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Relion® 670 series
Generatorschutz REG670VorkonfiguriertProduktdatenblatt
Inhaltsverzeichnis
1. Merkmale..............................................................3
2. Anwendung..........................................................5
3. Verfügbare Funktionen.........................................8
4. Funktionalität......................................................11
5. Hardware-Beschreibung....................................26
6. Anschlusspläne..................................................28
7. Technische Daten...............................................35
8. Bestellung...........................................................84
Haftungsausschluss
© Urheberrecht 2009 ABB AB.
All rights reserved.
Geschützte Marken
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
2 ABB
1. Merkmale
• Drei Konfigurationsalternativen für denSchutz des Generators und desGeneratortransformators verfügbar -betriebsbereit
• Für Generatoren und Transformatoren inWasser-, Pumpspeicher-, Gas-, Kombi-,Dampf-, Nuklear- und Heizkraftwerken.
• Generator- und Transformatorschutz mitÜberwachung integriert in einem IED
• Generatordifferentialschutz mit:
▪ Stabilisierung desDifferentialschutzes
▪ Diskriminator von internen/externenFehler (basierend auf Strom-Gegenkomponente)
▪ Kann bei Fehlerstrom mit vollerGleichstromverlagerung umgehen
▪ Breiter Frenquenzfunktionsbereich
▪ Bis zu vier stabilisierte Eingänge
• Transformatordifferentialschutz mit:
▪ Stabilisierung desDifferentialschutzes
▪ Einschaltstablisierung durchAuswertung von der zweitenOberwelle und Stromform
▪ Auswertung der 5. Harmonischenzur Erkennung der Übererregung
▪ Hohe Empfindlichkeit fürWindungsfehler
▪ Bis zu sechs stabilisierte Eingänge
• Selektiver Erdschlussschutz für alledirekt- oder niederohmig-geerWicklungen
▪ Extrem schnelle Auslösezeit
▪ Hohe Empfindlichkeit
▪ Niederohmig- oder Hochohmig-Differentialschutzprinzip
• Polschlupfschutz
▪ Erfassung von Schwingungen von0,2 bis 8 Hz imStromversorgungssystem
▪ Auslösung nach einer eingestelltenAnzahl von Schlüpfen
• Erregungsausfall
▪ Mitstrommessung
▪ Zwei Zonen: für Alarm undAuslösung
▪ Gerichtetes Element fürZonenbegrenzung
• Gerichteter Leistungsschutz
▪ Rückleistung, Unter-, Wirk-, Blind-Leistungssuchutz
▪ Phasenwinkelkompensation
▪ Zweistufig (Alarm/Auslösung)
• 100 % Statorerdschluss
▪ 95 % bei Grundfrequenzmessung
▪ 100 % bei Messung der 3.Harmonischen und stabilisierterCharakteristik
▪ Genauigkeit unter allenLastbedingungen
• Reserve-Unterimpedanzschutz
▪ Voll-Distanzschutz mit MhoKennlinien (Drei Zonen)
▪ Spannung sabhängige stabilisierterÜberstrom
• Unverzögerte schnelle Phasen-Überstromfunktion mit geringertransienter Überreichweite
• Gerichteter Überstromschutz mit vierStufen
▪ Jeder Stufe kann abhängig oderunabhängig zeitverzögert sein
▪ Jeder Stufe kann gerichtet oderungerichtet sein
• Multifunktionsschutz
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
Revision: A
ABB 3
▪ Negative Phasensequenz (abhängigoder unabhängig zeitverzögert)
▪ Rotor Erdschlussschutz
• Gerichteter Erdschlussschutz mit vierStufen
▪ Jede Stufe kann abhängig oderunabhängig zeitverzögert sein
▪ Jede Stufe kann gerichtet oderungerichtet sein
▪ Jede Stufe kann von einer zweitenOberwellenkomponente blockiertwerden.
• Wählbare zusätzliche SoftwareFunktionen wieLeistungsschalterversager,Übererregungsschutz, thermischerÜberlastschutz, Spannungs- undFrequenzschutz und -Überwachung
• Breiter Frequenzbereich für den Betrieb(5Hz - 95Hz)
• Eingebautekommunikationsmodule fürden Stationsbus IEC 61850-8-1
• Datenkommunikationsmodule für denStationsbus IEC 60870-5-103, TCP/IPoder EIA-485 DNP 3.0, LON und SPA
• Integrierte Stördaten- undEreignisaufzeichnung für bis zu 40analoge und 96 binäre Signale
• Strom-, Spannungs-, Leistungs- undEnergiemessung mit hoher Genauigkeit
• Funktion zur Energiekalkulation undBedarfshandhabung
▪ Ausgänge der Messfunktion (MMXU)können zur Kalkulation der Energieverwendet werden. Sowohl aktiveals auch reaktive Werte werden inder Import- bzw. Exportrichtungkalkuliert. Die Werte können alsImpulse gelesen und wiedergegebenwerden. MaximaleLeistungsanforderungswerte werdenebenfalls mit dieser Funktionkalkuliert.
• Zeitsynchronisierung über dasStationsbusprotokoll oder durch
Verwendung eines zusätzlichen GPS oderIRIG-B Zeitsynchronisierungsmoduls
• Analoge Messungsgenauigkeit für bis zuunter 0,5 % der Leistung und 0,25 % desStromes und der Spannung und mitBustellenkalibrierung zur Optimierungder Gesamtgenauigkeit
• Vielseitige lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle
• Umfassende Selbstüberwachung mitinterner Ereignisaufzeichnung
• Sechs unabhängige Gruppen vonkompletten Einstellungsparametern mitPasswortschutz
• Leistungsfähiges PC-Software-Tool fürEinstellung, Stördatenauswertung undKonfiguration
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
4 ABB
2. Anwendung
Der REG 670 IED wird zum Schutz, zurSteuerung und Überwachung vonGeneratoren und Generator-Transformator-Feldern von relativ kleinen bis zu dengrößten Generatoreinheiten. Das IED hat eineumfassende Funktionsbibliothek, die dieAnforderungen für die meistenGeneratorenanwendungen erfüllt. DieVerfügbarkeit einer großen Anzahl analogerEingänge ermöglicht zusammen mit dergroßen Funktionsbibliothek die Integrationvon vielen Funktion in einem IED. Intypischen Anwendungen können zweiEinheiten die vollständige Funktionalitätbieten, sowie ein hohe Level an Redundanz.REG 670 kann ebenso für den Schutz und dieSteuerung von Kompensations-Drosselspulenverwendet werden.
Die Schutzfunktionsbibliothek enthält denDifferentialschutz für den Generator, denGeneratortransformator, denHilfstransformator und das gesamteGeneratorfeld. Der Statorerdfehlerschutz, derkonventionelle 95 % -ige Schutz sowie der100 % -ige auf der 3. Oberwellen basierteStatorerdfehlerschutz sind enthalten. Der 100% Schutz verwendet eineDifferenzialspannungs, welche hoheEmpfindlichkeit und ein hohes Level anSicherheit bietet. Gut geprüfte Algorithmenfür Polschlupf, Unteranregung,
Läufererdfehlerschutz, Negativ-Komponenten-stromschutz, usw. sind im IED enthalten.
Der Generatordifferentialschutz im REG 670IED ist für die korrekte Arbeit inGeneratoranwendungen, wo Faktoren wielange Gleichstromkonstanten und dieAnforderung einer kurzen Auslösezeitberücksichtigt wurden.
Da viele der Schutzfunktionen als mehrfacheInstanzen verwendet werden können, gibt esviele Möglichkeiten, um mehr als ein Objektin einem IED zu schützen. Es ist möglich,einen Schutz für einen Hilfstransformator imgleichen IED zu haben, indem Hauptschutzfür den Generator verfügbar ist. Das Konzeptermöglicht somit sehr kosteneffizienteLösungen.
Das REG 670 IED ermöglicht auch nützlicheÜberwachungsmöglichkeiten da viele derProzesswerte an das HMI übertragen werdenkönnen.
Die breite Anwendungsflexibilitätprädestiniert dieses Produkt sowohl für neueAnlagen als auch für die Ertüchtigungbestehender Anlagen.
Serielle Datenkommunikation erfolgt überLichtwellenleiter-Verbindungen, umStörfestigkeit zu gewährleisten.
Die breite Anwendungsflexibilitätprädestiniert dieses Produkt sowohl für neueAnlagen als auch für die Ertüchtigungbestehender Anlagen.
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 5
GI
U
OC4 PTOC
51/67 3I>
CV GAPC
64R Re<
ROV2 PTOV
59N UN>
STEF PHIZ
59THD U3d/N
GEN PDIF
87G 3Id/I
SA PTUF
81 f<
SA PTOF
81 f>
SDD RFUF
60FL
OEX PVPH
24 U/f>
UV2 PTUV
27 3U<
OV2 PTOV
59 3U>
CV MMXU
Meter.
Option
SDE PSDE
32N P0->
REG 670*1.1 – A20
Gen Diff + Back-up 12AI
ZMH PDIS
21 Z<
LEX PDIS
40 F <
GUP PDUP
37 P<
GOP PDOP
32 P
CV GAPC
46 I2>
CV GAPC
51/27 U</I>
ROV2 PTOV
59N UN>
CC RBRF
50BF 3I> BF
TR PTTR
49 Ith
PSP PPAM
78 Ucos
SES RSYN
25
CV GAPC
51V I>/U
PH PIOC
50 3I>>
CV GAPC
50AE U/I>
CC RPLD
52PD PD
OC4 PTOC
51/67 3I>
Andere in der Funktion Library verfügbare Funktionen
+ RXTTE4
Bitte beachten ie dass für diese Funktion ein andere Eingäng enforderlich sein kann
en07000049.vsd
CC RDIF
87CT I2d/I
FunktionEn für 87G/GEN PDIF
T2W PDIF
87T 3Id/I
HZ PDIF
87 IdN
IEC07000049 V1 DE
Abb. 1. Typische Generatorschutzanwendung mit Generatordifferential- und Reserve-Schutz,inklusive 12 analogen Eingangstransformatoren und halber 19" Gehäusegröße.
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
6 ABB
en07000050.vsd
GI
U
CV GAPC64R Re<
ROV2 PTOV59N UN>
GEN PDIF87G 3Id/I
SA PTUF81 f<
SA PTOF81 f>
SDD RFUF60FL
OEX PVPH24 U/f>
UV2 PTUV27 3U<
OV2 PTOV59 3U>
CV MMXUMeter.
Option
SDE PSDE32N P0->
REG 670*1.1 – B30
Gen Diff + Back-up 24AI
ZMH PDIS21 Z<
LEX PDIS40 F <
GUP PDUP37 P<
GOP PDOP32 P ß
CCS RDIF87CT I2d/I
CV GAPC51/27 U</I>
ROV2 PTOV59N UN>
OC4 PTOC51/67 3I>
CC RBRF50BF 3I> BF
CV GAPC46 I2>
TR PTTR49 Ith
PSP PPAM78 Ucos
SES RSYN25
CV GAPC51V I>/U
PH PIOC50 3I>>
CV GAPC50AE U/I>
CC RPLD52PD PD
OC4 PTOC51/67 3I>
+ RXTTE4
STEF PHIZ59THD U3d/N
T2W PDIF87T 3Id/I
REF PDIF87N IdN/I
Auxiliary Bus
EF4 PTOC51N/67N IN->
OC4 PTOC51/67 3I>
OC4 PTOC51/67 3I>
CC RBRF50BF 3I> BF
EF4 PTOC51N/67N IN->
OC4 PTOC51/67 3I>
Main Schutz
Back-up Schutz
ROV2 PTOV59N UN>
T3W PDIF87T 3Id/I
CT S
Andere in der Funktion Library verfügbare Funktionen
IEC07000050 V1 DE
Abb. 2. Typische Generatorschutzanwendung mit Generatordifferential- und Reserve-Schutz,inklusive 24 analogen Eingangstransformatoren und voller 19" Gehäusegröße.Optionaler Polschlupfschutz undall umfassender Gesamt-Differentialschutz kannaktiviert werden.
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ABB 7
en07000051.vsd
GI
U
CV GAPC64R Re<
ROV2 PTOV59N UN>
STEF PHIZ59THD U3d/N
TR PTTR49 Ith
SA PTUF81 f<
CV MMXU
Meter.
EF4 PTOC51N/67N IN->
REF PDIF87N IdN/I
OV2 PTOV59 3U>
T3W PDIF87T 3Id/I
REG 670*1.1 – C30
T2W PDIF87T 3Id/I
ROV2 PTOV59N UN>
Generator- und Blockwandlerschutz 24AI
CV GAPC46 I2>
OC4 PTOC51/67 3I>
TR PTTR49 Ith
CC RBRF50BF 3I> BF
CT S
SDD RFUF
60FL
SDD RFUF
60FL
ZMH PDIS21 Z<
LEX PDIS40 F <
GUP PDUP37 P<
GOP PDOP32 P ß
PSP PPAM78 Ucos
Option
SA PTOF81 f>
OEX PVPH24 U/f>
UV2 PTUV27 3U<
OV2 PTOV59 3U>
SDE PSDE32N P0->
CV GAPC51/27 U</I>
SES RSYN25
CV GAPC51V I>/U
PH PIOC50 3I>>
CC RPLD52PD PD
OC4 PTOC51/67 3I>
Andere in der Funktion Library verfügbare Funktionen
CV GAPC50AE U/I>
CCS RDIF87CT I2d/I
OC4 PTOC51/67 3I>
OC4 PTOC51/67 3I>
CC RBRF50BF 3I> BF
GEN PDIF87G 3Id/I+ RXTTE4
IEC07000051 V1 DE
Abb. 3. Blockschutz inklusive Generator- und Generator-Transformatorschutz mit 24analogen Eingangstransformatoren und vollem 19" Gehäuse. Die Anwendung ist fürHydro- und Gasturbinenarrangements geeignet.
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8 ABB
3. Verfügbare Funktionen
ANSI Funktionsbeschreibung Gen Diff + Back-up 12AI (A20)
Gen Diff + Back-up 24AI (B30)
Gen und Block-transformator-schutz (C30)
Grund-aus-stat-tung
Sonder-ausstat-tung(Stk/Ausfüh-rung)
Grund-aus-stat-tung
Sonder-ausstat-tung(Stk/Ausfüh-rung)
Grund-aus-stat-tung
Sonder-ausstat-tung(Stk/Ausfüh-rung)
Differentialschutz
87T Transformatordifferentialschutz, zwei Wicklungen(PDIF)
- 1/A11 - 1/A13 1 -
87T Transformatordifferentialschutz, drei Wicklungen(PDIF)
- - - 1/A13 1 -
87 Einphasiger hochohmiger Differentialschutz (PDIF) - 3/A02 3 - 6 -
87G Generatordifferentialschutz (PDIF) 1 - 2 - 2 -
87N Selekitiver Erdfehlerschutz, niederohmig (PDIF) - - - 1/A01 1 -
Impedanzschutz
21 Voller Distanzschutz, mho Kennlinien (PDIS) 3 - 3 - 3 -
21 Gerichtetes Impedanzelement für mho Kennlinien(RDIR)
1 - 1 - 1 -
78 Polschlupfschutz (PPAM) - 1/B21 - 1/B21 - 1/B21
40 Anregungsverlust (PDIS) 1 - 2 - 2 -
Überstromschutz
50 Unverzögerter Phasenüberstromschutz (PIOC) 1 - 2 - 2 -
51/67 Vierstufen-Phasen-Überstromschutz (PTOC) 4 - 4 - 4 -
50N Unverzögerter Erdfehler-Schutz,(PIOC) 1 - 2 - 2 -
51N/67N
Vierstufen Erdfehlerschutz (PTOC) 1 - 5 - 5 -
67N Empfindlicher gerichteter Erdfehler- undLeistungsschutz (PSDE)
- 1/C16 - 1/C16 - 1/C16
49 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten(PTTR, )
1 - 2 - 3 -
50BF Leistungsschalterversagerschutz (RBRF) 2 - 4 - 4 -
52PD Polgleichlauf Schutz (RPLD) 2 - 2 - 2 -
32U Gerichteter Minimalleistungsschutz (PDUP) 2 - 4 - 4 -
32O Gerichteter Maximalleistungsschutz (PDOP) 2 - 4 - 4 -
Spannungsschutz
27 Zweistufiger Unterspannungsschutz (PTUV) 2 - 2 - 2 -
59 Zweistufiger Überspannungsschutz (PTUV) 2 - 2 - 2 -
59N Zweistufiger Nullüberspannungsschutz (PTUV) 3 - 3 - 3 -
24 Übererregungsschutz (PVPH) 1 - 1 - 2 -
60 Spannungsdifferentialschutz (PTOV) 2 - 2 - 2 -
59THD 100 % Stator auf 3. Oberwelle (PHIZ) - 1/D21 1 - 1 -
Frequenzschutz
81 Unterfrequenzschutz (PTUF) 3 - 6 - 6 -
81 Überfrequenzschutz (PTOF) 3 - 6 - 6 -
81 Gradientenfrequenzschutz (PFRC) 1 - 3 - 3 -
Mehrzweckschutz
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ABB 9
ANSI Funktionsbeschreibung Gen Diff + Back-up 12AI (A20)
Gen Diff + Back-up 24AI (B30)
Gen und Block-transformator-schutz (C30)
Grund-aus-stat-tung
Sonder-ausstat-tung(Stk/Ausfüh-rung)
Grund-aus-stat-tung
Sonder-ausstat-tung(Stk/Ausfüh-rung)
Grund-aus-stat-tung
Sonder-ausstat-tung(Stk/Ausfüh-rung)
Allgemeine strom- und spannungsbasierteSchutzfunktion (GAPC)
12 - 12 - 12 -
Überwachung des Sekundärsystems
Stromkreisüberwachung (RDIF) 4 - 5 - 5 -
Spannungskreisüberwachung (RFUF) 2 - 3 - 3 -
Steuerung
25 Synchrocheck, Einschaltschutz und Synchronisierung(RSYN)
1 - 2 - 2 -
Gerätesteuerung für bis zu 6 Felder, max. 30 Geräteinkl. Verriegelung (APC30)
- 1/H09 - 1/H09 - 1/H09
Logik
94 Auslöselogik (PTRC) 2 - 4 - 4 -
Auslösematrixlogik (GGIO) 12 - 12 - 12 -
Überwachung
Messungen (MMXU) 6/10/6 - 6/10/6 - 6/10/6 -
Ereigniszähler (GGIO) 5 - 5 - 5 -
Stördatenaufzeichnung (RDRE) 1 - 1 - 1 -
IEC61850 allgemeine Kommunikation I/OFunktionen (GGIO)
16 16 16
Messung
Impulszählerlogik (GGIO) 16 - 16 - 16 -
Funktion zur Energiekalkulation undBedarfshandhabung (MMTR)
6 - 6 - 6 -
Stationskommunikation
IEC61850-8-1 Kommunikation *) 1 - 1 - 1 -
LON Kommunikationsprotokoll *) 1 - 1 - 1 -
SPA kommunikationsprotokol *) 1 - 1 - 1 -
IEC60870-5-103 Kommunikationsprotokoll *) 1 - 1 - 1 -
DNP3.0 für TCP/IP und EIA-485Kommunikationsprotokoll
*) Um es verwenden zu können, muss ein geeigneter zusätzlicher Hardware-Port bestellt werden.
