Relion 615 Serie. Transformatorschutz und Steuerung RET615 Produktdatenblatt

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1 Relion 615 Serie Transformatorschutz und Steuerung Produktdatenblatt

2 Inhaltsverzeichnis 1. Beschreibung Standardkonfigurationen Schutzfunktionen Verwendung Unterstützte ABB-Lösungen Steuerung Messungen Störschreiber Ereignisspeicher Störschriebdaten Zustandsüberwachung Auslösekreisüberwachung Selbstüberwachung "Fuse failure" Überwachung Zugangskontrolle Ein- und Ausgänge Stationskommunikation Technische Daten Lokales HMI Montagemöglichkeiten Einbaugehäuse und Relaiseinschub Auswahl- und Bestelldaten Zubehör und Bestellcodes Tools Cyber-Sicherheit Anschlussdiagramm Zertifikate Referenzmaterial Funktionen, Codes und Symbole Frühere Versionen des Dokuments...60 Haftungsausschluss Die in diesem Dokument enthaltenen Informationen können ohne Vorankündigung geändert werden und dürfen nicht als eine Verpflichtung von ABB gesehen werden. ABB übernimmt keine Verantwortung für etwaige Fehler in diesem Dokument. Copyright 2014 ABB. Alle Rechte vorbehalten. Marken ABB und Relion sind eingetragene Warenzeichen der ABB Group. Alle sonstigen Marken- oder Produktnamen, die in dieser Dokumentation erwähnt werden, sind gegebenenfalls Warenzeichen oder eingetragene Warenzeichen der jeweiligen Inhaber. 2 ABB

3 Herausgegeben: Revision: D 1. Beschreibung Das ist ein spezielles Schutz- und Steuerungsgerät für Maschinen- und Blocktransformatoren, einschließlich Leistungstransformatoren in Energieverteilungs-, Verteil- und Industrienetzen. gehört zur Relion -Produktfamilie von ABB und ihrer Schutz- und Steuerungsproduktserie 615. Die 615er Geräteserie zeichnet sich durch ihre Kompaktheit und ihre Einschubtechnik aus. Die 615 Serie wurde von Grund auf neu entwickelt und wurde so konzipiert, dass sie das gesamte Potential der Norm IEC im Hinblick auf Kommunikation und Interoperabilität zwischen Stationsautomatisierungsgeräten umsetzen kann. Sobald auf ein Gerät mit einer Standardkonfiguration die anwendungsspezifischen Einstellungen gespielt wurden, kann es direkt nach der Prüfung in Betrieb genommen werden. Die Geräte der 615 Serie unterstützen eine ganze Reihe von Kommunikationsprotokollen, einschließlich IEC mit GOOSE-Messaging, IEC LE (mit Ausnahme von RED615), IEC , Modbus und DNP3. Das Kommunikationsprotokoll Profibus DPV1 wird unterstützt durch den Protokollkonverter SPA-ZC Standardkonfigurationen ist mit acht alternativen Standardkonfigurationen verfügbar. Die Standardsignalkonfiguration ist mithilfe der Signalmatrix oder der grafischen Anwendung aus dem IED Bedien- und Parametriertool PCM600 änderbar. Außerdem unterstützen die Funktionen der Anwendungskonfiguration des PCM600 die Erstellung von mehrschichtigen Logikfunktionen, indem verschiedene Logikelemente verwendet werden, darunter Timer und Flipflops. Durch die Kombination von Schutzfunktionen mit Logikfunktionsblocks kann das Gerät an benutzerdefinierte Anwendungsanforderungen angepasst werden. Das Gerät wird werkseitig mit den Standardanschlüssen ausgeliefert, die in den Funktionsdiagrammen für Binäreingänge, Binärausgänge, Funktionsanschlüsse und Alarm-LEDs angezeigt werden. Die positive Messrichtung von gerichteten Schutzfunktionen ist die hin zum Abgang. ABB 3

4 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION A SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER 3 Io (HV) 6 RTD 2 ma 3I (LV) Io> 51N-1 18 MAP MAP I2> 46 3I>>> 50P/51P 3 Io>> 51N-2 3I> 51P-1 ARC 50L/50NL diolo> 87NL Io Io 3I>> 51P-2 3dI>T 87T ÜBERWACHUNG CBCM CBCM OPTS OPTM 2 STEUERUNG UND ANZEIGE 1) TCS TCM Objekt Strg 2) Anz 3) CB 1 - DC 2 3 ES 1 2 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusanzeige für Primärobjekt KOMMUNIKATION Protokolle: IEC Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundanzprotokolle: HSR PRP RSTP MESSUNG - Oberspannungsseite: I, Io - Unterspannungsseite: I - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten Analogschnittstellen 1) Stromwandler 7 Spannungswandler - 1) Konventionelle Stromwandlereingänge TPOSM 84M BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-C90DE25B-AEC FC8-F4604ACDB769 V1 DE Abb. 1. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration A 4 ABB

5 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION B SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER Io ÜBERWACHUNG KOMMUNIKATION RTD 2 ma Io (LV) 18 MAP MAP Io> 51N-1 Io>> 51N-2 diolo> 87NL Io 3dI>T 87T CBCM CBCM OPTS OPTM 2 TCS TCM Protokolle: IEC Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundanzprotokolle: HSR PRP RSTP 3 3I (LV) I2> 46 3I>>> 50P/51P 3 3I> 51P-1 ARC 50L/50NL 3I>> 51P-2 STEUERUNG UND ANZEIGE 1) Objekt Strg 2) Anz 3) CB 1 - DC 2 3 ES 1 2 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusanzeige für Primärobjekt MESSUNG - Oberspannungsseite: I - Unterspannungsseite: I, Io - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten Analogschnittstellen 1) Stromwandler 7 Spannungswandler - 1) Konventionelle Stromwandlereingänge TPOSM 84M BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-C948BC5D FC-B8C3F7BA5BAB V1 DE Abb. 2. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration B ABB 5

