Feldsteuergerät REC670 2.0 Produktdatenblatt€¦ · REC670 wird zur Steuerung, zum Schutz und zur...

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

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Marken

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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.


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


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


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>


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


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


TCM YLTC

84

LOV PTUV

27 3U<

VDC PTOV

60 Ud>

CCS RDIF

87 INd/I

TCL YLTC

84

NS4 PTOC

46I2 4(I2>)


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


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


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>


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

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


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


Produktversion: 2.0

8 ABB

Reserve-Schutzfunktionen


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


Produktversion: 2.0

ABB 9


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


Produktversion: 2.0

10 ABB

Steuerungs- und Überwachungsfunktionen


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


Produktversion: 2.0

ABB 11


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


Produktversion: 2.0

12 ABB


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


Produktversion: 2.0

ABB 13


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


Produktversion: 2.0

14 ABB

Kommunikation


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


Produktversion: 2.0

ABB 15


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


Produktversion: 2.0

16 ABB


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


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


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


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


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


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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.


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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.


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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.


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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.


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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.


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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.


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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


Produktversion: 2.0

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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.


Produktversion: 2.0

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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.


Produktversion: 2.0

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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.


Produktversion: 2.0

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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:


Produktversion: 2.0

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• 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.


Produktversion: 2.0

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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.


Produktversion: 2.0

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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


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.


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


Produktversion: 2.0

ABB 37

http://www.abb.com/substationautomation

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002801-AE&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-CA&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-CD&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-CB&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

http://search-ext.abb.com/library/Download.aspx?DocumentID=1MRK002803-CC&LanguageCode=en&DocumentPartId=&Action=Launch

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


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%


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


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


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


Produktversion: 2.0

ABB 39

Tabelle 8. BIM - Binäreingangsmodul mit erweiterten Impulszählerfähigkeiten




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




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


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


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


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 - -


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%


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


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


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 -


Produktversion: 2.0

ABB 47

Stromschutz

Tabelle 24. Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOC


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 -


-


-


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


Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -


Produktversion: 2.0

48 ABB

Tabelle 26. Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC


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 -


-


-



-


-

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

Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -


Produktversion: 2.0

ABB 49

Tabelle 27. Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC Technische Daten


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


-




Produktversion: 2.0

50 ABB

Tabelle 28. Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) NS4PTOC


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


Unabhängige Zeitverzögerungfür Stufe 1, 2, 3 und 4 bei 0 bis2 x Iset


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


-

Rückfallzeit, Anregung bei 2bis 0 x Iset


-

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 -


Produktversion: 2.0

ABB 51

Tabelle 29. Empfindlicher Erdfehler- und Nullleistungsrichtungsschutz SDEPSDE


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


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


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


Unabhängige Zeitverzögerungfür Erdfehlerrichtungsschutzbei 0 bis 2 x Iset


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


Produktversion: 2.0

52 ABB

Tabelle 30. Thermischer Überlastschutz, eine Zeitkonstante LCPTTR/LFPTTR


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


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


Produktversion: 2.0

ABB 53

Tabelle 32. Schalterversagerschutz CCRBRF


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


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


Zusätzliche Zeitverzögerung für zweite Mitnahmeauslösung bei 0bis 2 x Iset


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


Betriebsstrom (5-2500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir


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

-



Tabelle 34. Polgleichlaufüberwachung CCPDSC


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


Produktversion: 2.0

54 ABB

Tabelle 35. Unterleistungsrichtungsschutz GUPPDUP


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


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


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

-


Produktversion: 2.0

ABB 55

Tabelle 38. Kondensatorbatterieschutz CBPGAPC


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>



Produktversion: 2.0

56 ABB

Spannungsschutz

Tabelle 39. Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUV


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 -



Produktversion: 2.0

ABB 57

Tabelle 40. Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV


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


Minimale Auslösezeit, abhängige Kennlinien (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist


-


-

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 -



Produktversion: 2.0

58 ABB

Tabelle 41. Zweistufiger Nullspannungsschutz ROV2PTOV


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


Unabhängige Zeitverzögerung hohe Stufe (Stufe 2) bei 0 bis 1,2x Uset


Minimale Auslösezeit (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 45 ms, je nachdem,welcher größer ist


-


-

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 -


Tabelle 42. Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV


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


Zeitverzögerung für Spannungs‐differentialschutz Rücksetzen bei1,2 bis 0,8 x UDTrip