Fernkommunikation
Binärsignalübertragung 6 - 6 - 6 -
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10 ABB
4. Funktionalität
Differentialschutz
Generatordifferentialschutz (PDIF, 87G)
Ein Kurzschluss zwischen den Phasen derStatorwicklungen verursacht normalerweisesehr große Fehlerströme. Durch einenKurzschluss können Isolation, Wicklungenund der Statorenkern zerstört werden. Diegroßen Kurzschlusströme verursachen großeKräfte, die andere Komponenten imKraftwerk, wie die Turbine und denGeneratorturbinenwelle zerstören können.
Um die Schäden in Verbindung mitStatorwicklungskurzschlüssen zu begrenzen,muss die Klärung des Fehlers so schnell wiemöglich (unverzüglich) durchgeführt werden.Wenn der fehlerhafte Generatorblock mitNetz nahe anderen Generatoren verbundenist, ist die schnelle Klärung des Fehlerswichtig, um die transiente Stabilitätnichtfehlerhafter Generatoren beizubehalten.
Normalerweise ist ein Kurzschlusstrom sehrstark, d.h. signifikant größer als der vomGenerator erzeugte Strom. Es besteht einRisiko, dass ein Kurzschluss zwischen denPhasen nahe am Nullpunkt des Generatorsauftritt und somit einen relativ kleinenFehlerstrom verursacht. DieFehlerstromspeisung vom Generator selbstkann ebenfalls durch niedrige Erregung desGenerators begrenzt werden. Daher ist eserforderlich, dass die Erfassung von Phasen/Phasen Kurzschlüssen relativ sensibel seinmuss, um kleine Fehlerströme zu erkennen.
Es ist ebenfalls sehr wichtig, dass derGeneratorkurzschlussschutz nicht aufgrundexterner Fehler auslöst, wenn großeFehlerströme vom Generator gespeist werden.
Um schnelle Fehlerauflösung, Sensibiltiät undSelektivität zu kombinieren, ist derGeneratorstromdifferentialschutznormalerweise die beste Wahl für Phasen/Phasen Generatorkurzschlüsse.
Der Generatordifferentialschutz ist ebenfallsgut geeignet, um schnelle, sensible undselektive Fehlerauflösung zu bieten, wenn erfür Kompensationsdrosselspulen und kleineSammelschienen verwendet wird.
Transformatordifferentialschutz (PDIF,87T)
Die REx 670 Differentialfunktion fürTransformatoren mit zwei Wicklungen unddrei Wicklungen wird mit internemStromwandler-Anpassung Größenabgleichund Vektorgruppen kompensationangeboten. Wenn erforderlich wird dieNullstromeliminierung intern in der Softwaredurchgeführt.
Die Funktion kann mit bis zu sechsdreipoligen Stromeingängen ausgestattet sein.Alle Stromeingänge sind in die Stabilisierungder Differentialschutzfunktion einbezogen,wodurch der REx 670 sich für Zwei- oder Drei-Wicklungs-Transformatoren in Mehrfach-Leistungsschalter-Stations-Anordnungeneignet.
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 11
Anwendungen mit zwei Wicklungen
xx05000048.vsd
IEC05000048 V1 DE
2-Wicklungs-Leistungs-transformator
xx05000049.vsd
IEC05000049 V1 DE
2-Wicklungs-Leistungs-transformator mitnichtangeschlossenertertiärer Dreiecks-wicklung
xx05000050.vsd
IEC05000050 V1 DE
2-Wicklungs-Leistungstransformator mit 2Leistungs-schaltern aufeiner Seite
xx05000051.vsd
IEC05000051 V1 DE
2-Wicklungs-Leistungs-transformator mit2 Leistungs-schaltern und 2Stromwandler-Sätzen aufbeiden Seiten
Anwendungen mit drei Wicklungen
xx05000052.vsd
IEC05000052 V1 DE
3-Wicklungs-Leistungs-transformator,alle dreiWicklungenangeschlossen
xx05000053.vsd
IEC05000053 V1 DE
3-Wicklungs-Leistungs-transformator mit2 Leistungs-schaltern und 2Stromwandler-Sätzen auf einerSeite
xx05000057.vsd
IEC05000057 V1 DE
AutomatischerTransformatormit 2 Leistungs-schaltern und 2Stromwandler-Sätzen auf 2 von3 Seiten
Abb. 4. Stromwandler-Gruppen-Anordnung für Differential-schutz und andereSchutzfunktionen
Die Einstellmöglichkeiten umfassenDifferentialschutz-Anwendungen für alleArten von Leistungstransformatoren undSpartransformatoren mit oder ohneStufenschalter sowie eine Kompensations-Drosselspule oder ein lokales Feld innerhalbder Station. Eine adaptiveStabilisierungsfunktion ist für stromstarkeDurchgangsfehler enthalten. DurchEinbeziehung der Stufenschalter Stellungkann der Differentialschutz auf optimaleEmpfindlichkeit für interne stromschwacheFehler eingestellt werden.
Stabilisierung ist für Einschaltströmebeziehungsweise für Übererregungszuständeenthalten. Adaptive Stabilisierung ist auch fürStromspitzen bei Systemwiederherstellungund Stromwandler-Sättigung für externeFehler enthalten. Ein schneller, hocheingestellter nicht stabilisierterDifferentialstromschutz ist für sehr schnellesAuslösen bei hohen internen Fehlerströmenenthalten.
Eine innovative, empfindlicheDifferentialschutzfunktion, basierend auf derAuswertung symmetrischer Komponenten,
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
12 ABB
bietet bestmöglichen Schutz beiWindungsschlüssen inLeistungstransformatorwicklungen.
Hochohmiger Differentialschutz (PDIF, 87)
Der hochohmige Differenzialschutz kannverwendet werden, wenn die betroffenenStromwandler das gleicheWindungszahlverhältnis und ähnlichemagnetische Eigenschaften aufweisen. DerSchutz verwendet eine externe Summierungder Phasenströme und neutralen Strom, einenextarnen seriellen Stabilisierungs- und einenexternen spannungsabhängigen Widerstand.
Selektive Erdfehlerfunktion (PDIF, 87N)
Die Funktionen kann an allen direkt oderniederohmig geerd Wicklungen verwendetwerden. Die selektive Erdfehlerfunktion kannhöhere Empfindlichkeit (bis zu 5 %) undhöhere Geschwindigkeit bieten, da sieeinzeln an jeder Wicklung misst und somitkeine Stabilisierung durch Harmonischenbenötigt.
Die niederohmige Funktion ist eineprozentual stabilisierte Funktion mit einemzusätzlichen richtungsselektiven Nullstrom-Vergleichskriterium. Dies bedeutet einehervorragende Sensibilität und Stabilität beiäußeren Fehlern. Die Funktion ermöglicht dieVerwendung verschiedenerÜbersetzungsverhältnisse des Stromwandlersund Magnetisierungscharakteristiken an denPhasen- und Neutral-Stromwandlerkernenund das Mischen mit anderen Funktionenund Schutzgeräten an den gleichen Kernen.
Impedanzschutz
Volle Distanzmessung, Mho Kennlinien(PDIS 21)
Der numerische mho Leitungsdistanzschutzist ein drei zonen voller Fünfzonenschutz zurReserve-Erfassung von Kurzschlüssen undErd-schlüssen. Die drei Zonen haben völligunabhängige Messungen und Einstellungen,die ihnen hohe Flexibilität für alleLeitungstypen verleihen.
Die moderne technische Lösung bietetschnelle Auslösezeiten in bis zu ¾ Zyklen.
Die Funktion kann als Unterimpedanz-Reserveschutz für Transformatoren undGeneratoren genutzt werden.
Gerichteter Impedanz- Mho (RDIR)
Die Phase/Erd Impedanzelemente könnenoptional mit einer nicht phasenselektivengerichteten Funktion überwacht werden(nicht phasenselektiv, da sie aufsymmetrischen Komponenten basiert).
Polschlupfschutz (PPAM, 78)
Das Auftreten von Polschlupf einesGenerators kann verschiedene Ursachenhaben.
Ein Kurzschluss kann im externen Stromnetznahe am Generator auftreten. Wenn dieFehleraufklärungszeit zu lang ist, wird derGenerator so stark beschleunigen, dass dieSynchronität nicht aufrecht erhalten werdenkann.
Ungedämpfte Schwingungen treten imStromnetz auf, wo Generatorengruppen inverschiedenen Orten gegeneinanderschwingen. Wenn die Verbindung zwischenden Generatoren zu schwach ist, wird dieAnzahl der Schwingungen steigen, biss dieWinkelstabilität verloren geht.
Der Betrieb eines Generators unter einemPolungsfehler erhöht das Risiko vonBeschädigungen am Generator, an der Welleund an der Turbine.
• Bei jedem Polungsfehler entstehendeutliche Drehbelastungen an der Welleder Generator-Turbine.
• Bei asynchronem Betrieb wird eineStrominduktion in Teilen des Generatorserzeugt, die normalerweise keinen Stromtragen, wodurch Wärme erzeugt wird.Daraus können Beschädigungen an derIsolation und am Stator/Läufer-Eisenhervorgehen.
Die Polschlupf-Schutzfunktion solltePolschlupfbedingungen erkennen und den
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 13
Generator so schnell wie möglich abschalten,wenn sich der Ort der gemessenen Impedanzinnerhalb des Generator-Transformatorblocksbefindet. Wenn sich das Zentrum desPolschlupfes außerhalb des Stromnetzesbefindet, muss zunächst das Netzwerk durchden Leitungsschutz in zwei Teile aufteilt.Wenn dies fehlschlägt, muss derPolungsfehlerschutz in Zone 2 betriebenwerden, um weiteren Beschädigungen desGenerators, der Welle oder der Turbinevorzubeugen.
Verlust der Anregung (PDIS, 40)
Es bestehen Grenzen für die Unteranregungeiner synchronen Maschine. Eine Reduktiondes Anregungsstromes schwächt dieKopplung zwischen dem Läufer und demexternen Stromversorgungssystem. DieMaschine kann die Synchronität verlieren undbeginnen, wie eine Induktionsmaschine zuarbeiten. Dann wird der reaktive Verbrauchsteigen. Auch wenn die Maschine nicht ihreSynchonität verliert, ist der Betrieb in diesemZustand nicht für längere Zeit zulässig. DieUnteranregung steigert dieWermeentwicklung in den Endbereichen dersynchronen Maschine. Die örtlicheErwärmung kann zur Zerstörung der Isolationder Statorwicklung und sogar des Eisenkernsführen.
Um Beschädigungen am Generator zurvermeiden, sollte er bei Unteranregungausgeschaltet werden.
Stromschutz
Unverzögerter Phasenüberstromschutz(PIOC, 50)Die unverzögerte dreiphasigeÜberstromfunktion hat eine geringeEmpfindlichkeit auf transiente Vorgänge undein kurze Auslösezeit, wodurch sie zurVerwendung als hoch eingestellte Kurschluss-Schutzfunktion in einem Bereich, der aufweniger als typisch achzig Prozent desFehlersstrom
Vierstufen-Phasenüberstromschutz (POCM,51/67)
Die Vierstufen-Phasenüberstromfunktion hateine inverse oder definitive Zeitverzögerung,unabhängig für jede einzelne Stufe.
Alle IEC- und ANSI-Charakteristiken sindzusammen mit einer optionalenbenutzerdefinierten Zeitcharakteristikverfügbar.
Die Funktion kann für jede der Stufenunabhängig als gerichtet oder ungerichteteingestellt werden.
Unverzögerter Erdfehlerschutz (PIOC, 50N)
Die Überstromfunktion mit einemStromingang hat eine geringe Empfindlichkeitauf transiente Vorgänge und kurzeAuslösezeiten, die eine Verwendung für denunverzögerten Erdungsfehlerschutz in einemBereich zulassen, der auf weniger als typischachzig Prozent der Leitungs bei minimalerQuellimpendanz begrenzt ist. Die Funktionkann konfiguriert werden, um denErdfehlerstrom aus den dreiphasigenStromeingängen oder den Strom von einemseparaten Stromeingang zu messen.
Vierstufen Erdfehlerschutz (PTOC, 51N/67N)
Vierstufen- Erdfehlerschutz-Funktion hateine inverse oder definitive Zeitverzögerung,unabhängig für jede einzelne Stufe.
Alle IEC- und ANSI-Charakteristiken sindzusammen mit optionalenbenutzerdefinierten Eigenschaften verfügbar.
Die Blockierung durch zweite Oberwellekann für jede Stufe individuell eingestelltwerden.
Die Funktion kann als Hauptschutz füreinpoligeErd fehler verwendet werden.
Die Funktion kann verwendet werden, umein System-Reserveschutz zu bieten, wennder vorrangige Schutz durch einenKommunikations- oder Fehler inSpannungswandlerkreis ausgefallen seinsollte.
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Gerichteter Betrieb kann zusammen mitentsprechenden Kommunikationslogik ineiner Freigabe- oder Blockierung-Signalverfahrenlogik kombiniert werden.Stromrichtungsumkehrung undSchwacheinspeislogik sind ebenfallserhältlich.
Die Funktion kann konfiguriert werden, umden Nullstrom aus denDreiphasenstromeingängen oder den Stromvon einem separaten Stromeingang zu messen.
Empfindlicher gerichteter Erdfehlerstrom-und Leistungsschutz (PSDE, 67N)
In isolierten Netzwerken oder in Netzwerkenmit hochohmiger Erdung, ist derErdschulssstrom signifikant kleiner als beiKurzschlusströmen. Hinzukommend ist dasAusmaß des Fehlerstroms beinahe unbhängigvon der Lage des Fehlers im Netzwerk. DerSchutz kann eingestellt werden, um entwederden Nullstrom- oderNullleistungskomponente 3U0·3I0·cos j alsArbeitsgröße zu verwenden. Es sind ebenfallseine ungerichtete 3I0 Stufe und eine 3U0Überspannungstufe verfügbar.
Thermischer Überlastschutz, zweiZeitkonstanten (PTTR, 49)
Wenn die Temperatur einesLeistungstransformators/-generators zu hoheWerte erreicht, können Einrichtungenbeschädigt werden. Die Isolation imTransformator/Generator wird schnelleraltern. Als Konsequenz davon steigt dasRisiko interner Phase/Phase oder Phase/ -Fehler. Hohe Temperaturen verschlechterndie Qualität des Transformator-/Generatoröls.
Der thermische Überlastschutz bildet deninternen Wärmeinhalt des Transformators/Generators (Temperatur) kontinuierlich nach.Das thermische Nachbild wird durchVerwendung des thermischen Modells desTransformators/Generators mit zweiZeitkonstanten erstellt, das auf der aktuellenStrom-Messung basiert.
Zwei Warn sind verfügbar. Dies ermöglicht,dass im Stromversorgungnetz Massnahmen
durchgeführt werden können, bevorgefährliche Temperaturen erreicht werden.Wenn die Temperatursteigerung bis zumAuslösewert fortgesetzt wird, wird der Schutzden geschützten Transformators/GeneratorsAbschalten.
Leistungsschversagerschutz (RBRF, 50BF)
Die Schalterversagerschutz-Funktiongewährleistet ein schnelles Auslösen derumgebenden Leistungsschalter.
Eine Stromfunktion mit extrem kurzerRückfallzeit wird als Kontrollkriteriumverwendet, um eine hohe Sicherheit gegenungewolltes Auslösen zu erreichen.
Der Leistungsschalterversagerchutz kann mitEinzel- oder Dreiphasen gestartet werden, umdie Verwendung mit Einzelphasenauslösungsanwendungen zuermöglichen. Für die Dreiphasenversion desLeistungsschalterversagerschutzes kann dasStromkriterium so eingestellt werden, dass esnur arbeitet, wenn zwei von vierbeispielsweise zwei Phasen oder eine Phaseplus Nullstroms den Schutz starten. Dies gibtdem Reserve-Auslösebefehl höhere Sicherheit.
Diese Funktion kann als Einzelphasen- oderDreiphasen-Auslösewiederholung deseigenen Leistungsschalters programmiertwerden, um ein unnötiges Auslösen derumgebenden Leistungsschalter bei einerfehlerhaften Einleitung aufgrund von Fehlernwährend eines Tests zu verhindern.
Polgleichlaufschutz (RPLD, 52PD)
Einzelpol betriebene Leistungsschalterkönnen aufgrund von elektrischen odermechanischen Störungen in verschiedenenPolen in verschiedenen Positionen stehenbleiben (geschlossen-offen). Dies kannGegen- und Nullströme verursachen, die eineWärmebelastung an laufenden Maschinenund unerwünschtes Ansprechen vonNullstrom- oder Gegenstromfunktionenverursachen können.
Normalerweise wird der eigeneLeistungsschalter ausgelöst, um diePositionen zu korrigieren. Wenn die Situation
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enthält, können die Gegenstation sowie auchdie lokalen Sammelschienenleistungsschalterausgeschaltet werden, um dieunsymmetrische Situation zu klären.
Die Pol gleichlaufschutz-Funktion arbeitet aufder Basis der Informationen von denHilfskontakten der drei Pole desLeistungsschalters und wenn erforderlich mitZusatzkriterien vom asymmetrischenPhasenstrom.
Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz(PDOP, 32 und PDUP, 37)
Diese beiden Funktionen können verwendetwerden, wo ein über-/-unter Wirk-, Blind-oder ein Scheinleistung-Schutz oder eine -Warnung nötig ist. Alternativ können sie zurPrüfung der Richtung des aktiven oderreaktiven Leistungsflusses imVersorgungsnetz genutzt werden. Es gibteinige Anwendungen, wo eine solcheFunktionalität erforderlich ist. Einige davonsind:
• Erfassung von Rückleistungsfluß• Erfassung von hochen Blindleistungsfluss
Jede Funktion verfügt über zwei Stufen mitdefinierter Zeitverzögerung.Rücksetzungszeiten für jede Stufe könnenebenfalls eingestellt werden.
Spannungsschutz
Zweistufiger Unterspannungsschutz(PTUV, 27)
Unterspannungen können imStromversorgungsnetz während Fehlern oderabnormalen Bedingungen auftreten. DieFunktion kann zum Öffnen vonLeistungsschaltern bei Wiederherstellung desSystems bei Stromausfällen oder als langzeit-verzögertes Reserve-Schutz verwendetwerden.
Die Funktion hat zwei Spannungsstufen, jededavon mit abhängiger oder definierterZeitverzögerung.
Zweistufiger Überspannungsschutz (PTOV,59)
Überspannungen treten imStromversorgungsnetz unter unnormalenBedingungen wie plötzlicher Lastverlust,Stufensteller-Fehler, offene Leitungsende auflangen Leitungen, auf.
Die Funktion kann zur Ermittlung vonoffenen Leitungsenden verwendet werdenund wird dann normalerweise mit einergerichteten reaktiven Überleistungsfunktionoder einer Systemspannungsüberwachungkombiniert und schlägt gewöhnlich nurAlarm, schaltet Reaktoren ein oderKapazitätsdämmungen aus, um die Spannungzu steuern.
Die Funktion hat zwei Spannungsstufen, jededavon mit abhängiger oder unabhängigerZeitverzögerung.
Die Überspannungsfunktion hat ein extremhohe Rückfallverhältnis, um eine Einstellungnahe der System-Betriebsspannung zuermöglichen.
Zweiestufiger Nullspannungsschutz(PTUV, 59)
Nullspannungen können imStromversorgungssystem während Erdfehlernauftreten.
Die Funktion kann konfiguriert werden, dasssie die Nullspannung aus den dreiphasigenSpannungswandlersatz berechnet oder übereinen einzelnen Spannungseingang gespestaus einem in offener Dreieckschaltung oderin Sternpunkt geschaltetenSpannungswandler, bestimmt.
Die Funktion hat zwei Spannungsstufen, jededavon mit abhängiger oder unabhängigerZeitverzögerung.
