Post on 18-Oct-2020
Relion® 670 Serie
Feldsteuergerät REC670 2.0Produktdatenblatt
Inhaltsverzeichnis
1. Anwendung....................................................................3
2. Verfügbare Funktionen................................................... 8
3. Steuerung.................................................................... 19
4. Differentialschutz.......................................................... 21
5. Stromschutz.................................................................22
6. Spannungsschutz.........................................................24
7. Frequenzschutz............................................................25
8. Multifunktionsschutz.....................................................25
9. Sekundärsystem-Überwachung................................... 26
10. Signalvergleich............................................................ 26
11. Logik...........................................................................27
12. Überwachung..............................................................30
13. Messung..................................................................... 32
14. Mensch-Maschine-Schnittstelle...................................32
15. Grundfunktionen des Geräts........................................33
16. Stationskommunikation .............................................. 33
17. Kommunikation zur Gegenseite...................................34
18. Hardware-Beschreibung............................................. 34
19. Anschlussdiagramme.................................................. 37
20. Technische Daten....................................................... 38
21. Bestellen von kundenspezifischen Geräten..................93
22. Bestellen von vorkonfigurierten Geräten.....................102
23. Bestellen von Zubehör...............................................107
Haftungsausschluss
Alle Angaben in diesen Dokument können ohne Ankündigung geändert werden und sind nicht als Verbindlichkeit von ABB auszulegen. ABB übernimmt keinerlei
Verantwortung für etwaige in diesen Unterlagen enthaltene Fehler. Zeichnungen und Diagramme sind nicht verbindlich.
© Copyright 2016 ABB.
Alle Rechte vorbehalten..
Marken
ABB und Relion sind eingetragene Warenzeichen der ABB Group. Alle sonstigen Marken- oder Produktnamen, die in diesen Unterlagen Erwähnung finden, sind
gegebenenfalls Warenzeichen oder eingetragene Markenzeichen der jeweiligen Inhaber.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
2 ABB
1. AnwendungREC670 wird zur Steuerung, zum Schutz und zur Überwachungverschiedener Ausführungen von Feldern inHochspannungsnetzen verwendet. Das Gerät ist besondersgeeignet für Anwendungen in Systemen, wo IEC 61850–8–1 Ed1 oder Ed 2 Stationsbusfunktionen der REC670 vollständigeingesetzt werden können. Es wird für die stationsweiteVerriegelung über GOOSE-Mitteilungen und vertikale Client-Server-MMS-Kommunikation an eine lokale Station oder aneinen fernen SCADA-Bedienplatz verwendet. Dies unterstütztdie Architektur mit verteilten Steuergeräten in allen Feldern mithohen Anforderungen an die Zuverlässigkeit. RedundanteKommunikation wird durch eine eingebaute PRP-Funktionerreicht, die in Stern- oder Ringbus-Architekturen verwendetwerden kann. REC670 kann bei allen Spannungsebenenverwendet werden. Es eignet sich für die Steuerung vonsämtlichen Geräten in allen Arten von Schaltanlagen.
Die Steuerung wird von fern (SCADA/Station) über dieIEC 61850–8–1 Ed1 oder Ed2 Stationskommunikation oderüber die lokale eingebaute Multi-Display-HMI durchgeführt.Maßnahmen zur Cyber-Sicherheit werden implementiert, umden sicheren autonomen Betrieb der Schutz- undSteuerfunktionen auch bei auftretenden Cyber-Attackensicherzustellen. Für alle gängigen Arten von Schaltanlagen sindverschiedene vorkonfigurierte Steuerungen und Verriegelungenvorhanden. Ein REC670 Steuergerät kann für Anwendungenmit einem Feld oder mehreren Feldern eingesetzt werden. DerSteuerungsbetrieb basiert auf dem Prinzip "Auswählen –Ausführen", um eine hohe Sicherheit zu erzielen. Es sindSynchronkontroll-Funktionen verfügbar, um die optimaleEinschaltung der Leistungsschalter im richtigen Momentsowohl in synchronen als auch in asynchronen Netzen zuunterstützen.
Eine Anzahl von Schutzfunktionen steht für verschiedeneStationstypen und Sammelschienen-Anordnungen zurVerfügung. REC670 besitzt z. B. bis zu sechs unverzögerteLeiter-Überstromschutzfunktionen, vierstufige Leiter-Überstrom- bzw. Leiter-Überstromrichtungsschutzfunktionen,thermische Überlast- und Frequenzschutzfunktionen, jeweils 2Instanzen von zweistufigen Unter- undÜberspannungsschutzfunktionen, automatischeWiedereinschaltungsfunktionen und mehrere unterschiedlicheMessfunktionen, um die betrieblichen Anforderungen zuerfüllen. Zusammen mit der lokalen Multi-Display-HMI, die eineoder mehrere Seiten pro Abgang anzeigen kann, ermöglichtdies den Einsatz von REC670 für den Schutz und die Steuerungvon bis zu sechs Feldern in einer Schaltanlage.
Die automatische Wiedereinschaltung für ein-, zwei- bzw.dreipoliges Wiedereinschalten umfasst Prioritätskreise für
Mehrfach-Leistungsschalteranordnungen. Sie arbeitet mit derSynchronkontrolle mit schneller oder verzögerterautomatischer Wiedereinschaltung zusammen. Es sindmehrere Schalterversagerschutzfunktionen verfügbar, um einevon anderen Schutzgeräten unabhängige Schutzfunktion zubieten. Dies ist auch möglich für einen kompletten Diameter beiEineinhalb-Leistungsschalteranordnungen.
Stördatenaufzeichnung und der Fehlerorter könnenunabhängige Nach-Fehler-Analysen im Fall einer Störung imSchutzsystem ermöglichen.
Duplex-Kommunikationskanäle für die Übertragung von bis zu192 Binärsignalen sind auf jeder Datenkommunikationskarte(LDCM) verfügbar. Typische Anwendungen sind dieKommunikation zwischen Geräten der 670 Serie in der Stationoder mit 670 Serie in einer Gegenstation als ferne E/A.
REC670 kann auch in Anwendungen mit dem IEC 61850-9-2LEProzessbus mit bis zu sechs Merging-Units (MU) eingesetztwerden.
Die Logik wird mit einem graphischen Tool vorbereitet. Dieprogrammierbare Logikfunktion ermöglicht besondereAnwendungen wie automatisches Öffnen von Trennern inMehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen, Einschalten vonLeistungsschalter-Ring-Sammelschienen,Lastumschaltungslogik usw. Das grafische Konfigurations-Toolgewährleistet einfaches und schnelles Prüfen undInbetriebnehmen.
Vier Pakete wurden für die folgenden Anwendungenvorkonfiguriert:
• Einfachleistungsschalteranordnung (A30) (für Einfach-oder Doppelsammelschiene)
• Sammelschienen-Kuppelschalter fürDoppelsammelschiene (A31)
• Doppelleistungsschalteranordnung (B30)• 1 1/2-Leistungsschalter-Anordnung für einen kompletten
Diameter (C30)
Optionale Funktionen sind im PCM600 ApplicationConfiguration Tool verfügbar und können vom Anwenderkonfiguriert werden. Die Schnittstelle zu analogen und binärenEin-/Ausgängen kann ohne Konfigurationsänderungenkonfiguriert werden. Analog- und Steuerkreise wurdenvordefiniert. Zusätzliche Signale sind nach Bedarf der einzelnenAnwendungen zu erweitern. Die Hauptunterschiede zwischenden oben angeführten Paketen sind in denVerriegelungsmodulen und der Anzahl der zu steuerndenGeräte zu sehen.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0 Herausgegeben: Februar 2016Revision: A
ABB 3
Beschreibung der Konfiguration A30
REC670 A30 – Doppelsammelschienen-Anordnung mit einem
Einfach-Leistungsschalter 12AI (6I + 6U)
QB1
QA1
QB2
QB9
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
DRP RDRE
DFR/SER DR
CV MMXN
MET P/Q
VN MMXU
MET UN
ETP MMTR
MET W/Varh
QC9
SES RSYN
25 SC/VC
Q CBAY
3 Strg.
Q CRSV
3 Strg.
R ESIN
3 Strg.
BRC PTOC
46 Iub>
CC PDSC
52PD PD
Weitere, in der Funktionsbibliothek verfügbare Funktionen
TCM YLTC
84
LOV PTUV
27 3U<
VDC PTOV
60 Ud>
CCS SPVC
87 INd/I
TCL YLTC
84
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
LC PTTR
26 θ>
Optionale Funktionen
HZ PDIF
87 Id>
PH PIOC
50 3I>>
OC4 PTOC
51_67 4(3I>)
EF PIOC
50N IN>>
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
LF PTTR
26 θ>
SDE PSDE
67N IN>
UV2 PTUV
27 2(3U<)
SA PTOF
81 f>
OV2 PTOV
59 2(3U>)
GOP PDOP
32 P>
SA PFRC
81 df/dt<>
GUP PDUP
37 P<
TR PTTR
49 θ>
CV GAPC
2(I>/U<)
ZCRW PSCH
85
LMB RFLO
21FL FL
EC PSCH
85
ZC PSCH
85
TR8 ATCC
90 U↑↓
ECRW PSCH
85
TR1 ATCC
90 U↑↓
ZCLC PSCH
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
SA PTUF
81 f<
VD SPVC
60 Ud>
S SIMG
63
S SIML
71
SMP PTRC
94 1 0
CC RBRF
50BF 3I>BF
VN MMXU
MET UN
V MMXU
MET U
V MSQI
MET Usqi
C MMXU
MET I
C MSQI
MET Isqi
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XCBR
3 Strg.
VN MMXU
MET UN
SMB RREC
79 0 1
WA1
WA2
WA2_VT
WA1_VT
LINE_CT
LINE_VT
S SCBR
FUF SPVC
U>/I<
IEC05000837 V3 DE
Abb. 1. Konfigurationsdiagramm für Konfiguration A30
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
4 ABB
Beschreibung der Konfiguration A31
REC670 A31 – Kuppelfeld-Anordnung 12AI (6I + 6U)
QB1
QA1
QB2
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
DRP RDRE
DFR/SER DR
Q CRSV
3 Strg.
R ESIN
3 Strg.
BRC PTOC
46 Iub>
CC PDSC
52PD PD
Weitere, in der Funktionsbibliothek verfügbare Funktionen
TCM YLTC
84 ↑↓
LOV PTUV
27 3U<
VDC PTOV
60 Ud>
CCS SPVC
87 INd/I
TCL YLTC
84 ↑↓
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
LC PTTR
26 θ>
Optionale Funktionen
HZ PDIF
87 Id>
PH PIOC
50 3I>>
OC4 PTOC
51_67 4(3I>)
EF PIOC
50N IN>>
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
LF PTTR
26 θ>
SDE PSDE
67N IN>
UV2 PTUV
27 2(3U<)
SA PTOF
81 f>
OV2 PTOV
59 2(3U>)
GOP PDOP
32 P>
SA PFRC
81 df/dt<>
GUP PDUP
37 P<
TR PTTR
49 θ>
CV GAPC
2(I>/U<)
ZCRW PSCH
85
LMB RFLO
21FL FL
EC PSCH
85
ZC PSCH
85
TR8 ATCC
90 U↑↓
ECRW PSCH
85
TR1 ATCC
90 U↑↓
ZCLC PSCH
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
SA PTUF
81 f<
FUF SPVC
U>/I<
S SIMG
63
S SIML
71
SMP PTRC
94 1 0
CC RBRF
50BF 3I>BF
VN MMXU
MET UN
C MSQI
MET Isqi
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XCBR
3 Strg.
VN MMXU
MET UN
SMB RREC
79 0 1
WA1
WA2
WA1_VT
WA2_VT
QA1_CT
QC21 QC11
C MMXU
MET I
S SCBR
S CILO
3 Control
S CSWI
3 Control
S XSWI
3 Control
S CILO
3 Control
S CSWI
3 Control
S XSWI
3 Control
Q CBAY
3 Strg.
SES RSYN
25 SC/VC
V MMXU
MET U
V MSQI
MET Usqi
CV MMXN
MET P/Q
ETP MMTR
MET W/Varh
VD SPVC
60 Ud>
GUID-CF4C6FDD-A345-4903-B185-DE9DD4FECFCE V1 DE
Abb. 2. Konfigurationsdiagramm für Konfiguration A31
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 5
Beschreibung der Konfiguration B30
REC670 B30 – Doppelleistungsschalter-Anordnung 12AI (6I + 6U)
QB1
QA1
QB61
QB2
QA2
QB62
QB9
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XCBR
3 Strg.
ETP MMTR
MET W/Varh
BRC PTOC
46 Iub>
CC PSDC
52PD PD
Weitere, in der Funktionsbibliothek verfügbare Funktionen
TCM YLTC
84
LOV PTUV
27 3U<
VDC PTOV
60 Ud>
CCS RDIF
87 INd/I
TCL YLTC
84
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
Optionale Funktionen
HZ PDIF
87 Id>
PH PIOC
50 3I>>
OC4 PTOC
51_67 4(3I>)
EF PIOC
50N IN>>
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
SDE PSDE
67N IN>
UV2 PTUV
27 2(3U<)
SA PTOF
81 f>
OV2 PTOV
59 2(3U>)
GOP PDOP
32 P>
SA PFRC
81 df/dt<>
GUP PDUP
37 P<
CV GAPC
2(I>/U<)
ZCRW PSCH
85
LMB RFLO
21FL FL
EC PSCHZC PSCH
85
TR8 ATCC
90 U↑↓
ECRW PSCHTR1 ATCC
90 U↑↓
ZCLC PSCH
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
SA PTUF
81 f<
QC9
3 Strg.
VD SPVC
60 Ud>
S SIMG
63
S SIML
71
CC RBRF
50BF 3I>BF
TR PTTR
49 θ>
SMB RREC
79 0 1
SMP PTRC
94 1 0
LF PTTR
26 θ>
LC PTTR
26 θ>
C MMXU
MET I
C MSQI
MET Isqi
FUF SPVC
U>/I<
WA1
WA2_VT
WA1_VT
WA2
LINE_VT
LINE_CT1
LINE_CT2
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
VN MMXU
MET UN
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XCBR
3 Strg.
VN MMXU
MET UN
VN MMXU
MET UN
V MMXU
MET U
V MSQI
MET Usqi
DRP RDRE
DFR/SER DR
Q CBAY Q CRSV
3 Strg.
R ESIN
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S SCBR
SES RSYN
25 SC/VC
SES RSYN
25 SC/VC
CV MMXN
MET P/Q
IEC05000838 V3 DE
Abb. 3. Konfigurationsdiagramm für Konfiguration B30
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
6 ABB
Beschreibung der Konfiguration C30
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XSWI
3 Strg.
DRP RDRE
DFR/SER DR
Q CBAY
3 Strg.
Q CRSV
03 Control
R ESIN
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XCBR
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XCBR
3 Strg.
S CILO
3 Strg.
S CSWI
3 Strg.
S XCBR
3 Strg.
ETP MMTR
MET W/Varh
V MMXU
MET U
REC670C30 – Komplette 1 1/2-Leistungsschalter-Anordnung 24AI (6I + 6U, 6I+6U)
V MMXU
MET U
BRC PTOC
46 Iub>
CC PDSC
52PD PD
Weitere, in der Funktionsbibliothek verfügbare Funktionen
TCM YLTC
84
LOV PTUV
27 3U<
VDC PTOV
60 Ud>
CCS SPVC
87 INd/I
TCL YLTC
84
NS4 PTOC
46I2 4(I2>)
LC PTTR
26 θ>
Optionale Funktionen
HZ PDIF
87 Id>
PH PIOC
50 3I>>
OC4 PTOC
51_67 4(3I>)
EF PIOC
50N IN>>
EF4 PTOC
51N_67N 4(IN>)
LF PTTR
26 θ>
SDE PSDE
67N IN>
UV2 PTUV
27 2(3U<)
SA PTOF
81 f>
OV2 PTOV
59 2(3U>)
GOP PDOP
32 P>
SA PFRC
81 df/dt<>
GUP PDUP
37 P<
ZCRW PSCH
85
LMB RFLO
21FL FL
EC PSCH
85
ZC PSCH
85
TR8 ATCC
90 U↑↓
ECRW PSCH
85
TR1 ATCC
90 U↑↓
ZCLC PSCH
ROV2 PTOV
59N 2(U0>)
SA PTUF
81 f<
SMP PTRC
94 1 0
Q CRSV
3 Strg.
C MMXU
MET I
C MSQI
MET Isqi
C MMXU
MET I
C MSQI
MET Isqi
WA1
WA2_VT
FUF SPVC
U>/I<
V MSQI
MET Usqi
V MSQI
MET Usqi
S SIMG
63
TR PTTR
49 θ>
CV GAPC
U</I>
SMB RREC
79 0 1
S SIML
71
VD SPVC
60 Ud>
S SCBR
QB1
WA1_QA1
WA1_QB6
LINE1_QC9
QB61
TIE_QA1
QB62
LINE1_QB9
LINE2_QC9
WA2_QB6
LINE2_QB9
WA2_QA1
QB2
WA1_VT
WA1_CT
WA2_CT
LINE2_VT
TIE_CT
LINE1_VT
WA2
Σ
SES RSYN
25 SC
SES RSYN
25 SC
SES RSYN
25 SC/VC
Σ
VN MMXU
MET UN
ETP MMTR
MET W/Varh
CV MMXN
MET P/Q
FUF SPVC
U>/I<
CV MMXN
MET P/Q
VN MMXU
MET UN
VN MMXU
MET UN
VN MMXU
MET UN
CC RBRF
50BF 3I>BF
IEC05000839 V3 DE
Abb. 4. Konfigurationsdiagramm für Konfiguration C30
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 7
2. Verfügbare Funktionen
Hauptschutzfunktionen
2 = Anzahl der Basisinstanzen0-3 = Optionale Anzahl3-A03 = in der Ausführung A03 enthaltene, optionale Funktion (siehe Bestelldetails)
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Differentialschutz
HZPDIF 87 1-phasiger Hochimpedanz-Differentialschutz 0-6 3-A02 3-A02 3-A02 6-A07
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
8 ABB
Reserve-Schutzfunktionen
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Stromschutz
PHPIOC 50 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz 0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53
OC4PTOC 51_671) Vierstufiger Leiter-Überstromschutz 0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53
EFPIOC 50N Unverzögerter Erdfehlerschutz 0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53
EF4PTOC 51N67N2)
Vierstufiger Erdfehlerschutz 0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53
NS4PTOC 46I2 Vierstufiger Gegensystem-Überstrom‐schutz (Schieflastschutz)
0-6 1-C51 1-C51 2-C52 2-C53
SDEPSDE 67N Empfindlicher Erdfehler- und Nullleistungs‐richtungsschutz
0-6 1-C16 1–C16 1-C16 1-C16
LCPTTR 26 Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkon‐stante, Celsius
0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53
LFPTTR 26 Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkon‐stante, Fahrenheit
0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53
(TRPTTR) 49 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeit‐konstanten
0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53
CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz 0-6 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53
STBPTOC 50STB T-Zonenschutz 0-3
CCPDSC 52PD Polgleichlaufschutz 0-6 1 1 2 3
GUPPDUP 37 Unterleistungsrichtungsschutz 0-2 1-C17 1-C17 1-C17 1-C17
GOPPDOP 32 Überleistungsrichtungsschutz 0-2 1-C17 1-C17 1-C17 1-C17
BRCPTOC 46 Leiterbrucherkennung 0-1 1 1 1 1
CBPGAPC Kondensatorbatterieschutz 0-3
VRPVOC 51V Spannungsabhängiger Überstromschutz 0-3
Spannungsschutz:
UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspannungsschutz 0-2 2-D02 2-D02 2-D02 2-D02
OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspannungsschutz 0-2 2-D02 2-D02 2-D02 2-D02
ROV2PTOV 59N Zweistufiger Verlagerungsspannungs‐schutz
0-2 2-D02 2-D02 2-D02 2-D02
VDCPTOV 60 Spannungsdifferentialschutz 0-6 2 2 2 2
LOVPTUV 27 Spannungsausfallschutz 0-2 1 1 1 2
Frequenzschutz
SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01
SAPTOF 81 Überfrequenzschutz 0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01
SAPFRC 81 Frequenzänderungsschutz 0-6 6-E01 6-E01 6-E01 6-E01
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 9
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
FTAQFVR 81A Frequenzzeit-Akkumulationsschutz 0-12
Multifunktionsschutz
CVGAPC Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz 0-9 4-F01 4-F01 4-F01 4-F01
Allgemeine Berechnung
SMAIHPAC Mehrzweckfilter 0-6
1) 67 Spannung erforderlich2) 67N Spannung erforderlich
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
10 ABB
Steuerungs- und Überwachungsfunktionen
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Steuerung
SESRSYN 25 Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung und Synchronisierung 0-6, 0-2 1 1 2 3
SMBRREC 79 Automatische Wiedereinschaltung 0-6, 0-4 1-H04 1-H04 2-H05 3-H06
APC8 3 Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 8 Schalt‐geräte (davon 1 Leistungsschalter) einschl. Verriegelung
1 1 1
APC15 3 Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 15Schaltgeräte (davon 2 Leistungsschalter) einschl. Verriege‐lung
1 1
APC30 3 Schaltgerätesteuerung für bis zu 6 Felder, max. 30 Schalt‐geräte (davon 6 Leistungsschalter) einschl. Verriegelung
1 1
QCBAY Schaltgerätesteuerung 1+5/APC30 1 1 1 1+5/APC30
LOCREM Handhabung der LR-Schalterpositionen 1+5/APC30 1 1 1 1+5/APC30
LOCREMCTRL Verwaltung Ort- oder Fernsteuerung 1+5/APC30 1 1 1 1+5/APC30
TR1ATCC 90 Automatische Spannungskontrolle für Stufenschalter, Ein‐zelsteuerung
0-4 1-H11 1-H11 1-H11 2-H16
TR8ATCC 90 Automatische Spannungskontrolle für Stufenschalter, Paral‐lelsteuerung
0-4 1-H15 1-H15 1-H15 2-H18
TCMYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 6 binäreEingänge
0-4 4 4 4 4
TCLYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 32 binäreEingänge
0-4 4 4 4 4
SLGAPC Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstel‐lung
15 15 15 15 15
VSGAPC Mini-Wahlschalter 20 20 20 20 20
DPGAPC Generische Kommunikationsfunktion für Doppelmeldung 16 16 16 16 16
SPC8GAPC Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale 5 5 5 5 5
AUTOBITS AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 3 3 3 3 3
SINGLECMD Einzelbefehl, 16 Signale 4 4 4 4 4
VCTRSEND Horizontale Kommunikation über GOOSE für VCTR 1 1 1 1 1
GOO‐SEVCTRRCV
Horizontale Kommunikation über GOOSE für VCTR 7 7 7 7 7
I103CMD Funktionsbefehle für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1
I103GENCMD Funktionsbefehle allgemein für IEC 60870-5-103 50 50 50 50 50
I103POSCMD Geräte-Schaltbefehle mit Stellung und Anwahl fürIEC 60870-5-103
50 50 50 50 50
I103IEDCMD Geräte-Befehle für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 11
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
I103USRCMD Funktionsbefehle benutzerdefiniert für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1
Sekundärsystem-Überwachung
CCSSPVC 87 Stromwandlerkreis-Überwachung 0-5 1 1 2 3
FUFSPVC Spannungswandlerkreis-Überwachung 0-4 3 3 3 3
VDSPVC 60 Spannungswandlerkreis-Überwachung basierend auf Span‐nungsdifferenz
0-4 1-G03 1-G03 1-G03 1-G03
Logik
SMPPTRC 94 Auslöselogik 1-6 6 6 6 6
TMAGAPC Auslösematrixlogik 12 12 12 12 12
ALMCALH Logik für Gruppenalarm 5 5 5 5 5
WRNCALH Logik für Gruppenwarnung 5 5 5 5 5
INDCALH Logik für Gruppenanzeige 5 5 5 5 5
AND (UND), OR(ODER), INV,PULSETIMER(IMPULSZEIT‐GLIED), GATE(GATTER),TIMERSET(ZEITGLIED),XOR (EXKLU‐SIV-ODER),LLD, SRMEMO‐RY (SR-SPEI‐CHER), RSME‐MORY (RS-SPEICHER)
Konfigurierbare Logikblöcke 40-280 40-280 40-280 40-280 40-280
ANDQT, ORQT,INVERTERQT,XORQT, SRME‐MORYQT,RSMEMO‐RYQT, TIME‐RSETQT, PUL‐SETIMERQT,INVALIDQT,IND‐COMBSPQT,INDEXTSPQT
Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 0-1
SLGAPC,VSGAPC, AND,OR, PULSETI‐MER, GATE,TIMERSET,XOR, LLD,SRMEMORY,INV
Erweiterung Logikpakete 0-1
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
12 ABB
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
FXDSIGN Funktionsblock für feste Signale 1 1 1 1 1
B16I Umwandlung von Boolescher 16 zu Integer 18 18 18 18 18
BTIGAPC Umwandlung von Boolescher 16 zu Integer mit Darstellunglogischer Knoten
16 16 16 16 16
IB16 Umwandlung von Integer zu Boolescher 16 18 18 18 18 18
ITBGAPC Umwandlung von Integer zu Boolescher 16 mit logischerKnotendarstellung
16 16 16 16 16
TEIGAPC Integrator für die abgelaufene Zeit mit Grenzwertüberschrei‐tung und Überlaufüberwachung
12 12 12 12 12
Überwachung
CVMMXN,CMMXU,VMMXU,CMSQI, VMSQI,VNMMXU
Messungen 6 6 6 6 6
AISVBAS Referenzkanal für Winkelmessung 1 1 1 1 1
EREIGNIS Ereignisfunktion 20 20 20 20 20
DRPRDRE,A1RADR,A2RADR,A3RADR,A4RADR,B1RBDR,B2RBDR,B3RBDR,B4RBDR,B5RBDR,B6RBDR
Störschreiber 1 1 1 1 1
SPGAPC Generische Kommunikationsfunktion für Einzelmeldung 64 64 64 64 64
SP16GAPC Generische Kommunikationsfunktion für Einzelmeldung 16Eingänge
16 16 16 16 16
MVGAPC Generische Kommunikationsfunktion für Messwerte 24 24 24 24 24
BINSTATREP Logik-Signalstatusbericht 3 3 3 3 3
RANGE_XP Messwert-Expansionsblock 66 66 66 66 66
SSIMG 63 Gasmedium-Überwachung 21 21 21 21 21
SSIML 71 Flüssigkeitsmedium-Überwachung 3 3 3 3 3
SSCBR Leistungsschalterzustandsüberwachung 0-18 3-M13 3-M13 6-M15 9-M17
LMBRFLO Fehlerorter 0-1 1-M01 1-M01 1-M01 1-M01
I103MEAS Messwerte für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1
I103MEASUSR Messwerte benutzerdefinierte Signale für IEC 60870-5-103 3 3 3 3 3
I103AR Funktionsstatus automatische Wiedereinschaltung für IEC60870-5-103
1 1 1 1 1
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 13
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31)
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
I103EF Funktionsstatus Erdfehler für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1
I103FLTPROT Funktionsstatus Netzfehlerschutz für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1
I103IED Geräte-Status für IEC 60870-5-103 1 1 1 1 1
I103SUPERV Überwachungsmeldungen für Übertragung über IEC60870-5-103
1 1 1 1 1
I103USRDEF Übertragung von benutzerdefinierten Signalen im privatenBereich von IEC 60870-5-103
20 20 20 20 20
L4UFCNT Ereigniszähler mit Grenzwertüberwachung 30 30 30 30 30
Messung
PCFCNT Impulszählerlogik 16 16 16 16 16
ETPMMTR Funktion für die Energieberechnung und Nachfragebearbei‐tung
6 6 6 6 6
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
14 ABB
Kommunikation
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
Stationskommunikation
LONSPA, SPA SPA Kommunikationsprotokoll 1 1 1 1 1
ADE LON 1 1 1 1 1
HORZCOMM Netzwerkvariablen über LON 1 1 1 1 1
PROTOCOL Kommunikationsauswahl zwischen SPA undIEC 60870-5-103 für SLM
1 1 1 1 1
RS485PROT Wahl der Betriebsart für RS485 1 1 1 1 1
RS485GEN RS485 1 1 1 1 1
DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunikationsproto‐koll
1 1 1 1 1
DNPGENTCP DNP3.0 allgemeines TCP-Kommunikations‐protokoll
1 1 1 1 1
CHSERRS485 DNP3.0 für EIA-485-Kommunikationsproto‐koll
1 1 1 1 1
CH1TCP,CH2TCP,CH3TCP,CH4TCP
DNP3.0 für TCP/IP-Kommunikationsproto‐koll
1 1 1 1 1
CHSEROPT DNP3.0 für TCP/IP- und EIA-485-Kommuni‐kationsprotokoll
1 1 1 1 1
MST1TCP,MST2TCP,MST3TCP,MST4TCP
DNP3.0 für seriell Kommunikationsprotokoll 1 1 1 1 1
DNPFREC DNP3.0 Störungsberichte für TCP/IP- undEIA-485-Kommunikationsprotokoll
1 1 1 1 1
IEC 61850-8-1 Parameter für IEC 61850 1 1 1 1 1
GOO‐SEINTLKRCV
Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVerriegelung
59 59 59 59 59
GOOSE‐BINRCV
Binärsignalempfang für GOOSE 16 16 16 16 16
GOO‐SEDPRCV
GOOSE-Funktionsblock für den Empfang ei‐ner Doppelmeldung
64 64 64 64 64
GOO‐SEINTRCV
GOOSE-Funktionsblock für den Empfang ei‐nes Integerwerts
32 32 32 32 32
GOO‐SEMVRCV
GOOSE-Funktionsblock für den Empfangvon Messwerten
60 60 60 60 60
GOO‐SESPRCV
GOOSE-Funktionsblock für den Empfang ei‐ner Einzelmeldung
64 64 64 64 64
GOOSEVCTR‐CONF
Konfiguration für GOOSE-Empfang/Sendung von Spannungsreglerdaten
1 1 1 1 1
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 15
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
VCTRSEND Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVCTR
1 1 1 1 1
GOO‐SEVCTRRCV
Horizontale Kommunikation über GOOSE fürVCTR
7 7 7 7 7
MUL‐TICMDRCV,MUL‐TICMDSND
Multiple Befehle und Übertragung 60/10 60/10 60/10 60/10 60/10
FRONT, LA‐NABI, LANAB,LANCDI,LANCD
Ethernet-Konfiguration von Links 1 1 1 1 1
GATEWAY Ethernet-Konfiguration von Link eins 1 1 1 1 1
OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optisch serielle Kommuni‐kation
1 1 1 1 1
RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommunikation fürRS485
1 1 1 1 1
AGSAL Allgemeine Sicherheitsanwendungs-Kompo‐nente
1 1 1 1 1
LD0LLN0 IEC 61850 LD0 LLN0 1 1 1 1 1
SYSLLN0 IEC 61850 SYS LLN0 1 1 1 1 1
LPHD Geräteinformationen 1 1 1 1 1
PCMACCS Geräte-Konfigurationsprotokoll 1 1 1 1 1
SECALARM Komponente für die Zuordnung von Sicher‐heitsereignissen in Protokollen wie z. B.DNP3 und IEC 103
1 1 1 1 1
FSTACCS Feld Service Tool-Zugriff über das SPA-Pro‐tokoll mit Ethernet-Kommunikation
1 1 1 1 1
ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Parameter 1 1 1 1 1
ALTRK Service Tracking 1 1 1 1 1
SINGLELCCH Einzelner Ethernet-Portlinkstatus 1 1 1 1 1
PRPSTATUS Zweifacher Ethernet-Portlinkstatus 1 1 1 1 1
Prozessbuskommunikation IEC 61850-9-2 1)
PRP IEC 62439-3 paralleles Redundanz-Protokoll 0-1 1-P03 1-P03 1-P03 1-P03
Kommunikation zur Gegenseite
Binärsignalübertragung empfangen/senden 6/36 6/36 6/36 6/36 6/36
Übertragung von Analogdaten vom LDCM 1 1 1 1 1
Empfang des Binärstatus vom LDCM der Ge‐genstelle
6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3 6/3/3
Signalvergleichsschutz
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
16 ABB
IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Feldsteuerung
REC670
RE
C67
0 (A
30)
RE
C67
0 (A
31
RE
C67
0 (B
30)
RE
C67
0 (C
30)
ZCPSCH 85 Signalvergleichsverfahren für Distanz- oderÜberstromschutz
0-1 1-K01 1-K01 1-K01 1-K01
ZCRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspei‐selogik (WEI Logik) für Distanzschutz
0-1 1-K01 1-K01 1-K01 1-K01
ZCLCPSCH Lokale Beschleunigungslogik (Mitnahmeüber Messbereichserweiterung)
0-1 1-K01 1-K01 1-K01 1-K01
ECPSCH 85 Signalvergleichsverfahren für Erdfehler‐schutz
0-1 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53
ECRWPSCH 85 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspei‐selogik für Erdfehlerschutz
0-1 1-C51 1-C51 1-C52 1-C53
1) Nur für 9-2LE-Produkte
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 17
Grundfunktionen des Geräts
Tabelle 1. Grundfunktionen des Geräts
IEC 61850 oder Funkti-onsname
Beschreibung
INTERRSIG Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste
SELFSUPEVLST Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste
TIMESYNCHGEN Zeitsynchronisierungsmodul
SYNCHBIN, SYNCH‐CAN, SYNCHCMPPS,SYNCHLON,SYNCHPPH,SYNCHPPS,SYNCHSNTP, SYNCH‐SPA, SYNCHCMPPS
Zeitsynchronisierquelle
TIMEZONE Zeitzone
DSTBEGIN, DSTENAB‐LE, DSTEND
Sommer-/Winterzeit-Einstellungen
IRIG-B Zeitsynchronisierung
SETGRPS Anzahl der Parametersätze
ACTVGRP Parametersätze
TESTMODE Testmodus
CHNGLCK Änderungssperrfunktion
SMBI Signalmatrix für Binäreingänge
SMBO Signalmatrix für Binärausgänge
SMMI Signalmatrix für mA-Eingänge
SMAI1 - SMAI20 Signalmatrix für Analogeingänge
3PHSUM Dreiphasiger Summierungsblock
ATHSTAT Autoritätsstatus
ATHCHCK Autoritätsprüfung
AUTHMAN Autoritätsverwaltung
FTPACCS FTP-Zugriff mit Passwort
SPACOMMMAP SPA-Kommunikationszuordnung
SPATD Datum und Zeit per SPA-Protokoll
DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss
DOSLANAB Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss AB
DOSLANCD Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss CD
DOSSCKT Dienstverweigerung, Flusskontrolle am Anschluss
GBASVAL Globale Basiswerte für Einstellungen
PRIMVAL Primäre Systemdaten
ALTMS Zeit-Master-Überwachung
ALTIM Zeitmanagement
ALTRK Service tracking
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
18 ABB
Tabelle 1. Grundfunktionen des Geräts, Fortsetzung
IEC 61850 oder Funkti-onsname
Beschreibung
ACTIVLOG Aktivitätsprotokollierungs-Parameter
FSTACCS Feld Service Tool-Zugriff per SPA-Protokoll über Ethernet
PCMACCS Geräte-Konfigurationsprotokoll
SECALARM Komponente für die Zuordnung von Sicherheitsereignissen in Protokollen wie z. B. DNP3 und IEC 103
DNPGEN DNP3.0 allgemeines Kommunikationsprotokoll
DNPGENTCP DNP3.0 allgemeines TCP-Kommunikationsprotokoll
CHSEROPT DNP3.0 für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll
MSTSER DNP3.0 für serielles Kommunikationsprotokoll
OPTICAL103 IEC 60870-5-103 optische serielle Kommunikation
RS485103 IEC 60870-5-103 serielle Kommunikation für RS485
IEC 61850-8-1 Parametereinstellfunktion für IEC 61850
HORZCOMM Netzwerkvariablen über LON
LONSPA SPA-Kommunikationsprotokoll
LEDGEN Allgemeines LED-Anzeigeteil für LHMI
3. Steuerung
Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYNDie Synchronisier-Funktion ermöglicht das Zusammenschaltenasynchroner Netze zum geeigneten Zeitpunkt, unterBerücksichtigung der Schaltereinschaltzeit, wodurch dieNetzstabilität gesichert wird.
