagen derAuslösung wird simuliert, indem das/die LS geschlossen-Signal(e) aktiviertbleibt bzw. bleiben.

5. AC und START-Signal(e) trennen. Halten Sie das/die LS geschlossen-Signal(e).

6. Fehler und Start erneut anlegen. Der Stromwert liegt unterhalb des SollwertsI>BlkCont.



7. Trennung des/der Signals/e LS geschlossen deutlich vor der eingestelltenMitnahmeauslösezeit t2 veranlassen. Damit wird eine korrekte Auslösung desLS simuliert.

8. Verifizieren Sie, dass keine Mitnahmeauslösung bewirkt wird. Zu einerAuslösewiederholung kann es beispielsweise kommen, wenn"Auslösewiederholung ohne Stromprüfung" ausgewählt worden ist.

9. Eingespeisten AC und START-Eingangssignale trennen.



12.5.9 Polgleichlaufüberwachung CCPDSC



1. Externe Erkennungslogik, Kontaktfunktion Auswahl = ContSel Einstellunggleicht CCPDSC Signal vom LS. Den Binäreingang EXTPDIND aktivieren unddie Auslösezeit von CCPDSC messen.Nutzen Sie zum Anhalten des Zeitglieds das Signal TRIP vom konfiguriertenBinärausgang.

2. Die gemessene Zeit mit dem eingestellten Wert tTrip vergleichen.3. Setzen Sie den Eingang EXTPDIND zurück.4. Aktivieren Sie den Binäreingang BLKDBYAR.

Dieser Test sollte zusammen mit der Wiedereinschaltautomatik AutorecloserSMBRREC durchgeführt werden.

5. Aktivieren Sie den Binäreingang EXTPDIND.Es darf kein Signal TRIP auftreten.

6. Setzen Sie die beiden Binäreingänge BLKDBYAR und EXTPDIND zurück.7. Aktivieren Sie den Binäreingang BLOCK.8. Aktivieren Sie den Binäreingang EXTPDIND.

Es darf KEIN Signal TRIP auftreten.9. Setzen Sie die beiden Binäreingänge BLOCK und EXTPDIND zurück.10. Wenn die interne Erkennungslogik-Kontaktfunktion Auswahl = ContSel, dann

gleicht die Einstellung der Polstellung der Hilfskontakte. Setzen Sie dieEingänge POLE1OPN...POLE3CL in einen Zustand, in dem diePolgleichlauflogik aktiviert wird und Schritt 2 bis 6 wiederholt.

11. Unsymmetrische Stromerkennung mit LS-Überwachung: Stellen Sie dengemessenen Strom in einem Leiter auf 110 % des Stromfreigabepegels ein.



Aktivieren Sie CLOSECMD und messen Sie die Auslösezeit des SchutzesCCPDSC.Nutzen Sie zum Anhalten des Zeitglieds das Signal TRIP vom konfiguriertenBinärausgang.

12. Deaktivieren Sie CLOSECMD: Stellen Sie den gemessenen Strom in einemLeiter auf 90 % des Stromfreigabepegels ein. Aktivieren Sie CLOSECMD.Es darf KEIN Signal TRIP auftreten.

13. Wiederholen Sie die vorherigen beiden Schritte mit OPENCMD anstatt vonCLOSECMD. Asymmetrische Stromerkennung mit LS-Überwachung: SetzenSie alle drei Ströme auf 110 % des Stromfreigabepegels ein. Aktivieren SieCLOSECMD.Auf Grund des symmetrischen Zustandes darf KEIN TRIP-Signal auftreten.

14. Deaktivieren Sie CLOSECMD. Einen Strom auf 120 % des Strom-Unsymmetriepegels verglichen mit den anderen beiden Leitern senken.Aktivieren Sie CLOSECMD und messen Sie die Auslösezeit des SchutzesCCPDSC.Nutzen Sie zum Anhalten des Zeitglieds das Signal TRIP vom konfiguriertenBinärausgang.

15. Deaktivieren Sie CLOSECMD. Einen Strom auf 80 % des Strom-Unsymmetriepegels verglichen mit den anderen beiden Leitern senken.Aktivieren Sie CLOSECMD.Es darf KEIN Signal TRIP auftreten.



12.5.10 Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP



Der Unterleistungsrichtungsschutz ist auf die Werte einzustellen, die den zuverwendenden real eingestellten Werten entsprechen.

Der Test wird mittels Einspeisung von Spannung und Strom durchgeführt, wobeisowohl die Strom- als auch die Spannungsamplitude und der Phasenwinkel zwischenSpannung und Strom gesteuert werden können. Während des Tests müssen dieAnalogausgänge der Wirk- und Blindleistung überwacht werden.

1. Schließen Sie das Prüfgerät für die Einspeisung von Spannung und Stromentsprechend dem in der Anwendung zu nutzenden Modus an. Wenn ein



dreiphasiges Prüfgerät zur Verfügung steht, könnte dieses für alle Modiverwendet werden. Steht ein einphasiges Strom-/Spannungsprüfgerät zurVerfügung, sollte es an einen ausgewählten Eingang für einen Leiterstrom undSpannung angeschlossen werden.

Tabelle 16: Berechnungsmodi

Einstellwert: Modus Formel zur Berechnung der komplexen LeistungL1, L2, L3 * * *

1 1 2 2 3 3L L L L L LS U I U I U I= × + × + ×


Aron-Methode * *1 2 1 2 3 3L L L L L LS U I U I= × - ×


PosSeq *3 PosSeq PosSeqS U I= × ×


L1L2 * *1 2 1 2( )L L L LS U I I= × -


L2L3 * *2 3 2 3( )L L L LS U I I= × -


L3L1 * *3 1 3 1( )L L L LS U I I= × -


L1 *1 13 L LS U I= × ×


L2 *2 23 L LS U I= × ×


L3 *3 33 L LS U I= × ×


2. Justieren Sie den eingespeisten Strom und die Spannung auf die eingestelltenWerte in % von IBase und UBase (in Sekundärstrom und -spannungumgewandelt). Der Winkel zwischen dem eingespeisten Strom und dereingespeisten Spannung muss entsprechend dem Parameter Angle1, Winkel fürStufe 1 (gleich 0° für niedrigen vorwärts gerichteten Leistungsrichtungsschutzund gleich 180° für rückwärts gerichteten Leistungsrichtungsschutz), eingestelltwerden. Kontrollieren Sie, ob die überwachte Wirkleistung 100 % der



Bemessungsleistung und die Blindleistung 0 % der Bemessungsleistunggleichen.

3. Stellen Sie den Winkel zwischen dem eingespeisten Strom und dereingespeisten Spannung auf den Wert Angle1 +90° ein. Kontrollieren Sie, ob dieüberwachte Wirkleistung 0% der Bemessungsleistung und die Blindleistung100% der Bemessungsleistung gleichen.

4. Stellen Sie den Winkel zwischen dem eingespeisten Strom und dereingespeisten Spannung wieder auf 0° zurück. Senken Sie den Strom langsam,bis das Signal START1, Anregung Stufe 1, aktiviert ist.

5. Erhöhen Sie den Strom auf 100 % von IBase.6. Schalten Sie den Strom ab und messen Sie die Zeit für die Aktivierung von

TRIP1, Auslösung 1. Stufe.7. Wenn eine zweite Stufe genutzt wird, dann wiederholen Sie die Punkte 2 bis 6

für die zweite Stufe.



12.5.11 Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP



Der Überleistungsrichtungsschutz ist auf die Werte einzustellen, die den zuverwendenden real eingestellten Werten entsprechen. Der Test wird mittelsEinspeisung von Spannung und Strom durchgeführt, wobei sowohl die Strom- alsauch die Spannungsamplitude und der Phasenwinkel zwischen Spannung und Stromgesteuert werden können. Während des Tests müssen die Analogausgänge der Wirk-und Blindleistung überwacht werden.

1. Schließen Sie das Prüfgerät für die Einspeisung von Spannung und Stromentsprechend dem in der Anwendung zu nutzenden Modus an. Wenn eindreiphasiges Prüfgerät zur Verfügung steht, könnte dieses für alle Modiverwendet werden. Steht ein einphasiges Strom-/Spannungsprüfgerät zurVerfügung, sollte es an einen ausgewählten Eingang für einen Leiterstrom undLeiter-Erde-Spannung angeschlossen werden.

2. Justieren Sie den eingespeisten Strom und die Spannung auf die eingestelltenBemessungswerte in % von IBase und UBase (in Sekundärstrom und -spannungumgewandelt). Der Winkel zwischen dem eingespeisten Strom und dereingespeisten Spannung muss entsprechend dem Parameter Angle1, Winkel fürStufe 1 (gleich 0° für niedrigen vorwärts gerichteten Leistungsrichtungsschutz



und gleich 180° für rückwärts gerichteten Leistungsrichtungsschutz), eingestelltwerden. Kontrollieren Sie, ob die überwachte Wirkleistung 100 % derBemessungsleistung und die Blindleistung 0 % der Bemessungsleistunggleichen.

3. Stellen Sie den Winkel zwischen dem eingespeisten Strom und dereingespeisten Spannung auf den Wert Angle1 +90° ein. Kontrollieren Sie, ob dieüberwachte Wirkleistung 0% der Bemessungsleistung und die Blindleistung100% der Bemessungsleistung gleichen.

4. Stellen Sie den Winkel zwischen dem eingespeisten Strom und dereingespeisten Spannung wieder auf den Wert Angle1 zurück. Erhöhen Sie denStrom langsam und so lange, bis das Signal START1, Anregung Stufe 1,aktiviert ist. Überprüfen Sie die eingespeiste Leistung und vergleichen Sie siemit dem eingestellten Wert Power1, Leistungseinstellung Stufe 1 in % vonSbase.

5. Erhöhen Sie den Strom auf 100 % von IBase und schalten Sie den Strom aus.6. Schalten Sie den Strom zu und messen Sie die Zeit für die Aktivierung von

TRIP1, Auslösung 1. Stufe.7. Wenn eine zweite Stufe genutzt wird, dann wiederholen Sie die Punkte 2 bis 6

für die zweite Stufe.



12.5.12 Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) fürMaschinen NS2PTOC

Wenn abhängige Zeit-Überstromcharakteristik gewählt ist, ist dieVerzögerung der Stufe gleich der Summe von abhängigerZeitverzögerung und eingestellter unabhängiger Zeitverzögerung.Daher muss die unabhängige Zeitverzögerung für die Stufe auf Nulleingestellt werden, wenn nur die abhängige Zeitverzögerung benötigtwird.

12.5.12.1 Einstellungen durch Sekundäreinspeisung bestätigen



1. Prüfeinrichtung für die Einspeisung von dreiphasigem Strom an dieentsprechenden Stromklemmen des Geräts anschließen.

2. Gehe zu Hauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe n/Überstromschutz/NegSeqOverCurr2Step/NSOn/Allgemein und stellen Sie sicher, dass dieFunktion aktiviert ist, d. h. Auslösung ist auf Ein gesetzt.

3. Speisen Sie den Strom so in das Gerät ein, dass Gegensystemstrom erzeugt wird.Verifizieren Sie anschließend, dass der Gegensystemstrom des eingespeistenStroms von der Funktion korrekt berechnet wird. Siehe Beispiel unten für einen1 A Stromwandler.

4. Speisen Sie reinen Gegensystemstrom, d. h. Leiterströme mit dem exaktgleichen Wert, rückwärts gerichtet und um exakt 120° phasenverschoben in dasGerät ein. Der Anfangswert liegt dabei unter dem Anregewert desGegensystemstroms. Es sollten keine Ausgangssignale aktiviert werden.Hinweis: Für die Sekundäreinspeisungsprüfung ist es schwierig, reinenGegensystemstrom zu erhalten. Es kann auch ein Strom verwendet werden, derdem zweiphasigen Leiter-Kurzschlusszustand entspricht. Ein zweiphasigerKurzschluss erzeugt einen Gegensystemstrom der Größe: Größe = (1/√3) ·Fehlerstrom.

5. Erhöhen Sie den eingespeisten Strom und notieren Sie sich den Wert, bei demStufe 1 der Funktion läuft. Wenn die Amplitude des Gegensystemstromsgeringfügig über dem Anregewert I2-1> liegt, muss das Anregesignal ST1aktiviert werden. Dementsprechend werden die Auslösesignale TR1 und TRIPaktiviert, nachdem die voreingestellte Zeitverzögerung abgelaufen ist.Hinweis: Blockieren oder deaktivieren Sie die Auslösung von Stufe 2 bei derPrüfung von Stufe 1, wenn der eingespeiste strom Stufe 2 aktiviert.

6. Verringern Sie den Strom langsam und notieren Sie sich den Rückfallwert.7. Verbinden Sie einen Auslöse-Ausgangskontakt mit einem Zeitglied.8. Stellen Sie den Strom auf 200 % des Anregewerts von Stufe 1 ein, schalten Sie

den Strom ein und überprüfen Sie die unabhängige Zeitverzögerung für dieAuslösesignale TR1 und TRIP. Sobald der gemessene Gegensystemstrom deneingestellten Anregewert I2-1> überschreitet, beginnt das einstellbareunabhängige Zeitglied t1 zu zählen und nach Ablauf der eingestelltenRückfallzeit wird ein Auslösesignal ausgegeben. Um die Genauigkeit derunabhängigen Zeitverzögerung des Signals ALARM zu überprüfen, muss dieselbe Prüfung durchgeführt werden.Hinweis: Der Ausgang ALARM wird über das Signal START angesteuert.

9. Wenn die inverse Zeit ausgewählt ist, dann wird das Auslösesignal TR1 undTRIP nach der Zeit gemäß der folgenden Formel aktiviert:

t s

I

[ ]

( )

=

− >

⋅

1

2 1

100

2

2

Multiple of StartKK



Das bedeutet, wenn der Strom 0 bis 2 male springt, der Anrege- undGegensystemkapazitätswert des Generators K1 auf 10 s gesetzt wird und derStrom-Anregewert I2-1> auf 10 % des Generator-Bemessungsstroms gesetztwird, dann lösen die Signale TR1 und TRIP zu einer Zeit gleich 250 s ± Toleranzaus.

10. Wiederholen Sie die oben beschriebenen Prüfungen für Stufe 2 der Funktionunter Ausschluss der inversen Zeitcharakteristik.

11. Prüfen Sie abschließend, dass die Anrege- und Auslöseinformationen imEreignismenü gespeichert werden.

Beispiel

Die Stromwandlerverhältnisse sec

CTprim

CT aller drei Leiter beträgt 1000 A, IBasebeträgt 1000 A und die folgenden Sekundärströme werden verwendet:

IL1 Ampl = 1,1 A Angl = 15°

IL2 Ampl = 0,6 A Angl = 97°

IL3 Ampl = 1,3 A Angl = -135°

Der Servicewert-Ausgang NSCURR zeigt die Amplitude des Gegensystemstroms inprimären Ampere an und sollte etwa 962 A betragen.


Fortfahren mit dem Testen weiterer Funktionen oder Test fertig stellen durch ändernder Testmoduseinstellung auf Aus. Stellen Sie die Verbindungen wieder her undsetzen Sie die Einstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, soferndiese für die Testzwecke verändert wurden. Stellen Sie sicher, dass alle in Betriebbefindlichen eingebauten Funktionen mit den korrekten Einstellungen aktiviert sind.

12.5.13 Schutz vor versehentlichem Einschalten vonSynchrongeneratoren AEGPVOC





1. Prüfeinrichtung für die Einspeisung von Dreiphasenstrom und -spannung an denentsprechenden Geräteklemmen anschließen.

2. Keine Spannung in das Gerät einspeisen.3. Steigern Sie den eingespeisten symmetrischen Dreiphasenstrom langsam und

notieren Sie den Auslösewert (Anregewert) der untersuchten Funktionsstufe.4. Verringern Sie den Strom langsam und notieren Sie sich den Rückfallwert.5. Verbinden Sie einen Auslöse-Ausgangskontakt mit einem Zeitglied.6. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 200 % des Auslösewertes der geprüften

Stufe, schalten Sie den Strom zu und kontrollieren Sie die Zeitverzögerung.7. Kontrollieren Sie, ob alle Auslöse- und Anregungskontakte gemäß der

Konfiguration (Signalmatrix) funktionieren.8. Letztlich sicherstellen, dass Auslöse- und Anregemeldungen im Ereignismenü

gespeichert sind.9. Speisen Sie den symmetrischen Dreiphasen-Bemessungsstrom in das Gerät ein.10. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 200 % des Auslösewertes der geprüften

Stufe, schalten Sie den Strom zu. Die Funktion veranlasst keine Anregung undlöst nicht aus.

11. Speisen Sie 95 % des eingestellten Werts ArmU< für die symmetrischeDreiphasenspannung in das Gerät ein.

12. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 200 % des Auslösewertes der geprüftenStufe, schalten Sie den Strom zu. Die Funktion veranlasst eine Anregung undlöst aus.

12.5.14 Spannungsabhängiger Überstromschutz VRPVOC



Einstellungen durch Sekundäreinspeisung bestätigen

1. Prüfeinrichtung für die Einspeisung von Dreiphasenstrom und -spannung an denentsprechenden Geräteklemmen anschließen.

2. Gehe zu Hauptmenü/Einstellungen/Geräteeinstellungen/Überstromschutz/VoltageRestOverCurr ( 51V,2(I>/U<))/VRPVOC (51V,2(I>/U<)):1/Allgemein und stellen Sie sicher, dass die Funktion aktiviert ist, d.h. Auslösung ist auf Ein gesetzt.

3. Die Funktion kann durchgeführt werden, indem Stabilisierungsspannungeingespeist wird und die eingespeisten Ströme langsam erhöht werden. NotierenSie den Wert, bei dem die Signale START und STOC gesetzt werden.

In den folgenden Gleichungen entspricht dieStabilisierungsspannung der Größe der minimalen Leiter-Leiter-Spannung in sekundären Volt.



Der eingestellte Auslösewert der sekundären Ampere wird gemäß der folgendenGleichungen berechnet:Erster Teil der Charakteristik (Stabilisierungsspannung ≤ 25 % von UBase):

StartCurrIBase

CT

CTprim

VDepFact

100 100× × ×

sec


Zweiter Teil der Charakteristik (25 % von UBase ≤ Stabilisierungsspannung ≤UHighLimit/100*UBase), gültig, wenn Einstellparameter VDepMode = Slope:

StartCurrIBase

CT

CTprim

VDepFact

UH

1001

100× ×

× −

sec

iighLimitUBase

VT

VTprim

strainVoltage−( )

× ×

× − ×

25

100

25

100secRe UUBase

VT

VTprim

StartCurrIBase×

+ × ×sec

100

CCT

CTprim

VDepFactsec×

100


Dritter Teil der Charakteristik (UHighLimit/100*UBase ≤Stabilisierungsspannung):

StartCurrIBase

CT

CTprim100× ×

sec


Beispiel (sekundäre Bemessungsspannung = 1A):

Stromwandlerübersetzungsverhältnis 10.000/1

Spannungswandlerübersetzungsverhältnis 10 kV/100 V

StartCurr 100 %

VDepFact: 25 %

UHighLimit 100 %

IBase 10.000 A

UBase 10 kV

Eine Prüfung für jeden Teil der Charakteristik der Funktion VRPVOC kanndurchgeführt werden. Dies ist möglich, indem die folgenden Spannungenangelegt werden:Erster Teil der Charakteristik:Wenn VDepMode = Slope, dann ist die minimale gemessene Leiter-Leiter-Spannung geringer als 0,25*UBase. Wenn VDepMode = Step, dann ist dieminimale gemessene Leiter-Leiter-Spannung geringer als UHighLimit/100*UBase:• UL1: Ampl = 10 / √3; Winkel = 0°• UL2: Ampl = 10 / √3; Winkel = 240°• UL3: Ampl = 100 / √3; Winkel = 120°

Zweiter Teil der Charakteristik:Wenn VDepMode = Slope, dann liegt die minimale gemessene Leiter-Leiter-Spannung zwischen 0,25*UBase und UHighLimit/100*UBase:



• UL1: Ampl = 50 / √3; Winkel = 0°• UL2: Ampl = 50 / √3; Winkel = 240°• UL3: Ampl = 100 / √3; Winkel = 120°

Dritter Teil der Charakteristik:Wenn VDepMode = entweder Slope oder Step, dann ist die minimale gemesseneLeiter-Leiter-Spannung größer als UHighLimit/100*UBase:• UL1: Ampl = 105/ √3; Winkel = 0°• UL2: Ampl = 105/ √3; Winkel = 240°• UL3: Ampl = 105 / √3; Winkel = 120°

4. Speisen Sie die Spannungen ein, die sich auf den ersten Teil der Charakteristikbeziehen und erhöhen Sie dann langsam den Leiterstrom IL1 von 0,0 A bis zumWert, an dem die Funktion auslöst. Die Signale START und STOC müssenaktiviert werden, wenn die Amplitude des Leiterstroms IL1 an derSekundärseite geringfügig über 0,25 A liegt. Die entsprechendenAuslösesignale TROC und TRIP werden nach Ablauf der der voreingestelltenZeitverzögerung aktiviert.

5. Den Strom in IL1 langsam senken und den Rückfallwert festhalten.6. Die Schritte 4 und 5 mit den Spannungen wiederholen, die sich auf den zweiten

und dritten Teil der Charakteristik beziehen. Die Funktion löst aus, wenn IL1geringfügig größer ist als: 0,5 A im zweiten Teil; 1 A im dritten Teil.

7. Um die Einspeisung zu beenden und die Auslösezeit zu messen, verbinden Sieden Auslöseausgangskontakt mit dem Eingangskanal an der Prüfeinrichtung.

8. Wird für den Überstromstufe die unabhängige Zeitverzögerung verwendet,dann setzen Sie die Einstellung Characterist = IEC Def. Time. Legen Sie dieSpannungen an, die sich auf den dritten Teil der Charakteristik beziehen undspeisen Sie einen Strom IL1 ein, der 200 % größer ist als der eingestellteAuslösewert. Prüfen Sie anschließend die unabhängige Zeitverzögerung aufAuslösungen (die Signale TROC und TRIP der Schutzfunktion VRPVOC sindim Auslösezustand aktiv).

9. Wenn die inverse Zeitverzögerung für die Überstromstufe verwendet wird, dannsollte die Parametereinstellung Characterist korrekt eingestellt werden. Siekönnen sich beispielsweise auf die Einstellung IEC Very inv. beziehen. Wenndie Zeitcharakteristik “IEC Very inverse” ausgewählt ist, dann lösen die SignaleTROC und TRIP nach einer in der folgenden Gleichung definierten Zeit aus:

t sk

I

StartCurr

[ ] =

−

13 5

1

. *


Dabei gilt:

t Auslösezeit in Sekunden

I Gemessener Wert (z. B. Leiterstrom)

StartCurr Auslösewert einstellen



Das bedeutet, dass wenn der gemessene Leiterstrom auf das 0- bis 2-fache deseingestellten Auslösepegels springt und der Zeitmultiplikator k auf 1,0 s(Standardwert) eingestellt ist, dann lösen die Signale TROC und TRIP nacheiner Zeitverzögerung gleich 13,5 s ± Toleranz aus.Speisen Sie unter Berücksichtigung der Erklärung oben Spannungen in Bezugzum dritten Teil der Charakteristik ein und speisen Sie einen Strom IL1 ein, der200 % größer ist als der eingestellte Auslösepegel. Prüfen Sie anschließend dieAuslösezeitverzögerung.

Wenn tDef_OC auf einen anderen Wert eingestellt wird als 0 s,dann wird diese Zeitverzögerung auf die in der IDMT-Charakteristik definierte aufaddiert.

10. Prüfen Sie, ob Auslöse- und Anregemeldungen im Ereignismenü gespeichertsind.

11. Die vorherigen Schritte 8 oder 9 können auch für den ersten und zweiten Teil derCharakteristik wiederholt werden.

12. Führen Sie dem Gerät symmetrische, dreiphasige Spannungen in derenBemessungsgrößen zu. Gehen Sie zu Hauptmenü/Einstellungen/Geräteeinstellungen/Überstromschutz/VoltageRestOverCurr(51V,2(I>/U<))/VRPVOC(51V,2(I>/U<)):1/Unterspannung und setzen Sie dieEinstellung Operation_UV = Ein, um die Unterspannungsstufe zu aktivieren.

13. Senken Sie die Spannung in zwei Leitern gleichzeitig langsam, bis die SignaleSTUV und START erscheinen.

14. Notieren Sie den Auslösewert. Der eingestellte Auslösewert derSekundärspannung wird gemäß der folgenden Gleichung berechnet:

StartVolt UBase VT

VTprim100 3× ×

sec


Wenn die Funktion VRPVOC als Überstromschutz mitUnterspannungs-Verriegelung verwendet wird, dann ist eserforderlich, zunächst ausreichend Strom einzuspeisen, um dasSignal STOC zu aktivieren, ehe die Unterspannungsstufeauslösen darf. Um dies zu erreichen, legen Sie symmetrischedreiphasige Spannungen in deren Bemessungsgröße an undspeisen anschließend einen Strom IL1 ein, der 200 % größer istals der eingestellte Auslösewert. Senken Sie anschließend dieSpannung in zwei Leitern gleichzeitig langsam, bis die SignaleSTUV und START erscheinen.

15. Erhöhen Sie die angelegte Spannung der beiden Leiter wieder und notieren Sieden Rückfallwert.

16. Um die Einspeisung zu beenden und die Auslösezeit zu messen, überprüfen Sie,ob der Auslöseausgang des Relais mit dem Eingangskanal der Prüfeinrichtungverbunden ist.



17. Speisen Sie symmetrische dreiphasige Spannungen in derenBemessungsgrößen ein und prüfen Sie, ob die Signale STUV und START undauch die Auslösesignale des Funktionsblocks zurückgesetzt werden (TRIP undTRUV).

18. Senken Sie umgehend die Spannung in zwei Leitern gleichzeitig auf einen Wertvon 20 % unter dem eingestellten Auslösewert (berücksichtigen Sie die vorhernotierten Werte, wenn VRPVOC in ACT mit der Unterspannungs-Verriegelungsfunktion konfiguriert wurde).

19. Messen Sie die unabhängige Zeitverzögerung für die Signale TRUV und TRIPund vergleichen Sie sie mit dem eingestellten Wert tDef_UV.

20. Prüfen Sie abschließend, ob die Auslöse- und Anregemeldungen imEreignismenü gespeichert sind.



12.5.15 Thermischer Überlastschutz für den Stator von GeneratorenGSPTTR


Die erklärte Prüfmethode bezieht sich auf den Standardwert für den Parameter k1.

Die Funktion verfügt über Speicherfunktionen für Heizinhalte. Wenn aufeinanderfolgende Testläufe durchgeführt werden, verkürzt sich die Auslösezeit im Vergleichzur Auslösecharakteristik entsprechend. Daher ist zwischen zwei Testläufen zuwarten, bis die eingestellte Zeit tReset verstrichen ist oder dieser Speicher über denEingang RESET zurückzusetzen, indem er auf den Wert TRUE gesetzt wird

1. Schließen Sie die Prüfeinrichtung für die dreiphasige Stromeinspeisung an dieGeräteleiter L1, L2 und L3 an. Der Schutz sollte über einen symmetrischendreiphasigen Strom gespeist werden.

2. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 116% von IBase ein, schalten Sie denStrom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 120 s.

3. Senken Sie den Strom langsam.4. Das Ausgangssignal ANREGUNG wird zurückgesetzt, wenn der gemessene

Strom unter den Rückfallpegel sinkt oder wenn das Signal BLOCK auf einsgesetzt wird.

5. Schalten Sie den Strom aus.6. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 120% von IBase ein, schalten Sie den

Strom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 60 s.




Strom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 30 s.9. Schalten Sie den Strom aus.10. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 226% von IBase ein, schalten Sie den

Strom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 10 s.11. Schalten Sie den Strom aus.12. Letztlich sicherstellen, dass Auslöse- und Anregemeldungen im Ereignismenü

gespeichert sind.


Mit der Prüfung einer anderen Funktion fortfahren oder die Prüfung durch ändern derTestmodus-Einstellung auf Aus beenden. Stellen Sie die Verbindungen wieder herund setzen Sie die Einstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, soferndiese für die Testzwecke verändert wurden. Stellen Sie sicher, dass alle in Betriebbefindlichen eingebauten Funktionen mit den korrekten Einstellungen aktiviert sind.