6 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION C SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER Io ÜBERWACHUNG KOMMUNIKATION Io (HV) 6 RTD 2 ma 3I (LV) Io> 51N-1 diohi> 87NH 18 MAP MAP I2> 46 3I>>> 50P/51P 3 Io>> 51N-2 3dI>T 87T 3I> 51P-1 Io ARC 50L/50NL 3I>> 51P-2 CBCM CBCM OPTS OPTM 2 STEUERUNG UND ANZEIGE 1) TCS TCM Objekt Strg 2) Anz 3) CB DC ES Protokolle: IEC Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundanzprotokolle: HSR PRP RSTP MESSUNG - Oberspannungsseite: I, Io - Unterspannungsseite: I - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusanzeige für Primärobjekt Analogschnittstellen 1) Stromwandler 7 Spannungswandler - 1) Konventionelle Stromwandlereingänge TPOSM 84M BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-F8F3319F-B60D-47EF-A BC683D6C V1 DE Abb. 3. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration C 6 ABB

7 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION D SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER Io ÜBERWACHUNG KOMMUNIKATION 6 RTD 2 ma Io (LV) 18 MAP MAP diohi> 87NH Io> 51N-1 3dI>T 87T Io>> 51N-2 CBCM CBCM OPTS OPTM 2 TCS TCM Protokolle: IEC Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundanzprotokolle: HSR PRP RSTP Io STEUERUNG UND ANZEIGE 1) MESSUNG 3 3I (LV) I2> 46 3I>>> 50P/51P 3 3I> 51P-1 ARC 50L/50NL 3I>> 51P-2 Objekt Strg 2) Anz 3) CB 1 - DC 2 3 ES 1 2 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusanzeige für Primärobjekt - Oberspannungsseite: I - Unterspannungsseite: I, Io - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten Analogschnittstellen 1) Stromwandler 7 Spannungswandler - 1) Konventionelle Stromwandlereingänge TPOSM 84M BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-422AE187-3E2A-4A20-BBE2-2B8A840DC1FA V1 DE Abb. 4. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration D ABB 7

8 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung Uo U L1 U L2 U L3 TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION E SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER xRTD 1xmA Io (HV) Io> 51N-1 18 MAP MAP I2> 46 3 Io>> 51N-2 ARC 50L/50NL diolo> 87NL Io Io 3dI>T 87T 3I (HV) ÜBERWACHUNG 2 FUSEF 60 TCS TCM CBCM CBCM STEUERUNG UND ANZEIGE 1) OPTS OPTM KOMMUNIKATION Protokolle: IEC /9-2LE Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundante Protokolle: HSR PRP RSTP MESSUNG 3I (LV) 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 Objekt Strg 2) Anz 3) CB DC ES Oberspannungsseite: I, Io, U, Uo, P, Q, E, pf - Unterspannungsseite: I - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten U L1 U L2 U L3 2 3U< U> 59 U L1 U L2 U L3 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusobjekt für Primärobjekt Analogschnittstellen 1) Stromwandler 7 Spannungswandler 5 1) Konventionelle Stromwandlereingänge Uo 2 Uo> 59G TPOSM 84M 2) Einer von fünf Eingänge ist für künftige Anwendungen reserviert BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-DC590CA4-DF86-499D-8B77-3DE0CB2997F0 V1 DE Abb. 5. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration E 8 ABB

9 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung Uo U L1 U L2 U L3 TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION F SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER Io RTD 1 ma Io (LV) 18 MAP MAP Io> 51N-1 Io>> 51N-2 diolo> 87NL Io 3dI>T 87T 3I (HV) ÜBERWACHUNG 2 FUSEF 60 TCS TCM CBCM CBCM OPTS OPTM KOMMUNIKATION Protokolle: IEC /9-2LE Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundante Protokolle: HSR PRP RSTP 3 3I (LV) I2> 46 3I>>> 50P/51P 3 3I> 51P-1 ARC 50L/50NL 3I>> 51P-2 STEUERUNG UND ANZEIGE 1) Objekt Strg 2) Anz 3) CB DC ES MESSUNG - Oberspannungsseite: I, U, Uo, P, Q, E, pf - Unterspannungsseite: I, Io - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten U L1 U L2 U L3 2 3U< U> 59 U L1 U L2 U L3 2 Uo> 59G 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusobjekt für Primärobjekt TPOSM 84M Analogschnittstellen 1) Stromwandler 7 Spannungswandler 5 1) Konventionelle Stromwandlereingänge 2) Einer von fünf Eingänge ist für künftige Anwendungen reserviert Uo BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-7F2F76A7-E9D A C V1 DE Abb. 6. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration F ABB 9