Übererregungsschutz (PVPH, 24)
Wenn der Blechpaket einesLeistungstransformators oder -generatorsaußerhalb seiner konzipierten Grenzen voneiner magnetischen Fluss beansprucht ist,fliesst der Streufluss in unbeschichtete
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Bauelemente fließen, die nicht dafürausgelegt um dort Wirbelströmehervorzurufen. Die Wirbelströme könnenübermässige Wärmeentwicklung verursachenund die Isolation und angrenzende Teile inrelativ kurzer Zeit zerstören. Die Funktionverfügt über eine parametrierbare inverseAuslösecharakteristik und eine unabhängigeAlarmstufe.
Spannungsdifferentialschutz (PTOV, 60)
EineSpannungsdifferentialüberwachungsfunktionist verfügbar. Sie vergleicht die Spannungenvon zwei dreiphasigen Sätzen vonSpannungswandlern und hat eineempfindliche Alarmstufe und eineAuslösestufe. Sie kann verwendet werden,um die Spannung von zweiSpannungswandler-Sicherungsgruppen oderzwei verschiedenen Spannungswandlern alsSpannungswandlerkreise-Überwachungsfunktion.
95% und 100% Stator Erde -Fehlerschutz,basierend auf der 3.Oberwelle
Ein Stator Erfehler ist ein Fehlertyp mit einerrelativ häufigen Fehlerrate. DieGeneratorsysteme verfügen normalerweiseüber eine Impedanz Erd, z.B. Erdüber einenNullpunktwiderstand. Dieser Widerstand hatnormalerweise ausgelegt, um einen Erdfehlerstrom im Bereich 5-15 A bei einemdirekten Erdschluss unmittelbar auf demHochspannungsklemmen des Generators zuerreichen. Die relativ kleinen Erdfehlerströmeverursachen weitaus weniger thermische undmechanische Belastung bei dem Generator,verglichen mit einem Kurzschluss. Dennochmüssen die Erd fehler im Generator erfasstund der Generator ausgeschaltet werden,auch wenn im Vergleich zu Kurzschlüsseneine längere Fehlerzeit zulässig ist.
Bei normalem fehlerlosem Betrieb desGenerators liegt die Nullpunktspannung nahebei Null und kein Nullstrom fließt in denGenerator. Wenn ein Phase/ Fehler auftritt,steigt Nullpunktspannung und löst einen
Stromfluss durch den Nullpunktwiderstandaus.
Um einen Erde/ Fehler in den Wicklungender Erzeugereinheit zu erkennen, könnte manein Nullpunktüberspannungsrelais, einNullpunktüberstromrelais, einNullsequenzüberspannungsrelais oder einenNull-Differentialschutz verwenden. DieseSchutzvorrichtungen sind einfach und habenüber viele Jahre gut funktioniert. Trotzdemschützen die besten dieser einfachenEinrichtungen nur 95 % derStatorenwicklung. Sie belassen 5 % amneutralen Ende ungeschützt. Unter schlechtenBedingungen kann sich die Blindzone auf biszu 20 % des Neutralbereiches erweitern.
Der 95 % Stator / Fehler misst typischerweisedie fundamentaleFrequenzspannungskomponente imSternpunkt des Generators und funktioniert,wenn der voreingestellte Wert überschrittenwird. Bei Verwendung dieses PrinzipskannFehlerschutz für ca. 95 % derStatorwicklung geboten werden. Um dieletzten 5 % der Statorwicklung nahe demnatralen Ende zu schützen, kann die drittestabilisierende Spannungsmessungdurchgeführt werden. Im REG 670 kann dasdritte stabilisierende Differentialprinzip desNullpunktes oder das dritte stabiliserendeUnterspannungsprinzip angeboten werden.Die Kombination dieser beidenMessprinzipien bieten die Abdeckung dergesamten Statorwicklung gegen Erdfehler.
Rotor- Erd schluss (GAPC, 64R)
Die Feldwicklung, inklusive derRotorwicklung und der nichtdrehendenErreger-Einrichtung sind immer von denMetallteilen des Rotors isoliert. DerWiderstand der Isolation ist hoch, wenn derRotor mit Luft oder Wasserstoff gekühlt wird.Der Widerstand der Isolierung ist weitausniedriger, wenn der Rotor wassergekühltwird. Dies gilt auch, wenn die Isolation intaktist. Ein Fehler in der Isolierung derFeldwicklung verursacht eine leitfähige Bahnvon der Feldwicklung zur Erd. Dies bedeutet,
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dass der Fehler einen Feld-Erdsclussverursacht hat.
Die Feldwicklung eines synchronenGenerators ist normalerweise nicht geer.Daher verursacht ein einzelner Erdschluss inder Feldwicklung nur einen sehr kleinenFehlerstrom. Somit verursacht der Erdschlusskeine Beschädigungen am Generator. Desweiteren wird der Betrieb derGeneratoreinheit nicht beeinflusst. Trotzdemsteigert das Vorhandensein eines einzelnenErdschlusses die elektriche Beanspruchungan anderen Punkten des Feldwindung. Diesbedeutet, dass das Risiko für einen zweitenErdschluss an einem anderen Punkt in derFeldwicklung deutlich gestiegen ist. Einzweiter Erdschluss wird einen Kurzsschlussdes Feldes mit starken Konsequenzen zurFolge haben.
Der Rotor-Erdschluss basiert auf der Injektioneiner Wechsel-Spannung zum isoliertenFeldkreis. Bei nicht-schlusshaften Bedingungwird kein Stromfluss mit dieser zugeführtenSpannung verbunden. Wenn ein Rotor-Erdschluss auftritt, wird diese Situation vomRotor-Erdschluss erfasst. Abhängig vonPhilosophie des Betreibers des Generatorswird dieser Betriebszustand signalisiert und/oder der Generator abgeschaltet.
Frequenzschutz
Unterfrequenzschutz (PTUF, 81)
Unterfrequenz tritt als Ergebnis fehlenderErzeugung im Netzwerk auf.
Die Funktion kann auch fürLastabwurfsysteme,Fehlerbeseitigungsmaßnahmen, Gasturbinen-Zuschaltungen etc. verwendet werden.
Die Funktion wird mit einerUnterspannungssperre angeboten. DerBetrieb kann auf einer Einzelphasen-, Phasen-zu-Phasen oder Mitspannungsmessungberuhen.
Überfrequenzschutz (PTUF, 81)
Überfrequenz kann bei plötzlichemLastabwurf oder Ausgleichsfehlern im
Stromnetzwerk auftreten. In manchen Fällennahe dem Kraftwerk können auchReglerprobleme Überfrequenz hervorrufen.
Die Funktion kann zur Erzeugung vonLastabwurf, Fehlerbeseitigungsmaßnahmenusw. verwendet werden. Sie kann auch alssubnominale Frequenzstufe zur Iniziierungder Systemwiederherstellung verwendetwerden.
Die Funktion wird mit einerUnterspannungssperre angeboten. DerBetrieb kann auf einer Einzelphasen-, Phasen-zu-Phasen oder Mitspannungsmessungberuhen.
Frequenzgradientschutz (PFRC, 81)
Die Frequenzgradientschutzfunktion gibt einefrühe Indikation einer Systemstörung.
Die Funktion kann zur Ausgabe vonGenerator-Abwurf, LastabwurfStörungsbeseitigungsmaßnahmen etc.verwendet werden.
Die Funktion wird mit einerUnterspannungssperre angeboten. DerBetrieb kann auf einer Einzelphasen-, Phasen-zu-Phasen oder Mitspannungsmessungberuhen.
Jede Stufe kann zwischen positivem odernegativem- oder Frequenz-Gradientunterscheiden
Mehrzweck-Schutz
Allgemeine strom- und spannungsbasierteSchutzfunktion (GAPC)
Das Schutzmodul wird aufgrund seinerflexiblen Messung und denEinstellungsmöglichkeiten als allgemeinerBackup-Schutz in vielen möglichenAnwendungsbereichen empfohlen.
Die eingebaute Überstromschutzfunktion hatzwei einstellbare Strompegel. Beide könnenentweder mit bestimmter Zeit oderumgekehrter Zeitcharakteristik verwendetwerden. Die Überstromschutzschritte könnengerichtet mit wählbarerSpannungspolarisierungsmenge durchgeführt
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werden. Zusätzlich können sie spannungs-oder stromgesteuert/beherrscht sein. DieRückhaltefunktion der 2. Oberwelle istebenso verfügbar. Bei zu niedrigerpolarisierter Spannung kann dieÜberstromfunktion entweder geblockt,ungerichtet geformt oder gemäß derParametereinstellung der Spannungsspeicherverwendet werden.
Zusätzlich sind in jeder Funktion zweiÜberspannungs- und zweiUnterspannungsschritte, entweder mitbestimmter oder umgekehrterZeitcharakteristik verfügbar.
Die allgemeine Funktion ist fürAnwendungen mit Unterimpedanz undspannungskontrollierten Überstromlösungengeeignet. Die allgemeine Funktion kann auchfür Generator-/TransformatorSchutzfunktionen, wo Mit-, Gegen- oderNullstromkomponenten von Strom- undSpannungsmengen typischerweiseerforderlich sind, verwendet werden.
Sekundäre system überwachung
Stromkreisüberwachung (RDIF)
Offene oder kurzgeschlosseneStromwandlerkerne können dasunerwünschte Funktionieren von vielenSchutzfunktionen wie der Differentialschutz,Erdfehlerschutz und Gegenstrom-Schutzverursachen.
Es muss darauf hingewiesen werden, dassBlockierung von Schutzfunktionen bei einemauftretenden offenen CT Kreislauf bedeuteset,dass diese Situation dauerhaft ist und extremhohe Spannungen in dem Strom-Sekundärkreislauf auftreten.
Die Stromkreis-Überwachungsfunktionvergleicht den Nullstrom von einemDreiphasensatz eines Stromwandler mit demNullstrom vom einem separaten Eingang, dervon einem anderen Satz von Kernen desStromwandlers entnommen wird.
Eine Aufspürung einer Differenz gibt einenFehler im Kreislauf an und wird als Alarmverwendet oder um Schutzfunktion zu
blockieren, von denen erwartet wird, dass sieeine unerwünschte Auslösung auslösen.
Spannungskreisüberwachung (RFUF)
Fehler in den sekundären Kreisen derSpannungswandler können denunerwünschten Ansprechen desDistanzschutzes, desUnterspannungsschutzes, desNullspannungsschutzes, derZuschaltprüfungfunktion(Synchronisierungsprüfung) etc. auslösen.DieSpannungswandlerkreisüberwachungsfunktion beugt solchen unerwarteten Operationenvor.
Es gibt drei Methoden, umSpannungskreisfehler aufzuspüren.
Die Methode basierend auf der Erkennungvon Nullspannung ohne dazugehörigenNullstrom. Dieses Prinzip ist nützlich ineinem starr geerdSystem und kann ein- oderzweiphasige Spannungswandlerfehler zuerfassen.
Die Methode basierend auf der Erkennungvon Nullspannung ohne jeglichenGegenstrom. Dieses Prinzip ist anwendbar ineinem nichtdirekt geerdSystem und kann ein-oder zweiphasige Spannungskreisfehleraufspüren.
Diese Methode basierend auf der Erfassungvon du/dt- und di/dt, bei der eineSpannungsänderung mit einer Änderung desStromes verglichen wird. NurSpannungsänderungen deuten auf einenFehler in Spannungswandlerkreisen hin.Dieses Prinzip kann Ein-, Zwei- oderDreiphasenspannungskreisfehler aufspüren.
Steuerung
Synchronisieren, Synchrontest,Synchronisitätsprüfung undEinschaltprüfung (RSYN, 25)
Die Synchronisierungsfunktion erlaubt dasEinschalten unsynchroner Netzwerke zumrichtigen Zeitpunkt inklusive derLeistungsschaltereinschaltzeit. Die Systeme
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können somit nach einem automatischenWiedereinschalten oder manuellenEinschalten wieder verbunden werden, wasdie Netztwerkstabilität verbessert.
Die Synchrotest Funktion prüft, ob dieSpannungen auf beiden Seiten desLeistungsschaltes synchron sind oder obmindestens eine Seite spannungslos ist, umsicher zu stellen, dass das Einschalten sicherdurchgeführt werden kann.
Die Funktion beinhaltet einen eingebautenSpannungsauswahlschaltplan für Doppelbusund eineinhalb oderRingklemmenanordnungen.
Manuelles Einschalten sowie auchautomatisches Wiedereinschalten kann vondieser Funktion freigegeben werden undkann über verschiedene Einstellungenverfügen.
Für Systeme, die asynchron laufem, wird eineSynchronisierungsfunktion angeboten. Derhauptsächliche Zweck derSynchronisierungsfunktion besteht darin,kontrolliertes Einschalten vonLeistungsschaltern zu gewährleisten, wennzwei asynchrone Systeme miteinanderverbunden werden sollen. Es wird fürFrequenzdifferenzes verwendet, die größersind als solche für den Synchrotest undkleiner als das eingestellte Maximallevel fürdie Synchronisierungsfunktion.
Schaltgerätesteuerung (APC)
Die Schaltgerätesteuerung ist eine Funktionzur Steuerung und Überwachung derLeistungsschalter, Trennschalter und derErdungs innerhalb eines Feldes. DasErlaubnis zum Schalten wird nach derAuswertung der Bedingungen andererFunktionen wie Verriegelung, Synchrocheck,Steuerhochheit und externe oder interneBlockaden erteilt.
Logikdrehschalter zur Funktionswahl undLHMI Präsentation (SLGGIO)
Der SLGGIO Funktionsblock (oder derAuswahlschalterfunktionsblock) wirdinnerhalb des CAP Konfigurationssoftware
verwendet, um eineAuswahlschalterfunktionalität zu erreichen,die derjenigen gleicht, die von einemHardware-Auswahlschalter geboten wird.Hardware-Auswahlschalter werden oft inAnwendungen verwendet, um verschiedeneFunktionen auf voreingestellten Wertenlaufen zu lassen. Hardware-Schalter sindUrsachen für Wartungsarbeiten, niedrigereSystemzuverlässigkeit und einen erweitertenAbnahmebestand. Die virtuellenAuswahlschalter elimieren all diese Probleme.
Auswahlminischalter (VSGGIO)
Der VSGGIO Funktionsblock (odervielseitiger Schalterfunktionsblock) ist eineMehrzweckfunktion, die innerhalb des CAPKonfigurationssoftware für eine Anzahl vonAnwendungen als Schalter zur allgemeinenVerwendung verwendet wird.
Der Schalter kann vom Menü oder von einemSymbol auf dem Übersichtschaltbild oderdem Bedieninterface betätigt werden.
Allgemeine Einzelpunktsteuerung 8Signale (SPC8GGIO)
Der SC Funktionsblock ist eine Sammlungvon 8 Einzelpunktbefehlen, die zurEinbringung von Befehlen von REMOTE(SCADA) oder LOCAL (HMI) zu solchenTeilen der Logikkonfiguration entwickeltwurden, die keine kompliziertenFunktionsblöcke benötigen, welche über dieFähigkeit verfügen, Befehle zu empfangen(zum Beispiel SCSWI). Auf diesem Wegekönnen einfache Befehle direkt zu den IEDAusgängen ohne Bestätigung gesendetwerden. Die Bestätigung (Status) derAusführung der Befehle sollte auf andereWeise erlangt werden, wie zum Beispiel überBinäreingänge und SPGGIO Funktionsblöcke.
Logik
Auslöselogik (PTRC, 94)
Ein Funktionsblock für die Schutzauslösungwird für jeden Leistungsschalter, der in dasAuslösen des Fehlers involviert ist,angeboten. Er bietet eine
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Impulsverlängerung, um den Auslöseimpulsmit einer ausrechender Länge sowie diegesamte Funktionalität zur korrektenZusammenarbeit mit derWiedereinschaltautomatik zu sichern.
Der Auslösungsfunktionsblock beinhaltet dieFunktionalität für Folgefehler und Scalter-Ausverriegelung.
Auslösematrixlogik (GGIO)
Zwölf Auslösematrixlogikblöcke sind im IEDenthalten. Die Funktionsblöcke werden inder Konfiguration des IED verwendet, umAuslösesignale und/oder andere logischeAusgangssignale zu verschiedenenAusgangsrelais zu leiten.
Die Matrix und die physischen Ausgängewerden im PCM 600 Parametrier-Tooldargestellt, was dem Benutzer erlaubt, dieSignale entsprechend den spezifischenBedürfnissen der Anwendung an diephysischen Auslöseausgänge anzupassen.
Konfigurierbare Logikblöcke
Es stehen einige Logikblöcke und Zeitgliederfür den Nutzer verfügbar, um dieKonfiguration den spezifischenAnwendungsbedürfnissen anzupassen.
Funktionsblock mit fest definiertenSignalen
Der feste Signalfunktionsblock erzeugtverschiedene, voreingestellte (feste) Signale,die bei der Konfiguration eines Gerätsverwendet werden können, entweder zurVorgabe der ungenutzten Eingänge in denanderen Funktionsblöcken auf einenbestimmten Wert oder zur Erstellung einerbestimmten Logik.
Überwachung
Messungen (MMXU)
Die Funktion für Betriebsmesswerte wirdverwendet, um momentane Informationenvom IED zu erhalten. Sie ermöglicht, Online-Informationen auf dem lokalen HMI und derStationsleittechnik anzuzeigen,
• gemessene Spannungen, Ströme,Frequenz, Wirk-, Blind- undScheinleistung und Leistungsfaktor,
• die Primär- und Sekundärzeiger,• Differentialströme, Stabilisierungsströme,• Mit-, Gegen- und Nullströme und -
spannungen,• mA, Eingangsströme• Impulszähler,• Ereigniszähler• gemessene Werte und andere
Informationen der verschiedenenParameter für enthaltene Funktionen,
• logische Werte aller Binär-Ein- undAusgänge und
• allgemeine IED-Informationen.
Überwachung von mA-Eingangssignalen(MVGGIO)
Der Hauptzweck der Funktion ist, Signalevon verschiedenen Messumformern zumessen und zu verarbeiten. Viele in derProzesssteuerung verwendeten Einrichtungenstellen verschiedene Parameter wie Frequenz,Temperatur und Batteriegleichspannung alsniedrige Stromwerte, gewöhnlich im Bereich4-20 mA oder 0-20 mA, dar.
Alarmgrenzen können eingestellt und alsSchwellwertschalter verwendet werden, z.B.um Auslöse- oder Alarmsignale zu erzeugen.
Die Funktion setzt voraus, dass der IED mitdem mA-Eingangsmodul ausgerüstet ist.
Ereigniszähler (GGIO)
Diese Funktion besteht aus sechs Zählern, diezum Speichern von Zeiten verwendetwerden, die jeder Zählereingang aktiviert hat.
Stördaten-Bericht (RDRE)
Vollständige und zuverlässige Daten überStörungen im Primär- und/oder imSekundärsystem in Verbindung mitkontinuierlicher Ereignisprotokollierungwerden durch die Stördatenaufzeichnungsichergestellt.
Die Stördatenaufzeichnung, die immer imIED enthalten ist, erfasst abgetastete Datenaller ausgewählten Analogeingangs- und
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Binärsignale, die mit dem Funktionsblockverbunden sind, d.h. 40 Analog- und 96Binärsignale.
Die Stördatenaufzeichnungsfunktion bestehtaus mehreren Teilfunktionen:
• Ereignisliste (EL)• Meldungen (IND)• Ereignisaufzeichnung (ER)• Auslösewert-Aufzeichnung (TVR)• Störungsaufzeichnung (DR)
Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilitäthinsichtlich Konfiguration, Startbedingungen,Aufzeichnungszeiten sowie eine grosseSpeicherkapazität gekennzeichnet.