12.5.16 Thermischer Überlastschutz für Generator/Rotor GRPTTR


Die erklärte Prüfmethode bezieht sich auf den Standardwert für den Parameter k1.

Die Funktion verfügt über Speicherfunktionen für Wärmeinhalte. Wenn aufeinanderfolgende Testläufe durchgeführt werden, verkürzt sich die Auslösezeit im Vergleichzur Auslösecharakteristik entsprechend. Daher ist zwischen zwei Testläufen zuwarten, bis die eingestellte Zeit tReset verstrichen ist oder dieser Speicher über denEingang RESET zurückzusetzen, indem er auf den Wert TRUE gesetzt wird.

Vorkehrungen, wenn MeasurCurrent = DC. Der Pegel des eingespeisten Stroms mussdurch Multiplikation mit dem Faktor 0,741 verringert werden, um entsprechendeAuslösezeiten zu erhalten, wenn mit dreiphasigen symmetrischen Sinusströmengetestet wird.

1. Schließen Sie die Prüfeinrichtung für die dreiphasige Stromeinspeisung an dieGeräteleiter L1, L2 und L3 an. Der Schutz sollte über einen symmetrischendreiphasigen Strom gespeist werden.

2. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 113 % von IBase ein, schalten Sie denStrom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 120 s.

3. Senken Sie den Strom langsam.4. Das Ausgangssignal ANREGUNG wird zurückgesetzt, wenn der gemessene

Strom unter den Rückfallpegel sinkt oder wenn das Signal BLOCK auf einsgesetzt wird.


Strom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 60 s.




Strom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 30 s.9. Schalten Sie den Strom aus.10. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 209% von IBase ein, schalten Sie den

Strom zu und kontrollieren Sie die Auslösezeit, 10 s.11. Schalten Sie den Strom aus.12. Stellen Sie den eingespeisten Strom auf 100 % von IBase ein und schalten Sie

den Strom zu.13. Senken Sie den Strom langsam unter I<.14. Das Signal TRIPUC wird aktiviert, wenn das Zeitglied tTrip_I< abläuft.15. Letztlich sicherstellen, dass Auslöse- und Anregemeldungen im Ereignismenü

gespeichert sind.

Prüfung des Schutzes


Mit der Prüfung einer anderen Funktion fortfahren oder die Prüfung durch ändern derTestmodus-Einstellungen auf Aus beenden. Stellen Sie die Verbindungen wieder herund setzen Sie die Einstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, soferndiese für die Testzwecke verändert wurden. Stellen Sie sicher, dass alle in Betriebbefindlichen eingebauten Funktionen mit den korrekten Einstellungen aktiviert sind.

12.6 Spannungsschutz

12.6.1 Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV



Überprüfung des Start-Werts und der Auslöse-Zeitverzögerung fürStufe 1

1. Sicherstellen, dass die Geräteeinstellungen richtig sind, insbesondere derSTART-Wert, die unabhängige Zeitverzögerung und die Betriebsart 1 von 3.

2. Führen Sie dem Gerät dreiphasige Spannungen in deren Nennwerten zu.3. Verringern Sie die Spannung in einem der Leiter langsam und so lange, bis das

Signal START erscheint.4. Notieren Sie den Auslösewert und vergleichen Sie ihn mit dem eingestellten

Wert.



Der Auslösewert der Sekundärspannung wird gemäß derfolgenden Gleichungen berechnet:

Bei Leiter-Erde-Messungen:

U UBase VT

VTprim

1

100 3

<× ×

sec


Bei Leiter-Leiter-Messungen:

UUBase

VT

VTprim

1

100

<× ×

sec

IECEQUATION2431 V1 DE (Gleichung 95)5. Erhöhen Sie die gemessene Spannung auf Nennlastbedingungen.6. Kontrollieren Sie, ob das Signal START zurückgesetzt wird.7. Verringern Sie unverzüglich die Spannung in einem Leiter auf einen Wert, der

zirka 20 % unter dem gemessenen Auslösewert liegt.8. Messen Sie die Zeitverzögerung für das TRIP-Signal und vergleichen Sie sie mit

dem eingestellten Wert.9. Prüfen Sie die inverse Zeitverzögerung, indem Sie eine Spannung von 0,8 × U1<

einspeisen.

Wenn Sie beispielsweise die inverse Zeitkurve A auswählen,werden die Auslösesignale TR1 und TRIP nach demVerstreichen der Zeit gemäß der folgenden Gleichungausgelöst:

t sk

U

U

( ) =

−

<

1

11


Dabei gilt:

t(s) Auslösezeit in Sekunden

k1 Einstellbarer Multiplikator der Funktion für Schritt 1

U Gemessene Spannung

U1< Eingestellte Ausgangsspannung für Schritt 1

Springt die gemessene Spannung beispielsweise vom Bemessungswert auf das0,8-fache des eingestellten Ausgangsspannungswerts und der Zeitmultiplikatork1 ist auf 0,05 s (Standardwert) eingestellt, dann werden die Signale TR1 undTRIP nach einer Zeitspanne von 0,250 s ± Toleranz ausgelöst.

10. Der oben angeführte Test kann wiederholt werden, um die inverseZeitcharakteristik bei unterschiedlichen Spannungsstufen zu überprüfen.

11. Wiederholen Sie die oben beschriebenen Schritte für Stufe 2 der Funktion.



Erweitertes PrüfenDie oben angeführten Tests können für die Betriebsarten 2 von 3 und 3 von 3wiederholt werden.



12.6.2 Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV



Überprüfung der Leiterspannung und der Auslöse-Zeitverzögerung fürStufe 1

1. Eine Spannung unterhalb des Einstellwerts U> anlegen.2. Die Spannung langsam erhöhen bis das Signal ST1 auftritt.3. Notieren Sie den Auslösewert und vergleichen Sie ihn mit dem eingestellten

Wert.

Der Auslösewert der Sekundärspannung wird gemäß derfolgenden Gleichungen berechnet:

Bei Leiter-Erde-Messungen:

U UBase VT

VTprim

1

100 3

>× ×

sec


Bei Leiter-Leiter-Messungen:

UUBase

VT

VTprim

1

100

>× ×

sec

IECEQUATION2427 V1 DE (Gleichung 98)4. Die Spannung langsam senken und den Rücksetzwert notieren.5. Stellen Sie eine Spannung ein, die zirka 20 % höher ist als der für eine Phase

gemessene Auslösewert, und legen Sie sie an.6. Messen Sie die Zeitverzögerung für das Signal TR1 und vergleichen Sie sie mit

dem eingestellten Wert.7. Prüfen Sie die inverse Zeitverzögerung, indem Sie eine Spannung von 1,2 × U1>

einspeisen.




t sk

U

U

( ) =

>

−

1

11


Dabei gilt:




U1> Eingestellte Ausgangsspannung für Schritt 1

Springt die gemessene Spannung beispielsweise von 0 auf das 1,2-fache deseingestellten Ausgangsspannungswerts und der Zeitmultiplikator k1 ist auf0,05 s (Standardwert) eingestellt, dann werden die Signale TR1 und TRIP nacheiner Zeitspanne von 0,250 s ± Toleranz ausgelöst.

8. Der oben angeführte Test kann wiederholt werden, um die inverseZeitcharakteristik bei unterschiedlichen Spannungsstufen zu überprüfen.

9. Wiederholen Sie die oben beschriebenen Schritte für Stufe 2 der Funktion.

12.6.2.2 Erweitertes Prüfen

1. Die oben angeführten Tests können für die Betriebsarten 2 von 3 und 3 von 3wiederholt werden.



12.6.3 Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOV





1. Eine einphasige Spannung entweder am einphasigen Spannungseingang oderam Verlagerungsspannungseingang mit dem Anregungwert unterhalb deseingestellten Werts U1> anlegen.

2. Langsam die Spannung erhöhen, bis ST1 auftritt.3. Notieren Sie den Auslösewert und vergleichen Sie ihn mit dem eingestellten

Wert.4. Die Spannung langsam senken und den Rückfallwert notieren.5. Stellen Sie eine Spannung ein, die zirka 20 % höher ist als der für einen

gemessenen Auslösewert, und legen Sie sie an.6. Messen Sie die Zeitverzögerung für das Signal TR1 und vergleichen Sie sie mit

dem eingestellten Wert.7. Prüfen Sie die inverse Zeitverzögerung, indem Sie eine Spannung von 1,2 × U1>

einspeisen.


t sk

U

U

( ) =

>

−

1

11


Dabei gilt:




U1> Eingestellte Ausgangsspannung für Schritt 1

Springt die gemessene Spannung beispielsweise von 0 auf das 1,2-fache deseingestellten Ausgangsspannungswerts und der Zeitmultiplikator k1 ist auf0,05 s (Standardwert) eingestellt, dann werden die Signale TR1 und TRIP nacheiner Zeitspanne von 0,250 s ± Toleranz ausgelöst.

8. Wiederholen Sie den Test für Schritt 2 der Funktion.





12.6.4 Übererregungsschutz OEXPVPH



1. Aktivierung Funktion.2. Verbinden Sie einen symmetrischen dreiphasigen Spannungseingang von der

Prüfeinrichtung mit den entsprechenden Anschlussklemmen desÜbererregungsschutzes OEXPVPHan, die für einen dreiphasigenSpannungseingang konfiguriert ist.Eine einphasige Einspeisungsspannung wird angelegt, wenn die Funktion füreinen einphasigen Spannungseingang konfiguriert ist.OEXPVPH lässt sich bequem testen, indem Sie die Bemessungsfrequenz für dieEinspeisespannung verwenden und letztere erhöhen, um den gewünschtenPegel der Übererregung zu erhalten.

3. Schließen Sie den Alarmkontakt an das Zeitglied an und stellen Sie dieZeitverzögerung tAlarm vorübergehend auf Null.

4. Erhöhen Sie die Spannung und notieren Sie sich den Auslösewert V/Hz>.5. Verringern Sie die Spannung langsam und notieren Sie sich den

Rücksetzwert.6. Stellen Sie die Alarmzeitverzögerung auf den korrekten Wert gemäß dem

Schema der Einstellungen ein und überprüfen Sie die Zeitverzögerung mittelsEinspeisung einer 1,2 · V/Hz> entsprechenden Spannung.

7. Schaltausgangskontakt an den Timer anschließen und vorübergehendZeitverzögerung tMin auf 0,5 s setzen.

8. Erhöhen Sie die Spannung und notieren Sie sich den Auslösewert für V/Hz>>.

9. Verringern Sie die Spannung langsam und notieren Sie sich den Rücksetzwert.10. Stellen Sie die Alarmzeitverzögerung auf den korrekten Wert gemäß dem

Schema der Einstellungen ein und überprüfen Sie die Zeitverzögerung tMinmittels Einspeisung einer 1,2 · V/Hz>> entsprechenden Spannung.

11. Kontrollieren Sie, ob die Auslöse- und Anregungskontakte gemäß derKonfigurationslogik funktionieren.

12. Stellen Sie die Kühlzeitkonstante vorübergehend auf den Minimalwert (1 Min.)ein, um den Wärmegehalt schnell abzusenken.

13. Die Zeitspanne des 6-fachen des Werts von Tcooling20 Minuten lang abwarten,eine Spannung von 1,15 · V/Hz> anlegen und die inverse Auslösezeitüberprüfen.Warten Sie, bis der Wärmespeicher leer ist. Stellen Sie die Kühlzeitkonstantegemäß dem Schema der Einstellungen ein und überprüfen Sie einen weiterenPunkt an der Kurve der stromabhängigen Zeit per Einspeisung einer Spannungvon 1,3 · V/Hz>.

14. Prüfen Sie abschließend, ob die Anrege- und Auslöseinformationen imEreignismenü gespeichert wurden.





12.6.5 Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV


12.6.5.1 Prüfung von Unterspannungslevels

Dieser Test ist relevant, wenn die Einstellung BlkDiffAtULow = Ja.

Prüfung von U1LowVorgehensweise

1. Spannungen gemäß des gültigen Schaltplans und der Graphik mit dem Gerätverbinden 47.

2. Legen Sie an den dreipoligen Eingängen U1 und an einem der Leiter derEingänge U2 eine Spannung an, die höher ist als der höchste Einstellwert vonUDTrip, U1Low und U2Low, wie in Abbildung 47 dargestellt.Das Spannungsdifferential-Signal START wird gesetzt.



U L 1

U L 2

U L 3

U N

U L 1

U L 1U L 2U L 3

Gerät

e-Pr

üfeinr

ichtun

g

Gerät

= IE C 0 7 0 0 0 1 0 6 = 2 = d e = Or ig in a l.v s d

U L 2

U L 3

U N

1

2

IEC07000106 V2 DE

Abb. 47: Verbindung der Prüfeinrichtung mit dem Gerät zum prüfen desU1 Blockierpegels

Wobei:

1 ist die dreiphasige Spannungsgruppe1 (U1)


3. Senken Sie langsam die Spannung in Leiter UL1 der Prüfeinrichtung, bis dasSignal START zurückgesetzt wird.

4. Prüfen Sie den Blockierpegel U1, indem Sie den Spannungspegel beimRücksetzen mit der eingestellten Unterspannungs-Blockierung U1Lowvergleichen.

5. Wiederholen Sie die Schritte 2 bis 4, um U1Low in anderen Leitern zu prüfen.

Die Verbindungen an U1 müssen verschoben sein, um einenanderen Leiter zu testen. (UL1 bis UL2, UL2 bis UL3, UL3 bisUL1)

Prüfung von U2LowVorgehensweise




U L 1

U L 2

U L 3

U N

U L 1

U L 1U L 2U L 3

Gerät

e-Pr

üfeinr

ichtun

g

Gerät


U L 2

U L 3

U N

1

2

IEC07000107 V2 DE

Abb. 48: Verbindung der Prüfeinrichtung mit dem Gerät zum prüfen desU2 Blockierpegels

Wobei:



2. Legen Sie am dreipoligen Eingang U1 und an einem Leiter der Eingänge U2 eineSpannung an, die höher ist als der höchste eingestellte Wert UDTrip, U1Low undU2Low, wie in Abbildung 48 dargestellt.Das Spannungsdifferential-Signal START wird gesetzt.

3. Senken Sie langsam die Spannung in Leiter UL3 der Prüfeinrichtung, bis dasSignal START zurückgesetzt wird.

4. Prüfen Sie den Blockierpegel U2, indem Sie den Spannungspegel beimRücksetzen mit der eingestellten Unterspannungs-Blockierung U2Lowvergleichen.

12.6.5.2 Prüfung von Spannungsdifferentialauslösung und Alarmleveln

Vorgehensweise




U L 1

U L 2

U L 3

U N

U L 1

U L 1U L 2U L 3

Gerät

e-Pr

üfeinr

ichtun

g

Gerät


U L 2

U L 3

U N

1

2

IEC07000108 V2 DE

Abb. 49: Verbindung des Testsets mit dem Gerät, um das Alarmlevel,Auslöselevel und Auslösezeitgeber zu testen

Wobei:



2. Legen Sie 1,2 · Ur (Bemessungsspannung) an den Eingängen U1 und U2 an.3. Senken Sie langsam die Spannung der Prüfeinrichtung in Leiter UL1, bis das

Signal ALARM aktiviert wird.

Das Signal ALARM wird mit dem Zeitglied tAlarm verzögert

4. Prüfen Sie den Alarm-Auslösepegel, indem Sie den Differentialspannungspegelbei ALARM mit dem eingestellten Alarmpegel UDAlarm vergleichen.

5. Senken Sie weiter langsam die Spannung, bis das Signal START aktiviert wird.6. Prüfen Sie die Differentialspannung-Auslösepegel, indem Sie den

Differentialspannungspegel bei START mit dem eingestellten AuslösepegelUDTrip vergleichen.

7. Wiederholen Sie die Schritte 1 bis 6, um die anderen Leiter zu prüfen.Beachten Sie, dass die Verbindungen mit U1 verschoben sein müssen um einenanderen Leiter zu testen. (UL1 bis UL2, UL2 bis UL3, UL3 bis UL1)

12.6.5.3 Prüfen der Auslösung und Auslöserücksetzungszeitgebern

Verfahren



1. Verbinden Sie die Spannungen nach dem gültigen Schaltplan und Abbildung 49am Gerät an.

2. Stellen Sie Ur (Bemessungsspannung) an den Eingängen U1 ein und steigern Siedie Spannung U2, bis die Differentialspannung bei 1,5 · Auslösepegel (UDTrip)liegt.

3. Testmodus einschalten. Zeit von der Aktivierung des START Signals bis zurAktivierung des Auslösesignals messen.

4. Prüfen Sie die gemessene Zeit, indem Sie sie mit der eingestellten AuslösezeittTrip vergleichen.

5. Spannung steigern, bis das START Signal zurückgesetzt wird. Zeit von derZurücksetzung des START Signals bis zur Zurücksetzung des Auslösesignalsmessen.

6. Prüfen Sie die gemessene Zeit, indem Sie sie mit der eingestellten Auslöse-Rückfallzeit tReset vergleichen.

12.6.5.4 Letztendliche Einstellung zur Kompensations von VTVerhältnisunterschieden

Vorgehensweise

1. Schauen Sie sich mit dem Schutz im Testmodus die Servicewerte derDifferentialspannungen in jedem Leiter an der LHMI an, unter Main menu/Test/Funktionsstatus/Spannungsschutz/VoltageDiff(PTOV,60)/VDCPTOV:x.

Die IED Spannungseingänge sollten mit den VTS verbundenwerden, gemäß des gültigen Schaltplans.

2. Differentialspannungen aufzeichnen.3. Berechnen Sie den Kompensationsfaktor RFLx für jeden Leiter.

Zur Information über die Kalkulation des Kompensationsfaktors sieheAnwendungshandbuch.

4. Stellen Sie den Kompensationsfaktor an der LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Einstellungsgruppe N/Spannungsschutz/VoltageDiff(PTOV,60)/VDCPTOV:x ein

5. Prüfen Sie ob die Differentialspannungen nahe Null liegen.





12.6.6 100 % Stator-Erdfehlerschutz, 3. OberschwingungSTEFPHIZ


12.6.6.1 Testen

Die Schutzfunktion setzt die Messung der dritten Oberschwingungsspannung amSternpunkt des Generators und an den Generatoranschlüssen ein(Transformatoranschluss über offene Dreieckswicklung am Gerät).

Die Prüfeinrichtung sollte in der Lage sein, dritte Oberschwingungsspannungen zuerzeugen. Eine Spannung (UN3) wird mit dem Verlagerungsspannungs-Eingang ander Anschlussseite des Generator verbunden. Die zweite Spannung (UN3) wird mitdem Spannungseingang am Sternpunkt des Generator verbunden. Der Winkelzwischen der eingespeisten dritten Oberschwingungsspannung sollte einstellbar sein.

en07000127.vsd

U3N

U3T

IEC07000127 V1 DE

Abb. 50: Typisches Vektorendiagramm für dritteOberschwingungsspannungen bei intakten Maschinen

1. Speisen Sie die folgenden Spannungen ein: U3T = 15 V, U3N = 5 V und derWinkel zwischen den Spannungen = 180°. Prüfen Sie die überwachten Werteder folgenden Analogsignale: E3 (die Größe der induzierten drittenOberschwingungsspannung im Stator), U3N: 5 V (die Größe der an derSternpunktseite des Generators gemessenen drittenOberschwingungsspannung), U3T: 15 V (die Größe der an der Anschlussseitedes Generators gemessenen dritten Oberschwingungsspannung) und ANGLE:180° (der Winkel zwischen den dritten Oberschwingungsspannungs-VektorenU3N sowie U3T). Der Wert von E3 sollte nah beim folgenden Wert liegen:



( ) ( )2 2

3N 3T 3TE3 U U cos(ANGLE) U sin(ANGLE)= - × + ×


2. Lesen Sie den Wert der DU (Differentialspannung) ab. Der Wert von DU mussnahe an folgendem Wert liegen:

( ) ( )2 2

3N 3T 3TDU U U cos(ANGLE) U sin(ANGLE)= + × + ×


3. Wert der zugeführten Spannung senken U3N bis das Signal START3H aktiviertworden ist. Prüfen, ob

3 N

DU

UBeta=

EQUATION2072 V2 EN (Gleichung 103)

beachten Sie die angegebene Genauigkeit (beta ist ein Einstellparameter)4. Steigern Sie die Spannung U3N sodass das Anregesignal fällt. Anschließend

schalten Sie die Spannung U3N auf Null und messen die Zeitverzögerung bis zurAktivierung der Signale TRIP und TRIP3H.Der 100 % Stator-Erdefehlerschutz verfügt auch über eine Grundfrequenz-Sternpunkt-Überspannungsfunktion (95 % Stator-Erdefehlerschutz). DieserTeil des Schutzes kann separat über die Einspeisung einer Grundfrequenz-Spannung mithilfe einer Prüfeinrichtung getestet werden.

12.6.6.2 Einstellungen überprüfen

1. Prüfen Sie bei laufendem aber nicht verbundenem Generator unterBemessungsdrehzahl die Werte der folgenden Analogsignale: E3 (Größe derinduzierten 3. Oberschwingungsspannung im Stator), U3N (die Größe der drittenOberschwingungsspannung, an der Sternpunktseite des Generators gemessen),U3T (die Größe der dritten Oberschwingungsspannung, an der Anschlussseitedes Generators gemessen) und ANGLE (der Winkel zwischen den drittenOberschwingungs-Spannungszeigern U3N and U3T). Der Wert von E3 sollte nahbeim folgenden Wert liegen:

( ) ( )2 2

3N 3T 3TE3 U U cos(ANGLE) U sin(ANGLE)= - × + ×


Stellen Sie sicher, dass der Wert von ANGLE größer ist als 125°2. Lesen Sie den Wert der DU (Differentialspannung) ab. Der Wert von DU muss

nahe an folgendem Wert liegen:



( ) ( )2 2

3N 3T 3TDU U U cos(ANGLE) U sin(ANGLE)= + × + ×


3. Lesen Sie den Wert von BU ab (Haltespannung: Beta ·U3N). Das Verhältnis DU/BU sollte bei einem intakten Generator weit unter 1 liegen.

4. Nach der Synchronisierung des Generators wird das Verhältnis DU/BU aufunterschiedliche Lastpegel des Generators geprüft. Diese Überwachungunterschiedlicher Lastpegel sollte die Grundlage für die Einstellung beta sein.Wenn die Funktion gemeinsam mit der Option der Sternpunktmessungeingesetzt wird, dann wird der Test nur über die Prüfung der Spannungdurchgeführt. Der Auslösewert sollte unter normalen Betriebsbedingungen überder am Sternpunkt gemessenen Nullspannung der dritten Oberschwingungliegen (intakter Generator).



12.7 Frequenzschutz

12.7.1 Unterfrequenzschutz SAPTUF



Überprüfung des START-Werts und der Zeitverzögerung bis zurAuslösung

1. Prüfen Sie, ob die Geräteeinstellungen korrekt sind, beispielsweise der START-Wert und die Zeitverzögerung.

2. Führen Sie dem Gerät dreiphasige Spannungen in deren Nennwerten zu.3. Langsam die Frequenz der angelegten Spannung senken, bis das START-Signal

auftritt.4. Notieren Sie den Auslösewert und vergleichen Sie ihn mit dem eingestellten

Wert.5. Erhöhen Sie die Frequenz, bis die Auslöse-Nennwerte erreicht sind.



6. Sicherstellen, dass das START-Signal zurückgesetzt wird.7. Umgehend die Frequenz der angelegten Spannung auf einen Wert senken, der

1 % unter dem Auslösewert liegt (eine Änderung der Stufe um mehr als 2 %verlängert die Zeitverzögerung).

8. Messen Sie die Zeitverzögerung des TRIP-Signals und vergleichen Sie sie mitdem eingestellten Wert. Beachten Sie, dass die gemessene Zeit aus demEinstellwert der Zeitverzögerung plus der Mindestauslösezeit derAnregefunktion besteht (80 - 90 ms).

Erweitertes Prüfen

1. Der oben angeführte Test kann wiederholt werden, um die Zeit zumZurücksetzen zu überprüfen.

2. Die obigen Tests können wiederholt werden zum Prüfen derfrequenzabhängigen inversen Zeitcharakteristik.

Verifikation der Spannungsuntergrenze zu Blockierung der Funktion

1. Überprüfen Sie, ob die Geräteeinstellungen korrekt sind, beispielsweise dieStartFrequency, UMin und die tDelay.

2. Führen Sie dem Gerät dreiphasige Spannungen in Nennwerten zu.3. Verringern Sie den Betrag der angelegten Spannung langsam und so lange, bis

das Signal BLKDMAGN erscheint.4. Notieren Sie die Größe des Spannungspegels und vergleichen Sie ihn mit dem

eingestellten Wert UMin.5. Langsam die Frequenz der angelegten Spannung auf einen Wert unterhalb von

StartFrequency senken.6. Prüfen, dass das Signal START nicht erscheint.7. Die Dauer der Zeitspanne tDelay abwarten und sicherstellen, dass das Signal

TRIP nicht ausgegeben wird.



12.7.2 Überfrequenzschutz SAPTOF



Überprüfen von ANREGE-Werten und Auslösezeiten



1. Kontrollieren Sie, ob die Einstellungen am Gerät korrekt sind. Dies gilt z. B. fürden ANREGE-Wert und die Zeitverzögerung.

2. Führen Sie dem Gerät dreiphasige Spannungen in deren Nennwerten zu.3. Steigern Sie langsam die Frequenz der angelegten Spannung, bis das ANREGE-

Signal auftritt.4. Notieren Sie den Auslösewert und vergleichen Sie ihn mit dem eingestellten

Wert.5. Verringern Sie die Frequenz auf die Nennauslösebedingungen.6. Vergewissern Sie sich, dass das ANREGE-Signal zurückgesetzt wird.7. Erhöhen Sie unverzüglich die Frequenz der angelegten Spannung auf einen

Wert, der zirka 1% unter dem Auslösewert liegt (eine schrittweise Änderung ummehr als 2% erhöht die Zeitverzögerung).

8. Messen Sie die Zeitverzögerung für das TRIP-Signal und vergleichen Sie sie mitdem eingestellten Wert. Es ist zu beachten, dass sich die gemessene Zeit aus demfür die Zeitverzögerung eingestellten Wert und der minimalen Auslösezeit derAnregefunktion zusammensetzt (80 - 90 ms).

Erweitertes Prüfen

1. Der oben angeführte Test kann wiederholt werden, um die Zeit zumZurücksetzen zu überprüfen.

Verifikation der Spannungsuntergrenze zu Blockierung der Funktion

1. Kontrollieren Sie, ob die Einstellungen am Gerät korrekt sind. Dies gilt z. B. fürdie Parameter StartFrequency, UMin und tDelay.

2. Führen Sie dem Gerät dreiphasige Spannungen in deren Nennwerten zu.3. Verringern Sie den Betrag der angelegten Spannung langsam und so lange, bis

das Signal BLKDMAGN erscheint.4. Notieren Sie den Wert des Betrages der Spannung und vergleichen Sie ihn mit

dem Einstellwert für UMin.5. Erhöhen Sie langsam die Frequenz der angelegten Spannung auf einen Wert

oberhalb von StartFrequency.6. Vergewissern Sie sich, dass das ANREGE-Signal nicht erscheint.7. Warten Sie die Dauer der Zeitspanne tDelay ab und stellen Sie sicher, dass das

Auslöse-Signal nicht ausgegeben wird.





12.7.3 Frequenzänderungsschutz SAPFRC



Überprüfen von ANREGE-Werten und Auslösezeiten

1. Kontrollieren Sie, ob die Einstellungen am Gerät korrekt sind. Dies giltinsbesondere für den Parameter ANREGUNG-Wert und die unabhängigeZeitverzögerung. Stellen Sie StartFreqGrad auf einen ziemlich kleinennegativen Wert ein.

2. Führen Sie dem Gerät dreiphasige Spannungen in deren Bemessungswerten zu.3. Senken Sie langsam die Frequenz der angelegten Spannung, mit einem

steigenden df/dt, die letztlich die Einstellung StartFreqGrad überschreitet undstellen Sie sicher, dass das START-Signal auftritt.