10 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung Uo U L1 U L2 U L3 TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION G SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER 2xRTD 1xmA Io (HV) Io> 51N-1 diohi> 87NH 18 MAP MAP 3dI>T 87T Io Io>> 51N-2 3I (HV) 2 ÜBERWACHUNG FUSEF 60 TCS TCM CBCM CBCM OPTS OPTM KOMMUNIKATION Protokolle: IEC /9-2LE Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundante Protokolle: HSR PRP RSTP 3 3I (LV) I2> 46 3I>>> 50P/51P 3 3I> 51P-1 Io ARC 50L/50NL 3I>> 51P-2 U L1 U L2 U L3 STEUERUNG UND ANZEIGE 1) Objekt Strg 2) Anz 3) CB 1 - DC 2 3 ES 1 2 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusobjekt für Primärobjekt MESSUNG - Oberspannungsseite: I, Io, U, Uo, P, Q, E, pf - Unterspannungsseite: I - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten Analogschnittstellen 1) Stromwandler Spannungswandler 1) Konventionelle Stromwandlereingänge 7 5 U L1 U L2 U L3 2 3U< U> 59 2 Uo> 59G TPOSM 84M Uo BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-D133822F-DB95-4CF6-B971-9D67054A5731 V1 DE Abb. 7. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration G 10 ABB

11 U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear Configuration System HMI Time Authorization ESC A Clear Transformatorschutz und Steuerung Uo U L1 U L2 U L3 TRANSFORMATORSCHUTZ UND STEUERGERÄT STANDARD- KONFIGURATION H SCHUTZ LOKALE HMI EBENFALLS ERHÄLTLICH 3I (HV) I2> 46 3Ith>T 49T 3I>/Io>BF 51BF/51NBF 3I>>> 50P/51P 3I> 51P-1 3I>> 51P-2 I O R L I O R L - Stör- und Fehlerschriebe - Ereignisprotokoll und aufgezeichnete Daten - Hochgeschwindigkeitsausgang-Modul (optional) - IED-Selbstüberwachung - Lokal/Fern-Drucktaste an LHMI - Benutzerverwaltung - Web HMI UND ODER Io RTD 1 ma Io (LV) 18 MAP MAP diohi> 87NH Io> 51N-1 3dI>T 87T Io>> 51N-2 3I (HV) 2 ÜBERWACHUNG FUSEF 60 TCS TCM CBCM CBCM OPTS OPTM KOMMUNIKATION Protokolle: IEC /9-2LE Modbus IEC DNP Schnittstellen: Ethernet: TX (RJ45), 1FX 0(LC) Seriell: Serielle Glasfaser (ST), RS-485, RS-232/485 D-sub 9, IRIG-B Redundante Protokolle: HSR PRP RSTP Io STEUERUNG UND ANZEIGE 1) MESSUNG 3 3I (LV) I2> 46 3I>>> 50P/51P 3 3I> 51P-1 ARC 50L/50NL 3I>> 51P-2 U L1 U L2 U L3 Objekt Strg 2) Anz 3) CB 1 - DC 2 3 ES 1 2 1) Verfügbarkeit von Binär-Ein/Ausgängen in technischer Dokumentation prüfen 2) Steuerung und Anzeigefunktion für Primärobjekt 3) Statusobjekt für Primärobjekt - Oberspannungsseite: I, U, Uo, P, Q, E, pf - Unterspannungsseite: I, Io - Grenzwertüberwachung - Lastprofilrekorder - RTD/mA-Messung, optional - Symmetrische Komponenten Analogschnittstellen 1) Stromwandler Spannungswandler 1) Konventionelle Stromwandlereingänge 7 5 U L1 U L2 U L3 2 3U< U> 59 2 Uo> 59G Uo BEMERKUNGEN 5 Hauptauslösung Verrieglungsrelais 94/86 Optionale Funktion 3 Anzahl der Instanzen Berechneter ODER Alternative Funktion Io/Uo (wird bei Bestellung festgelegt) GUID-8C9FE17B C-BE D23FC744 V1 DE Abb. 8. Funktionsüberblick für Standardkonfiguration H ABB 11

12 Tabelle 1. Standardkonfigurationen Beschreibung Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Erdfehlerdifferentialschutz für die Oberspannungsseite mit optionalen RTD/mA-Eingängen Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Erdfehlerdifferentialschutz für die Unterspannungsseite mit optionalen RTD/mA-Eingängen Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz für die Oberspannungsseite mit optionalen RTD/mA-Eingängen Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz für die Unterspannungsseite mit optionalen RTD/mA-Eingängen Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Erdfehlerdifferentialschutz für die Oberspannungsseite mit leiterspannungsbasierten Schutz- und Messfunktionen Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Erdfehlerdifferentialschutz für die Unterspannungsseite mit leiterspannungsbasierten Schutz- und Messfunktionen Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz für die Oberspannungsseite mit leiterspannungsbasierten Schutz- und Messfunktionen Dreistufiger Transformatordifferentialschutz für Zweiwickler-Transformatoren, Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz für die Unterspannungsseite mit leiterspannungsbasierten Schutz- und Messfunktionen Standardkonf. A B C D E F G H 12 ABB