Der Start einer Stördatenaufzeichnung erfolgtüber Eingangssignale der FunktionsblöckeDRAx oder DRBy. Alle Signale vom Beginnder Vor-Fehler-Zeit bis zum Ende der Nach-Fehler-Zeit werden in die Aufzeichnungeingeschlossen.
Jede Stördatenaufzeichnung wird im Standard-Comtrade-Format im IED gespeichert.Mehrere aufeinanderfolgende Ereignissewerden in einem Ringspeicher kontinuierlichgesichert. Die Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle (LHMI) dient dazu,Informationen über die Aufzeichnungen zuerhalten, aber die Stördatenaufzeichnungs-Dateien können auf den PCM 600 (Schutzund Kontrolle IED Manager) hochgeladenund mit dem Stördaten-Auswertetoolsanalysiert werden.
Ereignisliste Ereignissequenz (RDRE)
Das kontinuierliche Protokollieren derErreignisse ist hilfreich, um das System alsGesamt zu überwachen und ist eineErgänzung zu spezifischenStörungsaufzeichnung.
Die Ereignisaufzeichnung protokolliert allemit der Stördatenaufzeichnungsfunktionverbundenen Binäreingangssignale. Die Listekann bis zu 1000 mit Zeitstempel verseheneEreignisse enthalten, die in einemRingspeicher abgespeichert werden.
Meldungen (RDRE)
Um schnelle, zusammengefasste undzuverlässige Informationen über Störungenim primären und/oder sekundären System zuerhalten, ist es wichtig, z.B. binäre Signale,die den Status während einer Störunggewechselt haben, zu kennen. DieseInformationen eerden zusammengefasstverwendet, um Informationen über das LHMIauf direktem Wege zu erhalten.
Es gibt drei LEDs auf dem LHMI (grün, gelbund rot), welche die Statusinformation desIED und der Stördatenberichtfunktionanzeigen.
Die Liste von Meldungen gibt alleausgewählten binären Eingangssignale, diemit der Stördatenberichtfunktion verbundensind und ihren Status während einer Störunggeändert haben, wieder.
Ereignisaufnahme (RDRE)
Schnelle, vollständige und zuverlässigeInformationen über Störungen im Primär- und/oder im Sekundärsystem sind unerlässlichzum Beispiel die mit Zeitstempel verseheneEreignisse, die während Störungen registriertsind. Diese Informationen werden fürverschiedene kurzfristige (z.B.Korrekturmaßnahmen) und langfristigeZwecke (z.B. Funktionsanalyse) verwendet.
Die Ereignisaufzeichnung protokolliert alleausgewählten, mit derStördatenaufzeichnungsfunktionverbundenen Binäreingangssignale. JedeAufzeichnung kann bis zu 150 mitZeitstempel versehene Ereignisse enthalten.
Die Informationen der Ereignisaufzeichnungstehen lokal im IED zur Verfügung.
Die Informationen der Ereignisaufzeichnungsind Bestandteil der Stördatenaufzeichnung(Comtrade-Datei).
Auslösemesswertaufzeichnung (RDRE)
Informationen zu den Messwerten vor undwährend des Störfalles für Ströme und
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Spannungen sind für die Störfallanalyseverfügbar.
Die Auslösemesswertaufzeichnung kalkuliertdie Werte aller gewähltenAnalogeingangssignale, die mit derStördatenaufzeichnungfunktion verbundensind. Das Ergebniss ist der Betrag und denPhasenwinkel vor und während des Fehlersfür jedes analoge Eingabesignal.
Die Informationen derStörfallmesswertaufzeichnung stehen für alleStörungen lokal im IED zur Verfügung.
Die Informationen derAuslösewertaufzeichnung sind integrierterBestandteil der Stördatenaufzeichnung(Comtrade-Datei).
Stördatenaufzeichnung (RDRE)
Die Stördatenaufzeichnungsfunktion liefertschnelle, vollständige und zuverlässigeInformationen über Störungen im Netz. Sieerleichtert das Verstehen desSystemverhaltens und zugehöriger Primär-und Sekundäreinrichtungen während undnach einer Störung. Die aufgezeichnetenInformationen werden für verschiedenekurzfristige (z.B. Korrekturmaßnahmen) undlangfristige Zwecke (z.B. Funktionsanalyse)verwendet.
Die Stördatenaufzeichnung erfasst gesammlteDaten aller ausgewählten Analogeingangs-und Binärsignale, welche mit derStördatenaufzeichnungsfunktion konfiguriertsind (maximal 40 analoge und 96 binäreSignale). Die Binärsignale sind dieselbenSignale wie unter derEreignisaufzeichnungsfunktion verfügbar.
Die Funktion ist durch hohe Flexibilitätgekennzeichnet und unabhängig vom Betriebder Schutzfunktionen. Sie kann die von denSchutzfunktionen nicht erkannte Störungenaufzeichnen.
Die Stördatenaufzeichnungs-Informationender letzten 100 Störungen sind im IEDgesichert, und die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle (LHMI) wird verwendet, um dieAufzeichnungslisten anzuzeigen.
Ereignisfunktion (EV)
Wenn ein Substation-Automationssystem mitLON oder SPA Kommunikation verwendetwird, können die mit Zeitstempel verseheneEreignisse bei einer Änderung oderperiodisch vom IED zur Stationsebenegesendet werden. Diese Ereignisse werdenvon allen verfügbaren Signalen im IEDerstellt, die mit dem Ereignisfunktionsblockverbunden sind. Der Ereignisfunktionsblockwird für LON und SPAkommunikationverwendet.
Analoge und doppelte Indikationswertewerden ebenso über den Ereignisblocktransportiert.
Messwert-Expansionsblock
Alle Funktionen (SVR, CP und VP), MSQI(CSQ und VSQ) und MVGGIO (MV) sind miteiner Messungsüberwachungsfunktionalitätausgestattet. Alle gemessenen Werte könnenmit vier einstellbaren Grenzen überwachtwerden, d.h. niedrig-niedrig Grenze, niedrigGrenze, hoch Grenze und hoch-hoch Grenze.Der Messwertexpansionsbolch (XP) wurdeeingeführt, um die ganzzahligenAusgangssignale von den Messfunktion zuden 5 Binärsignalen zu übersetzen, d.h. unterniedrig-niedrig Grenze, unter niedrig Grenze,normal, über hoch Grenze und über hoch-hoch Grenze. Die Ausgangssignale könnenals Bedingungen in der konfigurierbarenLogik verwendet werden.
Messung
Impulszählerlogik (GGIO)
Die Impulszählerlogikfunktion zählt externerzeugte binäre Impulse, zum BeispielImpulse von einem externenEnergiemessgerät, für die Kalkulation vonEnergieverbrauchswerten. Die Impulsewerden vom binären Eingangsmodulaufgenommen und von derImpulszählerfunktion gelesen. Ein skalierterMomentanwert ist über den Stationsbuserhältlich. Das spezielle Binäreingangsmodulmit erweiterten Impulszählerfähigkeiten muss
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bestellt werden, um diese Funktionalität zuerhalten.
Energiezählung und Höchstlast (MMTR)
Ausgänge der Messfunktion (MMXU) könnenzur Kalkulation der Energie verwendetwerden. Sowohl Wirk- als auchBlindleistungswerte werden in der Importbzw. Exportrichtung kalkuliert. Die Wertekönnen als Impulse gelesen oderwiedergegeben werden. MaximaleHöchstlastwerte werden ebenfalls mit dieserFunktion kalkuliert.
IED Grund-Funktionen
Zeitsynchronisierung
Verwenden Sie denZeitsynchronisierungsquelle-Auswahlschalter,um eine gemeinsame Quelle der absolutenZeit für das IED zu wählen, wenn es Teileines Überwachungssystems ist. Diesermöglicht den Vergleich von Ereignis- undStörungsdaten zwischen allen IEDs in einemSA System.
Mensch-Maschine-Schnittstelle
Die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle istin einem kleinen und mittelgroßen Modellverfügbar. Der Hauptunterschied zwischenden beiden besteht in der Größe des LCD.Der Kleinformat - LCD kann siebenTextzeilen anzeigen, während der mittelgroßeLCD ein Übersichtsschaltbild mit bis zu 15Objekten auf jeder Seite darstellen kann.
Bis zu 12 Übersichtsschaltbild-Seiten könnendefiniert werden, abhängig von derProdukteigenschaften.
Die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle istmit einer LCD-Anzeige ausgestattet, welchedas Übersichtsschaltbild mit bis zu 15Objekten anzeigen kann.
Die lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle isteinfach und leicht verständlich aufgebaut –die gesamte Frontplatte ist in Bereicheunterteilt, von denen jeder eine definierteFunktion hat:
• Status-LEDs• Alarmanzeige-LEDs, bestehend aus 15
LEDs (6 roten und 9 gelben) mitdruckbaren Benutzeretiketten. Alle LEDssind mittels des PCM 600 -Toolskonfigurierbar
• Flüssigkristallanzeige (LCD)• Tastenfeld mit Drucktasten für
Steuerungs- und Navigationszwecke,Schalter für die Auswahl zwischenlokaler Steuerung/Rückstellung undFernsteuerung/Fernrückstellung
• Ein isolierter RJ45-Kommunikationsanschluss
IEC07000083 V1 DE
Abb. 5. Beispiel eines mittelgroßen HMI
Stationskommunikation
Überblick
Jedes IED ist mit einerKommunikationsschnittstelle ausgestattet,welches ihm ermöglicht, mit einem odervielen Systemen bzw. Geräten aufUnterstationsebene über denStationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder überden Stationsüberwachungs (SM-) Bus zukommunizieren.
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Folgende Kommunikationsprotokoll sindverfügbar:
• IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll• LON-Kommunikationsprotokoll• SPA oder IEC 60870-5-103
Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll
Theoretisch können verschiedene Protokolleim gleichen Gerät vereint werden.
IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll
Einzelne oder doppelte optische Ethernet-Anschlüsse für den neuen Substations-Kommunikationsstandard IEC61850-8-1 fürden Stationsbus sind vorhanden.IEC61850-8-1 gestattet intelligenten Geräten(IEDs) verschiedener Hersteller denInformationsaustausch und vereinfacht dieSystemstruktur. Unmittelbare Kommunikationgemäß GOOSE ist Teil des Standards. DasHochladen von Stördaten ist vorgesehen.
Serielle Kommunikation, LON
Vorhandene Stationen mit ABB-StationsbusLON können unter Verwendung deroptischen LON-Schnittstelle erweitert werden.Dies lässt eine volle SA Funktionalitätinklusive unmittelbarerNachrichtenübertragung und Kooperationzwischen den existierenden ABB IED's unddem neuen IED 670 zu.
SPA Kommunikationsprotokoll
Ein einzelner Glas- oder Kunststoffport wirdfür das ABB SPA Protokoll angeboten. Dieserlaubt Erweiterungen des einfachenAutomationssystems der Substation, aber dieHauptverwendung liegt im SubstationMonitoring Systems SMS.
IEC 60870-5-103Kommunikationsprotokoll
Ein einfacher Glas- oder Kunststoffport wirdfür den IEC60870-5-103 Standard angeboten.Dies erlaubt die Errichtung einfacherSubstation-Automationssysteme inklusive derGeräte von verschiedenen Herstellern. DasHochladen von Stördaten ist vorgesehen.
DNP3.0 Kommunikationsprotokoll
Ein elektrischer RS485 oder ein optischerEthernet Port sind für die DNP3.0Kommunikation verfügbar. DNP3.0 Level 2Kommunikation mit unaufgefordertenEreignissen, Zeitsynchronisierung undStörfallberichterstattung wird für dieKommunikation mit RTU's, Gateways oderHMI Systemen angeboten.
Einzelbefehl, 16 Signale
Die Geräte können Befehle von einemStationsautomatisierungssystem oder voneinem lokalen Mensch-Maschine-Interface(LHMI) erhalten. Der Befehl-Funktionsblockhat Ausgänge, die z.B. zur Steuerung vonHochspannungsgeräten oder für andere, vomBenutzer festgelegte Funktionen genutztwerden können.
Multiple Befehle und Übertragung
Wenn Geräte der Serie 670 inStationsautomatisierungssystemen mit LON,SPA oder IEC60870-5-103-Kommunikationsprotokollen eingesetztwerden, werden die Ereignis- undMehrfachbefehl-Funktionsblöcke alsKommunikationsschnittstelle für vertikaleKommunikation zum Stations-HMI und -Gateway und als Schnittstelle für diehorizontale Peer-to-Peer-Kommunikation (nurüber LON) verwendet.
Fernkommunikation
Analoge und binäre Singnalübertragungzur Gegenstation
Drei analoge und acht binäre Signale könnenzwischen zwei IEDs ausgetauscht werden.Diese Funktionalität wird hauptsächlich fürden Leitungsdifferentialschutz verwendet. Siekann aber auch in anderen Produktenverwendet werden. Ein IED kann mit bis zu 4IEDs der Gegenstation kommunizieren.
Binärer Signaltransfer zur Gegenstation,192 Signale
Wenn der Kommunikationskanal nur für denTransfer binärer Signale genutzt wird,
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können bis zu 192 binäre Signale zwischenden beiden IEDs ausgetauscht werden. ZumBeispiel kann diese Funktionalität verwendetwerden, um Informationen wie den Statusder primären Schaltgeräte oderMitnahmeschaltungssignale zum IED derGegenstation zu senden. Ein IED kann mitbis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.
Leitungsdatenkommuniktionsmodul,kurzer und langer Bereich (LDCM)
Das Leitungsdatenkommunikationsmodul(LDCM) wird zur Kommunikation zwischenden IEDs, die voneinander um <90 kmentfernt sind oder vom IED zum optischenoder elektrischen Konverter mit G.703 oder G.703E1 Schnittstelle, der in Entfernung von <3km angebracht ist, verwendet. Das LDCM-Modul sendet und empfängt Daten an einanderes bzw. von einem anderen LDCM-Modul. Dabei wird das IEEE/ANSI C37.94-Standardformat verwendet.
5. Hardware-Beschreibung
Hardware Module
Stromversorgungsmodul (PSM)
Das Stromversorgungsmodul wird verwendet,um die korrekten internen Spannungen unddie volle Isolierung zwischen dem Terminalund dem Batteriesystem zu liefern. EinAlarmausgang der internenDauerüberwachung steht zur Verfügung.
Binäreingangsmodul (BIM)
Das Binäreingangsmodul verfügt über 16optisch isolierte Eingänge und ist in zweiVersionen erhältlich, eine Standardversionund eine mit verbessertenImpulszählerfähigkeiten bei den Eingängen,die für Impulszählerfunktion verwendetwerden. Die binären Eingänge sind freiprogrammierbar und können für die Eingabe
logischer Signale zu allen Funktionenverwendet werden. Sie können auch in dieStördaten- und dieEreignisaufzeichnungfunktionen integriertwerden. Dies bietet umfassendeÜberwachung und Auswertung des Betriebesdes IED und für alle damit verbundenenelektrischen Stromkreise.
Binärausgangsmodul (BOM)
Das Binärausgangsmodul hat 24 unabhängigeAusgangsrelais und wird für Auslöse- oder fürjegliche Signalisierungszwecke verwendet.
Statisches binäres Ausgangsmodul (SOM)
Das statische binäre Ausgangsmodul hatsechs schnelle statische Ausgänge und sechsRelaisausgänge mit Wachslerkontakt für dieVerwendung in Anwendungen mitHochgeschwindigkeitsanforderungen.
Binär-Ein-/Ausgangsmodul (IOM)
Das binäre Ein-/Ausgangsmodul wirdverwendet, wenn nur einige Ein- undAusgangskanäle erforderlich sind. Die zehnStandardausgangskanäle werden für Auslöse-und für jegliche Signalisierungszweckeverwendet. ZweiHochgeschwindigkeitsausgangskanälewerden für Anwendungen verwendet, woeine kurze Ansprechzeit wichtig ist. Die achtoptisch isolierten Binäreingänge dienen dererforderlichen binären Eingangsinformation.
mA-Eingangsmodul (MIM)
Das Milliampere-Eingangsmodul wird zurKopplung von Messumfarmersignalen imBereich von –20 to +20 mA z.B. von derStufensteller-Position, der Temperatur oderDruck-Messumformer verwendet. Das Modulhat sechs unabhängige, galvanisch getrennteKanäle.
Optisches-Ethernet-Modul (OEM)
Das optische Schnell-Ethernetmodul wirdverwendet, um ein IED an dieKommunikationsbusse (wie den Stationsbus),die das IEC 61850-8-1 Protokoll verwenden,
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anzuschließen. Das Modul hat ein oder zweioptische Ports mit ST Steck-Verbindungen.
Serielles SPA/IEC 60870-5-103 und LONKommunikationsmodul (SLM)
Der optische serielle Kanal und das LONKanalmodul werden verwendet, um ein IEDmit der Kommunikation zu verbinden, dieSPA, LON, oder IEC60870–5–103 verwendet.Das Modul hat zwei optische Ports fürKunststoff/Kunststoff, Kunststoff/Glas oderGlas/Glas.
Leitungsdatenkommunikationsmodul(LDCM)
Das Leitungsdatenkommunikationsmodulwird für den binären Signaltransferverwendet. Jedes Modul hat einen optischenPort, einen für jede Gegenstation, mitwelcher das IED kommuniziert.
Alternative Karten für Mediumbereich (1310nm Monomodemfaser) und Kurzbereich (900nm Multimodemfaser) sind verfügbar.
Galvanisches RS485 seriellesKommunikationsmodul
Das galvanische RS485 serielleKommunikationsmodul wird als Alternativefür DNP3.0 Kommunikation genutzt.
GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GSM)
Dieses Modul enthält den GPS Empfänger,der für die Zeitsynchronisierung verwendetwird. Das GPS hat einen SMA Kontakt zurVerbindung mit einer Antenne.
IRIG-B Zeitsynchronisierungsmodul
Das IRIG-B Zeitsynchronisierungsmodul wirdzur genauen Zeitsynchronisierung derStationsuhr des IED verwendet.
Unterstützung für elektrische (BNC) undoptische Verbindung (ST) für 0XX und 12XIRIG-B Unterstützung.
Transformatoreingangsmodul (TRM)
Das Transformatoreingangsmodul wird zurgalvanischen Trennung und Übertragung vonsekundären Strömen und Spannungenverwendet, die von den Messwandlernerzeugt werden. Das Modul hat zwölfEingänge in verschiedenen Kombinationenvon Strom- und Spannungseingängen.
Alternative Anschlüsse vonRinganschlusstechnik oder Kompression-Technik können bestellt werden.
Hochohmige Widerstandseinheit
Die hochohmische Widerstandseinheit mitWiderständen zur Einstellung derAnsprechwerte und einemspannungsabhängigen Widerstand, ist ineiner Einphasen- und in einerDreiphaseneinheit verfügbar. Beide sind aneine 1/1 19 Zoll Geräteblech mitAnschlussklemmen montiert.
Anordnung und Abmessungen
Abmessungen
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xx05000003.vsd
CB
E
F
A
D
IEC05000003 V1 DE
Abb. 6. 1/2 x 19” Gehäuse mit rückseitiger Abdeckung
xx05000004.vsd
IEC05000004 V1 DE
Abb. 7. Reihenmontage
Gehäusegröße A B C D E F
6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7
6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3
(mm)
Montagealternativen
Folgende Befestigungsalternativen (IP40Schutz an der Vorderseite) sind verfügbar:
• 19”-Rahmenmontageset• Wandmontagesatz
Einzelheiten über lieferbareBefestigungsalternativen siehe Bestellung.