4. Notieren Sie den Auslösewert und vergleichen Sie ihn mit dem eingestelltenWert.

5. Erhöhen Sie die Frequenz auf die Nennbetriebsbedingungen und eineWechselrate von Null.

6. Kontrollieren Sie, ob das Signal START zurückgesetzt wird.7. Verringern Sie unverzüglich die Frequenz der angelegten Spannung auf einen

Wert, der zirka 20 % unter dem Nennwert liegt.8. Messen Sie die Zeitverzögerung für das TRIP-Signal und vergleichen Sie sie mit

dem eingestellten Wert.

Erweitertes Prüfen

1. Der obige Test kann zur Überprüfung einer positiven Einstellung vonStartFreqGrad wiederholt werden.

2. Die oben angeführten Tests können wiederholt werden, um die Zeit zumZurücksetzen zu überprüfen.

3. Die oben angeführten Tests können wiederholt werden, um das SignalRESTORE zu prüfen, wenn die Frequenz von einem niedrigen Wertzurückkehrt.





12.7.4 Frequenzzeit-Akkumulations-Schutzfunktion FTAQFVR

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie im Kapitel „Überblick“ und inAbschnitt „Vorbereitung zur Prüfung“ in diesem Kapitel beschrieben eingestellt.


Die Zeitmessung und die Strom- und Spannungseinspeisung kann über NormaleTestausrüstung erfolgen.

Überprüfung des Werts START und der Zeitverzögerung bis zurAuslösung1. Prüfeinrichtung für die Einspeisung von dreiphasigen Strömen und Spannungen

an den entsprechenden Strom- und Spannungsklemmen des Geräts anschließen.2. Sicherstellen, dass die Geräteeinstellungen ordnungsgemäß sind, insbesondere

die Einstellungen CurrStartLevel, FreqHighLimit, FreqLowLimit, UHighLimitund ULowLimit.

3. Speisen Sie dreiphasige Ströme und Spannungen im jeweiligen Bemessungswertin das Gerät ein.

4. Verringern Sie langsam die Frequenz der eingespeisten Spannung, bis sie dieobere Frequenzgrenze überschreitet und das Signal START angezeigt wird.

5. Prüfen Sie, ob das Signal FREQOK angezeigt wird.6. Vergleichen Sie den Auslösewert mit dem oberen Grenzwert der Frequenz.7. Verringern Sie die Frequenz der eingespeisten Spannung, bis sie die untere

Frequenzgrenze überschreitet und das Signal START verschwindet.8. Prüfen Sie, ob das Signal FREQOK verschwindet.9. Vergleichen Sie den Rückfallwert mit dem unteren Grenzwert der Frequenz.10. Justieren Sie die Frequenz der angelegten Spannung (in Schritten von 0,001 Hz/

s) auf einen Wert innerhalb der Grenzen des eingestellten Frequenzbands.11. Stellen Sie sicher, dass das Signal START erneut angezeigt wird.12. Warten Sie so lange ab, wie in tCont vorgesehen und stellen Sie sicher, dass die

Signale TRIP und TRIPCONT erzeugt werden.13. Messen Sie die Zeitverzögerung des Signals TRIP und vergleichen Sie den Wert

mit dem Einstellwert.

Überprüfung des ACCALARM Werts und der Zeitverzögerung bis zurAuslösung1. Prüfeinrichtung für die Einspeisung von dreiphasigen Strömen und Spannungen

an den entsprechenden Strom- und Spannungsklemmen des Geräts anschließen.2. Sicherstellen, dass die Geräteeinstellungen der Standardeinstellungen

ordnungsgemäß sind, insbesondere die Einstellungen CurrStartLevel,FreqHighLimit, FreqLowLimit, UHighLimit und ULowLimit.

3. Speisen Sie dreiphasige Ströme und Spannungen im jeweiligen Bemessungswertin das Gerät ein.

4. Verringern Sie langsam die Frequenz der eingespeisten Spannung, bis sie dieobere Frequenzgrenze überschreitet und das Signal START angezeigt wird.



5. Ändern Sie die Frequenz der angelegten Spannung kontinuierlich, sodass dieFrequenz für eine bestimmte Zeitdauer außerhalb des eingestellten Bereichs liegtund langsam wieder in diesen Bereich zurückfällt.

6. Messen Sie die Zeit nur, wenn die Frequenz sich innerhalb des eingestelltenFrequenzbereichs befindet. Warten Sie so lange ab, wie in tAccLimit vorgesehenund stellen Sie sicher, dass das Signal ACCALARM angezeigt wird.

7. Messen Sie die Zeitverzögerung des Signals ACCALARM und vergleichen Sie denWert mit dem Einstellwert.

Erweitertes Prüfen1. Zum Überprüfen des Werts TRIPACCwiederholen Sie den oben aufgeführten

Test. Dabei liegt die Frequenz der angelegten Spannung innerhalb deseingestellten Frequenzbereichs, wenn die Zeit den Einstellwert tAccLimiterreicht.

Überprüfung der Start- und Stopplogik des Generators1. Sicherstellen, dass die Geräteeinstellungen der Standardeinstellungen


2. Sicherstellen, dass die Einstellung CBCheck aktiviert ist.3. Speisen Sie dreiphasige Ströme und Spannungen in den jeweiligen

Bemessungswerten in das Gerät ein.4. Langsam die Frequenz der angelegten Spannung senken, bis das Signal START

angezeigt wird.5. Aktivieren Sie das Eingangssignal CBOPEN .6. Langsam die eingespeiste Spannung unter den Wert CurrStartLevel senken, bis

das Signal START verschwindet.7. Vergleichen Sie den Wert der Stromgröße mit dem eingestellten Wert.

Überprüfung der Prüflogik für Spannungsbereichsgrenzen1. Sicherstellen, dass die Geräteeinstellungen der Standardeinstellungen


2. Sicherstellen, dass die Einstellung EnaVoltCheck aktiviert ist.3. Speisen Sie dreiphasige Ströme und Spannungen in den jeweiligen

Bemessungswerten in das Gerät ein.4. Prüfen Sie, ob das Signal VOLTOK angezeigt wird.5. Langsam die Frequenz der angelegten Spannung senken, bis das Signal START

angezeigt wird.6. Die Mitsystemspannung der eingespeisten Spannung langsam unter den Wert

ULowLimit senken, bis das Signal START verschwindet.7. Prüfen Sie, ob das Signal VOLTOK verschwindet.8. Vergleichen Sie den Rückfallwert mit dem unteren Grenzwert der Spannung.9. Justieren Sie die Mitsystemspannung der eingespeisten Spannung auf einen Wert

innerhalb der eingestellten Spannungsbereichsgrenzen.



10. Prüfen Sie, ob das Signal START erneut angezeigt wird.11. Die Mitsystemspannung der eingespeisten Spannung langsam über den Wert

UHighLimit steigern, bis das Signal START verschwindet.12. Vergleichen Sie den Rückfallwert mit dem oberen Grenzwert der Spannung.


• Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie dieEinstellung Testmodus auf Aus ändern.

• Stellen Sie die Verbindungen wieder her und setzen Sie die Einstellungen wiederauf ihre ursprünglichen Werte zurück, sofern diese für die Testzwecke verändertwurden.

12.8 Mehrzweckschutz

12.8.1 Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC

Bereiten Sie das Gerät gemäß den Ausführungen in den Absätzen "Anforderungen"und "Vorbereitung zur Prüfung" dieses Kapitels zur Verifizierung von Einstellungenvor.

Ein neues Merkmal innerhalb der CVGAPC-Funktion ist, dass der bearbeitete und fürAuswertung in der Funktion eingesetzte Wert auf vielfältige Weise durch dieEinstellungsparameter CurrentInput und VoltageInput bestimmt werden kann.

Die Einstellungsparameter entscheiden, welcher Art der Vorbearbeitung dieangeschlossenen dreiphasigen CT- und VT-Eingänge unterzogen werden sollen. Dasheißt, das z. B. einphasige Größen, Leiter-Leiter-Größen, Mitsystemgrößen,Inversgrößen, die maximale Größe aus der dreiphasigen Gruppe, die Minimalgrößeaus der dreiphasigen Gruppe, der Unterschied zwischen maximalen und minimalenGrößen (Unsymmetrie) können abgeleitet und dann in der Funktion eingesetztwerden.

Aufgrund der vielseitigen Möglichkeiten der CVGAPC-Funktion, aber auch derMöglichkeiten logischer Kombinationen in der Anwendungskonfiguration derAusgänge von mehr als einem CVGAPC-Funktionsblock, ist es kaum möglich, einealles abdeckende allgemeine Inbetriebnahmeprüfung zu definieren.

12.8.1.1 Integrierte Überstromfunktion (ungerichtet)

Vorgehensweise

1. In das Hauptmenü/Menü Test/Funktionstest-Modi/Multifunktionsschutz/Univ.Funkt. Strom /Spannung (GAPC)/CVGAPC:x gehen und



sicherstellen, dass die zu prüfende CVGAPC nicht blockiert ist und dass andereFunktionen, die die Auswertung der Tests stören könnten, blockiert sind.

2. Prüfeinrichtung zum Ausgeben von dreiphasigem Strom an die entsprechendenStromklemmen des Geräts der 670 Serie anschließen.

3. Strom so anlegen, dass der zu bewertende relevante Messstrom (entsprechendEinstellungsparameter CurrentInput) vom Testset erzeugt wird. Stromstärkeerhöhen bis die niedrig eingestellte Stufe einsetzt und mit dem eingestelltenAnsprechwert vergleichen.

4. Den Strom langsam senken und den Rückfallwert betrachten.5. Die höher eingestellte Stufe blockieren, falls der Prüfstrom diese Stufe bei der

unten stehenden Prüfung anregt.6. Den Auslösekontakt an die Prüfeinrichtung anschließen.7. Den Strom auf 200 % des Ansprechwerts der niedrig eingestellten Stufe

erhöhen, den Strom einschalten und die Zeitverzögerung überprüfen.Für stromabhängige Verzögerungskurven die Ansprechzeit bei einem Stromvon 110 % des Ansprechstroms bei tMin überprüfen.

8. Sicherstellen, dass Auslöse- und kontakte entsprechend derKonfigurationslogik funktionieren.

9. Die Blockade der höher eingestellten Stufe aufheben und die Ansprech- undRückfallwerte sowie die Auslösezeit für die höher eingestellte Stufe nach dergleichen Methode wie bei der niedrig eingestellten Stufe überprüfen.

10. Letztlich sicherstellen, dass Anrege- und Auslösemeldungen im Ereignismenügespeichert sind.


12.8.1.2 Überstromfunktion mit Stromstabilisierung

Der Stromstabilisierungswert muss ebenso gemessen oder berechnet werden und derEinfluss auf den Betrieb muss berechnet werden, wenn das Testen des Ansprechwertsbeendet ist.

Vorgehensweise

1. AnsprechwertmessungDer Stromstabilisierungwert muss ebenso gemessen oder berechnet werden undder Einfluss auf den Betrieb muss berechnet werden, wenn das Testen desAnsprechwerts beendet ist.

12.8.1.3 Überstromfunktion mit Spannungsstabilisierung

Vorgehensweise



1. Prüfeinrichtung zum Ausgeben von dreiphasigen Strömen und dreiphasigenSpannungen an die entsprechenden Strom- und Spannungsklemmen des Gerätsanschließen.

2. Mit der Prüfeinrichtung den zu prüfenden Einstellwerten CurrentInput undVoltageInput) entsprechende Ströme und Spannungen ausgeben.Gesamtprüfung im Prinzip wie oben (ungerichtete Überstromfunktion)

3. AnsprechwertmessungDer relevante Spannungsstabilisierungswert (entsprechendEinstellungsparameter VoltageInput) muss ebenso von der Prüfeinrichtungeingespeist werden und der Einfluss auf den Betrieb muss berechnet werden,wenn das Testen des Ansprechwerts beendet ist.

4. AnsprechzeitmessungUnabhängige Zeiten können wie oben getestet werden (ungerichteteÜberstromfunktion). Für inverse Zeitmerkmale ist der Anregewert (auf welchendas Überstromverhältnis berechnet werden muss) der eigentliche Ansprech-Sollwert, der bei der tatsächlichen Stabilisierung aus derSpannungsstabilisierungsgröße resultiert.

12.8.1.4 Überstromfunktion mit Richtungsabhängigkeit

Wir weisen darauf hin, dass die Richtungscharakteristik auf zwei unterschiedlicheMethoden eingestellt werden kann, entweder nur in Abhängigkeit vom Winkelzwischen Strom und Polarisationsspannung (Einstellungsparameter DirPrinc_OC1oder DirPrinc_OC2 oder so, dass der Ansprechwert auch abhängig ist vom Winkelzwischen Strom und Polarisationsspannung entsprechend dem I · cos(F) Gesetz(Einstellungsparameter DirPrinc_OC1 oder DirPrinc_OC2 eingestellt auf I · cos(F).Dies sollte man wissen, wenn eine detailliertere Messung der Richtungscharakteristikbenötigt wird, als die unten beschriebene.

Vorgehensweise

1. Prüfeinrichtung zum Ausgeben von dreiphasigen Strömen und dreiphasigenSpannungen an die entsprechenden Strom- und Spannungsklemmen des Gerätsanschließen.

2. Mit der Prüfeinrichtung den zu prüfenden Einstellwerten CurrentInput undVoltageInput) entsprechende Ströme und Spannungen ausgeben.

3. Den betreffenden Messgrößenstrom auf Verzögerung oder Voreilung einstellen(Verzögerung für negativen RCA-Winkel und Voreilung für positiven RCA-Winkel), den Winkel der betreffenden Spannung gleich dem eingestelltencharakteristischen Gerätewinkel (rca-dir) einstellen, wenn Vorwärtsrichtungausgewählt ist und der Konfigurationsparameter CTstarpoint auf ToObjecteingestellt ist.Wenn die gegenläufige Richtung ausgewählt oder der KonfigurationsparameterCTstarpoint auf FromObject eingestellt ist, wird der Winkel zwischen Stromund Spannung auf einen Wert gleich rca-dir+180° eingestellt.



4. Gesamtprüfung im Prinzip wie oben (ungerichtete Überstromfunktion)5. Die Richtung des eingespeisten Stroms umkehren und sicherstellen, dass der

Schutz nicht aktiv ist.6. Mit niedriger Spannung überprüfen, dass die Funktion ungerichtet, blockiert

oder mit Speicher, entsprechend der Einstellung funktioniert.

12.8.1.5 Über-/Unterspannungsfunktion

Vorgehensweise

1. Prüfeinrichtung zum Ausgeben von dreiphasigem Strom an die entsprechendenSpannungsklemmen des Geräts anschließen.

2. Mit der Prüfeinrichtung dem zu prüfenden EinstellwertEingangsspannung)entsprechende Spannungen ausgeben.

3. Allen nach dem obigen Prinzip prüfen (ungerichtete Überstromfunktion) undentsprechend für die Unterspannungsfunktion anwenden.



12.9 Überwachung des Sekundärsystems

12.9.1 Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC


Die Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC lässt sich am einfachsten mit demselben dreiphasigen Prüfgerät testen, das für das Prüfen der Messfunktionen im Gerätverwendet wurde.

Voraussetzung für dieses Verfahren ist, dass die Einstellung von IMinOp unter derEinstellung von Ip>Block liegt.


1. Überprüfung der Eingangsschaltungen und dem Ansprechwert des IMinOpStromschwellenwerts durch Anlegen von Strom, eine Phase nach der anderen.

2. Überprüfen Sie die Leiterstrom-Blockierungsfunktion für alle drei Leiter,indem Sie Strom in jeweils einen Leiter einspeisen. Wenn der Strom 1,5 · IBase



überschreitet, müssen die Ausgangssignale mit einer Verzögerung von 1Sekunde zurücksetzen.

3. Speisen Sie am Referenzstrom-Eingang I5 einen Strom ein, der 0,1 · IBaseentspricht.

4. Steigern Sie den Strom in einem der Leiter-Stromeingänge langsam und prüfenSie, ob der Ausgang FEHLER ausgegeben wird, wenn der Strom bei etwa 0,9 ·IBase liegt.



12.9.2 Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVC


Diese Verifizierung ist in zwei Hauptteile untergliedert. Die erste Teil gilt für alleOptionen der Überwachung von Sicherungsfehlern gleichermaßen. Zugleich wirdkontrolliert, ob die Binärein- und -ausgänge wie vorgesehen gemäß der aktuellenKonfiguration funktionieren. Im zweiten Teil werden die relevanten Einstellungender Auslösewerte gemessen.

12.9.2.1 Kontrollieren, ob die Binärein- und -ausgänge wie vorgesehenfunktionieren

1. Bilden Sie die normalen Betriebsbedingungen nach, bei denen sich diedreiphasigen Ströme mit ihren entsprechenden Spannungen in Phase befindenund alle ihren Bemessungswerten gleichen.

2. Bemessungsspannung (DC) an den binären Eingang DISCPOS anlegen.• Das Signal BLKU sollte nahezu ohne Zeitverzögerung erscheinen.• Am Gerät sollten die Signale BLKZ und 3PH nicht erscheinen.• Nur die Distanzschutzfunktion kann auslösen.• Die unterspannungsabhängigen Funktionen dürfen nicht funktionieren.

3. Trennen Sie die DC-Spannung von der binären Eingangsklemme DISCPOS.4. Legen Sie die Bemessungswechselspannung an den Binäreingang MCBOP an.

• Die Signale BLKU und BLKZ sollten ohne Zeitverzögerung erscheinen.• Alle unterspannungsabhängigen Funktionen müssen blockiert werden.

5. Klemmen Sie die Wechselspannung vom Terminal des Binäreingangs MCBOPab.

6. Trennen Sie eine der Leiterspannungen und beobachten Sie die logischenAusgangssignale an den Binärausgängen des Geräts.



Die Signale BLKU und BLKZ sollten gleichzeitig erscheinen, wenn dieRücksetzung von BLKU und BLKZ von der Einstellung SealIn “ein” oder “aus”abhängt. Bei “ein” keine Rücksetzung, bei “aus” Rücksetzung.

7. Trennen Sie nach mehr als 5 Sekunden die übrigen beiden Leiterspannungenund alle drei Ströme.• Der hohe Status der BLKU und BLKZ Ausgangssignale sollte

unverändert bleiben.• Das Signal 3PH tritt auf.

8. Stellen Sie normale Spannungs- und Strombetriebsbedingungen gleichzeitigher und beobachten Sie die entsprechenden Ausgangssignale.Sie sollten wie folgt auf logisch Null wechseln:• Signal 3PH nach etwa 25 ms• Signal BLKU nach etwa 50 ms• Signal BLKZ nach etwa 200 ms

12.9.2.2 Messen des Auslösewertes für die Gegensystemfunktion

Messen Sie den Auslösewert für die Gegensystemfunktion, sofern im Gerät enthalten.

1. Bilden Sie die normalen Betriebsbedingungen nach, bei denen sich diedreiphasigen Ströme mit ihren entsprechenden Spannungen in Phase befindenund alle ihren Nennwerten gleichen.

2. Langsam die gemessene Spannung in einer Phase verkleinern, bis das SignalBLKU erscheint.

3. Zeichnen Sie die gemessene Spannung auf und berechnen Sie die entsprechendeGegensystemspannung gemäß der Gleichung (beachten Sie, dass dieSpannungen in der Gleichung Zeiger sind):

3 2 12⋅ + ⋅ + ⋅U U U UL L2 L3= a a


Wobei gilt:

UL1 , UL2 and UL3

IEC00000275 V1 DE

die gemessenen Phasenspannungen

2

33

1 0, 52

j

a e jp×

= × = - +.

IECEQUATION00022 V2 DE

4. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem eingestellten Wert der Gegensystem-Auslösespannung (beachten Sie, dass der Einstellwert 3U2> in Prozent derBasisspannung UBase angegeben ist).

5. Wiederholen Sie die Schritte 1 und 2. Steigern Sie dann langsam die gemesseneSpannung in einem Leiter, bis das Signal BLKU verschwindet.

6. Zeichnen Sie den gemessenen Strom auf und berechnen Sie den entsprechendenGegensystemstrom gemäß der Gleichung (beachten Sie, dass die Ströme in derGleichung Zeiger sind):



2

1 2 323 L L LI I a I a I× = + × + ×


Dabei gilt:

1 2 3L L LI I and I , IECEQUATION00020 V1 DE

sind die gemessenen Leiterströme

2

33

1 0, 52

j

a e jp×

= × = - +.

IECEQUATION00022 V2 DE

7. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem Einstellwert des Gegensystem-Auslösestroms. Beachten Sie, dass der Einstellwert 3I2< in Prozent desGrundstroms IBase angegeben ist.

12.9.2.3 Messung des Auslösewerts für die Nullsystemfunktion

Messung des Auslösewerts für die Nullsystemfunktion, sofern im Gerät enthalten.


2. Langsam die gemessene Spannung in einer Phase verkleinern, bis das SignalBLKU erscheint.

3. Zeichnen Sie die gemessene Spannung auf und berechnen Sie die entsprechendeNullsystemspannung gemäß der Gleichung (beachten Sie, dass die Spannungenin der Gleichung Zeiger sind):

3 U0× UL1 UL2 UL3+ +=

IEC00000276 V1 DE (Gleichung 112)

Wobei gilt:

UL1 , UL2 and UL3

IEC00000275 V1 DE

die gemessenen Phasenspannungen

4. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem eingestellten Wert der Nullsystem-Auslösespannung (beachten Sie, dass der Einstellwert 3U0> in Prozent derBasisspannung angegeben ist.)

5. Wiederholen Sie die Schritte 1 und 2. Steigern Sie dann langsam die gemesseneSpannung in einem Leiter, bis das Signal BLKU verschwindet.

6. Zeichnen Sie den gemessenen Strom auf und berechnen Sie den entsprechendenNullsystemstrom gemäß der Gleichung (beachten Sie, dass die Ströme in derGleichung Zeiger sind):



0 L1 L2 L33 =I I I I× + +IECEQUATION00019 V1 DE (Gleichung 114)

Dabei gilt:

1 2 3L L LI I and I , IECEQUATION00020 V1 DE

sind die gemessenen Leiterströme

7. Vergleichen Sie das Ergebnis mit dem Einstellwert des Nullsystem-Auslösestroms. Beachten Sie, dass der Einstellwert 3I0< in Prozent desGrundstroms IBase angegeben ist.

12.9.2.4 Messung des Auslösewerts für die Leitung-Aus-Erkennungsfunktion

1. Anwendung der dreiphasigen Spannungen mit ihren Bemessungswerten undNullströmen.

2. Langsam die gemessene Spannung in einem Leiter senken, bis das DLD1PH-Signal erscheint.

3. Dies ist der Punkt, an dem die Leitung-Aus-Bedingung erkannt wird.Vergleichen Sie den Wert der gesenkten Spannung mit dem EinstellwertUDLD< (UDLD< ist in Prozent der Grundspannung UBase angegeben).

4. Anwendung der dreiphasigen Ströme mit ihren Bemessungswerten undNullspannungen.

5. Langsam den gemessenen Strom in einem Leiter senken, bis das DLD1PH-Signal erscheint.

6. Dies ist der Punkt, an dem die Leitung-Aus-Bedingung erkannt wird.Vergleichen Sie den Wert der gesenkten Stroms mit dem Einstellwert IDLD<(IDLD< ist in Prozent der Grundstroms IBase angegeben).

12.9.2.5 Überprüfung der Auslösung der du/dt- und di/dt-basierten Funktion

Überprüfung der Auslösung der du/dt- und di/dt-basierten Funktion, wenn im Gerätvorhanden.


2. Verändern Sie die Spannungen und Ströme in allen drei Leitern gleichzeitig.Die Spannungsänderung sollte höher sein als der eingestellte Wert DU>, und dieStromänderung muss geringer sein als der eingestellte Wert DI<.• Die Signale BLKU und BLKZ sollten ohne Zeitverzögerung erscheinen.

Das Signal BLKZ wird nur aktiviert, wenn zur gleichen Zeit die interne



Erkennung von spannungslosen Leitungen (DLD-Funktion) nichtaktiviert ist.

• 3PH sollte nach 5 Sekunden erscheinen, wenn die anliegendenSpannungen niedriger sind als der konfigurierte Wert UDLD< derErkennungsfunktion von spannungslosen Leitungen.

3. Normale Bedingungen anwenden wie in Schritt 1.Die Signale BLKU, BLKZ und 3PH sollten zurückgesetzt werden, fallsaktiviert, siehe Schritt 1 und 2.

4. Verändern Sie die Spannungen und Ströme in allen drei Leitern gleichzeitig.Die Spannungsänderung sollte höher sein als der eingestellte Wert DU>, und dieStromänderung muss höher sein als der eingestellte Wert DI<.Die BLKU, BLKZ und 3PH Signale sollten nicht erscheinen.

5. Schritt 2 wiederholen.6. Verbinden Sie die Bemessungsspannungen in allen drei Leitern und speisen Sie

in allen drei Leitern einen unterhalb des Auslösewertes liegenden Strom ein.7. Halten Sie den Strom konstant. Trennen Sie die Spannung in allen drei Leitern

gleichzeitig.Die BLKU, BLKZ und 3PH Signale sollten nicht erscheinen.

8. Die Spannungs- und Stromgröße für Leiter 1 auf einen höheren Wert als DU>und DI< einstellen.

9. Überprüfen, dass die Signale des Auslöseausgangs STDUL1 und STDIL1 sowiedas allgemeine Auslösesignal STDU oder STDI aktiviert werden.

10. Überprüfen, dass die Auslöse-Ausgangssignale für den Strom und die Spannungder Leiter 2 und 3 aktiviert sind, indem Sie den Spannungs- und Strompegel derLeiter ändern.



12.9.3 Spannungswandlerüberwachung VDSPVC


Prüfung der Auslösung an binären Ein- und Ausgängen1. Simulieren Sie normale Funktionsbedingungen mit dreiphasiger Spannung in der

Haupt- und Pilotwandlergruppe. Stellen Sie sicher, dass die Werte denBemessungswerten entsprechen.

2. Trennen Sie eine der Leiterspannungen von der Haupt- oder Pilotwandlergruppe.Beobachten Sie die binären Ausgänge des Geräts. Die Signale MAINFUF oder



PILOTFUF werden gleichzeitig aktiviert. Nur der Ausgangskreis desunterbrochenen Leiters ist aktiv, d. h. MAINFUF oder PILOTFUF.

3. Stellen Sie normale Spannungsbedingungen her und beobachten Sie dieentsprechenden Ausgangssignale. MAINFUF oder PILOTFUF sollten innerhalbvon 27 ms wieder auf 0 wechseln.

4. Stellen sie die normalen Funktionsbedingungen her, wie in Schritt 1 erläutert.5. Aktivieren Sie den binären Eingang BLOCK und wiederholen Sie Schritt 2.

MAINFUF oder PILOTFUF sollten nicht erscheinen.

Überprüfen Sie die Funktion von MAINFUF und PILOTFUF1. Simulieren Sie normale Funktionsbedingungen mit dreiphasiger Spannung in der

Haupt- und Pilotwandlergruppe. Stellen Sie sicher, dass die Werte denBemessungswerten entsprechen.

2. Senken Sie eine der drei Leiterspannungen der Haupt- oder Pilotwandlergruppe.Die Spannungsänderung muss größer sein als der Einstellwert Ud>MainBlockoder Ud>PilotAlarm. Die Signale MAINFUF oder PILOTFUF werden ohneZeitverzögerung aktiviert.

3. Stellen sie die normalen Funktionsbedingungen her, wie in Schritt 1 erläutert. DieSignale MAINFUF oder PILOTFUF sollten sich wieder zurücksetzen.

4. Stellen Sie SealIn auf Ein, UD>MainBlock auf 20 % von UBase und USealIn auf70 % von UBase.

5. Legen Sie eine dreiphasige Spannung mit einem Pegel leicht über USealIn an.6. Senken Sie eine der drei Leiterspannungen der Hauptwandlergruppe. Die

Spannungsänderung muss größer sein als der Einstellwert Ud>MainBlock. DasSignal MAINFUF wird aktiviert.