13 Tabelle 2. Unterstützte Funktionen Funktion IEC A B C D E F G H Schutz 1) Dreiphasiger ungerichteter Überstromschutz, (I>) Dreiphasiger ungerichteter Überstromschutz, (I>) Dreiphasiger ungerichteter Überstromschutz, (I>>) Dreiphasiger ungerichteter Überstromschutz, (I>>) Dreiphasiger ungerichteter Überstromschutz, (I>>>) Dreiphasiger ungerichteter Überstromschutz, (I>>>) PHLPTOC1 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV PHLPTOC2 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV PHHPTOC1 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV PHHPTOC2 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV PHIPTOC1 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV PHIPTOC2 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV Ungerichteter Erdfehlerschutz, (I0>) EFLPTOC1 1 HV 2) 1 HV 3) 1 HV 2) 1 HV 3) Ungerichteter Erdfehlerschutz, (I0>) EFLPTOC2 1 LV 4) 1 LV 5) 1 LV 4) 1 LV 5) Ungerichteter Erdfehlerschutz, (I0>>) EFHPTOC1 1 HV 2) 1 HV 3) 1 HV 2) 1 HV 3) Ungerichteter Erdfehlerschutz, (I0>>) EFHPTOC2 1 LV 4) 1 LV 5) 1 LV 4) 1 LV 5) Schieflastschutz NSPTOC1 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Schieflastschutz NSPTOC2 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV Nullspannungsschutz, (U0>) ROVPTOV 2 HV 6) 2 HV 6) 2 HV 6) 2 HV 6) Dreiphasiger Unterspannungsschutz PHPTUV 2 HV 2 HV 2 HV 2 HV Dreiphasiger Überspannungsschutz PHPTOV 2 HV 2 HV 2 HV 2 HV Dreiphasiger thermischer Überlastschutz für Leistungstransformatoren (zwei Zeitkonstanten) Zweistufiger Trafodifferentialschutz (für Zweiwickler) Numerisch stabilisierter Niedrigimpedanz- Nullstromdifferentialschutz T2PTTR 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV TR2PTDF LREFPNDF 1 HV 1 LV 7) 1 HV 1 LV 7) Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz HREFPDIF 1 HV 1 LV 8) 1 HV 1 LV 8) Schalterversagerschutz 3) CCBRBRF 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Hauptauslösung 9) TRPPTRC 2 (5) 2 (5) 2 (5) 2 (5) 2 (5) 2 (5) 2 (5) 2 (5) Lichtbogenschutz 10) ARCSARC (3) LV (3) LV (3) LV (3) LV (3) LV (3) LV (3) LV (3) LV Multifunktionsschutz 11)12) MAPGAPC Steuerung Steuerung des Leistungsschalters mit Verriegelungsfunktionalität CBXCBR 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Trennersteuerung 12) DCXSWI Erdungsschaltersteuerung 12) ESXSWI Trennerstellungsanzeige 12) DCSXSWI Erderstellungsanzeige 12) ESSXSWI Anzeige der Stufenschalterposition TPOSSLTC Zustandsüberwachung Schalterversagerschutz SSCBR 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Auslösekreisüberwachung TCSSCBR "Fuse failure" Überwachung SEQRFUF Betriebsstundenzähler für Maschinen und Geräte MDSOPT Messung Störschreiber RDRE Lastprofilrekorder LDPMSTA Dreiphasige Strommessung CMMXU1 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Dreiphasige Strommessung CMMXU2 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV Messung der symmetrischen Komponenten der Ströme CSMSQI 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Erdfehlerstrommessung RESCMMXU1 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Erdfehlerstrommessung RESCMMXU2 1 LV 1 LV 1 LV 1 LV Dreiphasige Spannungsmessung VMMXU 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV ABB 13