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6. Anschlusspläne
Tabelle 1. Bezeichnungen für 1/2 x 19” Gehäuse mit 1 TRM Einschub
IEC1MRK002801-AB02-BG V1 DE
Modul Hintere Positionen
PSM X11
BIM, BOM, SOM oder IOM X31 und X32 usw. bis X51und X52
BIM, BOM, SOM, IOModer GSM
X51, X52
SLM X301:A, B, C, D
IRIG-B 1) X302
OEM X311:A, B, C, D
RS485 oder LDCM 2) 3) X312
LDCM 2) X313
TRM X401
1) IRIG-B Installation, wenn in Platz P30:2 enthalten2) LDCM Installationssequenz: P31:2 oder P31:33) RS485 Installation, wenn in Platz P31:2 enthaltenHinweis!1 Ein LDCM kann je nach Verfügbarkeit von IRIG-Bbzw. RS485 Modulen enthalten sein.
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ABB 29
Tabelle 2. Bezeichnungen für 1/1 x 19” Gehäuse mit 2 TRM Einschüben
IEC08000475 BG V1 EN
Modul Hintere Positionen
PSM X11
BIM, BOM,SOM, IOM oderMIM
X31 und X32 usw. bis X131und X132
BIM, BOM,SOM, IOM, MIModer GSM
X131, X132
SLM X301:A, B, C, D
IRIG-B oderLDCM 1,2)
X302
LDCM 2) X303
OEM 4) X311:A, B, C, D
RS485 oderLDCM 2) 3)
X312
LDCM 2) X313
LDCM 2) X322
LDCM 2) X323
TRM 1 X401
TRM 2 X411
1) IRIG-B Installation, wenn in Platz P30:2enthalten2) LDCM Installationssequenz: P31:2, P31:3,P32:2, P32:3, P30:2 und P30:33) RS485 Installation, wenn in Platz P31:2enthaltenHinweis!2-4 LDCM kann je nach Verfügbarkeit von IRIG-B bzw. RS485 Modulen enthalten sein.
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30 ABB
IEC1MRK002801-AB10-BG V1 DE
Abb. 8. Transformatoreingangsmodul(TRM)
CT/VT-Eingangsbezeichnung gemäß Abbildung 8
Str
om
-/Span
nungs-
Konfi
gura
tion
(50/
60 H
z)
AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12
12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A
12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A
9I+3U,1A
1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V
9I+3U,5A
5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V
5I, 1A+4I, 5A+3U
1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V
7I+5U,1A
1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
7I+5U,5A
5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
6I+6U,1A
1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
6I+6U,5A
5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V
6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -
6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -
■ Gibt hohen Polarität. Beachten Sie, dass interne Polarität kann durch Einstellung der analogen Eingang CT neutral Richtung und /oder auf SMAI Pre-Processing-Funktionsbausteine angepasst werden.
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ABB 31
IEC1MRK002801-AB11-BG V1 DE
Abb. 9. Binäreingangsmodul (BIM).Eingangskontakte mit dem NamenXA korrespondieren mit derRückseitenposition X31, X41, etc.und Eingangskontakte mit demNamen XB mit derRückseitenposition X32, X42, etc.
IEC1MRK002801-AB15-BG V1 DE
Abb. 10. mA Eingangsmodul (MIM)
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32 ABB
IEC1MRK002801-AB08-BG V1 DE
Abb. 11. Kommunikationsschnittstellen (OEM, LDCM, SLM und HMI)
Hinweis auf Abbildung 11
1) Rückseitiger Kommunikationsport SPA/IEC 61850-5-103, ST-Verbindung für Glas alt. HFBR Snap-inVerbindung für Kunststoff wie bestellt
2) Rückseitiger Kommunikationsport LON, ST Steckverbinder für Glas alt. HFBR Snap-in Verbindung fürKunststoff wie bestellt
3) Rückseitiger Kommunikationsport RS485, Klemmenblock
4) Zeitsynchronisierungsport IRIG-B, BNC-Verbindung
5) Zeitsynchronisierungsport PPS oder Optische IRIG-B, ST-Steckverbinder
6) Rückseitiger Kommunikationsanschluss IEC 61850, ST-Steckverbinder
7) Rückseitiger Kommunikationsanschluss C37.94, ST-Steckverbinder
8) Frontkommunikationsport, Ethernet, RJ45 Verbindung
9) Rückseitiger Kommunikationsport 15-Pol Buchse Mikro D-sub, 1,27 mm (0,050") Abstand
10) Rückseitiger Kommunikationsport, Klemmenblock
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ABB 33
IEC1MRK002801-AB07-BG V1 DE
Abb. 12. Stromversorgungsmodul (PSM)
IEC1MRK002801-AB09-BG V1 DE
Abb. 13. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul(GSM)
IEC1MRK002801-AB12-BG V1 DE
Abb. 14. Binärausgangsmodul (BOM). Mit XA bezeichnete Ausgangskontakte entsprechenRückseitenposition mit der Rückseitenposition X31, X41, usw. und mit XBbezeichnete Ausgangskontakte entsprechen Rückseitenposition X32, X42 usw.
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34 ABB
IEC1MRK002801-AB13-BG V1 DE
Abb. 15. Static output module (SOM)
IEC1MRK002801-AB14-BG V1 DE
Abb. 16. Binär-Ein-/Ausgangsmodul (IOM). Mit XA bezeichnete Eingangskontakteentsprechen Rückseitenposition mit der Rückseitenposition X31, X41, usw. und mitXB bezeichnete Ausgangskontakte entsprechen Rückseitenposition X32, X42 usw.
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ABB 35
7. Technische Daten
Allgemeines
Begriffsbestimmungen
Referenzwert Der spezifizierte Wert eines Einflussfaktors, auf welchen sich dieEigenschaften des Gerätes beziehen.
Nennbereich Der Wertebereich einer Einflussgröße (eines Faktors), innerhalb welcherdas Gerät die festgelegten Anforderungen unter spezifischenBedingungen erfüllt.
Arbeitsbereich Der Wertebereich einer vorgegebenen Eingangsgrösse unter denen dasGerät unter bestimmten Bedingungen in der Lage ist, seine vorgesehenenFunktionen laut den festgelegten Anforderungen zu erfüllen.
TRM - Eingangsgrößen,Bemessungs- und Grenzwerte
Analoge Eingänge
Tabelle 3. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte
Menge Bemessungswert Nennbereich
Strom Ir = 1 oder 5 A (0.2-40) × Ir
Arbeitsbereich (0-100) x Ir
Zulässige Überlast 4 × Ir cont.
100 × Ir für 1 s *)
Bürde < 150 mVA bei Ir = 5 A
< 20 mVA bei Ir = 1 A
Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V
Arbeitsbereich (0-340) V
Zulässige Überlast 420 V andauernd450 V 10 s
Bürde < 20 mVA bei 110 V
Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%
*) max. 350 A für 1 s, wenn COMBITEST-Prüfschalter enthalten ist.
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36 ABB
Tabelle 4. MIM - mA-Eingangsmodul
Menge: Bemessungswert: Nennbereich:
Eingangsbereich ± 5, ± 10, ± 20mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20mA
-
Eingangswiderstand Rin = 194 Ohm -
Stromverbrauchjedes mA-Moduljeder mA Eingang
£ 4 W£ 0.1 W
-
Tabelle 5. OEM - Optisches-Ethernet-Modul
Menge Bemessungswert
Anzahl Kanäle 1 oder 2
Standard IEEE 802.3u 100BASE-FX
Fasertyp 62.5/125 mm Multimodalfaser
Wellenlänge 1300 nm
Optischer Anschluss Typ ST
Kommunikationsgeschwindigkeit Schnelles Ethernet 100 MB
DC Hilfsspannung
Tabelle 6. PSM -Stromversorgungsmodul
Menge Bemessungswert Nennbereich
Hilfs-Gleichspannung, EL (Eingang) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V
EL ± 20 %EL ± 20 %
Stromverbrauch 50 W typischerweise -
Einaschaltpitze derHilfsspannungsversorgung
< 5 A über 0.1 s -
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ABB 37
Binäre Ein-/Ausgänge
Tabelle 7. BIM - Binäreingangsmodul
Menge Bemessungswert Nennbereich
Binäre Eingänge 16 -
Gleichspannung, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Stromverbrauch24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang
-
Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -
Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz
Tabelle 8. BIM - Binäreingangsmodul mit erweiterten Impulszählerfähigkeiten
Menge Bemessungswert Nennbereich
Binäre Eingänge 16 -
Gleichspannung, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Stromverbrauch24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang
-
Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -
SymmetrischeZählereingangsfrequenz
max. 40 Impulse/s -
Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz
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38 ABB
Tabelle 9. IOM- Binäres Ein-/Ausgangsmodul
Menge Bemessungswert Nennbereich
Binäre Eingänge 8 -
Gleichspannung, RL 24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Stromverbrauch24/40 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang
-
Tabelle 10. IOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)
Funktion oder Größe Auslöse- undSignalrelais
Schnelle Signalrelais(paralleles Reed-Relais)
Binärausgänge 10 2
Max. Systemspannung 250 V AC, DC 250 V AC, DC
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1min
1000 V rms 800 V DC
StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s
8 A10 A
8 A10 A
Einschaltvermögen bei induktiver Lastmit L/R> 10 ms0.2 s1.0 s
30 A10 A
0.4 A0.4 A
Ausschaltvermögen für
Wechselspannung, cos φ >0.4
250 V/8.0 A 250 V/8.0 A
Ausschaltvermögen fürGleichspannung mit L/R < 40 ms
48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
Maximale kapazitive Last - 10 nF
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ABB 39
Tabelle 11. SOM - Statische Ausgangsmoduldaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)
Funktion oder Größe Auslöse- und Signalrelais
Statische binäre Ausgänge 6
Elektromechanische Relaisausgänge 6
Max. Systemspannung 250 V AC, DC
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V eff
StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s
8 A10 A
Statische binäre Ausgänge:Einschaltvermögen bei kapazitiver Ladung mit maximalerKapazität von 0.2mF0.2 s1.0 s
20 A10 A
Elektromechanische Relaisausgänge:Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0.2 s1.0 s
20 A10 A
Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos j>0.4 250 V/8.0 A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
Ansprechzeit, Statische Ausgänge <1 ms
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40 ABB
Tabelle 12. BOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)
Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais
Binärausgänge 24
Max. Systemspannung 250 V AC, DC
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms
StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s
8 A10 A
Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0,2 s1,0 s
30 A10 A
Ausschaltvermögen für Wechselspannung,cos j>0,4
250 V/8,0 A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mitL/R < 40 ms
48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A
Einflussfaktoren
Tabelle 13. Einfluss von Temperatur und Luftfeuchte
Parameter Referenzwert Nennbereich Einfluss
Umgebungs-temperatur,Arbeitswert
+20 °C -10 °C bis +55 °C 0,02 %/°C
Relative LuftfeuchteArbeitsbereich
10%-90%0%-95%
10%-90% -
Lagerungstemperatur -40 °C bis +70 °C - -
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Tabelle 14. Einfluss der Hilfs-Versorgungsgleichspannung auf die Funktionalitätwährend des Betriebs
Abhängigkeit von Referenzwert Innerhalb desNennbereichs
Einfluss
Welligkeit, inVersorgungsgleichspannungArbeitsbereich
max. 2 %Vollwellen-gleichgerichtet
12 % von EL 0.01% /%
Hilfsspannungs-Abhängigkeit,Arbeitswert
± 20 % von EL 0.01% /%
UnterbrechungHilfsgleichspannung
24-60 V DC ±20 %90-250 V DC ±20 %
Unter-brechungs-intervall0–50 ms
KeineWiedereinschaltung
0–∞ s Korrektes Verhaltenbei Abschaltung
Wiederein-schaltungszeit
<180 s
Tabelle 15. Frequenzeinfluss (Referenzstandard: IEC 60255-6)
Abhängigkeit von Innerhalb des Nennbereichs Einfluss
Frequenzabhängigkeit,Arbeitswert
fr ± 2,5 Hz für 50 Hz
fr ± 3,0 Hz für 60 Hz
± 1,0 % / Hz
Oberwellen-frequenzabhängigkeit (20 %Anteil)
2., 3. und 5. Oberwelle von fr ± 1.0%
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Typentests gemäß den Standards
Tabelle 16. Elektromagnetische Verträglichkeit
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards
1 MHz -Hochfrequenzprüfung 2,5 kV IEC 60255-22-1, Klasse III
Gedämpfte Schwingungen 2-4 kV IEC 61000-4-12, Klasse III
Stoßfestigkeit Leistungstest 2,5 kV, schwingend4,0 kV, schnelltransient
ANSI/IEEE C37.90.1
Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung
15 kV-Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung
IEC 60255-22-2, Klasse IV IEC 61000-4-2, Klasse IV
Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung
15 kV-Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung
ANSI/IEEE C37.90.1
Schnelle transiente Störgrößen 4 kV IEC 60255-22-4, Klasse A
Stoßimmunitätstest 1-2 kV, 1.2/50 msenergiereich
IEC 60255-22-5
Netzfrequente Störgrößen 150-300 V,50 Hz
IEC 60255-22-7, Klasse A
Magnetfelder mitenergietechnischen Frequenzen
1000 A/m, 3 s IEC 61000-4-8, Klasse V
Test des gedämpft schwingendenMagnetfeldes
100 A/m IEC 61000-4-10, Klasse V
Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz IEC 60255-22-3
Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-2500 MHz EN 61000-4-3
Elektromagnetische Felder 35 V/m26-1000 MHz
IEEE/ANSI C37.90.2
Leitungsgeführte Störgrößen 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-22-6
Gestrahlte Störaussendung 30-1000 MHz IEC 60255-25
Leitungsgeführte Störaussendung 0,15-30 MHz IEC 60255-25
Tabelle 17. Isolierung
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard
Spannungsprüfung 2,0 kV AC, 1 min. IEC 60255-5
Stoßspannungsprüfung 5 kV, 1.2/50 ms, 0.5 J
Isolationswiderstand >100 MW bei 500 V DC
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Tabelle 18. Umgebungsbedingungs-Prüfungen
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard
Kälteprüfung Test Ad für 16 h bei -25°C IEC 60068-2-1
Lagerungsprüfung Test Ad für 16 h bei -40°C IEC 60068-2-1
Prüfung bei trockenerWärme
Test Bd für 16 h bei +70°C IEC 60068-2-2
Prüfung bei feuchterWärme, stationär
Test Ca für 4 Tage bei +40°C und Feuchtigkeit 93 %
IEC 60068-2-78
Prüfung bei feuchterWärme, zyklisch
Test Db für 6 Zyklen bei+25 bis +55 °C undFeuchtigkeit 93 bis 95 % (1Zyklus = 24 Stunden)
IEC 60068-2-30
Tabelle 19. CE-Konformität
Test Gemäß
Störfestigkeit EN 50263
Abstrahlung EN 50263
Niederspannungsrichtlinie EN 50178
Tabelle 20. Mechanische Prüfungen
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards
Vibrationsfestigkeit Klasse I IEC 60255-21-1
Stoß- undErschütterungsfestigkeit
Klasse I IEC 60255-21-2
Erdbebenfestigkeit Klasse I IEC 60255-21-3
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Differentialschutz
Tabelle 21. Generatordifferentialschutz (PDIF, 87G)
Funktion Bereich oderWert
Genauigkeit
Rückfallverhältnis > 95% -
NichtstabilisierterDiffernzialstromgrenzwert
(1-50)pu von Ibase ± 2,0 % des eingestellten Wertes
Basisempfindlichkeit (0.05-1.00)pu vonIbase
± 2,0 % von Ir
Blockierung durch zweiteOberwelle
(0.02-0.2)pu vonIbase
± 1,0 % von Ir
Auslösezeit, stabilisierte Funktion 25 mstypischerweise bei0 bis 2 xeingestelltes Level
-
Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 20 mstypischerweise bei2 bis 0 xeingestelltes Level
-
Auslösezeit, nichtstablisierteFunktion
12 mstypischerweise bei0 bis 5 xeingestelltes Level
-
Rückfallzeit, nichtstablisierteFunktion
25 mstypischerweise bei5 bis 0 xeingestelltes Level
-
Ansprechzeit, nichtstablisierteGegenstromfunktion
15 mstypischerweise bei0 bis 5 xeingestelltes Level
-
Kritische Impulsdauer,nichtstablisierte Funktion
2 mstypischerweise bei0 bis 5 xeingestelltes Level
-
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Tabelle 22. Transformatordifferentialschutz T2WPDIF, T3WPDIF
Funktion Bereich oderWert
Genauigkeit
Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 2.0% von Ir für I < Ir± 2.0% von Ir für I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
NichtstabilisierterDiffernzialstromgrenzwert
(100-5000)% vonIbase beiHochspannungs-wicklung
± 2.0% des eingestellten Wertes
Basisempfindlichkeit (10-60)% von Ibase ± 2.0% von Ir
Blockieren durch die 2. Oberwelle (5.0-100.0)% derGrundfrequenz
± 2.0% von Ir
Blockierung durch 5. Oberwelle (5.0-100.0)% derGrundfrequenz
± 5,0 % von Ir
Anschlussart für jede derWicklungen
Stern oder Dreieck -
Phasenverschiebung zwischenHochspannungswicklung, W1 undjeder der Wicklungen, w2 undw3. Stunden-Schreibweise
0–11 -
Auslöse, stabilisierte Funktion 25 mstypischerweise bei0 bis 2 x Id
-
Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 20 mstypischerweise bei2 bis 0 x Id
-
Auslöse, nichtstabilisierte Funktion 12 mstypischerweise bei0 bis 5 x Id
-
Rückfallzeit, nichtstabilisierteFunktion
25 mstypischerweise bei5 bei 0 x Id
-
Kritische Impulsdauer 2 mstypischerweise bei0 bis 5 x Id
-
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Tabelle 23. Selektiver Erdungsfehlerschutz, niederohmig REFPDIF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 2.0% von Irr bei I < Irbase
± 2.0% von I bei I > Irbase
Rückfallverhältnis >95% -
Basisempfindlichkeit (4.0-100.0)% von Ibase ± 2.0% von Ir
Gerichtete Charakteristik Festgesetzte 180 Gradoder ± 60 bis ± 90 Grad
± 2.0 Grad
Auslösezeit 20 ms typischerweise bei0 bis 10 x Id
-
Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei10 bis 0 x Id
-
Blockieren durch 2.Oberwelle
(5.0-100.0)% derGrundlage
± 2.0% von Ir
Tabelle 24. Hochohmiger Differentialschutz (PDIF, 87)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung (20-400) V ± 1,0 % von Ur für U < Ur
± 1,0 % von U für U > Ur
Rückfallverhältnis >95% -
Maximale kontinuierlicheSpannung
U>Auslösung2/seriellerWiderstand ≤200 W
-
Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis10 x Ud
-
Rückfallzeit 90 ms typischerweise bei 10 bis0 x Ud
-
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10x Ud
-
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Impedanzschutz
Tabelle 25. Voller Distanzschutz, Mho Kennlinien (PDIS, 21)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Anzahl der Zonen miteinstellbaren Richtungen
3 mit einstellbarerRichtung
-
Minimaler Ansprechstrom (10–30)% von IBase
Mitstromimpedanz,Phase–Erde Umlauf
(0.005–3000.000) W/Phase
± 2.0% statische GenauigkeitBedingungen:Spannungsbereich: (0.1-1.1) x Ur
Strombereich: (0.5-30) x IrWinkel: bei 0 Grad und 85 Grad
Mitstromimpedanz Kurve,Phase–Erde Umpauf
(10–90) Grad
Gegentragweite, Phase–Erde Umlauf (Menge)
(0.005–3000.000) Ω/Phase
Impedanztragweite fürPhase/Phase-Elemente
(0.005–3000.000) Ω/Phase
Kurve fürMitstromimpedanz,Phase/Phase-Elemente
(10–90) Grad
Gegentragweite desPhase/Phase-Umlaufs
(0.005–3000.000) Ω/Phase
Menge des ErdeRücklaufkompensations-faktors KN
(0.00–3.00)
Kurve für ErdeKompensationsfaktor KN
(-180–180) Grad
DynamischeÜberreichweite
><5 % bei 85 Gradgemessen mit CVT'sund 0.5<SIR<30
-
Zeitgeber (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Auslösezeit 15 ms typischerweise(mit statischenAusgängen)
-
Rückfallverhältnis 105% typischerweise -
Rückfallzeit 30 ms typischerweise -
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Tabelle 26. Polschlupfschutz (PPAM, 78)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Impedanzreichweite (0.00-1000.00) % von Zbase ± 2,0 % von Ur/Ir