7. Nach mehr als fünf Sekunden steigern Sie die Spannung wieder auf den Wertleicht unter den Pegel von USealIn. Das Signal MAINFUF sollte nichtzurückgesetzt werden.

8. Steigern Sie die gemessene Spannung langsam auf einen Wert leicht überUSealIn, bis das Signal MAINFUF sich zurücksetzt.

9. Zeichnen Sie die gemessene Spannung auf und vergleichen Sie sie mit demEinstellwert USealIn.





12.10 Steuerung

12.10.1 Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYN

In diesem Abschnitt finden Sie Hinweise zur Prüfung der Synchronkontroll-,Zuschaltprüfungs- und Synchronisierungsfunktion SESRSYN für Einfach-Leistungsschalter-, Doppel-Leistungsschalter- und Anderthalb-Leistungsschalteranordnungen.


Bei Inbetriebnahme und periodischen Kontrollen sind die Funktionen mit denverwendeten Einstellungen zu prüfen. Zum Prüfen einer konkreten Funktion könntees notwendig sein, einige Einstellwerte zu verändern, wie zum Beispiel:

• AutoEnerg = Aus/DLLB/DBLL/Beides• ManEnerg = Aus• Operation = Aus/Ein• Aktivierung der Funktion "Spannungsauswahl", sofern zutreffend

In den Tests, die in den nachstehend angeführten Testverfahren erläutert werden, sinddie Einstellungen beschrieben, die als Bezugswerte während des Prüfens vor demSpezifizieren der endgültigen Einstellungen genutzt werden können. Setzen Sie dasEquipment nach dem Prüfen wieder auf die normalen bzw. Solleinstellungen zurück.

Es wird ein sekundäres Einspeise-Prüfgerät benötigt, mit dem der Phasenwinkel unddie Spannungsamplitude verändert werden können. Das Prüfgerät muss auch für dieErzeugung von unterschiedlichen Frequenzen an verschiedenen Ausgängen geeignetsein.

Die nachstehende Beschreibung gilt für ein System mit einerBemessungsfrequenz von50 Hz, kann aber direkt auf 60 Hzangewendet werden. Die Funktion SESRSYN kann auf dieVerwendung von unterschiedlichen Phasen, Leiter-Erde oder Leiter-Leiter eingestellt werden. Benutzen Sie statt der unten angegebenenWerte die eingestellten Spannungen.

Abbildung 51 zeigt das allgemeine Schema der Prüfverbindungen, das beim Prüfenzugrunde gelegt werden kann. Hier wird das Prüfen der für ein Feld vorgesehenenVariante beschrieben.

Abbildung 52 zeigt den allgemeinen Prüfaufbau für eine Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit einer an der Leitungsseite angelegtenEinphasenspannung.



Test-Ausrüstung

UMeasurePh/NPh/Ph


U-Bus

U-Line

N

IED

U3PBB1N

UL1UL2UL3N

EingangsleiterL1,L2,L3

L12,L23,L31

UMeasurePh/NPh/Ph


L12,L23,L31

U3PLN1

IEC05000480 V4 DE

Abb. 51: Allgemeine Prüfverbindung mit an die Leitungsseiteangeschlossener dreiphasiger Spannung

U-Bus1

U-Line1

N

Testausrüstung

IED

U3PBB1

N


N

UMeasure Ph/NPh/Ph

U-Bus2

U-Line2

U3PBB2

U3PLN2

U3PLN1

N

N


L12,L23,L31

UMeasurePh/NPh/Ph


L12,L23,L31

IEC05000481 V5 DE

Abb. 52: Allgemeiner Prüfaufbau für eine Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung mit einer an der Leitungsseite angelegtenEinphasenspannung



12.10.1.1 Prüfen der Synchronisierungsfunktion

Es werden folgende Spannungseingänge verwendet:

UP3LN1 Spannungseingang "UL1, UL2 oder UL3 Leitung 1" am Gerät

UP3BB1 Eingang Sammelschienenspannung 1 am Gerät

Prüfen der FrequenzdifferenzMit der Frequenzdifferenzprüfung soll verifiziert werden, dass eine Zuschaltungerreicht wird, wenn der Frequenzunterschied zwischen Sammelschiene und Leitunggeringer ist als der eingestellte Wert von FreqDiffMax und größer als der eingestellteWert von FreqDiffMin. Das untenstehende Prüfungsverfahren hängt von dengewählten Einstellungen ab. Der Eingang STARTSYN muss während der Prüfungaktiviert sein.

FreqDiffMax = 50,2 Hz

FreqDiffMax = 50,01 Hz

tBreaker = 0,080 s

1. Legen Sie die folgenden Spannungen an:1.1. U-Line = 100 % UBaseLine und f-Line = 50,0 Hz1.2. U-Bus = 100% UBaseBus und f-Bus = 50.15Hz

2. Kontrollieren Sie, ob ein Schließimpuls gesendet wird und der Schließwinkelgleich dem berechneten Phasenwinkelwert aus der nachfolgenden Gleichungist. Bei modernen Tests wird dies automatisch ausgewertet.Schließwinkel = |( (fBus– fLine) * tBreaker * 360°) |fBus= SammelschienenfrequenzfLine= LeitungsfrequenztBreaker = Gesetzte Schließzeit des Leistungsschalters

3. Um zu verifizieren, dass die Funktion nicht auslöst, wenn derFrequenzunterschied über dem Limit liegt, wiederholen Sie mit3.1. U-Bus = 100 % UBaseBus und f-bus = 50.25 Hz.

4. Überprüfen Sie, dass der Einschaltbefehl nicht ausgegeben wird, wenn derFrequenzunterschied größer als der eingestellte Wert FreqDiffMin. ist.

12.10.1.2 Prüfen der Synchronkontroll-Funktion

Beim Prüfen der Funktion SESRSYN für eine Einzelfeldanordnung werden dieseSpannungseingänge verwendet:

U-Line Spannungseingang "UL1, UL2 oder UL3 Leitung 1" am Gerät gemäß der Verbindung imSMT

U-Bus Spannungseingang "Sammelschiene" am IED gemäß Verbindung im SMT



Prüfen der SpannungsdifferenzSpannungsunterschied auf 0,15 p.u. an der LHMI setzen, wobei der Test sicherstellensoll, dass die Freigabe erreicht wird, wenn der Spannungsunterschied UDiffSCniedriger ist als 0,15 p.u.

Die für die Prüfung verwendeten Einstellungen müssen die endgültigen sein. DiePrüfung ist statt an die im nachstehenden Beispiel gegebenen Werte an dieEinstellwerte am Aufstellungsort anzupassen.

Prüfung ohne Spannungsdifferenz zwischen den Eingängen.

Prüfung mit Spannungsdifferenz höher als der eingestellte Wert UDiffSC.

1. Legen Sie die folgenden Spannungen an: U-Line (z. B.) = 80 % GblBaseSelLineund U-Bus = 80 % GblBaseSelBusGblBaseSelBus mit identischemPhasenwinkel und identischer Frequenz.

2. Kontrollieren Sie, ob die Ausgänge AUTOSYOK und MANSYOK aktiviertsind.

3. Um zu verifizieren, dass die Funktion innerhalb der eingestellten UDiffSC-Werte freigibt, kann der Test mit unterschiedlichen Spannungswertenwiederholt werden. Kontrollieren Sie sowohl U-Line als auch U-Bus, mal dieeine Spannung niedriger, mal die andere.

4. Erhöhen Sie U-Bus auf 110 % GblBaseSelBus und U-Line = 90 %GblBaseSelLine und auch die umgekehrte Bedingung.

5. Stellen Sie sicher, dass die zwei Ausgänge für manuelle und automatischeSynchronisierung nicht aktiviert sind.

Prüfen der PhasenwinkeldifferenzDie Phasenwinkeldifferenzen PhaseDiffM bzw. PhaseDiffA werden auf ihreendgültigen Einstellungen gesetzt, wobei der Test überprüfen soll, ob Betätigungerreicht wird, wenn die Phasenwinkeldifferenz voreilend und nacheilend niedriger istals dieser Wert.

Prüfen ohne Spannungsdifferenz

1. Legen Sie die folgenden Spannungen an: U-Line (z. B.) = 100 %GblBaseSelLine und U-Bus = 100 % GblBaseSelBus, mit einer Phasendifferenzvon 0° und einer Frequenzdifferenz von weniger als FreqDiffA and FreqDiffM.

2. Kontrollieren Sie, ob die Ausgänge AUTOSYOK und MANSYOK aktiviertsind.Um zu verifizieren, dass die Funktion bei Werten unterhalb der eingestelltenPhaseDiffM und PhaseDiffA freigibt, kann der Test mit anderenPhasendifferenzwerten wiederholt werden. Durch Veränderung desPhasenwinkels um ±dφ Grad bei der an U-Bus anliegenden Spannung kannüberprüft werden, dass die beiden Ausgänge bei einer Phasendifferenz kleinerals der eingestellte Wert aktiviert werden. Bei anderen Werten darf keineZuschaltung erfolgen. Siehe Abbildung 53.



+dj

-dj

U-Bus

U-Line Betriebsbereich

U-Bus

en05000551.vsd

Kein Betriebsbereich

IEC05000551 V1 DE

Abb. 53: Prüfen der Phasendifferenz

3. Ändern Sie den Phasenwinkel zwischen +dϕ und -dϕ und überprüfen Sie, dassdie zwei Ausgänge aktiviert sind für Phasendifferenzen zwischen diesenWerten, aber nicht für Phasendifferenzen außerhalb dieses Bereichs, sieheAbbildung 53.

Prüfen der FrequenzdifferenzDie Prüfung des Frequenzunterschieds soll bestätigen, dass die Betätigung erreichtwird, wenn der Frequenzunterschied FreqDiffA und FreqDiffM niedriger ist als dereingestellte Wert für manuelle bzw. automatische Synchronisierungsprüfung,FreqDiffA und FreqDiffM, und dass die Betätigung blockiert ist, wenn derFrequenzunterschied größer ist.

Prüfung mit einem Frequenzunterschied = 0 mHz

Prüfen Sie mit einem Frequenzunterschied außerhalb der eingestellten Grenzwertefür manuelle bzw. automatische Synchronisierungsprüfung.

1. Legen Sie die folgenden Spannungen an: U-Line gleich 100 % GblBaseSelLineund U-Bus gleich 100 % GblBaseSelBus, mit einer Frequenzdifferenz von0 mHz und einer Phasendifferenz unterhalb des eingestellten Wertes.

2. Kontrollieren Sie, ob die Ausgänge AUTOSYOK und MANSYOK aktiviertsind.

3. Legen Sie die folgenden Spannungen an: U-Line gleich 100 % GblBaseSelLinemit einer Frequenz von 50 Hz und einer Spannung U-Bus gleich 100 %GblBaseSelBus, mit einer außerhalb des Limits liegenden Frequenz.

4. Stellen Sie sicher, dass die zwei Ausgänge nicht aktiviert sind. Um zuverifizieren, dass die Funktion bei Werten unterhalb der eingestellten auslöst,kann der Test mit unterschiedlichen Frequenzwerten wiederholt werden. BeiVerwendung einer modernen Prüfeinrichtung kann die Frequenz kontinuierlichverändert werden.

Prüfen der Bezugsspannung



1. Den gleichen grundlegenden Prüfaufbau verwenden wie in Abbildung 51.Der Spannungsunterschied zwischen der an U-Bus anliegenden Spannung undder an U-Line anliegenden Spannung sollte 0 % betragen sodass die AusgängeAUTOSYOK und MANSYOK zuerst aktiviert werden.

2. Ändern Sie die U-Line Spannungsverbindung zu U-Line2 ohne dieEinstellungen an der lokalen HMI zu ändern. Stellen Sie sicher, dass die zweiAusgänge nicht aktiviert sind.

12.10.1.3 Prüfen der Zuschaltprüfung

Beim Prüfen der Zuschaltprüfungsfunktion für eine Einzelfeldanordnung werdendiese Spannungseingänge verwendet:

U-Line Spannungseingänge "UL1, UL2 oder UL3 Leitung 1" am Gerät

U-Bus Spannungseingang "Sammelschiene" am Gerät

AllgemeinesDie Prüfung der Zuschaltprüfungsfunktion für die entsprechende Sammelschiene istin der üblichen Anordnung zur Prüfung der Zuschaltprüfungsfunktion durchzuführen.Die Spannung wird durch Aktivierung von verschiedenen Eingängen in derSpannungsauswahllogik ausgewählt.

Der Spannungspegel für spannungsführend ist auf 80 % UBase und derSpannungspegel für spannungslos ist auf 40 % UBase fest eingestellt.

Der Test ist gemäß den Einstellungen für die Station durchzuführen. Prüfen Sie dieunten angeführten anwendbaren Alternativen.

Prüfung spannungsführende Sammelschiene und spannungsloseLeitung (DLLB)Mit dem Test soll verifiziert werden, dass die Zuschaltprüfungs-Funktion beiniedriger Spannung auf der U-Leitung und hoher Spannung an der U-Sammelschieneeinschaltet. Dies entspricht dem Zuschalten einer spannungslosen Leitung zu einerspannungsführenden Sammelschiene.

1. Legen Sie eine Einphasenspannung von 100 % GblBaseSelBus an U-Bus undeine Einphasenspannung von 30 % GblBaseSelLine an U-Line an.

2. Stellen Sie sicher, dass die Ausgänge AUTOENOK und MANENOK nach dereingestellten Zeit tAutoEnerg bzw. tManEnerg aktiviert sind.

3. Erhöhen Sie U-Line auf 60 % GblBaseSelLine und U-Bus auf 100 %GblBaseSelBus. Die Ausgänge sollten nicht aktiviert sein.

4. Der Test kann wiederholt werden mit unterschiedlichen Werten an U-Bus undU-Line.



Prüfung spannungsführende Leitung und spannungsloseSammelschiene (DBLL)Mit dem Test soll verifiziert werden, dass die Zuschaltprüfungsfunktion bei niedrigerSpannung an U-Bus und bei hoher Spannung an U-Line auslöst. Dies entspricht demAufschalten einer spannungslosen Sammelschiene auf eine spannungsführendeLeitung.

1. Stellen Sie sicher, dass der Parameter AutoEnerg oder ManEnerg auf DBLLgesetzt ist.

2. Legen Sie eine Einphasenspannung von 30% GblBaseSelBus an U-Bus und eineEinphasenspannung von 100% GblBaseSelLine an U-Line an.


4. Reduzieren Sie U-Line auf 60 % GblBaseSelLine und halten Sie U-Bus auf 30%GblBaseSelBus. Die Ausgänge sollten nicht aktiviert sein.

5. Der Test kann mit unterschiedlichen Werten an derU-Sammelschiene und U-Leitung wiederholt werden.

Prüfen beider Richtungen (DLLB bzw. DBLL)

1. Stellen Sie sicher, dass in der lokalen HMI die Einstellung AutoEnerg oderManEnerg auf Beides gesetzt ist.

2. Legen Sie eine Einphasenspannung von 30 % GblBaseSelLine an U-Line undeine Einphasenspannung von 100 % GblBaseSelBus an U-Bus an.


4. Ändern Sie den Anschluss, so dass U-Line 100 % GblBaseSelLine entsprichtund U-Bus 30 % GblBaseSelBus entspricht. Die Ausgänge sollten noch aktiviertsein.

5. Der Test kann mit unterschiedlichen Werten an derU-Sammelschiene und U-Leitung wiederholt werden.

Prüfung spannungslose Leitung und spannungslose Sammelschiene(DBDL)Mit dem Test soll verifiziert werden, dass die Zuschaltprüfungsfunktion bei niedrigerSpannung an U-Bus und U-Line freigibt, d. h., dass der Leistungsschalter in einemspannungslosen System geschlossen wird. Der Test wird nur benötigt, wenn dieseFunktionalität eingesetzt wird.

1. Stellen Sie sicher, dass die in der lokalen HMI die Einstellungen AutoEnerg aufAus und ManEnerg auf DBLL gesetzt sind.

2. Setzen Sie den Parameter ManEnergDBDL auf Ein.3. Legen Sie eine Einphasenspannung von 30% GblBaseSelBus an U-Bus und eine

Einphasenspannung von 30% GblBaseSelLine an U-Line an.



4. Kontrollieren Sie, ob der Ausgang MANENOK nach der eingestellten ZeittManEnerg aktiviert sind.

5. Erhöhen Sie Sie U-Bus auf 80 % GblBaseSelBus und halten Sie U-Line auf 30 %GblBaseSelLine. Die Ausgänge sollten nicht aktiviert sein.

6. Wiederholen Sie den Test mit ManEnerg auf DLLB gesetzt mitunterschiedlichen Werten für die Spannung U-Bus und U-Line.

12.10.1.4 Testen der Spannungsauswahl

Prüfen der Spannungsauswahl fürEinfachleistungsschalteranordnungenMit dem Test soll verifiziert werden, dass die korrekte Messspannung für die in einerDoppelsammelschienenanordnung genutzten SESRSYN-Funktion ausgewählt ist.Legen Sie eine Einphasenspannung von 100 % GblBaseSelLine an U-Line und eineEinphasenspannung von 100 % GblBaseSelBus an U-Bus an.

In die Eingänge UB1/2OK für die Spannungswandlerüberwachung genutzt werden,müssen sie während der nachstehend angeführten Test aktiviert sein. Verifizieren Sieauch, dass durch die Deaktivierung die Zuschaltung verhindert und Alarm gegebenwird.

1. Legen Sie die oben genannten Signale auf Binärein- und -ausgänge.2. Verbinden Sie die Spannungseingänge mit den Analogeingängen, die für jede

Sammelschiene bzw. Leitung in Abhängigkeit von der Art derSammelschienenanordnung verwendet werden, und verifizieren Sie, dasskorrekte Ausgangssignale erzeugt werden.

Prüfen der Spannungsauswahl für Doppel-LeistungsschalterDer vorliegende Test soll sicherstellen, dass die richtige Spannung ausgewählt ist fürden Messwert in der SESRSYN-Funktion für eine Eineinhalb-Leistungsschalter-Anordnung. Legen Sie eine Einphasenspannung von 100 % GblBaseSelLine an U-Line und eine Einphasenspannung von 100 % GblBaseSelBus an U-Bus an.Vergewissern Sie sich, dass die richtigen Ausgangssignal erzeugt werden.

1. Schließen Sie die analogen Signale an die Spannungseingänge an, inZweierpaaren für U1 und U2. (Eingänge U3PBB1, U3PBB2, U3PLN1,U3PLN2)

2. Aktivieren Sie die binären Signale entsprechend der verwendeten Alternative.Überprüfen Sie die Messspannung an der SynchronüberprüfungsfunktionSESRSYN. Normalerweise ist es vorteilhaft, die Synchronisierungsprüfung mitden gleichen Spannungswerten und Phasenwinkeln bei beiden Spannungen zuüberprüfen. Die Spannungen sollten darauf hin überprüft werden, dass sieverfügbar sind, wenn sie ausgewählt werden, und nicht verfügbar sind, wenn ein



anderer Eingang aktiviert ist, deshalb jedes Mal nur einenSpannungswandlerreferenz anschließen.

3. Zeichnen Sie die Spannungsauswahltests in einer Matrixtabelle mit abgelesenenWerten und AUTOSYOK/MANSYOK-Signalen zur Dokumentation desdurchgeführten Tests auf.

Prüfen der Spannungsauswahl für Anderthalb-Leistungsschalter-AnordnungenBeim Prüfen der Funktion SESRSYN für eine Anderthalb-Leistungsschalter-Anordnung können die folgenden alternativen Spannungseingänge für die dreiSESRSYN-Funktionen (SESRSYN 1, SESRSYN 2, SESRSYN 3) verwendetwerden. Diese drei SESRSYN-Funktionen können in einer, in zwei oder in dreiverschiedenen Geräten zum Einsatz kommen. In Tabelle 17 ist das Szenario mitSESRSYN 1, SESRSYN 2 und SESRSYN 3 in demselben Gerät beschrieben. WennSESRSYN 3 in einem anderen Gerät zum Einsatz kommt, wird WA1 als WA2 undLINE2 als LINE1 betrachtet. Die Spannung wird durch Aktivierung vonverschiedenen Eingängen in der Spannungsauswahllogik ausgewählt, wie in Tabelle17 und Abbildung 54 gezeigt.

Tabelle 17: Spannungsauswahllogik

SESRSYN CBConfig-Einstellung

Zu syn‐chronisier‐ender Ab‐schnitt

AktivierterB1QCLD-Eingangam Gerätvon

AktivierterB2QCLD-Eingangam Gerätvon

AktivierterLN1QCLD-Eingangam Gerätvon

AktivierterLN2QCLD-Eingangam Gerätvon

Anzeigevon SESR‐SYN amGerät

SESRSYN 1(arbeitet anWA1_QA1)

1 ½ SS-LS

WA1 –LINE1

LI‐NE1_QB9

B1SEL,LN1SEL

WA1 –LINE2

TIE_QA1 LI‐NE2_QB9

B1SEL,LN2SEL

WA1 –WA2

TIE_QA1 WA2_QA1

B1SEL,B2SEL

SESRSYN 2(arbeitet anTIE_QA1)

MittlererLS

LINE1 –LINE2

LI‐NE1_QB9

LI‐NE2_QB9

LN1SEL,LN2SEL

WA1 –LINE2

WA1_QA1

LI‐NE2_QB9

B1SEL,LN2SEL

WA2 –LINE1

WA2_QA1

LI‐NE1_QB9

B2SEL,LN1SEL

WA1 –WA2

WA1_QA1

WA2_QA1

B1SEL,B2SEL

SESRSYN 3(arbeitet anWA2_QA1)

1 ½ SS-LS (alt.)(gespie‐gelt)

WA2 –LINE2

LI‐NE2_QB9

B2SEL,LN2SEL

WA2 –LINE1

TIE_QA1 LI‐NE1_QB9

B2SEL,LN1SEL

WA2 –WA1

TIE_QA1 WA1_QA1

B1SEL,B2SEL



WA1

WA2

WA1_QA1(SESRSYN 1)

WA2_QA1(SESRSYN 3)

TIE_QA1(SESRSYN 2)

LINE1 LINE2

LINE1_QB9 LINE2_QB9

IEC11000274-3-en.vsdIEC11000274 V3 DE

Abb. 54: In der Spannungsauswahllogik verwendete Objekte



12.10.2 Gerätesteuerung APC

Die Funktion "Gerätesteuerung" besteht aus vier Arten von Funktionsblöcken, die ineiner lieferungsspezifischen Form zwischen den Feldern und mit der Stationsebeneverbunden sind. Prüfen Sie deshalb die Gesamtfunktion in einem System, d.h.,entweder in einem vollständigen Liefersystem als Abnahmetest (FAT/SAT) oder alsTeile dieses Systems.

Wenn von der Gegenseite ein "Blockieren/deblockieren"-Befehl zurFunktion gesendet wird, während des Gerät abgeschaltet ist, dannwird dieser Befehl nach dem Starten nicht erkannt. Folglich wird dieEinstellung verwendet, die vor der Abschaltung bekannt war. ImZweifelsfall sollte ein Status-Abgleich über eine vollständigeBlockieren/Deblockieren-Sequenz erfolgen.



12.10.3 Spannungsregelung (VCTR) TR1ATCC, TR8ATCC,TCMYLTC, TCLYLTC


Die automatische Spannungsregelung für Stufensteller, Einzelregelung TR1ATCC ,basiert auf einer Transformatorenkonfiguration, die aus einem Stufensteller an einemeinzelnen Zweiwicklungs-Leistungstransformator besteht.

Die automatische Spannungsregelung für Stufensteller, Parallelregelung TR8ATCC,kann - sofern installiert - so eingestellt werden, dass im Master-Folgeregler (MF)-Modus oder Ausgleichsstromminimierungs (MCC)-Modus ausgelöst wird. DieInbetriebnahmetests für die einzelnen Parallelregelungsmodi werden im folgendenVerfahren separat behandelt.

Während der Installations- und Inbetriebnahmetests werden bei derSekundäreinspeisung von Laststrom (IL) und der sekundärenSammelschienenspannung (UB) äquivalente Werte benötigt. Der Test umfassthauptsächlich:

1. die Erhöhung bzw. Verminderung der eingespeisten Spannungen oder Ströme anden Analogeingängen des Gerätes;

2. die Kontrolle, ob die entsprechenden Befehle (Tiefer oder Höher) von derSpannungsregelungsfunktion ausgegeben werden.

Das Bestätigen der Einstellungen ist ein wichtiger Schritt für die Spannungsregelungin der Installations- und Inbetriebnahmephase, um die Beständigkeit der Basiswertedes Stromversorgungssystems, Alarm-/Blockierungsbedingungen undParallelregelungseinstellungen für jede Transformatorsteuerungsfunktion zugewährleisten.

Verifizieren Sie vor jedem Test die folgenden Einstellungen im PCM600 bzw. in derLHMI für TR1ATCC, TR8ATCC und TCMYLTC und TCLYLTC.

• Bestätigen Sie die Basiswerte des Stromversorgungssystems I1Base, I2Base,UBase.

Hauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Allgemein

und

Hauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x

.

• Bestätigen Sie, dass die Einstellung für die Kurzschlussimpedanz Xr2 fürTR1ATCC oder TR8ATCC mit den Transformatordaten übereinstimmt:



• Kurzschlussimpedanz, abrufbar in der LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Xr2.

• Bestätigen Sie, dass die Einstellung für TCMYLTC oder TCLYLTC mit denTransformatordaten übereinstimmt:• Dauer der Zeitüberschreitung des Stufenstellers - effektiv die maximale

Transformatorstufenstellzeit, tTCTimeout, abrufbar in der LHMI unterHauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Steuerung/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/tTCTimeout.

• Impulsdauer des Stufenstellers unter Last - die erforderliche Dauer desImpulses vom Gerät zum Stufensteller unter Last, tPulseDur, abrufbar inder LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Steuerung/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/tPulseDur.

• Transformatorstufenbereich, LowVoltTap and HighVoltTap, abrufbar inder LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Steuerung/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/HighVoltTap und .

• Kodierungstyp Stufensteller unter Last - Methode zur digitalenRückmeldung der Stufenposition, CodeType, abrufbar in der LHMI unterHauptmenü/Einstellungen/ Allgemeine Einstellungen/Steuerung/TransformerTapControl(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/CodeType.

Während der Installation und Inbetriebnahme kann das Verhalten derSpannungsregelungsfunktionen für verschiedene Tests durch eineParametergruppe gesteuert werden, die an der LHMI unterHauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x. Diese Parametereinstellungen können bei einerVielzahl von Systembedingungen, einschließlich Über- undUnterspannung, Überstrom und Stufenstellerausfall, eineTotalblockierung, automatische Blockierung oder einen Alarmverursachen. Es ist wichtig, diese Einstellungen zu überprüfen und diebeabsichtigte Reaktion der Spannungsregelungsfunktion bei denverschiedenen Sekundäreinspeisungstests zu bestätigen.

TerminologieDie Sammelschienenspannung UB ist eine kürzere Schreibweise für die gemessenenSpannungen Ua, Ub, Uc oder Uij, wobei Uij die Leiter-Leiter-Spannung ist, Uij = Ui -Uj oder Ui, wobei Ui die Einzelphase-Erde-Spannung ist.



IL ist eine kürzere Schreibweise für den gemessenen Laststrom; sie ist anstelle derdreiphasigen Beträge Ia, Ib, Ic oder der zweiphasigen Beträge Ii und Ij bzw. deseinphasigen Stromes Ii zu verwenden.

Beachten Sie auch, dass der Vereinfachung halber auf die in dernachfolgenden Vorgehensweise enthaltenen Parametereinstellungs-Menüstrukturen einheitlich mit VCP1 Bezug genommen wird. ZumBeispiel: Hauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Zeit/t1 und t2l.

In den Fällen, in denen eine Einzelmodus-Spannungsregelung implementiert ist,enhält die Parametereinstellungs-Menüstruktur TR1ATCC:1 anstelle der Parallel-Bezeichnung TR8ATCC:1.