Die Funktion Synchronkontrolle, Zuschaltprüfung undSynchronisierung SESRSYN prüft, ob alle Spannungen anbeiden Seiten des Leistungsschalters synchron sind oder eineSeite spannungslos ist und stellt somit sicher, dass dasZuschalten sicher verläuft.
Die Funktion SESRSYN umfasst ein integriertesSpannungsauswahlschema für Anordnungen mit Doppel-Sammelschienen, 1 1/2-Leistungsschalter oder mit Ring-Sammelschienen.
Manuelles Zuschalten sowie auch automatischesWiedereinschalten, mit unterschiedlichen Einstellungen,können über diese Funktion freigegeben werden.
Für asynchron laufende Netze steht eine Synchronisierfunktionzur Verfügung. Der Hauptzweck der Synchronisierfunktionbesteht in der Sicherstellung des kontrollierten Einschaltensvon Leistungsschaltern, wenn zwei asynchrone Netzemiteinander verbunden werden sollen. Dabei wirdvorausgesetzt, dass das Zusammenschalten dieser beiden
nicht synchronen Netze noch zulässig ist. DieSynchronisierfunktion ermittelt Spannungsdifferenz,Phasenwinkeldifferenz, Schlupffrequenz undFrequenzänderung, bevor ein kontrolliertes Einschalten desLeistungsschalters ausgegeben wird. Die Leistungsschalter-Einschaltzeit ist dabei eine Parametereinstellung.
Automatische Wiedereinschaltung SMBRRECAutomatische Wiedereinschaltung SMBRREC gestattetschnelles bzw. verzögertes automatisches Wiedereinschaltenfür Einfach- oder Mehrfach-Leistungsschalter-Anwendungen.
Bis zu fünf Wiedereinschaltversuche können parametriertwerden. Der erste Versuch kann ein-, zwei- bzw. dreipolig fürden entsprechenden ein- oder mehrpoligen Fehler erfolgen.
Für Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungen sind ebensomehrmalige Wiedereinschalt-Funktionen vorhanden. EinePrioritätsfunktion erlaubt, zuerst nur den einenLeistungsschalter einzuschalten und den zweiten erst danneinzuschalten, wenn der Fehler sich als vorübergehenderwiesen hat.
Die automatische Wiedereinschalt-Funktion ist so konfiguriert,dass sie mit einer Synchronkontrollfunktion zusammenarbeitet.
Schaltgerätesteuerung APCDie Schaltgerätesteuerungsfunktionen werden zur Steuerungund Überwachung der Leistungsschalter, Trenner undErdungsschalter innerhalb eines Feldes verwendet. Die
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 19
Einschalterlaubnis wird nach Evaluierung der Bedingungen vonanderen Funktionen wie Verriegelung, Synchronkontrolle,Schalthoheit und externen oder internen Blockierungengegeben.
Schaltgerätesteuerungsfunktionen:• Zweistufiges Schalten zur Gewährleistung einer hohen
Sicherheit• Doppelbefehlsperre• Auswahl und Überwachung der Schalthoheit• Befehlsüberwachung• Blockieren/entsperren der Steuerung• Blockieren/entsperren der Aktualisierung von
Stellungsanzeigen• Substitution von Stellungs- und Qualitätsanzeigen• Umgehen von Verriegelungsbedingungen• Umgehen der Synchronkontrolle• Schaltspielzähler• Zwischenstellungsunterdrückung
Es können zwei Arten von Befehlsmodellen verwendet werden:• Direkt mit normaler Sicherheit• SBO (Select-Before-Operate bzw. 2-stufiges Schalten durch
Anwahl vor Ausführung) mit erweiterter Sicherheit.
Normale Sicherheit bedeutet, dass nur der Befehl ausgewertetund die resultierende Schaltstellung nicht überwacht wird.Erweiterte Sicherheit bedeutet, dass der Befehl mit einerzusätzlichen Überwachung des Statuswerts des Schaltobjektsausgewertet wird. Die Befehlsfolge mit erhöhter Sicherheit wirdimmer mit einer Stammfunktion für den Dienst"CommandTermination" und "AddCause" beendet, das mitteilt,ob der Befehl erfolgreich war oder ein Problem vorliegt.
Bei entsprechender Definition kann eine Steuerung von derlokalen HMI aus mit Berechtigungskontrolle ausgeführt werden.
VerriegelungDie Verriegelungsfunktion verhindert das Schalten vonprimären Schaltgeräten - wenn sich beispielsweise ein Trennerunter Last befindet -, um Sachschäden und/oderPersonenschäden zu verhindern.
Für alle Schaltgerätesteuerungsfunktionen gibt esVerriegelungsmodule für verschiedeneAnlagenkonfigurationen, wobei jede Funktion die Verriegelungeines Feldes bewerkstelligt. Die Verriegelungsfunktion ist aufjedes Gerät verteilt und nicht von einer zentralen Funktionabhängig. Für die stationsweite Verriegelung kommunizierendie Geräte über den Stationsbus (IEC 61850-8-1) oder mittelsder Nutzung von festverdrahteten Binärein-/ausgängen. DieVerriegelungsbedingungen sind von derSchaltanlagenanordnung und den zu einem beliebigenZeitpunkt gegebenen Gerätepositionsstatus abhängig.
Zur einfachen und sicheren Implementierung derVerriegelungsfunktion wird das Gerät mit standardisierten und
geprüften Software-Verriegelungsmodulen geliefert, die eineLogik für die Verriegelungsbedingungen enthalten. Um denkonkreten Anforderungen gerecht werden zu können, lassensich die Verriegelungsbedingungen durch Hinzufügung einermit dem Grafik-Konfigurations-Tool konfigurierbaren Logikverändern.
Steuerung Schaltgerät SCSWIDie Steuerung Schaltgerät (SCSWI) initialisiert und überwachtalle Funktionen, um geeignete primäre Schaltgeräteauszuwählen und anzusteuern. Die Schaltgerätesteuerungkann ein dreipoliges Betriebsmittel oder bis zu drei einpoligeBetriebsmittel verarbeiten und steuern.
Ansteuerung Leistungsschalter SXCBRZweck der Ansteuerung Leistungsschalter (SXCBR) ist es,Informationen zum tatsächlichen Status der Positionenbereitzustellen und Steuerungen auszuführen, d. h. dieÜbertragung aller Befehle an Leistungsschalter über binäreAusgangsbaugruppen und den Schaltvorgang und die Positionzu überwachen.
Ansteuerung Trenner/Erder SXSWIZweck der Ansteuerung Trenner/Erder (SXSWI) ist es,Informationen zum tatsächlichen Status der Positionenbereitzustellen und Steuerungen auszuführen, d. h. dieÜbertragung aller Befehle an Primärgeräte, wie Trenner oderErder, über binäre Ausgangsbaugruppen und denSchaltvorgang und die Position zu überwachen.
Reservierungsfunktion QCRSVDie Reservierungsfunktion dient primär der sicherenÜbertragung von Verriegelungsinformationen zwischen denGeräten und der Verhinderung von Doppelbetätigungen ineinem Feld, Schaltanlagenteil oder einer komplettenUnterstation.
Reservierungseingang RESINDie Funktion Reservierungseingang (RESIN) empfängt dieReservierungsinformationen von anderen Feldern. Die Anzahlder Instanzen ist dieselbe wie die Anzahl der beteiligten Felder(bis zu 60 Instanzen sind verfügbar).
Schalthoheit QCBAYDie Feldsteuerungsfunktion QCBAY wird gemeinsam mit derFunktion LOCREM bzw. Ort-Fern und LOCREMCTRL bzw. Ort-Fernsteuerung verwendet, um die Auswahl desBenutzerstandorts pro Feld zu verwalten. QCCBAY bietetebenfalls Blockierfunktionen, die an verschiedene Geräteinnerhalb des Feldes weitergegeben werden können.
Local remote/Local remote control (Nah/Fern-Steuerung)LOCREM/LOCREMCTRLDie Signale vom lokalen HMI oder von einem externen L/R (Ort/Fern) Schalter werden über die Funktionsblöcke LOCREM undLOCREMCTRL an den Feldsteuerungs-Funktionsblock(QCBAY) verbunden. Der Parameter ControlMode imFunktionsblock LOCREM wird eingestellt, um zu wählen, ob die
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
20 ABB
Schalterbefehle von der lokalen HMI oder von einem überBinäreingänge verbundenen externen Schalter kommen.
Spannungsregelung TR1ATCC, TR8ATCC, TCMYLTC undTCLYLTCDie Spannungsregelungs-Funktionen, automatischeSpannungsregelung für den Stufenschalter, EinzelregelungTR1ATCC, Automatische Spannungsregelung für denStufenschalter, Parallelregelung TR8ATCC und Steuerung undÜberwachung des Stufenschalters, 6 binäre Eingänge(TCMYLTC) und die Steuerung und Überwachung desStufenschalters, 32 binäre Eingänge TCLYLTC wird zurSteuerung der Leistungstransformatoren mit Stufenschalterverwendet. Die Funktionen bieten eine automatischeSpannungsregelung an der Sekundärseite vonTransformatoren oder alternativ an einem weiter entferntenLastpunkt im Netz.
Sowohl die Regelung eines einzelnen Transformators als auchdie Regelung von bis zu acht Transformatoren imParallelbetrieb ist möglich. Für die Parallelsteuerung vonLeistungstransformatoren stehen drei alternative Methoden zurVerfügung: die Master-Follower-Methode, die Kreisstrom-Methode und die Methode der Reaktanzumkehr. Bei den erstenbeiden Methoden ist der Austausch von Informationenzwischen den parallel geschalteten Transformatorenerforderlich, was in IEC 61850-8-1 vorgesehen ist.
Die Spannungsregelung beinhaltet viele zusätzliche Funktionenwie beispielsweise die Möglichkeit der Vermeidung desgleichzeitigen Verstellen des Stufenschalters von parallelgeschalteten Transformatoren, die Hot Standby-Regelungeines Transformators in einer Gruppe, mit der er auch dann ineine korrekte Stufenstellung gebracht wird, wenn derLeistungsschalter auf der Unterspannungsseite offen ist, dieKompensation einer möglichen Kondensatorenreihe in demunterspannungsseitigen Feld eines Transformators, eineumfangreiche Stufenschalterüberwachung, einschließlich desKontaktverschleißes und der Erkennung von abnormalenAbfolgen von Stufenstellbefehlen (Hunting), die Überwachungdes Stromflusses im Transformator, so dass beispielsweise dieSpannungsregelung bei Stromumkehr blockiert werden kann,usw.
Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung (SLGAPC)Der Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellungsfunktion SLGAPC wird verwendet, um eineähnliche Wahlschalter-Funktion wie die eines Hardware-Wahlschalters zu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imEnergieversorgungsbereich häufig eingesetzt, umverschiedene Funktionen verfügbar zu haben, die mitvoreingestellten Werten arbeiten. Hardware-Schalter sindjedoch wartungsintensiv, weniger verlässlich innerhalb desSystems und führen zu einem größeren Ersatzteilbedarf. DieLogikwahlschalterfunktion SLGAPC löst alle diese Probleme.
Selektor Minischalter VSGAPCDer Funktionsblock des Mini-Wahlschalters VSGAPC ist eineMehrzweckfunktion für eine ganze Reihe von Anwendungenund dient als Allzweckschalter.
Der VSGAPC kann vom Menü oder von einem Symbol auf demÜbersichtsschaltbild (SLD) der lokalen HMI aus gesteuertwerden.
Generische Kommunikationsfunktion für DoppelmeldungDPGAPCDer Funktionsblock Generische Kommunikationsfunktion fürDoppelmeldung DPGAPC dient dazu, eine Doppelmeldung anandere Systeme, Geräte oder Funktionen in der Schaltanlagemit IEC 61850-8-1 oder anderen Kommunikationsprotokollenzu senden. Der Funktionsblock wird speziell beifeldübergreifenden Verriegelungen in Schaltanlagenverwendet.
Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GAPCDer Funktionsblock "Allgemeiner Einzelbefehl", 8 Signale(SPC8GAPC), ist eine Sammlung von 8 Einzelbefehlen.Damitkönnen auf einfache Weise Befehle von Fern (SCADA) an dieTeile der Logikkonfiguration übermittelt werden, ohne diekomplizierten Schalterfunktionsblöcke zu verwenden (wie zumBeispiel SCSWI). Auf diese Weise können einfache Befehleohne Bestätigung direkt an die Relais-Ausgänge gesendetwerden. Die Bestätigung (Status) des Ergebnisses der Befehlekann anders erfolgen, etwa durch binäre Eingänge undSPGAPC-Funktionsblöcke. Die Befehle können gepulst miteinstellbarer Impulszeit oder stetig ausgeführt werden.
AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 AUTOBITSDie Automatisierungs-Bits-Funktion für DNP3 (AUTOBITS) wirdin PCM600 verwendet, um die über das DNP3-Protokolleingehenden Befehle in die Konfiguration aufzunehmen. DieAUTOBITS-Funktion spielt die gleiche Rolle wie die FunktionenGOOSEBINRCV (für IEC 61850) und MULTICMDRCV (für LON).
Einzelbefehl, 16 SignaleDie Geräte können Befehle von einemStationsleittechniksystem oder vom lokalen HMI erhalten. DerBefehls-Funktionsblock hat Ausgänge, die z.B. zur Steuerungvon Hochspannungsschaltgeräten oder für andere, vomBenutzer festgelegte Funktionen genutzt werden können.
4. Differentialschutz
Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFDer einsystemige Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFkann verwendet werden, wenn die verwendetenStromwandlerkerne das gleiche Übersetzungsverhältnis unddie gleiche Magnetisierungs-Charakteristik haben. Erverwendet eine externe Stromwandler-Sekundärstromsummierung durch eine geeignete Verdrahtung.Alle Stromwandler-Sekundärkreise, die sich imDifferentialschutzschema befinden, sind parallel verbunden. Ein
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 21
externer Reihenwiderstand und ein spannungsabhängigerWiderstand, die außerhalb des Geräts montiert sind, sindebenfalls erforderlich.
Die externe Widerstandseinheit kann als Geräte-Zubehör imProduktdatenblatt bestellt werden.
HZPDIF kann zum Schutz von T-Abgängen oderSammelschienen, Drosselspulen, Motoren,Spartransformatoren, Kondensatorbänken usw. eingesetztwerden. Ein solcher Block wird für den Hochimpedanz-Erdfehlerschutz verwendet. Drei dieser Funktionsblöckewerden zur Bildung des dreiphasigen leiterselektivenDifferentialschutz verwendet. MehrereFunktionsblockinstanzen (z. B. sechs) können in einemeinzelnen Gerät verfügbar sein.
5. Stromschutz
Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOCDie unverzögerte Leiter-Überstrom-Funktion hat eine geringetransiente Überreichweite und eine kurze Auslösezeit, wodurchsie als eine Kurzschlussschutzfunktion mit hohemAnsprechwert genutzt werden kann.
Vierstufiger Leiter-Überstromschutz OC4PTOCDer vierstufige Leiter-Überstromschutz OC4PTOC verfügtunabhängig für jede der Stufen 1 bis 4 über abhängige bzw.inverse oder unabhängige bzw. definitive Zeitverzögerungen.
Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenZeitkennlinie stehen alle inversen Zeitverzögerungskennliniennach IEC- und ANSI zur Verfügung.
Für die Richtungsfunktion sind Spannungen erforderlich.Damitbei einem Zusammenbruch der Spannungen die Richtungbestimmt werden kann, ist die gerichtete Funktion mit einemSpannungsspeicher versehen. Die Funktion kann für jede derStufen unabhängig voneinander als gerichtet oder ungerichteteingestellt werden.
Eine Blockierung mit der 2. Oberschwingung kann ebenso inder Funktion eingestellt und verwendet werden. Damit kannjede Stufe einzeln blockiert werden.
Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOCDer unverzögerte Erdfehlerschutz EFPIOC ist unempfindlichgegen transiente Vorgänge und hat kurze Auslösezeiten. Damitist der Einsatz als unverzögerter Erdfehlerschutz gut geeignet.Die Reichweite sollte bei kleiner Quellenimpedanz derEinspeisung auf weniger als 80% der Leitungsstrecke begrenztwerden. EFPIOC kann für die Messung des Nullstroms aus derSumme der Ströme von den dreiphasigen Stromeingängenoder aus dem Strom von einem separaten Eingang konfiguriertwerden.
Vierstufiger Erdfehlerrichtungsschutz, Nullsystemkomponenteund Gegensystemkomponentenrichtung EF4PTOCDer vierstufige Erdfehlerschutz EF4PTOC hat - für jede Stufegetrennt - eine abhängige und unabhängige Zeitverzögerung.
Alle zeitverzögerten IEC- und ANSI-Kennlinien, zusammen miteiner optionalen benutzerdefinierten Charakteristik, sindverfügbar.
EF4PTOC kann für jede der Stufen unabhängig als gerichtetoder ungerichtet eingestellt werden.
IDir, UPol und IPol können unabhängig voneinander alsNullsystemkomponente oder Gegensystemkomponenteausgewählt werden.
Individuell kann für jede Stufe eine Blockierfunktion basierendauf der 2. Oberschwingung festgelegt werden.
EF4PTOC kann als Hauptschutz für Leiter-Erde-Fehlerverwendet werden.
EF4PTOC kann ebenfalls als Reserveschutz verwendetwerden, z.B. wenn die Hauptschutzeinrichtung aufgrund vonFehlern in der Kommunikation oder im Spannungswandleraußer Betrieb ist.
Die Richtungsauslösung kann mit dem entsprechendenSignalvergleichsverfahren entsprechend der Freigabe- oder derBlockierschaltung kombiniert werden. Die FunktionenStromrichtungsumkehr und Schwacheinspeisung stehenebenfalls zur Verfügung.
Erdfehlerstrom kann durch Summieren der Dreiphasenströmeoder durch Übernahme des Eingangs vom Sternpunkt-Stromwandler bestimmt werden.
Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOCDer vierstufige Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC hat - für jede Stufe getrennt - eineabhängige bzw. inverse oder eine unabhängige bzw. definitiveVerzögerung.
Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenKennlinie stehen alle IEC- und ANSI-Zeitverzögerungskennlinien zur Verfügung.
Die Richtungsfunktion ist spannungspolarisiert.
NS4PTOC kann für jede der Stufen unabhängig als gerichtetoder ungerichtet eingestellt werden.
NS4PTOC kann als Hauptschutz bei unsymmetrischen Fehlern,Leiter-Leiter-Fehlern, Leiter-Leiter-Erde-Fehlern und Leiter-Erde-Fehlern bzw. Erdfehlern verwendet werden.
NS4PTOC kann als Reserveschutz verwendet werden, wennder Hauptschutz auf Grund eines Kommunikations- oderSpannungswandlerausfalls funktionsunfähig ist.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
22 ABB
Die Richtungsauslösung kann mit dem entsprechendenSignalvergleichsverfahren gemäß der Freigabe- oder derBlockierschaltung kombiniert werden. Dabei kann die gleicheLogik wie für Erdfehlerschutz angewandt werden. DieFunktionen Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeisungstehen zur Verfügung.
Empfindlicher Erdfehlerrichtungsschutz undNullleistungsrichtugsschutz SDEPSDEIn isolierten Netzen oder Netzen mit Resonanz Sternpunkt-Erdung ist der Erdfehlerstrom deutlich geringer als dieKurzschlussströme. Weiterhin ist der Betrag desErdfehlerstroms nahezu unabhängig vom Ort des Fehlers imNetz. Der Schutz kann so ausgewählt werden, dass für dieAuslösegröße infolge der vorhandenen Leitererdkapazitätenentweder die Erdfehlerrichtung oder dieNullleistungskomponenten 3U0·3I0·cos j genutzt wird. Ebensostehen eine 3I0-Überstromstufe und eine 3U0-Verlagerungsspannungsstufe zur Verfügung.
Es ist kein spezieller empfindlicher Stromeingang erforderlich.SDEPSDE kann hinunter bis zu 0,25 % von IBase eingestelltwerden.
Thermischer Überlastschutz, mit einer Zeitkonstante LCPTTR/LFPTTRDie wachsende Nutzung der Netze an der Grenze derthermischen Belastbarkeit hat zu einem erhöhten Bedarf anthermischem Überlastschutz geführt.
Thermische Überlastungen werden von anderenSchutzfunktionen oftmals nicht erkannt. Mit der Anwendungdes thermischen Überlastschutzes lässt sich das zuschützende Betriebsmittel nah an den thermischen Grenzenbetreiben.
Der thermische Überlastschutz hat eine I2t-Kennlinie miteinstellbarer Zeitkonstante und Wärmespeicher. DieTemperatur wird in Celsius oder Fahrenheit angezeigt,abhängig davon, ob die verwendete Funktion thermischerÜberlastschutz mit einer Zeitkonstante LCPTTR (Celsius) oderLFPTTR (Fahrenheit) ist.
Über einen Alarm werden Frühwarnmeldungen ausgegeben,die es den Anwendern ermöglichen, Maßnahmen schon weitvor der Auslösung der Leitung zu ergreifen.
Die berechnete Zeit bis zur Auslösung und die Zeit für dieWiedereinschaltung nach der Auslösung werden dargestellt.
Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTRErreicht die Temperatur eines Leistungstransformators zu hoheWerte, kann es zu Schäden kommen: Die Isolierung innerhalbdes Transformators altert schneller. Folglich steigt die Gefahrvon internen Leiter-Leiter oder Leiter-Erde-Fehlern.
Der thermische Überlastschutz ermittelt ständig die interneErwärmung, d. h. die Transformatortemperatur. Für dieseBewertung wird ein zwei Zeitkonstanten beinhaltendes
Temperaturmodell des Transformators genutzt, das auf einerStrommessung basiert.
Es stehen zwei warnende -Pegel zur Verfügung. Auf dieseWeise können Maßnahmen ergriffen werden, bevor dieTemperaturen im Schutzobjekt zu hoch werden. Steigt dieTemperatur bis zum Auslösewert weiter, initiiert der Schutz dieAuslösung des Transformatorschutzes.
Die errechnete Zeit bis zur Auslösung wird angegeben.
Schalterversagerschutz CCRBRFDer Schalterversagerschutz (CCRBRF) gewährleistet eineschnelle Mitnahmeauslösung der umliegendenLeistungsschalter. CCRBRF kann strom- oder kontaktbasiertsein oder eine Kombination dieser beiden Maßnahmen.
Als Kontrollkriterium dient eine Stromfunktion mit extrem kurzerRückfallzeit, um eine hohe Sicherheit gegen ungewolltesAuslösen zu erreichen.
Ein Kontakt-Prüfkriterium kann verwendet werden, wenn derFehlerstrom durch den Leistungsschalter gering ist.
CCRBRF kann entweder ein- oder dreipolig angeregt werden,um den Einsatz für Anwendungen mit einer einpoligerAuslösung zu ermöglichen. Bei der dreipoligen Version derCCRBRF kann das Stromkriterium beispielsweise auf 2 aus 4eingestellt werden, so dass nur dann ausgelöst wird, wenn z.B.zwei Leiterströme oder nur ein Leiterstrom plus Nullstromstarten. Dies gibt dem Reserve-Auslösebefehl höhereSicherheit.
CCRBRF kann als ein- oder dreipolige Auslösewiederholungdes eigenen Leistungsschalters programmiert werden, um einunbeabsichtigtes Auslösen der umgebenden Leistungsschalterzu verhindern.
T-Zonenschutz STBPTOCWird ein Leitungsabgang zu Wartungszwecken außer Betriebgenommen und der Trenner geöffnet, dann befindet sich derSpannungswandler meist außerhalb des getrennten Teils. Dader primäre Leitungsdistanzschutz richtig arbeiten wird, musser blockiert werden.
Der T-Zonenschutz STBPTOC deckt die Zone zwischen denStromwandlern und dem offenen Trenner ab. Die Funktion zumunverzögerten Leiter-Überstromschutz wird von dem Öffner-Hilfskontakt am Leitungstrenner freigegeben.
Polgleichlaufüberwachung CCPDSCEin offener Pol im Leistungsschalter kann zu Strömen derGegenkomponente (Schieflaststrom) und Nullkomponente(Erdfehlerstrom) führen, die auf rotierenden Maschinenthermische Belastung ausüben und die Schutzfunktionen, dieauf Null- oder Gegensystemstromkomponenten basieren,ungewollt auslösen können.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 23
Zur Korrektur einer solchen Situation wird normalerweise derbetroffene Leistungsschalter ausgelöst. Wenn durch dieseAuslösung der fehlerhafte Betriebszustand nicht beseitigtwerden kann, sollten die umliegenden Leistungsschalterausgelöst werden, um die unsymmetrische Lastsituation zubereinigen.