Charakteristischer Winkel (72.00-90.00) Grad ±5.0 Grad
Start- und Auslösewinkel (0.0-180.0) Grad ±5.0 Grad
Zone 1 und Zone 2Auslösezähler
(1-20) -
Tabelle 27. Erregungsausfall (PDIS, 40)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
X Verschiebung des MhoSpitzenpunkts
(-1000.00-1000.00) % vonZbase
± 2,0 % von Ur/Ir
Durchmesser des Mho-Kreises
(0.00-3000.00) % von Zbase ± 2,0 % von Ur/Ir
Zeitverzögerung (0.00-6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms
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Stromschutz
Tabelle 28. Unverzögerter Phasenüberstromschutz PHPIOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Ansprechzei 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 xIset
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Ansprechzeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 xIset
-
Rückfallzeit 35 ms typischerweise bei 10 bis 0 xIset
-
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 xIset
-
DynamischerTransienteneinfluß
< 5% bei t = 100 ms -
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Tabelle 29. Vierstifen-Phasenüberstromschutz OC4PTOC
Funktion Einstellbereich Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Freigabestrom fürRichtungsvergleich
(1-100)% von lBase ± 1.0% von Ir
Maximaler Winkel derVorwärtsrichtung
(40.0–70.0) Grad ± 2.0 Grad
Minimaler Winker derVorwärtsrichtung
(75.0–90.0) Grad ± 2.0 Grad
Blockieren durch 2.Oberwelle
(5–100)% von Grundfrequenz ±2.0% von Ir
UnabhängigeZeitverzögerung
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Miniler Auslösezeit (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
StromabhängigeCharakteristiken sieheTabelle 83 und Tabelle 84
19 Kurventypen Siehe Tabelle 83 undTabelle 84
Auslösezeit, Start funktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Rückfallzeit, Startfunktion
25 ms typischerweise bei 2 bis 0 xIset
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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Tabelle 30. Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Auslösezeit 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 xIset
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 xIset
-
Rückfallzeit 35 ms typischerweise bei 10 bis 0 xIset
-
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 10x Iset
-
DynamischerTransienteneinfluß
< 5% bei t = 100 ms -
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52 ABB
Tabelle 31. Vier-Stufen Erdfehlerschutz EF4PTOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (1-2500)% von Ibase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Freigebestrom für denRichtungsvergleich
(1-100) % von Ibase ± 1,0 % oder Ir
Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Stromabhängige Kurvensiehe Tabelle 83 undTabelle 84
19 Kurventypen Siehe Tabelle 83 undTabelle 84
Stabilisierung bei derzweiten Oberwelle
(5-100) % oder fundamental ± 2,0 % oder Ir
Relais typischer Winkel (-180 to 180) Grad ±2.0 Grad
Minimale polarisierendeSpannung
(1-100) % von Ubase ± 0.5% von Ur
Minimaler polarisierendeStrom
(1-30)% von IBase ±0.25% von Ir
RNS, XNS (0.50–3000.00) W/Phase -
AuslösezeitStartfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Rückfallzeit Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 xIset
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 xIset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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Tabelle 32. Empfindlicher Erdfehler- und Leistungsschutz SDEPSDE
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechswert für 3I0cosj gerichteten-Erdfehlerstrom
(0.25-200.00)% von lBase Bei niedriger Einstellung:(2.5-10) mA(10-50) mA
± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA
Ansprechwert für 3I0·3U0
· cosj gerichteteNullleistung
(0.25-200.00)% von SBase Bei niedriger Einstellung:(0.25-5.00)% von SBase
± 1.0% von Sr bei S £ Sr
± 1.0% von S bei S > Sr
± 10% des eingestelltenWertes
Ansprechswert für 3I0cosj Erdfehlerstrom
(0.25-200.00)% von lBase Bei niedriger Einstellung:(2.5-10) mA(10-50) mA
± 1.0% von Ir bei £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ±1.0 mA±0.5 mA
Ansprechswert fürungerichteten Überstrom
(1.00-400.00)% von lBase Bei niedriger Einstellung:(10-50) mA
± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ± 1.0 mA
Ansprechswert fürungerichteteNullspannung
(1.00-200.00)% von UBase ± 0.5% von Ur bei U£Ur
± 0.5% von U bei U > Ur
Freigabe Erdfehlerstromfür alle gerichteten Modi
(0.25-200.00)% von lBase Bei niedriger Einstellung:(2.5-10) mA(10-50) mA
± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir ±1.0 mA± 0.5 mA
Freigabe Nullspannungfür alle gerichteten Modi
(0.01-200.00)% von UBase ± 0.5% von Ur bei U£Ur
± 0.5% von U bei > Ur
Rückfallverhältnis > 95% -
Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
StromabhängigeCharakteristiken sieheTabelle 83 und Tabelle 84
19 Kurventypen Siehe Tabelle 83 undTabelle 84
Charakteristischer Winkeldes Relais RCA
(-179 bis 180) Grad ± 2.0 Grad
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54 ABB
Tabelle 32. Empfindlicher Erdfehler- und Leistungsschutz SDEPSDE, Fortsetzung
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Offener Winkel des RelaisROA
(0-90) Grad ± 2.0 Grad
Auslösezeit, ungerichteterErdfehlerstrom
60 ms typischerweise bei 0 bis 2 ·Iset -
Rückfallzeit,ungerichteterErdfehlerstrom
60 ms typischerweise bei 2 bis 0 ·Iset -
Auslösezeit, Start funktion 150 ms typischerweise bei 0 bis 2·Iset
-
Rückfallzeit, Startfunktion
50 ms typischerweise bei 2 bis 0 ·Iset -
Tabelle 33. Thermischer Überladungsschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Referenzstrom 1 und 2 (30-250)% von Ibase ± 1,0 % von Ir
Auslösezeit:
2 2
2 2ln p
b
I It
I It
æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø
EQUATION1356 V1 DE (Gleichung 1)
I = Igemessen
Ip = Strom vor dem
Auftreten einer Überlast
Zeitkonstante τ = (1-500)Minuten
IEC 60255-8, Klasse 5 + 200 ms
Alarmstufe 1 und 2 (50–99)% desWärmeinhaltsauslösungs-wertes
± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Auslösestrom (50-250)% von Ibase ± 1,0 % von Ir
Rückfalltemperatur (10-95)% derWärmeinhaltsauslösung
± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
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Tabelle 34. Schalterversagerschutz CCRBRF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprech-Phasenstrom (5-200)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis,Phasenstrom
> 95% -
Ansprech-Nullstrom (2-200)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Nullstrom > 95% -
Ansprech wert fürBlockierung der LS-Stellungabfrage
(5-200)% von lBase ± 1.0% von Ir bei I £ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Ansprechzeit fürStromerkennung
10 ms typischerweise -
Rückfallzeit fürStromerkennung
15 ms maximal -
Tabelle 35. Polgleichlauf- Schutz CCRPLD
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (0–100)% von IBase ± 1.0% von Ir
Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tabelle 36. Gerichteter Minimumleistungsschutz GUPPDUP
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Leistung-Ansprechwert (0.0–500.0)% von Sbase Bei niedriger Einstellung:(0.5-2.0)% von Sbase(2.0-10)% von Sbase
± 1.0% von Sr bei S < Sr
± 1.0% von S bei S > Sr
< ±50% des eingestellten Wertes< ± 20% des eingestellten Wertes
Kennlinienwinkel (-180.0–180.0) Grad 2 Grad
Zeitverzögerung (0.00-6000.00) s ± 0.5% ± 10 ms
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56 ABB
Tabelle 37. Gerichteter Maximum-Leistungschutz (PDOP)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Leistung-Ansprechwert (0.0-500.0)% von Sbase
Bei niedriger Einstellung:(0.5-2.0)% von Sbase
(2.0-10)% von Sbase
± 1,0 % von Sr bei S < Sr
± 1,0 % von S bei S > Sr
< ± 50% des eingestellten Wertes< ± 20 % des eingestellten Wertes
Kennlinienwinkel (-180.0-180.0) Grad 2 Grad
Zeitverzögerung (0.00-6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms
Spannungsschutz
Tabelle 38. Zwei Stufen Unterspannungsschutz UV2PTUV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, beideStufen
(1–100)% von UBase ± 1.0% von Ur
Absolute Hysterese (0–100)% von UBase ± 1.0% von Ur
Internes Blockierungslevel,beide Stufen
(1–100)% von UBase ± 1.0% von Ur
SpannungsabhängigeCharakteristiken für beideStufen, siehe Tabelle 85
- Siehe Tabelle 85
UnabhängigeZeitverzögerung
(0.000-60.000) s ± 0.5% ±10 ms
Auslösezeit, abhängigeCharakteristiken
(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
AuslösezeitStartfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset
-
Rückfallzeit Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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ABB 57
Tabelle 39. Zwei Stufen Überspannungsschutz OV2PTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, beideStufen
(1-200)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur
± 1.0% von U bei U > Ur
Absolute Hysterese (0–100)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur
± 1.0% von U bei U > Ur
SpannungsabhängigeCharakteristiken für beideStufen, siehe Tabelle 86
- Siehe Tabelle 86
UnabhängigeZeitverzögerung
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Minimum Auslösezeit,abhängige Charakteristiken
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Auslösezeit, Start function 25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset
-
Rückfallzeit, Start function 25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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58 ABB
Tabelle 40. Zweistufen - Nullspannungsschutz ROV2PTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, beideStufen
(1-200)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur
± 1.0% von U bei U > Ur
Absolute Hysterese (0–100)% von Ubase ± 1.0% von Ur bei U < Ur
± 1.0% von U bei U > Ur
SpannungsabhängigeCharakteristiken für beideStufen, siehe Tabelle 87
- Siehe Tabelle 87
UnabhängigeZeitverzögerung
(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Auslösezeit, Start funktion 25 ms typischerweise bei 2 bis xUset
-
Rückfallzeit, Start funktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
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ABB 59
Tabelle 41. Übererregungsschutz OEXPVPH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert (100-180) % von (Ubase/frated) ± 1,0 % von U
Alarmstufe (50–120) % des Startlevel ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur
± 1,0 % von U bei U > Ur
Ansprechwert, hohesLevel
(100-200) % von (Ubase/frated) ± 1,0 % von U
Kurventyp IEEE oder kundenspezifisch
2
(0.18 ):
( 1)k
IEEE tM
×=
-EQUATION1319 V1 DE (Gleichung 2)
wo M = relativ (V/Hz) = (E/f)/(Ur/fr)
Klasse 5 + 40 ms
MinimaleZeitverzögerungabhängige Charakteristik
(0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
MaximaleZeitverzögerungabhängige Charakteristik
(0.00-9000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms
Alarmzeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Tabelle 42. Spannungsdifferentialschutz (PTOV)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Spannungsdifferenz fürAlarm- und Auslöse-Stufe
(0.0-100.0)% von Ubase ± 0.5 % von Ur
Niederspannungspegel (0.0-100.0)% von Ubase ± 0.5% von Ur
Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
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60 ABB
Tabelle 43. 100 % Stator/Erde - Fehlerschutz (PHIZ, 59THD)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Pegel für GrundfrequenzUN (95 % StatorErdschluß)
(1,0–50,0) % von Ubase ± 0,5 % von Ur
DrittesOberwellendifferential-level
(0,5-10,0) % von Ubase ± 0,5 % von Ur
DrittesOberwellendifferential-feldlevel
(0,1-10,0) % von Ubase ± 0,5 % von Ur
Zeitverzögerung (0,020–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Filtereigenschaften:GrundwelleDritte Oberwelle
Unterdrückung DritterOberwelle bei 1–40Unterdrückungfundamentaler Oberwellebei 1–40
-
Tabelle 44. Rotor-Erdungsfehlerschutz (PHIZ, 59THD) Basiert auf Allgemeinem Strom-und Spannungsschutz (GAPC) und (RXTTE4)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Maximal zugelasseneFeldspannung
1200 V DC -
Spannungsversorgung120 oder 230 V
50/60 Hz -
Widerstandswert desErdfehlers
Ca. 1–20 kΩ -
Einfluss der Oberwellenauf die Spannung imGleichstromfeld
Geringfügiger Einflussvon 50 V, 150 Hz oder 50V, 300 Hz
-
ZugelasseneAbleitungskapazität
(1–5) μF
ZugelassenerWellenerdungswiderstand
Maximal 200 Ω -
Schüt-Widerstand 220 Ω, 100 W, Platte 135x 160 mm
-
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ABB 61
Frekuenzschutz
Tabelle 45. Unterfrequenzschutz SAPTUF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert Start funktion (35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz
Auslösezeit Start funktion 100 ms typischerweise -
Rückfallzeit Start funKtion 100 ms typischerweise -
Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Spannungsabhängige Zeitverzögerung
( )ExponentU UMin
t tMax tMin tMinUNom UMin
-= × - +
-é ùê úë û
EQUATION1182 V1 DE (Gleichung 3)
U=Umeasured
Settings:UNom=(50-150)% vonUbase
UMin=(50-150)% vonUbase
Exponent=0.0-5.0tMax=(0.000-60.000)stMin=(0.000-60.000)s
Class 5 + 200 ms
Tabelle 46. Überfrequenzschutz SAPTOF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert, Start funktion (35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz
Auslösezeit, Start funktion 100 ms typischerweise -
Rückfallzeit, Start funktion 100 ms typischerweise -
Ansprechzeit, unabhängigeZeitfunktion
(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Rückfallzeit, unabhängigeZeitfunktion
(0.000-60.000)s ± 0.5% + 10 ms
Tabelle 47. Gradientenfrequenzschutz SAPFRC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert, Start funktion (-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s
Ansprechwert, internesBlockierungspegel
(0-100)% von Ubase ± 1.0% von Ur
Auslösezeit, Start funktion 100 ms typischerweise -
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62 ABB
Mehrzweckschutz
Tabelle 48. Allgemeine strom- und spannungsbasierte Schutzfunktion (GAPC)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Messstromeingang phase1, phase2, phase3,PosSeq, NegSeq, 3*ZeroSeq,MaxPh, MinPh, UnbalancePh,phase1-phase2, phase2-phase3,phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph
-
Basisstrom (1 - 99999) A -
Messspannungseingang phase1, phase2, phase3,PosSeq, -NegSeq, -3*ZeroSeq,MaxPh, MinPh, UnbalancePh,phase1-phase2, phase2-phase3,phase3-phase1, MaxPh-Ph,MinPh-Ph, UnbalancePh-Ph
-
Basisspannung (0.05 - 2000.00) kV -
Auslösewert Überstrom,Stufe 1 und 2
(2 - 5000) % von Ibase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr
Auslösewert Unterstrom,Stufe 1 und 2
(2 - 150) % von Ibase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr
UnabhängigeZeitverzögerung
(0.00 - 6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms
Auslösezeit, StartfunktionÜberstrom
25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Iset
-
RückfallzeitStartfunktionÜberstrom
25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Iset
-
Ansprechzeit, StartUnterstrom
25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Iset
-
Rückfallzeit Start Unterstrom 25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Iset
-
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ABB 63
Tabelle 48. Allgemeine strom- und spannungsbasierte Schutzfunktion (GAPC),Fortsetzung
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Siehe Tabelle 83 undTabelle 84
Parameterbereiche fürkundenspezifischeCharakteristik Nr. 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0
Siehe Tabelle 83 undTabelle 84
Spannungslevel ab demSpannungsspeicherübernommen wird
(0,0 - 5,0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur
AnsprechwertÜberspannung, Stufe 1 und 2
(2.0 - 200.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur für U<Ur
± 1,0 % von U für U>Ur
AnsprechwertUnterspannung, Stufe 1 und 2
(2.0 - 150.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur für U<Ur
± 1,0 % von U für U>Ur
Auslösezeit, StartÜberspannung
25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset
-
Rückfallzeit StartÜberspannung
25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset
-
Auslösezeit, StartUnterspannung
25 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset
-
Rückfallzeit StartUnterspannung
25 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset
-
SpannungsgrenzbereichOber- und Untergrenze,spannungsabhängigeCharakteristik
(1.0 - 200.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur für U<Ur
± 1,0 % von U für U>Ur
Gerichtete Funktion Einstellbar: ungerichtet,vorwärts und rückwärts
-
Relais typischer Winkel (-180 bis +180) Grad ±2,0 Grad
Relais Auslösewinkel (1 to 90) Grad ±2,0 Grad
Rückfallverhältnis, Überstrom > 95% -
Rückfallverhältnis,Unterstrom
< 105% -
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64 ABB
Tabelle 48. Allgemeine strom- und spannungsbasierte Schutzfunktion (GAPC),Fortsetzung
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Rückfallverhältnis,Überspannung
> 95% -
Rückfallverhältnis,Unterspannung
< 105% -
Übersstrom:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2x Iset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Unterstrom:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0x Iset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Überspannung:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2x Uset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Unterspannung:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0x Uset
-
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Sekundäre system Überwachung
Tabelle 49. Stromwandlerkreisüberwachung CCSRDIF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (5-200) % von Ir ± 10.0% von Ir bei I £ Ir± 10.0% von I bei I > Ir
Blockierstrom (5-500)% von Ir ± 5,0 % von Ir bei I £ Ir± 5,0 % von I bei I > Ir
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ABB 65
Tabelle 50. Spannungswandlerkreisüberwachung SDDRFUF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, Nullstrom (1-100) % von Ubase ± 1,0 % von Ur
Ansprechstrom, Nullstrom (1-100) % von Ibase ± 1,0 % von Ir
Ansprechspannung, Gegenstrom (1-100) % von Ubase ± 1,0 % von Ur
Ansprechstrom, Gegenstrom (1-100) % von Ibase ± 1,0 % von Ir
Ansprechwert fürSpanungsänderung
(1-100) % von Ubase ± 5,0 % von Ur
Ansprechwert für Stromänderung (1-100) % von Ibase ± 5,0 % von Ir