14 Tabelle 2. Unterstützte Funktionen, Fortsetzung Funktion IEC A B C D E F G H Nullspannungsmessung RESVMMXU 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV Messung der symmetrischen Komponenten der Spannungen Dreiphasige Leistungs- und Energieberechnung inkl. Leistungsfaktor VSMSQI 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV PEMMXU 1 HV 1 HV 1 HV 1 HV RTD/mA Messung XRGGIO130 (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) IEC LE (Spannungsteilung) 13) SMVSENDER (1) (1) (1) (1) HV = Der Funktionsblock wird an der Oberspannungsseite der Anwendung verwendet. LV = Der Funktionsblock wird an der Unterspannungsseite der Anwendung verwendet. 1, 2,... = Anzahl der enthaltenen Instanzen () = optional 1) Die Instanzen einer Schutzfunktion stellen die Anzahl der identischen Funktionsblöcke dar, die in der Standardkonfiguration verfügbar sind. 2) Io Parameter wählbar, Gemessener Io ist als Grundeinstellung voreingestellt 3) Io berechnet wird immer verwendet. 4) IoB Parameter wählbar, Gemessener IoB ist als Grundeinstellung voreingestellt 5) IoB berechnet wird immer verwendet. 6) Uo Parameter wählbar, Gemessener Uo ist als Grundeinstellung voreingestellt 7) IoB gemessen und 3IB werden immer verwendet. 8) IoB gemessen wird immer verwendet. 9) Hauptauslösung enthalten und verbunden mit dem entsprechenden HSO in der Konfiguration sofern das Modul BIO0007 verwendet wird. Wenn zusätzlich die Option ARC ausgewählt wird, wird ARCSARC mit dem entsprechenden Hauptauslösungseingang in der Konfiguration verbunden. 10) IoB gemessen und 3IB werden immer verwendet. 11) Multifunktionsschutz wird z. B. für RTD/mA-basierten Schutz oder analoges GOOSE verwendet. 12) Muss mit der Anwendungskonfiguration hinzugefügt werden, um in der Signalmatrix und im Gerät verfügbar zu sein. 13) Nur verfügbar mit COM0031-COM Schutzfunktionen Das Gerät verfügt über einen dreiphasigen Transformator- Differentialschutz mit einer unverzögerten Stufe und einer stabilisierten (verzerrten) Stufe, um einen schnellen und selektiven Schutz für Leiter-Leiter-Fehler, Windungsschluss und Überschläge an den Transformatordurchführungen zu gewährleisten. Neben der zweiten Oberschwingungsunterdrückung gewährleistet ein erweiterter Kurvenform-basierter Blockieralgorithmus die Stabilität bei der Zuschaltungen des Transformators. Eine fünfte Oberschwingungsblockierfunktion gewährleistet eine gute Schutzstabilität bei nicht allzu hoher Übererregung von Transformatoren. Der empfindliche Erdfehlerdifferentialschutz vervollständigt den Gesamtdifferentialschutz, um selbst einphasige Leiter-Erdfehler nahe dem Erdungspunkt des Transformators zu erkennen. Zum Schutz der Transformator- Wicklungen kann entweder das Niedrigimpedanz- oder Hochimpedanz-Schutzkonzept gewählt werden. Wenn der Niedrigimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz verwendet wird, werden weder Stabilisierungswiderstände noch Varistoren benötigt. Ein weiterer Vorteil ist, dass das Übersetzungsverhältnis des Wandlers am Transformatorerdungspunkt sich von denen der Stromwandler auf den Leitern unterscheiden kann. Aufgrund seines Geräteschutzes und der absoluten Selektivität erfordert der Erdfehlerdifferentialschutz keine Zeitstaffelung mit anderen Schutzstufen. Daher kann eine schnelle Fehlerlöschung erreicht werden. Das Gerät verfügt über eine thermische Überlastschutzfunktion, die die thermische Belastung der Wicklungen des Transformators überwacht, um eine vorschnelle Alterung der Isolierung der Wicklungen zu verhindern. Für beide Seiten des Transformators sind mehrere Stufen von Kurzschlussschutz, Überstromschutz, Schieflastschutz und ein Back-up-Erdfehlerschutz separat verfügbar. Es ist zudem ein auf der gemessenen oder berechneten Nullspannung basierender Erdfehlerschutz verfügbar. Je nach ausgewählter Standardkonfiguration bietet das Gerät auch dreiphasigen Überspannungs- und Unterspannungsschutz und Nullspannungsschutz. Außerdem bietet das Gerät auch einen Schalterversagerschutz. Bei Ausstattung mit entsprechender Hard- und Software verfügt das Gerät auch über drei optische Eingänge für den Lichtbogenschutz, z. B. für den Lichtbogenschutz des Leistungsschalterraums, der Sammelschienen- und Kabelabgangsräume in metallgekapselten Innenschaltanlagen. Die optischen Eingänge für den Lichtbogenschutz sind im optionalen Kommunikationsmodul erhältlich. Eine schnelle Auslösung erhöht die Personensicherheit und begrenzt Materialschäden im Falle eines Lichtbogens. Ein binäres Eingangs- und Ausgangsmodul kann optional ausgewählt werden. Drei binäre Hochgeschwindigkeitsausgänge (HSO) senken die Gesamtauslösezeit normalerweise um 4 bis 6 ms im Vergleich zu normalen Stromausgängen. 4. Verwendung Das bietet einen Hauptschutz für Zweiwicklungs- Leistungstransformatoren und Stromerzeugungstransformatoren. Ab sofort gibt es acht 14 ABB

15 I U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear R L Transformatorschutz und Steuerung Standardkonfigurationen, die umfassende Schutzfunktionen zur Erkennung und Eliminierung von Betriebsstörbedingungen und Transformatorenfehlern bieten. Standardkonfigurationen A, C, E und G sind für Transformatoren mit OS-seitiger Erdung konzipiert. Die Konfigurationen A und E umfassen einen Niedrigimpedanz- Erdfehlerdifferentialschutz. Die Konfigurationen C und G bieten Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz. Die Konfigurationen B, D, F und H passen für Transformatoren mit einem starr geerdeten niedrigspannungsseitigen Sternpunkt bzw. einem oberspannungsseitigen Sternpunkt, der über einen Widerstand geerdet ist. Die Konfigurationen B, D, F und H passen auch für Anwendungen mit einem separat geerdeten Transformator innerhalb des Schutzbereichs. Die Konfigurationen A, B, E und F passen für Anwendungen, bei denen sich das Übersetzungsverhältnis des Stromwandlers im Sternpunkt von den Übersetzungsverhältnissen der Leiterstromwandler unterscheidet. Bei den Konfigurationen C, D, G und H muss das Übersetzungsverhältnis gleich sein. Standardkonfigurationen E, F, G und H umfassen Schutzund Messfunktionen für Phase-zu-Spannung, die zweistufigen Schutz und/oder Überwachung für Transformator- Überspannung und -Unterspannung liefern. Es sind zwei optionale RTD/mA-Module verfügbar. Das für die Standardkonfigurationen A-D angebotene RTD/ ma-modul kann mittels Messumformern bis zu acht Analogsignale über die sechs RTD-Eingänge und die beiden ma-eingänge messen. Die RTD- und ma-eingänge können für die Messung der Öltemperatur unten und oben im Transformator verwendet werden. Außerdem sind die RTDund ma-eingänge zur Temperaturmessung der Umgebungsluft verwendbar. Die RTD-Eingänge bieten thermischen Schutz für Trockentransformatoren mit Pt-100- Temperatursensoren. Die Temperaturmessung über die RTD/ ma-eingänge erweitert die Funktion des dreiphasigen thermischen Überlastschutzes des Geräts. Außerdem kann einer der RTD-Eingänge auch als Widerstandsmesseingang für die Positionsinformationen des Stufenschalters verwendet werden. Alternativ kann die Stufenschalterstellung über einen ma-wandler ermittelt werden. Das für die Standardkonfigurationen E-H angebotene RTD/ ma-modul kann mittels Messumformern bis zu drei Analogsignale über die beiden RTD-Eingänge und den einzelnen ma-eingang messen. Die RTF-Eingänge können zur Messung der Öltemperatur und der Temperatur der Umgebungsluft verwendet werden. Die Temperaturmessung über die RTD-Eingänge erweitert die Funktion des dreiphasigen thermischen Überlastschutzes des Geräts. Die Stufenschalterstellung kann über einen ma-wandler ermittelt werden. Die e der Analogtemperatur oder Stufenschalterstellung können ggf. über analog horizontales GOOSE-Messaging an andere Geräte gesendet werden. Analogwerte können von anderen Geräten wiederum über den Stationsbus empfangen werden und verbessern damit die Qualität von relevanten Informationen. 3I (HV) O Standardkonf. A ANSI IEC Io (HV) 49T 50L/50NL 50P/51P 3Ith>T ARC 3I>>> 51P/51N 3I/Io RTD 87NL diolo> 87T 3dI>T 3I (LV) GUID-6657E450-7FB D-E896064D04A3 V1 DE Abb. 9. Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration A Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration A. Der in diesem Anwendungsbeispiel verwendete Hauptschutz ist der Transformator-Differentialschutz. Zusätzlich wird der Niedrigimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz auf der Oberspannungsseite des Transformators angewendet. ABB 15