Die Polgleichlauf-Überwachungsfunktion CCPDSC löst aufBasis von Informationen aus, die sie von den Hilfskontakten desLeistungsschalters pro Pol und gegebenenfalls zusammen mitzusätzlichen Kriterien vom unsymmetrischen Leiterstrom erhält.
Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUPDer gerichtete Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUP kann verwendet werden, wenn ein hoher/niedrigerWirk-, Blind- oder Scheinleistungs-Schutz oder -Alarmerforderlich ist. Die Funktionen können alternativ auch zurÜberprüfung der Richtung des Wirk- bzw. Blind-Leistungsflusses innerhalb des Netzes genutzt werden. Es gibteine Reihe von Anwendungen, bei denen eine solche Funktionerforderlich ist. Einige von ihnen sind:
• Erkennung der Richtungsumkehr des Wirkleistungsflusses• Erkennung eines hohen Blindleistungsflusses
Jede Funktion verfügt über zwei Stufen mit unabhängigerZeitverzögerung.
Leiterbrucherkennung BRCPTOCDer Hauptzweck der Leiterbrucherkennung (BRCPTOC) ist dieErkennung von Leiterunterbrechungen in Freileitungen undKabeln (Serienfehler). Die Erkennung kann zur Alarm- oderLeistungsschalterauslösung verwendet werden.
Leiter-Überstromschutz mit Spannungsstabilisierung VRPVOCDie Funktion Leiter-Überstromschutz mitSpannungsstabilisierung (VRPVOC) wird als Reserveschutz fürGeneratoren gegen Kurzschlüsse verwendet.
Die Leiter-Überstromfunktion verfügt über einen einstellbarenStromansprechwert, der entweder mit einer festen Zeit odereiner inversen Zeitcharakteristik verwendet werden kann.Darüber hinaus kann sie spannungsgesteuert/-stabilisiert sein.
Eine Unterspannungsstufe mit fester Zeitcharakteristik ist füreine Unterspannungsfreigabe mit Selbsthaltung für denÜberstromschutz verfügbar.
Kondensatorbatterieschutz (CBPGAPC)Kondensatorbatterien (SCB) werden in Stromnetzenverwendet, um eine Blindleistungskompensation zu erreichen.Sie sind integrale Bestandteile der statischenBlindleistungskompensation (SVC) oder Installationen mitOberschwingungsfiltern. Die Funktion desKondensatorbatterieschutzes (CBPGAPC) wurde speziell dafürkonzipiert, Kondensatorbatterien zu schützen und zuüberwachen.
6. Spannungsschutz
Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUVUnterspannungen können in elektrischen Übertragungs- undVerteilungsnetzen bei Störungen oder abnormalenBetriebsbedingungen auftreten. Der zweistufigeUnterspannungsschutz (UV2PTUV) kann zum Auslösen desLeistungsschalters verwendet werden, um einenNetzwiederaufbau nach einer großen Netzstörungvorzubereiten oder um als ein Reserveschutz mitLangzeitverzögerung für den Hauptschutz zu fungieren.
UV2PTUV verfügt über zwei Spannungsstufen, jede mitabhängigen bzw. inversen oder mit unabhängigen bzw. festenZeitverzögerungen.
UV2PTUV hat ein hohes Rückfallverhältnis, um eine Einstellungnahe an der Betriebsspannung des Systems zu ermöglichen.
Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOVÜberspannungen entstehen im System unter unnormalenBetriebsbedingungen, z.B. bei einem plötzlichen Lastabwurf,einer fehlgeschlagenen Regelung des Stufenschalters oderinfolge offener Leitungsenden von langen Leitungen.
OV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Jede davonverfügt über eine abhängige bzw. inverse oder eine definitiveZeitverzögerung.
OV2PTOV verfügt über ein hohes Rückfallverhältnis, um eineEinstellung nahe an der Betriebsspannung des Systems zuermöglichen.
Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVVerlagerungsspannungen können im System bei Erdfehlernentstehen.
Der zweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVberechnet die Verlagerungsspannung von den dreiSpannungswandlereingängen für die Leiterspannung odermisst sie direkt mit einem einpoligenSpannungswandlereingang verbunden mit einem in offenerDreieckswicklung verschalteten Spannungswandler oder aneinem Sternpunkt-Spannungswandler.
ROV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Beideverfügen über eine abhängige bzw. inverse oder eineunabhängige Zeitverzögerung.
Die Rückfallverzögerung stellt den Betrieb bei intermittierendenErdfehlern sicher.
Spannungsdifferenzschutz VDCPTOVEs steht eine Spannungsdifferenzüberwachungsfunktion zurVerfügung. Sie vergleicht die Spannungen aus zwei dreipoligenSpannungswandlern und verfügt über eine empfindlicheAlarmstufe und eine Auslösestufe. Alternativ kann sie alsSpannungsdifferenzschutz (VDCPTOV) fürParallelkondensatorbänke verwendet werden.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
24 ABB
Spannungsausfallüberwachung LOVPTUVDie Spannungsausfallüberwachung LOVPTUV kann in Netzenmit automatischer Funktion für den Netzwiederaufbauverwendet werden. LOVPTUV gibt einen dreipoligenAuslösebefehl an den Leistungsschalter aus, wenn alle dreiLeiter-Erde-Spannungen länger als die vorgegebene Zeit unterden Sollwert sinken und der Leistungsschalter dabeigeschlossen bleibt.
Die Auslösung von LOVPTUV wird von derSpannungskreisüberwachung FUFSPVC überwacht.
7. Frequenzschutz
Unterfrequenzschutz SAPTUFUnterfrequenzen treten auf, wenn die erzeugte Leistung imNetz nicht ausreicht.
Der Unterfrequenzschutz SAPTUF wird in Lastabwurfsystemen,beim Netzwiederaufbau, beim Gasturbinenstart usw.eingesetzt. Separate unabhängige Zeitverzögerungen sind fürdie Auslösung und Wiederherstellung verfügbar.
SAPFRC ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.
Die Funktion basiert auf einer Spannungsmessung derMitsystemkomponente und erfordert zwei Leiter-Leiter- oderdrei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. AusführlicheInformationen über den Anschluss analoger Eingänge findenSie im Anwendungshandbuch/Geräte-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien
Überfrequenzschutz SAPTOFDie Überfrequenzschutz-Funktion SAPTOF kann überall dortangewendet werden, wo eine zuverlässige Erkennung hoherBetriebsfrequenzen in elektrischen Hochspannungsnetzenerforderlich ist.
Überfrequenzen treten bei plötzlichem Lastabfall oder beiStörungen in Parallelkreisen (Shunts) imEnergieversorgungsnetz auf. Störungen an denGeneratorenreglern können ebenfalls zu Überfrequenzen in dernäheren Umgebung der Energieerzeugungsanlage führen.
SAPTOF misst Frequenzen mit hoher Genauigkeit und wird alsGeneratorschutz, in Lastabwurfsystemen und beimNetzwiederaufbau eingesetzt. Die Funktion wird auch alsFrequenzstufe zur Lastwiederzuschaltung verwendet.Unabhängige Zeitverzögerungen sind für die Auslösungverfügbar.
SAPTOF ist mit einer Unterspannungsblockierung ausgestattet.
Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessungund erfordert zwei Leiter-Leiter- oder drei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. Ausführliche Informationen über
den Anschluss analoger Eingänge finden Sie imAnwendungshandbuch/Geräte-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien
Frequenzänderungsschutz SAPFRCDie Funktion Frequenzänderungsschutz SAPFRC liefert einefrühe Meldung über eine größere Störung im System. SAPFRCmisst Frequenzen mit hoher Genauigkeit und wird imGeneratorschutz, in Lastabwurfsystemen und beimNetzwiederaufbau eingesetzt. SAPFRC ist in der Lage,zwischen einer positiven oder negativen Frequenzänderung zuunterscheiden. Unabhängige Zeitverzögerungen sind für dieAuslösung verfügbar.
SAPFRC ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet. Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessung und erfordert zwei Leiter-Leiter- oder dreiLeiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. AusführlicheInformationen zum Anschluss analoger Eingänge finden Sieunter Anwendungs-Handbuch/Geräte-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien.
Frequenzzeit-Akkumulationsschutz FTAQFVRDer Frequenzzeit-Akkumulationsschutz FTAQFVR basiert aufder gemessenen Systemfrequenz und Zeitzählern. FTAQFVRfür den Generatorschutz aktiviert den Ausgang START für einebestimmte einstellbare Frequenzgrenze, wenn sich dabei dieFrequenz in der einstellbaren Frequenzbandgrenze und dieMitsystemspannung in der einstellbarenSpannungsbandgrenze befindet. Das START-Signal löst dieentsprechenden Ereigniszeitgeber aus, der die Zeitdauer imangegebenen Frequenzband angibt und den Akkumulations-Zeitgeber, der die kumulative Zeit im angegebenenFrequenzband angibt. Sobald die Zeitgeber ihre Grenzeerreichen, wird ein Alarm- oder Auslösesignal aktiviert, um dieTurbine vor der abnormalen Frequenz zu schützen. DieseFunktion wird bei Generatoranlauf oder -abschaltung blockiert,indem die Leistungsschalterstellung und der Strom überwachtwerden. Die Funktion ist auch dann blockiert, wenn der Betragder Mitsystemspannung von der angegebenenSpannungsbandgrenze abweicht. Diese wird mit derEinstellung EnaVoltCheck aktiviert.
Es ist möglich, Funktionen mit mehr als einerFrequenzbandgrenze zu erstellen, indem mehrere Instanzender Funktion eingesetzt werden. Dies kann über eineentsprechende Konfiguration basierend auf denHerstellerspezifikationen der Turbine erreicht werden.
8. Multifunktionsschutz
Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPCDer allgemeine Strom- und Spannungsschutz (CVGAPC) kannals Gegen-/Nullsystem-Stromschutz (Schieflast-/Erdfehlerschutz) zur Erkennung unsymmetrischer Situationenverwendet werden, wie z. B. Leiterbruch oder unsymmetrischeFehler.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 25
CVGAPC kann außerdem eingesetzt werden, um dieLeiterauswahl bei hochohmigen Erdfehlern an derÜbertragungsleitung außerhalb der Reichweite desDistanzschutzes zu verbessern. Drei Funktionen werdenverwendet, die den Erdfehlerstrom, die Leiterströme und jededer drei Leiter-Erde-Spannungen messen. Auf diese Weise wirdeine Impedanz aus den Lastströmen ermittelt, und diesesErgebnis wird dann in Verbindung mit der Erkennung desErdfehlers aus dem gerichteten Erdfehlerschutz benutzt.
9. Sekundärsystem-Überwachung
Stromwandlerkreisüberwachung CCSSPVCOffene oder kurzgeschlossene Stromwandlerkreise könnenunerwünschte Auslösungen vieler Schutzfunktionen wie z.B.Differential-, Erdfehler- und Gegensystemstromschutz(Schieflastschutz) Funktionen zur Folge haben.
Es muss beachtet werden, dass bei einem offenenStromwandlerkreis die Schutzfunktionen während dieser Zeitblockiert werden müssen und sehr hohe Spannungen imSekundärkreis des Stromwandlers auftreten.
Die Stromwandlerkreis-Überwachungsfunktion (CCSSPVC)vergleicht den berechneten Nullstrom aus einemStromwandlersatz mit dem Strom des Summenstrompfads auseinem anderen Stromwandlersatz an einem separaten Eingang.
Die Feststellung eines Unterschiedes weist auf einen Fehler imStromkreis hin und wird als Alarm oder zur Blockierung vonSchutzfunktionen, bei denen mit unbeabsichtigter Auslösungzu rechnen ist, genutzt.
Spannungswandlerkreisüberwachung FUFSPVCDas Ziel der Funktion Spannungswandlerkreis-ÜberwachungFUFSPVC ist die Blockierung von Spannungsmessfunktionenbei Störungen in den Sekundärkreisen zwischen demSpannungswandler und dem Gerät, um unerwünschteAuslösungen zu vermeiden.
Die Spannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion verfügt imPrinzip über drei verschiedene Erkennungsmethoden,basierend auf dem Gegen- und Nullsystem sowie auf einerzusätzlichen Differenzspannungs und -stromerkennung.
Der Gegensystemerkennungsalgorithmus wird für Geräteempfohlen, die in isolierten Netzen oder in Netzen mitResonanzerdung verwendet werden. Er basiert auf den Wertender Gegensystemkomponente.
Die Nullsystemerkennung wird für Geräte empfohlen, die inniederohmig geerdeten Netzen verwendet werden. Er basiertauf den gemessenen Werten der Nullsystemkomponente.
Die Auswahl von unterschiedlichen Modi ist durch einenEinstellparameter möglich, um die Erdung des Netzes zuberücksichtigen.
Ein Kriterium, das auf den Differenzstrom- undDifferenzspannungsmessungen basiert, kann derSpannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion hinzugefügtwerden, um einen dreiphasigen Fehler zu erkennen, der in derPraxis am ehesten durch Spannungswandlerumschaltungenbei Schalthandlungen passiert.
Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVCDie verschiedenen Schutzfunktionen im Schutzgerät arbeitenauf der Basis der an den Anschlüssen gemessenen Spannung.Einige Beispiel-Schutzfunktionen sind:
• Distanzschutzfunktion• Unterspannungs-Schutzfunktion• Zuschaltfunktion und Spannungsüberprüfung für die
Schwacheinspeiselogik
Diese Funktionen können ungewollt auslösen, wenn imSekundärkreis zwischen den Spannungswandlern und demGerät ein Fehler auftritt. Diese ungewollten Auslösungenkönnen mit VDSPVC verhindert werden.
VDSPVC ist für die Erkennung von Fehlern inSpannungswandlerkreisen oder Fehlern inSpannungsmesskreisen ausgelegt. Die Erkennung basiert aufdem leiterselektiven Vergleich der Spannungen in Haupt- undHilfskreisen. Der VDSPVC-Blockierausgang kann sokonfiguriert werden, dass Funktionen blockiert werden, die imFall von Fehlern im Spannungskreis blockiert werden müssen.
Mehrzweckfilter SMAIHPACDer Funktionsblock Mehrzweckfilter SMAIHPAC ist alsdreiphasiger Filter ausgelegt. Er verfügt über eine weitgehendähnliche Benutzeroberfläche (d.h. Eingänge und Ausgänge) wieder übliche Vorverarbeitungs-Funktionsblock SMAI. DerHauptunterschied ist jedoch, dass er für die Herausfilterungbeliebiger Frequenzkomponenten aus dem Eingangssignalverwendet werden kann. Er kann daher z. B. dafür verwendetwerden, sub-synchronen Resonanzschutz fürSynchrongeneratoren aufzubauen.
10. Signalvergleich
Signalvergleichsverfahren für Distanz- und ÜberstromschutzZCPSCHUm bei allen Leitungsfehlern eine sofortige Fehlerbeseitigungzu ermöglichen, ist ein Signalvergleichsverfahren mitÜbertragung binärer Signale vorhanden. Alle Verfahren für denSignalvergleichsschutz mit binärer Signalübertragung zurGegenstation - wie beispielsweise die Mitnahmeverfahren, z.B.die direkte Mitnahme oder die Mitnahme überMessbereichserweiterung und das Vergleichsverfahren, z.B.das Freigabeverfahren oder das Blockierverfahren - sindverfügbar.
Das eingebaute Kommunikationsmodul (LDCM) kann für denSignalaustausch zur Gegenstation verwendet werden, wennvorhanden.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
26 ABB
Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik fürDistanzschutzfunktion ZCWPSCHDie Funktion ZCRWPSCH bietet Logikfunktionen fürStromrichtungsumkehr und schwache Einspeisung, mit der dieübliche Signalvergleichslogik ergänzt wird. Sie ist nicht für denautarken Einsatz geeignet, da sie Eingänge vonDistanzschutzfunktionen und Signalvergleichslogik im Gerätvoraussetzt.
Wenn eine Stromrichtungsumkehr erkannt wird, bietet dieLogik für die Stromrichtungsumkehr einen Ausgang zumBlockieren des Sendens von Fernschutzsignalen an dieGegenstation und blockiert die zulässige Auslösung auf derlokalen Seite. Die Blockierbedingung wird so lange aufrechterhalten, bis sichergestellt ist, dass keine unbeabsichtigteAuslösung als Ergebnis der Stromrichtungsumkehr stattfindet.
Wenn eine Schwacheinspeisebedingung vorliegt, bietet dieLogik für schwache Einspeisung einen Ausgang zum Sendendes empfangenen Fernschutzsignals zurück an die sendendeGegenstation und andere Ausgänge für die lokale Auslösung.Für Geräte mit ein-, zwei- oder dreipoliger Auslösung werdenAusgänge für den bzw. die fehlerhaften Leiter bereit gestellt.Die Unterspannungserkennung erkennt fehlerhafte Leiter.
Lokale Beschleunigungslogik ZCLCPSCHUm bei Störungen eine rasche Fehlerbereinigung zu erreichen,kann die lokale Beschleunigungslogik ZCLCPSCH genutztwerden. Diese Logik ermöglicht eine rasche Fehlerabschaltungund Wiedereinschaltung unter bestimmten Bedingungen, kannaber einen Kommunikationskanal nicht vollständig ersetzen.
Die Logik kann entweder durch die automatischeWiedereinschaltung (Zonenerweiterung auf die Übergreifstufe)oder durch den Verlust des Laststroms (Lastwegfall-Beschleunigung) gesteuert werden.
Signalvergleichsverfahren für Erdfehlerschutz ECPSCHUm ein schnelles Ausschalten bei Erdfehlern an dem Teil derLeitung zu erreichen, der nicht durch die unverzögerte Stufedes Distanzschutzes abgedeckt ist, kann hierbei ein gerichteterErdfehlerschutz mit einer Logik für den Signalvergleich erweitertwerden, wofür aber Kommunikationskanäle erforderlich sind.
Im Richtungsvergleichsschutz müssen die Informationen derFehlerstromrichtung an das andere Ende der Leitungübertragen werden. Mit dem Richtungsvergleich kann einekurze Auslösezeit des Schutzes, unter Berücksichtigung derKanalübertragungszeit, erreicht werden. Diese kurzeAuslösezeit ermöglicht eine schnelle automatischeWiedereinschaltung nach der Fehlerbeseitigung.
Das Kommunikationslogik-Modul für den gerichtetenErdfehlerschutz ermöglicht Signalvergleichsverfahren fürBlockierungen sowie Mitnahme- bzw. Freigabe- undUnblockverfahren. Die Logik kann außerdem durch eine weitereLogik für Schwacheinspeisung und Stromrichtungsumkehr, die
in der Funktion zum Erdfehlerschutz ECRWPSCH enthalten ist,erweitert werden.
Stromrichtungsumkehr und SchwacheinspeiselogikECRWPSCHDie Stromrichtungsumkehr- und SchwacheinspeiselogikECRWPSCH ist eine Ergänzung zur Signalvergleichs-Kommunikationslogik für den Erdfehlerschutz ECPSCH.
Um eine schnelle Fehlerklärung für alle Erdfehler auf der Leitungzu erreichen, kann der Erdfehlerrichtungsschutz mit Logik fürden Signalvergleich erweitert werden, dieKommunikationskanäle verwendet.
Die Geräte der 670-Serie sind aus diesem Grund mitKommunikationslogik für verschiedeneSignalvergleichsverfahren ausgerüstet.
Wenn beide Enden einer Parallelleitung an jeweils gleichenSammelschienen der verschiedenen Stationen angeschlossensind, können bei Verwendung des Signalvergleichsverfahrensfür den Selektivschutz mit Überreichweite und Freigabe aufGrund der möglichen Stromrichtungsumkehr unselektiveAuslösungen auftreten. Diese unerwünschten Auslösungenkönnten sich auf die ungestörte Leitung auswirken, wenn derFehler auf der anderen parallelen Leitung beseitigt wird. Diesefehlende Sicherheit kann zum Totalverlust der Verbindungzwischen den beiden genannten Stationen führen. UmStörungen dieser Art zu vermeiden, kann die Fehlerstrom-Richtungsumkehrlogik (kurzzeitige Blockierungslogik)verwendet werden.
Signalvergleichsschutzverfahren für den Erdfehlerschutzkönnen grundsätzlich nur betrieben werden, wenn der Schutzim Gerät an der Gegenseite den Fehler richtig erkennen kann.Für die Erkennung ist ein ausreichender minimalerErdfehlerstrom an diesem Geräte-Einbauort erforderlich. DerFehlerstrom kann auf Grund eines ausgeschaltetenLeistungsschalters oder einer zu hohen Mitsystem- und/oderNullsystemimpedanz der Einspeisung zu gering sein. Um dieseZustände zu überwinden, wird die Schwacheinspeise-Echologik benutzt. Das Schwacheinspeise-Echo ist auf 200 msbegrenzt, um eine Kanalblockierung zu vermeiden.
11. Logik
Auslöselogik SMPPTRCFür jeden Leistungschalter steht ein Funktionsblock für dieSchutzauslösung zur Verfügung. Er sorgt für dieImpulsverlängerung, um sicherzustellen, dass derAuslöseimpuls von ausreichender Dauer ist. Darüber hinaussind alle Funktionen enthalten, die für ein korrektesZusammenwirken mit der automatischenWiedereinschaltungsfunktion benötigt werden.
Der Auslösefunktionsblock enthält auch eine einstellbareSpeicherfunktion für Folgefehler und eine Einschaltverriegelungvon Leistungsschaltern.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 27
Auslösematrixlogik TMAGAPCDie Auslösematrix-Logikfunktion TMAGAPC wird verwendet,um Auslösesignale und andere logische Ausgangssignale anverschiedene Ausgangskontakte am Gerät weiterzuleiten.
Die Auslösematrix-Logikfunktion besitzt 3 Ausgangssignaleund diese Ausgänge können entsprechend den spezifischenAnwendungsanforderungen auf Impuls bestimmter Dauer oderauf Dauersignal eingestellt und mit den physischenAuslöseausgängen verbunden werden.
Logikfunktion Gruppenalarm ALMCALHDie Logikfunktion Gruppenalarm ALMCALH wird verwendet,um mehrere Alarmsignale an eine gemeinsame Anzeige, LEDbzw. Kontakt im Gerät zu leiten.
Logikfunktion Gruppenalarm WRNCALHDie Logikfunktion Gruppenalarm WRNCALH wird verwendet,um mehrere Warnsignale an eine gemeinsame Anzeige, LEDbzw. Kontakt im Gerät zu leiten.
Logikfunktion Gruppenanzeige INDCALHDie Logikfunktion Gruppenanzeige INDCALH wird verwendet,um mehrere Anzeigesignale an eine gemeinsame Anzeige, LEDbzw. Kontakt im Gerät zu leiten.
Konfigurierbare logische FunktionsblöckeEine Reihe von Logikblöcken und Zeitgebern stehen demBenutzer für die Anpassung der Konfiguration ananwendungseigene Anforderungen zur Verfügung.
• ODER (OR) Funktionsblock. Jeder Block hat 6 Eingänge und2 Ausgänge, von denen einer invertiert ist.
• NICHT (INVERTER) Funktionsblöcke, die die Eingangssignaleumkehren.
• IMPULSZEITGEBER (PULSETIMER) Der Funktionsblockkann z. B. für Impulserweiterungen, zur Begrenzung desAnsprechens von Ausgängen und einstellbare Impulszeitverwendet werden.
• GATTER (GATE) Der Funktionsblock kann dafür verwendetwerden zu bestimmen, ob ein Signal vom Eingang an denAusgang übertragen werden soll oder nicht.
• EXKLUSIVE-ODER (XOR) Jeder Funktionsblock hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist.
• SCHLEIFENVERZÖGERUNG (LOOPDELAY) DieserFunktionsblock wird verwendet, um ein Ausgangssignal umeinen Ausführungszyklus zu verzögern.
• EINSTELLBARES ZEITGEBER (TIMERSET) DieserFunktionsblock hat mit dem Eingangssignal verbundeneansprech- und rücksetzverzögerte Ausgänge. Der Zeitgeberverfügt über eine einstellbare Zeitverzögerung.
• UND (AND) Jeder Funktionsblock hat 4 Eingänge und 2Ausgänge, von denen einer invertiert ist.
• SR-SPEICHER (SRMEMORY) Dieser Funktionsblock ist einFlipflop-Speicher, bei dem ein Ausgang von zwei Eingängengesetzt und zurückgesetzt werden kann. Jeder Block hatzwei Ausgänge, von denen einer invertiert ist. DieSpeichereinstellung definiert, ob der Ausgang des Blocksnach einem Ausfall der Hilfsspannungsversorgung in dieGrundstellung zurückgesetzt wird oder den gleichen Statuswie vor dem Ausfall erhält. Der Eingang SET hat Priorität.
• RS-SPEICHER (RSMEMORY) Dieser Funktionsblock ist einFlipflop-Speicher, bei dem ein Ausgang von zwei Eingängenzurückgesetzt oder gesetzt werden kann. Jeder Block hatzwei Ausgänge, von denen einer invertiert ist. DieSpeichereinstellung definiert, ob der Ausgang des Blocksnach einem Ausfall der Hilfsspannungsversorgung in dieGrundstellung zurückgesetzt wird oder den gleichen Statuswie vor dem Ausfall erhält. Der Eingang RESET hat Priorität.
Konfigurierbare Q/T-LogikEs stehen mehrere Logikblöcke und Zeitglieder zur Verfügung,mit denen der Zeitstempel und die Qualität der Eingangssignalevererbt werden können. Die Funktionsblöcke helfen dem Nutzerbei der Anpassung der Gerätekonfiguration an die konkretenErfordernisse der Anwendung.
• ORQT Der Funktionsblock ODER dient ebenfalls derVererbung von Zeit und Qualität der Eingangssignale. JederBlock hat 6 Eingänge und 2 Ausgänge, von denen einerinvertiert ist.
• INVERTERQT Der Funktionsblock kehrt das Eingangssignalum, mit Vererbung von Zeit und Qualität der Eingangssignale.
• PULSETIMERQT Der Funktionsblock IMPULSZEITGEBER(PULSETIMER) kann z. B. für Impulserweiterungen oder zurBegrenzung des Ansprechens von Ausgängen verwendetwerden. Die Funktion dient der Vererbung von Zeit undQualität der Eingangssignale.
• XORQT EXCLUSIVE-ODER XOR, mit Vererbung von Zeit undQualität der Eingangssignale. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist.
• TIMERSETQT Dieser Funktionsblock hat mit demEingangssignal verbundene ansprech- undrücksetzverzögerte Ausgänge. Der Zeitgeber verfügt übereine einstellbare Zeitverzögerung. Die Funktion dient derVererbung von Zeit und Qualität der Eingangssignale.
• ANDQT UND Funktionsblock, mit Vererbung von Zeit undQualität der Eingangssignale. Jeder Block hat 4 Eingängeund 2 Ausgänge, von denen einer invertiert ist.
• SRMEMORYQT Dieser Funktionsblock ist ein Flipflop-Speicher, mit dem ein Ausgang von zwei Eingängen gesetzt
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
28 ABB
bzw. zurückgesetzt werden kann. Jeder Block hat zweiAusgänge, von denen einer invertiert ist. Mit derSpeichereinstellung wird kontrolliert, ob der Block nach einerHilfsspannungsunterbrechung in den vorherigen Zustandzurückkehren oder ob er zurückgesetzt werden soll. DieFunktion dient der Vererbung von Zeit und Qualität derEingangssignale.
• RSMEMORYQT Dieser Funktionsblock ist ein Flipflop-Speicher, bei dem ein Ausgang von zwei Eingängenzurückgesetzt bzw. gesetzt werden kann. Jeder Block hatzwei Ausgänge, von denen einer invertiert ist. Mit derSpeichereinstellung wird kontrolliert, ob der Block nach einerHilfsspannungsunterbrechung in den vorherigen Zustandzurückkehren oder ob er zurückgesetzt werden soll. DieFunktion dient der Vererbung von Zeit und Qualität derEingangssignale.
• INVALIDQT Funktion, deren Eingänge direkt mit denAusgängen verknüpft werden. Dabei wird dasQualitätsattribut aller Ausgangssignale auf "ungültig (IV)"gesetzt, wenn das Signal am VALID-Eingang desFunktionsblocks den Wert Null hat oder sein Qualitätsattribut"ungültig (IV)" ist. Als Zeitstempel der Ausgangssignale wirdder zuletzt geänderte genommen, der des Eingangsignalsoder des VALID-Eingangs.
• INDCOMBSPQT kombiniert den Wert eines Eingangs mitZeitstempel und Qualitätsattribut von weiteren Eingängen zueinem Ausgangssignal. Der Eingang der Einzelmeldung wirdauf den Wertteil des Ausgangs SP_OUT kopiert, derZeitstempel des Eingangs TIME auf den Zeitteil desAusgangs SP_OUT. Die Stati der weiteren Attribute desAusgangssignals SP_OUT werden über die jeweiligenEingänge (BLOCKED, SUBST, INVALID und TEST) gesetzt.
• INDEXTSPQT Die Funktion extrahiert die Attribute einesEingangssignals auf entsprechende Ausgänge desFunktionsblocks. Der Wertteil des Einzelmeldungseingangswird auf den Ausgang SI_OUT kopiert. Der Zeitteil desEinzelmeldungseingangs wird auf den Ausgang TIME kopiert.Die Stati der Attribute des Eingangssignals werden auf denentsprechenden Attribut-Ausgang kopiert (BLOCKED,SUBST, INVALID und TEST).
Erweitertes LogikpaketDas erweiterte Logikpaket enthält eine zusätzlicheAuslösematrixlogik und konfigurierbare Logikblöcke.
Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung (SLGAPC)Der Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellungsfunktion SLGAPC wird verwendet, um eineähnliche Wahlschalter-Funktion wie die eines Hardware-Wahlschalters zu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imEnergieversorgungsbereich häufig eingesetzt, umverschiedene Funktionen verfügbar zu haben, die mit
voreingestellten Werten arbeiten. Hardware-Schalter sindjedoch wartungsintensiv, weniger verlässlich innerhalb desSystems und führen zu einem größeren Ersatzteilbedarf. DieLogikwahlschalterfunktion SLGAPC löst alle diese Probleme.