12.10.3.1 Sekundäreinspeisetest

Die Spannungsregelungsfunktion regelt die Spannung grundsätzlich durch dasVergleichen einer berechneten Lastspannung (UL) mit einem Spannungsbereich, derdurch den Parameter UDeadband (mit oberen und unteren Limits U2 und U1)definiert ist. Die berechnete Lastspannung UL stellt die sekundäreTransformatorsammelschienenspannung UB dar, die - sofern in den Einstellungenaktiviert - auf Lastabfallkompensation (LDC) eingestellt ist.

Beachten Sie, dass bei deaktivierter LDC UB und UL gleich sind.

Bleibt die Lastspannung UL innerhalb des Intervalls zwischen U1 und U2, passiertnichts.

Bei UL < U1 oder UL > U2 wird ein Befehlszeitglied gestartet, das durch dieEinstellung t1 und t1Use hinsichtlich der konstanten bzw. stromabhängigen Zeitendefiniert ist. Das Befehlszeitglied löst aus, während die gemessene Spannungaußerhalb der inneren Totzone (durch den Parameter UDeadbandInner definiert)verbleibt.

Wenn UL außerhalb des von UDeadband definierten Spannungsbereiches bleibt unddas Befehlszeitglied abgelaufen ist, führt die Spannungsregelung ein Höher- bzw.Tiefer-Befehl gegenüber dem Transformatorstufensteller aus. Diese Befehlsfolgewird so lange wiederholt, bis UL in den inneren Totzonenbereich zurückgeführt ist.

12.10.3.2 Überprüfen Sie die Aktivierung der Funktion Spannungsregelung



1. Bestätigen Sie Transformatorstufensteuerung = Ein undTransformatorspannungsregelung = Ein.• Direktsteuerung der Stufenstellung

Hauptmenü/Einstellung/Parametergruppe N/Steuerung/TransformerTapChanger(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/Betrieb• Automatische Transformatorspannungsregelung

Hauptmenü/Einstellung/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Allgemeines/Betrieb• Stellbefehl aktivieren

Hauptmenü/Einstellung/Allgemeine Einstellungen/Steuerung/TransformerTapChanger(YLTC,84)/TCMYLTC:x/TCLYLTC:x/EnabTapCmdWährend die Prüfeinrichtung an das Gerät angeschlossen ist und keineSpannung anliegt, erkennen die Spannungsregelungsfunktionen einenUnterspannungszustand, der zum Setzen eines Alarms oder zur Blockierung derSpannungsregelung führen kann. Diese Zustände werden an der LHMIangezeigt.

2. Legen Sie die entsprechende Spannung an.Bestätigen Sie den Analogmessmodus vor der Durchführung derSekundäreinspeisung (Mitsystem, Leiter-Leiter oder Leiter-Erde). DieserMessmodus wird in der LHMI definiert unter Hauptmenü/Einstellung/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Allgemeines/MeasModeDas Anlegen der Bemessungsspannung USet an die Geräte gemäß demeingestellten MeasMode sollte bewirken, dass die Alarm- bzw.Blockierungsbedingung für die Unterspannung zurückgesetzt wird.

12.10.3.3 Überprüfen der normalen Spannungsregelungsfunktion

1. Überprüfen Sie die Einstellungen für UDeadband (basierend auf demProzentsatz der Sammelschienen-Bemessungsspannung) und berechnen Sie dieoberen (U2) und unteren (U1) Spannungsregelungslimits, für die einStufenstellungsbefehl ausgegeben wird.

2. Überprüfen Sie die erwartete Zeit für den ersten (t1) und die nachfolgenden (t2)Stufenstellungsbefehle von der Spannungsregelungsfunktion in der LHMI unterHauptmenü/Einstellung/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Zeit/t1 und t2l

3. Senken Sie die Spannung 1% unter U1 und warten Sie auf die Ausgabe einesHöher-Befehls von der Spannungsregelung nach Ablauf einer konstanten oderstromabhängigen Verzögerung, die durch t1 festgelegt ist. Die Erkennung



dieses Befehls schließt das Lokalisieren des zugeordneten Binärausgangs füreinen Höher-Impulsbefehl in der Signalmatrix von PCM600 und dasÜberwachen eines positiven Wertes von diesem Ausgang ein.

4. Führen Sie nach der Ausgabe des Höher-Befehls die angelegte Spannung wiederauf USet (den Bemessungswert).

5. Erhöhen Sie die Spannung 1% über das obere Totzonenlimit U2 und warten Sieauf die Ausgabe eines Tiefer-Befehls von der Spannungsregelung nach Ablaufeiner konstanten oder stromabhängigen Verzögerung, die durch t1 festgelegt ist.Die Erkennung dieses Befehls schließt das Lokalisieren des zugeordnetenBinärausgangs für einen Tiefer-Impulsbefehl in der Signalmatrix von PCM600und das Überwachen eines positiven Wertes von diesem Ausgang ein.

6. Führen Sie die angelegte Spannung wieder auf USet.

12.10.3.4 Prüfen der Unterspannungsblockierfunktion

1. Bestätigen Sie die Einstellung für Ublock, im Nomalfall 80 % derBemessungsspannung.

2. Bestätigen Sie das Ansprechverhalten der Spannungsregelungsfunktion aufeine angelegte Spannung unter Ublock durch Überprüfung der Einstellung in derLHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/UVBk, die einen Alarm bzw. eine totale oder automatischeSperrung der an der LHMI anzuzeigenden Spannungsregelungsfunktionverursachen kann.

3. Legen Sie eine Spannung an, die etwas niedriger als Ublock ist, und bestätigenSie das Ansprechverhalten der Spannungsregelungsfunktion.

12.10.3.5 Überprüfen der oberen und unterenSammelschienenspannungsgrenze

1. Bestätigen Sie die Einstellungen für Umin und Umax in der LHMI unterHauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Spannung/Umax oder Umin und Hauptmenü/Einstellungen/Geräte-Einstellungen/Steuerung/TR8ATCC (90)/TR8ATCC:n/Spannung/Umax.

2. Bestätigen Sie das Ansprechverhalten der Spannungsregelungsfunktion aufeine angelegte Spannung unter Umin und über Umax durch Überprüfung derEinstellung in der LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/AllgemeineEinstellungen/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/UVPartBk und Hauptmenü/AllgemeineEinstellungen/Steuerung/Transformatorspannungsregelung/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/OVPartBk. Diese Zustände können bewirken,



dass auf dem Display an der LHMI ein Alarm bzw. die totale Blockierung derSpannungsregelungsfunktion angezeigt wird.

3. Verringern Sie die eingespeiste Spannung geringfügig unter den Wert von Uminund überprüfen Sie die entsprechende Blockierungs- bzw. Alarmbedingung ander LHMI. Bei einer Alarmbedingung ist die Spannungsregelungsfunktion nichtblockiert. Zudem sollte vom Gerät ein Höher-Befehl ausgegeben werden.

4. Erhöhen Sie die angelegte Spannung geringfügig über den Wert von Umax undüberprüfen Sie die entsprechende Blockierungs- bzw. Alarmbedingung an derLHMI. Bei einer Alarmbedingung ist die Spannungsregelungsfunktion nichtblockiert. Zudem sollte vom Gerät ein Tiefer-Befehl ausgegeben werden.

12.10.3.6 Prüfen der Überstromblockierungsfunktion

1. Bestätigen Sie die Einstellung für Iblock in der LHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,91)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/TCCtrl/Iblock

2. Bestätigen Sie das Ansprechverhalten der Spannungsregelungsfunktion aufeinen angelegten Strom über Iblock durch Überprüfen der Einstellungen in derLHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Allgemeine Einstellungen/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,91)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/OVPartBk. Dieser Zustand kann bewirken, dass auf demDisplay an der LHMI ein Alarm bzw. die totale Blockierung derSpannungsregelungsfunktion angezeigt wird.

3. Speisen Sie einen Strom ein, der höher als der eingestellte Iblock ist, undbestätigen Sie, dass die Alarm- bzw. Blockierungsbedingung an der LHMIangezeigt wird. Wenn eine automatische oder totale Blockierung auftritt,verändern Sie die angelegte Sekundärspannung und bestätigen Sie, dass von denzugehörigen Binärausgängen keine Befehle für die Stufenstellung ausgegebenwerden. Diese Situation kann auch durch Überprüfen der Stördaten- undService-Aufzeichnungen an der LHMI bestätigt werden.

12.10.3.7 Einzeltransformator

Lastabfallkompensation

1. Bestätigen Sie, dass OperationLDC auf Ein gesetzt ist.2. Bestätigen Sie die Einstellungen für Rline und Xline.3. Berechnen Sie die erwartete Lastspannung UL (wird als Messwert an der LHMI

angezeigt) auf der Basis der Sekundäreinspeisung vonTransformatorsekundärspannung (UB = USet) und des Bemessungsstromes (IL= I1Base) in Übereinstimmung mit Gleichung 116.



UL = UB - (Rline + jXline) . IL


wobei

UL, IL = Re(IL) + jlm(IL) sind komplexe Phasenmengen

Wenn alle sekundären Leiter-Erde-Spannungen verfügbar sind, verwenden Siedie Mitsystemkomponenten der Spannung und des Stromes. Durch Trennungvon realen und imaginären Teilen:

, , , ,ul re ub re rline il re xline il im= - × + ×


, , , ,ul im ub im xline il re rline il im= - × - ×


wobei

ub der komplexe Wert der Sammelschienenspannung ist

il der komplexe Wert des Leitungsstromes (sekundäre Seite) ist

Leitung der Wert des Leitungswiderstandes ist

xLeitung der Wert der Leitungsreaktanz ist

Zum Vergleich mit dem Einstellwert entsprechen die Beträge von UL derGleichung 119.

¦ UL¦ = (ul , re)2 + (ul , im)2


4. Speisen Sie eine Spannung für UB ein, die der Einstellung für USet entspricht.5. Speisen Sie Strom ein, der dem Bemessungsstrom von I2Base ausgewählt wird)

gleicht.6. Bestätigen Sie an der lokalen HMI, dass die Service-Werte für die

Sammelschienenspannung und den Laststrom den eingespeisten Mengengleichen.

7. Bestätigen Sie, dass der berechnete Wert für die an der lokalen HMI angezeigteLastspannung dem aus den manuellen Berechnungen abgeleiteten gleicht.

8. Wenn OperationLDC auf Ein gestellt wird, benutzt der Algorithmus derSpannungsregelung den für die Lastspannung errechneten Wert als denregulierenden Wert für den Vergleich mit USet und denSpannungstotzonenlimits UDeadband und UDeadbandInner.

9. Während Bemessungsstrom I2Base in das Gerät eingespeist wird, speisen Sieeinen Wert für UB ein, der geringfügig höher ist als USet + |(Rline+jXLine) · IL|.Dadurch wird sichergestellt, dass die regulierende Spannung UL höher ist als



USet, und folglich vom Gerät kein Befehl zur Stufenverstellung ausgegebenwerden sollte.

10. Senken Sie die eingespeiste Spannung fürUB geringfügig unter USet + |(Rline+jXLine) · IL| ab und bestätigen Sie, dass der errechnete Wert für dieLastspannung kleiner als USet ist und vom Gerät ein Befehl zurStufenverstellung ausgegeben wird.

12.10.3.8 Paralelle Spannungsregulierung

Spannungsregelung des Master-Folgereglers

1. Bestätigen Sie für die in der Parallelgruppe verbundenen Transformatoren, dassOperationPAR auf MF gesetzt ist.

2. Für den Parallelbetrieb wird auch empfohlen, die Zugehörigkeit zurParallelgruppe, die durch die Einstellung TnRXOP definiert ist, zubestätigen.Diese Einstellung befindet sich in der LHMI unter Hauptmenü/Einstellung/Parametergruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR8ATCC:x/ParCtrlDie allgemeine Parallelanordnung von Transformatoren ist durch das Einstellenvon TnRXOP auf Ein oder Aus definiert. Die folgenden Regeln gelten für dieEinstellungen T1RXOP - T4RXOP.Wenn Gerät T1 und T2 verbunden werden,• T1RXOP in Instanz 2 von TR8ATCC auf Ein gesetzt werden.• T2RXOP in Instanz 3 von TR8ATCC auf Ein gesetzt werden.• und T2RXOP und T3RXOP in Instanz 1 von TR8ATCC auf Ein usw.

gesetzt werden.

Der dem eigenen Gerät entsprechende Parameter darf nichtgesetzt sein. Folglich sollten T1RXOP nicht im Gerät T1,T2RXOP nicht im Gerät T2 usw. gesetzt sein.

3. Standardmäßig wird die niedrigste Transformatornummer in der Parallelgruppeals Master gesetzt. Bestätigen Sie durch Überprüfung der Einstellungen an derLHMI, dass dies der Fall ist.

4. Überprüfen Sie die Einstellungen für UDeadband (basierend auf demProzentsatz der Sammelschienen-Bemessungsspannung) und berechnen Sie dieoberen (U2) und unteren (U1) Spannungsregelungslimits, für die einStufenstellungsbefehl vom Master-Transformator in der Gruppe ausgegebenwird.

5. Überprüfen Sie die erwartete Zeit für den ersten (t1) und die nachfolgenden (t2)Stufenstellungsbefehle vom Master-Transformator in der LHMI unterHauptmenü/Einstellung/Parametergbruppe N/Steuerung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Zeit/t1 und t2



6. Legen Sie eine Spannung 1 % unter U1 an und warten Sie auf die Ausgabe einesHöher-Befehls von der Spannungsregelung nach Ablauf einer konstanten oderstromabhängigen Verzögerung, die durch t1 festgelegt ist. Die Erkennungdieses Befehls schließt das Lokalisieren des zugeordneten Binärausgangs füreinen Höher-Befehl in der Signalmatrix von PCM600 und das Überwacheneines positiven Wertes von diesem Ausgang ein. Bestätigen Sie, dass das Timingdieses Befehls mit der Einstellung t1 korreliert.

7. Bestätigen Sie nach der Ausgabe des Höher-Befehls, dass alleFolgetransformatoren in der Gruppe die Stufen in Übereinstimmung mit demvom Master-Transformator ausgegebenen Befehl verändern.

8. Speisen Sie für den Master-Transformator eine Spannung UB ein, die 1 % überdem oberen Totzonenlimit U2 liegt, und warten Sie auf die Ausgabe einesTiefer-Befehls von der Spannungsregelung nach dem Ablauf einer konstantenoder stromabhängigen Zeitverzögerung, die durch t2 festgelegt ist.

9. Bestätigen Sie, dass alle Folgetransformatoren in der Gruppe die Stufen gemäßdiesem Befehl verändern.

AusgleichsstromspannungsregelungBei diesen Anweisungen zur Bestätigung der Ausgleichsstromspannungsregelungwird davon ausgegangen, dass sich zwei Transformatoren in der Parallelgruppebefinden. Die Bestätigung der Einstellungen durch Sekundäreinspeisung erfordert dieBerechnung der Ausgleichsströme für jeden Transformator auf der Grundlage derImpedanzwerte und jeweiligen Ausgleichsfaktoren und ist deshalb bei mehr als zweiTransformatoren komplexer.

1. Bestätigen Sie, dass OperationPAR für die Transformatoren in derParallelgruppe auf CC gestellt ist.

2. Für den Parallelbetrieb wird auch empfohlen, die Einstellungen für dieZugehörigkeit zur Parallelgruppe, die durch die Einstellung TnRXOP in derLHMI unter Hauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Regelung/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR8ATCC:x/ParCtrldefiniert sind, zu bestätigen.Die allgemeine Parallelanordnung von Transformatoren ist durch das Einstellenvon TnRXOP auf Ein oder Aus definiert. Die folgenden Regeln gelten für dieEinstellungen T1RXOP - T4RXOP.Wenn Gerät T1 und T2 verbunden werden,• müssen T1RXOP in Instanz 2 von TR8ATCC auf Ein und• T2RXOP in Instanz 1 von TR8ATCC auf Ein gesetzt werden.

Wenn T1 - T3 vorhanden sind,• müssen T1RXOP und T2RXOP in Instanz 3 von TR8ATCC auf Ein• und T2RXOP und T3RXOP in Instanz 1 von TR8ATCC auf Ein usw.

gesetzt werden.



Der dem eigenen Gerät entsprechende Parameter darf nichtgesetzt sein. Folglich sollten T1RXOPnicht im Gerät T1,T2RXOPnicht im Gerät T2 usw. gesetzt sein.

3. Überprüfen Sie die Einstellungen für UDeadband (basierend auf demProzentsatz der Sammelschienen-Bemessungsspannung) und berechnen Sie dieoberen (U2) und unteren (U1) Spannungsregelungslimits, für die einStufenstellungsbefehl vom Master-Transformator in der Gruppe ausgegebenwird.

4. Überprüfen Sie die erwartete Zeit für den ersten (t1) und die nachfolgenden (t2)Stufenstellungsbefehle vom Master-Transformator in der LHMI unterHauptmenü/Einstellungen/Parametergruppe N/Transformatorspannungsregelung(ATCC,90)/TR1ATCC:x/TR8ATCC:x/Zeit/t1 und t2.

5. Speisen Sie für jeden Transformator eine Spannung UB ein, die USet entspricht.6. Speisen Sie einen Laststrom für Transformator 1 ein, der dem

Bemessungslaststrom I2Base gleicht, und einen Laststrom für Transformator 2,der 95 % des Bemessungslaststroms I2Base. Dadurch wird ein berechneterAusgleichsstrom produziert, der bei Transformator 1 von der HS- zur NS-Seiteund bei Transformator 2 von der NS- zur HS-Seite fließt.

7. Bestätigen Sie, dass an der LHMI ein Wirbelstrom gemessen wird, der in seinemBetrag 5 % von I2Base und eine Polarität wie in Schritt 6 erläutert aufweist.

8. Bestätigen Sie die Einstellungen für Ci (Ausgleichsfaktor) und Xi(Transformatorkurzschlussimpedanz). Berechnen Sie aus diesen Einstellwertenund dem gemessenen Ausgleichsstrom von der LHMI (Icc_i) den Wert für dieAnpassung der Ausgleichsstromspannung Uci.

_Udi Ci Icc i Xi= × ×EQUATION2088 V1 DE (Gleichung 120)

Der Spannungsregelungsalgorithmus erhöht dann (für Transformator T2) bzw.verringert (für Transformator T1) die gemessene Spannung um Udi undvergleicht Ui mit den Spannungs-Totzonenlimits U1 und U2 zum Zwecke derSpannungsregelung.

Ui UB Udi= +EQUATION2090 V1 DE (Gleichung 121)

9. Um eine Stufenänderung zu bewirken, muss der errechnete Wert für dieAnpassung der Ausgleichsstromspannung die für dieSammelschienenspannung UB eingespeiste Menge so verlagern, dass sich Uiaußerhalb der durch die Einstellung UDeadband erzeugten Spannungs-Totzonebefindet. Ausgedrückt durch die Gleichungen 122 und 123.



2Udi U UB> -EQUATION2092 V1 DE (Gleichung 122)

UB Uset=EQUATION2094 V1 DE (Gleichung 123)

(für die Zwecke dieses Testverfahrens)

Deshalb:

_ 2Ci Icc i Xi U Uset× × > -EQUATION2096 V1 DE (Gleichung 124)

( )( )

2_ U UsetIcc i Ci Xi-

>×


10. Mit den Einstellungen für USet, UDeadband, C (Ausgleichsfaktor) und Xr2(Transformatorkurzschlussimpedanz) ist der Betrag von Icc_i zu berechnen, dereinen Befehl zur Stufenänderung bewirken kann.

11. Speisen Sie für Transformator 1 Strom mit dem Wert I2Base ein, und fürTransformator 2 einen Strom mit dem Wert (I2Base - |Icc_i|) ein, so dass derBetrag des berechneten Ausgleichsstroms die Ausgabe eines Höher-Befehls fürTransformator 2 und eines Tiefer-Befehls für Transformator 1 bewirkt. DerBetrag und die Richtung der für jeden Transformator gemessenenAusgleichsströme lassen sich als Service-Werte an der LHMI und als Höher-/Tiefer-Befehle, die vom innerhalb von SMT abgebildeten Binärausgang erkanntwerden, verfolgen.

Die Einspeisung einer Spannung gleich USet ist während desTests bei beiden Transformatoren erforderlich.

12. Bestätigen Sie, dass von der Spannungsregelungsfunktion einStufenänderungsbefehl zum Abgleichen des Ausgleichsstroms ausgegebenwird.

13. Die eingespeisten Ströme können umgekehrt werden, sodass bei der Richtungder berechneten Ausgleichsströme die Polarität wechselt, wodurch ein Tiefer-Befehl für Transformator 2 und ein Höher-Befehl für Transformator 1hervorgerufen werden.

Ausgleichsstromgrenze



1. Bestätigen Sie, dass OperationPAR für jeden Transformator in derParallelgruppe auf CC gestellt ist.

2. Bestätigen Sie, dass OperCCBlock für jeden Transformator in derParallelgruppe auzf Ein gestellt ist.

3. Überprüfen Sie die Einstellung für CircCurrLimit.4. Überprüfen Sie die Einstellung für CircCurrBk, um zu bestätigen, ob eine

Ausgleichsstromgrenze zu einem Alarm, einer automatischen Blockierung oderautomatischen und manuellen Blockierung der automatischenSpannungsregelung für den Stufensteller, für die ParallelregelungsfunktionTR8ATCC führt.

5. Speisen Sie für jeden Transformator eine Spannung UB ein, die USet entspricht.6. Speisen Sie einen Laststrom für Transformator 1 ein, der dem

Bemessungslaststrom I2Base gleicht, und einen Laststrom für Transformator 2,der 1 % weniger als (I2Base – (I2Base · CircCurrLimit)) beträgt.

7. Bestätigen Sie, dass sich die automatische Spannungsregelung für denStufensteller und die Parallelregelungsfunktion TR8ATCC entsprechend derEinstellung für CircCurrBk reagieren. Die Alarm- undBlockierungsbedingungen können durch Abfragen der Ereignis- bzw.Steuerungsmenüs an der LHMI bestätigt werden.

Spannungswandlerversatz im Parallelbetrieb

1. Bestätigen Sie, dass OperationPAR für jeden Transformator in derParallelgruppe auf MF gestellt ist.

2. Überprüfen Sie die Einstellungen für VTMismatch und VTMismatch.3. Speisen Sie für Transformator 1 eine Spannung UB ein, die USet gleicht, und für

Transformator 2 eine Spannung weniger als (USet – (VTmismatch · USet)).4. Dieser Zustand sollte zum Zustand Spannungswandlerversatz führen, durch die

die Funktion der automatischen Spannungsregelung für den Stufensteller unddie Parallelregelung TR8ATCC für alle in der Parallelgruppe verbundenenTransformatoren gegenseitig blockiert werden, was durch Abfragen der LHMIbestätigt werden kann.

5. Bestätigen Sie, dass die automatische Spannungsregelung für den Stufenstellerund die Funktion "Parallelregelung TR8ATCC entsprechend der Einstellung fürCircCurrBk reagieren.



12.10.4 Einzelbefehl, 16 Signale SINGLECMD

Für die Einzelbefehlsfunktion muss das Ausgangssignal für den entsprechendenbinären Ausgang des Geräts konfiguriert sein. Der Betrieb der Einzelbefehlsfunktion



(SINGLECMD) wird dann über die lokale HMI geprüft, indem die Befehle Modus =Aus, Statisch oder Gepulst, angewendet und die logischen Zustände desentsprechenden binären Ausgangs beobachtet werden. Die in der Ausführungverschiedener integrierter Funktionen enthaltene Befehlssteuerung muss zeitgleichmit ihren entsprechenden Funktionen getestet werden.

12.10.5 Verriegelung


Werte der logischen Signale sind in der LHMI unter Hauptmenü/Testmodus/Funktionsstatus/Steuerung/<Funktion>/<Funktion:1> verfügbar. DieSignalüberwachung im PCM600 zeigt dieselben Signale an, die in der LHMIvorhanden sind.

Die Verriegelungsfunktion besteht aus einem Teil auf der Feldebene und einem aufder Stationsebene. Die Verriegelung ist lieferungsspezifisch und wird durch die Feld-Feld-Kommunikation über den Stationsbus implementiert. Die Prüfung dieserFunktion muss daher im Rahmen eines Abnahmetest (FAT/SAT) im vollständigenauszuliefernden System oder auch in Teilen genau dieses Systems erfolgen.

12.11 Logik

12.11.1 Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC


Diese Funktion wird zusammen mit anderen Schutzfunktionen(Leitungsdifferenzialschutz,Erdfehlerschutz usw.) innerhalb des Gerätes auf ihreFunktionalität geprüft. Es wird empfohlen, die Funktion zusammen mit derWiedereinschaltungsfunktion zu testen, wenn sie in das Gerät integriert ist oder einseparates externes Gerät für Wiedereinschaltungszwecke verwendet wird. DieInstanzen der Funktion SMPPTRC sind mit Ausnahme der Bezeichnung desFunktionsblocks (SMPPTRC) identisch. Die Prüfung sollte vorzugsweise inVerbindung mit dem Schutzsystem und der automatischenWiedereinschaltungsfunktion durchgeführt werden.

12.11.1.1 Dreipoliger Betriebsmodus

1. Kontrollieren Sie, ob AutoLock und TripLockout auf Aus gesetzt sind.2. Initiieren Sie eine dreipolige Störung.

Zwischen den Störungen sollte ein adäquates Zeitintervall berücksichtigtwerden, um eine durch die mögliche Aktivierung der automatischen



Wiedereinschaltungsfunktion SMBRREC verursachteSperrzeit überwinden zukönnen. Von der Funktion muss in allen Fällen eine dreipolige Auslösungausgegeben werden, wenn die Auslösung durch einen Schutz oder andereeingebaute oder externe Funktionen initiiert wird. Die folgenden funktionalenAusgangssignale müssen stets gleichzeitig auftreten: TRIP, TRL1, TRL2,TRL3 und TR3P.

12.11.1.2 1pol/3pol Ansprechmodus

Zusätzlich zu verschiedenen anderen Tests, müssen folgende Tests durchgeführtwerden. Sie hängen von der Gesamtkonfiguration des Geräts ab:

Vorgehensweise

1. Vergewissern Sie sich, dass TripLockout und AutoLock beide auf Aus gesetztsind.

2. Verschiedene einpolige Erdfehler gleichzeitig initiieren.Einpolige Auslösung wird nur ermöglicht, wenn ein AWE-Versuch folgt. DieAWE-Funktion SMBRREC hat Funktionalitäten wie lange Auslösezeit, CBREADY usw., die eine einpolige Auslösung und automatischerWiedereinschaltung verhindern. Zum Umgehen dieses Problems sollte dieFehlereinleitung mit einem Prüfgerät und mit eingeschalteter AWE bei einerDistanzschutzfunktion stattfinden. Ein ausreichendes Zeitintervall zwischenden Fehlern sollte eingehalten werden, um eine durch die Aktivierung derFunktion SMBRREC verursachte Rückfallzeit zu überwinden. Für jedengetrennten Fehler sollte nur eine einpolige Auslösung vorkommen und nur einerder Auslöseausgänge (TRLn) sollte jeweils aktiviert sein. Die funktionalenAusgänge TRIP und TR1P sollten bei jeder Störung aktiv sein. Keine anderenAusgänge sollten aktiv sein.

3. Unterschiedliche zwei- und dreipolige Kurzschlüsse vorgeben.Ein ausreichendes Zeitintervall zwischen den Fehlern sollte eingehaltenwerden, um eine durch die Aktivierung der Funktion SMBRREC verursachteRückfallzeit zu überwinden. Eine dreipolige Auslösung sollte auftreten fürjeden einzelnen Fehler und alle Auslösungen. Die funktionalen Ausgänge TRIP,alle TRLn und TR3P sollten bei jeder Störung aktiv sein.

Keine anderen Ausgänge sollten aktiv sein.

4. Einen einpoligen Erdfehler vorgeben und sofort abschalten, wenn dasAuslösesignal für die entsprechende Phase ausgegeben wird. Den gleichenFehler noch einmal innerhalb der Sperrzeit der verwendeten automatischenWiedereinschaltfunktion SMBRREC vorgeben.Ein einpoliger Fehler muss beim ersten Fehler ausgegeben werden. Einedreipolige Auslösung muss für den zweiten Fehler initiiert werden. Prüfen Sie,ob die entsprechenden Auslösesignale nach beiden Fehlern erscheinen. Diefunktionellen Ausgänge TRIP, TRLn und TR1P müssen während des ersten



Fehlers aktiv sein. Keine anderen Ausgänge dürfen aktiv sein. Die funktionellenAusgänge TRIP, alle TRLn und TR3P müssen während des zweiten Fehlersaktiv sein.