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66 ABB
Steuerung
Tabelle 51. Synchronisierung, Synchrocheck und Zuschaltprüfung SESRSYN
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Phasenverschiebung, jline - jbus (-180 to 180) Grad -
Spannungsdifferenz, Ubus/Uline (0.20-5.00)% von Ubase -
Spannungsobergrenze fürSynchrocheck
(50.0-120.0)% von Ubase ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur
± 1,0 % von U bei U >Ur
Rückfallverhältnis, Synchrocheck > 95% -
Frequenzdifferenzgrenze zwischenSammelschiene und Leitung
(0.003-1.000) Hz ± 2.0 mHz
Phasenwinkeldifferenzgrenzezwischen Sammelschiene undLeitung
(5.0-90.0) Grad ±2.0 Grad
Spannungsdifferenzgrenzezwischen Sammelschiene undLeitung
(2.0-50.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur
Zeitverzögerungsausgang fürSynchrocheck
(0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Spannungsobergrenze fürZuschaltprüfung
(50.0-120.0) % von Ubase ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur
± 1,0 % von U bei U >Ur
Rückfallbereich,Spannungsobergrenze
> 95% -
Spannungsuntergrenze fürZuschaltprüfung
(10.0-80.0)% von Ubase ± 1,0 % von Ur
Rückfallbereich,Spannungsuntergrenze
< 105% -
Maximalspannung für dieZuschaltung
(80.0-140.0)% von Ubase ± 1,0 % von Ur bei U ≤ Ur
± 1,0 % von U bei U >Ur
Zeitverzögerung für dieAnregungsprüfung
(0.000-60.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Ansprechzeit für denSynchrocheckfunktion
160 ms typischerweise -
Ansprechzeit für dieZuschaltprüfungsfunktion
80 ms typischerweise -
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ABB 67
Logik
Tabelle 52. Auslöselogik SMPPTRC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösevorgang 3-polig, 1/3-polig, 1/2/3-polig
-
MinimaleAuslöseimpulslänge
(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Zeitgeber (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Tabelle 53. Konfigurierbare Logikblöcke
Logikblock Anzahl mit Aktualisierungsrate Bereich oderWert
Genauigkeit
scnell mittel normal
LogicAND 60 60 160 - -
LogicOR 60 60 160 - -
LogicXOR 10 10 20 - -
LogicInverter 30 30 80 - -
LogicSRMemory 10 10 20 - -
LogicGate 10 10 20 - -
LogicTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
LogicPulseTimer 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
LogicTimerSet 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
LogicLoopDelay 10 10 20 (0.000–90000.000)s
± 0.5% ± 10 ms
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68 ABB
Überwachung
Tabelle 54. Messungen CVMMXN
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Frequenz (0.95-1.05) × fr ± 2.0 mHz
Spannung (0.1-1.5) ×Ur ± 0.5% von Ur bei U£Ur
± 0.5% von U bei U > Ur
Strom (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% von Ir bei I £ Ir± 0.5% von I bei I > Ir
Wirkleistung, P 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir
± 1.0% von Sr bei S ≤ Sr
± 1.0% von S bei S > Sr
Blindleistung, Q 0.1 x Ur< U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir < I < 4.0 x Ir
± 1.0% von Sr bei S ≤ Sr
± 1.0% von S bei S > Sr
Scheinleistung, S 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir
± 1.0% von Sr bei S ≤ Sr
± 1.0% von S bei S > Sr
Leistungsfaktor, cos (φ) 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur
0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir
± 0.02
Tabelle 55. Überwachung von mA-Eingangssignalen (MVGGIO)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
mA-Messfunktion ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA
± 0,1 % des eingestellten Wertes ±0,005 mA
Max. Strom vomMesswertumformerzum Eingang
(-20,00 bis +20,00) mA
Min. Strom vomMesswertumformerzum Eingang
(-20,00 bis +20,00) mA
Alarmpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA
Warnpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA
Alarmhysterese fürEingang
(0,0-20,0) mA
Tabelle 56. Ereigniszähler CNTGGIO
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Zählerwert 0-10000 -
Max. Zählgeschwindigkeit 10 Impulse/s -
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ABB 69
Tabelle 57. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Vor-Fehler-Zeit (0.05–0.30) s -
Nach-Fehler-Zeit (0.1–5.0) s -
>Zeitgrenze (0.5–6.0) s -
Maximale Anzahl von Aufzeichnungen 100 -
Auflösung der Absolutzeiterfassung 1 ms Siehe Tabelle 79
Maximale Anzahl von Analogeingängen 30 + 10 (externe + internabgeleitete)
-
Maximale Anzahl von Binäreingängen 96 -
Maximale Anzahl von Zeigern imAuslösewert-Aufzeichnungsgerät proAufzeichnung
30 -
Maximale Anzahl von Angaben in einerStördatenaufzeichnung
96 -
Maximale Anzahl von Ereignissen in derEreignisaufzeichnung pro Aufzeichnung
150 -
Maximale Anzahl von Ereignissen in derEreignisliste
1000, first in - first out -
Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer(3.4 s Aufzeichnungsdauer und maximaleAnzahl von Kanälen, typischer Wert)
340 Sekunden (100Aufnahmen) bei 50 Hz,280 Sekunden (80Aufnahmen) bei 60 Hz
-
Abtastrate 1 kHz bei 50 Hz1.2 kHz bei 60 Hz
-
Aufzeichnungsbandbreite (5-300) Hz -
Tabelle 58. Ereignisliste
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Anzahl von Ereignissenin der Liste
1000
Auflösung 1 ms
Genauigkeit Abhängig vonderZeitsynchroni-sierung
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70 ABB
Tabelle 59. Meldungen
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Zahl der Meldungen, die für eineeinzige Störung angezeigt werden
96
Maximale Anzahl an aufgenommenenStörungen
100
Tabelle 60. Ereignisaufzeichnung
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Zahl der Ereignisse imStörbericht
150
Maximale Anzahl an Störberichten 100
Auflösung 1 ms
Genauigkeit Abhängigvon derZeitsynchronisierung
Tabelle 61. Störfallmesswertaufzeichnung
Funktion Wert
Speicherkapazität
Maximale Anzahl von Analogeingängen 30
Maximale Anzahl an Störberichten 100
Tabelle 62. Stördatenaufzeichnung
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Anzahl von Analogeingängen 40
Maximale Anzahl von Binäreingängen 96
Maximale Anzahl von Störberichten 100
Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3,4 sAufzeichnungsdauer und maximale Anzahl von Kanälen,typischer Wert)
340 Sekunden (100Aufnahmen) bei 50 Hz280 Sekunden (80Aufnahmen) bei 60 Hz
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ABB 71
Messung
Tabelle 63. Impulszählerlogik PCGGIO
Funktion Einstellbereich Genauigkeit
Eingangsfrequenz Siehe Binäreingangsmodul (BIM) -
Zeitzyklus für dieAnzeige des Zählwertes
(0–3600) s -
Tabelle 64. Energiemessung ETPMMTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Energiemessung kWh Export/Import,kvarh Export/Import
Eingang vom MMXU.Kein Extrafehler beistationärer Last
Stationskommunikation
Tabelle 65. IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll IEC 61850-8-1
Kommunikationsgeschwindigkeit fürdie IEDs
100BASE-FX
Tabelle 66. LON Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll LON
Kommunikationsgeschwindigkeit 1,25 Mbit/s
Tabelle 67. SPA Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll SPA
Kommunikationsgeschwindigkeit 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 oder 38400 Bd
Slave - Nummer 1 bis 899
Tabelle 68. IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll IEC 60870-5-103
Kommunikationsgeschwindigkeit 9600, 19200 Bd
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72 ABB
Tabelle 69. SLM – LON-Anschluss
Menge Bereich oder Wert
Optischer Anschluss Glasfaser: Typ STKunststoff-Faser: Typ HFBR, einrastend
Faser, zulässigeDämpfung
Glasfaser: 11 dB (1000 m typischerweise *)Kunststoff-Faser: 7 dB (10 m typischerweise *)
Faser durchmesser Glasfaser: 62.5/125 mmKunststoff-Faser: 1 mm
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung
Tabelle 70. SLM – SPA/IEC 60870-5-103 Anschluss
Menge Bereich oder Wert
Optischer Anschluss Glasfaser: Typ STKunststoff-Faser: Typ HFBR, einrastend
Faser, zulässigeDämpfung
Glasfaser: 11 dB (3000ft/1000 m typischerweise *)Kunststoff-Faser: 7 dB (24 3840cm/25 m typischerweise *)
Faserdurchmesser Glasfaser: 62.5/125 mmKunststoff-Faser: 1 mm
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung
Tabelle 71. Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul
Menge Bereich oder Wert
Kommunikationsgeschwindigkeit 2400–19200 Baud
Anschlusstyp RS-485 6-poliger SteckerSofterdungs 2-Pol Verbinder
Fernkommunikation
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ABB 73
Tabelle 72. Leitungsdatenkommunikationsmodule (LDCM)
Eigenschaften Bereich oder Wert
Typ des LDCM KurzerBereich (SR)
MittlererBereich (MR)
Langer Bereich (LR)
Fasertyp Gradienten-indexmultimode62.5/125 mmoder 50/125mm
Monomode8/125mm
Monomode 8/125mm
Wellenlänge 820 nm 1310 nm 1550 nm
Optisches BudgetGradientenindex multimode62.5/125mm, Gradientenindex multimode50/125mm,
11 dB(typischeLänge ca. 3km *)7 dB(typischeLänge ca. 2km *)
20 dB (typischeLänge ca. 80 km*)
26 dB (typische Länge ca.120 km *)
Optischer Anschluss Typ ST Typ FC/PC Typ FC/PC
Protokoll C37.94 C37.94Anwendung **)
C37.94 Anwendung **)
Datenübertragung Synchron Synchron Synchron
Übertragungsrate /Datenmenge
2 Mb/s / 64kbit/s
2 Mb/s / 64 kbit/s
2 Mb/s / 64 kbit/s
Taktquelle Intern oderabgeleitetvomempfangenenSignal
Intern oderabgeleitet vomempfangenenSignal
Intern oder abgeleitetvom empfangenen Signal
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung**) C37.94 original bestimmt nur für Multimodus; unter Verwendung des gleichen Sammlersund Datenformat wie C37.94
Hardware
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74 ABB
IED
Tabelle 73. Gehäuse
Material Stahlblech
Frontplatte Stahlblechprofil mit Ausschnitt für HMI
Oberflächen-behandlung
Aluzink vorbeschichteter Stahl
Endbearbeitung Hellgrau (RAL 7035)
Tabelle 74. Wasser- und Staubschutzlevel gemäß IEC 60529
Frontseite IP40 (IP54 mit Dichtungsstreifen)
Rückseite, Seiten,Decke und Boden
IP20
Tabelle 75. Gewicht
Gehäusegröße Gewicht
6U, 1/2 x 19” £ 10 kg
6U, 1/1 x 19” £ 18 kg
Anschlussystem
Tabelle 76. Strom-und Spannungswandler-Anschlüsse
Verbindertyp Nennspannung und -strom
MaximalerLeiterquerschnitt
Durchgangsklemme 250 V AC, 20 A 4 mm2
Terminalblöcke geeignet fürRingkabelschuh
250 V AC, 20 A 4 mm2
Tabelle 77. Binäres E/A Anschlussystem
Verbindertyp Bemessene Spannung Maximaler Leiterquerschnitt
Schraubkompressionstyp 250 V AC 2,5 mm2
2 × 1 mm2
Terminalblöcke geeignetfür Ringanschlusstechnik
300 V AC 3 mm2
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 75
IED Grund-Funktionen
Tabelle 78. Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste
Daten Wert
Aufnahmeart Kontinuierlich, ereigniskontrolliert
Listengröße 1000 Ereignisse, FIFO
Tabelle 79. Zeitsynchronierung, Absolutzeiterfassung
Funktion Wert
Auflösung der Absolutzeiterfassung, Ereignisse und gesammelteMesswerte
1 ms
Absolutzeiterfassungsfehler mit Synchronisation einmal/Minute(minütliche Impulssynchronisierung), Ereignisse und gesammelteMesswerte
± 1.0 mstypischerweise
Absolutzeiterfassungsfehler mit SNTP Synchronisierung,gesammelte Messwerte
± 1.0 mstypischerweise
Tabelle 80. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GSM)
Funktion Bereich oderWert
Genauigkeit
Empfänger – ±1µs relatives UTC
Zeit zur zuverlässigen Zeitfreferenz mitAntenne in neuer Position oder nach einerAbschaltung länger als 1 Monat
<30 Minuten –
Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nachAbschaltung über mehr als 48 Stunden
<15 Minuten –
Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nachAbschaltung über weniger als 48 Stunden
<5 Minuten –
Tabelle 81. GPS – Antenne und Kabel
Funktion Wert
Maximale Antennenkabeldämpfung 26 db @ 1.6 GHz
Antennenkabelimpedanz 50 ohm
Blitzschutz Muss extern angeboten werden
Antennenkabelanschluss SMA im EmpfängerendeTNC im Antennenende
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
76 ABB
Tabelle 82. IRIG-B
Menge Bemessungswert
Anzahl Kanäle IRIG-B 1
Anzahl Kanäle PPS 1
Elektrischer Anschluss IRIG-B BNC
Optischer Anschluss PPS Typ ST
Fasertyp 62.5/125 μm Multimodalfaser
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 77
Stromabhängige Charakteristiken
Tabelle 83. Stromabhängige Charakteristiken nach ANSI
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechkurven:
( )1= + ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At B k
I
EQUATION1249-SMALL V1 DE (Gleichung 4)
Rückfallkurven:
( )2 1= ×
-
trt kI
EQUATION1250-SMALL V1 DE (Gleichung 5)
I = Imeasured/Iset
k = 0.05-999 inStufen von 0.01 fallsnicht andersangegeben
-
ANSI Extrem inverse Nr. 1 A=28.2, B=0.1217,P=2.0, tr=29.1
ANSI/IEEE C37.112, Klasse 5 + 30ms
ANSI very ivers Nr. 2 A=19.61, B=0.491,P=2.0, tr=21.6
ANSI Normal ivers Nr. 3 A=0.0086, B=0.0185,P=0.02, tr=0.46
ANSI moderately inverse Nr. 4 A=0.0515, B=0.1140,P=0.02, tr=4.85
ANSI long time extremly inverseNr. 6
A=64.07, B=0.250,P=2.0, tr=30
ANSI long time very inverse Nr. 7 A=28.55, B=0.712,P=2.0, tr=13.46
ANSI long time inverse Nr. 8 k=(0.01-1.20) inStufen von 0.01A=0.086, B=0.185,P=0.02, tr=4.6
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
78 ABB
Tabelle 84. Stromabhängige-Charakteristiken nach IEC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechkurven:
( )1= ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At k
I
EQUATION1251-SMALL V1 DE (Gleichung 6)
I = Imeasured/Iset
k= (0.05-1.10) inStufen von 0.01
-
Verzögerung bis inverse, IECinverse
(0.000-60.000) s ± 0,5 % der eingestellten Zeit ± 10ms
IEC Normal inverse Nr. 9 A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, Klasse 5 + 40 ms
IEC very inverse Nr. 10 A=13.5, P=1.0
IEC Umgekehrt Nr. 11 A=0.14, P=0.02
IEC Extremlu inverse Nr. 12 A=80.0, P=2.0
IEC short-time inverse Nr. 13 A=0.05, P=0.04
IEC long-time inverse Nr. 14 A=120, P=1.0
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 79
Tabelle 84. Stromabhängige-Charakteristiken nach IEC, Fortsetzung
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
KundenspezifischeCharakteristiken Nr. 17Ansprechkurven:
( )= + ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At B k
I C
EQUATION1370-SMALL V1 DE (Gleichung 7)
Rückfallkurven:
( )= ×
-PR
TRt k
I CR
EQUATION1253-SMALL V1 DE (Gleichung 8)
I = Imeasured/Iset
k=0.5-999 in Stufenvon 0.1A=(0.005-200.000)in Stufen von 0.001B=(0.00-20.00) inStufen von 0.01C=(0.1-10.0) inStufen von 0.1P=(0.005-3.000) inStufen von 0.001TR=(0.005-100.000)in Stufen von 0.001CR=(0.1-10.0) inStufen von 0.1PR=(0.005-3.000) inStufen von 0.001
IEC 60255, Klasse 5 + 40 ms
RI stromabhängigeCharakteristik Nr. 18
1
0.2360.339
= ×
-
t k
I
EQUATION1137-SMALL V1 DE (Gleichung 9)
I = Imeasured/Iset
k= (0.05-999) inStufen von 0.01
IEC 60255-3, Klasse 5 + 40 ms
Logarithmisch stromabhängigeCharakteristik Nr. 19
5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø
tI
Ink
EQUATION1138-SMALL V1 DE (Gleichung 10)
I = Imeasured/Iset
k= (0.05-1.10) inStufen von 0.01
IEC 60255-3, Klasse 5 + 40 ms
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
80 ABB
Tabelle 85. Spannugsabhängite Charakteristiken für Zweistufen-Unterspannungsschutz(PUVM, 27)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=< -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1431-SMALL V1 DE (Gleichung 11)
U< = Uset
U = UVmeasured
k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01
Class 5 +40 ms
Typ-B-Kurve:
2.0
4800.055
32 0.5
×= +
< -× -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1432-SMALL V1 DE (Gleichung 12)
U< = Uset
U = Umeasured
k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01
Programmierbare Kurve:
×= +
< -× -
<
é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1433-SMALL V1 DE (Gleichung 13)
U< = Uset
U = Umeasured
k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01A = (0.005-200.000) inStufen von 0.001B = (0.50-100.00) in Stufenvon 0.01C = (0.0-1.0) in Stufen von 0.1D = (0.000-60.000) in Stufenvon 0.001P = (0.000-3.000) in Stufenvon 0.001
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 81
Tabelle 86. Spannungsabhängige Charakteristiken für Zweistufen-Überspannungsschutz(POVM, 59)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 DE (Gleichung 14)
U> = Uset
U = Umeasured
k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01
Class 5 +40 ms
Typ-B-Kurve:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 DE (Gleichung 15)
k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01
Typ-C-Kurve:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 DE (Gleichung 16)
k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01
Programmierbare Kurve:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 DE (Gleichung 17)
k = (0.05-1.10) in Stufen von0.01A = (0.005-200.000) inStufen von 0.001B = (0.50-100.00) in Stufenvon 0.01C = (0.0-1.0) in Stufen von 0.1D = (0.000-60.000) in Stufenvon 0.001P = (0.000-3.000) in Stufenvon 0.001
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
82 ABB
Tabelle 87. Umkehrzeiteigenschaften für Zweistufen-Überspannungsschutz (POVM, 59N)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 DE (Gleichung 18)
U> = Uset
U = Umeasured
k = (0.05-1.10) inStufen von 0.01
Class 5 +40 ms
Typ-B-Kurve:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 DE (Gleichung 19)
k = (0.05-1.10) inStufen von 0.01
Typ-C-Kurve:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 DE (Gleichung 20)
k = (0.05-1.10) inStufen von 0.01
Programmierbare Kurve:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 DE (Gleichung 21)
k = (0.05-1.10) inStufen von 0.01A = (0.005-200.000)in Stufen von 0.001B = (0.50-100.00) inStufen von 0.01C = (0.0-1.0) inStufen von 0.1D = (0.000-60.000)in Stufen von 0.001P = (0.000-3.000) inStufen von 0.001
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 83
Zubehör
GPS-Antennen- und Befestigungsdetails
GPS-Antenne einschließlich Befestigungs-Garnitur Menge: 1MRK 001 640-AA
Antennenkabel, 20 m Menge: 1MRK 001 665-AA
Antennenkabel, 40 m Menge: 1MRK 001 665-BA
Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)
Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703
inklusive 1 U 19" Rahmenmontagezubehör
Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA
Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703.E1 Menge: 1 2 1MRK 002 245-BA
Prüfschalter
Das Prüfsystem COMBITEST für die
Verwendung mit IED 670 Produkten wird in
1MRK 512 001-BEN und 1MRK 001024-CA
beschrieben. Bitte besuchen Sie die Website:
www.abb.com/substationautomation and
ABB Product Guide > High Voltage Products
> Protection and Control > Modular Relay >
Test Equipment für detailierte Informationen.