Selektor Minischalter VSGAPCDer Funktionsblock des Mini-Wahlschalters VSGAPC ist eineMehrzweckfunktion für eine ganze Reihe von Anwendungenund dient als Allzweckschalter.
Der VSGAPC kann vom Menü oder von einem Symbol auf demÜbersichtsschaltbild (SLD) der lokalen HMI aus gesteuertwerden.
Funktionsblock für feste SignaleDie Festsignalfunktion FXDSIGN erzeugt verschiedenevordefinierte (feste) Signale, die zur Geräte-Konfigurationgenutzt werden können, um an ungenutzten Eingängenanderer Funktionsblöcke einen bestimmten Wert/Pegel zuerzwingen oder um eine bestimmte Logik zu erzeugen.Boolesch, Ganzzahl, Gleitkomma, Zeichenfolgentypen vonSignalen sind verfügbar.
Integrationsglied der abgelaufenen Zeit mitGrenzwertüberschreitung und Überlaufüberwachung(TEIGAPC)Die Funktion für die Integration abgelaufener Zeit TEIGAPC isteine Funktion, die die abgelaufene Zeit akkumuliert, wenn einbestimmtes Binärsignal hoch ist.
Hauptfunktionen von TEIGAPC
• Langzeitintegration (≤999 999,9 Sekunden)• Überwachung von Grenzwertüberschreitung und Überlauf• Warnungen oder Alarme können mit einer Auflösung von
10 ms definiert werden.• Beibehaltung des Integrationswerts• Blockieren und Rücksetzen möglich• Berichten der integrierten Zeit
Umwandlung von Boolescher 16 zu Ganzzahl mit logischerKnotendarstellung BTIGAPCDie Funktion zur Umwandlung der Booleschen 16 in eineGanzzahl mit Repräsentation eines logischen KnotensBTIGAPC wird benutzt, um eine Reihe von 16 binären(logischen) Signalen in eine Ganzzahl umzuwandeln. DerBlockiereingang friert den Ausgang beim letzten Wert ein.
BTIGAPC kann dezentrale Werte über IEC 61850 empfangen,abhängig vom Bedienerpositionseingang (PSTO).
Umwandlung von Ganzzahl zu Boolescher 16 IB16Der Funktionsblock zur Umwandlung von einer Ganzzahl inBoolesche IB16 wird benutzt, um eine Ganzzahl in eine Reihevon 16 binären (logischen) Signalen umzuwandeln.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 29
Umwandlung von Ganzzahl zu Boolescher 16 mit logischerKnotendarstellung ITBGAPCDie Umwandlungfunktion von Ganzzahl zu Boolescher mitlogischer Knotendarstellung ITBGAPC dient zur Umwandlungeiner Ganzzahl, die über IEC 61850 von der Funktionübertragen und empfangen wird in 16 binär codierte (logische)Ausgangssignale.
Die ITBGAPC-Funktion kann nur dann ferne Werte überIEC 61850 empfangen, wenn der Fern/Lokal-Schalter (R/L)vorne an der HMI anzeigt, dass der Steuermodus für denBediener in der Stellung R (Fern, d.h. die LED neben R leuchtet)und das entsprechende Signal mit dem Eingang PSTOITBGAPC-Funktionsblock verbunden ist. Der Blockiereingangfriert den Ausgang beim letzten empfangenen Wert ein undblockiert den Empfang und die Umwandlung neuer Ganzzahlenin binär codierte Ausgänge.
12. Überwachung
Messungen CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQIDie Messfunktionen werden benutzt, um online Informationenaus dem Gerät zu erhalten. Diese Betriebswerte ermöglichendie Online-Anzeige der Informationen auf der lokalen HMI und inder Stationsleittechnik über:
• gemessene Spannungen, Ströme, Frequenz, Wirk-, Blind-und Scheinleistung und Leistungsfaktor,
• gemessenen Analogwerte aus Merging Units• primäre Zeigergrößen• Mit-, Gegen- und Nullströme und -spannungen,• mA, Eingangsströme• Impulszähler,
Überwachung von mA-EingangssignalenDer Hauptzweck der Funktion ist, Signale von verschiedenenMessumformern zu messen und zu verarbeiten. Viele in derProzesssteuerung verwendete Einrichtungen stellenverschiedene Parameter wie Frequenz, Temperatur undBatteriespannung als niedrige Stromwerte, gewöhnlich imBereich 4-20 mA oder 0-20 mA, dar.
Alarmgrenzen können eingestellt und als Schwellwertschalterverwendet werden, z.B. um Auslöse- oder Alarmsignale zuerzeugen.
Die Funktion setzt voraus, dass das Gerät mit demmAEingangsmodul ausgerüstet ist.
Stördatenaufzeichnung DRPRDREVollständige und zuverlässige Informationen über Störungen imPrimär- bzw. Sekundärsystem sowie eine durchgängigeEreignisprotokollierung sind durch die Funktion"Stördatenbericht" gewährleistet.
Die Stördatenaufzeichnung DRPRDRE, die immer im Gerätenthalten ist, erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die am Funktionsblockkonfiguriert sind, d.h. von maximal 40 Analog- und 96Binärsignalen.
Die Stördatenaufzeichnungsfunktion besteht aus mehrerenTeilfunktionen:
• Ereignisliste• Anzeigen• Ereignisaufzeichnung• Auslösewert-Aufzeichnung• Störschreiber• Fehlerorter
Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität hinsichtlichKonfiguration, der Start-Bedingungen, Aufzeichnungszeitensowie eine große Speicherkapazität gekennzeichnet.
Der Start einer Stördatenaufzeichnung erfolgt überEingangssignale der Funktionsblöcke AnRADR oder BnRBDR.Alle verbundenen Signale vom Beginn der Vor-Fehler-Zeit biszum Ende der Nach-Fehler-Zeit werden in die Aufzeichnungeingeschlossen.
Alle im Gerät gespeicherten Stördatenaufzeichnungen liegen imStandard-Comtrade-Format als Lesedatei HDR, alsKonfigurationsdatei CFG und Datendatei DAT vor. Mehrereaufeinanderfolgende Ereignisse werden in einem Ring-Speicherkontinuierlich gesichert. Die lokale HMI wird verwendet, umInformationen über die Aufzeichnungen zu erhalten. Die Dateiender Stördatenaufzeichnung können in PCM600 geladenwerden, um eine weitergehende Analyse mithilfe desStördatenauswerte-Tools zu ermöglichen.
Ereignisliste DRPRDREEine kontinuierliche Ereignisprotokollierung ist nützlich, um eineÜbersicht über die Funktion des Systems zu erhalten. DieseFunktion ist eine Ergänzung spezifischerStörschreiberfunktionen.
Die Ereignisliste protokolliert alle mit der Störschriebfunktionverbundenen Binäreingangssignale. Die Liste kann bis zu 1000mit Zeitstempel versehene Ereignisse, gesichert in einem Ring-Speicher, enthalten.
Anzeigen DRPRDREUm schnelle, zusammengefasste und zuverlässigeInformationen über Störungen im Primär- bzw. imSekundärsystem zu bekommen, ist es wichtig, z.B.Binärsignale, die während der Störung den Status geänderthaben, zu kennen. Diese Information wird als Kurzübersichtgenutzt, um Informationen unkompliziert über die LHMI zuerhalten.
Es gibt drei LEDs am LHMI (grün, gelb und rot), dieStatusinformationen über das Gerät und dieStörschriebfunktion (getriggert) anzeigen.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
30 ABB
Die Anzeigelistefunktion zeigt alle ausgewählten, mit derStörschriebfunktion verbundenen Binäreingangssignale, dieden Status während der Störung geändert haben.
Ereignisaufzeichnung DRPRDRESchnelle und vollständige Informationen über Störungen imPrimär- bzw. im Sekundärsystem sind wichtig, z.B. Ereignissemit Zeitstempel, die während einer Störung protokolliertwurden. Diese Informationen werden für verschiedenekurzfristige (z.B. Korrekturmaßnahmen) und langfristigeZwecke (z.B. Funktionsanalyse) verwendet.
Die Ereignisaufzeichnung protokolliert alle ausgewählten undmit der Störschriebfunktion verbundenenBinäreingangssignale. Jede Aufzeichnung kann bis zu 150 mitZeitstempel versehene Ereignisse enthalten.
Die Informationen der Ereignisaufzeichnung stehen für dieStörungen lokal im Gerät zur Verfügung.
Die Informationen der Ereignisaufzeichnung sind festerBestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).
Auslösemesswert-Aufzeichnung DRPRDREInformationen zu den Messwerten vor und während desStörfalles für Ströme und Spannungen sind für dieStörfallanalyse verfügbar.
Die Auslösewertaufzeichnung berechnet die Werte allerausgewählten Analogeingangssignale, die mit derStörschriebfunktion verbunden sind. Das Ergebnis ist dieAmplitude und der Phasenwinkel vor und während des Fehlersfür jedes Analogeingangssignal.
Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung stehenfür alle Störungen lokal im Gerät zur Verfügung.
Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung sindintegrierter Bestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).
Störschreiber DRPRDREDie Funktion "Störschreiber" liefert schnelle, vollständige undzuverlässige Informationen über Störungen im Energiesystem.Sie erleichtert das Verstehen des Systemverhaltens undzugehöriger Primär- und Sekundäreinrichtungen während undnach einer Störung. Die aufgezeichneten Informationen werdenfür verschiedene kurzfristige (z.B. Korrekturmaßnahmen) undlangfristige Zwecke (z.B. Funktionsanalyse) verwendet.
Der Störschreiber erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die mit derStörschreiberfunktion verbunden sind (maximal 40 analoge und96 binäre Signale). Die Binärsignale sind dieselben Signale wiedie unter der Ereignisaufzeichnungsfunktion verfügbaren.
Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität charakterisiert undnicht von der Auslösung von Schutzfunktionen abhängig. Siekann von den Schutzfunktionen nicht erkannte Störungen
aufzeichnen. Bis zu zehn Sekunden vor dem Triggerzeitpunktkönnen im Störschrieb aufgezeichnet werden.
Die auf die letzten 100 Störungen bezogenen Informationen desStörschreibers werden im Gerät gespeichert. Die Liste derAufzeichnungen kann über die lokale HMI betrachtet werden.
EreignisfunktionBei Anwendung eines Stations-Automatisierungssystems mitLON- oder SPA-Kommunikation können mit Zeitstempelversehene Ereignisse bei einer Änderung bzw. regelmäßig vomGerät zur Stationsebene gesendet werden. Diese Ereignissewerden aus beliebigen verfügbaren Signalen im Gerät, die anden Ereignisfunktion (EVENT) angeschlossen sind, erzeugt. DerEreignisfunktionsblock wird für die LON undSPAkommunikation eingesetzt.
Analog- und Doppelanmeldungen werden auch durch dieEreignisfunktion übertragen.
Generische Kommunikationsfunktion für EinzelmeldungSPGAPCDie Kommunikationsfunktion für Einzelmeldung SPGAPC dientdazu, ein logisches Einzelsignal an andere Systeme oderGeräte in der Schaltanlage zu senden.
Generische Kommunikationsfunktion für Messwerte MVGAPCDie generische Kommunikationsfunktion für MesswerteMVGAPC dient dazu, den momentanen Wert eines analogenSignals an andere Systeme oder Geräte in der Schaltanlage zusenden. Er kann außerdem im gleichen Gerät verwendetwerden, um einem analogen Wert einen BEREICH-Aspektzuzuordnen, und um die Messwertüberwachung dieses Werteszu ermöglichen.
Messwert-Expansionsblock RANGE_XPFunktionen zur Strom- und Spannungsmessung (CVMMXN,CMMXU, VMMXU und VNMMXU), Funktionen zursymmetrischen Strom- und Spannungskomponentenmessung(CMSQI und VMSQI) und die generischen IEC 61850Funktionen zur Kommunikation E/A (MVGAPC) sind mit einerMessüberwachungsfunktion ausgestattet. Alle Messwertekönnen mit vier einstellbaren Grenzwerten überwacht werden:zweiter unterer Grenzwert, erster unterer Grenzwert, ersteroberer Grenzwert und zweiter oberer Grenzwert. DerMesswert-Expansionsblock (RANGE_XP) soll dazu dienen, dasinteger Ausgangssignal von den Messfunktionen in 5 binäreSignale zu übersetzen: unter zweitem unteren Grenzwert, untererstem unteren Grenzwert, normal, über erstem oberenGrenzwert und über zweitem oberen Grenzwert. DieAusgangssignale können in der konfigurierbaren Logik oder fürden Alarm als Bedingungen verwendet werden.
Fehlerortungsgerät LMBRFLOEine genaue Fehlerortung ist eine wichtige Komponente, um dieAusfalldauer nach einem anhaltendem Fehler zu minimierenund/oder, um eine Schwachstelle in der Leitung zu bestimmen.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 31
Beim Fehlerorter handelt es sich um eineImpedanzmessfunktion, die den Abstand zum Fehler in km,Meilen oder % der Leitungslänge angibt. Der größte Vorteil istdie hohe Genauigkeit durch die Kompensation der Laststromsund der beidseitigen Kopplung im Nullsystem aufDoppelleitungen.
Die Kompensation beinhaltet die Einstellung derQuellenimpedanzen an beiden Leitungsenden und dieKalkulation der Verteilung von Fehlerströmen von jeder Seite.Die Verteilung von Fehlerstrom wird zusammen mit denaufgenommenen Lastströmen (Vor-Fehlerstrom) verwendet,um die Lage des Fehlers exakt zu kalkulieren. Der Fehler kannmit neuen Daten der Einspeisung für den aktuellen Fehlererneut kalkuliert werden, um die Genauigkeit weiter zuverbessern.
Besonders bei langen, stark belasteten Leitungen kann dieerweiterte Kompensation eine hohe Genauigkeit erzielen, trotzder Tatsache, dass die Spannungen auf beiden Seiten einenPhasenwinkelunterschied von 35 - 40 Grad aufweisen können.
Ereigniszähler mit Grenzwertüberwachung L4UFCNTDer Grenzwertzähler L4UFCNT bietet einen einstellbaren Zählermit vier unabhängigen Grenzwerten, wobei die Anzahl derpositiven bzw. negativen Flanken des Eingangssignals imVergleich zu den Einstellwerten gezählt werden. Die Ausgängefür die einzelnen Grenzwerte werden aktiviert, wenn dergezählte Wert den entsprechenden Grenzwert erreicht.
Die Überlaufanzeige ist für jeden Zähler eingeschlossen.
13. Messung
Impulszählerlogik PCFCNTDie Impulszählerlogik-Funktion (PCFCNT) zählt die externerzeugten binären Impulse, z.B. Impulse von einem externenEnergiezähler, um die Energieverbrauchswerte zu berechnen.Die Impulse werden vom Binäreingangs-/-ausgangs-Modulerfasst und dann von der PCFCNT-Funktion ausgelesen. Überden Stations-Bus ist ein skalierter Messwert verfügbar. Umdiese Funktion zu erhalten, muss das spezielle binäreEingabemodul mit verbesserter Pulszähleigenschaft bestelltwerden.
Funktion für Energiemessung und Bedarfshandhabung(ETPMMTR)Der Messfunktionsblock (CVMMXN) kann zur Messung vonWirk- und Blindleistungswerten eingesetzt werden. DieFunktion für die Energieberechnung und Nachfragebearbeitung(ETPMMTR) verwendet gemessene Wirk- und Blindenergie alsEingang und berechnet die akkumulierten Wirk- undBlindenergie-Impulse in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung.Energiewerte können als Impulse abgelesen oder generiertwerden. Die Funktion bietet auch die Berechnung desmaximalen Leistungsbezuges. Diese Funktion umfasst dieNullpunktunterdrückung, um Signalrauschen vomEingangssignal zu entfernen. Ausgang der Funktion können
periodische Energiezählungen, Integration von Energiewerten,Berechnung von Energieimpulsen, Alarmsignale fürGrenzwertverletzung von Energiewerten und maximalerEnergiebezug sein.
Die Werte der Wirk- und Blindenergie werden aus denEingangsleistungswerten berechnet, indem sie über einenausgewählten Zeitraum tEnergy integriert werden. DieIntegration von Energiewerten der Wirk- und Blindleistungfindet in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung statt. DieseEnergiewerte sind als Ausgangssignale und alsImpulsausgänge verfügbar. Die Integration der Energiewertekann über die Eingänge (STARTACC und STOPACC) und dieEinstellung EnaAcc gesteuert werden und sie kann mitRSTACC auf die Anfangswerte zurückgesetzt werden.
Der Maximalbedarf für Wirk- und Blindleistung wird für daseingestellte Zeitintervall tEnergy berechnet und diese Wertewerden jede Minute über Ausgangskanäle aktualisiert. DieMaximalbedarfswerte für Wirk- und Blindleistung werden für dieVorwärts- und Rückwärtsrichtung berechnet und sie könnenmit RSTDMD auf die Anfangswerte zurückgesetzt werden.
14. Mensch-Maschine-Schnittstelle
Lokale HMI
IEC13000239-1-en.vsd
IEC13000239 V1 DE
Abb. 5. Lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle
Die LHMI des Geräts enthält folgende Elemente:
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
32 ABB
• Grafische Anzeige für die Darstellung einesbenutzerdefinierten Übersichtsschaltbildes und mit einerSchnittstelle für die Steuerung der Schaltanlage.
• Navigationstasten und fünf benutzerdefinierte Befehlstastenfür das schnelle Aufrufen von Befehlen im HMI-Baum odervon einfachen Befehlen.
• 15 benutzerdefinierte dreifarbige LEDs.• Kommunikationsanschluss für PCM600.
Das LHMI wird zur Einstellung, Überwachung und Steuerungverwendet.
15. Grundfunktionen des Geräts
ZeitsynchronisationMit dieser Funktion kann eine geeignete Quelle für dieZeitsynchronisation ausgewählt werden. Wenn die Uhrzeit imGerät synchronisiert ist, können Ereignisse und Störungsdatenzwischen allen Geräten in der Stationsleittechnik verglichenwerden. Bei Verwendung der Prozessbus-Kommunikationnach IEC 61850-9-2LE muss für das Gerät und die Merging-Unit die selbe Quelle genutzt werden.
16. Stationskommunikation
Protokolle der 670 SerieJedes Gerät ist mit einer Kommunikationsschnittstelleausgestattet, welches ihm ermöglicht, mit einem oder vielenSystemen bzw. Geräten auf Unterstationsebene über denStationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder über denStationsüberwachungs (SM-) Bus zu kommunizieren.
Folgende Kommunikationsprotokolle sind verfügbar:
• IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll• Kommunikationsprotokoll gemäß IEC 61850-9-2LE• LON-Kommunikationsprotokoll• SPA oder IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll
Theoretisch können verschiedene Protokolle im gleichen Gerätvereint werden.
IEC 61850-8-1-KommunikationsprotokollIEC 61850 Ed.1 oder Ed.2 kann über eine Einstellung imPCM600 ausgewählt werden. Das Gerät hat an seinerRückseite einen oder zwei Schnittstellen (bestellspezifisch) fürdas optische Ethernet für die IEC 61850-8-1Stationsbuskommunikation. Die Kommunikation gemäßIEC 61850-8-1 ist ebenfalls über den optischen Ethernet-Portan der Frontseite möglich. Das IEC 61850-8-1-Protokollgestattet intelligenten Geräten verschiedener Hersteller denInformationsaustausch und vereinfacht die Systemstruktur. DieGeräte zu Geräte-Kommunikation über GOOSE und Client-Server-Kommunikation über MMS werden unterstützt. DasLesen der Stördatenaufzeichnungsdatei (COMTRADE) kannüber MMS oder FTP erfolgen.
IEC 61850-9-2LEEin optischer Ethernet-Port mit Kommunikationsstandard IEC61850-9-2LE für den Prozessbus steht zur Verfügung. IEC61850-9-2LE gestattet nicht-konventionellen Messwandlern(Non Conventional Instrument Transformers, NCIT) Merging-Units (MU) oder separaten Merging-Units denInformationsaustausch mit dem Gerät und vereinfacht das SAEngineering.
LON KommunikationsprotokollVorhandene Stationen mit ABB-Stationsbus LON können unterVerwendung der optischen LON-Schnittstelle erweitert werden.Dies lässt eine volle SA Funktionalität inklusive horizontalerKommunikation und Kooperation zwischen den existierendenABB Geräten und dem Gerät der Serie 670 zu.
SPA KommunikationsprotokollEine einzelne Glas- oder Kunststoffschnittstelle wird für dasABB SPA Protokoll angeboten. Dies erlaubt einfacheErweiterungen des vorhandenen Automationssystems in derStation, aber die Hauptverwendung liegt imStationsüberwachungssystem bzw. Schaltanlagen-MonitoringSystem SMS.
IEC 60870-5-103 KommunikationsprotokollEine einzelne Glas- oder Kunststoffschnittstelle wird für denStandard IEC 60870-5-103 bereit gestellt. Dies ermöglicht dieKonstruktion einfacher Schaltanlagen-Automationssystemeunter Verwendung verschiedener Hersteller. Das Auslesen vonStördaten ist vorgesehen.
DNP3.0 KommunikationsprotokollEin elektrischer RS485 oder ein optischer Ethernet Port sind fürdie DNP3.0 Kommunikation verfügbar. DNP3.0 Level 2Kommunikation mit spontanen Ereignissen,Zeitsynchronisierung und Störfallberichterstattung wird für dieKommunikation mit RTU's, Gateways oder HMI Systemenangeboten.
Multiple Befehle und ÜbertragungWenn 670 Geräte in Schaltanlagen-Automationssystemen mitden LON-, SPA- oder IEC 60870-5-103-Kommunikationsprotokollen verwendet werden, werden dieFunktionsblöcke Ereignis und Multiple Befehle alsKommunikationsschnittstelle für vertikale Kommunikation mitder Stations-HMI und Gateway und als Schnittstelle fürhorizontale Peer-to-Peer-Kommunikation (nur über LON)eingesetzt.
IEC 62439-3 paralleles Redundanz-Protokoll (PRP)Redundante Stationsbus-Kommunikation gemäß IEC 62439-3Edition 1 und IEC 62439-3 Edition 2 ist als Option in 670 SerieGeräten verfügbar. Das IEC 62439-3 parallele Redundanz-Protokoll ist optional und die Auswahl wird bei Bestellungvorgenommen. Redundante Stationsbus-Kommunikationgemäß IEC 62439-3 verwendet Port AB und Port CD auf demOEM-Modul.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 33
17. Kommunikation zur Gegenseite
Analoge und binäre Singnalübertragung zur GegenstationDrei analoge und acht binäre Signale können zwischen zweiGeräten ausgetauscht werden. Diese Funktionalität wirdhauptsächlich für den Leitungsdifferentialschutz verwendet. Siekann aber auch in anderen Produkten verwendet werden. EinGerät kann mit bis zu 4 Geräten der Gegenstationkommunizieren.
Binärer Signaltransfer zur Gegenstation, 192 SignaleWenn der Kommunikationskanal nur für den Transfer binärerSignale genutzt wird, können bis zu 192 binäre Signalezwischen den beiden Geräten ausgetauscht werden. ZumBeispiel kann diese Funktionalität verwendet werden, umInformationen wie den Status der primären Schaltgeräte oderSignale zum Signalvergleichsverfahren zum Gerät derGegenstation zu senden. Ein Gerät kann mit bis zu 4 Gerätender Gegenstation kommunizieren.
Leitungsdaten-Kommunikationsmodul, Kurz- undMittelbereich LDCMDas Leitungsdaten-Kommunikationsmodul (LDCM) dient zurKommunikation zwischen den Geräten, die sich in einemAbstand von 110 km befinden, oder vom Gerät zu einemoptoelektrischen Wandler mit G.703- oder G.703E1-Schnittstelle, der sich in einem Abstand von <3 km befindet.Das LDCM-Modul sendet und empfängt Daten an ein anderesbzw. von einem anderen LDCM-Modul. Dabei wird das IEEE/ANSI-Standardformat C37.94 verwendet.
Galvanische X.21 Leitung, Datenkommunikationsmodul X.21-LDCMEin Modul mit eingebautem galvanischen X.21 Konverter, derz.B. an Modems für Hilfsaderleitungen verbunden werdenkann, ist ebenfalls verfügbar.
Galvanische Schnittstelle G.703 bzw. G.703E1Der externe galvanische Datenkommunikationskonverter G.703/G.703E1 führt eine optisch-galvanische Übertragung zurVerbindung an einen Multiplexer durch. Diese Einheiten wurdenfür den 64 kbit/s bzw. 2Mbit/s Betrieb entwickelt. Der Konverterwird mit 19" Rahmenmontagezubehör geliefert.
18. Hardware-Beschreibung
Hardware ModuleHilfsspannungsversorgungsmodul PSMDie Hilfsspannungsversorgung stellt die korrekten internenSpannungen bereit und isoliert das Gerät vollständig vomBatteriesystem. Ein interner Ausfall-Alarmausgang steht zurVerfügung.
Binäres Eingabemodul, BIMDas Binäreingangsmodul verfügt über 16 optisch isolierteEingänge und ist in zwei Versionen erhältlich, eineStandardversion und eine mit verbessertenImpulszählerfähigkeiten bei den Eingängen, die für
Impulszählerfunktion verwendet werden. Die binären Eingängesind frei programmierbar und können für die Eingabe logischerSignale zu allen Funktionen verwendet werden. Sie könnenauch in die Stördaten- und die Ereignisaufzeichnungfunktionenintegriert werden. Dies bietet umfassende Überwachung undAuswertung des Betriebes des Geräts und für alle damitverbundenen elektrischen Stromkreise.
Binäres Ausgabemodul, BOMDas binäre Ausgabemodul verfügt über 24 unabhängigeAusgänge und wird für alle Signalisierungszwecke und alsAuslöseausgang eingesetzt.
Statisches Binärausgangsmodul (SOM)Das statische binäre Ausgangsmodul hat sechs schnellestatische Ausgänge und sechs Relaisausgänge mit Wechslernfür die Verwendung in Anwendungen mit schnellenAnforderungen.
Binäres Ein-/Ausgabemodul, IOMDas binäre Ein-/Ausgangsmodul wird dann eingesetzt, wennnur wenige Ein- und Ausgangskanäle benötigt werden. Die 10Standardausgangskanäle werden als Auslöseausgänge oderzu beliebigen Signalisierungszwecken verwendet. Die beidenschnellen Signalausgangskanäle werden von Anwendungenverwendet, bei denen es auf eine kurze Ansprechzeit ankommt.Acht optisch isolierte binäre Eingänge sorgen für die benötigtenbinären Eingangsinformationen.
mA Eingangsmodul MIMDas Milliampere Eingangsmodul dient als Schnittstelle fürMesswandlersignale im Bereich von -20 bis +20 mA, zumBeispiel von Laststufensteller-Positions-, Temperatur- undDruck-Signalgebern. Das Modul verfügt über sechsunabhängige, galvanisch getrennte Kanäle.
Optisches Ethernet-Modul OEMDas optische Fast-Ethernet-Modul wird zur Verbindung einesGeräts mit den Kommunikationsbussen (z. B. dem Stationsbus)verwendet, welches das IEC 61850-8-1-Protokoll nutzt(rückseitiger OEM-Anschluss A, B). Der Prozessbus verwendetdas Protokoll IEC 61850-9-2LE (rückseitiger OEM-AnschlussC, D). Das Modul verfügt über eine oder zwei optischeSchnittstellen mit ST-Anschlüssen.
Serielle und LON Kommunikationsmodule SLM, unterstützenSPA/IEC 60870-5-103, LON und DNP 3.0Das serielle und LON Kommunikationsmodul (SLM) wird für dieKommunikation über SPA, IEC 60870-5-103, DNP3 und LONverwendet. Das Modul verfügt über zwei optischeKommunikationsschnittstellen für Kunststoff/Kunststoff,Kunststoff/Glas oder Glas/Glas. Eine der Schnittstellen wird zurseriellen Kommunikation verwendet (SPA, IEC 60870-5-103und DNP3-Port) und einer für die LON Kommunikation.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
34 ABB
Leitungsdaten-Kommunikationsmodul LDCMJedes Modul besitzt eine optische Schnittstelle für jedeGegenseite, mit dem das Gerät kommuniziert.
Alternative Karten für Langbereich (1550 nm Monomode-Faser), Mittelbereich (1310 nm Monomode-Faser) undKurzbereich (850 nm Multimode) erhältlich.
Galvanische X.21 Leitung, Datenkommunikationsmodul X.21-LDCMDas galvanische X.21-Datenkommunikationsmodul wird zumAnschluss an Fernmeldegeräte, z. B. Miet-Telefonleitungen,verwendet. Das Modul unterstützt die Datenkommunikation mit64 kbit zwischen den Geräten.
Anwendungsbeispiele:
• Leitungsdifferentialschutz• Binäre Signalübertragung
Galvanisches serielles RS485 KommunikationsmodulDas galvanische Kommunikationsmodul RS485 wird zurDNP3.0- und IEC 60870-5-103-Kommunikation eingesetzt.Das Modul ist mit einem RS485-Kommunikationsportausgestattet. Das RS485 ist ein symmetrisches, seriellesKommunikationsmodul, das wahlweise mit Zweidraht- oderVierdrahtkommunikation verwendet werden kann. Bei derZweidrahtkommunikation wird dasselbe Signal für RX und TXverwendet. Es liegt eine Mehrpunktkommunikation ohnedefinierten Master oder Slave vor. Bei dieser Variante muss dieAusgabe jedoch gesteuert werden. Bei derVierdrahtkommunikation liegen gesonderte Signale für die RX-und TX-Mehrpunktkommunikation mit einem definierten Mastervor, die übrigen sind Slaves. In diesem Fall wird kein speziellesSteuersignal benötigt.
GPS-Zeitsynchronisierungsmodul GTMDieses Modul beinhaltet einen GPS-Empfänger für dieZeitsynchronisation. Das GPS-Modul verfügt über einen SMA-Kontakt zum Anschluss an eine Antenne. Es beinhaltet aucheinen optischen PPS ST-Steckerausgang.
IRIG-B-ZeitsynchronisierungsmodulDas IRIG-B-Zeitsynchronisierungsmodul wird für die präziseZeitsynchronisierung des Geräts über eine Stations-Uhrverwendet.