5. Einen Leiter-Erde-Fehler vorgeben und sofort abschalten, wenn dasAuslösesignal für den entsprechenden Leiter ausgegeben wird. Den zweitenLeiter-Erde-Fehler in einer der verbleibenden Phasen innerhalb desZeitintervalls vorgeben, kürzer als tEvolvingFault (Standardeinstellung 2,0 s)und kürzer als die Pausenzeit der Funktion SMBRREC, falls im Schutzschemaenthalten.Sicherstellen, dass die zweite Auslösung eine dreipolige Auslösung ist und dassein dreipoliger Wiedereinschaltversuch nach der spannungslosen Pausegemacht wird. Die funktionalen Ausgänge TRIP, TRLn und TR1P sollten beider ersten Störung aktiv sein. Keine anderen Ausgänge sollten aktiv sein. Diefunktionalen Ausgänge TRIP, alle TRLn und TR3P sollten bei der zweitenStörung aktiv sein.

12.11.1.3 1pol/2pol/3pol Ansprechmodus

Neben anderen Tests sollten die folgenden Tests in Abhängigkeit von der komplettenKonfiguration eines Geräts ausgeführt werden:

Vorgehensweise

1. Sicherstellen, dass AutoLock und TripLockout beide auf Aus gesetzt sind.2. Verschiedene einpolige Erdfehler gleichzeitig initiieren.

Ein ausreichendes Zeitintervall zwischen den Fehlern sollte eingehaltenwerden, um eine durch die Aktivierung der AWE-Funktion SMBRRECverursachte Sperrzeit zu überwinden. Für jeden getrennten Fehler sollte nur eineeinpolige Auslösung vorkommen und nur einer der Auslöseausgänge (TRLn)sollte jeweils aktiviert sein. Die funktionalen Ausgänge TRIP und TR1P solltenbei jeder Störung aktiv sein. Keine anderen Ausgänge sollten aktiv sein.

3. Unterschiedliche Leiter-Leiter-Fehler einzeln vorgeben.Ein ausreichendes Zeitintervall zwischen den Fehlern sollte eingehaltenwerden, um eine durch die Aktivierung der AWE-Funktion SMBRRECverursachte Sperrzeit zu überwinden. Für jeden getrennten Fehler sollte nur einezweipolige Auslösung vorkommen und nur zwei der Auslöseausgänge (TRLn)sollten jeweils aktiviert sein. Die funktionalen Ausgänge TRIP und TR2Psollten bei jeder Störung aktiv sein. Keine anderen Ausgänge sollten aktiv sein.

4. Initiieren Sie eine dreipolige Störung.Ein ausreichendes Zeitintervall zwischen den Fehlern sollte eingehaltenwerden, um eine durch die Aktivierung der Funktion SMBRREC verursachteSperrzeit zu überwinden. Für jeden getrennten Fehler sollte nur eine dreipoligeAuslösung vorkommen und alle Auslöseausgänge (TRLn) sollte jeweilsaktiviert sein. Die funktionalen Ausgänge TRIP und TR3P sollten bei jederStörung aktiv sein. Keine anderen Ausgänge sollten aktiv sein.

5. Einen Leiter-Erde-Fehler vorgeben und sofort abschalten, wenn dasAuslösesignal für den entsprechenden Leiter ausgegeben wird. Den gleichen



Fehler noch einmal innerhalb der Sperrzeit der verwendeten FunktionSMBRREC vorgeben.Ein einpoliger Fehler muss beim ersten Fehler ausgegeben werden. Einedreipolige Auslösung muss für den zweiten Fehler initiiert werden. Prüfen Sie,ob die entsprechenden Auslösesignale nach beiden Fehlern erscheinen. Diefunktionellen Ausgänge TRIP, TRLn und TR1P müssen während des erstenFehlers aktiv sein. Keine anderen Ausgänge dürfen aktiv sein. Die funktionellenAusgänge TRIP, alle TRLn und TR3P müssen während des zweiten Fehlersaktiv sein.

6. Einen Leiter-Erde-Fehler vorgeben und sofort abschalten, wenn dasAuslösesignal für den entsprechenden Leiter erzeugt wird. Den zweiten Leiter-Erde-Fehler in einer der verbleibenden Phasen innerhalb des Zeitintervallsvorgeben, kürzer als tEvolvingFault (Standardeinstellung 2,0 s) und kürzer alsdie Unterbrechungszeit der Funktion SMBRREC, falls Schutzschemaenthalten.Sicherstellen, dass die zweite Auslösung eine dreipolige Auslösung ist und dassein dreipoliger Wiedereinschaltversuch nach der spannungslosen Pausegemacht wird. Die funktionalen Ausgänge TRIP, TRLn und TR1P sollten beider ersten Störung aktiv sein. Keine anderen Ausgänge sollten aktiv sein. Diefunktionalen Ausgänge TRIP, alle TRLn und TR3P sollten bei der zweitenStörung aktiv sein.

7. Einen Leiter-Leiter-Fehler vorgeben und sofort abschalten, wenn dasAuslösesignal für die entsprechenden zwei Leiter ausgegeben wird. Einenzweiten Leiter-Leiter-Fehler vorgeben zwischen zwei anderen Leitern innerhalbdes Zeitintervalls, kürzer alstEvolvingFault (Standardeinstellung 2,0 s).Prüfen, ob die Ausgangssignale, die durch den ersten fehler ausgelöst werden,einer zwei-Auslösung für inkludierte Phasen entsprechen. Die vom zweitenFehler erzeugten Ausgangssignale müssen der drei-Phasen Auslöseaktionentsprechen.

12.11.1.4 Leistungsschalter-Sperre

Neben anderen möglichen Tests sollten die folgenden Tests ausgeführt werden, wenndie eingebaute Sperrfunktion eingesetzt wird, was abhängig ist von der komplettenKonfiguration eines Gerätes.

1. Kontrollieren Sie, ob AutoLock und TripLockout auf Aus gesetzt sind.2. Aktivieren Sie das im Gerät eingestellte Verriegelungssignal (SETLKOUT)

kurz.3. Kontrollieren Sie, ob das Leistungsschalter-Sperrsignal (CLLKOUT)

eingestellt ist.4. Aktivieren Sie kurz danach das im Gerät zurückgesetzte Freigabesignal

(RSTLKOUT).5. Kontrollieren Sie, ob das Leistungsschalter-Sperrsignal (CLLKOUT)

zurückgesetzt ist.6. Initiieren Sie eine dreipolige Störung.

Neben dem Auftreten einer dreipoligen Auslösung sollten alleAuslöserausgänge TRL1, TRL2, TRL3 aktiviert sein. Die funktionalen



Ausgänge TRIP und TR3P sollten bei jeder Störung aktiv sein. Der AusgangCLLKOUT sollte nicht gesetzt sein.

7. Aktivieren Sie die automatische Sperrfunktion, stellen Sie AutoLock = Ein einund wiederholen Sie den Vorgang.Neben den TRIP-Ausgängen sollte CLLKOUT gesetzt sein.

8. Setzen Sie das Sperrsignal zurück, indem Sie das Signal zum Zurücksetzen derVerriegelung (RSTLKOUT) aktivieren.

9. Aktivieren Sie die Auslösesignal-Sperrfunktion, stellen Sie TripLockout = Einein und wiederholen Sie den Vorgang.Alle Auslöseausgänge (TRL1, TRL2, TRL3) und die funktionalen AusgängeTRIP und TR3P müssen aktiv sein und aktiv bleiben nach jedem Fehler,CLLKOUT sollte gesetzt sein.

10. Setzen Sie die Verriegelung zurück.Alle funktionalen Ausgänge sollten zurückgesetzt werden.

11. Wenn nicht verwendet, deaktivieren Sie die TRIP-Signal-Sperrfunktion, setzenSie TripLockout auf Aus, deaktivieren Sie die automatischeVerriegelungsfunktion und stellen Sie AutoLock = Aus.



12.11.2 Integrator TIGAPC

Die Integratorfunktion TIGAPC kann geprüft werden, indem ein Binärsignal mit demEingang der Funktion verbunden wird und Impulse auf die Funktion angewendetwerden. Normalerweise wird der Integrator geprüft, wenn die Funktion, mit welcherder Integrator verbunden ist, geprüft wird, wie Rückleistung, Untererregung undPolschlupf. Ist die Funktion konfiguriert, prüfen Sie sie zusammen mit der Funktion,die sie auslöst.


Mit der Prüfung weiterer Funktionen fortfahren oder die Prüfung durch Ändern derTestmodus-Einstellungen auf Aus. Stellen Sie die Verbindungen wieder her undsetzen Sie die Einstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, soferndiese für die Testzwecke verändert wurden.



12.12 Überwachung

12.12.1 Isoliergasüberwachung SSIMG

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie in diesem Kapitel unterAbschnitt "Prüfen der Isoliergasüberwachung für Alarm- und Sperrzustände" undAbschnitt "Abschließen des Tests" beschrieben eingestellt.

Kontrollieren Sie, ob das logische Eingangssignal BLOCK logisch Null ist und ob ander LHMI die logischen Signale PRES_ALM, PRES_LO, TEMP_ALM und TEMP_LOgleich logisch Null sind.

12.12.1.1 Prüfen der Isoliergasüberwachung für Alarm- und Sperrzustände

1. Verbinden Sie die binären Eingänge, um den Gasdruck und die Gasdichte für dasAuslösen von Alarmen zu beobachten.

2. Beobachten Sie den analogen Druckeingang PRESSURE für das Auslösen vonAlarmen.

3. Mit dem Eingang für die Gasdrucksperre kann das Signal PRES_LO eingestelltwerden. Prüfen Sie den Signalstatus in der LHMI unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Überwachung/Isoliergasüberwachung SSIMG/PRES_LO

4. Verringern Sie den Druckpegeleingang unter den Wert von PresAlmLimit,prüfen Sie den Signalstatus PRES_ALM in der LHMI unter Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Überwachung/Isoliergasüberwachung SSIMG/PRES_ALM

5. Aktivieren Sie den binären Eingang BLOCK . Es sollten die Signale PRES_ALM,PRES_LO verschwinden.

6. Setzen Sie den binären Eingang BLOCK zurück.7. Prüfen Sie, ob der Eingang für das Zurücksetzen der Sperre RESET_LO das

Sperrsignal PRES_LO zurücksetzt.8. Führen Sie diese Schritte auch für den Temperatureingang durch, um die Signale

TEMP_ALM und TEMP_LO zu erkennen und zurückzusetzen.9. Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie die

Einstellung Testmodus auf Aus ändern.


Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie die EinstellungTestmodus auf Aus ändern. Stellen Sie die Verbindungen wieder her und setzen Sie dieEinstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, sofern diese für dieTestzwecke verändert wurden.



12.12.2 Isolierflüssigkeitsüberwachung SSIML

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie in diesem Kapitel unterAbschnitt "Isolierflüssigkeitsüberwachung SSIML" und Abschnitt "Abschließen desTests" beschrieben eingestellt.

Kontrollieren Sie, ob das logische Eingangssignal BLOCK logisch Null ist und ob ander LHMI die logischen Signale LVL_ALM, LVL_LO, TEMP_ALM und TEMP_LOgleich logisch Null sind.

12.12.2.1 Prüfen der Isolierflüssigkeitsüberwachung für Alarm- undSperrzustände

1. Verbinden Sie die binären Eingänge, um den Flüssigkeitspegel für das Auslösenvon Alarmen zu beobachten.

2. Beobachten Sie den analogen Pegeleingang LEVEL für das Auslösen vonAlarmen.

3. Mit dem Eingang für die Flüssigkeitspegelsperre kann das Signal LVL_LOeingestellt werden. Prüfen Sie den Signalstatus in der LHMI unter Hauptmenü/Testmodus/Funktionsstatus/Überwachung/Isolierflüssigkeitsüberwachung SSIML/LVL_LO

4. Verringern Sie den Flüssigkeitspegeleingang unter den Wert vonLevelAlmLimit, prüfen Sie den Signalstatus LVL_ALM in der LHMI unterHauptmenü/Testmodus/Funktionsstatus/Überwachung/Isolierflüssigkeitsüberwachung SIML/LVL_ALM

5. Aktivieren Sie den binären Eingang BLOCK . Es sollten die Signale LVL_ALM,LVL_LO verschwinden.

6. Setzen Sie den binären Eingang BLOCK zurück.7. Prüfen Sie, ob der Eingang für das Zurücksetzen der Sperre RESET_LO das

Sperrsignal LVL_LO zurücksetzt.8. Führen Sie diese Schritte auch für den Temperatureingang durch, um die Signale

TEMP_ALM und TEMP_LO zu erkennen und zurückzusetzen.9. Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie die

Einstellung Testmodus auf Aus ändern.


Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie die EinstellungTestmodus auf Aus ändern. Stellen Sie die Verbindungen wieder her und setzen Sie dieEinstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, sofern diese für dieTestzwecke verändert wurden.

12.12.3 Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie in Abschnitt "Prüfen desGerätebetriebs" beschrieben eingestellt.



Das Signalüberwachungs-Tool im PCM600 zeigt die Servicewerte an, die auch in derlokalen HMI vorhanden sind.

Die Werte der zur Leistungsschalterzustandsüberwachung gehörenden logischenSignale sind in der lokalen HMI verfügbar unter: Hauptmenü/Testmodus/Funktionsstatus/Überwachung/Schalterüberwachung/SSCBR:x


1. Prüfeinrichtung zum Ausgeben eines dreiphasigen Stroms an die entsprechendenStromklemmen des Geräts anschließen.

2. Wenn für einen bestimmten Test Strom eingespeist werden muss, sollte dies indie Phase erfolgen, die durch den Parameter PhSel ausgewählt wurde.

3. Beachten Sie die Reihenfolge der Hilfskontaktpositionen, bevor Sie mit dem Testbeginnen:

POSCLOSE 0 1 0

POSOPEN 0 0 1

4. Prüfen der LS-Schaltzeit4.1. Prüfen Sie die über die Parameter OpenTimeCorr, CloseTimeCorr,

tTrOpenAlm und tTrCloseAlm vorgenommenen Zeiteinstellungen.4.2. Ändern Sie den Status der Hilfskontakte, sodass die Öffnungsschaltzeit

TTRVOP und die Schließschaltzeit TTRVCL die eingestellten Werte(tTrOpenAlm bzw. tTrCloseAlm) überschreiten. Die gemessene Schaltzeitfür das Öffnen und Schließen wird in TTRVOP bzw. TTRVCL angezeigt.

4.3. Stellen Sie sicher, dass TRVTOPAL und TRVTCLAL aktiviert sind.

5. Prüfen des LS-Status5.1. Prüfen Sie den über den Parameter AccStopCurr eingestellten Strompegel.5.2. Überprüfen Sie den Ausgang CLOSEPOS durch Setzen von POSOPEN auf

0 und POSCLOSE auf 1.5.3. Überprüfen Sie den Ausgang OPENPOS durch Setzen von POSOPEN auf 1

und POSCLOSE auf 0 sowie Einspeisen eines Stroms in die gewähltePhase, wobei dieser geringfügig über oder unter dem in AccStopCurreingestellten Wert liegt. Nur bei einem Strom, der unter dem inAccStopCurr eingestellten Wert liegt, sollte der AusgangPOSOPENaktiviert werden.

5.4. Vergewissern Sie sich, dass der Leistungsschalter sich im ZustandINVDPOS befindet, wenn die Hilfskontakte denselben Wert ausgeben oderder Leistungsschalter geöffnet ist und Sie einen Strom in die gewähltePhase einspeisen, der über dem in AccStopCurr eingestellten Wert liegt.

6. Prüfen der Restnutzungsdauer des Leistungsschalters



6.1. Prüfen Sie die über die Parameter RatedOperCurr, RatedFltCurr,OperNoRated, OperNoFault, DirCoef und CBLifeAlmLevelvorgenommenen Zeiteinstellungen.

6.2. Ändern Sie den Leiterstrom in der gewählten Phase von kleiner als derBetriebsbemessungsstrom RatedOperCurr auf größer als derFehlerbemessungsstrom RatedFltCurr des Leistungsschalters.

6.3. Die Restnutzungsdauer des LS-Ausgangs CBLIFEPH wird ermittelt, wennder Leistungsschalter von der "LS geschlossen"-Position in die "LS offen"-Position wechselt. Vergewissern Sie sich, dass der Ausgang CBLIFEPHum einen Wert zurückgeht, der dem eingespeisten Strom entspricht.

6.4. CBLIFEAL wird aktiviert, sobald CBLIFEPH unterhalb des inCBLifeAlmLevel eingestellten Wertes liegt.

7. Prüfen der akkumulierten Energie7.1. Prüfen Sie die über die Parameter AccSelCal bis Aux Contact, ContTrCorr

und AlmAccCurrPwr festgelegten Werte.7.2. Speisen Sie einen Leiterstrom in die gewählte Phase ein, der über dem in

AccStopCurr eingestellten Wert liegt.7.3. Wenn der Schalter öffnet, wird die akkumulierte Energie IPOWPH

berechnet. Der berechnete Wert wird am Ausgang IPOWPHbereitgestellt.7.4. Das Alarmsignal IPOWALPH wird ausgegeben, wenn IPOWPH über dem

in AlmAccCurrPwr eingestellten Wert liegt.7.5. Das Sperrsignal IPOWLOPH wird ausgegeben, wenn IPOWPH weiter bis

zum Grenzwert LOAccCurrPwr zunimmt.7.6. Berechnung der akkumulierten Energie IPOWPH wird gestoppt, wenn der

eingespeiste Strom unter dem in AccStopCurr eingestellten Wert liegt.8. Prüfen der LS-Schaltvorgänge

8.1. Prüfen Sie die über die Parameter OperAlmLevel und OperLOLeveleingestellten Werte.

8.2. Der Auslösezähler NOOPER wird bei jeder Schließen-Öffnen-Sequenzdes Leistungsschalters aktualisiert, indem die Position der HilfskontaktePOSCLOSE und POSOPEN geändert wird.

8.3. OPERALM wird aktiviert, wenn der NOOPER-Wert den in OperAlmLeveleingestellten Wert übersteigt. Der Ist-Wert wird am AusgangNOOPERbereitgestellt.

8.4. OPERLO wird aktiviert, wenn der NOOPER-Wert den in OperLOLeveleingestellten Wert übersteigt.

9. Prüfen der LS-Federlastüberwachung9.1. Prüfen Sie den über den Parameter SpChAlmTime eingestellten Wert.9.2. Aktivieren Sie den Eingang SPRCHRST . Aktivieren Sie zudem

SPRCHRD nach einer Zeitdauer, die über der in SpChAlmTimeeingestellten Zeit liegt.

9.3. Bei dieser Bedingung wird SPCHALM aktiviert.

10. Prüfen der LS-Gasdruckanzeige



10.1. Prüfen Sie die über die Parameter tDGasPresAlm und tDGasPresLOeingestellten Werte.

10.2. Der Ausgang GPRESALM wird nach einer Zeitdauer aktiviert, die über derin tDGasPresAlm vorgenommenen Zeiteinstellung liegt, wenn derEingang PRESALM aktiviert ist.

10.3. Der Ausgang GPRESLO wird nach einer in tDGasPresAlm festgelegtenZeitdauer aktiviert, wenn der Eingang PRESLO aktiviert ist.


1. Fahren Sie mit der Prüfung weitere Funktionen fort oder beenden Sie die Prüfungdurch Ändern der Testmodus-Einstellung auf Aus.

2. Stellen Sie die Verbindungen wieder her und die Einstellungen auf ihreursprünglichen Werte zurück, sofern diese für die Prüfung verändert wurden.

12.12.4 Ereignisfunktion EVENT

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie in diesem Kapitel unterAbschnitt "Anforderungen" und Abschnitt "Vorbereitung zur Prüfung" beschriebeneingestellt.

Während der Prüfung kann das Gerät im Testmodus vom PST konfiguriert werden.Die Funktionalität des Ereignisberichts während des Testmodus wird im ParameterSetting Tool in PCM600 eingestellt.

• Verwenden Sie Ereignismasken• Keine Ereignisse aufzeichnen• Alle Ereignisse aufzeichnen

Im Testmodus können einzelne Ereignisblöcke vom PCM600 blockiert werden.

12.12.5 Grenzwertzähler L4UFCNT

Die Grenzwertzählerfunktion L4UFCNT kann durch Anschließen einesBinäreingangs an den Zähler sowie das Anlegen von Impulsen an den Zähler getestetwerden. Die Geschwindigkeit der Impulse darf die Zykluszeit der Funktion nichtübersteigen. Normalerweise wird der Zähler in Verbindung mit den Prüfungen derFunktion, mit der er verbunden ist, wie beispielsweise die Auslösefunktion, getestet.Wenn die Funktion konfiguriert ist, prüfen Sie diese zusammen mit der Funktion, diesie auslöst. Triggern Sie die Funktion und kontrollieren Sie, ob das Zählerergebnis mitder Anzahl der Einschaltungen übereinstimmt.




Prüfen Sie eine weitere Funktion oder beenden Sie den Test, indem Sie die EinstellungTestmodus auf Aus ändern. Stellen Sie die Verbindungen wieder her und setzen Siedie Einstellungen wieder auf ihre ursprünglichen Werte zurück, sofern diese für diePrüfungen verändert wurden.

12.13 Messung

12.13.1 Impulszählerlogik PCFCNT

Der Test der Impulszählerlogik-Funktion PCFCNT erfordert das Parameter SettingTool im PCM600 oder eine entsprechende Verbindung mit der LHMI mit dernotwendigen Funktionalität. An den Eingang des Impulszählers wird eine bekannteAnzahl von Impulsen mit unterschiedlichen Frequenzen angelegt. Der Test sollte mitden Einstellungen Operation = Ein oder Operation = Aus und gesperrter/entsperrterFunktion durchgeführt werden. Der Impulszählerwert wird dann im PCM600 oder ander LHMI geprüft.

12.13.2 Funktion für Energiemessung und BedarfsbehandlungETPMMTR

Zur Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie im Abschnitt „Überblick“ undim Abschnitt „Vorbereitung zur Prüfung“ in diesem Kapitel beschrieben eingestellt.


Mit einer gängigen Prüfeinrichtung können die Einspeisung von Strom und Spannungund die Zeitmessung bestimmt werden.

Überprüfung der Ausgänge EAFACC und ERFACC

1. Schließen Sie die Prüfeinrichtung zum Einspeisen von dreiphasigen Strömen unddreiphasigen Spannungen an die entsprechenden Strom- undSpannungsklemmen des Geräts an.

2. Achten Sie darauf, dass die momentanen Werte für Wirk- und Blindleistung ausdem Funktionsblock CVMMXN mit den Eingängen für Wirk- und Blindleistungdes Funktionsblocks ETPMMTR verbunden sind.

3. Aktivieren Sie die Einstellung EnaAcc und stellen Sie tEnergy auf 1 Minute ein.4. Aktivieren Sie den Eingang STARTACC und legen Sie am Gerät dreiphasige

Ströme und Spannung in deren Bemessungswerten an.5. Prüfen Sie, ob das Signal ACCINPRG fortlaufend erscheint.6. Beachten Sie die Werte EAFACC und ERFACCnach einer Minute und

vergleichen Sie diese mit dem berechneten Energiewert.



7. Überprüfen Sie entsprechend nach jeder Minute, ob der berechnete Wert derintegrierten Energie und die Ausgangswerte EAFACC und ERFACCübereinstimmen.

8. Nach einer gewissen Zeit (mehreren Minuten) entfernen Sie den Strom- undSpannungseingang vom Funktionsblock CVMMXN.

9. Überprüfen Sie die Ausgänge EAFACC und ERFACC im nächsten 1-Minuten-Zyklus, ob der gleiche Wert erhalten bleibt.

10. Aktivieren Sie nach einer gewissen Zeit den Eingang STOPACC und legen Sie amGerät den gleichen Strom und die gleiche Spannung an.

11. Prüfen Sie, ob das Signal ACCINPRG sofort verschwindet und auch dieAusgänge EAFACC und ERFACC nicht mehr aktualisiert werden.

12. Entsprechend können auch die Ausgänge EAFACC und ERFACC geprüft werden,indem die Richtungen der Leistungseingänge über Richtungseinstellungengeändert werden.

Überprüfung der Ausgänge MAXPAFD und MAXPRFD

1. Wiederholen Sie die obigen Prüfschritte 1 bis 2.2. Stellen Sie den Einstellparameter tEnergy auf 1 Minute ein und legen Sie bis zu

einer Minute lang am Gerät dreiphasige Ströme und Spannungen in derenBemessungswerten an.

3. Überprüfen Sie die Ausgänge MAXPAFD und MAXPRFD nach einer Minute undvergleichen Sie deren Werte mit dem 1-Minuten-Durchschnitt derLeistungswerte.

4. Erhöhen Sie den dreiphasigen Strom oder die dreiphasige Spannung über denletzten 1-Minuten-Wert.

5. Prüfen Sie nach einer Minute, ob die Ausgänge MAXPAFD und MAXPRFD denletzten 1-Minuten-Durchschnitt als Maximalwert anzeigen.

6. Verringern Sie im nächsten 1-Minuten-Zyklus den Strom oder die Spannungunter den vorherigen Wert.

7. Prüfen Sie nach einer Minute, ob die Ausgänge MAXPAFD und MAXPRFD denvorherigen Maximalwert beibehalten.

8. Entsprechend können auch die Ausgänge MAXPAFD und MAXPRFD geprüftwerden, indem die Richtungen der Leistungseingänge überRichtungseinstellungen geändert werden.

Überprüfung der Ausgänge EAFALM und ERFALM

1. Wiederholen Sie die obigen Prüfschritte 1 bis 2.2. Stellen Sie den Einstellparamter tEnergy auf 1 Minute ein und legen Sie bis zu

einer Minute lang am Gerät dreiphasige Ströme und Spannungen in derenBemessungswerten an.

3. Achten Sie darauf, dass die Energiewerte für die Wirk- und Blindleistung unterden Standardwerten EALim und ERLim liegen.

4. Prüfen Sie, ob EAFALM und ERFALM niedrig sind.



5. Erhöhen Sie die angelegten Ströme oder Spannungen im nächsten 1-Minuten-Zyklus so, dass die Energiewerte für die Wirk- und Blindleistung über denStandardwerten EALim und ERLim liegen.

6. Prüfen Sie, ob EAFALM und ERFALM nach einer Minute hoch sind.7. Entsprechend können auch die Ausgänge EARALM und ERRALM geprüft werden,

indem die Richtungen der Leistungseingänge über Richtungseinstellungengeändert werden.



12.14 Stationskommunikation

12.14.1 Multiple Befehle und Übertragung MULTICMDRCV /MULTICMDSND

Die Funktion für multiple Befehle und Übertragung (MULTICMDRCV /MULTICMDSND) ist ausschließlich für die horizontale Kommunikationanzuwenden.

Die Prüfung des Funktionsblocks multiple Befehle und multiple Übertragung wird imNetz empfohlen, d.h. entweder in einem kompletten Liefersystem alsAbnahmeprüfung (FAT/SAT) oder als Teil des Netzes, weil dieBefehlsfunktionsblocks lieferspezifisch zwischen Feldern und derSchaltanlagenebene angeschlossen werden und übertragen.

Die Befehls- und Übertragungs-Funktionsblocks, die in den Betrieb derverschiedenen eingebauten Funktionen integriert sind, müssen gleichzeitig mit ihrenanderen entsprechenden Funktionen geprüft werden.

12.15 Fernkommunikation

12.15.1 Binärsignalübertragung BinSignReceive, BinSignTransm

Zu Überprüfung der Einstellungen wird das Gerät wie in Abschnitt "Vorbereitung desGeräts zur Verifizierung der Einstellungen" beschrieben vorbereitet.