Wenn FT Schalter in Betracht gezogen
werden, besuchen Sie bitte die Website:
www.abb.com>ProductGuide>Medium
Voltage Products>Protection and Control
(Distribution) für detaillierte Information.
Wegen der hohen Flexibilität unseres
Produkts und der breiten Vielfalt von
möglichen Anwendungen müssen die
Prüfschalter für jede spezifische Anwendung
ausgewählt werden.
Wählen Sie Ihren passenden Prüfschalter aus
den in der Referenzdokumentation gezeigten
lieferbaren Kontaktanordnungen.
Unsere Vorschläge für geeignete Varianten:
Zweiwicklungs-Transformator mit interner
Sternpunktbildung. Zwei Stück können in
Anwendungen für Dreiwicklungs-
Transformatoren in Einzel- oder Mehrfach-
Leistungsschalter-Anordnungen verwendet
werden (Bestellnummer RK926 215-BD)
Zweiwicklungs-Transformator mit externer
Sternpunktbildung. Zwei Stück können in
Anwendungen für Dreiwicklungs-
Transformatoren in Einzel- oder Mehrfach-
Leistungsschalter-Anordnungen verwendet
werden (Bestellnummer RK926 215-BH)
Dreiwicklungs-Transformator mit interner
Sternpunktbildung (Bestellnummer RK 926
215-BX).
Der "In-Prüfmodus"-Schließkontakt 29-30 an
den RTXP-Prüfschaltern sollte an den
Eingang des Prüf-Funktionsblocks
konfiguriert werden, um eine einzelne
Aktivierung von Funktionen während des
Prüfens zu ermöglichen.
Prüfschalter Typ RTXP 24 sind separat
bestellt werden. Finden Sie in Abschnitt
"Zugehörige Dokumente" für die
Bestellung REG 670, Generatorschutz IEDRichtlinienLesen und befolgen Sie die folgenden Regeln aufmerksam, um einen problemlosen Bestellvorgang zu gewährleisten. Bitte entnehmen Sie Informationen über die enthaltenen Software-Funktionen der Funktionsübersicht des jeweiligen Software-Option-Packages. Bitte beachten Sie, dass die Zeichenlänge des Software-Options-Abschnitts je nach einschließlichen Optionen variiert. Geben Sie die optionalen Codes in die grauen Felder ein, um die Bestellnummer zu komplettieren. Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, kombinieren Sie bitte die Codes von Blatt 1 und 2 wie in unten aufgeführtem Beispiel. 1 BIM und 1 BOM gehören zur Grundausstattung. Bestellen Sie nach Bedarf weitere E/A.
Blatt 1 Blatt 2REG 670* - - - - - - -
SOFTWARE Hinweise und RegelnVersionsnummer
Versions-Nr. 1.1Konfigurationsalternativen
Gen diff + backup 12 AI A20Gen diff + backup 24 AI B30Gen- und Blocktransformator Schutz 24 AI
C30
CAP-KonfigurationABB Standardkonfiguration X00Benutzerdefinierte Konfiguration
Y00
Software-Optionen Alle Felder im Bestellformular müssen nicht ausgefüllt werdenKeine Option X00Eingeschränkter Erdschlussschutz, geringe Impedanz
A01 Hinweis: A01 nur für B30
Differentialschutz gegen hohe Impedanz, 3 Blöcke A02 Hinweis: A02 nur für A20Transformator Differentialschutz, 2 Wicklungen A11 Hinweis: A11 nur für A20Transformator Differentialschutz, 2 und 3 Wicklungen A13 Hinweis: A13 nur für B30Erkennung von Polschlupf B21Empfindlicher gerichteter Schutz gegen Rest- und Überstrom C16100% Stator E/F 3rd harmonic D21 Hinweis: D21 nur für A20Apparatkontrolle 30 Objekte H09Erste HMI-Sprache
HMI-Sprache, Englisch IEC B1HMI-Sprache, US-Englisch B2
Zusätzliche HMI-SpracheKeine zweite HMI-Sprache X0Deutsch A1Russisch A2Französisch A3Spanisch A4Italienisch A5Polnisch A6Ungarisch A7Tschechisch A8Schwedisch A9
Verpackung 1/2 19” Gehäuse A Hinweis: Nur für A201/1 19” Gehäuse 2 TRM Steckplatz E Hinweis: Nur für B30 und C30
Schutzart vorne IP40 19” Einschubmontagesatz für 1/2 19” Gehäuse oder 2xRHGS6 oder RHGS12 A Hinweis: Nur für A2019” Einschubmontagesatz für 1/1 19” Gehäuse C Hinweis: Nur für B30 und C30Montagesatz für Wandmontage DEinbaumontagesatz EEinbaumontagesatz + IP54 Montagesiegel F
Anschlusstyp für PSM und E/A-PlatinenAnschlusstyp standardmäßige Kompression K
Hilfsstromversorgung24-60 VDC A90-250 VDC B
Mensch/Maschine-Schnittstelle
Kleinformat - nur Text, IEC-Symbole AMittleres Format - grafische Darstellung, IEC-Symbole BMittleres Format - grafische Darstellung, ANSI-Symbole
C
Blatt 1 (Codes von Blatt 1 in untenstehende Felder eingeben)
Blatt 2
REG 670* - - - - - - - - - * A - -
Analoges System (Erstes Modul X401, zweites Modul X411)Erstes TRM, Anschlussklemmen mit standardmäßiger Kompression
A
Erstes TRM, Bolzenanschlussklemmen BErstes TRM, 9I+3U, 1A, 100/220V 3 Hinweis: Nurfür B30/C30Erstes TRM, 9I+3U, 5A, 100/220V 4 Hinweis: Nurfür B30/C30Erstes TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V 5 Hinweis: Nurfür B30/C30Erstes TRM 7I+5U, 1A, 100/200V 12 Hinweis: Nur für A20Erstes TRM 7I+5U, 5A, 100/200V 13 Hinweis: Nur für A20Kein zweites TRM enthalten X0 Hinweis: B30/C30 müssen ein zweites TRM enthaltenZweites TRM, Anschlussklemmen mit standardmäßiger Kompression
A Hinweis: Das zweite TRM muss über dieselben Anschlussklemmen verfügen (standardmäßige Kompression oder Bolzenanschlussklemme) wie das erste TRM
Zweites TRM, Bolzenanschlussklemmen BZweites TRM, 9I+3U, 1A, 100/220V 3 Hinweis: Nur für B30Zweites TRM, 9I+3U, 5A, 100/220V 4 Hinweis: Nur für B30Zweites TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V 5 Hinweis: Nur für B30Zweites TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Hinweis: Nur für C30Zweites TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Hinweis: Nur für C30
Platinen mit binärem Ein- und Ausgang, Synchronisation von mA und Zeit. Anmerkung! Zur Grundausstattung gehören 1 BIM und 1 BOM (enthalten).Anschlussposition (Ansicht Rückseite) Hinweis: Max 3 Positionen in 1/2
Rahmen und 11 in 1/1 Rahmen mit 2 TRM und 14 in 1/1 Rahmen mit 1 TRM (=graue Felder)
-
X31
X41
X51
X61
X71
X81
X91
X10
1
X111
X12
1
X13
1
- -
1/2 Gehäuse mit 1 TRM Hinweis: Nur für A201/1 Gehäuse mit 2 TRM Hinweis: Nur für B30/C30
Keine Platine in diesem Steckplatz X X X X X X X X XBinäres Ausgangsmodul 24 Ausgangsrelais (BOM)
Hinweis: Maximal 4 (BOM+SOM+MIM) Platinen
A A A A A A A A A A
BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC Hinweis: 1 BIM in Position X31 auswählen
B B B B B B B B B BBIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC C C C C C C C C C CBIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC D D D D D D D D D DBIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC E E E E E E E E E E
BIMp 16 Eingänge, RL24-30 VDC für Impulszählung
F F F F F F F F F
BIMp 16 Eingänge, RL48-60 VDC für Impulszählung
G G G G G G G G G
BIMp 16 Eingänge, RL110-125 VDC für Impulszählung
H H H H H H H H H
BIMp 16 Eingänge, RL220-250 VDC für Impulszählung
K K K K K K K K K
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL24-30 VDC L L L L L L L L LIOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL48-60 VDC M M M M M M M M MIOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL110-125 VDC N N N N N N N N NIOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgang, RL220-250 VDC
P P P P P P P P P
IOM mit MOV 8 Eingängen, 10+2 Ausgang, RL24-30 VDC
U U U U U U U U U
IOM mit MOV 8 Eingängen, 10+2 Ausgang, RL48-60 VDC
V V V V V V V V V
IOM mit MOV 8 Eingängen, 10+2 Ausgang, RL110-125 VDC
W W W W W W W W W
IOM mit MOV 8 Eingängen, 10+2 Ausgang, RL220-250 VDC
Y Y Y Y Y Y Y Y Y
mA Eingangsmodul 6 Kanäle (MIM) Hinweis: Max 4 (BOM+SOM+MIM) Platine in 1/1 Gehäuse. Kein MIM-Board in 1/2 Gehäuse
R R R R R R R R
GPS Zeitsynchronisierungsmodul (in letztem Steckplatz)
S S
SOM Statisches Ausgangsmodul Hinweis: Maximal 4 (BOM+SOM+MIM) T T T T T T T T TModule für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und ZeitsynchronisationAnschlussposition (Ansicht Rückseite)
X31
2
X31
3
X30
2
X30
3
X32
2
X32
3
Verfügbare Steckplätze in 1/2 Gehäuse mit 1 TRM
Hinweis: Max 1 LDCM
Verfügbare Steckplätze in 1/1 Gehäuse mit 2 TRM-Steckplätzen
Hinweis: Max 2 LDCM
Keine Platine für die Fernkommunikation enthalten
X X X X X X
Optischer LDCM mit kurzer Reichweite A A A A A AOptischer LDCM 1310 nm mit mittlerer Reichweite
B B B B B B
IRIG-B Zeitsynchronisationsmodul F
Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul GSerielle Kommunikationseinheit für die StationskommunikationAnschlussposition (Ansicht Rückseite)
X30
1
X31
1
Keine Platine für die Erstkommunikation enthalten
X
Keine Platine für die Zweitkommunikation enthalten
X
Serielles SPA/IEC 60870-5-103 und LON Kommunikationsmodul (Plastik)
A
Serielles SPA/IEC 60870-5-103 (Plastik) und LON (Glas) Kommunikationsmodul
B
Serielles SPA/IEC 60870-5-103 und LON Kommunikationsmodul (Glas)
C
Optisches Ethernet-Modul, 1 Kanal Glas DOptisches Ethernet-Modul, 2 Kanal Glas E
Beispiel:REG 670*1.1-A20X00-X00-X0-A-B-A-A6-X0-CA-XD
Zubehör
GPS-Antennen- und Befestigungsdetails
GPS-Antenne einschließlich Befestigungs-Garnitur Menge: 1MRK 001 640-AA
Antennenkabel, 20 m Menge: 1MRK 001 665-AA
Antennenkabel, 40 m Menge: 1MRK 001 665-BA
Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)
Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703
inklusive 1 U 19" Rahmenmontagezubehör
Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA
Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703.E1 Menge: 1 2 1MRK 002 245-BA
Prüfschalter
Das Prüfsystem COMBITEST für die
Verwendung mit IED 670 Produkten wird in
1MRK 512 001-BEN und 1MRK 001024-CA
beschrieben. Bitte besuchen Sie die Website:
www.abb.com/substationautomation and
ABB Product Guide > High Voltage Products
> Protection and Control > Modular Relay >
Test Equipment für detailierte Informationen.
Wenn FT Schalter in Betracht gezogen
werden, besuchen Sie bitte die Website:
www.abb.com>ProductGuide>Medium
Voltage Products>Protection and Control
(Distribution) für detaillierte Information.
Wegen der hohen Flexibilität unseres
Produkts und der breiten Vielfalt von
möglichen Anwendungen müssen die
Prüfschalter für jede spezifische Anwendung
ausgewählt werden.
Wählen Sie Ihren passenden Prüfschalter aus
den in der Referenzdokumentation gezeigten
lieferbaren Kontaktanordnungen.
Unsere Vorschläge für geeignete Varianten:
Zweiwicklungs-Transformator mit interner
Sternpunktbildung. Zwei Stück können in
Anwendungen für Dreiwicklungs-
Transformatoren in Einzel- oder Mehrfach-
Leistungsschalter-Anordnungen verwendet
werden (Bestellnummer RK926 215-BD)
Zweiwicklungs-Transformator mit externer
Sternpunktbildung. Zwei Stück können in
Anwendungen für Dreiwicklungs-
Transformatoren in Einzel- oder Mehrfach-
Leistungsschalter-Anordnungen verwendet
werden (Bestellnummer RK926 215-BH)
Dreiwicklungs-Transformator mit interner
Sternpunktbildung (Bestellnummer RK 926
215-BX).
Der "In-Prüfmodus"-Schließkontakt 29-30 an
den RTXP-Prüfschaltern sollte an den
Eingang des Prüf-Funktionsblocks
konfiguriert werden, um eine einzelne
Aktivierung von Funktionen während des
Prüfens zu ermöglichen.
Prüfschalter Typ RTXP 24 sind separat
bestellt werden. Finden Sie in Abschnitt
"Zugehörige Dokumente" für die
Bezugnahme auf die entsprechendenDokumente.
RHGS 6 Gehäuse oder RHGS 12 Gehäuse mitmontiertem RTXP 24 und der Ein / Aus für
die DC-Versorgung bestellt werden separat zuwechseln. Finden Sie in Abschnitt"Zugehörige Dokumente"für die Bezugnahmeauf die entsprechenden Dokumente.
Schutzabdeckung
Schutzabdeckung für die Rückseite von IED, 6U, 1/2 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AC
Schutzabdeckung für die Rückseite für IED, 6U, 1/1 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AA
Externe Widerstandseinheit für hochohmigen Differentialschutz
Hochohmige Widerstand-Einheit 1-phasig mit einemspannungsabhängigen Widerstand und einem Widerstand fürEinstellungen 20-100V
Menge: 1 2 3 RK795101-MA
Hochohmige Widerstand-Einheit, 3-phasig mitspannungsabhängigen Widerständen und Widerständen fürEinstellungen 20-100V
Menge: RK795101-MB
Hochohmige Widerstand-Einheit, 1-phasig mit einemspannungsabhängigen Widerstand und Widerstand fürEinstellungen 100-400V
Menge: 1 2 3 RK795101-CB
Hochohmige Widerstand-Einheit, 3-phasig mitspannungsabhängigen Widerständen und Widerständen fürEinstellungen 100-400V
Menge: RK795101-DC
Combiflex
Schlüsselschalter zur Sperrung von Einstellungen über LCD-HMI Menge: 1MRK 000 611-A
Hinweis: Um den Schlüsselschalter zu verbinden, müssen Zuleitungen mit 10 A Combiflex Buchsen an einem Endeverwendet werden.
Reihenmontage-Garnitur Menge: 1MRK 002 420-Z
Externe Schnittstelleneinheiten für Erdfehlerschutz des Rotors
Injektion-Einheit für den Erdfehlerschutz des Läufers (RXTTE 4) Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 002 108-BA
Schutz-Widerstand auf der Platte Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
RK795102-AD
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 85
YWX111-11*100-110V/50Hz, Ergänzungseinheit Menge: HESG215882R0001
YWX111-11*100-110V/60Hz, Ergänzungseinheit Menge: HESG215882R0011
YWX111-11*200-220V/50Hz, Ergänzungseinheit Menge: HESG215882R0002
YWX111-11*200-220V/60Hz, Ergänzungseinheit Menge: HESG215882R0012
Konfigurations- und Überwachungstools
Front-Verbindungskabel zwischen LCD-HMI und PC Menge: 1MRK 001 665-CA
LED Etikettenspezialpapier DIN A4 Format, 1 St. Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 002 038-CA
LED Etikettenspezialpapier Letter-Format, 1 St. Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 002 038-DA
Schutz- und Steuerungs-IED-Manager PCM 600
PCM 600 ver. 1.5, IED Manager Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 003 395-AB
PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 003 395-BB
PCM 600 Engineering – Firmenlizenz Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 003 395-BL
PCM 600 ver. 1.5, Engineering, IED Manager + CAP 531 + CCTfür IEC 61850-8-1 Konfigruration des IED
Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 003 395-CB
PCM 600 Engineering Pro – 10 Lizenzen Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 003 395-CL
Gebrauchsanweisungen
Hinweis: Eine (1) CD "IED Connect" mit der Benutzerdokumentation (Bedienungsanleitung,Technisches Referenzhandbuch, Installations- und Inbetriebsetzungsanleitung, Anwendungshandbuchund Kurzeinführung), ein Anschlussmaterial-Paket und eine LED-Etikett-Schablone liegen immer jedemIED bei.
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
86 ABB
Regel: Bitte geben Sie die Menge zusätzlich benötigter CDs "IEDConnect" an. Benutzerdokumentation
Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 002 290-AB
Regel: Bitte geben Sie die Anzahl der benötigtengedruckten Handbücher an Bedienungsanleitung
IEC Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.014-UEN
ANSI Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.014-UUS
Technisches Referenzhandbuch IEC Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.013-UEN
ANSI Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.013-UUS
Installations- und Inbetriebnahmeanleitung IEC Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.015-UEN
ANSI Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.015-UUS
Anwendungshandbuch IEC Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.016-UEN
ANSI Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 502.016-UUS
Technischer Leitfaden IED 670-Produkte Menge:
RUTAKVADR
AT V1 EN
1MRK 511.179-UEN
Generatorschutz REG670 1MRK 502 019-BDE AVorkonfiguriertProduktversion: 1.1 Herausgegeben: January 2010
ABB 87
Referenzinformation
Für unsere Referenz und die Statistik würden wir uns über folgende Anwendungsdaten freuen:
Land: Endnutzer:
Stationsname: Spannungspegel: kV
Zugehörige Dokumente
Zugehörige Dokumente zu REG 670 Dokumentennummer
Bedienungsanleitung 1MRK 502 014-UDE
Installations- und Inbetriebnahmeanleitung 1MRK 502 015-UDE
Technisches Referenzhandbuch 1MRK 502 013-UEN
Anwendungshandbuch 1MRK 502 016-UEN
Produktdatenblatt 1MRK 502 019-BDE
Einstellbeispiel 1MRK 502 020-WEN
Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 013 003-BEN
Test system, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN
Zubehör für IED 670 1MRK 514 012-BEN
IED 670 Kurzeinführung 1MRK 500 080-UDE
SPA und LON Signalliste für IED 670, Version 1.1 1MRK 500 083-WEN
IEC 61850 Datenobjektliste für IED 670, Version 1.1 1MRK 500 084-WEN
Allgemeines IEC 61850 IED Konnexitätspaket 1KHA001027-UEN
Schutz und Kontrolle IED Manager PCM 600 Installationsblatt 1MRS755552
Technischer Leitfaden IED 670-Produkte 1MRK 511 179-UEN
Produktdatenblatt REG 216 1MRB520004-BEN
Die letzten Versionen der genannten Dokumentationen befinden sich auf www.abb.com/substationautomation.
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Kontakt
ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SchwedenTelefon +46 (0) 21 34 20 00Fax +46 (0) 21 14 69 18
ABB AGEnergietechnic-ProduktePostfach 10 03 51D-68 128 Mannheim,Telefon 0621 381-3000Fax 0621 381-2645E-Mail [email protected]
www.abb.com/substationautomation
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