Der Eingang für Impulse pro Sekunde (Pulse Per Second, PPS)ist für die Synchronisierung beim Einsatz von IEC 61850-9-2LEzu verwenden.
Elektrische (BNC) und optische Verbindung (ST) für 0XX und12X IRIG-B-Unterstützung.
Wandlereingangsmodul TRMDas Wandlereingangsmodul dient zur galvanischen Trennungund Anpassung der von den Strom- und Spannungswandlernerzeugten Sekundärströme und -spannungen. Das Modul
verfügt über 12 Eingänge in unterschiedlichen Kombinationenaus Strom- und Spannungseingängen.
Es können auch alternative Anschlüsse wie Ring- oderSchraubklemmen bestellt werden.
Hochohmige WiderstandseinheitEine Widerstandseinheit für Hochimpedanzschutz mitWiderständen für die Einstellung des Ansprechwerts und einemspannungsabhängigen Widerstand, ist als einphasige unddreiphasige Einheit verfügbar. Beide sind auf einer 1/1 19 Zoll-Geräteplatte mit Druckklemmen montiert.
Anordnung und AbmessungenAbmessungen
CB
D
E
A
IEC08000163-2-en.vsd
IEC08000163 V2 EN
Abb. 6. Gehäuse mit hinterer Abdeckung
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 35
xx08000165.vsd
JG
F
K
H
IEC08000165 V1 EN
Abb. 7. Gehäuse mit hinterer Abdeckung und 19”-Rahmenmontagesatz
IEC06000182-2-en.vsdIEC06000182 V2 EN
Abb. 8. Ein Gerät der 670 Serie der Größe 1/2 x 19” neben RHGS6.
Gehäusegrö-ße (mm)
A B C D E F G H J K
6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 242.1 255.8 205.7 190.5 203.7 - 228.6 -
6U, 3/4 x 19” 265.9 336.0 242.1 255.8 318.0 190.5 316.0 - 228.6 -
6U, 1/1 x 19” 265.9 448.3 242.1 255.8 430.3 190.5 428.3 465.1 228.6 482.6
Die Abmessungen H und K werden definiert durch den 19”-Rahmenmontagesatz
Montagealternativen• 19”-Rahmenmontageset• Einbau-Garnitur mit Ausschnittmaßen:
– 1/2 Gehäusegröße (Höhe) 254,3 mm (Breite) 210,1 mm– 3/4 Gehäusegröße (Höhe) 254,3 mm (Breite) 322,4 mm– 1/1 Gehäusegröße (Höhe) 254,3 mm (Breite) 434,7 mm
• Wandmontagesatz
Einzelheiten über lieferbare Befestigungsalternativen sieheBestellung.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
36 ABB
19. Anschlussdiagramme
AnschlussdiagrammeDie Anschlussdiagramme befinden sich auf der Geräte-Connectivity Package-DVD und sind Teil desProduktlieferumfangs.
Die neuesten Versionen der Anschlussdiagramme können unterder Adresse http://www.abb.com/substationautomationheruntergeladen werden.
Anschlussdiagramme für kundenspezifische Produkte
Anschlussdiagramm, 670 Serie 2.0 1MRK002801-AE
Anschlussdiagramme für vorkonfigurierte Produkte
Anschlussdiagramm, REC670 2.0, A30 1MRK002803-CA
Anschlussdiagramm, REC670 2.0, A31 1MRK002803-CD
Anschlussdiagramm, REC670 2.0, B30 1MRK002803-CB
Anschlussdiagramm, REC670 2.0, C30 1MRK002803-CC
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 37
20. Technische Daten
Allgemeines
Begriffsbestimmungen
Referenzwert Der spezifizierte Wert eines Einflussfaktors, auf welchen sich die Eigenschaften des Gerätes beziehen.
Bemessungsbereich Der Wertebereich einer Einflussgröße (eines Faktors), innerhalb welcher das Gerät die festgelegten Anforderungen unterden spezifizierten Bedingungen erfüllt.
Arbeitsbereich Der Wertebereich einer vorgegebenen Eingangsgrösse unter denen das Gerät unter bestimmten Bedingungen in der Lageist, seine vorgesehenen Funktionen laut den festgelegten Anforderungen zu erfüllen.
TRM - Eingangsgrößen, Bemessungs- und GrenzwerteAnaloge Eingänge
Tabelle 2. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte für Schutztransformatormodule
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Strom Ir = 1 oder 5 A (0.2-40) × Ir
Arbeitsbereich (0-100) x Ir
Belastbarkeit 4 × Ir dauernd100 × 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
Belastbarkeit 420 V dauernd450 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.
Tabelle 3. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte für Messtransformatormodule
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Strom Ir = 1 oder 5 A (0-1,8) × Irbei Ir = 1 A(0-1,6) × Irbei Ir = 5 A
Belastbarkeit 1,1 × Ir dauernd1,8 × Ir für 30 Min bei Ir = 1 A1,6 × Ir für 30 min bei Ir = 5 A
Bürde < 350 mVA bei Ir = 5 A< 200 mVA bei Ir = 1 A
Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V
Arbeitsbereich (0-340) V
Belastbarkeit 420 V dauernd450 V 10 s
Bürde < 20 mVA bei 110 V
Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
38 ABB
Tabelle 4. MIM - mA-Eingangsmodul
Menge: Bemessungswert: Bemessungsbereich:
Eingangswiderstand Rin = 194 Ohm -
Eingangsbereich ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA
-
Leistungsbedarfjedes mA-Moduljeder mA-Eingang
£ 2 W£ 0,1 W
-
Tabelle 5. OEM - Optisches-Ethernet-Modul
Menge Bemessungswert
Anzahl Kanäle 1 oder 2 (Port A, B für IEC 61850-8-1 und Port C, D für IEC 61850-9-2LE)
Standard IEEE 802.3u 100BASE-FX
Fasertyp 62.5/125 mm Multimode-Faser
Wellenlänge 1300 nm
Optischer Anschluss Typ ST
Kommunikationsgeschwindigkeit Fast Ethernet 100 Mbit/s
AC- und DC-Hilfsspannung
Tabelle 6. PSM Hilfsspannungsversorgungsmodul
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Hilfs-Gleichspannung, EL (Eingang) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V
EL ± 20 %EL ± 20 %
Leistungsbedarf 50 W typischerweise -
Einschaltspitze der Hilfsspannungsversorgung < 10 A während 0,1 s -
Binäre Ein-/Ausgänge
Tabelle 7. BIM - Binäreingangsmodul
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Binäre Eingänge 16 -
Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Leistungsbedarf24/30 V, 50mA48/60 V, 50mA110/125 V, 50mA220/250 V, 50mA220/250 V, 110mA
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingangmax. 0,5 W/Eingang
-
Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -
Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz
Entprellfilter einstellbar 1–20 ms
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 39
Tabelle 8. BIM - Binäreingangsmodul mit erweiterten Impulszählerfähigkeiten
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Binäre Eingänge 16 -
Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Leistungsbedarf24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
max. 0,05 W/Eingangmax. 0,1 W/Eingangmax. 0,2 W/Eingangmax. 0,4 W/Eingang
-
Zähler-Eingangsfrequenz 10 Impulse/s -
Symmetrische Zählereingangsfrequenz 40 Impulse/s -
Flattersperre Blockierung einstellbar 1-40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz
Tabelle 9. IOM- Binäres Ein-/Ausgangsmodul
Menge Bemessungswert Bemessungsbereich
Binäre Eingänge 8 -
Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V
RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %
Leistungsbedarf24/30 V, 50 mA48/60 V, 50 mA110/125 V, 50 mA220/250 V, 50 mA220/250 V, 110 mA
max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingangmax. 0,5 W/Eingang
-
Zähler Eingangsfrequenz 10 Impulse/s max
Kompensierter Zähler Eingangsfrequenz 40 Impulse/s max
Oszillierender Signal-Diskriminator Blockieren einstellbar 1-40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz
Entprellfilter einstellbar 1-20 ms
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
40 ABB
Tabelle 10. IOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)
Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais Schnelle Signalrelais (paralle-les Reed-Relais)
Binärausgänge 10 2
Max. Systemspannung 250 V AC, DC 250 V DC
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms 800 V DC
StromtragfähigkeitPro Relais, kontinuierlichPro Relais, 1 sPro Prozessanschluss-Pin, kontinuierlich
8 A10 A12 A
8 A10 A12 A
Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms 0.2 s1.0 s
30 A10 A
0.4 A0.4 A
Einschaltvermögen bei Wirklast 0.2 s1.0 s
30 A10 A
220-250 V/0,4 A110-125 V/0,4 A48-60 V/0,2 A24-30 V/0,1 A
Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos φ >0.4 250 V/8.0 A 250 V/8.0 A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A
Maximale kapazitive Last - 10 nF
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 41
Tabelle 11. IOM mit MOV und IOM 220/250 V, 110 mA - Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)
Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais Schnelle Signalrelais (parallele Reed-Relais)
Binärausgänge IOM: 10 IOM: 2
Max. Systemspannung 250 V AC, DC 250 V DC
Prüfspannung über offenen Kon‐takt, 1 Min
250 V rms 250 V rms
StromtragfähigkeitPro Relais, kontinuierlichPro Relais, 1 sPro Prozessanschluss-Pin, konti‐nuierlich
8 A10 A12 A
8 A10 A12 A
Einschaltvermögen bei induktiverLast mit L/R>10 ms0,2 s1,0 s
30 A10 A
0,4 A0,4 A
Einschaltvermögen bei Wirklast 0,2 s1,0 s
30 A10 A
220-250 V/0,4 A110-125 V/0,4 A48-60 V/0,2 A24-30 V/0,1 A
Ausschaltvermögen für Wechsel‐spannung, cos j>0,4
250 V/8,0 A 250 V/8,0 A
Ausschaltvermögen für Gleich‐spannung mit L/R < 40 ms
48 V/1 A110 V/0,4 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A
48 V/1 A110 V/0,4 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A
Maximale kapazitive Last - 10 nF
Tabelle 12. SOM - Statisches Ausgangsmodul (Referenzstandard: IEC 61810-2): Statische Binärausgänge
Funktion oder Menge Statische Auslöse-Binärausgänge
Bemessungsspannung 48 - 60 VDC 110 - 250 VDC
Anzahl der Ausgänge 6 6
Impedanz, offener Kontakt ~300 kΩ ~810 kΩ
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min Keine galvanische Trennung Keine galvanische Trennung
Stromtragfähigkeit:
kontinuierlich 5A 5A
1,0 s 10A 10A
Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitivenLast von 0,2 μF:
0,2 s 30A 30A
1,0 s 10A 10A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤40 ms
48V/1A 110V/0,4A
60V/0,75A 125V/0,35A
220V/0,2A
250V/0,15A
Schaltzeit <1 ms <1 ms
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
42 ABB
Tabelle 13. SOM, Statisches Ausgangsmodul - Daten (Referenzstandard: IEC 61810-2): Elektromechanische Relaisausgänge
Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais
Max. Systemspannung 250V AC/DC
Anzahl der Ausgänge 6
Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min 1000V rms
Stromtragfähigkeit:
kontinuierlich 8A
1,0 s 10A
Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitiven Last von 0,2 μF:
0,2 s 30A
1,0 s 10A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤ 40 ms 48V/1A
110V/0,4A
125V/0,35A
220V/0,2A
250V/0,15A
Tabelle 14. 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
StromtragfähigkeitPro Relais, kontinuierlichPro Relais, 1 sPro Prozessanschluss-Pin, kontinuierlich
8 A10 A12 A
Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0,2 s1,0 s
30 A10 A
Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos j>0,4 250 V/8,0 A
Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A
Einflussfaktoren
Tabelle 15. Einfluss von Temperatur und Luftfeuchte
Parameter Referenzwert Bemessungsbereich Einfluss
Umgebungstemperatur, Arbeits‐wert
+20 °C -10 °C bis +55 °C 0,02 %/°C
Relative LuftfeuchteArbeitsbereich
10%-90%0%-95%
10%-90% -
Lagerungstemperatur -40 °C bis +85 °C - -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 43
Tabelle 16. Einfluss der Hilfs-Versorgungsgleichspannung auf die Funktionalität während des Betriebs
Abhängigkeit von Referenzwert Innerhalb des Be-messungsbereichs
Einfluss
Welligkeit, in Versorgungsgleichspan‐nungArbeitsbereich
max. 2 %Vollwellengleich‐gerichtet
15 % von EL 0.01% /%
Hilfsspannungs-Abhängigkeit, Arbeits‐wert
± 20 % von EL 0.01% /%
Unterbrechung Hilfsgleichspannung
24-60 V DC ± 20 % 90-250 V DC ± 20 %
Unterbrechungsin‐tervall0–50 ms
Kein Neustart
0–∞ s Korrektes Verhalten bei Abschaltung
Wiedereinschal‐tungszeit
< 300 s
Tabelle 17. Frequenzeinfluss (Referenzstandard: IEC 60255–1)
Abhängigkeit von Innerhalb des Bemessungsbereichs Einfluss
Frequenzabhängigkeit, Arbeitswert fr ± 2,5 Hz für 50 Hzfr ± 3,0 Hz für 60 Hz
± 1,0 % / Hz
Oberschwingungsabhängigkeit (20 % Anteil) 2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ± 2,0 %
Oberschwingungsabhängigkeit für hochohmigen Differentialschutz(10 % Inhalt)
2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ±5.0%
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
44 ABB
Standardisierte Typprüfungen
Tabelle 18. Elektromagnetische Verträglichkeit
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards
1 MHz Störgrößen 2,5 kV IEC 60255-26
Immunitätstest für 100 kHz langsam gedämpfte, schwingende Wellen 2,5 kV IEC 61000-4-18, Klasse III
Ring-Wellen-Immunitätstest, 100 kHz 2-4 kV IEC 61000-4-12, Klasse IV
Stoßspannungs-Widerstandstest 2,5 kV, schwingend4,0 kV, schnell transient
IEEE/ANSI C37.90.1
Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung
15 kV Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung
IEC 60255-26 IEC 61000-4-2, Klasse IV
Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung
15 kV Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung
IEEE/ANSI C37.90.1
Schnelle transiente Störgrößen 4 kV IEC 60255-26, Zone A
Störfestigkeitsprüfung gegen Stoβspannungen 2-4 kV, 1,2/50 msenergiereich
IEC 60255-26, Zone A
Netzfrequente Störgrößen 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-26, Zone A
Leitungsgeführter Gleichtakt Immunitätstest 15 Hz-150 kHz IEC 61000-4-16, Klasse IV
Magnetfelder mit energietechnischen Frequenzen 1000 A/m, 3 s100 A/m, and.
IEC 61000-4-8, Klasse V
Immunitätsprüfung Impuls-Magnetfeld 1000 A/m IEC 61000-4-9, Klasse V
Test für gedämpftes schwingendes Magnetfeld 100 A/m IEC 61000-4-10, Klasse V
Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz
IEC 60255-26
Elektromagnetische Felder 20 V/m80-1000 MHz
IEEE/ANSI C37.90.2
Leitungsgeführte Störgrößen 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-26
Gestrahlte Störaussendung 30-5000 MHz IEC 60255-26
Gestrahlte Störaussendung 30-5000 MHz IEEE/ANSI C63.4, FCC
Leitungsgeführte Störaussendung 0,15-30 MHz IEC 60255-26
Tabelle 19. Isolierung
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard
Spannungsprüfung 2,0 kV AC, 1 min. IEC 60255-27
Stoßspannungsprüfung 5 kV, 1,2/50 ms, 0,5 J
Isolationswiderstand >100 MW bei 500 VDC
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 45
Tabelle 20. Umgebungsbedingungs-Prüfungen
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard
Prüfung im Kältebetrieb Test Ad für 16 h bei -25°C IEC 60068-2-1
Prüfung in der Kältelagerung Test Ad für 16 h bei -40°C IEC 60068-2-1
Prüfung im Trockenhitzebetrieb Test Bd für 16 h bei +70°C IEC 60068-2-2
Prüfung in der Trockenhitzelagerung Test Bd für 16 h bei +85 °C IEC 60068-2-2
Prüfung Temperaturänderung Test Nb für 5 Zyklen bei -25 °C bis +85 °C IEC 60068-2-14
Stationäre feuchte Wärmeprüfung Test Ca über 10 Tage bei +40 °C und einer Feuchtigkeit von 93 % IEC 60068-2-78
Zyklische feuchte Wärmeprüfung Test Db für 6 Zyklen bei +25 bis +55 °C und einer Feuchtigkeit von 93 bis95 % (1 Zyklus = 24 Stunden)
IEC 60068-2-30
Tabelle 21. CE-Konformität
Test Gemäß
Störfestigkeit EN 60255-26
Abstrahlung EN 60255-26
Niederspannungsrichtlinie EN 60255-27
Tabelle 22. Mechanische Prüfungen
Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards
Vibration-Reaktionsprüfung: Klasse II IEC 60255-21-1
Vibration-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-1
Stoßreaktionsprüfung: Klasse I IEC 60255-21-2
Stoß-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-2
Aufprallprüfung Klasse I IEC 60255-21-2
Erdbebensicherheitsprüfung Klasse II IEC 60255-21-3
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
46 ABB
Differentialschutz
Tabelle 23. Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösespannung (10-900) VI=U/R
± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95 % bei (30-900) V -
Maximale Leistungsaufnahme U>Auslöse2/Serie Widerstand ≤200 W -
Auslösezeit bei 0 bis 10 x Ud Min. = 5 msMax. = 15 ms
Rückfallzeit bei 10 bis 0 x Ud Min. = 75 msMax. = 95 ms
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -
Auslösezeit bei 0 bis 2 x Ud Min. = 25 msMax. = 35 ms
Rückfallzeit bei 2 bis 0 x Ud Min. = 50 msMax. = 70 ms
Kritische Impulsdauer 15 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Ud -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 47
Stromschutz
Tabelle 24. Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechstrom (5-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95 % bei (50-2500) % von IBase -
Auslösezeit bei 0 bis 2 x Iset Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
Rückfallzeit bei 2 bis 0 x Iset Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Auslösezeit bei 0 bis 10 x Iset Min. = 5 msMax. = 15 ms
-
Rückfallzeit bei 10 bis 0 x Iset Min. = 25 msMax. = 40 ms
-
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Iset -
Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -
Tabelle 25. Vierstufen-Leiter-Überstromschutz OC4PTOC
Funktion Einstellbereich Genauigkeit
Auslösestrom (5-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1.0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95 % bei (50-2500) % von lBase -
Freigabestrom für Richtungsver‐gleich
(1-10000) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Charakteristischer Winkel derFunktion (RCA)
(40,0-65,0) Grad ± 2.0 Grad
Arbeitswinkel (ROA) der Funktion (40,0-89,0) Grad ± 2.0 Grad
Blockierung 2. Oberschwingung (5–100)% von Grundfrequenz ±2.0% von Ir
Zeitverzögerung bei 0 bis 2 x Iset (0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem,welcher größer ist
Minimale Auslösezeit (0.000-60.000) s ± 2,0 % oder ± 40 ms, je nachdem,welcher größer ist
Abhängige Kennlinien, siehe Ta‐belle 103, Tabelle 104 und Tabel‐le 105
16 Kennlinientypen Siehe Tabelle 103, Tabelle 104 undTabelle 105
Ansprechzeit, Anregung bei 0 bis 2x Iset
Min. = 15 ms
Max. = 30 ms
Rückfallzeit, Anregung bei 2 bis 0 xIset
Min. = 15 ms
Max. = 30 ms
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
48 ABB
Tabelle 26. Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert des Stromes (5-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95 % bei (50–2500) % von lBase -
Auslösezeit bei 0 bis 2 x Iset Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
Rückfallzeit bei 2 bis 0 x Iset Min. = 15 msMax. = 25 ms
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Auslösezeit bei 0 bis 10 x Iset Min. = 5 msMax. = 15 ms
-
Rückfallzeit bei 10 bis 0 x Iset Min. = 25 msMax. = 35 ms
-
Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 10 x Iset -
Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 49
Tabelle 27. Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC Technische Daten
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 % bei (10-2500) % von lBase -
Charakteristischer Winkel (RCA)der Funktion
(-180 to 180) Grad ± 2,0 Grad
Freigebestrom für den Richtungs‐vergleich
(1–100) % von lBase Für RCA ± 60 Grad:± 2,5 % von Ir bei I ≤ Ir± 2,5 % von I bei I > Ir
Unabhängige Zeitverzögerung fürStufe 1, 2, 3 und 4 bei 0 bis 2 x Iset
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem,welcher größer ist
Abhängige Zeit-Kennlinien, sieheTabelle 103, Tabelle 104 und Ta‐belle 105
16 Kennlinientypen Siehe Tabelle 103, Tabelle 104und Tabelle 105
Stabilisierung mit der zweitenOberschwingung
(5-100) % der Grundschwingung ± 2,0% von Ir
Minimale polarisierende Span‐nung
(1-100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Minimaler polarisierender Strom (2-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Real-Teil der Quellimpedanz fürstrombasierte Polarisation
(0,50-1000,00) W/Leiter -
Imaginär-Teil der Quellimpedanzfür strombasierte Polarisation
(0,50-3000,00) W/Leiter -
Ansprechzeit, Anregung bei 0 bis2 x Iset
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 2 bis 0x Iset
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
50 ABB
Tabelle 28. Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) NS4PTOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösewert, Strom der Ge‐gensystemkomponente, Stufe1-4
(1-2500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95 % bei (10-2500) % von IBase -
Unabhängige Zeitverzögerungfür Stufe 1, 2, 3 und 4 bei 0 bis2 x Iset
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem,welcher größer ist
Inverse Kennlinien, siehe Ta‐belle 103, Tabelle 104 und Ta‐belle 105
16 Kurventypen Siehe Tabelle 103, Tabelle 104und Tabelle 105
Minimaler Auslösestrom fürStufen 1 - 4
(1,00 - 10000,00) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Charakteristischer Winkel(RCA) der Funktion
(-180 bis 180) Grad ± 2,0 Grad
Auslösewert, Strom der Ge‐gensystemkomponente fürRichtungsstabilisierung
(1–100) % von IBase Für RCA ± 60 Grad:± 2,5 % von Ir bei I ≤ Ir± 2,5 % von I bei I > Ir
Minimale Polarisierungsspan‐nung
(1-100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Minimaler Polarisierungsstrom (2-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Realteil der zur Strompolarisa‐tion im Gegensystem verwen‐deten Quellenimpedanz
(0,50-1000,00) W/Leiter -
Imaginärteil der zur Strompo‐larisation im Gegensystemverwendeten Quellenimpe‐danz
(0,50–3000,00) W/Leiter -
Ansprechzeit, Anregung bei 0bis 2 x Iset
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 2bis 0 x Iset
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Kritische Impulsdauer, Anre‐gung
10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit, Anregung typischerweise 15 ms -
Transiente Überreichweite <10 % bei τ = 100 ms -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 51
Tabelle 29. Empfindlicher Erdfehler- und Nullleistungsrichtungsschutz SDEPSDE
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösepegel für 3I0·cosj ge‐richteter Erdfehlerstrom
(0,25-200,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Auslösepegel für 3I0·3U0 cosjgerichtete Nullleistung
(0,25-200,00) % von SBase ± 1,0 % von Sr bei S £ Sr± 1,0% von S bei S > Sr
Auslösepegel für 3I0 und jErdfehlerstrom
(0,25-200,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Auslösepegel für Erdfehler-Überstrom
(1,00-400,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Auslösepegel für Verlage‐rungsspannung
(1,00-200,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U £ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Freigabe Erdfehlerstrom für al‐le gerichteten Modi
(0,25-200,00) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Freigabe Verlagerungsspan‐nung für alle gerichteten Modi
(1,00-300,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U £ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Auslösezeit für Erdfehlerstrombei 0 bis 2 x Iset
Min. = 40 ms
Max. = 65 ms
Rückfallzeit für Erdfehlerstrombei 2 bis 0 x Iset
Min. = 40 ms
Max. = 65 ms
Auslösezeit für Erdfehlerrich‐tungsschutz bei 0 bis 2 x Iset
Min. = 115 ms
Max. = 165 ms
Rückfallzeit für Erdfehlerrich‐tungsschutz bei 2 bis 0 x Iset
Min. = 25 ms
Max. = 65 ms
Unabhängige Zeitverzögerungfür Verlagerungsspannung bei0,8 bis 1,2 x Uset
(0,000 – 60,000) s ± 0,2 % oder ± 80 ms, je nachdem,welcher größer ist
Unabhängige Zeitverzögerungfür Erdfehlerstrom bei 0 bis 2 xIset
(0,000 – 60,000) s ± 0,2 % oder ± 80 ms, je nachdem,welcher größer ist
Unabhängige Zeitverzögerungfür Erdfehlerrichtungsschutzbei 0 bis 2 x Iset
(0,000 – 60,000) s ± 0,2 % oder ± 180 ms, je nachdem,welcher größer ist
Abhängige Kennlinien 16 Kurventypen Siehe Tabelle 103, Tabelle 104 undTabelle 105
Charakteristischer Winkel desRelais (RCA)
(-179 bis 180) Grad ± 2,0 Grad
Arbeitswinkel des Relais(ROA)
(0 bis 90) Grad ± 2,0 Grad
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
52 ABB
Tabelle 30. Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante LCPTTR/LFPTTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Referenzstrom (2-400) % von IBase ±1,0% von Ir
Referenztemperatur (0-300)°C, (0 - 600)°F ±1,0 °C, ± 2,0 °F
Auslösezeit:
2 2
2 2 2
ln p
Trip Amb
p ref
ref
I It
T TI I I
T
t-
=-
- - ×
é ùê úê úê úê úë û
EQUATION13000039 V2 EN (Gleichung 1)
TITrip:= eingestellte AuslösetemperaturTAmb = UmgebungstemperaturTref = Temperaturanstieg über Umgebung bei IrefIref = Referenz-LaststromI = tatsächlich gemessener StromIp = Laststrom bevor eine Überlast auftritt
Zeitkonstante t = (1–1000)Minuten
IEC 60255-8, ± 5,0 % oder ±200 ms, je nachdem, welcher grö‐ßer ist
Alarmtemperatur (0-200)°C, (0-400)°F ± 2,0 °C, ± 4,0 °F
Auslösetemperatur (0-300)°C, (0-600)°F ± 2,0 °C, ± 4,0 °F
Rückfalltemperatur (0-300)°C, (0-600)°F ± 2,0 °C, ± 4,0 °F
Tabelle 31. Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Referenzstrom 1 und 2 (30–250) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Auslösezeit:
2 2
2 2p
ref
I It ln
I It
æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø
EQUATION1356 V2 DE (Gleichung 2)
I = tatsächlich gemessener StromIp = Laststrom, bevor ÜberlastauftrittIref = Referenzlaststrom
Ip = Strom vor dem Auftreten einerÜberlastZeitkonstante τ = (1-500) Minuten
± 5,0 % oder ±200 ms, je nachdem, welcher größer ist
Alarmpegel 1 und 2 (50–99) % des AuslösewertsWärmegehalt
± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Auslösestrom (50–250) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Rückfalltemperatur (10-95)% der Wärmeinhaltsaus‐lösung
± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 53
Tabelle 32. Schalterversagerschutz CCRBRF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprech-Leiterstrom (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Leiterstrom > 95% -
Ansprech-Erdfehlerstrom (2-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Erdfehlerstrom > 95% -
Leiterstrompegel für Blockierung der Kontaktfunktion (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95% -
Ansprechzeit für Stromerkennung typischerweise 10 ms -
Rückfallzeit für Stromerkennung 15 ms maximal -
Unabhängige Zeitverzögerung für Auslösewiederholung bei 0 bis 2x Iset
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem,welcher größer ist
Zeitverzögerung für Mitnahmeauslösung bei 0 bis 2 x Iset (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem,welcher größer ist
Zeitverzögerung für Mitnahmeauslösung bei mehrpoliger Anre‐gung bei 0 bis 2 x Iset
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 20 ms, je nachdem,welcher größer ist
Zusätzliche Zeitverzögerung für zweite Mitnahmeauslösung bei 0bis 2 x Iset
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 20 ms, je nachdem,welcher größer ist
Zeitverzögerung für Alarm für nicht bereiten Leistungsschalter (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem,welcher größer ist
Tabelle 33. T-Zonenschutz STBPTOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Betriebsstrom (5-2500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis > 95 % bei (50-2500) % von IBase -
Zeitverzögerung bei 0 bis 2 x Iset (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ±30 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Auslösezeit, Anregung bei 0 bis 2 x Iset Min. = 10 msMax. = 20 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 2 bis 0 x Iset Min. = 10 msMax. = 20 ms
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Tabelle 34. Polgleichlaufüberwachung CCPDSC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösestrom (0–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Unabhängige Zeitverzögerungzwischen Auslösebedingung undAuslösesignal
(0.000–60.000) s ± 0,2 % oder ± 25 ms, je nachdem, welcher größer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
54 ABB
Tabelle 35. Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Leistung-Ansprechwertfür Stufe 1 und Stufe 2
(0,0-500,0) % von SBase ± 1,0 % von Sr bei S ≤ Sr± 1,0 % von S bei S > Srdabei gilt
1.732r r rS U I= × ×
Kennlinienwinkelfür Stufe 1 und Stufe 2
(-180,0-180,0) Grad ± 2,0 Grad
Unabhängige Zeitverzögerung für Ansprechenfür Stufe 1 und Stufe 2 bei 2 bis 0,5 x Sr undk=0,000
(0,01-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem, welcher grö‐ßer ist
Tabelle 36. Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Leistung-Ansprechwertfür Stufe 1 und Stufe 2
(0,0–500,0) % von SBase
± 1,0 % von Sr bei S ≤ Sr± 1,0 % von S bei S > Sr
Kennlinienwinkelfür Stufe 1 und Stufe 2
(-180.0-180.0) Grad ± 2,0 Grad
Auslösezeit, Anregung bei 0,5 bis 2 x Sr undk=0,000
Min. = 10 ms
Max. = 25 ms
Rückfallzeit, Anregung bei 2 bis 0,5 x Sr undk=0,000
Min. = 35 ms
Max. = 55 ms
Unabhängige Zeitverzögerung für Ansprechenfür Stufe 1 und Stufe 2 bei 0,5 bis 2 x Sr undk=0,000
(0,01-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem, welcher grö‐ßer ist
Tabelle 37. Leiterbrucherkennung BRCPTOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Minimale Leiterstromgröße (5–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Pegel für unsymmetrischen Strom (50–90) % des Maximalstroms ± 1,0 % von Ir
Auslösezeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem, welcher größer ist
Rückfallzeitverzögerung (0,010-60,000) s ± 0,2 % oder ± 30 ms, je nachdem, welcher größer ist
Anregezeit bei Stromänderung von Ir auf 0 Min. = 25 msMax. = 35 ms
-
Rückfallzeit bei Stromänderung von 0 auf Ir Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 55
Tabelle 38. Kondensatorbatterieschutz CBPGAPC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösewert, Überstrom (10-900) % von lBase ± 2,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 2,0 % von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Überstrom > 95 % bei (100-900) % von IBase -
Anregezeit, Überstrom, bei 0 bis 2 x Iset Min. = 5 msMax. = 20 ms
-
Rückfallzeit, Überstrom, bei 2 x Iset bis 0 Min. = 25 msMax. = 40 ms
-
Kritische Impulsdauer, Überstromschutz-Anregung 2 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset1 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Iset
-
Impulsbereichszeit, Überstromschutz-Anregung typischerweise 10 ms
Auslösewert, Unterstrom (5-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Rückfallverhältnis, Unterstrom < 105 % bei (30-100) % von IBase -
Auslösewert, Wiederanlaufsperrfunktion (4-1000) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir
Auslösewert, Blindleistung-Überlastfunktion (10-900) % ± 1,0 % von Sr bei S ≤ Sr± 1,0 % von S bei S > Sr
Auslösewert, Spannungsschutzfunktion für Oberschwingungs-Überlast(unabhängig)
(10-500) % ± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Auslösewert, Spannungsschutzfunktion für Oberschwingungs-Überlast(abhängig)
(80-200)% ± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Abhängige Zeitkennlinie Gemäß IEC 60871-1 (2005) und IEEE/ANSI C37.99 (2000)
± 20% oder ± 200 ms, jenachdem, welcher größerist
Maximale Auslöseverzögerung, Oberschwingungs-Überlast AMZ (0,05-6000,00) s ± 20% oder ± 200 ms, jenachdem, welcher größerist
Mindest-Auslöseverzögerung, Oberschwingungs-Überlast AMZ (0,05-60,00) s ± 20% oder ± 200 ms, jenachdem, welcher größerist
Unabhängige Zeitverzögerung, Überstrom bei 0 bis 2 x Iset (0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 30 ms, jenachdem, welcher größerist
Unabhängige Zeitverzögerung, Unterstrom bei 2 x Iset bis 0 (0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 60 ms, jenachdem, welcher größerist
Unabhängige Zeitverzögerung, Blindleistungs-Überlastfunktion bei 0 bis2 x QOL>
(1,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 60 ms, jenachdem, welcher größerist
Unabhängige Zeitverzögerung, Oberschwingungs-Überlast bei 0 bis 2 xHOL>
(0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, jenachdem, welcher größerist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
56 ABB
Spannungsschutz
Tabelle 39. Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, beide Stufen (1,0-100,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Absolute Hysterese (0,0-50,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Interne Sperrebene, Stufe 1 und Stufe 2 (1-50) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Zu den abhängigen Kennlinien für die Stufe 1 und Stufe 2 sieheTabelle 107
- Siehe Tabelle 107
Unabhängige Zeitverzögerung, Stufe 1 bei 1,2 bis 0 x Uset (0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem,welcher größer ist
Unabhängige Zeitverzögerung, Stufe 2 bei 1,2 bis 0 x Uset (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem,welcher größer ist
Minimale Auslösezeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem,welcher größer ist
Ansprechzeit, Anregung bei 2 bis 0 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 0 bis 2 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Ansprechzeit, Anregung bei 1,2 bis 0 x Uset Min. = 5 msMax. = 25 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 0 bis 1,2 x Uset Min. = 15 msMax. = 35 ms
-
Kritische Impulsdauer 5 ms typischerweise bei 1,2 bis 0 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 57
Tabelle 40. Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösespannung, Stufe 1 und 2 (1,0-200,0) % von UBase ± 0.5 % von Ur at U ≤ Ur± 0.5 % von U bei U > Ur
Absolute Hysterese (0,0-50,0) % von UBase ± 0.5 % von Ur at U ≤ Ur± 0.5 % von U bei U > Ur
Zu den abhängigen Kennlinien für die Stufen 1 und 2 sieheTabelle 106
- Siehe Tabelle 106
Überstromschutz Zeitverzögerung niedrige Stufe (Stufe 1) bei0 bis 1,2 x Uset
(0,00 - 6000,00) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist
Überstromschutz Zeitverzögerung hohe Stufe (Stufe 2) bei 0bis 1,2 x Uset
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist
Minimale Auslösezeit, abhängige Kennlinien (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist
Ansprechzeit, Anregung bei 0 bis 2 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 2 bis 0 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Ansprechzeit, Anregung bei 0 bis 1,2 x Uset Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 1,2 bis 0 x Uset Min. = 5 msMax. = 25 ms
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
58 ABB
Tabelle 41. Zweistufiger Nullspannungsschutz ROV2PTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösespannung, Stufe 1 und Stufe 2 (1,0-200,0) % von UBase ± 0,5% von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Absolute Hysterese (0,0-50,0) % von UBase ± 0,5% von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, sieheTabelle 108
- Siehe Tabelle 108
Unabhängige Zeitverzögerung niedrige Stufe (Stufe 1) bei 0 bis1,2 x Uset
(0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist
Unabhängige Zeitverzögerung hohe Stufe (Stufe 2) bei 0 bis 1,2x Uset
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist
Minimale Auslösezeit (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist
Ansprechzeit, Anregung bei 0 bis 2 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 2 bis 0 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Ansprechzeit, Anregung bei 0 bis 1,2 x Uset Min. = 20 msMax. = 35 ms
-
Rückfallzeit, Anregung bei 1,2 bis 0 x Uset Min. = 5 msMax. = 25 ms
-
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Tabelle 42. Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Spannungsdifferenz für Alarm-und Auslöse-Stufe
(2,0-100,0) % von UBase ± 0,5% von Ur
Niederspannungspegel (1,0-100,0) % von UBase ± 0,5% von Ur
Zeitverzögerung für Spannungs‐differentialschutz Warnung bei0,8 bis 1,2 x UDAlarm
(0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem, welcher größer ist
Zeitverzögerung für Spannungs‐differentialschutz Auslösung bei0,8 bis 1,2 x UDTrip
(0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem, welcher größer ist
Zeitverzögerung für Spannungs‐differentialschutz Rücksetzen bei1,2 bis 0,8 x UDTrip
(0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 40 ms, je nachdem, welcher größer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 59
Tabelle 43. Spannungsausfallschutz LOVPTUV
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösespannung (1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Impulszeitgeber bei Trennung al‐ler drei Phasen
(0,050-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Zeitverzögerung bis zur Aktivie‐rung der Schutzfunktionen nachSpannungsrückkehr
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem, welcher größer ist
Auslöse-Zeitverzögerung beiTrennung aller drei Phasen
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem, welcher größer ist
Zeitverzögerung bis zur Blockie‐rung, wenn nicht alle drei Leiter-Erde-Spannungen niedrig sind
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem, welcher größer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
60 ABB
Frequenzschutz
Tabelle 44. Unterfrequenzschutz SAPTUF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösewert, Funktion bei symmetrischer Drei-Lei‐terspannung
(35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz
Ansprechzeit, Anregung bei fset + 0,02 Hz bis fset -0,02 Hz fr = 50 Hz
Min. = 80 ms
-Max. = 95 ms
fr = 60 HzMin. = 65 ms
Max. = 80 ms
Rückfallzeit, Anregung bei fset - 0,02 Hz bis fset+ 0,02 Hz
Min. = 15 msMax. = 30 ms -
Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion bei fset+ 0,02 Hz bis fset - 0,02 Hz
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 100 ms, je nachdem, welcher größer ist
Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion bei fset -0,02 Hz bis fset + 0,02 Hz
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 120 ms, je nachdem, welcher größer ist
Spannungsabhängige Zeitverzögerung Einstellungen:UNom=(50-150)% von UbaseUMin=(50-150)% von UbaseExponent=0,0-5,0tMax= (0,010-60,000) stMin= (0,010-60,000) s
± 1,0% oder ± 120 ms, je nachdem, welcher größer ist
( )ExponentU UMin
t tMax tMin tMinUNom UMin
-= × - +
-é ùê úë û
EQUATION1182 V1 DE (Gleichung 3)
U=Umeasured
Tabelle 45. Überfrequenzschutz SAPTOF
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösewert, Funktion bei symmetrischer Drei-Leiterspannung (35,00-90,00) Hz ± 2,0 mHz
Ansprechzeit, Anregung bei fset - 0,02 Hz bis fset + 0,02 Hz fr = 50 Hz Min. = 80 msMax. = 95 ms
-
fr = 60 Hz Min. = 65 msMax. = 80 ms
Rückfallzeit, Anregung bei fset + 0,02 Hz bis fset - 0,02 Hz Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion bei fset -0,02 Hz bis fset + 0,02 Hz (0,000-60,000) s ± 0,2 % ± 100 ms, jenachdem, welchergrößer ist
Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion bei fset + 0,02 Hz bis fset - 0,02 Hz (0,000-60,000) s ± 0,2 % ± 120 ms, jenachdem, welchergrößer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 61
Tabelle 46. Frequenzänderungsschutz SAPFRC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösezeit, Anregefunktion (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s
Auslösewert, Wiederherstellung der Frequenz (45,00-65,00) Hz ± 2,0 mHz
Wiederherstellungs-Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 100 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Zeitverzögerung für Frequenzgradienten-Auslösung (0,200-60,000) s ± 0,2 % oder ± 120 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Rückfallzeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 250 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Tabelle 47. Frequenzzeit-Akkumulationsschutz FTAQFVR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösewert, oberer Frequenz-Grenzwert beisymmetrischer Drei-Leiterspannung
(35,00 – 90,00) Hz ± 2,0 mHz
Auslösewert, unterer Frequenz-Grenzwert beisymmetrischer Drei-Leiterspannung
(30,00 – 85,00) Hz ± 2,0 mHz
Auslösewert, obere und untere Spannungs‐grenze für die Prüfung der Spannungsband‐grenze
(0,0 – 200,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Auslösewert, Stromanregewert (5,0 – 100,0) % von IBase ± 1,0 % von Ir
Unabhängige Zeitverzögerung für die ständigeZeitgrenze bei fset+ 0,02 Hz bis fset-0,02 Hz
(0,0 – 6000,0) s ± 0,2 % oder ± 200 ms, je nachdem, welchergrößer ist
Unabhängige Zeitverzögerung für die kumulati‐ve Zeitgrenze bei fset+ 0,02 Hz bis fset-0,02 Hz
(10,0 – 90000,0) s ± 0,2 % oder ± 200 ms, je nachdem, welchergrößer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
62 ABB
Multifunktionsschutz
Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Messstromeingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, -Ge‐gensystem, -3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L
-
Basisstrom (1 - 99999) A -
Messspannungseingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, -Ge‐gensystem, -3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L
-
Basisspannung (0.05 - 2000.00) kV -
Ansprechwert Überstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 5000) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I≤Ir± 1,0 % von I für I>Ir
Ansprechwert Unterstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 150) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I≤Ir± 1,0 % von I für I>Ir
Unabhängige Zeitverzögerung, Überstrom bei 0 bis 2 x Iset (0.00 - 6000.00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Unabhängige Zeitverzögerung, Unterstrom bei 2 bis 0 x Iset (0.00 - 6000.00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Übersstrom:
Ansprechzeit bei 0 bis 2 x Iset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit bei 2 bis 0 x Iset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Unterstrom:
Ansprechzeit bei 2 bis 0 x Iset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit bei 0 bis 2 x Iset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Siehe Tabelle 103 und Tabelle 104 Parameterbereiche für kundenspezifischeCharakteristik 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 103 und Tabel‐le 104
Spannungspegel, ab dem Spannungsspeicher übernommen wird (0,0 - 5,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Ansprechwert Überspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 200,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U ≤ Ur± 0,5 % von U für U > Ur
Ansprechwert Unterspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 150,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U ≤ Ur± 0,5 % von U für U > Ur
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 63
Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC , Fortsetzung
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Unabhängige Zeitverzögerung, Überspannung bei 0,8 bis 1,2 x Uset (0.00 - 6000.00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Unabhängige Zeitverzögerung, Unterspannung bei 1,2 bis 0,8 xUset
(0.00 - 6000.00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Überspannung:
Ansprechzeit bei 0,8 bis 1,2 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit bei 1,2 bis 0,8 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Unterspannung:
Ansprechzeit bei 1,2 bis 0,8 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Rückfallzeit bei 1,2 bis 0,8 x Uset Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Spannungsgrenzbereich Ober- und Untergrenze, spannungsab‐hängige Charakteristik
(1,0 - 200,0) % von UBase ± 1,0 % von Ur für U ≤ Ur± 1,0 % von U für U > Ur
Gerichtete Funktion Einstellbar: ungerichtet, vorwärts undrückwärts
-
Charakteristischer Winkel (RCA) der Funktion (-180 bis +180) Grad ±2,0 Grad
Auslösewinkel (ROA) der Funktion (1 to 90) Grad ±2,0 Grad
Rückfallverhältnis, Überstrom > 95% -
Rückfallverhältnis, Unterstrom < 105% -
Rückfallverhältnis, Überspannung > 95% -
Rückfallverhältnis, Unterspannung < 105% -
Übersstrom:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Unterstrom:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Überspannung:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0,8 bis 1,2 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Unterspannung:
Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 1,2 bis 0,8 x Uset -
Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
64 ABB
Tabelle 49. Spannungsgesteuerter Überstromschutz VRPVOC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert Überstrom (2,0-5000,0) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I≤Ir± 1,0 % von I bei I>Ir
Rückfallverhältnis, Überstrom > 95%
Ansprechzeit, Anregung Überstrom bei 0 bis 2 x Iset Min. = 15 ms
Max. = 30 ms
Rückfallzeit, Anregung Überstrom bei 0 bis 2 x Iset Min. = 15 ms
Max. = 30 ms
Unabhängige Zeitverzögerung bei 0 bis 2 x Iset (0,00 - 6000,00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Abhängige Zeitcharakteristiken 13 Kurventypen ANSI/IEEE C37.112IEC 60255–151±5,0 % oder ± 40 ms, je nach‐dem, welcher größer ist0,10 ≤ k ≤ 3,001,5 x Iset ≤ I ≤ 20 x IsetSiehe Tabelle und Tabelle
Minimale Ansprechzeit für abhängige Zeitcharakteristik (0,00-60,00) s ± 0,2% oder ± 35 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Obere Spannungsgrenze, spannungsabhängige Auslösung (30,0-100,0) % von UBase ± 1,0% von Ur
Anregung Unterspannung (2,0-100,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Rückfallverhältnis, Unterspannung < 105 %
Ansprechzeit Anregung Unterspannung bei 2 bis 0 x Uset Min. = 15 ms -
Max. = 30 ms
Rückfallzeit Anregung Unterspannung bei 0 bis 2 x Uset Min. = 15 ms -
Max. = 30 ms
Unabhängige Zeitverzögerung, Unterspannung bei 2 bis 0 x Uset (0,00 - 6000,00) s ± 0,2% oder ± 35 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Interne Unterspannungsblockierung (0,0-5,0) % von UBase ± 0,25 % von Ur
Überstrom:Kritische ImpulsdauerImpulsbereichszeit
10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Isettypischerweise 15 ms
-
Unterspannung:Kritische ImpulsdauerImpulsbereichszeit
10 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Usettypischerweise 15 ms
-
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 65
Sekundärsystem-Überwachung
Tabelle 50. Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösestrom (10-200) % von IBase ± 10,0% von Ir bei I ≤ Ir± 10,0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Auslösestrom >90%
Blockierstrom (20-500) % von IBase ± 5,0% von Ir bei I ≤ Ir± 5,0% von I bei I > Ir
Rückfallverhältnis, Blockierstrom > 90% bei (50-500) % von IBase
Tabelle 51. Spannungswandlerkreis-Überwachung FUFSPVC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechspannung, Nullsystem (1-100) % von UBase ± 0,5 % von UV
Ansprechstrom, Nullsystem (1–100) % von IBase ± 0,5% von Ir
Ansprechspannung, Gegensystem (1-100) % von UBase 0,5 % von Ur
Ansprechstrom, Gegensystem (1–100) % von IBase ± 0,5% von Ir
Ansprechspannung, Änderungswert (1-100) % von UBase ± 10,0% von Ur
Ansprechstrom, Änderungswert (1–100) % von IBase ± 10,0% von Ir
Ansprechwert Leiter-Leiter-Spannung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Ansprechwert Leiterstrom (1–100) % von IBase ± 0,5% von Ir
Ansprechwert spannungslose Leitung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Ansprechwert stromlose Leitung (1–100) % von IBase ± 0,5% von Ir
Ansprechzeit, Anregung, 1-systemig, bei 1bis 0 x Ur
Min. = 10 msMax. = 25 ms
-
Rückfallzeit, Anregung, 1-systemig, bei 0 bis1 x Ur
Min. = 15 msMax. = 30 ms
-
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
66 ABB
Tabelle 52. Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechwert, Blockierung desSpannungswandlerkreises
(10,0-80,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Rückfallverhältnis < 110%
Ansprechzeit, Blockierung desSpannungswandlerkreises bei 1bis 0 x Ur
Min. = 5 ms –
Max. = 15 ms
Rückfallzeit, Blockierung desSpannungswandlerkreises bei 0bis 1 x Ur
Min. = 15 ms –
Max. = 30 ms
Ansprechwert, Alarm für Pilot-Spannungswandlerkreis
(10,0-80,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Rückfallverhältnis < 110% –
Ansprechzeit, Alarm für Pilot-Spannungswandlerkreis bei 1 bis0 x Ur
Min. = 5 ms –
Max. = 15 ms
Rückfallzeit, Alarm für Pilot-Span‐nungswandlerkreis bei 0 bis 1 x Ur
Min. = 15 ms –
Max. = 30 ms
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 67
Steuerung
Tabelle 53. Synchronisierung, Synchronkontrolle und Zuschaltüberprüfung SESRSYN
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Phasenwinkeldifferenz, jline - jbus (-180 to 180) Grad -
Oberer Spannungsgrenzwert für Synchronisierung und Synchronkontrolle (50,0-120,0) % von UBase ± 0,5% von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Rückfallverhältnis, Synchronkontrolle > 95% -
Frequenzdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung für Syn‐chronkontrolle
(0,003-1,000) Hz ± 2,5 mHz
Phasenwinkeldifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung fürSynchronkontrolle
(5,0-90,0) Grad ± 2,0 Grad
Spannungsdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung für Syn‐chronisierung und Synchronkontrolle
(0,02-0,5) p.u. ± 0,5 % von Ur
Zeitverzögerungsausgang für Synchronkontrolle, wenn die Winkeldifferenzzwischen Sammelschiene und Leitung von „PhaseDiff“ + 2 Grad auf „Pha‐seDiff“ - 2 Grad springt
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem,welcher größer ist
Frequenzdifferenz-Minimalgrenze für Synchronisierung (0,003-0,250) Hz ± 2,5 mHz
Frequenzdifferenz-Maximalgrenze für Synchronisierung (0,050-0,500) Hz ± 2,5 mHz
Maximal erlaubte Frequenzänderung (0,000-0,500) Hz/s ± 10,0 mHz/s
Dauer des Einschaltimpulses des Leistungsschalters (0,050-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem,welcher größer ist
tMaxSynch, setzt die Synchronisierfunktion zurück, wenn kein Einschalt‐vorgang vor der eingestellten Zeit durchgeführt wurde.
(0,000-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem,welcher größer ist
Minimale Zeit um Synchronisierbedingungen entgegenzunehmen (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, je nachdem,welcher größer ist
Spannungsobergrenze für Zuschaltprüfung (50,0-120,0) % von UBase ± 0,5% von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Rückfallbereich, Spannungsobergrenze > 95% -
Spannungsuntergrenze für Zuschaltprüfung (10,0-80,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Rückfallbereich, Spannungsuntergrenze < 105% -
Maximalspannung für die Zuschaltung (50,0-180,0) % von UBase ± 0,5% von Ur bei U ≤ Ur± 0,5 % von U bei U > Ur
Zeitverzögerung für Zuschaltüberprüfung, wenn die Spannung von 0 auf90 % von Urated springt
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 100 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Ansprechzeit für Synchronkontroll-Funktion, wenn die Winkeldifferenz zwi‐schen Sammelschiene und Leitung von „PhaseDiff“ + 2 Grad auf „Phase‐Diff“ - 2 Grad springt
Min. = 15 msMax. = 30 ms
–
Ansprechzeit für Zuschaltüberprüfung, wenn die Spannung von 0 auf 90 %von Urated springt
Min. = 70 msMax. = 90 ms
–
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
68 ABB
Tabelle 54. Automatische Wiedereinschaltung (AWE) SMBRREC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Anzahl der Wiedereinschaltversuche 1 - 5 -
Pausenzeit der Wiedereinschaltautomatik:Versuch 1 - t1 1-poligVersuch 1 - t1 2-poligVersuch 1 - t1 3-polig, KurzzeitVersuch 1 - t1 3-polig
(0,000-120,000) s
± 0,2 % oder ± 35 ms, jenachdem, welcher größerist
Versuch 2 - t2 3-poligVersuch 3 - t3 3-poligVersuch 4 - t4 3-poligVersuch 5 - t5 3-polig
(0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, jenachdem, welcher größerist
Erweiterte Pausenzeit der Wiedereinschaltautomatik (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, jenachdem, welcher größerist
Minimale Zeit, in der der Leistungsschalter eingeschaltet sein muss, bevor die AWE für denZyklus bereit ist
(0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 35 ms, jenachdem, welcher größerist
Maximale Auslöseimpulsdauer (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, jenachdem, welcher größerist
Sperrzeit (0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, jenachdem, welcher größerist
Wiedereinschaltimpulslänge (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, jenachdem, welcher größerist
Warten auf die Masterfreigabe (0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, jenachdem, welcher größerist
Sperrung Rückfallzeit (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, jenachdem, welcher größerist
Wiedereinschaltautomatik maximale Wartezeit für die Synchronisation (0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, jenachdem, welcher größerist
Überprüfungszeit vor erfolgloser AWE (0,00-6000,00) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, jenachdem, welcher größerist
Wirkzeit nach dem Wiedereinschaltbefehl vor Durchführung des nächsten Versuches (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, jenachdem, welcher größerist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 69
Tabelle 55. Spannungsregelung TR1ATCC und TR8ATCC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Transformatorreaktanz (0.1-200.0) Ω/ primär -
Zeitverzögerung für Tieferbefehl falls "schnelle Rückstufung" aktiviert (1.0-100.0) s -
Spannungsregelung Sollspannung (85,0–120,0) % von UBase ± 0,25 % von Ur
Äußere Spannungstotzone (0,2-9,0) % von UBase -
Innere Spannungstotzone (0,1-9,0) % von UBase -
Obere Grenze der Sammelschienenspannung (80-180) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Untere Grenze der Sammelschienenspannung (70-120) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Unterspannungsblockierlevel (50-120) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Zeitverzögerung (lang) für automatische Steuerbefehle (3-1000) s ± 0,2 % oder ± 600 ms, jenachdem, welcher größerist
Zeitverzögerung (kurz) für automatische Steuerbefehle (1-1000) s ± 0,2 % oder ± 600 ms, jenachdem, welcher größerist
Minimale Ansprechzeit im Inversmodus (3-120) s ± 0,2 % oder ± 600 ms, jenachdem, welcher größerist
Leitungswiderstand (0.00-150.00) Ω/ primär -
Leitungsreaktanz (-150.00-150.00) Ω/ primär -
Einstellungskonstanten der Lastspannung (-20,0-20,0) % von UBase -
Automatische Korrektur der Lastspannung (-20,0-20,0) % von UBase -
Prüfzeit für das Blockiersignal des Umkehrverhaltens (30–6000) s ± 0,2 % oder ± 600 ms, jenachdem, welcher größerist
Stromgrenze für das Blockieren des Umkehrverhaltens (0-100) % von I1Base -
Überstromblockierungslevel (5-250) % von I1Base ± 1,0 % von Ir bei I≤Ir± 1,0 % von I bei I>Ir
Level für die Anzahl der gezählten Höher/Tiefer-Befehle innerhalb einerStunde
(0–30) Ansprechungen/Stunde -
Level für die Anzahl der gezählten Höher/Tiefer-Befehle innerhalb von 24Stunden
(0-100) Ansprechungen/Tag -
Zeitfenster für den Huntingalarm (1–120) Minuten -
Huntingermittlungsalarm, max. Ansprechungen/Fenster (3–30) Ansprechungen/Fenster -
Alarmlevel der Wirkleistung in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung bei(10-200) % von Sr und (85-120) % von UBase
(-9999.99–9999.99) MW ± 1,0% von Sr
Alarmlevel der Blindleistung in Vorwärts- und Rückwärtsrichtung bei(10-200) % von Sr und (85-120) % von UBase
(-9999.99–9999.99) MVAr ± 1,0% von Sr
Zeitverzögerung für Alarme von der Leistungsüberwachung (1-6000) s ± 0,2 % oder ± 600 ms, jenachdem, welcher größerist
Stufenschalterposition für niedrigste und höchste Spannung (1–63) -
mA für niedrigste und höchste Spannung Stufenschalterposition (0.000–25.000) mA -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
70 ABB
Tabelle 55. Spannungsregelung TR1ATCC und TR8ATCC, Fortsetzung
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ des Codes der Stufenstellung BIN, BCD, GRAY, SINGLE, mA -
Zeit nach Positionswechsel bis zur Akzeptanz des Wertes (1-60) s ± 0,2 % oder ± 200 ms, jenachdem, welcher größerist
Stufenschalter konstante Zeitsperre (1-120) s ± 0,2 % oder ± 200 ms, jenachdem, welcher größerist
Höher/Tiefer-Befehle Ausgang Impulsdauer (0.5-10.0) s ± 0,2 % oder ± 200 ms, jenachdem, welcher größerist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 71
Signalvergleich
Tabelle 56. Signalvergleichsverfahren für Distanz- bzw. Überstromschutz ZCPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Schema Direkte MitnahmeMitnahmeschaltung (Untergreifend)Freigabeschaltung (Übergreifend)Blockierung
-
Koordinationszeit für Blockierung-Lo‐gik
(0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Mindestdauer eines Sendesignals (0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Sicherheitszeitglied bei Verlust desÜberwachungssignals
(0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Modus der Deblockierungslogik AusKein NeustartNeustart
-
Tabelle 57. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Distanzschutzfunktion ZCRWPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Erkennungspegel Leiter-Erde-Spannung
(10-90) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Erkennungspegel Leiter-Leiter-Spannung
(10-90) % von UBase ± 0,5 % von Ur
Auslösezeit für Stromrichtungs‐umkehrlogik
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Verzögerungszeit für Stromrich‐tungsumkehr
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Koordinierungszeit für Schwache‐inspeiselogik
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Tabelle 58. Signalvergleichsverfahren für Erdfehlerschutz ECPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Signaltyp Mitnahmeverfahren (Untergrei‐fend)Vergleichsverfahren (Übergrei‐fend)Blockierung
-
Signalvergleichskoordinationszeit (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
72 ABB
Tabelle 59. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Nullstromschutz ECRWPSCH