Produktversion: 2.0

ABB 59

Tabelle 43. Spannungsausfallschutz LOVPTUV


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


Auslöse-Zeitverzögerung beiTrennung aller drei Phasen


Zeitverzögerung bis zur Blockie‐rung, wenn nicht alle drei Leiter-Erde-Spannungen niedrig sind



Produktversion: 2.0

60 ABB

Frequenzschutz

Tabelle 44. Unterfrequenzschutz SAPTUF


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


Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion bei fset -0,02 Hz bis fset + 0,02 Hz


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


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


Produktversion: 2.0

ABB 61

Tabelle 46. Frequenzänderungsschutz SAPFRC


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


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


Produktversion: 2.0

62 ABB

Multifunktionsschutz

Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC


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

-


-

Unterstrom:

Ansprechzeit bei 2 bis 0 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


Produktversion: 2.0

ABB 63

Tabelle 48. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC , Fortsetzung


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:



Unterstrom:



Überspannung:

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0,8 bis 1,2 x Uset -


Unterspannung:

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 1,2 bis 0,8 x Uset -



Produktversion: 2.0

64 ABB

Tabelle 49. Spannungsgesteuerter Überstromschutz VRPVOC


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

-


Produktversion: 2.0

ABB 65

Sekundärsystem-Überwachung

Tabelle 50. Stromwandlerkreis-Überwachung CCSSPVC


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


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


-

Rückfallzeit, Anregung, 1-systemig, bei 0 bis1 x Ur


-


Produktversion: 2.0

66 ABB

Tabelle 52. Spannungswandlerkreisüberwachung VDSPVC


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


Produktversion: 2.0

ABB 67

Steuerung

Tabelle 53. Synchronisierung, Synchronkontrolle und Zuschaltüberprüfung SESRSYN


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


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.


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


–

Ansprechzeit für Zuschaltüberprüfung, wenn die Spannung von 0 auf 90 %von Urated springt


–


Produktversion: 2.0

68 ABB

Tabelle 54. Automatische Wiedereinschaltung (AWE) SMBRREC


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


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


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


Produktversion: 2.0

ABB 69

Tabelle 55. Spannungsregelung TR1ATCC und TR8ATCC


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 -


Produktversion: 2.0

70 ABB

Tabelle 55. Spannungsregelung TR1ATCC und TR8ATCC, Fortsetzung


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


Produktversion: 2.0

ABB 71

Signalvergleich

Tabelle 56. Signalvergleichsverfahren für Distanz- bzw. Überstromschutz ZCPSCH


Schema Direkte MitnahmeMitnahmeschaltung (Untergreifend)Freigabeschaltung (Übergreifend)Blockierung

-

Koordinationszeit für Blockierung-Lo‐gik


Mindestdauer eines Sendesignals (0.000-60.000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist

Sicherheitszeitglied bei Verlust desÜberwachungssignals


Modus der Deblockierungslogik AusKein NeustartNeustart

-

Tabelle 57. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Distanzschutzfunktion ZCRWPSCH


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


Verzögerungszeit für Stromrich‐tungsumkehr


Koordinierungszeit für Schwache‐inspeiselogik


Tabelle 58. Signalvergleichsverfahren für Erdfehlerschutz ECPSCH


Signaltyp Mitnahmeverfahren (Untergrei‐fend)Vergleichsverfahren (Übergrei‐fend)Blockierung

-

Signalvergleichskoordinationszeit (0,000-60,000) s ± 0,2 % oder ± 15 ms, je nachdem, welcher größer ist


Produktversion: 2.0

72 ABB

Tabelle 59. Stromrichtungsumkehr und Schwacheinspeiselogik für Nullstromschutz ECRWPSCH


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


Koordinierungszeit für Schwache‐inspeiselogik



Produktversion: 2.0

ABB 73

Logik

Tabelle 60. Auslöselogik, gemeinsamer dreipoliger Ausgang SMPPTRC


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


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 - -


Produktversion: 2.0

74 ABB

Tabelle 62. Konfigurierbare Logikblöcke Q/T


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


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 - -


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


Produktversion: 2.0

76 ABB

Überwachung

Tabelle 65. Messungen CVMMXN


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 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 0,5 × Ir

Phasenwinkel bei symmetrischerLast

(0,1-4,0) × Ir ± 1,0 ° bei 0,1 × Ir 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