16 I I U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A A Clear R L Clear R L Transformatorschutz und Steuerung 3I (HV) O Standardkonf. D ANSI IEC 49T 3Ith>T RTD 50L/50NL ARC 50P/51P 3I>>> Io (LV) 51P/51N 87NH 3I/Io diohi> 87T 3dI>T 3I (LV) GUID-46A1FCF8-F2EC EA8-636E4AEF84FC V1 DE Abb. 10. Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration D Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration D. Der in diesem Anwendungsbeispiel verwendete Hauptschutz ist der Transformator-Differentialschutz. Zusätzlich wird der Hochimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz auf der Unterspannungsseite des Transformators angewendet. 3U Uo 3I (HV) O Standardkonf. E ANSI IEC 27/59 3U</3U> Io (HV) 49T 50L/50NL 50P/51P 3Ith>T ARC 3I>>> RTD 51P/51N 59G 3I/Io Uo> 87NL diolo> 87T 3dI>T 3I (LV) GUID-3C760FFC-6D6B-4860-A198-4BA4273B32D9 V1 DE Abb. 11. Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration E Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration E. Der in diesem Anwendungsbeispiel verwendete Hauptschutz ist der Transformator-Differentialschutz. Zusätzlich wird der Niedrigimpedanz-Erdfehlerdifferentialschutz und der spannungsbasierte Schutz auf der Oberspannungsseite des Transformators angewendet. 16 ABB

17 I U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear R L I U kv P 0.00 kw Q 0.00 kvar IL2 0 A ESC A Clear R L Transformatorschutz und Steuerung 3U Uo 3I (HV) O Standardkonf. ANSI IEC E RTD Io (HV) 27/59 49T 50L/50NL 50P/51P 51P/51N 87NL 87T 3U</3U> 3Ith>T ARC 3I>>> 3I/Io diolo> 3dI>T 3U 3I (LV) O REU615 Standardkonf. B ANSI IEC 27/59 50P/51P 51P/51N 84M 90V 3U</3U> 3I>>> 3I/Io TPOSM COLTC GUID-AB31C909-F38E-4885-AFEE-E2EEE V4 DE Abb. 12. Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration E Schutz eines Leistungstransformators mit zwei Wicklungen mit Standardkonfiguration. Der in diesem Anwendungsbeispiel verwendete Hauptschutz ist der Transformator-Differentialschutz. Der Niedrigimpedanz- Erdfehlerdifferentialschutz wird auf der Oberspannungsseite des Transformators angewendet. Die RTD-Eingänge werden für die Überwachung der Öltemperatur und den Ölstand des Transformators verwendet. Zusätzlich wird ein REU615 mit der Standardkonfiguration B als automatischer Spannungsregler für den Stufenschalter des Transformators verwendet. ABB 17