Um die Binärsignalübertragungs-Funktion (BinSignReceive/BinSignTransm) zuprüfen, sind die Hardware (LDCM) und binären Ein- und Ausgangssignale für dieÜbertragung entsprechend den Anforderungen der Anwendung zu konfigurieren.



Es gibt zwei Typen der internen Überwachung von BinSignReceive/BinSignTransm

• Die E/A-Leiterplatte wird als E/A-Modul überwacht. Es erzeugt zum Beispielein ‘FAIL’-Signal, wenn die Platte nicht eingeschoben ist. Nicht konfigurierte E/A-Module werden nicht überwacht.

• Die Kommunikation wird überwacht und das Signal COMFAIL wird erzeugt,wenn ein Kommunikationsfehler erkannt wird.

Der Status der Ein- und Ausgänge, sowie der Selbstüberwachungsstatus sind in derlokalen HMI verfügbar unter

• Selbstüberwachungsstatus: Hauptmenü/Diagnose/Interne Ereignisse• Status für Ein- und Ausgänge: Hauptmenü/Test/Funktionsstatus, wechseln

Sie zur betreffenden Funktionsgruppe.• Signale bezüglich der Kommunikation mit der Gegenseite: Hauptmenü/Test/

Funktionsstatus/Kommunikation/Kommunikation mit der Gegenseite

Prüfung der korrekten Funktionalität durch Simulation verschiedener Fehler. Auchüberprüfen, ob gesendete und empfangene Daten korrekt übertragen und gelesenwerden.

Eine Testverbindung wird in Abbildung 55 dargestellt. Ein binäres Eingangssignal(BI) an End1 wird so konfiguriert, dass es durch die Kommunikationsverbindung anEnd2 übertragen wird. An End2 wird das Empfangssignal so konfiguriert, dass eseinen binären Ausgang (BO) ansteuert. Prüfen Sie an End2, ob das Signal BI eingehtund ob BO ausgelöst wird.

Wiederholen Sie die Prüfung für alle konfigurierten und über dieKommunikationsverbindung übertragenen Signale.

IEC07000188 V1 DE

Abb. 55: Test von RTC mit E/A.



12.16 Grundlegende IED Funktionen

12.16.1 Umgang mit Parametersätzen SETGRPS



1. Konfiguration der Binäreingänge prüfen, welche die Auswahl der aktivenParametersätze steuern.

2. Navigieren Sie zum Menü ActiveGroup, um Informationen über die aktiveParametergruppe zu erhalten.Das Menü ActiveGroup befindet sich in der lokalen HMI unter Hauptmenü/Test/Funktionststatus/Parametergruppe/ActiveGroup

3. Schließen Sie eine geeignete Gleichspannung an den entsprechenden binärenEingang des Geräts an und beobachten Sie die in der lokalen HMI aufgeführtenInformationen.Die angezeigte Information muss immer dem aktivierten Eingang entsprechen.

4. Prüfen, ob die entsprechenden Ausgänge die aktive Gruppe abbildet.Die Verfahren zur Bedienung der PC unterstützten Methoden zur Veränderungder aktiven Paremetergruppen werden in den entsprechenden PCM600Unterlagen beschrieben. Anweisungen für die Bediener innerhalb des SCS sindin der SCS Dokumentation enthalten.



12.17 Testmodus verlassen

Zur Rückkehr in den Normalbetrieb wird das folgende Verfahren angewandt.

1. Gehen Sie zum Ordner "Testmodus".2. Setzen Sie die Einstellung Ein auf Aus. Drücken Sie die Taste 'E' und die

Pfeiltaste nach links.3. Antworten Sie mit JA, drücken Sie die Taste 'E' und verlassen Sie die Menüs.



246

Abschnitt 13 Richtungsprüfung

13.1 Überblick

Vor dem Starten dieses Prozesses sind alle einzelnen Geräte, die an derFehlerbeseitigung des Schutzobjekts beteiligt sind individuell geprüft und in Betriebgesetzt werden. Der Leistungsschalter muss für einen Zyklus unterbrochen-geschlossen-unterbrochen bereit sein.

Der Richtungstest wird durchgeführt, wenn das Schutzobjekt eingeschaltet ist und einbestimmter Laststrompegel anliegt. Es ist auch erforderlich, den Laststromfluss(Import oder Export, d.h. vor- oder rückwärts) mithilfe eines externen Instruments zuermitteln (Strommesser oder SCADA-Information).

Der Aufbau des Prüfverfahrens hängt vom Typ der zu prüfenden Schutzfunktion ab.Nachfolgend sind einige Punkte aufgeführt, die als Richtlinie dienen können.

13.2 Richtungsprüfung beim Distanzschutz

Diese Prüfung wird durchgeführt, indem die Informationen betrachtet werden, dievon den Richtungsfunktionen ZDRDIR oder ZDMRDIR gegeben werden.

Vorgehensweise:

1. Sicherstellen, dass alle Steuerungs- und Schutzfunktionen, die zu dem Objektgehören und eingeschaltet werden sollen, geprüft und in Betrieb gesetzt wurden.

2. stellen Sie sicher, dass der primäre Laststrom die folgenden Bedingungen erfüllt(durch den Einsatz externer Ausrüstung):• Der Betrag des primären Laststroms muss größer sein als der Mindest-

Auslösestrom, der für die Richtungselemente im Gerät eingestellt ist. Beiden Standardeinstellungen bedeutet dies:• Laststrom > 5 % des Bezugsstroms• Andernfalls stehen die Einstellungen IMinOpPE und IMinOpPP für

ZDRDIR oder ZDMRDIR im folgenden Menü der HMI zurVerfügung: Hauptmenü/Einstellungen/Geräteeinstellungen/Impedanzschutz/DirectionalImpedance

Die primäre Lastimpedanz muss einen Winkel (PHI) zwischen der eingestelltenWinkel der gerichteten Leitungen sein. Bei den Standardeinstellungen bedeutetdies:

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 13Richtungsprüfung


• für vorwärts (exportiert) gerichtete Last: -15 deg < PHI < 115 deg• für rückwärts (importiert) gerichtete Last: 165 deg < PHI < 295 deg

Die Einstellungen für die vorwärts gerichtete Last: - ArgDir < PHI < ArgNegResund die Einstellungen für die rückwärts gerichtete Last: 180 deg - ArgDir < PHI< 180 deg + ArgNegRes einschließlich der Richtungsfunktionen ZDRDIR oderZDMRDIR stehen in der HMI im folgenden Menü zur Verfügung:• Hauptmenü/Einstellungen/Geräteeinstellungen/Impedanzschutz/

DirectionalImpedance3. Die Richtung des Laststroms wird durch die Richtungsfunktion ZDRDIR oder

ZDMRDIR dargestellt und steht in der HMI unter dem folgenden Menü zurVerfügung: Hauptmenü/Test/Funktionsstatus/Impedanzschutz/DirectionalImpedanceWenn der Laststrom in Vorwärtsrichtung (exportiert) fließt, wird folgendesangezeigt:• L1Dir = vorwärts• L2Dir = vorwärts• L3Dir = vorwärts

Wenn der Laststrom in Rückwärtsrichtung (importiert) fließt, wird folgendesangezeigt:• L1Dir = rückwärts• L2Dir = rückwärts• L3Dir = rückwärts

Vergleichen Sie dieses Ergebnis mit den Informationen aus der externenAusrüstung; es muss das selbe sein. Wenn die Richtung der drei Leiter nichtübereinstimmt, ist dies ein Zeichen für die fehlerhafte Verbindung derSpannungs- oder Stromwandler, die die Distanzschutzfunktion bedienen. Es istauch möglich, dass eine fehlerhafte Einstellung des Erdungspunkts für einen odermehrere Stromwandler vorliegt, die die Distanzschutzfunktion bedienen (dieBezeichnung der Einstellung ist: CTStarPoint).Zeigt die Richtungsfunktion an allen drei Leitern vorwärts, wenn sie eigentlichrückwärts gerichtet sein sollte (oder umgekehrt), deutet dies möglicherweise aufeine fehlerhafte Verbindung der Strom- und/oder Spannungswandler hin, die dieDistanzschutzfunktion bedienen oder auf eine fehlerhafte Einstellung desErdungspunkts (die Bezeichnung der Einstellung ist: CTStarPoint) für alle dreiStromwandler, oder es kann auf eine fehlerhafte Einstellung derVorverarbeitungsblocks hindeuten (3PhaseAnalogGroup), die an den Strom-/Spannungswandlern angeschlossen sind und die Distanzschutzfunktionbedienen (überprüfen, dass keine fehlerhafte Negation gesetzt wurde; dieBezeichnung der Einstellung ist: Negation).Wenn die Richtungsfunktion “Keine Richtung” für alle drei Leiter anzeigt, kanndies bedeuten, dass der Laststrom unter dem Mindest-Auslösestrom liegt oderdass die Lastimpedanz einen Winkel aufweist, der außerhalb der obenangegebenen gültigen Winkel zur Bestimmung der Vor- oder Rückwärtsrichtungdient.

Abschnitt 13 1MRK 502 053-UDE -Richtungsprüfung


Wenn die Richtungsfunktion “Keine Richtung” für einige der drei Leiter anzeigt,deutet dies möglicherweise auf eine fehlerhafte Strom-/Spannungswandlerverbindung hin.

4. Die gemessene Impedanzinformation ist im selben Menü verfügbar. Diese Wertewerden nicht von der Einstellung für den Mindest-Auslösestrom beeinträchtigt,und die Messwerte werden immer gezeigt, wenn der Laststrom mehr als 3 % überdem Bemessungsstrom der Leitung liegt:• L1R• L1X• L2R• L2X• L3R• L3X

Die gemessene Impedanzinformation kann immer noch verwendet werden, umdie Lastrichtung zu bestimmen. Ein gemessener positiver Widerstand in allenLeitern zeigt eine vorwärts (Export) gerichtete Widerstandslast an(Wirkleistung), während ein negative Vorzeichen eine rückwärts (Import)gerichtete Widerstandslast (Wirkleistung) anzeigt. Normalerweise reicht es aus,die Widerstandswerte zu betrachten, um Informationen zur Lastrichtung zuerhalten, die ohnehin mit den Angaben aus der externen Ausrüstung zur Messungdes Stromflusses verglichen werden muss.

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 13Richtungsprüfung


250

Abschnitt 14 Inbetriebnahme und Wartung desSchutzsystems

14.1 Inbetriebnahmeprüfungen

Bei der Inbetriebnahme werden alle Schutzfunktionen überprüft mit den Sollwerten,die in jeder Anlage verwendet werden. Die Inbetriebnahmeprüfungen beinhalten dieÜberprüfung aller Schaltkreise durch Freigabebestätigung der Schaltpläne und derKonfigurationsdiagramme für die verwendeten Funktionen.

Weiterhin werden die Einstellungen der Schutzfunktionen geprüft und für diekünftige regelmäßige Instandhaltungsprüfung sorgfältig aufgezeichnet.

Die Endprüfung auf Funktion beinhaltet die primäre Bestätigung allerrichtungsabhängigen Funktionen, wobei Lastströme in der lokalen HMI oder imPCM600 überprüft werden. Die Amplituden Winkel aller Ströme und Spannungensollten überprüft und ihre Symmetrie bestätigt werden.

Richtungsabhängige Funktionen besitzen Informationen über die gemesseneRichtung und zum Beispiel die Messimpedanz. Diese Werte müssen überprüft und alskorrekt bestätigt werden bei dem Export oder Import von verfügbarer Leistung.

Schließlich müssen die endgültigen Auslöseprüfungen ausgeführt werden. Diesbeinhaltet die Aktivierung der Schutzfunktionen oder Auslöseausgänge bei demgeschlossenen Leistungsschalter und die bestätigte Auslösung desLeistungsschalters. Wenn mehrere Leistungsschalter beteiligt sind, muss jederLeistungsschalter separat überprüft werden und es muss sichergestellt werden, dassdie anderen beteiligten Leistungsschalter nicht gleichzeitig ausgelöst werden.

14.2 Periodische Wartungstests

Die Abstände der Wiederholungsprüfungen hängen von verschiedenen Faktoren ab,zum Beispiel, von der Wichtigkeit der Anlage, Umgebungsbedingungen, derEinfachheit oder Komplexität der Geräte, statischen oder elektromechanischenGeräten usw.

Die normale(n) Instandhaltungspraxis der Benutzer sollte(n) fortgesetzt werden.ABB hat trotzdem die folgende Empfehlung:

Alle zwei oder drei Jahre

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 14Inbetriebnahme und Wartung des Schutzsystems


• Sichtkontrolle der Gerätschaften.• Entfernung von Staub an Lüftungsschlitzen und gegebenenfalls an Geräten.• Periodische Wiederholungsprüfung bei nicht redundant aufgebauten

Schutzsystemen.

Alle vier bis sechs Jahre

• Periodische Wiederholungsprüfung bei redundant aufgebauten Schutzsystemen.

Die erste Wiederholungsprüfung sollte immer nach dem erstenBetriebshalbjahr stattfinden.

Wenn Schutzgeräte mit eingebauten Kontrollen kombiniert werden,kann das Prüfintervall drastisch heraufgesetzt werden, auf bis zu 15Jahre, da das Gerät ständig Servicewerte ausliest, dieLeistungsschalter auslöst, und so weiter.

14.2.1 Sichtprüfung

Vor dem Beginn der Prüfungen sollte das gerät inspiziert werden, um eventuellbestehende sichtbare Schäden zu erkennen (beispielsweise durch Schmutz oderFeuchtigkeitsansammlungen, Überhitzung).

Sicherstellen, dass alle Geräte über Abdeckungen verfügen.

14.2.2 Wartungstests

Auszuführen nach dem ersten Betriebshalbjahr, dann nach dem obenvorgeschlagenen Zyklus und nach Verdacht auf Fehlbedienung oder Änderung derGeräteeinstellung.

Beim Testen der Schutzgeräts sollten vorzugsweise die Primärkreise spannungsfreigemacht werden. Das Gerät kann den Schaltkreis beim Testen nicht schützen.Geschultes Personal kann jeweils ein Gerät an spannungsführenden Schaltkreisenprüfen, wenn redundanter Selektivschutz installiert ist und der Primärkreis nichtstromlos gemacht werden darf.

ABB Schutzgeräte werden vorzugsweise mit Hilfe von Komponenten aus demCOMBITEST Prüfungssystem geprüft, die in den Informationen B03-9510 Ebeschrieben sind. Die Hauptkomponenten sind der RTXP 8/18/24 Prüfschalter, dersich normalerweise links in jedem Schutzgerät befindet, und der RTXH 8/18/24Prüfgriff, der bei der Sekundärprüfung in den Testschalter eingeführt wird. Alleerforderlichen Operationen wie das Ausschalten der Trip Schaltkreise, Kurzschließender Strompfade und Ausschalten der Spannungspfade werden automatisch ausgeführt

Abschnitt 14 1MRK 502 053-UDE -Inbetriebnahme und Wartung des Schutzsystems


in der richtigen Reihenfolge, um die Sekundärprüfung einfach und schnell ausführenzu können, sogar wenn das Objekt in Betrieb ist.

14.2.2.1 Vorbereitung

Vor dem Beginn der Instandhaltungsprüfung sollte der Testingenieur die jeweiligenSchaltpläne studieren und die folgenden Unterlagen zur Hand haben:

• Prüfungsanweisungen für zu prüfende Gerät• Prüfungsaufzeichnungen früherer Inbetriebnahme- und

Instandhaltungsprüfungen• Eine Liste der gültigen Einstellungen• Leere Prüfberichte zum Eintragen der Messwerte

14.2.2.2 Aufzeichnung

Es ist von höchster Wichtigkeit, die Testergebnisse sorgfältig aufzuzeichnen.Spezielle Prüfblätter, die die Frequenz des Tests, das Datum und die erreichtenPrüfwerte enthalten, sollten eingesetzt werden. Die Liste der Geräteeinstellungen undProtokolle früherer Tests sollten zur Hand sein und alle Ergebnisse sollten aufAbweichungen untersucht werden. Beim Ausfall von Komponenten werdenErsatzgeräte verwendet und auf die erforderlichen Werte gesetzt. Eine Notiz desAustauschs sollte gemacht und die neuen Messwerte aufgezeichnet werden.Prüfberichte über mehrere Jahre hinweg sollten in jeder Station oder jedemStationsteil in einer gemeinsamen Datei gespeichert werden, um einen einfachenÜberblick über die Testperioden und die erzielten Prüfwerte zu ermöglichen. DiesePrüfberichte sind wertvoll, wenn die Analyse einer Betriebsstörung erforderlich ist.

14.2.2.3 Sekundäreinspeisung

Die periodische Instandhaltungsprüfung erfolgt über eine Sekundäreinspeisung voneiner tragbaren Prüfeinrichtung. Jeder Schutz ist gemäß der Testinformationen zurSekundäreinspeisung für das entsprechende Schutzgerät zu prüfen. Es sollen lediglichdie relevanten Einstellwerte jeder Schutzfunktion geprüft werden. Falls dieDiskrepanz zwischen erhaltenem Wert und angefordertem Sollwert zu groß ist, mussdie Einstellung berichtigt, der neue Wert aufgezeichnet und eine Notiz im Prüfberichterstellt werden.

14.2.2.4 Alarmtest

Beim Einstecken des Prüfgriffs wird die Alarm- und Ereignissignalübertragungnormalerweise blockiert. Dies erfolgt im Gerät, indem die Ereignismeldung bei derPrüfung auf Aus gestellt wird. Dies kann bewerkstelligt werden, indem der Prüfgriffeingelegt oder das Gerät von der lokalen HMI aus in den Prüfmodus versetzt wird.Nach dem Abschluss der Prüfung der sekundären Einspeisung sollte geprüft werden,ob die Ereignis- und der Alarmmeldung korrekt erfolgen, indem die Ereignisseaktiviert und einige Tests durchgeführt werden.



14.2.2.5 Selbstüberwachungsprüfung

Wenn die Sekundärprüfungen abgeschlossen ist sollte sichergestellt werden, dasskeine Selbstüberwachungssignale durchgehend oder sporadisch aktiviert werden.Prüfen Sie insbesondere das Zeitsynchronisierungssystem, GPS oder anderes sowieKommunikationssignale, sowohl der Stationskommunikation als auch derKommunikation mit der Gegenseite.

14.2.2.6 Auslösekreisprüfung

Wenn das Schutzgerät einer Betriebsprüfung unterzogen wird, dann wirdnormalerweise ein Auslöseimpuls an einem oder mehreren der Ausgangskontakteund vorzugsweise am Testschalter empfangen. Ein störungsfreier Schaltkreis ist vonhöchster Wichtigkeit für den Schutzbetrieb. Wenn der Schaltkreis nicht mit einerständigen Auslösekreisüberwachung ausgestattet ist, kann man sicherstellen, dass derSchaltkreis wirklich geschlossen ist, wenn der Prüfstecker entfernt wurde, indem einhochohmiges Voltmeter verwendet wird zum Messen zwischen Plus und demAuslöseausgang auf der Schalttafel. Die Messung erfolgt dann über die Auslösespuledes Leistungsschalters, daher wird der gesamte Auslösekreis geprüft.

Beachten Sie, dass der Leistungsschalter geschlossen sein muss.

Bitte beachten Sie, dass bei diesem Test der eingebaute Schutz desTestsystems nicht verfügbar ist. Falls das Instrument auf Ampereanstatt Volt gesetzt ist, wird der Leistungsschalter selbstverständlichausgelöst, daher ist die größte Sorgfalt notwendig.

Der Auslösekreis zwischen Auslösegerät und Leistungsschalter wird häufig durch dieAuslösekreisüberwachung überwacht. Es kann dann überprüft werden, ob einSchaltkreis störungsfrei ist, indem Klemmen des Auslöseausgangs im Schrankgeöffnet werden. Wenn die Klemme geöffnet wird, wird nach einer Verzögerung voneinigen Sekunden ein Alarm im Signalsystem erzeugt.

Denken Sie daran, den Schaltkreis direkt nach dem Test zu schließenund die Klemme sorgfältig festzuziehen.

14.2.2.7 Messung von Betriebsströmen

Nach einer Wiederholungsprüfung empfiehlt es sich, die Betriebsströme und -spannungen zu messen, die vom Schutzgerät aufgezeichnet werden. DieBetriebswerte werden an der lokalen HMI oder in PCM600 geprüft. Sicherstellen,dass die korrekten Wert und Winkel zwischen Spannungen und Strömen

Abschnitt 14 1MRK 502 053-UDE -Inbetriebnahme und Wartung des Schutzsystems


aufgezeichnet werden. Zusätzlich die Richtung der richtungsabhängigen Funktionenwie Distanz- und gerichtete Überstromfunktionen prüfen.

Beim Transformator-Differentialschutz hängt der erzielte Differentialstromwert abvon der Position des Stufenschalters und kann variieren zwischen weniger als 1 % bisungefähr 10 % des Nennstroms. Bei Leitungsdifferentialfunktionen können diekapazitiven Ladeströme normalerweise als Differentialströme erfasst werden.

Der Nullsystemstrom am Erdfehlerschutzgerät sollte gemessen werden. DerStrommenge ist normalerweise sehr klein, aber es ist normalerweise möglich zusehen, ob der Strompfad spannungsführend ist.

Die Spannung zwischen Nullpunkt und einem Erdfehlerschutzgerät wird geprüft. DieSpannung beträgt normalerweise 0,1 bis 1 V sekundär. Die Spannung kann dennochaufgrund der Oberschwingung wesentlich höher sein. Normalerweise kann einSpannungswandler eine 3. Oberschwingungsspannung von etwa 2,5 - 3 % aufweisen.

14.2.2.8 Wiederherstellung

Instandhaltung ist sehr wichtig zur Verbesserung der Verfügbarkeit desSchutzsystems, weil dadurch Ausfälle entdeckt werden, bevor der Schutzfunktionieren muss. Es ist aber nicht sinnvoll, störungsfreie Anlagen zu prüfen und siedann wieder mit geöffneten Terminals, einer entfernten Sicherung oder offenenMiniatur-Leistungsschalter mit offener Verbindung, falschen Einstellungen usw. inBetrieb zu nehmen, usw..

Daher sollte eine Liste aller während der Überprüfung geänderten Punkte erstelltwerden, damit alles schnell und ohne etwas zu übersehen wieder in Betriebgenommen werden kann. Die Wiederinbetriebnahme sollte Punkt für Punktdurchgeführt und vom zuständigen Ingenieur unterschrieben werden.



256

Abschnitt 15 Fehlersuche

15.1 Prüfen der Selbstüberwachungssignale

15.1.1 Prüfen der Selbstüberwachungsfunktion

15.1.1.1 Ursache eines internen Fehlers bestimmen

Dieses Verfahren beschreibt, wie die Menüs zu navigieren sind, um die Ursache einesinternen Fehlers zu finden, wenn dieser durch Blinken der grünen LEDs auf dem HMIModul signalisiert wird.

Vorgehensweise

1. Allgemeines Diagnostikmenü anzeigen.Navigieren Sie die Menüs zu:Diagnostik/IED Status/Allgemein

2. Überwachungswerte durchsuchen, um die Ursache des Fehlers zu finden.Mit den Pfeiltasten zwischen den Werten blättern.

15.1.2 Selbstüberwachungsdaten des HMITabelle 18: Signale vom Menü Allgemein im Diagnosebaum

Angezeigtes Ergebnis Mögliche Ursache Vorgeschlagene MaßnahmeInternal fail Off Kein Fehler festgestellt. Keine.

Internal fail On Ein Fehler ist aufgetreten. Den Rest der angezeigten Ergebnisse über‐prüfen, um den Fehler zu finden.

Internal warning Off Kein Fehler festgestellt. Keine.

Internal warning On Eine Warnung ist erfolgt. Den Rest der angezeigten Ergebnisse über‐prüfen, um den Fehler zu finden.

Time synch Ready Kein Fehler festgestellt. Keine.

Time synch Fail Keine Zeitsynchronisati‐on.

Synchronisationsquelle auf Probleme über‐prüfen.Wenn das Problem weiterbesteht, ABB Ver‐treter wegen Kundendienst kontaktieren.

Real time clock Ready Kein Fehler festgestellt. Keine.

Real time clock Fail Die Echtzeituhr wurde zu‐rückgesetzt.

Uhr einstellen.

ADC-module OK Kein Fehler festgestellt. Keine.

ADC-module Fail Das A/D-Wandlermodulist ausgefallen.

ABB Vertreter wegen Kundendienst kontak‐tieren.


1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 15Fehlersuche


Angezeigtes Ergebnis Mögliche Ursache Vorgeschlagene Maßnahme(Protokollbezeichnung)Bereit

Kein Fehler festgestellt. Keine.

(Protokollbezeichnung)Fail

Protokoll ist ausgefallen

(I/O-Modulbezeichnung)Ready

Kein Fehler festgestellt. Keine.

(I/O-Modulbezeichnung)Fail

I/O modules has failed. Überprüfen, ob das I/O-Modul konfiguriert undan den IOP1- Block angeschlossen wurde.Wenn das Problem weiterbesteht, ABB Ver‐treter wegen Kundendienst kontaktieren.

15.2 Fehlerverfolgung

15.2.1 Interne Fehleranzeigen

Tritt eine interne Fehleranzeige auf, dann werden die Informationen in der lokalenHMI unter dem folgenden Menü angezeigt Hauptmenü/Diagnose/Gerätestatus/Allgemein

Im Diagnostics Menü sind Hinweise auf einen möglichen internen Ausfall(schwerwiegender Fehlzustand) oder eine interne Warnung (untergeordnetesProblem) aufgelistet.

Anzeigen hinsichtlich der fehlerhaften Einheit sind in Tabelle 19 beschrieben.

Tabelle 19: Selbstüberwachungssignale in der lokalen HMI

HMI-Signalname: Status BeschreibungINT Fail AUS / EIN Dieses Signal wird aktiviert, wenn eines

oder mehrere der folgenden internen Sig‐nale aktiv sind: INT--LMDERROR, INT--WATCHDOG, INT--APPERROR, INT--RTEERROR oder jedes der HW-abhän‐gigen Signale

INT Warning AUS / EIN Dieses Signal wird aktiviert, wenn einesoder mehrere der folgenden internen Sig‐nale aktiv sind: INT--RTCERROR, INT--IEC61850ERROR, INT--TIMESYN‐CHERROR

ADMnn Bereit / Fehler Analoges Eingangsmodul n ausgefallen.Durch Signalaktivierung wird das Gerätzurückgesetzt

BIMnn Bereit / Fehler BIM Fehler. Binäres Eingangsmodul Feh‐lerstatus. Durch Signalaktivierung wirddas Gerät zurückgesetzt

BOMn Bereit / Fehler BOM Fehler. Binäres AusgangsmodulFehlerstatus.

IOMn Bereit / Fehler IOM-Fehler. Ein-/Ausgangsmodul Fehler‐status.


Abschnitt 15 1MRK 502 053-UDE -Fehlersuche


HMI-Signalname: Status BeschreibungMIMn Bereit / Fehler mA Eingangsmodul MIM1 ausgefallen.

Durch Signalaktivierung wird das Gerätzurückgesetzt

RTC Bereit / Fehler Dieses Signal wird aktiviert, wenn es ei‐nen Hardwarefehler bei der Echtzeituhrgibt.

Zeitsync. Bereit / Fehler Dieses Signal wird aktiviert, wenn dieQuelle der Zeitsynchronisation verlorenist oder wenn das Zeitsystem die Zeit zu‐rücksetzt.

Anwendung Bereit / Fehler Dieses Signal wird aktiv, wenn einer odermehrere der Anwendungsfäden sich nichtin dem Zustand befinden, in dem die Run‐time Engine sie erwartet. Die Zuständekönnen CREATED, INITIALIZED, RUN‐NING, usw. sein

RTE Bereit / Fehler Dieses Signal wird aktiv, wenn die Run‐time Engine einige Aktionen mit den An‐wendungsfäden nicht durchführte. DieseAktionen können das Einspielen von Ein‐stellungen oder Parametern für Kompo‐nenten, Verändern von Parametergrup‐pen, Laden oder Entladen von Anwen‐dungsfäden sein.