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Betriebsmodus der Schwachein‐speiselogik
AusEchoEcho & Trip
-
Auslösespannung 3U0 fürSchwacheinspeisung-Auslösung
(5-70)% von UBase ± 0.5% von Ur
Ansprechzeit für Stromumkehr (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 30 ms, je nachdem, welcher größer ist
Verzögerungszeit für Stromum‐kehr
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 30 ms, je nachdem, welcher größer ist
Koordinierungszeit für Schwache‐inspeiselogik
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 30 ms, je nachdem, welcher größer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 73
Logik
Tabelle 60. Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Auslösung 3-polig, 1/3-polig, 1/2/3-polig -
Minimale Auslöse-Impulslänge (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 30 ms, je nachdem, welcher größer ist
Dreipolige Auslöseverzögerung (0,020-0,500) s ± 0,2 % oder ± 10 ms, je nachdem, welcher größer ist
Einpolige Verzögerung, zweipoli‐ge Verzögerung und FolgefehlerVerzögerung
(0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 10 ms, je nachdem, welcher größer ist
Tabelle 61. Konfigurierbare Logikblöcke
Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit
scnell mittel normal
LogicAND (UND) 60 60 160 - -
LogicOR (ODER) 60 60 160 - -
LogicXOR (EXKLU‐SIVE-ODER)
10 10 20 - -
LogicInverter(NICHT)
30 30 80 - -
LogicSRMemory(SR-SPEICHER)
10 10 20 - -
LogicRSMemory(RS-SPEICHER)
10 10 20 - -
LogicGate (GATTER) 10 10 20 - -
LogicTimer (ZEIT‐GLIED)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
LogicPulseTimer (IM‐PULSZEITGLIED)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
LogicTimerSet (EIN‐STELLBARES ZEIT‐GLIED)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
LogicLoopDelay(SCHLEIFENVER‐ZÖGERUNG)
10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms
Auslösematrixlogik 6 6 - - -
Boolesch 16 bis Inte‐ger
4 4 8 - -
Boolesch 16 bis Inte‐ger mit Logikknoten
4 4 8 - -
Integer bis Boolesch16
4 4 8 - -
Integer bis Boolesch16 mit Logikknoten
4 4 8 - -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
74 ABB
Tabelle 62. Konfigurierbare Logikblöcke Q/T
Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit
mittel normal
ANDQT 20 100 - -
ORQT 20 100 - -
INVERTERQT 20 100 - -
XORQT 10 30 - -
SRMEMORYQT 10 30 - -
RSMEMORYQT 10 30 - -
TIMERSETQT 10 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
PULSETIMERQT 10 30 (0,000-90000,000) s ± 0,5 % ± 10 ms
INVALIDQT 6 6 - -
INDCOMBSPQT 10 10 - -
INDEXTSPQT 10 10 - -
Tabelle 63. Erweitertes Logikpaket
Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit
schnell mittel normal
LogicAND (UND) 40 40 100 - -
LogicXOR (EXCLU‐SIVE ODER)
- - 49 - -
LogicSRMemory(SR-SPEICHER)
- - 110 - -
LogicTimer (ZEITGE‐BER)
5 5 49 (0.000-90000.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
LogicPulseTimer (IM‐PULSZEITGEBER)
5 5 49 (0.000-90000.000) s ± 0,5 % ± 10 ms
Auslösematrixlogik - - 18 - -
SLGAPC 10 10 54 - -
VSGAPC 10 10 10 - -
LogicOR (ODER) 40 40 100 - -
LogicGate (GATTER) - - 49 - -
LogicTimerSet (EIN‐STELLBARER ZEIT‐GEBER)
- - 49 - -
LogicLoopDelay(SCHLEIFENVER‐ZÖGERUNG)
- - 49 - -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 75
Tabelle 64. Integrator abgelaufene Zeit mit Grenzwertüberschreitung und Überlaufüberwachung TEIGAPC
Funktion Zykluszeit (ms) Bereich oder Wert Genauigkeit
Integration für die abgelaufene Zeit 3 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% oder ± 20 ms, je nachdem,welcher größer ist
8 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% oder ± 100 ms, je nachdem,welcher größer ist
100 0 ~ 999999,9 s ± 0,2% oder ± 250 ms, je nachdem,welcher größer ist
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
76 ABB
Überwachung
Tabelle 65. 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 Ur0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir
± 1,0 % von Sr bei S ≤ Sr± 1,0 % von S bei S > SrBedingungen:0,8 x Ur < U < 1,2 Ur0,2 x Ir < I < 1,2 Ir
Blindleistung, Q 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir
Scheinleistung, S 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir
Leistungsfaktor, cos (φ) 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir
± 0,02
Tabelle 66. Leiterstrommessung CMMXU
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Strom bei symmetrischer Last (0,1-4,0) × Ir ± 0,3% von Ir bei I ≤ 0,5 × Ir± 0,3 % von I bei I > 0,5 × Ir
Phasenwinkel bei symmetrischerLast
(0,1-4,0) × Ir ± 1,0 ° bei 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5° bei 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir
Tabelle 67. Leiter-Leiter-Spannungsmessung VMMXU
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Spannung (10 bis 300) V ± 0,5 % von U bei U ≤ 50 V± 0,2 % von U bei U > 50 V
Phasenwinkel (10 bis 300) V ± 0,5 ° bei U ≤ 50 V± 0,2 ° bei U > 50 V
Tabelle 68. Leiter-Erde-Spannungsmessung VNMMXU
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Spannung (5 bis 175) V ± 0,5 % von U bei U ≤ 50 V± 0,2 % von U bei U > 50 V
Phasenwinkel (5 bis 175) V ± 0,5 ° bei U ≤ 50 V± 0,2 ° bei U > 50 V
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 77
Tabelle 69. Stromkompomponentenmessung CMSQI
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Mitsystemstrom, I1 Dreiphase‐neinstellungen
(0,1-4,0) × Ir ± 0,3 % von Ir bei I ≤ 0,5 × Ir± 0,3 % von I bei I > 0,5 × Ir
Nullsystemstrom, 3I0 Dreiphase‐neinstellungen
(0,1-1,0) × Ir ± 0,3 % von Ir bei I ≤ 0,5 × Ir± 0,3 % von I bei I > 0,5 × Ir
Gegensystemstrom, I2 Dreipha‐seneinstellungen
(0,1-1,0) × Ir ± 0,3 % von Ir bei I ≤ 0,5 × Ir± 0,3 % von I bei I > 0,5 × Ir
Phasenwinkel (0,1-4,0) × Ir ± 1,0 ° bei 0,1 × Ir < I ≤ 0,5 × Ir± 0,5° bei 0,5 × Ir < I ≤ 4,0 × Ir
Tabelle 70. Spannungskomponentenmessung VMSQI
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Mitsystemspannung, U1 (10 bis 300) V ± 0,3 % von U bei U ≤ 50 V± 0,2 % von U bei U > 50 V
Verlagerungsspannung, 3U0 (10 bis 300) V ± 0,3 % von U bei U ≤ 50 V± 0,2 % von U bei U > 50 V
Gegensystemspannung, U2 (10 bis 300) V ± 0,3 % von U bei U ≤ 50 V± 0,2 % von U bei U > 50 V
Phasenwinkel (10 bis 300) V ± 0,3 ° bei U ≤ 50 V± 0,2 ° bei U > 50 V
Tabelle 71. Überwachung von mA-Eingangssignalen
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
mA-Messfunktion ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA
± 0,1 % des eingestellten Wertes ± 0,005 mA
Max. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang
(-20,00 bis +20,00) mA
Min. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang
(-20,00 bis +20,00) mA
Alarmpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA
Warnpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA
Alarmhysterese für Eingang (0,0-20,0) mA
Tabelle 72. Grenzwertzähler L4UFCNT
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Zählerwert 0-65535 -
Max. Zählgeschwindigkeit 30 Impulse/s (50 % Arbeitszyklus) -
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
78 ABB
Tabelle 73. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Vorfehlerzeit (0,05–9,90) s -
Nachfehlerzeit (0,1–10,0) s -
Zeitgrenze (0,5–10,0) s -
Maximale Anzahl von Aufzeichnungen 100, FIFO-Verfahren -
Auflösung der Absolutzeiterfassung 1 ms Siehe Tabelle 99
Maximale Anzahl von Analogeingängen 30 + 10 (externe + intern abge‐leitete)
-
Maximale Anzahl von Binäreingängen 96 -
Maximale Anzahl von Zeigern in der Auslösewertaufzeichnungsfunktion pro Auf‐zeichnung
30 -
Maximale Anzahl von Angaben in einer Stördatenaufzeichnung 96 -
Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisaufzeichnung pro Aufzeichnung 150 -
Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisliste 1000, FIFO-Verfahren -
Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3.4 s Aufzeichnungsdauer und maximaleAnzahl von Kanälen, typischer Wert)
340 Sekunden (100 Aufnahmen)bei 50 Hz, 280 Sekunden (80 Auf‐nahmen) bei 60 Hz
-
Abtastrate 1 kHz bei 50 Hz1,2 kHz bei 60 Hz
-
Aufzeichnungsbandbreite (5-300) Hz -
Tabelle 74. Fehlerortung LMBRFLO
Funktion Wert oder Bereich Genauigkeit
Reaktive oder resistive Reichwei‐te
(0,001 - 1500,000) Ω/Leiter ± 2,0 % statische GenauigkeitBedingungen:Spannungsbereich: (0,1-1,1) x UrStrombereich: (0,5–30) x Ir
Leiterauswahl Entsprechend den Eingabesigna‐len
-
Maximale Zahl der Fehlerortsbe‐stimmungen
100 -
Tabelle 75. Ereignisliste
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Anzahl von Ereignissen in der Lis‐te
1000
Auflösung 1 ms
Genauigkeit Abhängig von der Zeitsynchronisierung
Tabelle 76. Meldungen
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Zahl der Meldungen, die für eine einzige Störung angezeigt werden 96
Maximale Anzahl an aufgenommenen Störungen 100
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 79
Tabelle 77. Ereignisaufzeichnung
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Zahl der Ereignisse im Störbericht 150
Maximale Anzahl an Störberichten 100
Auflösung 1 ms
Genauigkeit Abhängig von derZeitsynchronisierung
Tabelle 78. Störfallmesswertaufzeichnung
Funktion Wert
Speicherkapazität
Maximale Anzahl von Analogeingängen 30
Maximale Anzahl an Störberichten 100
Tabelle 79. Störschreiber
Funktion Wert
Speicherkapazität Maximale Anzahl von Analogeingängen 40
Maximale Anzahl von Binäreingängen 96
Maximale Anzahl von Störberichten 100
Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3,4 s Aufzeichnungsdauer und ma‐ximale Anzahl von Kanälen, typischer Wert)
340 Sekunden (100 Aufnahmen) bei 50 Hz280 Sekunden (80 Aufnahmen) bei 60 Hz
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
80 ABB
Messung
Tabelle 80. Impulszählerlogik PCFCNT
Funktion Einstellbereich Genauigkeit
Eingangsfrequenz Siehe Binäreingangsmodul (BIM) -
Zeitzyklus für die Anzeige desZählwertes
(1–3600) s -
Tabelle 81. Energiemessung ETPMMTR
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Energiemessung kWh Export/Import, kvarh Export/Import
Eingang vom MMXU. Kein Extrafehler bei stationärer Last
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 81
Stationskommunikation
Tabelle 82. IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll IEC 61850-8-1
Kommunikationsgeschwindigkeit für die Geräte 100BASE-FX
Protokoll IEC 608–5–103
Kommunikationsgeschwindigkeit für die Geräte 9600 oder 19200 Bd
Protokoll DNP3.0
Kommunikationsgeschwindigkeit für die Geräte 300–19200 Bd
Protokoll TCP/IP, Ethernet
Kommunikationsgeschwindigkeit für die Geräte 100 Mbit/s
Tabelle 83. IEC 61850-9-2LE
Funktion Wert
Protokoll IEC 61850-9-2LE
Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 100BASE-FX
Tabelle 84. LON Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll LON
Kommunikationsgeschwindigkeit 1,25 Mbit/s
Tabelle 85. SPA Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll SPA
Kommunikationsgeschwindigkeit 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 oder 38400 Bd
Slave - Nummer 1 bis 899
Tabelle 86. IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll
Funktion Wert
Protokoll IEC 60870-5-103
Kommunikationsgeschwindigkeit 9600, 19200 Bd
Tabelle 87. SLM – LON-Anschluss
Menge Bereich oder Wert
Optischer Anschluss Glas-Lichtwellenleiter (LWL): Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend
LWL, zulässige Dämpfung Glas-LWL: 11 dB (1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (10 m typischerweise *)
LWL-Durchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
82 ABB
Tabelle 88. SLM – SPA/IEC 60870-5-103/DNP3 Anschluss
Menge Bereich oder Wert
Optischer Anschluss Glas-LWL: Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend
Lichtwellenleiter, zulässigeDämpfung
Glas-LWL: 11 dB (3000ft/1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (24 3840cm/25 m typischerweise *)
Lichtwellenleiterdurchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung
Tabelle 89. Galvanisches X.21 Leitungsdaten-Kommunikationsmodul (X.21-LDCM)
Menge Bereich oder Wert
Anschluss, X.21 Miniatur-D-SUB, 15-polige Buchse, Pitch 1,27 mm (0,050")
Anschluss, Massenauswahl 2-poliger Schraubanschluss
Standard CCITT X21
Kommunikationsgeschwindigkeit 64 kbit/s
Isolation 1 kV
Kabelhöchstlänge 100 m
Tabelle 90. Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul
Menge Bereich oder Wert
Kommunikationsgeschwindigkeit 2400–19200 Baud
Anschlusstyp RS-485 6-poliger SteckerSofterdungs 2-Pol Verbinder
Tabelle 91. IEC 62439-3 Edition 1 und Edition 2 paralleles Redundanz-Protokoll
Funktion Wert
Protokoll IEC 61850-8-1
Kommunikationsgeschwindigkeit 100 Base-FX
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 83
Kommunikation zur Gegenseite
Tabelle 92. Leitungsdaten-Kommunikationsmodul
Eigenschaften Bereich oder Wert
Typ des LDCM Kurzer Bereich(SR)
Mittlerer Bereich(MR)
Langer Bereich (LR)
Typ GradientenindexMultimode62,5/125 µm
Singlemode 9/125 µm Singlemode 9/125 µm
WellenlängeNominalHöchstensMindestens
820 nm865 nm792 nm
1310 nm1330 nm1290 nm
1550 nm1580 nm1520 nm
Optisches BudgetGradientenindex multimode 62.5/125mm, Gradientenindex multimode 50/125mm,
13 dB (typischerBereich etwa 3 km*)9 dB (typischerBereich etwa 2 km*)
22 dB (typischer Be‐reich 80 km *)
26 dB (typischer Bereich 110 km *)
Optischer Anschluss Typ ST Typ FC/PC Typ FC/PC
Protokoll C37.94 C37.94 Anwendung**)
C37.94 Anwendung **)
Datenübertragung Synchron Synchron Synchron
Übertragungsrate / Datenmenge 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s
Taktquelle Intern oder abge‐leitet vom emp‐fangenen Signal
Intern oder abgeleitetvom empfangenenSignal
Intern oder abgeleitet vom emp‐fangenen Signal
*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung**) C37.94 original bestimmt nur für Multimodus; unter Verwendung des gleichen Sammlers und Datenformat wie C37.94
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
84 ABB
HardwareGerät
Tabelle 93. Gehäuse
Material Stahlblech
Frontplatte Stahlblechprofil mit Ausschnitt für HMI
Oberflächenbehandlung Aluzink vorbeschichteter Stahl
Endbearbeitung Hellgrau (RAL 7035)
Tabelle 94. Wasser- und Staubschutzgrad gemäß IEC 60529
Frontseite IP40 (IP54 mit Dichtungsstreifen)
Seiten, oben und unten IP20
Rückseite IP20 mit SchraubklemmenIP10 mit Ringkabelschuhanschlussklemmen
Tabelle 95. Gewicht
Gehäusegröße Gewicht
6U, 1/2 x 19” £ 10 kg
6U, 3/4 x 19” £ 15 kg
6U, 1/1 x 19” £ 18 kg
Anschlussystem
Tabelle 96. Strom-und Spannungswandler-Anschlüsse
Verbindertyp Nennspannung und -strom Maximaler Leiterquerschnitt
Ausführung für Schraubklemmen 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)
Klemmenblöcke geeignet für Ringkabelschuh 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)
Tabelle 97. Binäres E/A Anschlussystem
Verbindertyp Bemessene Spannung Maximaler Leiterquerschnitt
Schraubkompressionstyp 250 V AC 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)
Klemmenblöcke geeignet für Ringkabelschuh 300 V AC 3 mm2 (AWG14)
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 85
Grundfunktionen des Geräts
Tabelle 98. Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste
Daten Wert
Aufnahmeart Kontinuierlich, ereigniskontrolliert
Listengröße 40 Ereignisse, First in - First out
Tabelle 99. Zeitsynchronierung, Absolutzeiterfassung
Funktion Wert
Auflösung der Absolutzeiterfassung, Ereignisse und gesammelte Messwerte 1 ms
Absolutzeiterfassungsfehler mit Synchronisation einmal/Minute (minütliche Impulssynchronisierung), Ereignisseund gesammelte Messwerte
± 1.0 ms typischerweise
Absolutzeiterfassungsfehler mit SNTP Synchronisierung, gesammelte Messwerte ± 1.0 ms typischerweise
Tabelle 100. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GTM)
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Empfänger – ±1µs relatives UTC
Zeit zur zuverlässigen Zeitfreferenz mit Antenne in neuerPosition oder nach einer Abschaltung länger als 1 Monat
<30 Minuten –
Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber mehr als 48 Stunden
<15 Minuten –
Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber weniger als 48 Stunden
<5 Minuten –
Tabelle 101. 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
Genauigkeit +/- 1 μs
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
86 ABB
Tabelle 102. IRIG-B
Menge Bemessungswert
Anzahl Kanäle IRIG-B 1
Anzahl Kanäle PPS 1
Elektrischer Anschluss:
Elektrischer Anschluss IRIG-B BNC
Pulsweitenmoduliert 5 Vpp
Amplitudenmoduliert– niedriges Niveau– hohes Niveau
1-3 Vpp3 x niedriges Niveau, max. 9 Vpp
Unterstützte Formate IRIG-B 00x, IRIG-B 12x
Genauigkeit +/- 10 μs für IRIG-B 00x und +/- 100 μs für IRIG-B 12x
Eingangsimpedanz 100 k Ohm
Optischer Anschluss:
Optischer Anschluss PPS und IRIG-B Typ ST
LWL-Typ 62.5/125 μm Multimodalfaser
Unterstützte Formate IRIG-B 00x, PPS
Genauigkeit +/- 1 μs
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 87
Abhängige Kennlinie
Tabelle 103. Inverse Zeitkennlinien, ANSI
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechkurven:
( )1PAt B k tDef
I
æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø
EQUATION1249-SMALL V2 DE
Rücksetzkennlinie:
( )2 1= ×
-
trt kI
EQUATION1250-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-2,00) in Stufen von 0,01 ANSI/IEEE C37.112 ,± 2,0 % oder ± 40 ms, jenachdem, welcher grö‐ßer ist
ANSI extrem invers A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1
ANSI stark invers A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6
ANSI normal invers A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46
ANSI mäßig invers A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85
ANSI Langzeit extrem invers A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30
ANSI Langzeit stark invers A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46
ANSI Langzeit invers A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
88 ABB
Tabelle 104. IEC Inverse Zeitkennlinien
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Ansprechkurven:
( )1= ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At k
I
EQUATION1251-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-2,00) in Stufen von 0,01 IEC 60255-151, ± 2,0 %oder ± 40 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
IEC normal invers A=0.14, P=0.02
IEC stark invers A=13.5, P=1.0
IEC invers A=0.14, P=0.02
IEC extrem invers A=80.0, P=2.0
IEC Kurzzeit invers A=0.05, P=0.04
IEC Langzeit invers A=120, P=1.0
Programmierbare EigenschaftenAnsprechkurven:
( )= + ×
-
æ öç ÷ç ÷è ø
P
At B k
I C
EQUATION1370-SMALL V1 DE
Rückfallkurven:
( )= ×
-PR
TRt k
I CR
EQUATION1253-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) in Stufen von 0,01A=(0.005-200.000) in Stufen von 0.001B=(0.00-20.00) in Stufen von 0.01C=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1P=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001TR=(0.005-100.000) in Stufen von 0.001CR=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1PR=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001
Tabelle 105. Inverse RI- und RD-Zeitkennlinien
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Inverse RI-Zeitkennlinien
1
0.2360.339
= ×
-
t k
IEQUATION1137-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-2,00) in Stufen von 0,01 IEC 60255-151, ± 2,0 %oder ± 40 ms, je nach‐dem, welcher größer ist
Inverse logarithmische Kennlinie des TypsRD
5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø
tI
Ink
EQUATION1138-SMALL V1 DE
I = Imeasured/Iset
k = (0,05-999) in Stufen von 0,01
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 89
Tabelle 106. Abhängigkeitseigenschaften für den Überspannungsschutz
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 DE
U> = UsetU = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01 ± 5,0 % oder ± 45 ms, jenachdem, welcher grö‐ßer ist
Typ-B-Kurve:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufen 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
k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01
Programmierbare Kurve:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01A = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
90 ABB
Tabelle 107. Abhängigkeitseigenschaften für den Unterspannungsschutz
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=< -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1431-SMALL V1 DE
U< = UsetU = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01 ± 5,0 % oder ± 45 ms, jenachdem, welcher größerist
Typ-B-Kurve:
2.0
4800.055
32 0.5
×= +
< -× -
<
æ öç ÷è ø
kt
U U
U
EQUATION1432-SMALL V1 DE
U< = UsetU = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01
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
U< = UsetU = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01A = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 91
Tabelle 108. Abhängigkeitseigenschaften für den Nullüberspannungsschutz
Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit
Typ-A-Kurve:
=- >
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1436-SMALL V1 DE
U> = UsetU = Umeasured
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01
± 5,0 % oder ± 45 ms, je nachdem, welcher größer ist
Typ-B-Kurve:
2.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1437-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01
Typ-C-Kurve:
3.0
480
32 0.5 0.035
=×
- >× - -
>
æ öç ÷è ø
tk
U U
U
EQUATION1438-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01
Programmierbare Kurve:
×= +
- >× -
>
æ öç ÷è ø
P
k At D
U UB C
U
EQUATION1439-SMALL V1 DE
k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01A = (0,005-200,000) inStufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufenvon 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von0,1D = (0,000-60,000) in Stu‐fen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufenvon 0,001
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
92 ABB
21. Bestellen von kundenspezifischen Geräten
Tabelle 109. Allgemeine Hinweise
HinweiseUm eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten.Ausführliche Informationen sind der Funktionstabelle mit den Anwendungsfunktionen zu entnehmen.PCM600 kann verwendet werden, um Änderungen bzw. Erweiterungen an der gelieferten werksseitigen Konfiguration des vorkonfigurierten Pro‐dukts vorzunehmen.
Tabelle 110. Beispiel-Bestellcode
Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, kombinieren Sie die Codes der Auswahltabellen wie in dem unten aufgeführten Beispiel.Die ausgewählte Menge der Tabelle muss ausgefüllt werden. Wenn keine Auswahl möglich ist, benutzen Sie den Code 0.Beispiel eines vollständigen Codes: REC670*2.0-F00X00 - A00000060000000 - B0000000000000000000000000 - C6600666666660036221300300 - D22206020 -E6662 - F9 - S6 - G642 - H26461114444 - K10101110 - L0611 - M61 - P01 - B1X0 - AC - KB - B - A3X0 - D1D1ARGN1N1XXXXXXX - AAFXXX - AX
Produktdefinition - Differentialschutz -REC670* 2.0 - X00 - A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -
Impedanzschutz -B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -
Stromschutz -C 00 00 0 0 0 0 -
Spannungsschutz - Frequenzschutz - Multifunktionsschutz - Allgemeine Be‐rechnung
-
D 0 0 - E - F - S -
Sekundärsystem-Überwachung - Steuerung -G - H -
Signalvergleich - Logik - Überwachung - Stationskommunikation -K 0 0 0 - L - M - p -
Spra‐che
- Gehäu‐se undMontage
- An‐schlüs‐se undStrom‐versor‐gung
- HMI
- Analogeingang - Binäreingang/-ausgang -
B1
- - - - - -
Serielle Remote-End-Kommunikation - Serielle Kommunikationseinheit für die Stationskommunikation -
Tabelle 111. Produktdefinition
REC670* 2.0 X00
Tabelle 112. Bestellcodes Produktdefinition
Produkt REC670*Software-Version 2.0KonfigurationsvariantenFeldsteuergerät REC670 F00Feldsteuergerät REC670 61850-9-2LE N00Auswahl: ACT-KonfigurationABB Standardkonfiguration X00
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 93
Tabelle 113. Differentialschutz
Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
A 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Tabelle 114. Differentialfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF 1MRK005904-HA 7 0-6
Tabelle 115. Impedanzschutz
Po-si-ti-on
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
B 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Tabelle 116. Stromschutz
Po-siti-on
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
C 00 00 0 0 0 0
Tabelle 117. Stromfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOC 1MRK005910-AA 1 0-6 Vierstufiger Leiter-Überstromrichtungsschutz OC4PTOC 1MRK005910-BA 2 0-6 Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC 1MRK005910-DA 4 0-6 Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC 1MRK005910-EA 5 0-6 Vierstufiger Überstromrichtungsschutz für die Gegenkomponente(Schieflastschutz)
NS4PTOC 1MRK005910-FA 6 0-6
Empfindlicher Erdfehler- und Nullleistungsrichtungsschutz SDEPSDE 1MRK005910-GA 7 0-6 Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante, Celsius LCPTTR 1MRK005911-BA 8 0-6 Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante, Fahrenheit LFPTTR 1MRK005911-AA 9 0-6 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten (TRPTTR) 1MRK005910-HA 10 0-6 Schalterversagerschutz CCRBRF 1MRK005910-LA 11 0-6 T-Zonenschutz STBPTOC 1MRK005910-NA 13 0-3 Polgleichlaufüberwachung CCPDSC 1MRK005910-PA 14 0-6 Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP 1MRK005910-RA 15 0-2 Überleistungsrichtungsschutz GOPPDOP 1MRK005910-TA 16 0-2 Leiterbrucherkennung BRCPTOC 1MRK005910-SA 17 0–1 Kondensatorbatterieschutz CBPGAPC 1MRK005910-UA 18 0-3 Spannungsabhängiger Überstromschutz VRPVOC 1MRK005910-XA 21 0-3
Tabelle 118. Spannungsschutz
Position 1 2 3 4 5 6 7 8
D 0 0 0
Tabelle 119. Spannungsfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV 1MRK005912-AA 1 0-2 Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV 1MRK005912-BA 2 0-2 Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOV 1MRK005912-CA 3 0-2 Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV 1MRK005912-EA 5 0-6 Spannungslosigkeit LOVPTUV 1MRK005912-GA 7 0-2
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
94 ABB
Tabelle 120. Frequenzschutz
Position 1 2 3 4
E
Tabelle 121. Frequenzfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Unterfrequenzschutz SAPTUF 1MRK005914-AA 1 0-6 Überfrequenzschutz SAPTOF 1MRK005914-BA 2 0-6 Frequenzänderungsschutz SAPFRC 1MRK005914-CA 3 0-6 Frequenzzeit-Akkumulationsschutz FTAQFVR 1MRK005914-DA 4 0-12
Tabelle 122. Multifunktionsschutz
Position 1
F
Tabelle 123. Mehrzweckfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC 1MRK005915-AA 1 0-9
Tabelle 124. Allgemeine Berechnung
Position 1
S
Tabelle 125. Allgemeine Berechnungsfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Mehrzweckfilter SMAIHPAC 1MRK005915-KA 1 0-6
Tabelle 126. Sekundärsystem-Überwachung
Position 1 2 3
G
Tabelle 127. Sekundärsystem-Überwachungsfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Stromwandlerkreisüberwachung CCSSPVC 1MRK005916-AA 1 0-6 Spannungswandlerüberwachung FUFSPVC 1MRK005916-BA 2 0-4 Spannungswandlerkreisüberwachung basierend auf Spannungsdiffe‐renz
VDSPVC 1MRK005916-CA 3 0-2
Tabelle 128. Steuerung
Position 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
H
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 95
Tabelle 129. Steuerfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Synchronkontrolle, Einschaltprüfung und Synchronisierung SESRSYN 1MRK005917-AA 1 0-2 Regel:Kann nurmit derGeräte‐steuerungAPC8/APC15bestelltwerden
Synchronkontrolle, Einschaltprüfung und Synchronisierung SESRSYN 1MRK005917-XA 2 0-6 Regel:Kann nurmit derGeräte‐steuerungAPC30bestelltwerden
Automatische Wiedereinschaltung SMBRREC 1MRK005917-BA 3 0-4 Regel:Kann nurmit derGeräte‐steuerungAPC8/APC15bestelltwerden
Automatische Wiedereinschaltung SMBRREC 1MRK005917-XB 4 0-6 Regel:Kann nurmit derGeräte‐steuerungAPC30bestelltwerden
Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 8 Geräte (1CB) inkl.Verriegelung
APC8 1MRK005917-AX 5 0–1 Hinweis:Eine derGeräte‐steuerun‐gen APC8,APC15oderAPC30muss be‐stellt wer‐den.
Schaltgerätesteuerung für ein einzelnes Feld, max. 15 Geräte (2CBs)inkl. Verrieglung
APC15 1MRK005917-BX 6 0–1
Schaltgerätesteuerung für bis zu 6 Felder, max. 30 Geräte (6CBs) inkl.Verrieglung
APC30 1MRK005917-CX 7 0–1
Automatische Spannungsregelung für Stufensteller, Einzelsteuerung TR1ATCC 1MRK005917-NA 8 0-4 Hinweis:Nur einTCC darfausge‐wählt wer‐den.