Spannung (5 bis 175) V ± 0,5 % von U bei U ≤ 50 V± 0,2 % von U bei U > 50 V



Produktversion: 2.0

ABB 77

Tabelle 69. Stromkompomponentenmessung CMSQI


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


Gegensystemstrom, I2 Dreipha‐seneinstellungen


Phasenwinkel (0,1-4,0) × Ir ± 1,0 ° bei 0,1 × Ir 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


Tabelle 71. Überwachung von mA-Eingangssignalen


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


Zählerwert 0-65535 -

Max. Zählgeschwindigkeit 30 Impulse/s (50 % Arbeitszyklus) -


Produktversion: 2.0

78 ABB

Tabelle 73. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE


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


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


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


Energiemessung kWh Export/Import, kvarh Export/Import

Eingang vom MMXU. Kein Extrafehler bei stationärer Last


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


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


Produktversion: 2.0

82 ABB

Tabelle 88. SLM – SPA/IEC 60870-5-103/DNP3 Anschluss


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)


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


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


Kommunikationsgeschwindigkeit 100 Base-FX


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


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)


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)


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


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


Produktversion: 2.0

ABB 87

Abhängige Kennlinie

Tabelle 103. Inverse Zeitkennlinien, ANSI


Ansprechkurven:

( )1PAt B k tDef

I

æ öç ÷= + × +ç ÷ç - ÷è ø

EQUATION1249-SMALL V2 DE

Rücksetzkennlinie:

( )2 1= ×

-

trt kI


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


Produktversion: 2.0

88 ABB

Tabelle 104. IEC Inverse Zeitkennlinien


Ansprechkurven:

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I


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


Rückfallkurven:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR


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


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


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Stufen von 0,01


Produktversion: 2.0

ABB 89

Tabelle 106. Abhängigkeitseigenschaften für den Überspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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


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


k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01

Programmierbare Kurve:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


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


Produktversion: 2.0

90 ABB

Tabelle 107. Abhängigkeitseigenschaften für den Unterspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


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



k = (0,05-1,10) in Stufen von 0,01


×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U



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


Produktversion: 2.0

ABB 91

Tabelle 108. Abhängigkeitseigenschaften für den Nullüberspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


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


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


k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01


×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


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


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


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


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


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


Produktversion: 2.0

94 ABB

Tabelle 120. Frequenzschutz

Position 1 2 3 4

E

Tabelle 121. Frequenzfunktionen


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


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


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


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


Produktversion: 2.0

ABB 95

Tabelle 129. Steuerfunktionen


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


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


Produktversion: 2.0

96 ABB

Tabelle 132. Logik

Position 1 2

L

Tabelle 133. Logikfunktionen


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


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


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


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


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


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


C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1 C1


D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1 D1


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


M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1 M1


N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1 N1


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


V V V V V V V V V V V V V V


W W W W W W W W W W W W W W


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


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


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


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.


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.


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.


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.


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.


Produktversion: 2.0

ABB 105

Module für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und Zeitsynchronisa-tion

#11 Hinweise und Regeln


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


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.


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


Produktversion: 2.0

ABB 107

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

Externe Widerstands-Einheit

Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 20-100V

Anz.:

1 2 3 RK 795 101-MA


Anz.: RK 795 101-MB


Anz.:

1 2 3 RK 795 101-CB


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


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


Inbetriebnahme-Handbuch IEC Menge: 1MRK 511 312-UEN


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


Punkteliste-Handbuch, DNP 670 Serie ANSI Menge 1MRK 511 307-UUS

Benutzerhandbuch, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 500 118-UDE


Installations-Handbuch, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 514 019-UDE



Produktversion: 2.0

ABB 109

Engineering-Handbuch, 670 Serie IEC Menge: 1MRK 511 308-UDE


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


Produktversion: 2.0

110 ABB

Kontaktieren Sie uns

Für weitere Informationen kontaktieren Sie:

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SchwedenTelefon +46 (0) 21 32 50 00

www.abb.com/substationautomation

ABB AGEnergietechnikPostfach 10 03 5168128 Mannheim, DEUTSCHLANDTelefon +49 (0) 6 21 381 -30 00E-Mail [email protected]

http://www.abb.de

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Feldsteuergerät REC670 2.0 Produktdatenblatt€¦ · REC670 wird zur Steuerung, zum Schutz und zur...

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