18 5. Unterstützte ABB-Lösungen Die ABB-Schutz- und Steuergeräte der 615 Serie bieten zusammen mit dem Stationsautomatisierungsgerät COM600 eine echte IEC Lösung für die zuverlässige Energieversorgung in Versorgungsnetzen und für den Industriebereich. Um die Systemkonstruktion zu erleichtern und zu optimieren, sind die ABB-Geräte mit Connectivity Packages ausgestattet. Die Connectivity Packages enthalten eine Zusammenstellung von Software und gerätespezifischen Informationen, u. a. Vorlagen für Übersichtschaltbilder und ein komplettes Gerätedatenmodell. Das Datenmodell enthält Ereignis- und Parameterlisten. Mit den Connectivity Packages können Geräte anhand von PCM600 konfiguriert und in das Stationsautomatisierungsgerät COM600 oder das Netzsteuerungs- und -managementsystem MicroSCADA Pro integriert werden. Die Geräte der 615 Serie unterstützen den Standard IEC 61850, einschließlich binärem und analog horizontalem GOOSE-Messaging. Zusätzlich wird der Prozessbus mit Abtastwerten analoger Leiterspannungen unterstützt. Prozessbus mit Abtastwerten analoger Leiterspannungen wird ebenfalls unterstützt. Im Vergleich zu herkömmlichen festverdrahteten Signalen zwischen Geräten bietet die Peer-to- Peer-Kommunikation über Ethernet-LAN-Switches einer erweiterte und vielseitige Plattform für den Energiesystemschutz. Zu den besonderen Merkmalen des Schutzsystems durch die vollständige Implementierung des Stationsautomatisierungs-Standards IEC gehören die schnelle Kommunikationsfunktion, die ständige Überwachung der Integrität im Schutz- und Kommunikationssystem und die Flexibilität bei Neukonfigurationen und Upgrades. Auf der Stationsebene verwendet COM600 den Dateninhalt der Geräte auf Feldebene, um die Funktionalität auf Stationsebene zu verbessern. COM600 verfügt über eine Webbrowser-basierte HMI mit einem anpassbaren grafischen Display für die Anzeige von Übersichtschaltbildern für Schaltanlagenlösungen. Die Funktion für Übersichtschaltbilder ist besonders dann nützlich, wenn Geräte der 615 Serie ohne die optionale Funktion für Übersichtschaltbilder eingesetzt werden. Die Web-HMI von COM600 bietet auch einen Überblick über die gesamte Station, einschließlich gerätespezifischer Übersichtschaltbilder. Dies erleichtert den Informationszugriff. Auf Stationsgeräte und -prozesse kann auch von Ferne über die Web-HMI zugegriffen werden um die Sicherheit von Personal zu verbessern. Außerdem kann COM600 als lokales Data Warehouse für die technische Dokumentation der Station und für die vom Gerät erfassten Netzwerkdaten verwendet werden. Die erfassten Netzwerkdaten erleichtern ausführliche Berichte und Analysen von Netzstörungssituationen anhand der Data Historian- und Ereignisverwaltungsfunktionen von COM600. Die Protokolldaten lassen sich für die genaue Überwachung von Prozess- und Ausrüstungsleistung einsetzen, indem Berechnungen auf der Basis von Echtzeitwerten und protokollierten en verwendet werden. Ein besseres Verständnis der Prozessdynamik wird erreicht, indem zeitbasierte Prozessmessungen mit Produktions- und Wartungsereignissen kombiniert werden. COM600 kann auch als Gateway arbeiten und bietet nahtlose Konnektivität zwischen Stationsgeräten und Steuer- und Managementsystemen auf Netzebene, z. B. MicroSCADA Pro und System 800xA. Die GOOSE Analyzer-Schnittstelle in COM600 ermöglicht die Nachverfolgung und Analyse der horizontalen IEC Anwendung während der Inbetriebnahme und dem Betrieb auf Stationsebene. Alle GOOSE-Ereignisse beim Stationsbetrieb werden protokolliert, um eine erweiterte Systemüberwachung zu ermöglichen. Tabelle 3. Unterstützte ABB-Lösungen Produkt Stationsautomatisierungsgerät COM600 MicroSCADA Pro SYS 600 System 800xA Version 4.0 SP1 oder höher 9.3 FP2 oder höher 5.1 oder höher 18 ABB

19 Transformatorschutz und Steuerung ABB MicroSCADA Pro/ System 800xA Dienst: IEC Bereich: OPC COM600 Web HMI Ethernet-Switch Analoge und binäre horizontale GOOSE-Kommunikation PCM600 IEC COM600 Web HMI Ethernet-Switch Analoge und binäre horizontale GOOSE-Kommunikation PCM600 IEC GUID-4D002AA0-E35D-4D3F-A157-01F1A3044DDB V1 DE Abb. 13. Beispiel aus dem ABB System mit Relion Geräten, Stationsautomatisierungsgerät COM600 und MicroSCADA Pro/System 800xA 6. Steuerung ist mit einer Funktion für die Steuerung eines Leistungsschalters über die HMI auf der Vorderseite oder über Fernsteuerung ausgerüstet. Zusätzlich zur Leistungsschaltersteuerung verfügt das Gerät über zwei Steuerblocks für die motorbetriebene Steuerung der Trenner oder des Leistungsschaltereinschubs und für deren Positionsmeldungen. Außerdem bietet das Gerät einen Steuerblock für die motorbetriebene Steuerung eines Erdungsschalters und für die Positionsmeldung. Zwei physische Binäreingänge und zwei physische Binärausgänge sind im Gerät für jedes steuerbare primäre Gerät erforderlich, dass in Gebrauch genommen wird. Abhängig von der gewählten Standardkonfiguration des Geräts variiert die Anzahl der ungenutzten Binäreingänge und Binärausgänge. Außerdem bieten einige Standardkonfigurationen ebenfalls optionale Hardwaremodule, welche die Anzahl der verfügbaren Binäreingänge und Binärausgänge erhöhen können. ABB Falls die Anzahl von Binäreingängen bzw. Binärausgängen der gewählten Standardkonfiguration nicht ausreichend ist, werden die folgenden Alternativen empfohlen: Ändern Sie ggf. die gewählte Standardkonfiguration des Geräts, um einige der Binäreingänge oder Binärausgänge freizugeben, die ursprünglich für andere Zwecke konfiguriert wurden. Integrieren Sie ein externes Eingangs- oder AusgangsModul, beispielsweise RIO600, in das Gerät. Die binären Ein- und Ausgänge des externen E/A Moduls können für die weniger zeitkritischen binären Signale der Anwendung verwendet werden. Die Integration ermöglicht die Freigabe einiger ursprünglich reservierten Binäreingänge des Geräts in der Standardkonfiguration. Die Eignung der Binärausgänge des Geräts, die für die Steuerung der primären Geräte ausgewählt wurden, sollten sorgfältig überprüft werden, beispielsweise der Einschaltstrom sowie die Abschaltleistung. Falls die Anforderungen des Steuerkreises des primären Geräts nicht 19