Automatische Spannungsregelung für Stufensteller, Parallelsteuerung TR8ATCC 1MRK005917-PA 9 0-4
Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 6 binäre Eingänge TCMYLTC 1MRK005917-DA 10 0-4 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 32 binäre Eingänge TCLYLTC 1MRK005917-EA 11 0-4
Tabelle 130. Signalvergleich
Position 1 2 3 4 5 6 7 8
K 0 0 0
Tabelle 131. Funktionen zum Signalvergleichschutz
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Signalvergleich zur Gegenstation-Logik für Überstromschutz ZCPSCH 1MRK005920-AA 1 0–1 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Distanzschutz ZCRWPSCH 1MRK005920-CA 3 0–1 Lokale Beschleunigungslogik ZCLCPSCH 1MRK005920-EA 5 0–1 Logik zum Signalvergleichschutz für Erdfehlerschutz ECPSCH 1MRK005920-FA 6 0–1 Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Erdfehlerschutz ECRWPSCH 1MRK005920-GA 7 0–1
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
96 ABB
Tabelle 132. Logik
Position 1 2
L
Tabelle 133. Logikfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Konfigurierbare Logikblöcke Q/T 1MRK005922-ML 1 0–1 Erweiterung Logikpakete 1MRK005922-AX 2 0–1
Tabelle 134. Überwachung
Position 1 2
M
Tabelle 135. Überwachungsfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Leistungsschalterzustandsüberwachung SSCBR 1MRK005924-HA 1 0-18 Fehlerorter LMBRFLO 1MRK005925-XA 2 0–1
Tabelle 136. Stationskommunikation
Position 1 2
p
Tabelle 137. Stationskommunikationsfunktionen
Funktion Funktionskennung Bestellnr. Posi-tion
Verfügba-re Menge
Ausge-wählteMenge
Hinweiseund Re-geln
Prozessbuskommunikation IEC 61850-9-2 1MRK005930-TA 1 0-6 Hinweis:REC670angepass‐te Menge= 0,REC67061850-9-2Menge = 6
IEC 62439-3 paralleles Redundanz-Protokoll PRP 1MRK002924-YB 2 0–1 Hinweis:Nicht gül‐tig imREC67061850-9-2LE Pro‐duktHinweis:2-KanalOEM er‐forderlich
Tabelle 138. Sprachauswahl
Dialogsprache erstes lokales HMI Auswahl Hinweise und Regeln
HMI-Sprache, Englisch IEC B1 Zusätzliche HMI-Sprache Keine zusätzliche HMI-Sprache X0 HMI-Sprache, US-Englisch A12 Ausgewählt
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 97
Tabelle 139. Gehäuseauswahl
Gehäuse Auswahl Hinweise und Regeln
1/2 x 19" Gehäuse A 3/4 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz B 3/4 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze C 1/1 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz D 1/1 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze E Ausgewählt
Tabelle 140. Montage-Auswahl
Montagealternativen mit IP40-Schutz an der Vorderseite Auswahl Hinweise und Regeln
Kein Montagesatz im Lieferumfang X 19” Rack-Montagesatz für 1/2 x 19” Gehäuse oder 2xRHGS6 oder RHGS12 A 19” Rack-Montagesatz für 3/4 x 19” Gehäuse oder 3xRHGS6 B 19” Rack-Montagesatz für 1/1 x 19” Gehäuse C Wandmontagesatz D Hinweis: Aufbaumontage bei
Kommunikationsmodulen mit Fa‐seranschluss (SLM, OEM, LDCM)nicht empfehlenswert
Montagesatz für Einbaumontage E Einbaumontagesatz + IP54 Montagesiegel F Ausgewählt
Tabelle 141. Anschlussart und Hilfsspannung
Anschlusstyp für Hilfsspannungsversorgung und Eingang/Ausgang-Module Auswahl Hinweise und Regeln
Kompressionsverbindungs-Klemmen K Ringkabelschuh-Anschlüsse L Hilfsspannungsversorgung Hilfsspannungsversorgung 24-60 VDC A Hilfsspannungsversorgung 90-250 VDC B Ausgewählt
Tabelle 142. Auswahl Mensch-Maschine-Schnittstelle
Mensch-Maschine-Hardwareschnittstelle Auswahl Hinweise und Regeln
Mittleres Format - grafische Darstellung, IEC-Tastenfeldsymbole B Mittleres Format - grafische Darstellung, ANSI-Tastenfeldsymbole C Ausgewählt
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
98 ABB
Tabelle 143. Analogsystem-Auswahl
Analogsystem Auswahl Hinweise und Regeln
Kein erstes TRM mitgeliefert X 0 Hinweis: Nur der gleiche Typ TRM(Kompressionsverbindung oderRingkabelschuh) an derselbenKlemme
Kompressionsverbindungs-Klemmen A
Ringkabelschuh-Anschlüsse B Erstes TRM, 12I, 1A, 50/60Hz 1 Erstes TRM, 12I, 5A, 50/60Hz 2 Erstes TRM 9I+3U 1A, 100/220V, 50/60Hz 3 Erstes TRM 9I+3U 5A, 100/220V, 50/60Hz 4 Erstes TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V, 50/60Hz 5 Erstes TRM 6I+6U 1A, 100/220V, 50/60Hz 6 Erstes TRM 6I+6U 5A, 100/220V, 50/60Hz 7 Erstes TRM 6I 1A, 50/60Hz 8 Erstes TRM 6I 5A, 50/60Hz 9 Erstes TRM 7I+5U 1A, 100/220V, 50/60Hz 12 Erstes TRM 7I+5U 5A, 100/220V, 50/60Hz 13 Erstes TRM 6I, 5A+1I, 1A+5U, 110/220V, 50/60Hz 14 Erstes TRM 3I, 5A+4I, 1A+5U, 110/220V, 50/60Hz 15 Erstes TRM 3I, 5A+3I, 1A+6U, 110/220V, 50/60Hz 16 Erstes TRM 3IM, 1A + 4IP, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 17 Erstes TRM 3IM, 5A + 4IP, 5A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 18 Kein zweites TRM mitgeliefert X 0 Kompressionsverbindungs-Klemmen A Ringkabelschuh-Anschlüsse B Zweites TRM 12I 1A, 50/60Hz 1 Zweites TRM 12I 5A, 50/60Hz 2 Zweites TRM 9I+3U 1A, 100/220V, 50/60Hz 3 Zweites TRM 9I+3U 5A, 100/220V, 50/60Hz 4 Zweites TRM 5I, 1A+4I, 5A+3U, 100/220V, 50/60Hz 5 Zweites TRM 6I+6U 1A, 100/220V, 50/60Hz 6 Zweites TRM 6I+6U 5A, 100/220V, 50/60Hz 7 Zweites TRM 6I, 1A, 50/60Hz 8 Zweites TRM 6I, 5A, 50/60Hz 9 Zweites TRM 7I+5U 1A, 100/220V, 50/60Hz 12 Zweites TRM 7I+5U 5A, 100/220V, 50/60Hz 13 Zweites TRM 6I, 5A+1I, 1A+5U, 110/220V, 50/60Hz 14 Zweites TRM 3I, 5A+4I, 1A+5U, 110/220V, 50/60Hz 15 Zweites TRM 3I, 5A+3I, 1A+6U, 110/220V, 50/60Hz 16 Zweites TRM 3IM, 1A + 4IP, 1A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 17 Zweites TRM 3IM, 5A + 4IP, 5A + 5U, 110/220V, 50/60Hz 18 Ausgewählt
Tabelle 144. Maximale Anzahl von E/A-Modulen
Hinweis: Beim Bestellen von E/A-Modulen bitte die maximalen Mengen gemäß der unten stehenden Tabelle beachten.
Gehäusegrößen BIM IOM BOM/SOM
MIM Maximal im Gehäuse
1/1 x 19”, ein (1) TRM 14 6 4 4 14 (max. 4 BOM+SOM+MIM)
1/1 x 19”, zwei (2) TRM 11 6 4 4 11 (max. 4 BOM+SOM+MIM)
3/4 x 19”, ein (1) TRM 8 6 4 4 8 (max. 4 BOM+SOM+1MIM)
3/4 x 19”, zwei (2) TRM 5 5 4 4 5 (max. 4 BOM+SOM+1MIM)
1/2 x 19”, ein (1) TRM 3 3 3 1 3
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 99
Tabelle 145. Auswahl Binäreingangs-/-ausgangsmodul
Binäre Eingangs-/Ausgangsmodule
Auswahl Hinweise und Regeln
Steckplatzposition(Rückansicht) X3
1
X41
X51
X61
X71
X81
X91
X101
X111
X121
X131
X141
X151
X161 Hinweis! Max 3 Positionen in 1/2
Rack, 8 Positionen in 3/4 Rack mit1 TRM, 5 in 3/4 Rack mit 2 TRM,11 in 1/1 Rack mit 2 TRM und 14 in1/1 Rack mit 1 TRM
1/2 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 2 TRM 1/1 Gehäuse mit 1 TRM 1/1 Gehäuse mit 2 TRM Ohne Platine im Steck‐
platzX X X X X X X X X X X X X X
Binäres Ausgangsmodul24 Ausgangsrelais(BOM)
A A A A A A A A A A A A A A
BIM 16 Eingänge,RL24-30 VDC, 50 mA
B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1 B1
BIM 16 Eingänge,RL48-60 VDC, 50 mA
C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1
BIM 16 Eingänge,RL110-125 VDC, 50 mA
D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1
BIM 16 Eingänge,RL220-250 VDC, 50 mA
E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1 E1
BIM 16 Eingänge,220-250 VDC, 120mA
E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2 E2
BIMp 16 Eingänge,RL24-30 VDC, 30 mA fürImpulszählung
F F F F F F F F F F F F F F
BIMp 16 Eingänge,RL48-60 VDC, 30 mA fürImpulszählung
G G G G G G G G G G G G G G
BIMp 16 Eingänge,RL110-125 VDC, 30 mAfür Impulszählung
H H H H H H H H H H H H H H
BIM 16 Eingänge,RL220-250 VDC, 30 mAfür Impulszählung
K K K K K K K K K K K K K K
IOM 8 Eingänge, 10+2Ausgänge, RL24-30VDC, 50 mA
L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1
IOM 8 Eingänge, 10+2Ausgänge, RL48-60VDC, 50 mA
M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1
IOM 8 Eingänge, 10+2Ausgänge, RL110-125VDC, 50 mA
N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1
IOM 8 Eingänge, 10+2Ausgänge, RL220-250VDC, 50 mA
P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1 P1
IOM 8 Eingänge, 10+2Ausgangsrelais, 220-250VDC, 110mA
P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2 P2
IOM mit MOV 8 Eingän‐gen, 10-2 Ausgang,24-30 VDC, 30 mA
U U U U U U U U U U U U U U
IOM mit MOV 8 Eingän‐gen, 10-2 Ausgang,48-60 VDC, 30 mA
V V V V V V V V V V V V V V
IOM mit MOV 8 Eingän‐gen, 10-2 Ausgang,110-125 VDC, 30 mA
W W W W W W W W W W W W W W
IOM mit MOV 8 Eingän‐gen, 10-2 Ausgang,220-250 VDC, 30 mA
Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y
mA Eingangsmodul MIM,6 Kanäle
R R R R R R R R R R R R R R
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
100 ABB
SOM Statisches Aus‐gangsmodul, 12 Ausgän‐ge, 48-60 VDC
T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 Hinweis: SOM darf nicht an die Po‐sition am nächsten zum NUM 1/2Gehäusesteckplatz P5, 3/4 Ge‐häuse 1 TRM-Steckplatz P10, 3/4Gehäuse 2 TRM-Steckplatz P7,1/1 Gehäuse 1 TRM-SteckplatzP16, 1/1 Gehäuse, 2 TRM-Steck‐platz P13
SOM Statisches Aus‐gangsmodul, 12 Ausgän‐ge, 110-250 VDC
T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2
Ausgewählt
Tabelle 146. Auswahl serielle Remote-End-Kommunikation
Module für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und Zeitsynchronisa-tion
Auswahl Hinweise und Regeln
Steckplatzposition (Rückansicht)
X312
X313
X302
X303
X322
X323
Verfügbare Steckplätze in 1/2, 3/4 und 1/1 Gehäuse mit 1 TRM Hinweis: Max 1 LDCM in 1/2 Ge‐häuse
Verfügbare Steckplätze in 3/4 und 1/1 Gehäuse mit 2 TRM Hinweis: Max 2 LDCM in 3/4 und1/1 Gehäuse
Keine Platine für die Fernkommunikation enthalten X X X X X X Optischer LDCM mit kurzer Reichweite A A A A A A Hinweis: Max 2 LDCM (gleicher
oder anderer Typ) stehen zur Aus‐wahl. Optischer LDCM 1310 nm mit mittlerer Reichweite B B B B B B
Optischer LDCM 1550 nm mit großer Reichweite C C C C C C Galvanische X21 Leitung, Datenkommunikationsmodul E E E E E E IRIG-B-Zeitsynchronisierungsmodul F F F F F F Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul G G G G G G GPS Zeitsynchronisierungsmodul S S S S Ausgewählt
Tabelle 147. Auswahl serielle Kommunikationseinheit für die Stationskommunikation
Serielle Kommunikationseinheit für die Stationskommunikation Auswahl Hinweise und Regeln
Steckplatzposition (Rückansicht)
X301
X311
Keine Platine für die Kommunikation enthalten X X Serielle Kunststoffschnittstelle nach SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 A Serielle Kunststoff-/Glasschnittstelle nach SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 B Serielle Glasschnittstelle nach SPA/LON/DNP/IEC 60870-5-103 C Optisches Ethernet-Modul, 1 Kanal Glas D Optisches Ethernet-Modul, 2 Kanal Glas E Ausgewählt
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 101
22. Bestellen von vorkonfigurierten Geräten
AnleitungUm eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten.Beachten Sie zu den möglichen Anwendungsfunktionen bitte die vorhandene Funktionen-Tabelle.PCM600 kann verwendet werden, um Änderungen bzw. Erweiterungen an der gelieferten werksseitigen Konfiguration des vorkonfigurierten Pro‐dukts vorzunehmen.
Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, setzen Sie bitte den Code gemäß dem nachstehenden Beispiel aus den Tabellen zusammen.Beispielcode: REC670 *2.0-A30X00- A02H02-B1A3-AC-KB-B-A3X0-DAB1RGN1N1XXXXXXX-AXFXXX-AX. Verwendung des Codes zu jeder Position 1 bis 12, ange‐geben als REC670*1-2 2-3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3-4 4-5-6-7 7-8-9 9 9 9-10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10-11 11 11 11 11 11-12 12
# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 -REC670* - - - - - . -
9 - 10 - 11 - 12 - . -
Ste
llung
SOFTWARE #1 Hinweise und Regeln
Versionsnummer Versionsnr. 2.0
Auswahl für Position Nr. 1.
Konfigurationsalternativen #2 Hinweise und Regeln
Einzel-Leistungsschalter A30 Sammelschienen-Kuppelschalter für Doppelsammelschiene A31 Doppel-Leistungsschalter B30 1 1/2-Leistungsschalteranordnung C30 ACT-Konfiguration ABB Standardkonfiguration X00 Auswahl für Position Nr. 2.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
102 ABB
Software-Optionen #3 Hinweise und Regeln
Keine Option X00
Alle Felder im Bestellformularmüssen nicht ausgefüllt werden
Hochimpedanz-Differentialschutz - 3 Blöcke A02
Hinweis: A02 nur in A30/A31/B30,A07 nur in C30
Hochimpedanz-Differentialschutz - 6 Blöcke A07
Empfindlicher Erdfehler- und Nullleistungsrich‐tungsschutz
C16
Leistungsrichtungsschutz C17
Strom- und Schalterversagerschutzfunktionen - 1Leistungsschalter
C51
Hinweis: Es kann nur eine Strom-und Schalterversagerschutzfunk‐tion bestellt werden.Hinweis: C51 nur in A30, C52 nurin B30, C53 nur in C30
Strom- und Schalterversagerschutzfunktionen - 2Leistungsschalter
C52
Strom- und Schalterversagerschutzfunktionen - 11/2 Leistungsschalter
C53
Spannungsschutz: D02
Frequenzschutz - Station E01
Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz F01
Spannungswandlerkreisüberwachung basierendauf Spannungsdifferenz
G03
Automatische Wiedereinschaltung, 1 Leistungs‐schalter
H04
Hinweis: Es kann nur eine Auto‐matische Wiedereinschaltung be‐stellt werdenHinweis: H04 nur in A30/A31, H05nur in B30, H06 nur in C30
Automatische Wiedereinschaltung, 2 Leistungs‐schalter
H05
Automatische Wiedereinschaltung, 1 1/2 Leistungs‐schalter
H06
Spannungsregelung, einzelner Transformator, 1Objekt
H11
Hinweis: H11 und H15 nur in A30/A31/B30Anmerkung: H16 und H18 nur inC30Anmerkung: Es kann nur eineSpannungsregelung bestellt wer‐den.
Spannungsregelung, acht parallele Transformato‐ren, 1 Objekt
H15
Spannungsregelung, einzelner Transformator, 1Objekt, 2 Kontrollblöcke
H16
Spannungsregelung, acht parallele Transformato‐ren, 1 Objekt, 2 Kontrollblöcke
H18
Signalvergleichsschutz K01
Fehlerorter M01
Leistungsschalterzustandsüberwachung - 6 Kon‐trollblöcke
M15
Hinweis: M15 nur mit B30, M17nur mit A30, A31 und C30
Leistungsschalterzustandsüberwachung - 9 Kon‐trollblöcke
M17
IEC 62439-3 paralleles Redundanz-Protokoll P03
Auswahl für Position 3
Dialogsprache erstes lokales HMI #4 Hinweise und Regeln
HMI-Sprache, Englisch IEC B1 Dialogsprache weiteres lokales HMI Keine zusätzliche HMI-Sprache X0 HMI-Sprache, US-Englisch A12 Auswahl für Position Nr. 4.
Gehäuse #5 Hinweise und Regeln
1/2 x 19" Gehäuse A 3/4 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz B 3/4 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze C 1/1 x 19” Gehäuse, 1 TRM-Steckplatz D 1/1 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze E Auswahl für Position Nr. 5.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 103
Einbaudetails mit Schutzart IP 40 von der Vorderseite #6 Hinweise und Regeln
Kein Einbausatz inbegriffen X 19” Rack-Montagesatz für 1/2 x 19” Gehäuse oder 2xRHGS6 oder RHGS12 A 19” Rack-Montagesatz für 3/4 x 19” Gehäuse oder 3xRHGS6 B 19” Rack-Montagesatz für 1/1 x 19” Gehäuse C Wandmontagesatz D Anmerkung: Aufbaumontage bei
Kommunikationsmodulen mitLWL-Anschluss (SLM, OEM,LDCM) nicht empfehlenswert
Montagesatz für Einbaumontage E Einbaumontagesatz + IP54 Montagesiegel F Auswahl für Position Nr. 6.
Anschlussart für Stromversorgung, Eingangs/Ausgangs- und Kommunikationsmodule #7 Hinweise und Regeln
Kompressionsverbindungsklemmen K Hilfsstromversorgung 24-60 - VDC A 90-250 - VDC B Auswahl für Position Nr. 7.
Mensch-Maschine-Hardwareschnittstelle #8 Hinweise und Regeln
Mittleres Format - grafische Darstellung, IEC-Tastenfeldsymbole B Mittleres Format - grafische Darstellung, ANSI-Tastenfeldsymbole C Auswahl für Position Nr. 8.
Analogeingangssystem #9 Hinweise und Regeln
Kein erstes TRM mitgeliefert X0 Kompressionsverbindungsklemmen A Ringkabelschuh-Anschlüsse B Erstes TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Erstes TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Kein zweites TRM enthalten X0 Kompressionsverbindungsklemmen A Ringkabelschuh-Anschlüsse B Zweites TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Zweites TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Zweites TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Zweites TRM, 6I+6U, 1A, 110/220V 6 Zweites TRM, 6I+6U, 5A, 110/220V 7 Zweites TRM, 6I, 1A, 110/220V 8 Zweites TRM, 6I, 5A, 110/220V 9 Zweites TRM, 7I+5U, 1A, 110/220V 12 Zweites TRM, 7I+5U, 5A, 110/220V 13 Auswahl für Position Nr. 9.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
104 ABB
Platinen mit binärem Ein- und Ausgang, Synchronisation vonmA und Zeit.
#10 Hinweise und Regeln
Für Impulszählung, z.B. kWh-Stromzählung, muss das BIM mit erweiterten Möglichkeiten zur Impulszählung verwendet werden.Hinweis: 1 BIM und 1 BOM in A30 und A31 enthalten. 2 BIM und 1 BOM in B30 und C30 enthalten.
Steckplatzposition (Rückansicht)
X31
X41
X51
X61
X71
X81
X91
X101
X111
X121
X131
X141
X151
X161 Anmerkung: Max 3 Positionen in
1/2 Rack, 8 Positionen in 3/4 Rackmit 1 TRM, 5 in 3/4 Rack mit 2TRM, 14 in 1/1 Rack mit 1 TRMund 11 in 1/1 Rack mit 2 TRM
1/2 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 1 TRM 3/4 Gehäuse mit 2 TRM 1/1 Gehäuse mit 1 TRM 1/1 Gehäuse mit 2 TRM Keine Platte im Steckplatz X X X X X X X X X X X X X X Binäres Ausgangsmodul 24 Ausgangsrelais (BOM) A A A A A A A A A A A A A Hinweis: Maximal 4 (BOM+SOM
+MIM) Platinen. X51 nicht inB30/C30
BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 50 mA B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
B1
BIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 50 mA C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
C1
BIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 50 mA D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
D1
BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 50 mA E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
E1
BIM 16 Eingänge, 220-250 VDC, 120mA E2
E2
E2
E2
E2
E2
E2
E2
E2
E2
E2
E2
E2
BIMp 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 30 mA für Impulszählung F F F F F F F F F F F F Hinweis: X51 nicht in B30/C30 BIMp 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 30 mA für Impulszählung G G G G G G G G G G G G BIMp 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 30 mA für Impulszählung H H H H H H H H H H H H BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 30 mA für Impulszählung K K K K K K K K K K K K IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL24-30 VDC, 50 mA L
1L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
L1
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL48-60 VDC, 50 mA M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
M1
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL110-125 VDC, 50 mA N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
N1
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL220-250 VDC, 50 mA P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
P1
IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgangsrelais, 220-250 VDC, 110mA P2
P2
P2
P2
P2
P2
P2
P2
P2
P2
P2
P2
IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 24-30 VDC, 30 mA U U U U U U U U U U U U IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 48-60 VDC, 30 mA V V V V V V V V V V V V IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 110-125 VDC, 30 mA W W W W W W W W W W W W IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 220-250 VDC, 30 mA Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y Y mA Eingangsmodul MIM, 6 Kanäle R R R R R R R R R R R R Hinweis: max. 1 MIM in 1/2 Ge‐
häuseX51 nicht in B30/C30
SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 48-60 VDC T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
T1
Hinweis: SOM darf nicht an die Po‐sition am nächsten zum NUM 1/2Gehäusesteckplatz P5, 3/4 Ge‐häuse 1 TRM Steckplatz P10, 3/4Gehäuse 2 TRM Steckplatz P7,1/1 Gehäuse 1 TRM SteckplatzP16, 1/1 Gehäuse, 2 TRM Steck‐platz P13X51 nicht in B30/C30
SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 110-250 VDC T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
T2
Auswahl für Position Nr. 10.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 105
Module für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und Zeitsynchronisa-tion
#11 Hinweise und Regeln
Steckplatzposition (Rückansicht)
X312
X313
X302
X303
X322
X323
Verfügbare Steckplätze in 1/2 Gehäuse mit 1 TRM Anmerkung: Max 1 LDCM in 1/2Gehäuse
Verfügbare Steckplätze in 3/4 und 1/1 Gehäuse mit 1 TRM Anmerkung: Max 2 LDCM in 3/4und 1/1 Gehäuse Verfügbare Steckplätze in 3/4 und 1/1 Gehäuse mit 2 TRM-Steckplätzen
Keine Platine für die Fernkommunikation enthalten X X X X X X Optischer LDCM mit kurzer Reichweite A A A A A A Anmerkung: Max 2 LDCM (glei‐
cher oder anderer Typ) stehen zurAuswahl.Regel: LDCM-Module immer aufderselben Platine platzieren, umdie redundante Kommunikation zuunterstützen. In P30:2 und P30:3,P31:2 und P31:3 oder P32:2 undP32:3
Optischer LDCM 1310 nm mit mittlerer Reichweite B B B B B B
IRIG-B Zeitsynchronisationsmodul, mit PPS F F F F F F Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul G G G G G G GPS Zeitmodul, GTM S S S S Auswahl für Position Nr. 11.
Serielle Kommunikationseinheit für die Stationskommunikation #12 Hinweise und Regeln
Steckplatzposition (Rückansicht)
X301
X311
Keine Platine für die Erstkommunikation enthalten X Keine Platine für die Zweitkommunikation enthalten X Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Kunststoff) A Serielles (Kunststoff) und LON (Glas) Kommunikationsmodul B Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Glas) C Optisches Ethernet-Modul, 1 Kanal Glas D Optisches Ethernet-Modul, 2 Kanal Glas E Auswahl für Position Nr. 12.
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
106 ABB
23. Bestellen von Zubehör
ZubehörGPS-Antennen- und Befestigungsdetails
GPS-Antenne einschließlich Befestigungs-Garnitur Menge: 1MRK 001 640-AA
Antennenkabel, 20 m Menge: 1MRK 001 665-AA
Antennenkabel, 40 m Menge: 1MRK 001 665-BA
Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)
Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 auf G703 Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA
Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703.E1 Menge: 1 2 1MRK 002 245-BA
PrüfschalterDas zur Verwendung mit den Geräten der 670 Serievorgesehene Prüfsystem COMBITEST ist in 1MRK 512 001-BEN und 1MRK 001024-CA beschrieben. Siehe auch Websiteunter: www.abb.com/substationautomation (hier sinddetaillierte Informationen aufgeführt).
Wegen der hohen Flexibilität unseres Produkts und der breitenVielfalt von möglichen Anwendungen müssen die Prüfschalterfür jede spezifische Anwendung ausgewählt werden.
Wählen Sie Ihren passenden Prüfschalter aus den in derReferenzdokumentation gezeigten verfügbarenKontaktanordnungen.
Vorschläge für geeignete Varianten:
Einfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitinterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-AK).
Einfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitexterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-AK).
Mehrfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitinterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-BE).
Mehrfach-Leistungsschalter/Ein- oder dreipolige Auslösung mitexterner Sternpunktbildung (Bestellnummer RK926 315-BV).
Der "In-Prüfmodus"-Schließer 29-30 an den RTXP-Prüfschaltern sollte an den Eingang des Prüf-Funktionsblocksangeschlossen werden, um eine einzelne Aktivierung vonFunktionen während des Prüfens zu ermöglichen.
Prüfschalter des Typs RTXP 24 werden separat bestellt.Verweise auf entsprechende Dokumente siehe AbschnittZugehörige Dokumente.
RHGS 6-Gehäuse oder RHGS 12-Gehäuse mit montiertemRTXP 24 und der Ein/Aus-Schalter für Gleichstromversorgungwerden separat bestellt. Verweise auf entsprechendeDokumente siehe Abschnitt Zugehörige Dokumente.
Schutzabdeckung
Schutzabdeckung für die Rückseite von RHGS6, 6U, 1/4 x 19”” Menge: 1MRK 002 420-AE
Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/2 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AC
Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 3/4 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AB
Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/1 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AA
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 107
Externe Widerstands-Einheit
Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 20-100V
Anz.:
1 2 3 RK 795 101-MA
Hochohmige Widerstandseinheit 3-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 20-100V
Anz.: RK 795 101-MB
Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 100-400V
Anz.:
1 2 3 RK 795 101-CB
Hochohmige Widerstandseinheit 3-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 100-400V
Anz.: RK 795 101-DC
Combiflex
Schlüsselschalter für Einstellungen
Schlüsselschalter zur Sperrung von Einstellungen über LCD-HMI Menge: 1MRK 000 611-A
Hinweis: Zum Anschluss des Schlüsselschalters sind Leitungen mit einem 10 A Combiflex Sockel an einer Seite zu verwenden.
Reihenmontage-Garnitur Menge: 1MRK 002 420-Z
Konfigurations- und Überwachungstools
Front-Verbindungskabel zwischen lokaler HMI und PC Anz.: 1MRK 001 665-CA
LED Etikettenspezialpapier DIN A4 Format, 1 St. Anz.: 1MRK 002 038-CA
LED Etikettenspezialpapier Letter-Format, 1 St. Anz.: 1MRK 002 038-DA
Benutzerhandbücher
Hinweis: Eine (1) CD "IED Connect" mit der Benutzerdokumentation (Benutzerhandbuch, TechnischesHandbuch, Installations-Handbuch und Inbetriebnahme-Handbuch, Anwendungs-Handbuch und Kurzein‐führung), ein Connectivity Package und eine LED-Label-Schablone liegen jedem Gerät bei.
Regel: Bitte geben Sie die Menge zusätzlich benötigter CDs "IED Connect" an. Menge: 1MRK 002 290-AD
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
108 ABB
Benutzerdokumentation
Regel: Bitte geben Sie die Anzahl der benötigten gedruckten Handbücher an.
Anwendungs-Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 310-UEN
ANSI Menge: 1MRK 511 310-UUS
Technisches Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 311-UEN
ANSI Menge: 1MRK 511 311-UUS
Inbetriebnahme-Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 312-UEN
ANSI Menge: 1MRK 511 312-UUS
Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850 Ausgabe 1, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 511 302-UEN
Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 61850 Ausgabe 2, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 511 303-UEN
Kommunikationsprotokoll-Handbuch, IEC 60870-5-103, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 511 304-UEN
Kommunikationsprotokoll-Handbuch, LON, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 511 305-UEN
Kommunikationsprotokoll-Handbuch, SPA, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 511 306-UEN
Kommunikationsprotokoll-Handbuch,DNP, 670 Serie
ANSI Menge: 1MRK 511 301-UUS
Punkteliste-Handbuch, DNP 670 Serie ANSI Menge 1MRK 511 307-UUS
Benutzerhandbuch, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 500 118-UDE
ANSI Menge: 1MRK 500 118-UUS
Installations-Handbuch, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 514 019-UDE
ANSI Menge: 1MRK 514 019-UUS
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
ABB 109
Engineering-Handbuch, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 511 308-UDE
ANSI Menge: 1MRK 511 308-UUS
Richtlinie zur Cyber-Sicherheit IEC Menge: 1MRK 511 309-UEN
Referenzinformation
Für unsere Referenz und die Statistik würden wir uns über folgende Anwendungsdaten freuen:
Land: Endanwender:
Stationsname: Spannungspegel: kV
Zugehörige Dokumente
Dokumentation zu REC670 Kennzahl
Anwendungs-Handbuch 1MRK 511 310-UEN
Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 511 312-UEN
Produktdatenblatt 1MRK 511 313-BDE
Technisches Handbuch 1MRK 511 311-UEN
Typprüfzertifikat 1MRK 511 313-TEN
Bestellformular, REC670 ange‐passt
1MRK 511 323-BEN
Bestellformular, REC670 vorkon‐figuriert
1MRK 511 324-BEN
Handbücher Serie 670 Kennzahl
Benutzerhandbuch 1MRK 500 118-UDE
Engineering-Handbuch 1MRK 511 308-UDE
Installations-Handbuch 1MRK 514 019-UDE
Kommunikationsprotokoll-Hand‐buch, DNP3
1MRK 511 301-UUS
Kommunikationsprotokoll-Hand‐buch, IEC 60870-5-103
1MRK 511 304-UEN
Kommunikationsprotokoll-Hand‐buch, IEC 61850 Ausgabe 1
1MRK 511 302-UEN
Kommunikationsprotokoll-Hand‐buch, IEC 61850 Ausgabe 2
1MRK 511 303-UEN
Kommunikationsprotokoll-Hand‐buch, LON
1MRK 511 305-UEN
Kommunikationsprotokoll-Hand‐buch, SPA
1MRK 511 306-UEN
Punktlisten-Handbuch, DNP3 1MRK 511 307-UUS
Zubehör-Handbuch 1MRK 514 012-BEN
Richtlinie zur Cyber-Sicherheit 1MRK 511 309-UEN
Verbindungs- und Montagekom‐ponenten
1MRK 513 003-BEN
Testsystem, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN
Feldsteuergerät REC670 2.0 1MRK 511 313-BDE A
Produktversion: 2.0
110 ABB
111
Kontaktieren Sie uns
Für weitere Informationen kontaktieren Sie:
ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SchwedenTelefon +46 (0) 21 32 50 00
www.abb.com/substationautomation
ABB AGEnergietechnikPostfach 10 03 5168128 Mannheim, DEUTSCHLANDTelefon +49 (0) 6 21 381 -30 00E-Mail powertech@de.abb.com
http://www.abb.de
Hinweis:Technische Änderungen und Änderungen des Inhalts diesesDokuments ohne Vorankündigung vorbehalten. ABB ABübernimmt keinerlei Verantwortung für etwaige in diesenUnterlagen enthaltene Fehler oder fehlende Informationen.Alle Rechte am Inhalt dieses Dokuments und den darinenthaltenen Zeichnungen und Diagrammen vorbehalten.Reproduktion, die Weitergabe an Dritte oder die Nutzung derInhalte - im Ganzen oder in Teilen - sind ohne schriftlichesEinverständnis von ABB AB verboten.
© Copyright 2016 ABB.
Alle Rechte vorbehalten..
Scannen Sie diesen QR-Code, um unsere Webseite zubesuchen.
1MR
K 5
11 3
13-B
DE