IEC61850 Bereit / Fehler Dieses Signal wird aktiviert, wenn derIEC 61850 Stapel bei bestimmten Aktio‐nen wie dem Lesen von IEC 61850 Kon‐figuration, Start usw. nicht erfolgreich war

LMD Bereit / Fehler LON Netzwerkschnittstelle, MIP/DPS, istin einem nicht behebbaren Fehlerzu‐stand.

LDCMxxx Bereit / Fehler Leitungsdifferential-Kommunikationsfeh‐lerzustand

OEM Bereit / Fehler Fehlerzustand des optischen Ethernet‐moduls.

Auch interne Signale, wie INT--FAIL und INT--WARNING können zurSignalübertragung an eine Warte mit binären Ausgangskontakten verbunden werden.

Im Geräte-Status - Information können vorliegende Informationen über dieSelbstüberwachungsfunktion eingesehen werden. Ausfallhinweise oder Warnungenfür jedes Hardwaremodul werden bereitgestellt, sowie Informationen über die externeZeitsynchronisation und die interne Uhr. Alles gemäß Tabelle 19. Der Verlust derZeitsynchronisation kann nur als Warnung betrachtet werden. Das Gerät ist vollfunktionsfähig ohne Zeitsynchronisation.

15.2.2 Verwendung eines vorn angeschlossenen PC

Wenn ein interner Fehler aufgetreten ist, stehen in der Liste der internen Ereignisse imSMS-Teil erschöpfende Informationen zu dem Fehler zur Verfügung:

TRM-STAT TermStatus - Interne Ereignisse



Die interne Ereignisliste liefert wertvolle Informationen, die im Rahmen derInbetriebnahme und zur Fehlersuche verwendet werden können.

Interne Ereignisse sind zeitmarkiert mit einer Auflösung von 1 ms und gespeichert ineiner Liste. Diese Liste kann bis zu 40 Ereignisse speichern. Die Liste basiert auf demFIFO Prinzip. Wenn sie voll ist, wird das älteste Ereignis überschrieben. Die Listekann nicht gelöscht und ihr Inhalt nicht entfernt werden.

Interne Ereignisse in dieser Liste beziehen sich nicht nur auf Fehler im Gerät, sondernauch auf andere Aktivitäten wie das Ändern von Einstellungen, die Beseitigung vonStörfallaufzeichnungen und den Verlust externer Zeitsynchronisation.

Die Informationen können lediglich vom Parameter-Einstellungs-Softwarepaketabgerufen werden. Der PC kann an den Port auf der Vorder- oder Rückseite des Gerätsangeschlossen werden.

Diese Ereignisse werden als interne Ereignisse protokolliert.

Tabelle 20: Für die Liste interner Ereignisse im Gerät verfügbare Ereignisse

Ereignismeldung: Beschreibung Erzeugtes Signal:INT--FAIL Aus Interner Ausfallstatus INT--FAIL (gehend)

INT--FAIL INT--FAIL (kommend)

INT--WARNING Aus Interner Warnungsstatus lNT--WARNING (gehend)

INT--WARNING lNT--WARNING (kommend)

IOn--Fehler Aus In/Out Modul Nr. n Status IOn--Fehler (gehend)

IOn--Fehler IOn--Fehler (kommend)

ADMn-Fehler Aus Analog/Digital Modul Nr. n Status ADMn-Fehler (gehend)

ADMn-Fehler ADMn-Fehler (kommend)

MIM1-Fehler Aus mA-Eingangsmodulstatus MIM1-Fehler (Ereignis zurück‐setzen)

MIM1-Fehler MIM1-Fehler (Ereignis einstel‐len)

INT--RTC Aus Echtzeituhr (RTC) Status INT--RTC (gehend)

INT--RTC INT--RTC (kommend)

INT--TSYNC Aus Externer ZeitsynchronisationStatus

INT--TSYNC (gehend)

INT--TSYNC INT-- TSYNC (kommend)

INT--SETCHGD Einstellungen im Gerät geändert

DRPC-CLEARED Alle Störungen in Störfallauf‐zeichnung gelöscht

Die Ereignisse in der internen Ereignisliste erhalten einen Zeitstempel mit einerAuflösung von 1 ms.

Bei der Verwendung eines PC zur Suche der Fehlerursache werden Informationenbereitgestellt über:



• Modul, das getauscht werden muss.• Fehlerreihenfolge, wenn eine oder mehrere Einheiten fehlerhaft sind.• Genaue Zeit wann der Fehler aufgetreten ist.

15.3 Reparaturanweisung

Die sekundäre Verbindung eines Stromwandlerkreises darf niemalsohne Kurzschließen der Sekundärwicklung des Wandlers getrenntwerden! Das Auslösen eines Stromwandlers mit unterbrochenerSekundärwicklung hat einen massiven Potentialaufbau zur Folge, derden Wandler beschädigen und Personenschäden verursachen kann.

Verbinden oder trennen Sie niemals während des Normalbetriebs einKabel und/oder einen Stecker vom Gerät. Es liegen gefährlicheSpannungen und Ströme an, die tödlich sein können. Der betrieb kanngestört und das Gerät und die Messkreise beschädigt sein.

Eine Alternative besteht darin, das IED zu öffnen und nur die fehlerhafte Schaltplattean ABB zur Reparatur senden. Wenn eine gedruckte Schaltplatte an ABB gesendetwird, muss sie immer in einer metallenen, ESD-geprüften Verpackung verpackt sein.Der Nutzer kann auch einzelne Ersatzmodule kaufen.

Folgen Sie immer den Sicherheitsanweisungen des Herstellers unddes Landes.

Die meisten Elektronikbauteile sind empfindlich gegen elektrostatische Entladungund latente Beschädigungen können auftreten. Bitte beachten Sie die üblichenVorgehensweisen zur Handhabung von Elektronikkomponenten und benützen Sie einantistatisches Armband. Eine Halbleiterschicht muss auf der Werkbank platziert undgeerdet werden.

Das Gerät entsprechend zerlegen und zusammensetzen:

1. Hilfsspannungsversorgung abschalten.2. Stromwandler kurzschließen und alle Strom- und Spannungsanschlüsse vom

Gerät trennen.3. Alle Signalleitungen durch Entfernen der Steckerbuchsen trennen.4. Lichtwellenleiter trennen.5. Die rückseitige Hauptabdeckplatte des Geräts abschrauben.6. Wenn das Transformatormodul ausgetauscht werden muss:



• Entfernen Sie das gerät gegebenenfalls von der Tafel.• Entfernen Sie die rückseitige Platte vom Gerät.• Entfernen Sie die Frontplatte.• Entfernen Sie die Schrauben vom Transformator-Eingangsmodul, vorn

und hinten.7. Das fehlerhafte Modul herausziehen.8. Sicherstellen, dass das neue Modul die richtige Kennnummer hat.9. Wenn das neue Modul eingebaut wird sicherstellen, dass die Federn der

Kartenführungsschiene mit der entsprechenden metallischen Stelle an derLeiterplatte verbunden sind.

10. Gerät wieder zusammenbauen.

Wenn das Gerät mit den Systemeingängen kalibriert wurde, dann muss dasKalibrierverfahren erneut ausgeführt werden, um eine umfassendeSystemgenauigkeit zu erlangen.

15.4 Reparaturunterstützung

Wenn ein Gerät repariert werden muss, dann muss das gesamte Gerät ausgebaut undan das ABB Logistic Center gesendet werden. Vor dem Rücksenden des Materialsmuss eine Anfrage an das ABB Logistic Center geschickt werden.

e-mail: [email protected]

15.5 Wartung

Das gerät überwacht sich selbst. Keine spezielle Wartung ist erforderlich.

Anweisungen des Stromnetzbetreibers und weitere Wartungshinweise für dieWartung einzelner Komponenten müssen befolgt werden.



Abschnitt 16 Glossar

AC Alternating Current - Wechselstrom

ACC Actual channel - Aktueller Kanal

ACT Applikationskonfigurations-Tool im PCM600

A/D-Konverter Analog-Digital-Wandler

ADBS Amplitude deadband supervision -Amplitudenüberwachung der Totzone

ADM Analog-Digital-Umwandlungsmodul mitZeitsynchronisierung

AI Analog Input - Analogeingang

ANSI American National Standards Institute - AmerikanischeNorm

AR Auto-Reclosing - Automatische Wiedereinschaltung(AWE)

ASCT Auxiliary Summation Current Transformer -Hilfssummenstromwandler

ASD Adaptive Signal Detection - Adaptive Signalerkennung

ASDU Application Service Data Unit - Applikations-Service-Dateneinheit

AWG American Wire Gauge Standard - Amerikanische Norm fürDrahtquerschnitte

BBP Busbar Protection - Sammelschienenschutz

BFOC/2,5 Bayonet fibre optic connector - Bajonett-Steckverbinder fürGlasfaserleiter

BFP Breaker Failure Protection - Schalterversagerschutz

BI Binary Input - Binärer Eingang

BIM Binary Input Module - Binäres Eingangsmodul

BOM Binary Output Module - Binäres Ausgangsmodul

BOS Binary Outputs Status - Binärausgangsstatus

BR External Bistable Relay - Externes bistabiles Relais

BS British Standard - Britische Norm

BSR Binary signal transfer function, receiver blocks -Binärsignaltransfer-Funktion, Empfangssperren

1MRK 502 053-UDE - Abschnitt 16Glossar


BST Binary signal transfer function, transmit blocks -Binärsignaltransfer-Funktion, Sendesperren

C37.94 IEEE/ANSI-Protokoll, wird beim Senden vonBinärsignalen zwischen IED verwendet

CAN Controller Area Network - ISO-Norm (ISO 11898) für dieserielle Kommunikation

CB Circuit Breaker - Leistungsschalter

CBM Combined Backplane Module - KombiniertesRückwandplatinenmodul

CCITT Consultative Committee for International Telegraph andTelephony - Internationaler Ausschuss vonFernmeldeverwaltungen und -gesellschaften zurAusarbeitung von Normungsvorschlägen. Ein von denVereinten Nationen gesponsertes Normierungsgremiuminnerhalb der International Telecommunications Union.

CCM CAN carrier module - CAN-Trägermodul

CCVT Capacitive Coupled Voltage Transformer - Kapazitativgekoppelter Spannungswandler

Klasse C Schutzstromwandlerklasse gemäß IEEE/ANSI

CMPPS Kombinierte Megapulse pro Sekunde

CMT Communication Management Tool in PCM600 -Kommunikation Management Tool in PCM600

CO-Zyklus Close-Open Cycle - Ein- Aus-Zyklus bei der automatischenWiedereinschaltung

Kodirektional Methode der Übertragung von G.703 über einekompensierte Leitung. Enthält zwei verdrillteDoppelleitungen, die es ermöglichen, Informationen inbeide Richtungen zu übertragen.

COM Command - Befehl

COMTRADE Standardformat des transienten Datenaustauschformats vonStörschreibern gemäß IEEE/ANSI C37.111, 1999 /IEC60255-24

Kontra-gerichtet Art der Übertragung von G.703 über eine symmetrischeLeitung. Umfasst vier verdrillte Paare, von denen zwei fürdie Übertragung von Daten in beide Richtungen und zweifür die Übertragung von Taktsignalen verwendet werden.

COT Cause of Transmission - Übertragungsursache

CPU Central Processing Unit - Prozessor

CR Carrier Receive - Empfangssignal fürSignalvergleichschema

CRC Cyclic Redundancy Check - Zyklische Redundanzprüfung

Abschnitt 16 1MRK 502 053-UDE -Glossar


CROB Control Relay Output Block - Steuerung desAusgangsrelaisblocks

CS Carrier Send - Sendesignal für Signalvergleichschema

CT Current Transformer - Stromwandler

CU Communication unit - Kommunikationseinheit

CVT oder CCVT Capacitive Voltage Transformer - KapazitiverSpannungswandler

DAR Delayed Autoreclosing - Verzögerte automatischeWiedereinschaltung

DARPA Defense Advanced Research Projects Agency (der US-amerikanische Entwickler des TCP/IP-Protokolls usw.)

DBDL Dead Bus Dead Line - Netzwiederaufbau überspannungslose Sammelschiene und Leitung

DBLL Dead Bus Live Line - Netzwiederaufbau überspannungslose Sammelschiene und unter Spannungstehende Leitung

DC Direct Current - Gleichstrom

DFC Data Flow Control - Datenstromsteuerung

DFT Discrete Fourier Transformation - Diskrete FourierTransformation

DHCP Dynamic Host Configuration Protocol

DIP-Schalter Ein auf einer Leiterplatte montierter kleiner Schalter.

DI Digital Input - Binäreingang

DLLB Dead Line Live Bus - Netzwiederaufbau überspannungslose Leitung und unter Spannung stehendeSammelschiene

DNP Distributed Network Protocol gemäß IEEE-Standard1815-2012

DR Disturbance Recorder - Störschreiber

DRAM Dynamic Random Access Memory - DynamischerArbeitsspeicher

DRH Disturbance Report Handler -Stördatenaufzeichnungsroutine

DSP Digital Signal Processor - Digitaler Signalprozessor

DTT Direct Transfer Trip - Direkte Mitnahme beimSignalvergleichsschutz

EHV-Netz Extra High Voltage system - Höchstspannungsnetze

EIA Electronic Industries Association



EMC Electromagnetic Compatibility - ElektromagnetischeVerträglichkeit

EMF Electromotive Force - Elektromotorische Kraft

EMI Electromagnetic Interference - ElektromagnetischeInterferenz

EnFP End Fault Protection - Endfehlerschutz

EPA Enhanced Performance Architecture

ESD Electrostatic Discharge - Elektrostatische Entladung

F-SMA Typ eines Glasfaserleiter-Steckverbinders

FAN Fault number - Fehlernummer

FCB Frame Count Bit - Flusssteuer-Bit

FOX 20 Modulares 20-Kanal-Telekommunikationssystem fürSprach-, Daten- und Schutzsignale

FOX 512/515 Zugangs-Multiplexer

FOX 6Plus Kompakter Zeitmultiplexer für die Übertragung von bis zusieben Duplexkanälen mit digitalen Daten über optischeFasern

FUN Function type - Funktionstyp

G.703 Elektrische und funktionelle Bezeichnung für digitaleLeitungen wie sie von den lokalen Telefongesellschaftenverwendet werden. Können über kompensierte und nichtkompensierte Leitungen transportiert werden.

GCM Communication interface module with carrier of GPSreceiver module - Kommunikationsschnittstellenmodul mitTräger von GPS-Empfängermodul

GDE Graphical display editor within PCM600 - GrafischerDisplay-Editor im PCM600

GI General Interrogation Command - AllgemeinerAbfragebefehl

GIS Gas-Insulated Switchgear - Gasisolierte Schaltanlage

GOOSE Generic Object-Oriented Substation Event - Generischesobjektorientiertes Schaltanlagenereignis

GPS Global Positioning System - GlobalesPositionsbestimmungssystem

GSAL Generic Security Application - AllgemeineSicherheitsanwendung

GTM GPS Time Module - GPS-Zeitmodul

HDLC-Protokoll High level data link control (Netzwerkprotokoll), beruht aufdem HDLC-Standard



HFBR-Steckverbindertyp

Lichtwellenleiter-Steckverbinder

HMI Human Machine Interface - Mensch/Maschine-Schnittstelle

HSAR High Speed Auto-Reclosing - Schnelle Wiedereinschaltung

HV High Voltage - Hochspannung

HVDC High-Voltage Direct Current - Hochspannung Gleichstrom

ICT Installations- und Inbetriebnahme-Tool für REG670-Einspeiseschutz

IDBS Integrating Deadband Supervision - IntegrierendeÜberwachung des Totbandes

IEC International Electrical Committee - InternationaleElektrotechnische Kommission

IEC 60044-6 IEC-Norm, Instrumentenwandler – Teil 6: Anforderungenan das transiente Verhalten von Stromwandlern fürSchutzzwecke

IEC 60870-5-103 Kommunikationsstandard für Schutztechnik; ein seriellesMaster/Slave-Protokoll für die Punkt-Punkt-Kommunikation

IEC 61850 Substation Automation Communication Standard - Normfür Stationsautomatisierung

IEC 61850–8–1 Kommunikationsprotokoll-Standard

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

IEEE 802.12 Ein Netztechnologie-Standard, der 100 Mbits/s beiverdrillten Doppelleitungen bzw. Lichtwellenleitern bietet.

IEEE P1386.1 PMC (PCI Mezzanine Card)-Standard für lokaleBusmodule. Bezieht sich auf den CMC-Standard (IEEEP1386, auch bekannt als Common Mezzanine Card) fürMechanik und die PCI-Spezifikationen der PCI SIG(Special Interest Group) für die elektrische EMF ElectroMotive Force - Kraft der Elektronenbewegung.

IEEE 1686 Standard für Unterstations-IEDs - Cyber-Sicherheitsfunktionen

IED Intelligent Electronic Device - Intelligentes elektronischesGerät

I-GIS Intelligent Gas-Insulated Switchgear - Intelligentegasisolierte Schaltanlagen

IOM Binary Input/Output module - Binäres Eingangs-/Ausgangsmodul

Instanz Sind im IED verschiedene Fälle derselben Funktionverfügbar, werden sie als Komponente dieser Funktion



bezeichnet. Eine Instanz einer Funktion ist mit eineranderen der selben Art identisch, hat aber eineunterschiedliche Nummer in den IED-Benutzerschnittstellen. Das Wort Instanz wird manchmaldefiniert als eine Informationseinheit, die für einen Typsteht. So steht eine Instanz einer Funktion im IED für einenFunktionstyp.

IP 1. Internetprotokoll, die Vermittlungsschicht für dieTCP/IP-Protokollsuite, die in Ethernet-Netzwerken weitverbreitet ist. IP ist ein verbindungsloses,paketvermittelndes Protokoll, das nach dem Best-Effort-Prinzip arbeitet. Es bietet Paketrouting, Fragmentierungund Reassembling über die Sicherungsschicht.2. Schutzgrad gemäß IEC 60529

IP 20 Schutzgrad gemäß IEC 60529, Klasse 20



IRF Internal Failure Signal - Internes Fehlersignal

IRIG-B: InterRange Instrumentation Group, Zeitcode-Format B,Standard 200

ITU International Telecommunications Union - InternationaleFernmeldeunion

LAN Local Area Network - Lokales Netzwerk

LIB 520 Hochspannungs-Software-Modul

LCD Liquid Crystal Display - Flüssigkristallanzeige

LDCM Line Differential Communication Module -Kommunikationsmodul für den Leitungsdifferentialschutz

LDD Local Detection Device - Lokales Erkennungsgerät

LED Light-Emitting Diode - Leuchtdiode

LNT LON Network Tool - LON-Netzwerktool

LON Local Operating Network - Bezeichnung eines Protokolls inder Stationsautomatisierung

MCB Miniature Circuit Breaker - Sicherungsautomat

MCM Mezzanine Carrier Module - Mezzanine-Trägermodul

MIM Milli-Ampere Module - Milli-Ampere-Modul

MPM Main Processing Module - Hauptverarbeitungsmodul

MVAL Measurement Value - Messwert

MVB Multifunction Vehicle Bus - Multifunktions-Fahrzeugbus -Standardisierter serieller Bus, der ursprünglich für dieNutzung in Zügen entwickelt worden war



NCC Network Control Centre - Netzleitstelle

NOF Number of grid faults - Anzahl der Netzfehler

NUM Numerical Module - Numerisches Modul

OCO-Zyklus Open-Close-Open cycle - Aus-Ein-Aus-Zyklus bei derautomatischen Wiedereinschaltung

OCP Overcurrent Protection - Überstromschutz

OEM Optical Ethernet module - Optisches Ethernet-Modul

OLTC On Load Tap Changer - Stufenschalter

OTEV Other Event - Aufzeichnung von Stördaten, die durch einanderes Ereignis als Anregung/Anlauf ausgelöst wurde

OV Overvoltage - Überspannung

Überreichweite bzw.Übergreifen

Ein Begriff, der verwendet wird, um zu beschreiben, wie dasRelais während einer Fehlerbedingung reagiert. So liegtz. B. beim Distanzschutz eine Überreichweite vor, wenn beieinem Fehler außerhalb der eingestellten Reichweite derDistanzschutz dennoch eine Auslösung generiert.

PCI Peripheral Component Interconnect - ein lokaler Datenbus

PCM Pulse Code Modulation - Pulscode-Modulation

PCM600 Protection and Control IED Manager - IED-ManagerSchutz und Steuerung

PC-MIP Mezzanine-Kartenstandard

PMC PCI Mezzanine Card - PCI-Mezzanine-Karte

POR Permissive Overreach - Signalvergleichsverfahren mitÜberreichweite bzw. Übergreifen

POTT Permissive Overreach Transfer Trip - Freigabe- bzw.Blockierverfahren beim Signalvergleichsschutz

Prozessbus Auf der Prozessebene genutzter Bus bzw. genutztes LAN,d.h. in unmittelbarer Nähe der gemessenen und/odergesteuerten Komponenten.

PSM Power Supply Module - Stromversorgungsmodul

PST Parameter Setting Tool within PCM600 - Tool für dieParametereinstellung in PCM600

PT-Übersetzungsverhältnis

Potential transformer - Spannungswandler-Übersetzungsverhältnis

PUTT Permissive Underreach Transfer Trip - Mitnahmeschaltungbeim Signalvergleichsschutz

RASC Synchrocheck-Relais, COMBIFLEX



RCA Relay Characteristic Angle - charakteristischer Winkel fürdie Richtungsbestimmung

RISC Reduced Instruction Set Computer - Rechner mitreduziertem Anweisungssatz

RMS-Wert Root Mean Square value - Effektivwert

RS 422 Eine serielle Schnittstelle für die Datenübertragung inPunkt-Punkt-Verbindungen.

RS 485 Serielle Verbindung gemäß EIA-Standard RS 485

RTC Real Time Clock - Echtzeituhr

RTU Remote Terminal Unit - Fernwirkunterstation

SA Substation Automation - Automatisierung von elektrischenSchaltanlagen

SBO Select-before-operate - Auswahl vor Ausführung

SC Switch or push button to close - Schalter oder Drucktasterzum Schließen

SCL Short Circuit Location - Kurzschlussstelle

SCS Station Control System - Stationssteuerungssystem

SCADA Supervisory Control And Data Aquisition system - Systemfür Überwachung, Steuerung und Datensammlung inAnlagen

SCT System configuration tool according to standard IEC 61850- Tool für die Systemkonfiguration gemäß IEC-Standard61850

SDU Service data unit - Service-Dateneinheit

SLM Serial communication module - SeriellesKommunikationsmodul

SMA-Steckverbinder Subminiatur-Version A. Ein Gewindesteckverbinder mitkonstanter Impedanz.

SMT Signal Matrix Tool within PCM600 - Signalmatrix-Tool imPCM600

SMS Station Monitoring System - Stationsüberwachungssystem

SNTP Simple Network Time Protocol – wird für dieSynchronisierung von Rechneruhren in lokalenNetzwerken genutzt. Damit wird die Notwendigkeit, inallen eingebundenen Systemen eines Netzwerkesgenaugehende Hardware-Uhren haben zu müssen,verringert. Statt dessen kann jeder eingebundene Knotenmit einer entlegenen Uhr, die die geforderte Genauigkeitbietet, synchronisiert werden.

SOF Status Of Fault - Fehlerstatus



SPA Strömberg Protection Acquisition, kurz SPA - ein seriellesMaster/Slave Protokoll für Punkt-zu-Punkt-Verkehr

SRY Switch for CB ready condition - Schalter für den Zustand"Leistungsschalter bereit"

ST Schalter oder Drucktaster zum Auslösen

Sternpunkt Sternpunkt eines Leistungstransformators, in dem die 3Leiter des elektrischen Netzes zusammengeführt werden.

SVC Static VAr Compensation - Statische VAr-Kompensation

TC Trip Coil - Ausspule

TCS Trip Circuit Supervision - Auskreis-Überwachung

TCP Transmission Control Protocol -Übertragungskontrollprotokoll. Das gängigsteTransportschichtprotokoll, das im Ethernet und Internetverwendet wird.

TCP/IP Transmission Control Protocol over Internet Protocol. Dieals Quasi-Standard in 4.2BSD Unix eingebundenenEthernetprotokolle. TCP/IP wurde von DARPA für dieInternetarbeit entwickelt und umfasst sowohlVermittlungsschicht- als auch Transportschichtprotokolle.Während TCP und IP zwei Protokolle auf spezifischenProtokollschichten spezifizieren, wird TCP/IP oftverwendet, um auf die gesamte darauf beruhendeProtokollsuite des US Department of Defense zu verweisen,einschließlich Telnet, FTP, UDP und RDP.

TEF Time delayed earth-fault protection function -Zeitverzögerte Erdfehlerschutzfunktion

TM Transmit (disturbance data) - Übertragung (von Stördaten)

TNC-Steckverbinder Neill Concelman mit Außengewinde, eine konstanteImpedanzversion eines BNC-Steckverbinders mitAußengewinde

TP Trip (recorded fault) - Auslösung (aufgezeichneter Fehler)

TPZ, TPY, TPX, TPS Stromwandler-Klassen gemäß IEC

TRM Transformer Module - Wandler-Eingangsmodul.Transformiert Ströme und Spannungen in Pegel, die für dieweitere Signalverarbeitung geeignet sind.

TYP Type identification - Typ-Identifikation

UMT User Management Tool - Tool für Benutzermanagement

Unterreichweite Ein Begriff, der verwendet wird, um zu beschreiben, wie dasRelais während einer Fehlerbedingung reagiert. So liegtz. B. beim Distanzschutz eine Unterreichweite vor, wennbei einem Fehler innerhalb der eingestellten Reichweite der



Distanzschutz dennoch keine Auslösung generiert. Sieheauch Überreichweite.

UTC Coordinated Universal Time - Koordinierte Weltzeit. VomBureau International des Poids et Mesures (BIPM)errechnete, Zeitskala, die die Basis für eine koordinierteVerbreitung von Normalfrequenzen und Zeitsignalenbildet. UTC wird abgeleitet von der InternationalenAtomzeit (TAI) durch die Addition von ganzzahligen"Schaltsekunden" zur Synchronisation mit Weltzeit 1(UT1), was so die Exzentrizität des Erdkreises und dieRotationsachsenneigung (23,5 Grad) zulässt, aber weiterhindie irreguläre Erdrotation anzeigt, auf der UT1 basiert. DieKoordinierte Weltzeit wird unter Verwendung einer 24-Stunden-Uhr und des Gregorianischen Kalendersausgedrückt. Sie wird für die Flug- und Schiffsnavigationverwendet, wo sie manchmal auch unter dem militärischenNamen "Zulu-Zeit" bekannt ist. "Zulu" steht imphonetischen Alphabet für "Z", was für den Null-Längengrad steht.

UV Undervoltage - Unterspannung

WEI Weak End Infeed-Logik - schwache Einspeisung

VT Voltage Transformer - Spannungswandler

X.21 Eine digitale Signalisierungsschnittstelle, die vorrangig fürTelekom-Technik genutzt wird.

3IO Dreifacher Null-Strom. Auch bekannt als Summenstromoder Erdfehlerstrom

3UO Dreifache Nullspannung. Wird oft als Summenspannungbezeichnet.



273

Kontaktieren Sie uns

Für weitere Informationen kontaktieren Sie:

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

www.abb.com/substationautomation

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

http://www.abb.de

Hinweis:Technische Änderungen und Änderungen des Inhaltsdieses Dokuments ohne Vorankündigung vorbehalten. ABBAB übernimmt keinerlei Verantwortung für etwaige in diesenUnterlagen enthaltene Fehler oder fehlende Informationen.Alle Rechte am Inhalt dieses Dokuments und den darinenthaltenen Zeichnungen und Diagrammen vorbehalten.Reproduktion, die Weitergabe an Dritte oder die Nutzungder Inhalte - im Ganzen oder in Teilen - sind ohneschriftliches Einverständnis von ABB AB verboten.

© Copyright 2016 ABB.

Alle Rechte vorbehalten.

Scannen Sie diesen QR-Code, um unsere Webseite zubesuchen.

1MR

K 5

02 0

53-U

DE

Documents

Generatorschutz REG670 2.0 IEC Inbetriebnahme-Handbuch...müssen auch sicherstellen, dass alle geltenden Sicherheits- oder anderen Betriebsanforderungen eingehalten werden. Insbesondere