20 erfüllt werden, sollte die Verwendung externer Hilfsrelais in Betracht gezogen werden. Das optionale große Display der Geräte-HMI umfasst ein Blindschaltbild mit Positionsanzeige für die dazugehörigen Primärgeräte. Für die Anwendung notwendige Verriegelungsschemata werden mit der Signalmatrix- oder der Anwendungskonfigurationsfunktion in PCM600 konfiguriert. 7. Messungen Das Gerät misst ununterbrochen die Phasenströme und den Nullstrom der Oberspannungsseite (OS) und der Unterspannungsseite (US) des zu schützenden Transformators. Zusätzlich berechnet es die symmetrischen Komponenten der Ströme und Spannungen, den maximalen Laststrom in einem benutzerdefinierbaren, voreingestellten Zeitfenster, die Wirk- und Blindleistung, den Leistungsfaktor und die Wirk- und Blindenergiewerte. Berechnete e sind auch über die Schutz- und Zustandsüberwachungsfunktionen des Geräts verfügbar. Je nach Standardkonfiguration misst das Gerät auch die Phasenspannungen, die Nullspannung und die symmetrischen Komponenten (Strom) der Spannung. Für die Standardkonfigurationen A, B, C und D sind RTD/mA- Eingänge als Option erhältlich. Mit Hilfe des optionalen RTD/ ma-moduls kann das Gerät bis zu acht Analogsignale wie zum Beispiel die e für Temperatur, Druck und Stufenschalterposition über die sechs RTD-Eingänge oder die beiden ma-eingänge mit Hilfe von Messwertgebern messen. Für die Standardkonfiguration E, F, G und H werden die RTD/ ma-eingänge optional angeboten. Mit diesen Eingängen kann das Gerät bis zu drei Analogsignale wie Temperatur, Druck und Stufenstellerpositionswerte über die beiden RTD- Eingänge oder den ma-eingang mittels Messumformern messen. Auf die gemessenen e kann lokal über die Benutzoberfläche an der Frontplatte des Geräts zugegriffen werden oder alternativ von Ferne über die Kommunikationsschnittstelle des Geräts. Auf die e kann auch lokal oder von Fern über die browserbasierte Benutzeroberfläche zugegriffen werden. Das Gerät verfügt über eine Lastprofilaufzeichnung. Die Lastprofilfunktion speichert die Lastdaten, die in regelmäßigen Intervallen (Bedarfsintervall) erfasst werden. Die Aufzeichnungen sind im COMTRADE-Format. 8. Störschreiber Das Gerät verfügt über einen Störschreiber mit bis zu 12 analogen und 64 binären Signalkanälen. Die Analogkanäle können so eingestellt werden, dass entweder die Kurvenform oder der Trend von Strom und Spannungen gemessen werden. Die Analogkanäle können so eingestellt werden, dass die Aufnahmefunktion auslöst, wenn der Messwert unter oder über die eingestellten e fällt bzw. steigt. Die Binärsignalkanäle können so eingestellt werden, dass die Aufnahme bei aufsteigender oder fallender Flanke des Binärsignals oder in beiden Fällen beginnt. In der Voreinstellung sind die Binärkanäle so eingestellt, dass externe oder interne Gerätesignale aufgenommen werden, z. B. die Anrege- oder Auslösesignale der Gerätestufen oder externe Blockier- oder Steuersignale. Binäre Gerätesignale wie Schutzanrege- und Auslösesignale oder ein externes Gerätesteuersignal über den Binäreingang können als Auslöser der Aufnahme eingestellt werden. Die aufgenommenen Informationen werden im nichtflüchtigen Speicher abgelegt und können für spätere Fehleranalysen hochgeladen werden. 9. Ereignisspeicher Zur Sammlung von Ereignisfolgen verfügt das Gerät über einen nicht-flüchtigen Speicher mit einer Aufnahmekapazität von 1024 Ereignissen und den dazugehörigen Zeitstempeln. Der nichtflüchtige Speicher behält die Daten auch im Falle eines vorübergehenden Verlustes der Hilfsspannung im Gerät. Das Ereignisprotokoll ermöglicht ausführliche Analysen vor oder nach einem Fehler. Die erhöhte Kapazität des Geräts zur Verarbeitung und Speicherung von Daten und Ereignissen bietet die Voraussetzungen, um den wachsenden Informationsbedarf zukünftiger Netzkonfigurationen bewältigen zu können. Auf die Informationen der Ereignisfolgen kann lokal über die Benutzoberfläche an der Frontplatte des Geräts zugegriffen werden oder alternativ von Ferne über die Kommunikationsschnittstelle des Geräts. Auf die Informationen kann auch über die Webbrowser-basierte Benutzerschnittstelle lokal oder von Ferne zugegriffen werden. 10. Störschriebdaten Das Gerät besitzt eine Speicherkapazität zum Speichern von 128 aktuellen Fehlerereignissen. Anhand der Aufzeichnungen kann der Bediener die Netzereignisse analysieren. Die Aufzeichnungen speichern die Strom-, Spannungs- und Winkelwerte, den Zeitstempel usw. Die Fehleraufzeichnung kann mit dem Anregesignal oder Auslösesignal eines Schutzblocks oder beiden ausgelöst werden. Es stehen die Messmodi DFT, RMS und Spitzenwert zur Verfügung. Die Fehleraufzeichnung speichert die Gerätemesswerte zu dem Zeitpunkt, wann eine Schutzfunktion gestartet wird. Außerdem wird der maximale Laststrom mit Zeitstempel separat aufgezeichnet. Standardmäßig werden die Aufzeichnungen im nichtflüchtigen Speicher gespeichert. 11. Zustandsüberwachung Die Gerätefunktionen der Zustandsüberwachung überwachen durchgehend die Leistung und den Zustand des 20 ABB

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